电力设备交接和预防性试验200例

中国电力出版社电力设备的预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。而预防性试验规程则是电力系统技术监督工作的主要依据。这方面的书籍虽已有不少，但大部分都是理论和叙述，举实例的较少，实际上实例可以使读者进一步加强理解。根据读者的需要，作者收集了大量有关的实际例子，除了在书中对试验的原理、方法、设备、接线及注意事项等方面进行必要的说明外，对每种试验项目都举实例来说明，以进一步提高读者的应用能力，扩大知识面。编写本书的基础是原电力工业部颁发的DL/T596—1996《电力设备预防性试验规程》以下简称《预规》,随着近年来电力工业的发展，试验技术也在不断进步。1996年以后还颁发了不少导则和规定，在参照了有关资料以后，本书还补充了一些重要的试验项目和方法。编写顺序基本上是按照《预规》的试验项目的次序进行的，除了一些非高压试验人员进行的项目外，大部分都涉及了。编写的方法是力求简明、实用。本书题名为《电力设备交接和预防性试验200例》,其中以预防性试验为主，也涉及交接试验的标准和内容。本书可供从事电力设备电气试验和管理人员及高校有关专业师生由于时间、水平及篇幅有限，书中难免有不足之处。希望读者给予批评指正。2004.12月一章发电机的试验同步发电机是电力系统的最主要的元件之一，它直接决定能否发电。但在制造和运行过程中，其绝缘可能受伤、质量不良或老化。因此，及早发现绝缘缺陷是完全必要的。而预防性试验正是有效的预防措施之一。的试验项目共23项。本章中就下列项目进行说明，有些个别的项目就不一一说明了。(1)定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数。(2)定子绕组的直流电阻。(3)定子绕组泄漏电流和直流耐压。(4)定子绕组交流耐压(工频50Hz和0.1Hz频率)。(5)转子绕组的绝缘电阻。(6)转子绕组的直流电阻。(7)转子绕组交流耐压。(8)发电机和励磁机和励磁回路所连接设备的绝缘电阻和交流耐压。(9)定子铁芯试验。(10)转子绕组的交流阻抗和功率损耗。(11)定子槽部线圈防晕层对地电位。(12)汽轮发电机定子绕组引线的自振频率。(13)定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量。(14)空载特性曲线。(15)三相稳定短路特性曲线。(16)温升试验。(17)转子绕组匝间短路测试。本书将从其特点，测试方法等方面说明上述各项目，同时举以实例，使读者能进一步加深理解。第一节测量定子绕组的绝缘电阻测量定子绕组的绝缘电阻是检查发电机绝缘状态最简单也最基本的方法。在现场普遍使用兆欧表，对水内冷发电机还需采用专门的兆欧表(一般由厂家提供),如ZC-3个型水内冷发电机绝缘电阻测试仪等。(1)选择兆欧表。按照DL/T596—1996《电力设备预防性试验规程》,以下简称《预规》规定：额定电压1000V以上者，用2500V兆欧表，量程一般不低于10000MΩ,对水内冷发电机用专用兆欧表。(2)检查兆欧表。先将兆欧表的接线端子间开路，转动表到额定转速(约120r/min),换或修理。(3)对被试发电机断电和放电。对被试发电机应确认已断电，然后进行充分放电，由于发电机电容量较大，至少应放电5分钟，放电时应用绝缘工具，不得用手碰触放电导线。(4)接线。将对地端子“E”接到发电机的接地端，如机壳铁芯等(如图1-1所示),将线路端子“L”接到发电机出线端，发电机定子各相绕组应首尾短接，非被试相应短路接地。对水内冷发电机，将汇水管和屏蔽端子“G”相连接(如图1-1及图1-2所示)。(5)测绝缘电阻、吸收比及极化指数。驱动兆欧表到额定转速，或接通兆欧表电源，待指针稳定后(或60s后),读取绝缘电阻值。测吸收比和极化指数时，在兆欧表停转状态，将表的“E”端接到发电机接地端，“L”端接到出线端，分别读15s及60s(或1min及10min)时的绝缘电阻。(6)读完绝缘电阻后，先断开接到发电机出线端的连接线，然后再停止摇转，以免(7)对发电机充分放电，应大于5min,分相测量时每一绕组都应为5min以上。(8)记录。测量时应记录发电机型号，编号，铭牌规范，运行位置，发电机和现场温度，现场湿度，气象情况，试验日期及使用仪表型号等。(9)在测量时的温度不同情况下对绝缘电阻应进行温度换算。换算公式如下(10)在进行对比时，应使用同一温度和同一电压、型号的兆欧表。二、实例说明实例1-1水内冷发电机定子绕组绝缘电阻三相不平衡某电厂一台汽轮发电机，型号为QFSN-200-2,额定功率为200MW,定子绕组水内冷。在预试中发现三相绝缘电阻不平衡：A相为750MΩ;B相为50MΩ;C相为750MΩ。按照《预规》规定，各相或各分支绝缘电阻的差值不应大于最小值的100%。现为(750-50)/50=14倍，明显的不合格，然后做直流耐压试验，在直流电压加到10kV时，发电机汽侧上部定子下层线棒有火花，立即停止试验。经解体检查发现相邻5根线棒有一道长约的硬伤。决定更换新线棒。经处理后测绝缘电阻为；A相750MΩ,B相1000MΩ,C相1000MΩ,互差1000-750/750=0.33,合格。某电厂的300MW发电机由于其定子由海上运输，加上当地天气潮湿，相对湿度大，用2500V专用绝缘电阻测试仪测得A、B、C三相绕组对地绝缘在200～350MΩ之间，怀疑定子绕组受潮，决定通60～80℃内冷水循环。在各加热状态下测得的各汇流管对地绝缘电阻见表1-1。为了测冷态下的定子绕组绝缘电阻，向发电机内冲入除湿后的常温压缩空气，打开汇流管的排污门，排除部分热水，在水箱内不断补充室温的合格水，测得各相定子绕组绝缘电阻，见表1-2。表1-1加热状态下各汇流管对地绝缘电阻小汇流管汽侧汇流管总绝缘电阻勋侧汇流管小汇流管汽侧汇流管总绝缘电阻励侧汇流管B5777表1-2冷却状态下各相定子绕组绝缘电阻水温小汇流管绝汽、励端汇流管总汽、励侧及小汇流管缘电阻(LΩ)绝缘电阻(kn)总绝缘电阻(kΩ)电阻(MΩ)必须注意，在通循环热水处理定子绝缘时，一定要将发电机定子密封，用大功率(如1440W)抽湿机抽湿，否则，虽然绝缘电阻达到要求，但绕组的直流泄漏电流会很大，而在《预规》中水内冷定子绕组的绝缘电阻为自行规定。该台发电机按制造厂家规定为：定子内冷水路通合格水(20℃时导电率为0.5μS/cm;pH值为7～8;硬度>2μg/kg)时，各汇流管总的对地绝缘电阻应在20～30kΩ以上，温度在10～30℃吸收比(R₆o/R₁s)值应大于1.3,定子绕组各相绝缘电阻值(相间及对地)均不低于1000MΩ(1min值)。具备上述条件后才可进行耐电压试验。由表1-2可见，在水温为34和37℃下，绝缘电阻符合规定。实例1-3绝缘电阻过低一定子线棒接地故障直流耐压试验时，在定子绕组通水情况下发电机绝缘电阻过低(A相20MΩ,B相1.5MΩ,C相1.2MΩ)当直流耐压加到5kV时A相泄漏电流已大于1500μA,C相大于300μA。将决定将定子绕组吹干水后再做直流耐压试验。吹气约40h后，用2500V兆欧表测绝缘电阻得，A相2000MΩ,B相0MΩ,C相2000MΩ,用M-14万用表测B相绝缘电阻为110kΩ。检查定子端部未见异常。决定采用对B相直流升压寻找故障点，升至4kV时，在汽侧槽口处有焦味和烟雾，停止升压。抽转子检查，发现汽侧第17槽上层线棒距槽口约10cm处有一道较细白色线条痕迹。为此，又对B相加压，当电压升至600V时，发现白色线条痕迹烧红并由线棒延伸至定子铁芯接地。原因是环氧浸透不够，并有气孔，运行中长期受油污侵蚀，导致该处绝缘薄弱。处理后再进行吹水试验，测得绝缘电阻：A相600MΩ,B相600MΩ,C相1000MΩ,做直流耐压试验合格。第二节测量定子绕组的直流电阻测量定子绕组的直流电阻是检查发电机定子绕组导电回路的完好性的重要方法，导电回路的质量问题(如焊接缺陷，断股等)将引起局部过热而损坏绝缘。一般用压降法或双臂电桥(如QJ44型电桥)测量。(1)在测试前对发电机定子绕组先对地放电。(2)应分别测量每相(或分支)绕组的直流电阻，以便比较。(3)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℃。测温度时，应使用多支酒精温度计，分别放置于齿间槽楔上、通风孔里及绕组端部等处，取平均值。(4)采用压降法时，通入绕组的电流不应大于额定电流的20%。(5)应测量每相(或分支)引线的长度及截面，根据引线材料电阻率计算出引线电阻，在计算各相(或各分支)的直流电阻时，应扣除引线电阻，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后再比较相互间差别及初次测量值。P2)分别连接到发电机定子绕组的首尾端。(7)试验引线应尽可能的短而粗；并且与定子绕组出线端有良好的接触。(8)在比较时应换算到同一温度。按式(1-2)计算式中R₂——t₂温度时的直流电阻；R₁——t₁温度时的直流电阻；二、实例说明实例1-4扣除引线电阻的计算有一台发电机，容量为7500kVA,双星形接线，共6个分支绕组，在表1-3中列出了环境温度为15℃时的实测电阻值，引线的长度和引线电阻及扣除引线电阻后的各分支绕组电阻。电阻按式(1-3)计算S—引线截面，mm²;p——6温度下的电阻率；Po铜在0℃时的电阻率(po=0.01647Ω·mm²/m)。相别实测电阻(Ω)引线长度(m)引线电阻(Ω)扣除引线电阻后的分支绕组电阻(Ω)从表1-3可知，相互间差别为(0.004446-0.004396)/0.004396×100%=1.13%小于《预规》要求的1.5%值(汽轮发电机)。实例1-5用逐段分割法寻找缺陷某台发电机型号为QF-12-2,容量12000kW,在出厂时三相直流电阻相差均在1.5%以内，1992年因B相直流电阻大而处理了不良接头。在一次出口短路后，测三相直大。为此，用逐段分割法进行查找。该发电机每相绕组有2个极相组，每个极相组有8个线圈，共16根线棒。用QF—44电桥先测B相直流电阻。用橡皮锤依次敲击B相绕组的鼻部接头和引出线及极相组连线接头，观察电桥指针的变化，未发现向题。将B相的两个极相组的连线的中间剥开绝缘Y·一螺栓连接板：■—铆接或焊接：L一直角板焊接4.1%,将V′2和V2的接头处绝缘剥开，发现V2处接头银焊料不满、V'2处接头并头套与铜连接板间银焊缝全长有裂纹，绝缘内层已黑。对缺陷进行处理后，B相电阻仍大于A、C相，对B相绕组所有引出线接头和极相组连线接头测接触电阻，均在10~16μQ之间，相差不大。用电桥直接测两极相组两端，得RB=2849μΩ,RBo=2962μΩ,△R=3.96%。将第二极相组8个线图分为两部分(如图1-4所示),测得R′Bz=1425μΩ,R”2由测量值可见，问题出在F-V2段，为了减少测量误差，对线棒端头的股线(共22股)用软铜线捆绑，并用铜板加螺栓夹紧。接着做接头发热试验，(通入800A直流约2h15min)测鼻部绝缘表面温度，互差约4℃,不足以显示接头缺陷。得，每股线电阻为r(8)=2849×22μΩ=62678μΩ。4个线圈串联时，r(4)=31339μΩ(每根股线),为简化步骤，从等值电路(如图1-5所示)上可计算得若其他股线断开一根，则[r(F-v2)]₁=r(4)//[r(4)+r(8)/20]=16415.6μΩ,断开股线的阻值比完好的要大。根据上述方法，最后查出断股的接头位于B相第二极相组的第6个线图汽侧鼻部。该接头有1股导线已开焊，(约1mm宽的缝),经补焊后测得：RA=5927μΩ.RB=5989μΩ,Rc=5902μ按《预规》要求应<1.5%,合格。由上述可见，在发电机出口短路后应按《预规》检查直流电阻(定子绕组)。寻找缺陷时，可采用逐段分割法进行，但应注意测量的正确性。第三节定子绕组泄漏电流和直流耐压泄漏电流试验的原理和绝缘电阻试验是一致的，但其所用的直流试验电压是由高压整流设备所供给的，电压比兆欧表高，且可以调节，这样绝缘本身的弱点就容易显示出来。同时，试验是用微安表来指示泄漏电流值，读数比兆欧表准确，在加压过程中可以随时监视微安表读数。因此，泄漏电流试验对于发掘绝缘缺陷比绝缘电阻试验更灵敏和有效。特别是对一些尚未贯通的集中性缺陷，通过直流耐压能够发现交流耐压时所不能发现的缺陷，尤其是发电机定子绕组端部的缺陷。泄漏电流试验属于非破坏性试验，而直流耐压试验属于破坏性试验。在现场一般使用直流耐压试验器。它使用高压硅堆作为整流元件，电源使用工频电源，对串级整流装置也采用中频电源。由变压器、电容器、硅堆，保护电阻等元件组成半波、倍压、串级整流回路，其参数将根据被试设备的电压来选择。一、测量方法(1)按图1-6所示进行接线，这两种接线主要差别是微安表的接线位置。一种是在高压侧，测量比较准确，但读数不方便，操作人员在试验中调整微安表量程时应采用安全措施，比较麻烦；另一种是在低压侧，读数方便。DC一高压整流装置：R—保护电阻；C—滤波电容器；Ry一高值电阻器；(2)确定试验电压值。根据《预规》要求选择。(3)试验前，应检查被试发电机是否停电，接地放电，检查一切对外连线是否断开。(4)应在停机后清除污秽前热状态下进行。对备用禁在置换过程中进行，排氢后含氢量应小于3%。(5)在接线后，应由第二人复查无误。(6)升压时应缓慢，按《预规》要求，每级0.5UN分阶段升高，每阶段停留1min。(7)在升压过程中，应监视发电机、试验器及微安表，一旦有异常现象应立即降压，断开电源，并查明原因。(8)降压、断电及放电。试验完成后，应迅速降压到零切断电源，进行充分放电(需5min以上),放电时，应通过适当的放电电阻(专用的放电棒)进行。(9)整理记录并绘制电流电压关系曲线。(10)对水内冷发电机采用低压屏蔽接线，如图1-7所示。电阻(通水);R₂—汇水管对地绝缘电阻(通水);L一扼流圈(11)采用低压屏蔽法试验水内冷发电机定子绕组时，应注意以下几点。1)水质要求。在通水状态下试验时，水质应维持电导率≤2～5μS/cm,pH=7～8。2)为了防止微安表因受引水管水电阻小的影响而摆动可采用并联电容器(1～2μF)(电容器外壳要对地绝缘)或降低水电导率到5μS/cm以下(如2μS/cm)。3)测得的泄漏电流应按式(1-4)校正(考虑引水管对地绝缘电阻并联影响)I₀——空载泄漏电流(即试验器电流),μA。4)通水加压前，调整电位器，即调节微安表内阻，使微安表指示零，以补偿引水管的极化电势使微安表偏转。二、实例说明实例1-6空冷发电机寻找绝缘缺陷(端部)某厂一台汽轮发电机，TQ-25-2型，10.5kV,星形接线，54槽，在预试中发现定子线圈三相泄漏电流明显不平衡，三相绕组在2.5Un下泄漏电流为：IA=52μA,IB=270μA,Ic=394μA;Ic和Ig已远大于1A,不合格。采用一相加压，另两相经微安表接地测得结果如下：可见，除BC两相绕组间存在泄漏电流通路外，C相还存在直接人地的通路。进一步把三相分成六个分支，加2.5UN直流耐压。测得数据见表1-4。泄漏路径总泄漏电流流经A1分支8流经A2分支流经B1分支流经B2分支流经C1分支流经C2分支由表1-4a可见，B1分支有90%泄漏电流流经C1分支入地；C2分支有85%以上泄从绕组展开图(如图1-8所示)可见，B1分支和C1分支所有线棒都不在同一槽内，故此两分支发生关系的部位是在端部交叉部分，包括鼻部、端部层间垫圈，绑环支架等。BB于是，扒开B1、C1分支所有并接头绝缘，发现C1分支19、20号槽上层线棒励侧接头及B1分支18号槽上层线棒汽侧接头处绝缘已烧焦，有大块的锡疙瘩；B1分支37、38号槽下层线棒励侧线头，18号槽上层线棒及38、39号槽下层线棒汽侧线头的铜股线被打弯折叠，绝缘未包住。接着将C2分支分解为C2a和C2b,分别测泄漏电流，测得数据见表1-5。表1-5分解后测泄酒电流值一由表可见，这两部分都有对地捷径，检查发现48、49号槽上层线棒汽侧线头与端部层间绝缘垫之闾有焊锡搭接，50号槽上层线棒的绑环支架扬角处已露铁。检查A1、B2分支时，发现A1分支励磁侧30号槽下层线头对应的绑环支架垫块被包人并头套绝缘中。总的检查发现B相缺陷16处，C相缺陷17处，C相最严重。经处理后再测泄漏电流值见表1-6,已完全正常。试验电压(kV)5666实例1-7空冷发电机三相泄漏电流不平衡某发电厂空冷发电机，TS845/159-A、B、C三相泄漏电流分别为65,6600,4000μA,计算互差，得分析原因如下。(1)该发电机曾在线棒端部表面不恰当地喷涂半导体漆层，降低了它的绝缘性能。(2)B、C相绕组线棒端部锥体接缝处裂纹受潮，引起泄漏电流明显增加。在大修中，对上述部位进行了处理后，三相泄漏电流基本平衡。实例1-8泄漏电流随时间而增大在小修时按《预规》要求做2.0U、直流耐压，测得三相泄漏电流不平衡。C2分支在40s后，泄漏电流由20μA增至80μA。在大修中进行分解试验，发现C2分支3号槽下层线棒泄漏电流为96μA,检查发现该线棒在励侧距槽口220mm处有豆粒大的一块修补充填物，附近绝缘已变色。5号槽下层线棒泄漏电流为26μA,检查发现线棒在励侧距槽口320mm处绝缘内嵌有一段长5mm,φ1mm的磁性钢丝；4号槽上层线棒抬出后整体断裂，属于制造缺陷。在更换线棒后，三相泄漏电流平衡。实例1-9泄漏电流随电压不成比例显著增加某台发电机，A相在2.0Un和2.5Un的电流阶段的泄漏电分别为50μA和75μA,计算得试验电压和泄漏电流的增长率为可见，泄漏电流的增长率较试验电压的增长率大I倍，经检查发现其绝缘受潮。经处理后问题解决。实例1-10通水情况下做水内冷电机泄漏电流和直流耐压测试某厂水氢氢冷发电机，型号QFSN-300-20-2型，电压20kV由于结构问题，其底部积水很难吹干，因此采用在通水情况下做试验。(1)试验前准备。1)拆除发电机和封闭母线的连线。2)撤出发电机中性点的连线。3)发电机定子绕组通冷却常温水，其导电率≤1.5μΩ/cm。4)将发电机转子接地。5)进行发电机膛内排氢，膛内含氢量应在3%以下。6)将发电机测温元件全部短接并接地。7)将发电机的电流互感器二次侧全部短接并接地。8)将汇水管的接地连片断开。(2)试验方案。1)按《预规》要求，直流耐压值为2Un,即40kV。2)测试定子绕组绝缘合格。3)按照试验接线图接线，并仔细检查无误。A相B相C相耐压前(MQ)耐压后(MQ)四∞四4)试验电压按每级0.5Un分阶段升表1-7绝A相B相C相耐压前(MQ)耐压后(MQ)四∞四5)在耐压过程中，泄漏电流超过3mA表1-8试验电压(kV)A总电流绕组泄漏电流B总电流绕组泄漏电流C总电流绕组泄澜电流根据《预规》要求，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述数据可见该电机合格。某厂水内冷发电机，QFQS-200-2型，15.75kV,其定子绕组直流耐压和泄漏电流测量数据见表1-9。不同试验电压下的泄溺电流(μA)A内部放电BC内部放电注通水水温12.5℃.导电率2.93μS/cm。由表1-8可见，A、C相分别在2.0Uɴ和2.5Un下放电，经检查为励侧端部相间引线磨损露铜引起汇水管及支架放电所致。实例1-12检出泄漏大的线棒简便方法——U形检测器-3从上述几个实例可见，检出有缺陷线棒的过程是较麻烦的，有一种新方法是采用U形检测器，较简便有效。其测量接线如图1-9所示，U形检测器由一个内部装有电阻分压器的绝缘管及U形金属电极组成。检测器经过限流电阻Rs与微安表连接。U形电极固定在绝缘管一端。试验时，被试相(或支路)加1.5~2.0Un电压，将U形电极逐个插人被试线棒的渐开线并沿表面纵向移动，当电极移到靠近缺陷部-31—绝缘管；2—U形金属电极；3—被试端部线1—绝缘管；2—U形金属电极；3—被试端部线变压器；V一整流管不平衡。1982年用分解法查找换了一个线棒，但仍不平衡，1984年大修前2.5U、直流耐压测得B、C相泄漏电流高达6600、4000₄A,在1.5Un交流耐压时，B相89、90号上层线棒下端鼻部接缝处绝缘击穿，C相在1.7U、交流耐压时，92号下层线棒下端鼻部接缝也击穿。根据缺陷性质和特点，对被试相线棒加2.0Un直流电压，用U形检测器检测，分别检出B相375号上层，78、79号上层，C相81号及A相254号上层鼻部接缝有缺陷。将上层线棒上、下端部(175、330mm)和下层线棒下部(70～90mm)的半导体漆层刮掉，测试结果是三相泄漏电流平衡，2.5UN直流耐压通过，见表1-10。A28一BC3实例1-13判断水内冷发电机绝缘受潮某电厂在对一台QFQN-200-2水内冷发电机的预试中，通过分析泄漏电流不成比例的增长及绘制电流—电压曲线；及时判断出发电机产生受潮缺陷。试验数据见表1-11。表1-11泄电流实测值不同试验电压下的泄漏电流(μA)1992年2月17日A只加到1.75U×BC1992年2月19日71991年9月4日A8BC由此可绘制出I₃=f(Us)曲线，如图1-10和图1-11所示。从图1-10中可见1992年2月17日的试验中A相加到10UN后I,上升较快，同年2月19日的试验中C′相更为明显而1991年的试验(图1-11)则无此异常。由此，可得出以下结论。图1-11I,=f(Us)曲线(1991年9月4日)(1)相邻试验电压下泄漏电流差值。以A相为例，当Us=Uɴ时，Ix=106μA,Us=1.5UN时，Ix=700μA;则△Ix=(700-106)/106×100%=560%,△Ix>20%,超标。(2)非线性系数K。以A相为例，当Us=0.5UNI₃=24μA,(3)三相之间泄漏电流最大与最小值差。取BC相压1.5Un下比较，△I₃=(1000-148)/148×100%=575.6%,远大于100%的要求。从以上分析看，缺陷位于端部，表现为严重受潮。分析原因是加固端部用的涤纶玻璃绳电气性能不理想，个别未浸透环氧树脂，运行中吸人油，成为线圈间的短路通道。交流耐压是一种破坏性试验，是确定发电机定子绕组绝缘水平的决定性项目，比直流耐压能更有效地发现槽部绝缘的缺陷，但并不能代替直流耐压。交流耐压试验的设备应按被试发电机的电压，容量和现场实际试验设备条件来决定，通常试验变压器是成套设备。各单位在购置试验变压器时应对本单位的电气设备在试验电压下的充电进行计算，根据充电电流小于试验变压器的额定输出电流的原则来选择试验变压器的容量。充电电流I可以用式1-5计算，即式中u——试验电压；cx——被试物的电容，可用西林电桥来测定。一、测试方法(1)试验应在停机后，清除污秽前热状态下进行。备用状态的可在冷状态下进行。(2)应在其他的绝缘试验合格后再进行交流耐压。(3)试验现场应有遮栏、标志牌并有专人监视。(4)调正保护球隙，使其放电电压为试验电压的105%～110%,连续试验3次应无明显差别，检查过流保护装置动作可靠性。(5)根据图1-12所示试验接线图接好线后，应由专人检查，确认无误。(6)试验应分相进行，被试相加压，非被试相短接接地(如图1-12所示),转子绕组接地。(7)升压必须从零开始，不可冲击合闸，在75%试验电压前可以任意速度升压，以后均匀升压，以2%试验电压/s速率升压。(8)在升压和耐压过程中，若发现异常情况，如电压表指针摆动大，电流表急剧增加电流，发电机内发生冒烟、出气、焦臭、闪络、燃烧或击穿响声时，应停止升压，降压后查明原因。(9)一般耐压时间为1min。(10)试验前后应测发电机的绝缘电阻，吸收比，两次测量结果不应有明显差别。(11)水内冷电机一般应在通水情况下进行试验。合格水的条件是：20℃时导电率为温度在10～30℃范围内R₆o/R₁₅之值应大于1.6,发电机定子绕组的各相绝缘电阻值(相图1-12工频耐压试验原理接线图间对地)均不低于1000MΩ(1min时的数值)。(12)对水内冷电机的测温元件的连接导线对地短路，同时应检查测温元件本身，连接导线对地或对绕组导体的绝缘电阻值(可用250V兆欧表测不低于1MΩ)。(13)对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。实例1-14水内冷发电机局部更换定子绕组某电厂一台发电机(型号为QFSN-200-2,200MW,15.75kV)在进行局部更换定子绕组时，对新线棒进行交流耐压试验。试验过程如下。(1)拆除故障线圈后，留在槽中的老线圈进行交流耐压试验电压为27.6kV[0.8×(2Un+3.0)],试验合格。(2)线圈下线前，试验电压为新线棒45.8kV(2.75Uɴ+2.5),旧线棒35.35kV但其中有一根新线棒在40kV时被击穿，重新更换后试验合格。(3)下层线圈下线后，试验电压为31kV[0.75×(2.5Un+2.0)]试验合格。(4)上层线圈下线后，打完槽楔与下层线圈同试，试验电压为30.3kV,试验合格。(5)电机装配后，分相试验电压为23.6kV(1.5Un)试验合格。以上整个过程的试验电压值是参照《预规》中有关“整台条式线圈(在电厂修理)的试验电压”而制定的。实例1-15定子绕组全换绕组交流耐压有一台25000kW汽轮发电机(空冷),由于运行年久，定子绕组绝缘老化，进行将旧绝缘全换为新绝缘线棒的工作，换线过程中按《预规》规定的不分瓣定子条式线图的试验电压进行交流耐压试验。(额定电压为10.5kV)(2)下层线圈下线后，采用每班下线后做一次交流耐压试验。2.5Un+4.5=26.7kV,其中有一个班下的线棒有一根被击穿，部位在槽口，原因是下线时因线棒形状较差，被硬卡伤。(3)上层线圈下线后，打完槽楔后测交流耐压，因每班只能下若干个线棒，故仅试上层线棒，2.5UN+4.0=26.65kV。试验合格。(4)上层线圈全下完，打完槽楔后与下层线棒同试。2.5Un+4.0=26.65kV。试验合格。(5)焊好并头，装好连线，引线包好绝缘。2.25Un+4.0=24kV试验合格。(分相)(6)电机装配后(分相)2.0Uɴ+3.0=23.13kV。试验合格。随着电机容量的增加，发电机绕组对地电容量也越来越大，特别是水轮发电机，交流耐压试验的设备容量也越来越大，给试验带来了困难。由于采用0.1Hz比采用50Hz的频率减小了500倍，解决了试验设备容量的难题。因此，在《预规》中说明：有条件时，可采用0.1Hz(超低频)耐压，试验电压为工频试验电压峰值的1.2倍。由研究可知，0.1Hz电压在绕组端部绝缘的分布，介于50Hz和直流电压之间，故易检出槽口及其附近绝缘的缺陷。0.1Hz高压发生装置使用较多的有下列三种。(1)调幅机械整流式0.1Hz高压发生装置。其原理接线如图1-13所示。电动调幅调压器(3kVA,0～200V)把等幅的正弦波电压变为调幅的正弦波交流电压；试验变压器将调幅电压升到所需电压。用高压分频器用以分出0.1Hz电压波形。图1-13调幅机械整流式0.1Hz高压发生装置(2)调幅硅整流式0.1Hz高压发生装置。其原理接线如图1-14所示。用电动调压器输出包络线为0.1Hz正弦电压，经试验变压器及高压硅堆整流，再加到被试发电机上。(3)电子式0.1Hz高压发生装置。其原理接线如图1-15所示。用晶闸管对50Hz电压进行调幅控制，由试验变压器升压，配用不同电压和容量的高压试验变压器，可获得不同的输出电压和电流，由于无机械运动部件，故技术上较先进。实例1-160.1Hz、50Hz及直流耐压对比试验对一台10.5kV,41.25MW,运行22年的水轮发电机定子云母烘卷绝缘，用0.1Hz,50Hz及直流耐压进行击穿试验，对重换绝缘的126根线棒试验(采用交叉式测试),取得端部、槽部及槽口绝缘的击穿数量和击穿率，见表1-12。表1-12三种试验方法的对比50Hz电压直流电压0.1Hz电压SOHz电压直流电压0.1Hz电压16次/12.7%16次/12.7%11次/8.7%12次/9.5%10次/7.9%7次/5.6%由表1-12可知，0.1Hz电压检出端部绕组绝缘缺陷效果近似于直流电压；50Hz电压检出槽部绝缘缺陷较灵敏，0.1Hz电压次之；检出槽口绝缘缺陷50Hz最好，0.1Hz和直流电压相近，次之。因此，0.1Hz试验兼有直流耐压作用，其试验效果处于50Hz交流和直流电压之间。某电厂对其水轮发电机进行0.1Hz试验。试验采用调幅机械整流式0.1Hz高压发生装置，其接线如图1-13所示。试验电压峰值U'm、按式(1-6)计算K——试验电压倍数，一般为1.3～1.5;试验2台机组结果如下。由式(1-4)可计算得试验电压峰值为U'mx=√2×1.15×1.5×13.8kV=33.6kV。该发电机定子绕组绝缘为环氧粉云母带，试验结果是该机绝缘较好。(2)型号TS550/80-2612.5MW,6.3kV。由式(1-4)可计算得试验电压峰值为是A.B相正常，C相在48s时击穿，击穿点绝缘已流胶，分层。第六节转子绕组的绝缘电阻转子绕组在运行中受到电、热以及机械力的作用，因此虽然转子的电压较低，对其绝缘电阻还是有要求的。《预规》要求在室温时，其绝缘电阻一般不小于0.5MΩ;水内冷转子绕组在室温时一般不应小于5kΩ。测量仪器用兆欧表，一般用1000V兆欧表测量；水内冷电机用500V及以下兆欧表测量。(1)试验时，要提起转子滑环上的电刷，断开励磁回路，兆欧表“L”端子接转子滑(2)可在不同运行状态下测量。在测不同转速下的绝缘电阻时可用兆欧表测。测试时，发电机与系统断开，提起转子滑环电刷，使用带绝缘手柄的专用铜刷接触滑环和轴，绝缘手柄的绝缘应良好。在测负载状态的绝缘电阻时，可用高内阻万用表(大于20kΩ/V)分别测两滑环间电压U₁和U₂,U₁为正极对轴，U₂为负极对轴电压，计算出绝缘电阻R此值可供综合分析用。(3)在测试前后应注意充分放电(放电5min)。二、实例说明实例1-18水氢氢电机的转子绝缘电阻测试某电厂水内冷发电机，QFSN-200-2型，容量200MW,额定励磁电压455V;额定励磁电流1763A。冷却方法，定子绕组水冷，转子绕组氢冷。自1996年7月～2000年6月，该机转子绕组的绝缘电阻逐年下降，其测试值见表1-13。绝缘电阻(MΩ)2000年3月后、多次发生转子一点接地，接地电阻为0.5MΩ左右，由于接地电阻较高，又测量其转子正、负数对地电压，以判断接地点，测试数据见表1-14。3月28日08月12日0由测试数据判断接地点位置在负极侧。同年9月又进行了不同转速下的绝缘电阻测试，其数据见表1-15。转速(r/min)0绝缘电阻(MQ)转速(r/min)4绝缘电阻(MΩ)数据表明转速上升时绝缘电阻下降，可见绝缘电阻值与转速有关。从2001年1月到3月进行了跟踪测量，其接地电阻稳定在0.7MQ左右，因此可判定该机转子绕组接地点在负极侧，接地性质为动态高阻接地。实例1-19双水内冷发电机转子线圈一点接地的处理QFSS-200-2型，200MVA,其转子线圈为水冷，励侧(入水侧)有16根不锈钢引水管，汽侧(出水侧)有15根不锈钢引水管。引水管装在管槽内，里端与线图的空心导线连接，外端和绝缘引水管相连，构成转子线圈冷却水通路，其连接示意图如图1-16所示。1986年12月大修后做起机前试验，先在通水情况下测转子线圈绝缘电阻，为4kΩ。后测零转速下交流阻抗，当加压到32V时，电流急剧上升。立即停止试验，再测转子线图绝缘电阻已为零，认定是金属性接地。为查找接地点，先在转子线圈上加直流电源，测内滑环(正)对地电压U+e为10.06V外滑环(负)对地电压U_为11.35V,用常用公式×100%根据线圈总长度，计算出接地点在励侧第4槽。拔下励侧水护环，在引水管上测对地电压，最低的是6号管(0.78V)和12号管(0.82V),其余均在4V以上，可断定接地点在6,12号引水管之间的线圈上和汽侧5号引水管上(见图1-16),拔下汽侧水护坏，加直流电压汽测引水管对地电压，其数据见表1-16。水管号987654电压(V〉7由表1-16可见，5号管电压最低，相邻管电压逐次升高。将5号管向里侧敲打时，接地现象便消失，绝缘电阻为100kΩ,向外侧敲打时，绝缘电阻降到4kΩ。取出槽内的全部7块槽楔，靠里边的第7号槽楔的前端斜坡处有明显放电烧伤痕迹。处理后，绝缘电阻上升到200kΩ,升速和定速时均为150kΩ,接地故障已消除。从上述可见，由于转子电路和水路是用水盒焊接在一起，焊接处压降比导线本身大得多、且导线总长度误差大、加上测试误差，故用直流压降法计算误差较大，本例是用引水管分点测对地电压来定接地点的。第七节转子绕组的直流电阻测量转子绕组的直流电阻是大修时的常规试验项目，如果直流电阻发生较大的变化，超过了《预规》的要求，就有发生匝间短路或焊接不良的可能，必须查清原因。按《预规》要求是：与初次(交接或大修)所测结果比较，其差别一般不超过2%。一、测试方法(1)测试方法和定子绕组测直流电阻方法相同。(2)应在冷状态下进行。(3)测量显极式转子绕组时，应对各磁极线圈间的连接点进行测量，也就是测量各个线圈及其连线的直流电阻。二、举实例说明实例1-20匝间短路的预测某厂一台水氢氢发电机，WT225-083-AF3型，313MW,15kV转子电压为311V,转子电流为3875A。在大修中测转子绕组直流电阻下降了3.1%,见表1-17。直流电阻(Ω)与出厂时比较的变化率(%)此外，转子交流阻抗及功率损耗也发生了显著变化。(见本章第十一节),根据变化情况可以初步认定转子绕组存在匝间短路现象，但在当时还不具备处理条件，并缺乏综合试验数据，决定继续运行，加强监视，增加检测手段，缩短检测周期。1990年进行了处理(见本章第十八节)。按《预规》要求，显极式大修时(和更换绕组后)要进行交流耐压试验，原因是这种转子绝缘被击穿后较容易修理。而对隐极式转子只在局部修理槽内绝缘及局部更换绕组并修好后才做此项试验。一、测试方法(1)测试方法和定子绕组交流耐压相似。(2)对于水内冷转子应在通水情况下进行试验。(3)由于一般励磁电压都较低，故试验电压也较低，例如：300MW发电机(QFSN-300-2)的励磁电压为365V,对隐极式转子为5Un,即5×365V=1825V。故用一般的试验变压器就可以了。当然，试验前后的充分放电还是必要的。对隐极式转子一般情况下不做交流耐压，但在寻找接地故障点时，也可用来判断接地点的位置。实例1-21用交流耐压判定接地故障点某电厂一台200MW发电机(水氢氢冷却方式)其励磁电压为455V,由绝缘电阻及交流阻抗及损耗试验得判定该机转子绕组接地点在负极侧，接地性质为动态高阻抗接地，但未发现有匝间短路。在对转子绕组做交流耐压试验时，当试验电压加至1800V时，发现负极滑环侧有放电声，同时有烟雾。用1000V兆欧表测绝缘电阻为10MΩ,判断接地点在转子负极滑环引线及导电螺钉处，解体检查发现导电螺钉紧力不够，其硅橡胶密封套已过热变形，结合面已碳化，有明显的放电痕迹。导电螺钉经金属垫圈与大轴构成接地点，从而造成高阻接地。第九节励磁机和励磁回路设备的绝缘电阻和交流耐压发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备和采用的励磁方式有关，该回路的设备的绝缘状态的良好与否是十分重要的，当励磁回路一旦发生故障(如接地，失磁等)将严重影响发电机的正常运行。所以《预规》要求对其回路所连接的设备在小修(或大修时)应测绝缘电阻并做交流耐压。(1)小修时用1000V兆欧表，大修时用2500V兆欧表测绝缘电阻，不应低于0.5MΩ,(2)大修时做交流耐压1000V,方法同定子绕组。(3)由于回路连接的设备较多，应对整个回路进行专人监护，并和发电机转子及励磁机电枢断开。二、实例说明实例1-22绝缘电阻低某厂一台125MW发电机的励磁回路在预试中发现绝缘电阻为0.2MΩ,小于规定的0.5MΩ,通过逐段寻找，发现整流柜上的主绝缘板有缺陷，更换新的绝缘板后，绝缘电阻上升到20MΩ。发电机定子铁芯损耗试验，是检查定子铁芯绝缘情况的有效方法。在《预规》中要求在重新组装或更换、修理硅钢片后或有必要时应进行此项试验，所谓必要时是指发电机定子绕组故障，定子铁芯受到损坏或运行中发现定子有局部高温以及在大修检查中怀疑铁芯绝缘有短路等必要情况。《预规》还规定，采用50Hz工频电源，在磁密为1T下持续试验时间为90min,在磁密1.4T下持续时间为45min。在1T下齿的最高温升不大于25K,齿的最大温差不大于15K,单位损耗不大于1.3倍参考值，在1.4T下自行规定。(1)试验接线。接线图如图1-17所示，所用仪表不低于0.5级。用一台红外热像仪测量温度。(2)励磁线圈和测量线圈的计算。励磁线圈按式(1-7)计算匝数式中B——铁芯轭部磁密，一般取1TU₁——励磁线圈电压；式中l——定子铁芯轴向净长，cm;n--—通风沟数；h₁---定子铁芯齿高，cm。励磁电流按式(1-6)计算式中Dy——定子铁芯轭部中间对应的铁芯直径，cm;H₀——磁场强度(一般可取2.15～2.3),A/cm。电源容量按式(1-9)计算励磁绕组导线截面按3A/mm²选择。测量线圈应单独设置，其匝数W₂可按式(1-10)计算U₁——加在励磁线圈上的电压，V。1)用50mm²导线将定子绕组三相短路接地，如定子接地。2)如图1-17所示接好试验电路，使励磁和测量线圈互相垂直。3)准备20多支酒精温度计，在齿部按圆周和轴向分散放10多支，轭部放2支，并测取铁芯初始温度和室温。有条件时，可用红外热像仪测温和进行记录。4)接通电源，读取表计指示值后迅速断开电源，按式(1-11)计算实际磁密B'实际磁密B'应和选定的值相符合，若相差很大，则应适当调整匝数。5)再接通电源，10min后，用红外热像仪进行发热状况，如发现有明显过高，冒烟或发红现象，应停止试验，并做记录。每隔10min读取一次表计值或红外线测温值。连续90min后断开电源，结束试验。6)注意事项。a.励磁和测量线圈导线应绝缘良好，不触及铁芯(不能用金属外皮导线或铠装电缆)。b.防止金属物落在发电机内。c.应采取措施防止通风影响温度。7)测量数据计算公式。a.铁芯轭部实际磁密b.单位铁损铁轭质量M=πD₈yS×7.8×10⁻³=c.最高齿温差的换算式中——最高齿温℃;d.齿最高温升换算实例1-23定子铁芯齿损伤——做铁芯试验检查某电厂一台发电机，QFSS-300-2型(300MW;双水内冷。)在停机检查时，发现定子汽侧铁芯齿表面有若干被硬物打成的大小不一的凹坑，硅钢片齿表面被打变形，倒向通风沟。为此，决定做定子铁芯试验。试验接线采用了如图1-17(b)所示的接线，电源用两台1250kVA变压器，磁密按1T考虑，H₀取0.5A/cm。试验结果如下：①磁密实际值为1.0209T;②最高齿温升(换算至1T)为25K;③最高齿温差(换算至1T)为25K;④试验持续时间为90min。可见，齿的最大温差已超标(15K),对热点处理后，再次试验结果如下：①磁密实际值为1.0209T。②最高齿温升(换算至1T)为17K。③最高齿温差(换算至1T)为13K。④试验持续时间为90min。由此结果可知，处理后缺陷已消除。测试发电机的转子绕组交流阻抗和功率损耗是判断转子绕组是否有匝间短路的一种方法，在《电力设备交接试验规程》(以下简称《交规》)和《预规》中都有规定，当有匝间短路时，交流阻抗将减小，功率损耗将增加。(1)选择合适的测量仪表，包括电压表、电流表、功率表。使用诡压器开行调压、(2)测量前，应用调压器升降压多次，以消除转子剩磁的影响。(3)每次试验应在相同条件下进行，试验电压峰值不超过额定励磁电压。试验坝成如图1-18所示。图1-18转子绕组交流阻抗试验接线(4)隐极式转子应在膛外及膛内在不同转速下测量；显极式转子应在膛外对每个转子绕组测量。(5)在相同试验条件下与历年数值比，不应有显著变化。(6)在转动情况下测量时，引线要用带有绝缘手柄的铜刷与转子滑环相接触。二、实例说明实例1-24测试结果在测量误差范围内某电厂125MW双水内冷发电机，QFS-125-2型，额定励磁电压为265V,额定励磁电流为1650A,转速为3000r/min。在交接试验时进行了转子交流阻抗和损耗的测试。测试数据见表1-18,将测试数据与出厂数据(见表1-19)作比较，得出结果是：在测量误转速(r/min)电压(V)电流(A)阻抗(Ω)0超速(r/min)电压(V)电流(A)阻抗(Ω)损耗(W)0..制造厂测试数据电压(V)电流(A)阻抗(Ω)损耗(W)0超速(r/min)电压(V)电流(A)阻抗(Ω)损耗(W)0实例1-25交流阻抗减小，有匝间短路征兆某电厂100MW发电机，SQF-100-2型，双水内冷，转子电压245V,转子电流为该发电机1982年投产，在1988年大修中发现交流阻抗静态值减小，而随转速的升高又逐渐正常。针对此情况决定进行动态交流阻抗跟踪测试，其结果见表1-20。表1-20交流阻抗(膛外、静态、未通水)温度(℃)1984年8月8日1986年9月2日1988年8月2日1990年8月10日1992年8月7日1994年7月26日从表1-20中可见，1994年测得的电流及交流损耗分别比1984年的增加了20.30%及23.12%,而交流阻抗却下降了20.33%。再测直流电阻1994年比1984年也下降了3.26%。故初步认定该转子绕组存在匝间短路征兆。对不同转速下的交流阻抗数据(见表1-21)进行分析，可以看出其匝间短路是动态的。即低转速时有匝间短路，随着转速升高逐渐好转，到3000r/min时基本消失。根据其运行情况振动值未超标，说明在静态和低转速下有轻度匝间短路，决定加强监视，停机检修时进行检测。表1-21动态交流阻抗转速(r/nin)1984年9月18日0续表转速(r/min)1986年9月19日01988年9月6日01990年9月7日01991年9月24日01992年9月10日01993年8月7日01994年8月19日0此外，应配合用功率表相量投影法试验，也发现有匝间短路现象(见本章第十八节)。实例1-26交流阻抗不随转速而变化-—稳定性短路某厂一台300MW发电机，在1988年7月发电机大修时，做转子的常规预防性试验，发现转子交流阻抗及功率损耗分别为2.190及12640W,较1979年试验结果分别减少和增长了-20.4%和+30.0%。转子直流电阻也下降了3.1%。初步认定发电机转子绕组存在匝间短路现象，但尚未下定论，在1988～1990年间，缩短试验周期进行测试，其结果见表1-22及表1-23。表1-22交流阻抗及损耗历年试验数据试验日期阻杭Z(Ω)变化率△Z(%)表1-23不同转速下交流阻抗及损耗(1989年)转速(r/min)阻杭Z(Ω)从表1-22及表1-23中可见，1979～1989年间，交流阻抗是逐年减少，而损耗却逐年增加；在不同转速下的交流阻抗随转速的变化不大，说明转子绕组短路为稳定性短路。第十二节定子槽部线圈防晕层对地电位发电机的定子绕组在制造和修理过程中，对定子线棒进行防晕层处理，以减小电晕腐蚀，在下线时在线棒防晕层和铁芯槽之间加填半导体绝缘板，以减小或消除绕组导体表面与铁芯叠片间的空隙，防正放电。当在运行中发现检温元件电位升高、槽楔松动或防晕层损坏时，应对定子槽部线圈防晕层进行测试。图1-19测量表面电位示意图1、2—金属探针；3一定子绕组(1)对定子绕组施加额定相电压值。(2)用高内阻电压表测量槽内绕组表面对地(铁芯)的电压值，要求不大于10V,如图1-19所示。(3)测量时可将槽沿铁芯长分为若干段。二、实例说明实例1-27全换定子绕组——槽部防晕层对地电位对某电厂一台汽轮发电机(50MW10.5kV)全换绕组后进行了测量防晕层对地电位试验。该机定子绕组原为老式的云母绝缘，在更换绕组时采用了环氧B级粉云母带绝缘，在防晕措施方面，线棒的槽部采用石棉带并绕，并刷5150环氧半导漆，在端部采用玻璃丝带1/2绕、并刷5145醇酸半导漆。下线后在各线棒和槽壁之间加填0.2～0.5mm的半导体绝缘板，槽楔及线围对铁芯及线圈间采用半导体垫条。在下线后打槽楔之前进行了表面电位测试，该机铁芯全长3760mm,共108个槽，将铁芯沿轴向分为10点，共测量1080点，定子绕组施加额定电压10.5kV,测试结果如下：))N自(要0①表面电位<5V的共占70%;②表面电位<1V的共占25%;③表面电位5V和10V之间的占5%。对其中几个接近10V的进行了进一步的加塞半导体绝缘板处理，处理后再测时全部在6V以下。第十三节汽轮发电机定子绕组引线的自振频率发电机在运行中，定子线棒受到交变电磁场的作用。特别是大型发电机，其电流大，因此电磁力就大。无论是定子线棒的槽部和端部都受到2倍工频(100Hz)的电磁力的作用，而端部即使在绑扎后也不能形成刚体，如果其机械固有频率在100Hz附近，则线棒在电磁力作用下将发生共振，轻者磨损，重者导致事故。而采取测量端部绕组固有频率(自振频率)的方法，是抑制发电机端部发生共振的必要检测手段。在《预规》中要求自振频率不得介于基频或倍频的±10%范围内，即110～90Hz范围内，在DL/T735—2000大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量和评定中则规定引线固有频率不得介于94~115Hz之间。国外公司除了要求自振频率应避开100Hz范围外，还要求每个测点的振幅不超过规定值，表1-24为法国ALSTOM公司规定的测试标准。具体的测点位置如图1-20所示。1N力下的振幅值(峰峰值)(μm)ABCDE一、测试方法目前通常采用的激振方式是锤击法，其测试系统一般由力锤、传感器、频谱分析仪等构成。力锤的内部装有压电式力传感器。这种方法也称为频谱分析法，其特点是能快速、准确、直观地将频谱图显示在屏幕上，同时，对被测量信号进行快速处理，并贮存。测量步骤如下。(1)将加速度传感器用真空泥固定在定子端部被测线棒或引线上。(2)用力锤锤击线棒或引线。通过传感器将力信号和加速度信号传输至频谱分析仪。(3)从分析仪显示的频谱曲线上读出线棒或引线的固有频率。二、实例说明实例1-28固有频率和振幅值超标某电厂进口(法国)330MW发电机，在大修时对发电机定子端部绕组进行测量检查。测量数据见表1-25。由实时快速傅立叶分析仪测得的频谱如图1-21所示。表1-25引出线自搬频率值123456径向切向轴向由5号引出线频谱图可见，自振频率值和振幅值都超标。现场检查结果，其压板的螺栓、螺母、锁片均未松动，外层绝缘环环氧树脂也未见脱落开裂现象，故暂不做调频处理，仅加强对该部位的监视，以便发现问题立即处理。实例1-29水路堵塞，端部振动某电厂一台800MW发电机，在2003年10月10日在运行中发生跳机事故，励侧(发电机靠励磁机的一侧)H1A引线鼻端烧损，通过热水流试验，发现该机56、15号线棒固有频率接近100Hz,原因是水路堵塞，端部振动。第十四节定子绕组端部手包绝缘施加直流耐压测量由于国产的100MW、200MW和300MW水氢氢冷却方式的汽轮发电机多次发生定子绕组端部手包绝缘因质量不佳而引起绝缘击穿和短路事故，而直流耐压试验又难以发现缺陷，故在《预规》中增加了此测试项目。其测试的原理是：通过试验时所测的某处绝缘表面对地电压的高低和泄漏电流的大小来判断该部位的绝缘状况。当该处的绝缘有缺陷时，使绝缘的体积电阻R减小(正常时比表面电阻要大得多),R₁上的电压降减小，该部位(图1-22中A点)的对地电压便升高，流过微安表的泄漏电流也就增大。一、测量方法(1)制作绝缘测杆，杆内有多个串接电阻，总值为100MΩ,每个电阻功率为1～2W,测杆应有一定的安全长R₂一被测部位绝缘对铁芯(地)的表面电阻；R,一绝缘测杆内与微安表串(2)对水质要求及试验接线同定子绕组直流耐压试验。R时，定子绕组接到兆欧表接地端，包锡箔纸处接兆欧表出线端，测R₂时，包锡箔纸处接表的出线端，铁芯接表的接地端，定子绕组不接地。(4)若试验设备容量足够，可对三相绕组一起加压，直流试验电压为额定电压UN;该方法测试部位的电压较低(多为几百伏),比较安全，测量准确度较高。但要求试验设备容量较大。这种方法称为“正加压”法。也可用“反加压”法，即在锡箔纸上加压，三相绕组在出线端首尾相连并短接，经微安表并串人100MΩ电阻后接地，测泄漏电流和电压值，一般在不通水情况下进行。该方法特点是试验设备容量小(一般用60kV直流发生器即可)比较简单。但由于在绝缘杆上直接加高压，对人员和设备危险较大，应特别小心，对于未通水的可用此法。(5)采用“正加压”法测量时，必须执行高压带电作业的安全措施，绝缘测杆内的100MΩ电阻一端串接微安表(100～150μA量程),另一端与金属探针相连，金属探针同时并接静电电压表(电压表接地)。(6)采用“正加压”法测量时，定子绕组加直流电压后，移动测杆实例1-30端部接头和过渡引线并联块某电厂200MW发电机对定子绕组端部手包绝缘施加直流试验时，发现B相头、尾两个过渡并联块和A相尾过渡引线并联块电压均超过规程要求，励侧49号槽鼻部的引水管锥体绝缘处电压也超标。介体检查发现绝缘填充不实。实例1-31鼻端绝缘盒外侧的手包绝缘和内侧与线圈主绝缘搭接处某电厂200MW发电机，在预试中发现50处(共102个绝缘盒)泄漏电流超标，介体检查发现环氧泥与手包绝缘固化不良，更换实例1-32过渡引线手包绝缘处某电厂200MW发电机在加固处理中，测试发现有2根过渡引线在靠鼻端的手包绝缘处泄漏电流达30μA以上，扒开检查发现，除最外边几层云母带有固化外，里边的绝缘材料几乎没有固化，原因是制造厂用环氧粉云母带与环氧树脂及固化剂一次性包扎24层，太厚，影响固化效果。处理时分2次包扎，第一次包扎后固化24小时，再进行第二次包扎，在最外层用浸树脂的无碱玻璃丝带半叠绕包2层以防油，再固化24小时。处理后泄漏电流均小于5μA。实例1-33靠套管的手包绝缘处某电厂200MW发电机测试发现套管箱内共6处泄漏电流达30μA以上，最大到150μA。扒开绝缘发现手包绝缘已进油并有电晕放电所形成的碳黑。某电厂(100MW)及某电厂(100MW)测试发现分别有5处(共12个引线套管)泄漏电流超标和7处泄漏电流超标；最大到100pμA。检查发现都是手包绝缘固化不良所致，处理后均下降到小于4μA。空载特性是发电机的基本特征之一，它是在空载和额定转速下测录定子电压和转子电流关系的试验。通过该试验可以测定发电机的有关重要参数，如电压变化率，纵轴同步电抗Xa,短路比等；可以判断三相电压的平衡性；可作为转子是否有匝间短路的参考；还可以作为定子绕组的层间耐压(如果有的话),因此，在大修后都应做此试验。(1)按照如图1-23所示的试验接线图接线。WW分流器(2)所用表计和分流器应在0.5级以上。(3)应将电压互感器，强行励磁和减磁装置退出，但发电机的保护(如差动、过流等)不应退出。(4)用磁场变阻器缓慢提升定子电压到1/2额定电压，检查三相的平衡性。(5)巡视发电机设备，有无异常现象。一切正常后，然后升到额定电压。(6)将电压降至近于零，每10%～15%UN记录一次(应同时记录);再逐渐升高电压，每10%～15%Un记录一次，一直到额定电压。(7)逐渐降低电压近于零时再切断励磁电流，记录残余电压值。(8)应保持转速稳定，若不是额定值，则电压按式(1-17)换算(9)磁场变阻器只能单方向调节，不要随意变方向。(10)按读数作出上升和下降曲线，取平均值。(11)当转子有匝间短路时，其曲线和历年比较会有下降现象(已超出测量误差范实例1-35在测量误差范围内空载特性试验数据见表1-26;将此结果与出厂时的试验数据(见表1-27)比较，得出结论误差在测量误差范围内。表1-26空载特性试验数据空载曲线如图1-24所示。实例1-36转子绕组有匝间短路某电厂313MW发电机(水氢氢冷却方式)定子电压15kV,定子电流14170A,3000r/min。在用直流电阻和交流阻抗法初步认定有匝间短路后，又做了空载和短路试验。从如图1-25所示试验曲线可以看出，空载电流较过去增长了180A,即增长了14.5%,空载曲线是下降的。说明转子有匝间短路的可能。为了进一步确定缺陷，又加做了探测线图法试验，证实了匝间短路的存在。图1-25发电机空载曲线1一1983年的空缎曲线；2—1988年的空载曲线第十六节三相稳定短路特性曲线短路特性试验是在三相短路下运行时(稳定短路，并保持额定转速)测量定子电流与转子电流关系。试验目的基本和空载试验相同，结合空载试验可以决定发电机的一些参数和特征。(1)试验前，应在发电机引出口装三相临时短接线。(2)如果短接线接于断路器外侧、则必须采取措施防止在试验中断路器跳闸而使电压升高损坏匝间绝缘。(3)按如图1-26所示试验接线图接线，并投人过流保护(作用于信号)。图1-26短路试验接线图(4)起动发电机到额定转速，投人灭磁开关，缓慢地增加转子电流到15%～20%额定值时，应检查三相定子电流对称性，无异常时可继续上升，直到定子电流达到额定电流为止。测5~7点，绘制特性曲线。(6)测电流时最好用0.5级表。实例1-37在测量误差范围以内某电厂一台125MW发电机、QFS-125-2型，额定电压13.8kV,额定电流6150A,3000r/min,额定励磁电压265V,额定励磁电流1650A,双水内冷。在做交接试验时进行短路试验，测得数据见表1-28;将此结果与出厂试验数据(表1-29)比较，得出结论：误差在测量误差范围之内。按测量数据绘制的短路特性曲线如图1-27所示。实例1-38转子绕组有匝间短路某电厂一台313MW发电机，定子电压15kV,定子电流为14170A,转子电压311V,转子电流3875A,水氢氢冷却。在发现转子直流电阻下降，交流阻抗减小，接着又做了空载和短路试验。从短路试验得知，短路励磁电流较过去增加了150A,短路曲线下移了，如图1-28所示，说明有匝间短路。I₆(I₆(A)图1-28短路曲线以后用探测线圈法亦进一步证实了存在匝间短路。根据《预规》要求，在下列情况下应做温升试验：(1)定、转子绕组更换后。(2)冷却系统改进后。(3)第一次大修前。(4)必要时。(1)了解发电机运行时各部分的发热情况，和制造厂的技术条件相对照。(2)确定发电机出力。(3)校验冷却系统的冷却效力。(1)制订试验方案，包括目的、负荷方式、测量手段、技术要求和措施、接线(如图1-29所示)、分工等。(2)测量转子绕组在冷态下的直流电阻。(3)对新安装的发电机应在四种负荷下进行：第一次为额定额定容量的70%～75%;第三次为额定容量的80%～90%;第四次为100%的额定容量。(4)应在额定进风温度、额定氢压及入口水温条件下进行。(5)在试验中要求转子电流保持稳定，误差±1%,定子电流、电压及有功功率保持不变，三相平衡，误差±3%。(6)试验时，自动电压调整器应予以切除。(7)进风温度误差小于±1℃。(8)在某一负荷下，每隔0.5h读一次表，最后1h中每隔15min读一次表，当连续三次的温度变化不大于1℃时，可认为达到稳定(一般需3~4h)。(9)用专用铜刷在滑环上测量转子电压。(10)记录整理。根据测得的转子电阻R₂,从温度关系曲线查得对应的转子温度t₂,减去进口风温，便为转子温升。选取最高的定子铁芯和绕组温度，减去进口风温，即为相应的温升，如果对埋人式温度计有怀疑，可用带电测温方法(取平均温度)进行校核。(11)绘制曲线。曲线横坐标为定子电流或转子电流的平方，纵坐标为定、转子绕组，定子铁芯的温升。(12)对人口风温的校正。在人口风温不是额定值时，可用式(1-18)进行校正。式中θ₂入口风混为t₂的定(转)子温升；θ₁——入口风温为1的定(转)子温升；△θ——定(转)子绕组温升校正值；m——系数，用于定子时，空冷为1.5～2,氢冷低氢压为1～1.5,高氢压为0.65～0.85,电流密度大时取上限，反为0.35,表面氢冷为0.2,氢内冷为0。二、实例说明实例1-39全换定、转子绕组，并加以改造。某电厂对一台50MW发电机进行了全换定、转子绕组，并加以了适当的改造。改造后 进行了温升试验，试验结果表明改造的效果是良好的。不但提高了安全性，且降低了温‘升。在试验中还采用了带电测温。定子绕组的温升曲线如图1-30所示；转子绕组的温升 曲线如图1-31所示。图1-30定子绕组温升曲线(额定电流3050A)1一改前端部锅温升；2—政前带电测混温升；3—改后带电测温温升；4一改前检温计温升；5—改后检温计温升该机通过多年的实际运行，证明改造是成功的。实例1-40增容改造某电厂对一台300MW汽轮发电机进行了增容改造，改造后进行了温升试验，发电机容量从300MW增容到330MW。温升试验是在330.4、340.0、350.0、326.9、334.2、327.1MW不同负荷下进行的，取得了容量为330MW,cosφ=0.85时的各部分温升。测试结果见表1-30,将此结果与制造厂规定的发电机各部温度限值(见表1-31)相比，可见在330MW额定工况下，发电机各部分温升符合安全运行图1-31转子绕组温升曲线(额定电流635A)数据定子线图定子铁芯转子线图转子集电环层间平均温升24.28层间平均温度69.68层间最高温升28.80层间最高温度74.20最高出水温升14.90最高温升55.57最高温度98.60最高温升43.80最高温度86.83最高温升20.10最高温度55.10最高出水温度60.3表1-31允许温升允许最高温度定子铁芯转子线圆定子线圈定子线图出水转子集电环热电阻电阻法热电阻热电阻红外线转子绕组匝间短路是发电机一种常见的故障，但处理故障是比较麻烦的，而匝间短路不但会影响出力，