发电机常规试验作业指导书.doc

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发电机常规试验作业指导书 1 范围本作业指导书适用于额定功率为50 MW及以上、环氧粉云母绝缘的三相同步发电机和同步调相机，规定了发电机交接验收、预防性试验、检修过程中的常规电气试验的引用标准、仪器设备要求、作业程序、试验结果判断方法和试验注意事项等。制定本作业指导书的目的是规范试验操作、保证试验结果的准确性，为设备运行、监督、检修提供依据。 2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本作业指导书的引用而成为本作业指导书的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本作业指导书，然而，鼓励根据本作业指导书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作业指导书。 GB/T 1029 三相同步电机试验方法 GB/T 7064 透平型同步电机技术要求 GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 3 安全措施（1）为保证人身和设备安全，应严格遵守 DL 408《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》中有关规定。（2）进行交直流耐压等高电压试验时，为保证人身和设备安全，要求必须在试验设备周围设围栏，并有专人监护，发电机出线侧和中性点侧应派专人把守，防止无关人员误人。试验时试验人员与看守人员通信要通畅，没有试验人员的命令看守人员不能乱动。负责升压的人要随时注意周围的情况，一旦发现电压表指针摆动很大、电流表指示急剧增加、绝缘烧焦气味或冒烟或发生响声等异常现象时，应立刻降低电压，断开电源停止试验，对被试绕组进行放电后再对绕组进行检查，查明原因并排除后方可继续试验。 4 试验项目及程序 4.1 发电机常规试验包括以下试验项目（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）定子绕组的交流耐压；（5）转子绕组的绝缘电阻；（6）转子绕组的直流电阻；（7）转子绕组的交流阻抗和功率损耗；（8）轴电压。 4.2 试验程序 4.2.1 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。 4.2.2 应根据交接或预试等不同的情况依据相关规程规定，从上述项目中确定本次试验所需进行的试验项目和程序。 4.2.3 一般情况下，应按先低电压试验后高电压试验、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。 5 试验方法及主要设备要求 5.1 定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数 5.1.1 设备清单和要求（1）温度计（误差±19°C）、湿度计。对空冷、氢冷及水冷绕组水回路干燥或吹干测量，应采用量程不低于1000MΩ的2500V兆欧表；对水冷绕组通水测量应采用水内冷电机绝缘测试仪（简称专用兆欧表）。 5.1.2 作业程序 5.1.2.1 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，这时所有其他绕组应同机壳做电气连接。当中性点不易分开时，则测量所有连在一起的绕组对机壳的绝缘电阻。 5.1.2.2 试验步骤（1）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。（2）测量并记录环境温度和湿度，如果绕组温度与环境温度相差较大，应测量定子膛内平均温度作为绕组温度。（3）将所有绕组充分放电。（4）被测如果是水内冷发电机，将汇水管用导线引至试验场地。把汇水管所有引下线拧在一起，用万用表测量汇水管对地电阻，通常应达到30KΩ以上方可进行步骤（5）。将汇水管引线接至专用兆欧表的屏蔽端子上。（5）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（见图1），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。（6）将地线端子用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。（7）将被测绕组回路对接地的机壳作电气连接5min以上使其充分放电。（8）测量其他绕组。 5.1.3 试验结果判断依据（1）绝缘电阻值自行规定，若在相近试验条件下，绝缘电阻值低到历年正常值1/3以下时，应查明原因。（2）各相或分支绝缘电阻的差值不应大于最小值的100%。（3）吸收比不小于1.6或极化指数不小于2.0，水内冷绕组自行规定，200 MW以上机组推荐极化指数。 5.1.4 注意事项（1）对水内冷绕组，绝缘电阻测量值受内冷水水质的影响，因此试验时应水质良好，电导率小于2μS/cm。（2）如果测量带着封闭母线，有时绝缘电阻会较低，但达到（UN＋1）MΩ机组即可启动（其中UN为发电机额定电压，kV）。（3）应考虑环境温度和湿度对测量结果的影响。 5.2 定子绕组的直流电阻 5.2.1 设备清单和要求（1） 3~5支温度计（误差±1°C）；（2）有效位数不低于4位、0.5级以上10-5~10-1Ω双臂电桥或0.5级以上直流电阻测试仪。 5.2.2 作业程序 5.2.2.1 测试方法（1）冷态测量，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于±2°C。（2）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。 5.2.2.2 试验步骤（1）在定子膛内放置3~5支温度计15 min以上，记录并计算平均值作为绕组平均温度，如果温差大于2°C，应找出原因并排除。（2）其他非被测的绕组短路接地，测量各相或各分支的直流电阻值，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。 5.2.3 试验结果判断依据（1）各相或各分支直流电阻值互差以及与初次测量值比较，相差值不大于最小值的1.5％（水轮机为1％）：相间或分支间互差＝最大值-最小值 x 100% 最小值与初次测量值互差＝ |最大值-最小值| x 100% 初次值其中测量值为换算到同一温度t0（初次值的绕组测量温度）后的值R0，即： R0＝ 235+ R0 Ra 235+ t0 式中： t0 ———测量时绕组平均温度； R0 ———测量值。（2）汽轮发电机相间差或分支间差与历年的相对变化大于1％时应引起注意。 5.3 定子绕组泄漏电流和直流耐压 5.3.1 设备清单和要求（1）对空冷、氢冷绕组和水冷绕组水路吹净测量。推荐使用直流发生器，要求输出电压高于试验电压，输出电流大于绕组的泄漏电流，通常在0.5 mA以上，电压脉动因数小于3%。在保证精度的前提下，可使用直流发生器自带的电压表(1.5级)和微安表（0.5级）。（2）对水冷绕组通水测量： 1）试验变压器：高压侧额定电压通常高于试验电压1.2倍以上，容量通常为20 kVA； 2）调压器：容量通常与试验变压器匹配； 3）高压整流硅堆：额定整流电流通常大于1A，额定峰值电压高于试验电压1.2倍以上； 4）约1μF稳压电容C1； 5）0.5~5μF滤波电容C2； 6）约10 mH的滤波电感L; 7）空气开关； 8）过电压保护球隙； 9）限流保护电阻：通常选用水电阻，其值为0.1~1Ω/V； 10）球隙保护电阻：通常选用水电阻，其值为0.1~1Ω/V； 11）直流电压测量设备：可选用合适量程的高压静电电压表，或合适变比的分压器和合适量程的低压电压表，要求整体测量精度1.5级以上； 12）1块0.5级微安表； 13）1块1级毫安表。 5.3.2 作业程序 5.3.2.1 测试方法（1）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。（2）尽量在停机后清除污秽前热状态下进行，交接或处于备用时可在冷态下进行。（3）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。（4）对水内冷发电机汇水管有绝缘者，应采用低压屏蔽法接线。 5.3.2.2 试验原理接线图（1）对空冷、氢冷绕组和水冷绕组水回路干燥或吹干时，试验原理接线如图1所示。（2）对水冷绕组通水时（低压屏蔽法），试验原理接线如图2所示。 5.3.2.3 试验步骤（1）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，对绕组进行充分放电。（2）按接线图准备试验，保证所有试验设备、仪表仪器接线正确、指示正确。（3）记录绕组温度、环境温度和湿度。（4）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。（5）确认一切正常后开始试验，先空载分段加压至试验电压以检查试验设备绝缘是否良好、接线是否正确。（6）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1 min，并记录每段电压开始和1 min时微安表的电流值。（7）该相或分支试验完毕，将电压降为零，切断电源，必须等到10 kV以下充分放电后再改变接线对另一绕组进行试验或进行其他操作（特别是非水内冷发电机）。 5.3.3 安全措施（1）为保证人身和设备安全，要求必须在试验设备周围设围栏并有专人监护，发电机出线侧和中性点侧应派专人把守防止无关人员误人。试验时试验人员与看守人员通信要通畅，没有试验人员的命令看守人员不能乱动。负责升压的人要随时注意周围的情况，一旦发现异常应立刻断开电源停止试验，查明原因并排除后方可继续试验。（2）试验设备的布置应紧凑、连接线短，宜用屏蔽导线，接地线应牢固可靠。（3）注意对试验完毕的绕组必须充分放电。（4）试验过程中，如发现泄漏电流随时间急剧增长，或有绝缘烧焦气味，或冒烟，或发生响声等异常现象时，应立即降低电压断开电源停止试验，将绕组接地放电后再进行检查。 5.3.4 试验结果判断依据（1）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20μA下者，相间与历次试验结果比较，不应有显著的变化。（2）泄漏电流不随时间的延长而增大。（3）任一级试验电压稳定时，泄漏电流的指示不应有剧烈摆动。（4）试验过程中应无异常放电现象。 5.3.5 注意事项（1）对水内冷绕组，泄漏电流测量值受内冷水水质的影响，因此试验时冷却水质应透明、纯净，无机械杂质，电导率在20°C时要求：对开启式水系统不大于5 μS/cm，对独立的密闭循环水为1.5μS/cm。（2）对氢冷发电机应在充氢后氢气纯度为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。 5.4 定子绕组的交流耐压 5.4.1 设备清单和要求 5.4.1.1 交流试验电源推荐采用谐振方法，可根据设备情况选择并联或串联谐振。（1）并联谐振耐压设备： A）并联电抗器。可使用定值电抗器组或可调电抗器，必要时也可二者组合使用。额定电压应高于试验电压Ux（kV），电感量L用下式估算： L= 1 （H） ω2Cx ω=2πf 式中： f——试验电源频率，通常为50Hz； Cx——被试绕组对地等效电容（μF）。电抗器额定电流应大于试品所需电流Ix，其中Ix可按下式估算： Ix＝2πfCx Ux× 10-3（A） B）试验变压器。高压侧额定电压Un高于Ux，容量和高压侧额定电流In可用下式估算： S＞IxUx/Q（kVA）（电源频率可调，完全补偿时） S＞ U2x -U2xωCx （非完全补偿时） ωL In＝S/ Un（A) 式中： Q ——电抗器的品质因数，Q＝2πfL/R，一般电抗器的Q值为10~40； R——电抗器的电阻（Ω）。 C)调压器。容量与试验变压器匹配。（2）串联谐振耐压设备： A)串联电抗器。耐压应高于试验电压U+(kV);电感量和额定电流估算同并联谐振。 B)试验变压器。额定电流In大于试品所需电流Ix（估算公式同并联谐振）；容量和高压侧额定电压Un可用下式估算： S＞IxUx/Q（kVA）（电源频率可调，完全补偿时） Un＝S/In（kV) Un＞ ωL- 1 ·Ix（非完全补偿时） ωCx Sn＝UnIn（kVA） C)调压器。容量与试验变压器匹配。 5.4.1.2 其他设备（1）限流电阻：通常取0.2~1Ω/V。（2）过电压保护球隙：按高压电气设备绝缘试验电压和试验方法规定选择球隙和球径。（3）球隙保护电阻：通常取1Ω/V，也可近似计算为： RG≥2 U8 ·Ix（非完全补偿时） 3αCX 式中： α——允许波头的陡度，取α=5 kV/μs。（4）交流电压测量设备：根据试验电压选择合适变比的分压器（或电压互感器）和合适量程的电压表，要求整体测量精度1.5级以上。（5） 5级毫安表1块，量程大于Ix。水内冷绕组试验时需要两块。 5.4.2 作业程序 5.4.2.1 测试方法（1）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合适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。（2）尽量在停机后清除污秽前的热状态下进行。交接或处于备用时可在冷态下进行。（3）水内冷发电机应在绕组通水的情况下进行，水质要求同5.3.5第（1）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5.3.5第（2）条。（4）试验前先进行绝缘电阻和吸收比、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。（5）如果试验设备容量允许，可以同时对各相或各分支同时试验。 5.4.2.2 试验原理接线图试验原理接线图如图3所示。 5.4.2.3 试验步骤（1）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、仪表仪器接线正确、指示正确。（2）一切设备仪表接好后，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2 min后将电压降至零，拉开电源。（3）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。（4）非被试绕组电气连接后接地。被试绕组首尾连接后引出。（5）记录绕组温度、环境温度和湿度。（6）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。（7）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1 min. （8）将电压降至零，拉开电源，该试验绕组试验结束。（9）对其他相或分支绕组进行试验。 5.4.3 安全措施（1）为保证人身和设备安全，要求必须在试验设备周围设围栏并有专人监护，发电机出线侧和中性点侧应派专人把守，防止无关人员误人。试验时试验人员与看守人员通信要通畅，没有试验人员的命令看守人员不能乱动。负责升压的人要随时注意周围的情况，一旦发现异常应立刻断开电源停止试验，查明原因并排除后方可继续试验。（2）试验设备的步骤布置应紧凑、连接线短，接地线应牢固可靠。（3）在试验过程中，如果发现电压表指针摆动很大，电流表指示急剧增加，有绝缘烧焦气味，冒烟或发出响声等异常现象时，应立即降低电压，断开电源，被试绕组接地放电后再进行检查。 5.4.4 试验结果判断依据（1）如果耐压后的绝缘电阻比耐压前降低30%以上，则认为试验未通过。（2）出现5.4.3第(3）条中任一情况时，绝缘可能将要击穿或已经击穿，试验未通过。 5.4.5 注意事项试验前应明确耐压值按制造厂的规定还是按规程规定。 5.5 转子绕组的绝缘电阻 5.5.1 设备清单和要求（1）温度计（误差±1°C)、湿度计；（2） 500 V（或制造厂要求电压等级的）兆欧表；（3）有300mm以上绝缘手柄的电刷（发电机动态空转测量时）。 5.5.2 作业程序 5.5.2.1 测试方法分静态和动态空转两种情况。将兆欧表的火线接于转子滑环上、地线接于转子轴上。 5.5.2.2 试验步骤（1）静态测量前将滑环短路接地放电，提起碳刷测量。（2）动态空转测量时，断开灭磁开关到碳刷架的励磁母线或电缆，将碳刷提起，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。 5.5.2.3 安全措施动态测量时特别注意，不得同时接触两极或一极与接地部分，谨防衣物或其他物品被旋转物挂住。 5.5.3 试验结果判断依据（或方法）（1）室温下，绝缘电阻一般不应小于0.5 MΩ。（2）室温下，水内冷转子绕组绝缘电阻值一般不小于5 kΩ。 5.5.4 注意事项（1）不宜将兆欧表的地线接在机座或外壳上。（2）动态空转高转速测量时绝缘电阻值可能会降低较多，应进行综合分析，一般不小于判断依据中规定的数值，就认为试验通过。 5.6 转子绕组的直流电阻 5.6.1 设备清单和要求（1）温度计1支（误差±1°C）；（2）有效位数不低于4位、0.5级以上10-5~10-1Ω双臂电桥或0.5级以上直流电阻测试仪。 5.6.2 作业程序 5.6.2.1 测试方法冷态测量，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于±29°C。 5.6.2.2 试验步骤（1）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。（2）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。（3）当采用电桥测量时，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。 5.6.3 试验结果判断依据（1）按5.2.3第（1）条中公式将测量值为换算到同一温度（初次值的绕组温度）。（2）与初次值（交接或大修）所测结果比较，其差别一般不超过2%。 5.7 转子绕组的交流阻抗和功率损耗 5.7.1 设备清单和要求（1）温度计（误差±1°C）；（2） 220 V调压器，可根据厂家提供的本项试验数据中电流值确定容量；（3） 0．5级交流电压表，量程通常选150 V; （4） 0,.5级交流电流表，量程5 A; （5） 0.5级单相低功率因数功率表，量程通常选150 V/5 A/cosφ = 0.1; （6） 0.5级电流互感器，变比通常选50 A/5 A。 5.7.2 作业程序 5.7.2.1 测试方法（1）隐极式转子在膛外或膛内以及不同转速下测量，显极式转子对每个磁极转子绕组测量。（2）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）。（3）交接时超速试验前后进行测量。（4）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。 5.7.2.2 试验原理接线图转子绕组的交流阻抗和功率损耗测量示意图如图4所示。 5.7.2.3 试验步骤（1）按图4接线，励侧回路断开，电压表要用最短的粗导线直接接于滑环1、2上。（2）用调压器TR分级升压，测量并记录电压U、电流I和功率P。 5.7.3 安全措施（1）膛内测量时定子绕组上有感应电压，应将定子绕组与外电路断开。（2）旋转测量时注意谨防衣物或其他物品被旋转物挂住。 5.7.4 试验结果判断依据（1）交流阻抗Z计算公式为： Z= U I （2）在相同的试验条件下，将测量的Z与P和原始（或历次）数值比较，相差10% 应引起注意。相同的试验条件指转子同在膛内或膛外、相同的发电机转速和相同的试验电压。 5.7.5 注意事项影响交流阻抗和功率损耗的因素除了转子在膛内或膛外、发电机转速、试验电压有关外，还与槽楔、护环、转子本体剩磁等有关，分析时应综合考虑。 5.8 轴电压 5.8.1 设备清单和要求万用表，交流电压档，精度1.5级。 5.8.2 作业程序 5.8.2.1 测试方法被试发电机在额定电压、额定转速下空载和带不同负荷运行时，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。 5.8.2.2 试验原理接线图试验原理接线如图5和图6所示。 5.8.2.3 试验步骤（1）检查轴承座的绝缘电阻。（2）将轴上原有的接地保护电刷抬起。（3）对于座式轴承，按图5将两侧轴与轴承用铜刷短路，测量轴电压U1和轴承座对地电压U2。对于端盖式轴承按图6将汽侧轴用铜刷接地，测量轴电压。 5.8.3 安全措施注意不使衣物或其他物品被旋转物挂住。 5.8.4 试验结果判断依据（1）轴对地电压一般小于10 V。（2）对于座式轴承U1与U2应基本相等。 5.8.5 注意事项测点表面与电压表引线应接触良好。 6 原始记录与正式报告 6.1 对原始记录与正式报告的要求（1）原始记录的填写要字迹清晰、完整、准确，不得随意涂改，不得留有空白，并在原始记录上注明使用的仪器设备名称及编号。（2）当记录表格出现某些“表格”确无数据记录时，可用“／”表示此格无数据。（3）若确属笔误，出现记录错误时，允许用“单线划改”，并要求更改者在更改旁边签名。（4）原始记录应由记录人员和审核人员二级审核签字；试验报告应由拟稿人员、审核人员、批准人员三级审核签字。（5）原始记录的记录人与审核人不得是同一人，正式报告的拟稿人与审核砒准人不得是同一人。（6）原始记录及试验报告应按规定存档。 6.2 试验原始记录的内容及格式试验原始记录的内容及格式参考附录A。附录A （资料性附录）发电机常规试验原始记录标识与编号试验日期单位安装地点运行编号试验负责人试验参加人审核记录铭牌型号额定功率 MW 额定电压 kV 额定电流 A 励磁电压 V 励磁电流 A 额定转速 r/min 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 MΩ 环境温度 ℃ 环境湿度是否带母线是否通水口水质水电导率 μS/cm 测量方式 R15° R60° R15° 吸收比极化指数 A-B.C.地 B-A.C.地 C-A.B.地使用仪器备注续表 2 定子绕组直流电阻测量 MΩ 环境温度 ℃ 绕组平均温度 ℃ 测量方式实测值换算至 ℃ 基值 ℃ 相间互差％与基值差％ A B C 使用仪器备注 3定子绕组直流耐压试验及泄漏电流测量 μA 环境温度 ℃ 环境湿度绕组温度 ℃ 是否通水口水质水电导率 μS/cm 外加电压 kV A相 B相 C相使用仪器备注续表 4定子绕组的交流耐压试验环境温度 ℃ 环境湿度绕组温度 ℃ 是否通水口水质水电导率 μS/cm 测量方式耐压前绝缘电阻耐压后绝缘电阻 A-B.C.地 B-A.C.地 C-A.B.地使用仪器相别电压 kV 时间 min 结论 A B C 使用仪表备注 5 转子绕组绝缘电阻测量 MΩ 环境温度 ℃ 环境湿度试验条件静态口动态口 R15° R60° 转子绕组绝缘电阻使用仪器备注 6 转子绕组直流电阻测量 MΩ 环境温度 ℃ 绕组平均温度 ℃ 实测值换算至 ℃ 出厂值℃ 实测值与出厂值互差％使用仪器备注续表 7 转子绕组交流阻抗测量环境温度℃ 电流互感器变比转速电压电流功率损耗阻抗读表格实际数 A 读表格实际值 A 基值膛内口膛外口使用仪器备注 8 轴电压环境温度 ℃ 发电机负载 MW 轴电压 V 励侧轴承座对地 V 使用仪器备注

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