110KV电气调试方案.docx
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110KV电气调试方案
附件五：
宁波热电股份有限公司三期改造扩建安装工程
电气施工技术方案（调试部分）
一、调试的准备工作
1、调试内容
2、准备工作
二、110kV升压站部分
1、110kV变压器
2、110kV断路器
3、110kV互感器
4、110kV避雷器
5、110kV隔离开关
6、110kV穿墙套管
7、110kV母线
三、10kV母线室部分
1、10kV母线
2、10kV断路器
3、10kV互感器
4、10kV避雷器
5、10kV保护电容器
6、10kV电力电缆
7、10kV开关柜
8、10kV厂用变压器
9、10kV高压电动机
四、400V母线室部分
1、400V母线
2、400V开关柜（包括动力电缆）
3、400电动机
4、接地网
五、发电机及发电机小室
1、发电机
2、发电机小室
3、发电机励磁装置
六、主控室（包括所有二次）部分
1、主控室控制保护屏等检查
2、直流电源部分
3、保护装置部分
4、监控装置部分
5、直流回路系统试验
6、交流回路系统试验
7、同期系统
七、起动试验准备
八、倒送电试验
1、准备工作要点
2、到送电内容要点
3、试运行管理
九、发电机起动试验
1、发电机起动试验应具备的条件及准备工作
2、结线相位核对
3、动态试验
4、定相、假同期及并网
十、带负荷试验
1、发电机带负荷试验
2、线路及主变带负荷试验
十一、发电机试运行及后期工作
1、参加96小时的试运行值班
2、起动调试后期工作
十二、附调试设备配备计划
十三、保证调试质量技术的技术措施
一、调试准备
1、调试内容：
（包括静态试验及起动试验）
⑴12MW发电机组及配套设备；
⑵主控室；
⑶110kV升压站；
⑷6kV母线室；
⑸400V母线室。
2、准备工作
⑴熟悉设计图纸、随设备提供的技术文件和电力部门确认的有关继电保护数据等技术资料，编写作业指导书；
⑵确定本工程调试适用的规范和标准，以及当地供电部门有关的补充规定；
⑶根据本工程情况安排调试人员，优先安排熟悉同类型工程的调试人员；
⑷由调试责任工程师向调试人员进行技术交底，并形成书面文件；
⑸组织安全学习，并针对本工程情况对调试人员进行安全交底；
⑹组织调试人员学习本项目有关安全保卫文明卫生规定，确保工作中遵章守纪。
⑺根据本工程情况配置调试仪器设备，现场要选择合适的存放仓库。
⑻熟悉现场情况及有关设备位置。
⑼安排好调试人员膳、宿，确保饮食、生活卫生。
二、110kV升压站部分
1、110kV升压变压器
试验项目：
⑴测量绕组连同套管的直流电阻；
⑵检查所有分接头的变压比；
⑶检查变压器的三相接线组别；
⑷测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比；
⑸测量绕组连同套管的介质损耗角的正切值tgδ；
⑹测量绕组连同套管的直流泄漏电流；
⑺绕组连同套管的交流耐压试验；
⑻测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对壳的绝缘电阻；
⑼绝缘油试验；
⑽额定电压下的冲击合闸试验；
⑾检查相位。
技术指标：
⑴直流电阻：
①测量应在各分接头的所有位置上进行；
②各相测得值应小于平均值的2%；线间测得值的相互差值应小于平均值的1%；
③变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数据比较，相应变化不应大于2%；
⑵所有分接头的变压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律。
⑶三相接线组别必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。
⑷绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比：
①绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的70%。
②当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，应换算到同一温度时的数值进行比较。
③吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不应小于1.3。
⑸绕组连同套管的介质损耗角的正切值tgδ：
1不应大于产品出厂试验值的130%；
2当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，应换算到同一温度时的数值进行比较。
⑹测量绕组连同套管的直流泄漏电流：
110kV侧加直流40kV，6kV侧加直流10kV，30℃时110kV侧泄漏电流应小于74μA，6kV侧泄漏电流应小于50μA。
⑺绕组连同套管的交流耐压试验：
110kV侧为170kV，6kV侧为21kV。
⑻测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻：
①进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿芯螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻。
②采用2500KV兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。
③当轭铁梁及穿芯螺栓与铁芯连接时，应将连接片断开后进行试验。
④铁芯必须为一点接地；对变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻。
⑼绝缘油的试验：
应符合GB50150-91第十九章的规定。
⑽在额定电压下对变压器的冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间为5min，无异常现象；冲击合闸宜在变压器高压侧进行；对中性点接地的电力系统，试验时变压器中性点必须接地。
⑾检查变压器的相位必须与电网相位一致。
2、110kV断路器（以SF6断路器为例）
试验项目：
⑴测量绝缘拉杆的绝缘电阻；
⑵测量每相导电回路的电阻；
⑶交流耐压试验；
⑷测量断路器的分、合闸时间；
⑸测量断路器的分、合闸速度；
⑹测量断路器主、辅触头分、合闸的同期性及配合时间；
⑺测量断路器分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻；
⑻断路器操动机构的试验；
⑼测量断路器内SF6气体的微量水含量；
⑽密封性试验；
⑾气体密度继电器、压力表和压力动作阀的校验。
技术指标：
⑴绝缘拉杆的绝缘电阻值，不应低于6000MΩ。
⑵每相导电回路的电阻值及测试方法，应符合产品技术条件的规定。
⑶交流耐压试验应在断路器合闸状态下，且SF6气压为额定值时进行。
试验电压按出厂试验电压的80%；
⑷测量断路器的分、合闸时间，应在断路器的额定操作电压、气压或液压下进行。
实测数值应符合产品技术条件的规定。
⑸测量断路器的分、合闸速度，应在断路器的额定操作电压、气压或液压下进行。
实测数值应符合产品技术条件的规定。
⑹断路器主、辅触头三相及同相各断口分、合闸的同期性及配合时间，应符合产品技术条件的规定。
⑺断路器分、合闸线圈的绝缘电阻值，不应低于10MΩ，直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。
⑻断路器操动机构的试验：
①合闸操作：
操作电压在80%～110%额定电压应可靠动作。
②分闸操作：
在分闸电磁铁线圈端钮处测得的电压大于额定值的65%时，应可靠地分闸；当此电压小于额定值的30%时，不应分闸。
⑼测量断路器内SF6气体的微量水含量：
①与灭弧室相通的气室，应小于150ppm；
②不与灭弧室相通的气室，应小于500ppm；
③微量水的测定应在断路器充气24h后进行。
注：
上述ppm值均为体积比。
⑽密封性试验可采用检漏仪对断路器各密封部位等处进行检查时，检漏仪不应报警；
⑾气体密度继电器及压力动作阀的动作值，应符合产品技术条件的规定。
压力表指示值的误差及其变差，均应在产品相应等级的允许误差范围内。
3、110kV互感器（以油浸式互感器为例）
试验项目：
⑴测量绕组的绝缘电阻。
⑵绕组连同套管对外壳的交流耐压试验；
⑶测量互感器一次绕组连同套管的介质损耗角的正切值tgδ；
⑷互感器的绝缘油试验；
⑸测量电压互感器一次绕组的直流电阻；
⑹测量电流互感器的励磁特性曲线；
⑺测量电压互感器的空载电流和励磁特性；
⑻检查互感器引出线极性；
⑼检查互感器的变比；
⑽测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻；
⑾电容分压器单元件的试验。
技术指标：
⑴测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻值与产品出厂试验值比较，应无明显差别。
⑵绕组连同套管对外壳的交流耐压试验为180kV（指电流互感器）；
⑶一次绕组连同套管的介质损耗角的正切值tgδ：
在20℃时对充油式电流互感器应不大于2%，对电压互感器按出厂试验方法的tgδ值不应大于出厂试验值的130%；
⑷绝缘性能有怀疑的互感器还应进行绝缘油电气强度试验、溶解气体的色谱分析、微量水测量及绝缘油介质损耗角的正切值tgδ的测量。
⑸电压互感器一次绕组的直流电阻，与产品出厂值或同批相同型号产品的测得值相比，应无明显差别。
⑹对用于差动保护的电流互感器应进行励磁特性曲线试验，同形式电流互感器特性相互比较，应无明显差别。
⑺应在互感器的名牌额定电压下测量空载电流。
空载电流与同批产品的测得值或出厂数值比较，应无明显差别。
⑻互感器引出线的的极性，必须符合设计要求，并应与名牌上的标记和外壳上的符号相符。
⑼检查互感器变比，应与制造厂名牌值相符；
⑽作器身检查时应测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻；
⑾对电容分压器单元件应测量介质损耗角的正切值tgδ及电容值、及交流耐压试验，并应注意三相电容量的一致性。
4、110kV避雷器（以氧化锌避雷器为例）
试验项目：
⑴测量绝缘电阻；
⑵测量工频参考电压和直流参考电压。
技术指标：
⑴避雷器的绝缘电阻值，与出厂试验值比较应无明显差别；
⑵工频参考电压和直流参考电压，应符合产品技术条件的规定。
5、110kV隔离开关
试验项目：
⑴测量绝缘电阻；
⑵交流耐压试验
⑶操动试验。
技术指标：
⑴有机材料的传动杆的绝缘电阻不应低于6000MΩ；
⑵交流耐压值为265kV；
⑶操动试验时应保证隔离开关的主闸刀或接地闸刀可靠地分闸和合闸，机械或电气闭锁装置应准确可靠。
6、110kV穿墙套管（以油浸纸时套管为例）
试验项目：
⑴测量绝缘电阻；
⑵测量介质损耗角的正切值tgδ和电容值；
⑶交流耐压试验；
⑷绝缘油试验。
技术指标：
⑴介质损耗角的正切值tgδ与出厂值比较不应有明显差别；
⑵电容值与产品名牌数值或出厂试验值相比，其差值应在±10%范围内；
⑶交流耐压试验180kV；
⑷绝缘有怀疑时应进行绝缘油试验。
7、110kV母线（包括支持绝缘子）
试验项目：
⑴测量绝缘电阻；
⑵交流耐压试验。
技术指标：
⑴绝缘电阻值，不应低于500MΩ；
⑵交流耐压试验电压为265kV。
三、10kV母线室部分
1、10kV母线（包括支持绝缘子及绝缘套管及隔离小车等）
试验项目：
⑴测量绝缘电阻；
⑵交流耐压试验。
技术指标：
⑴绝缘电阻值，不应低于500MΩ；
⑵交流耐压试验电压为27kV（带固体有机套管）。
2、10kV断路器（以真空断路器为例）
检查项目：
⑴真空断路器安装应牢固可靠，外表应清洁完整；
⑵电气连接应可靠，且接触应良好；
⑶绝缘部件、瓷件应完整无损；
⑷相色标志应正确，接地应良好；
⑸操动机构安装应牢固可靠，外表应清洁完整；
⑹电气连接应可靠；
⑺接地应良好。
试验项目：
⑴测量绝缘拉杆的绝缘电阻；
⑵测量每相导电回路的电阻；
⑶交流耐压试验；
⑷测量断路器的分、合闸时间；
⑸测量断路器主触头分、合闸的同期性；
⑹测量断路器合闸时触头的弹跳时间；
⑺测量断路器分、合闸线圈及合闸接触器的绝缘电阻及直流电
阻；
⑻断路器操动机构的试验。
技术指标：
⑴绝缘拉杆的绝缘电阻值，不应低于1200MΩ；
⑵测量每相导电回路的电阻值及测试方法，应符合产品技术条件的规定；
⑶应在断路器合闸及分闸状态下进行交流耐压试验。
当在合闸状态下进行时，试验电压为27kV。
当在分闸状态下进行时，真空灭弧室断口间的试验电压42kV，试验中不应发生贯穿性放电；
⑷测量断路器的分、合闸时间，应在断路器额定操作电压及液压下进行，实测数值应符合产品技术条件的规定；
⑸测量断路器主触头分、合闸的同期性，应符合产品技术条件的规定；
⑹断路器合闸过程中触头接触后的弹跳时间，不应大于2ms；
⑺测量分、合闸线圈及合闸接触器的绝缘电阻值，不应低于10MΩ；直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。
⑻断路器的操动机构试验
①合闸操作：
操作电压在80%～110%额定电压应可靠动作。
②分闸操作：
在分闸电磁铁线圈端钮处测得的电压大于额定值的65%时，应可靠地分闸；当此电压小于额定值的30%时，不应分闸。
3、10kV互感器（电流、电压互感器）
试验项目：
⑴测量绕组的绝缘电阻；
⑵绕组连同套管对外壳的交流耐压试验；
⑶测量电压互感器一次绕组的直流电阻；
⑷测量电流互感器的励磁特性曲线；
⑸测量电压互感器的空载电流和励磁特性；
⑹检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线极性；
⑺检查互感器的变比。
技术指标：
⑴测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻；
⑵绕组连同套管对外壳的交流耐压试验为27kV；
⑶测量电压互感器一次绕组的直流电阻，与产品出厂值或同批相同型号产品的测得值相比，应无明显差别。
⑷对用于差动保护的电流互感器应测量励磁特性曲线；
⑸应在互感器的名牌额定电压下测量空载电流。
空载电流与同批产品的测得值或出厂数值比较，应无明显差别。
⑹检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的的极性，必须符合设计要求，并应与名牌上的标记和外壳上的符号相符。
⑺检查互感器变比，应与制造厂名牌值相符。
4、10kV避雷器（以金属氧化物避雷器为例）
检查项目：
⑴避雷器外部应完整无缺损，封口处密封应良好。
⑵避雷器安装应牢固，其垂直度应符合要求。
⑶接地应良好、可靠。
⑷相色应正确。
试验项目：
⑴测量绝缘电阻；
⑵测量直流参考电压。
技术指标：
⑴避雷器的绝缘电阻值，与出厂试验值比较应无明显差别；
⑵直流参考电压，应符合产品技术条件的规定。
5、10kV保护电容器
试验项目：
⑴测量绝缘电阻；
⑵测量电容值；
⑶交流耐压试验.
技术指标：
⑴测量绝缘电阻应在电极对外壳之间进行；
⑵电容值偏差应在额定电容值的+10%---5%范围内；
⑶交流耐压值为26kV。
6、10kV电力电缆
检查项目：
1电缆规格应符合设计规定；标志牌应装设齐全、正确、清晰;
⑵终端绝缘应良好，且清洁干净;
⑶接地应良好,装有监视接地的零序电流互感器,接地线接线应正确;
⑷终端的相色应正确。
试验项目：
⑴测量绝缘电阻；
⑵直流耐压试验及泄漏电流测量；
⑶检查电缆线路的相位。
技术指标：
⑴测量各电缆线芯对地或对金属屏蔽层间和各线芯间的绝缘电阻;
⑵直流耐压试验值（以电缆额定电压U0=8.7kV为例）35kV，时间15分钟;
⑶试验电压可分4阶段均匀升压，每阶段停留1min，并读取泄漏电流值。
测量时应消除杂散电流的影响;
⑷电缆的泄漏电流具有下列情况之一者，电缆绝缘可能有缺陷，应找出缺陷部位，并予以处理：
①泄漏电流很不稳定；
②泄漏电流随试验电压升高急剧上升；
③泄漏电流随试验时间延长有上升现象;
⑸检查电缆线路的两端相位应一致并与电网相位相符合。
7、10kV高压开关柜检查（以手车式开关为例）
检查项目：
⑴高压柜的固定及接地应可靠；
⑵所有绝缘子、套管均应完好；
⑶柜内所有电器元件、装置等应齐全完好，安装位置应正确，固定应牢固；
⑷所有二次回路应均已接线，连接应可靠，标志应齐全、清晰；
⑸柜与柜之间连接的小母线连接应正确，接触应可靠；
⑹柜内所有设备应完整清洁；
⑺手车在推入或拉出时应灵活，机械闭锁应正确、可靠；
⑻手车开关柜的三相动、静触头接触应良好及同期；
⑼手车开关柜的试验、运行位置的限位接点应良好；
⑽手车开关柜的动、静触头之间的隔离档板动作应正常；
⑾相位标志应正确；
⑿手车开关柜的小车的接地应良好；
⒀电压抽取（带电显示）装置试验应合格；
⒁开关柜五防装置检查应合格；
⒂通电试验时，加热器应正常发热，照明灯亮度应正常。
8、10kV厂用变压器（以油浸式变压器为例）：
试验项目：
⑴测量绕组的直流电阻；
⑵测量绕组连同支持绝缘柱的绝缘电阻；
⑶绕组连同支持绝缘柱的交流耐压试验；
⑷绝缘油耐压试验。
9、10kV高压电动机
检查项目:
⑴盘动转子应灵活，不得有碰卡声;
⑵电机的引出线鼻子焊接或压接应良好，编号齐全，裸露带电部分的电气间隙应符合产品标准的规定;
⑶电机绕组应连接正确，焊接良好;
⑷电机引出线应相序正确，固定牢固，连接紧密;
⑸电机外壳油漆应完整，接地良好。
试验项目:
⑴测量绕组的绝缘电阻和吸收比;
⑵测量绕组的直流电阻;
⑶定子绕组的直流耐压试验和泄漏电流的测量;
⑷定子绕组的交流耐压试验;
⑸测量电动机轴承的绝缘电阻；
⑹检查定子绕组极性及其连接的正确性；
⑺电动机空载转动检查和空载电流测量。
技术指标：
⑴测量绕组的绝缘电阻和吸收比，应符合下列规定：
①在运行温度时的绝缘电阻值，定子绕组不应低于10MΩ。
②吸收比不应低于1.2，应分相测量。
⑵各相绕组直流电阻值相互差别不应超过其最小值的2%。
⑶应分相进行直流耐压试验。
试验电压为电子绕组额定电压的3倍。
在规定的试验电压下，各相泄漏电流的值不应大于最小值的100%；当最大泄漏电流在20μA以下时，各相间应无明显差别。
⑷定子绕组的交流耐压试验值16kV。
⑸测量电动机轴承的绝缘电阻，当有油管路连接时，应在油管安装后，采用1000V兆欧表测量，绝缘电阻值不应低于0.5MΩ。
⑹检查定子绕组的极性及其连接应正确。
⑺电动机空载转动检查的运行时间可为2h，并记录电动机的空载电流。
当电动机与其机械部分的连接不易拆开时，可连在一起进行空载转动检查试验。
四、400V母线室部分
1、400V母线
⑴绝缘电阻的测量，应大于0.5MΩ；
⑵交流耐压试验，试验值为1kV。
2、0.4kV开关柜
检查项目：
⑴低压断路器固定应牢固，表面无损伤。
⑵电流互感器应完好，表面无损伤。
⑶载流接线端子接触良好。
⑷抽屉式断路器的工作、试验、隔离三个位置的定位应明显，并应符合产品技术文件的规定。
⑸抽屉式断路器空载时进行抽、拉数次应无卡阻，机械连锁应可靠。
⑹面上表计应完好。
试验项目：
⑴测量绝缘电阻（连接线及断路器）。
⑵交流耐压试验（连接线及断路器）。
⑶断路器脱扣定值整定。
⑷带电动操作的断路器分、合闸操作试验。
分、合闸指示灯指示检查。
⑸电流互感器变比及极性试验。
⑹表计校验。
⑺测量出线动力电缆的绝缘电阻。
3、低压电动机
⑴直流电阻测量，应符合产品出厂试验值；
⑵绝缘电阻测量，应不低于出厂的70%。
4、接地网
试验项目：
接地电阻测量，接地电阻应符合设计要求。
五、发电机及发电机小室部分
1、12MW同步发电机试验（以半导体励磁系统为例）
试验项目：
⑴测量定子绕组的绝缘电阻和吸收比；
⑵测量定子绕组的直流电阻；
⑶定子绕组直流耐压试验和泄漏电流测量；
⑷定子绕组交流耐压试验；
⑸测量转子绕组的绝缘电阻；
⑹测量转子绕组的直流电阻；
⑺转子绕组交流耐压试验；
⑻测量发电机或励磁机的励磁回路连同所连接设备的绝缘电阻，不包括发电机转子和励磁机电枢；
⑼发电机或励磁机的励磁回路连同所连接设备的交流耐压试验，不包括发电机转子和励磁机电枢；
⑽测量发电机的绝缘轴承的绝缘电阻；
⑾测量埋入式测温计的绝缘电阻并校验温度误差；
⑿测量灭磁电阻器、自同期电阻器的直流电阻；
⒀测量转子绕组的交流阻抗和功率损耗；
⒁测录三相短路特性曲线；
⒂测录空载特性曲线；
⒃测量发电机定子开路时的灭磁时间常数；
⒄测量发电机自动灭磁装置分闸后的定子残压；
⒅测量相序；
⒆测量轴电压。
技术指标：
⑴定子绕组的绝缘电阻和吸收比：
①各相绝缘电阻的不平衡系数不应大于2；
②吸收比：
对沥青浸胶及烘卷云母绝缘不应小于1.3；对环氧粉云母绝缘不应小于1.6。
⑵定子绕组的直流电阻：
①直流电阻应在冷状态下测量，测量时绕组表面温度与周围空气温度之差应在±3℃的范围内；
②各相或各分支绕组的直流电阻，在校正了由于引线长度不同引起的误差后，相互间差别不应超过其最小值的2%；与产品出厂时测得的数值换算至同一温度下的数值比较，其相对变化也不应大于2%。
⑶定子绕组的直流耐压试验和泄漏电流的测量：
①试验电压为电机额定电压的3倍。
②试验电压按每级0.5倍额定电压分阶段升高，每阶段停留1min，并记录泄漏电流；在规定的试验电压下，泄漏电流应符合下列规定：
a、各相泄漏电流的差别不应大于最小值的50%，当最大泄漏电流在20μA以下，各相间差值与出厂试验值比较不应有明显差别；
b、泄漏电流不应随时间延长而增大；
当不符合上述规定之一时，应找出原因，并将其消除。
C、泄漏电流随电压不成比例地显著增长时，应及时分析。
⑷定子绕组交流耐压值为1.875Un（Un为发电机额定电压）。
⑸转子绕组的绝缘电阻：
①转子绕组的绝缘电阻值不宜低于0.5MΩ；
②当发电机定子绕组绝缘电阻已符合其起动要求，而转子绕组的绝缘电阻不低于2000Ω时，可允许投入运行；
③可在电机额定转速时超速试验前、后测量转子绕组的绝缘电阻；测量绝缘电阻时采用兆欧表的电压等级，当转子绕组额定电压为200V以上，采用2500V兆欧表；200V及以下，采用1000V兆欧表。
⑹转子绕组的直流电阻：
①应在冷状态下进行，测量时绕组表面温度与周围空气温度之差应在±3℃的范围内。
测量数值与产品出厂数值换算至同一温度下的数值比较，其差值不应超过2%；
②显极式转子绕组，应对各磁极绕组进行测量；当误差超过规定时，还应对各磁极绕组间的连接点电阻进行测量。
⑺转子绕组交流耐压试验：
①整体到货的显极式转子，试验电压应为额定电压的7.5倍，且不应低于1200V。
②隐极式转子绕组不进行交流耐压试验，可采用2500V兆欧表测量绝缘电阻来代替。
⑻测量发电机和励磁机的励磁回路连同所连接设备的绝缘电阻值，不应低于0.5MΩ。
回路中有电子元器件设备的，试验时应将插件拔出或将其两端短接。
注：
不包括发电机转子和励磁机电枢的绝缘电阻测量。
⑼发电机和励磁机的励磁回路连同所连接设备的交流耐压试验，其试验电压应为1000V；水轮发电机的静止可控硅励磁的试验电压，应按第2.0.8条第二款的规定进行；回路中有电子元器件设备的，试验时应将插件拔出或将其两端短接。
注：
不包括发电机转子和励磁机电枢的交流耐压试验。
⑽测量发电机绝缘轴承的绝缘电阻，应在装好油管后，采用1000V兆欧表测量。
绝缘电阻值不应低于0.5MΩ。
⑾检温机的绝缘电阻及温度误差：
①采用250V兆欧表测量；
②检温机指示值误差不应超过制造厂的规定值。
⑿灭磁电阻器、自同步电阻器的直流电阻，应与铭牌数值比较，其差值不应超过10%。
⒀转子绕组的交流阻抗和功率损耗：
①应在静止状态下的定子膛内、膛外和在超速前、后的额定转速下分别测量；
②对于显
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