DL507水轮发电机组起动试验规程
b．检查发电机定子基础及上机架千斤顶的状态； C．同前节4.4.4条规定的检查项目。 4.6 自动起动和自动停机试验
4.6.1 自动起动和自动停机试验的主要目的是检查自动开停机回路动作是否正确。具有计算机监控系统或以计算机监控系统为主要控制方式的水电站，自动开、停机应由计算机监控系统来完成。 4.6.2 自动起动前应确认：
a．调速器处于“自动”位置，功率给定置于“空载”位置，频率给定置于额定频率，调速器参数在空载最佳位置；
b．对于无高压油顶起装置的机组，则应通过油泵顶起发电机转子，使推力轴瓦充油；
c．确认所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。 4.6.3 自动开机可在中控室，也可在机旁进行，并应检查下列各项： a．检查自动化元件能否正确动作；
h．记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间；
C．检查推力轴承高压油顶起装置的动作和油压等工作情况； d．检查电气液压调速器动作情况。
4.6.4 机组自动停机过程中及停机后的检查项目：
a．记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转速所需时间； b．记录自制动闸加闸至机组全停的时间； c．检查转速继电器动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确； d．当机组转速降至设计规定转速时，推力轴承高压油顶起装置应能自动投入。当机组停机后应能自动停止高压油顶起装置，并解除制动闸。 4.6.5 应能在中控室或现地的机组自动盘上操作实现自动停机。 4.7 水轮发电机短路试验
4.7.1 发电机短路试验应具备的条件： a．在发电机出口端设置三相短路线； b．投入备用励磁装置或用厂用电源代替并联励磁变压器，提供主励磁装置电源； C．如果三相短路点设在发电机断路器外侧，则应采取措施防止断路器跳闸。
4.7.2 发电机短路试验：
a．手动开机，发电机各部位温度应稳定，运转应正常；
b．手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，检查发电机各电流回路的准确性和对称性； c．绘制继电保护和测量表计的向量图，升流检查各继电保护和测量表计动作的正确性；
d．录制发电机三相短路特性曲线（定子电流和转子电流关系曲线），在额定电流下测量发电机轴电压，检查碳刷及集电环工作情况；
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e．在发电机额定电流下，跳开灭磁开关检验灭磁情况是否正常，录制发电机在额定电流时灭磁过程的示波图，并求取灭磁时间常数； f．采用主励磁装置作短路试验时，应进行自动励磁调节器的复励及调差部分的调整试验。
4.7.3 发电机短路干燥： a．干燥前应有2500V兆欧表测定定于绕组对地、转子绕组对地绝缘电阻和吸收比；
b．按《水轮发电机组安装技术规范》（GB8564－88）要求，确定发电机定于绕组是否需要干燥；
c．发电机短路干燥时控制短路电流的大小，应按每小时温升不超过5～8℃的速率逐步升高。绕组最高温度以埋入式电阻温度计测量值为依据，不应超过80℃，干燥时定子电流控制在额定值的25％～50％为宜。热风温度一般不超过70℃；
d．每8h测量一次定子绕组对地和转子绕组对地绝缘电阻和吸收比； e．停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机。
4.7.4 短路试验合格后一般作模拟水机事故停机，并拆除发电机短路点的短路线。
4.7.5 按《水轮发电机组安装技术规范》（GB8564—88）规定，在必要时应进行检查性的直流耐压试验。 4.8 水轮发电机升压试验
4.8.1 发电机升压试验应具备的条件：
a．发电机保护系统投入，励磁及调节器回路电源投入，辅助设备及信号回路电源投入；
b．发电机振动、摆度及空气隙监测装置投入，定子绕组局部放电监测系统投入并开始记录局部放电数据（若已安装了该装置系统）。 4.8.2 自动开机后机组各部运行应正常。测量发电机电压互感器二次侧残压，并检查其对称性，如无异常，可手动升压至50％额定电压值，并检查下列各项：
a．发电机及引出母线，与母线相连的断路器，分支回路设备等带电设备是否正常；
b．机组运行中各部振动及援度是否正常；
C．电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。
继续升压至发电机额定电压值，并检查如上述诸部位情况。 4.8.3 在发电机额定转速下的升压过程中，检查低电压继电器和过电压继电器工作情况，在额定电压下测量发电机轴电压。 4.8.4 将发电机电压降至最低值，录制发电机空载特性曲线（发电机定于电压与励磁电流的上升、下降关系曲线），当发电机励磁电流升至额定值时，测量发电机定子最高电压。
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对于有匝间绝缘的电机，在最高电压下应持续5min。
4.8.5 分别在50％、100％额定电压下，跳开灭磁开关检查消弧情况，录制示波图，并求取灭磁时间常数。
4.8.6 发电机单相接地试验和消弧线圈补偿试验。
在50％定子额定电压下，测量定子绕组单相接地时的电容电流，选择中性点消弧线圈的分接头位置，检查电容电流的补偿度，并检查保护信号。 4.9 水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验
4.9.1 具有起励装置的可控硅励磁调节器的起励工作应正常且可靠。 4.9.2 检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。自动励磁调节器应能在发电机空载额定电压的70％～110％范围内进行稳定且平滑地调节。
4.9.3 在发电机空载额定转速下，手动控制单元调节范围：下限不得高于发电机空载励磁电压的20％，上限不得低于发电机额定励磁电压的110％。 4.9.4 测量励磁调节器的开环放大倍数值。 4.9.5 在等值负载情况下，录制和观察励磁调节器各部特性。对于可控硅励磁系统，还应在额定励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流和均压系数。功率整流桥应设有串联元件均压措施，以及并联支路和整流柜之间的均流措施，均压系数不应低于O.9，均流系数不应低于0.85。
4.9.6 应检查在发电机空载状态下，励磁调节器投入，上下限调节，手动和自动切换（以额定励磁电压的10％为阶跃量作为干扰），带励磁调节器开、停机等情况下的稳定性和超调量。即在发电机空载且转速在0.95～1.0额定值范围内，突然投入励磁系统，使发电机机端电压从零上升至额定值时，电压超调量不大于额定值的10％，振荡次数不超过2～3次，调节时间不大于5s。
4.9.7 带自动励磁调节器的发电机电压一频率特性试验，应在发电机空载状态下，改变发电机转速，测定发电机端电压变化值，录制发电机电压一频率特性曲线。频率值每变化1％，自动励磁调节系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值的±0.25％。
4.9.8 可控硅励磁调节器应进行低励磁、过励磁、断线、过电压、均流等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。
4.9.9 对于采用三相全控整流桥的静止励磁装置，还应进行逆变灭磁试验。
5 水轮发电机组带主变压器及高压配电装置试验、主变压器冲击合闸试验
5.1 水轮发电机组对主变压器及高压配电装置短路升流试验
5.1.1 水轮发电机组对主变压器高压侧及高压配电装置短路升流试验前的检查：
a．发电机断路器、隔离开关、发电机电压设备及有关高压设备均已试验合格，具备投入运行条件；
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b．主变压器经试验验收合格，油位正常，分接开关正常； C．高压配电装置经试验验收合格； d．主变压器高压侧及高压配电装置的适当位置，已设置可靠的三相短路点； e．投入发电机继电保护、自动装置和主变压器冷却器以及控制信号回路。
5.1.2 水轮发电机组对主变压器高压侧及高压配电装置短路升流试验： （1）开机后递升加电流，检查各电流回路的通流情况和表计指示，并绘制主变压器、母线差动保护和线路保护的电流向量图； （2）前项检查正确后投入主变压器继电保护装置。 5.2 水轮发电机组对主变压器及高压配电装置递升加压试验 5.2.1 拆除主变压器高压侧及高压配电装置各短路点的短路线。 5.2.2 手动递升加压，分别在发电机额定电压值的25％、50％、 75％、100％等情况下检查 一次设备的工作情况。
5.2.3 检查电压回路和同期回路的电压相序和相位应正确。 5.3 电力系统对主变压器冲击合闸试验
5.3.1 发电机侧的断路器及隔离开关均已断开。必要时可拆除主变压器低压侧母线连接端子的接头。
5.3.2 投入主变压器的继电保护装置及冷却系统的控制、保护及信号。 5.3.3 投入主变压器中性点接地开关。
5.3.4 合主变压器高压侧断路器，使电力系统对主变压器冲击合闸共5次，每次间隔约10min，检查主变压器有无异状，并检查主变压器差动保护及瓦斯保护的动作情况。
5.3.5 在有条件时录制主变压器冲击时的激磁涌流示波图。
6 水轮发电机组并列及负荷试验 6.1 水轮发电机组空载并列试验 6.1.1 检查同期回路的正确性。
6.1.2 以手动和自动准同期方式进行并列试验。在正式并列试验前，应先断开相应的隔离开关进行模拟并列试验，以确定自动同期装置工作的准确性。
6.1.3 正式进行手动和自动准同期并列试验。录制电压、频率和同期时间的示波图。
6.1.4 根据设计和电力系统的要求进行自同期并列试验，录制电力系统的周波、电压、有功功率、无功功率及发电机定子、转子电流示波图。 6.2 水轮发电机组带负荷试验 6.2.1 水轮发电机组带负荷试验，有功负荷应逐步增加，并观察各仪表指示及各部位运转情况和各种负荷下尾水管补气装置工作情况。观察并检查机组在加负荷时有无振动区，测量振动范围及其量值，必要时进行补气试
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验。
6.2.2 机组带负荷下调速系统试验。对于转桨式水轮机的机组应检查调速系统的协联关系是否正确。
6.2.3 水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验：
a．发电机有功功率分别为0％、50％和100％额定值下，按设计要求调整发电机无功功率从零到额定值。调节应平稳，无跳动；
b．在有条件时，可测定并计算水轮发电机端电压调差率，调差特性应有较好的线性并符合设计要求；
c．有条件时，可测定并计算水轮发电机机端电压静差率，其值应符合设计要求。当无设计规定时，对半导体型不应大于0.2％～1％：对电磁型不应大于1.0％～30％； d．对于可控硅励磁调节器，应分别进行各种限制器及保护的试验和整定。
6.2.4 机组突变负荷试验。根据现场情况使机组突变负荷，其变化量不应大于额定负荷的25％，并应自动记录机组转速、蜗壳水压、尾水管压力脉动、接力器行程和功率变化等的过渡过程，并选择各负荷工况的最优调节参数。
6.3 水轮发电机组甩负荷试验
6.3.1 甩负荷试验前应具备下列条件：
a．将调速器的稳定参数选择在空载扰动所确定的最佳值； b．调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速（频率）、接力器行程发电机气隙等电量和非电量的监测仪表； c．所有继电保护及自动装置均已投入； d．自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。 6.3.2 机组甩负荷试验应在额定有功负荷的25％、50％、75％和100％下分别进行，按附录A的格式记录有关数值，同时应录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线。
若电站运行水头和电力系统条件限制，机组不可能带额定负荷或甩额定负荷时，则可按当时条件在尽可能大负荷下进行甩负荷试验。
6.3.3 水轮发电机组突甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机突甩额定有功负荷时，发电机电压超调量不应大于额定电压的15％～20％，振荡次数不超过3～5次，调节时间不大于5s。 6.3.4 水轮发电机突然甩负荷时，检查水轮机调速系统动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，蜗壳水压上升率和机组转速上升率等均应符合设计规定。
6.3.5 机组突甩负荷后调速器的动态品质应达到如下要求：
a．甩100％额定负荷后，在转速变化过程中超过稳态转速3％以上的波峰不应超过2次；
b．机组甩100％额定负荷后，从接力器第一次向关闭方向移动起到机
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