机组投产试验措施.docx

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1、3水轮发电机组充水试验3.0.1水轮发电机组充水试验的开始，就应认为是电站机组起动试运行的正式开始，应 确认前项的检查试验已全部完成。3.0.2对于引水式水电站则引水隧洞至调压井段已充水。对于坝后式或河床式水电站则 坝前水位已蓄至最低发电水位。3.0.3充水前应确认进水口检修闸门和工作闸门处于关闭状态。确认蝴蝶阀（球阀或筒形阀）处于关闭状态。确认调速器，导水机构处于关闭状态，接力器锁锭已锁好。3.1 充水操作及检查尾水管充水3.1.1 利用尾水倒灌或机组技术供水排水管等方式向尾水管充水，在充水过程中随时检 查水轮机顶盖的漏水情况，导水机构及空气围带，测压系统管路，尾水管进人门的漏水情 况及测压

2、表计的读数。3.1.2 上述检查发现异常情况时，则立即停止充水并将尾水管排空进行处理。3.1.3 待充水至与尾水位平压后，提起尾水闸门，并锁锭在门槽口上。压力钢管充水3.1.4 充水前应在进水口闸门下游侧检查闸门的渗漏情况。确认无问题后开始充水。3.1.5 打开检修闸门充水阀，观察检修闸门与工作闸门间水位上升情况，平压后用门式 起重机提起检修闸门，置于闸门库中。观察工作闸门下游侧的漏水情况。3.1.6 缓慢地打开工作闸门充水阀，向压力钢管充水，监视压力钢管水压表读数，检查压力钢管充水情况。对引水式水电站，则可开启调压井工作闸门的旁通阀或蝴蝶阀（或球阀）的旁通阀向压力钢管及蜗壳充水。3.1.7

3、检查钢管伸缩节、蜗壳进人孔、蜗壳盘形阀的漏水情况。监测蜗壳取水口管路阀 门前的压力上升。3.1.8 检查水轮机顶盖、导水机构和主轴密封的漏水情况及顶盖排水情况，有条件时， 可记录导水叶漏水量。3.1.9 检查蜗壳弹性垫层排水情况。观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。充水过程中，检查压力钢管通气孔是否畅通。如蜗壳前有蝴蝶阀（或球阀），则应先检查蝴蝶阀（球阀）漏水情况。然后打开旁通阀向蜗壳充水，记录蜗壳充水时间。3.2 充水平压后的观测检查和试验3.2.1 以手动或自动方式使工作闸门在静水中启闭试验3次，调整、记录闸门启闭时间及表计读数。在机旁盘作远方启闭操作试

4、验，闸门应启闭可靠。3.2.2 对于设有事故下紧急关闭闸门的操作回路，则应在闸门控制室的操作柜和电站中 央控制室分别进行静水中紧急关闭闸门的试验，检查油压启闭机或卷扬启闭机离心制动的 工作情况，并测定关闭时间。3.2.3 若装有蝴蝶阀（球阀），当蜗壳充满水后，操作蝴蝶阀（或球阀），检查阀体启闭动作情况，记录开启和关闭时间。在手动操作试验合格后，进行自动操作的启闭动作试验。分别进行现地和远方操作试验，验证蝴蝶阀（或球阀）在静水中启闭是否正常。3.2.4 压力钢管充满水后应对进水口、明敷钢管的混凝土支墩等水工建筑物进行全面检查，观察是否有渗漏、支墩变形、裂缝等情况。3.2.5 观察厂房内渗漏水情况

5、，及渗漏水排水泵排水能力和运转可靠性。3.2.6 压力钢管充满水后，将机组工业供水管路系统的阀门打开，并调整水压，使压力 水通过各冷却水管路，检查管路阀门、接头法兰漏水情况。4水轮发电机组空载试运行4.1 起动前准备4.1.1 主机周围各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，通讯指挥系统可 随时待命，各部位运行人员已进入岗位。各测量仪器、仪表已调整就位。4.1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。4.1.3 各部冷却水、润滑水投入，水压正常，润滑油系统、操作油系统工作正常。4.1.4 上、下游水位已记录。各部原始温度已记录。4.1.5 起动高压油泵顶起发电机转子，油压拆除后，检查制

6、动闸，确认制动闸已全部落 下。对于装有弹性金属塑料推力轴瓦的机组，首次起动时，仍应顶一次转子为宜。4.1.6 漏油装置处于自动位置。4.1.7 水轮机主轴密封水投入，检修围带排除气压。4.1.8 调速器处于准备工作状态，相应下列机构应为：a.油压装置至调速器的主油阀阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力油，油压指示正常；b.调速器的滤油器位于工作位置；c.调速器处于“手动”位置；d.调速器的导叶开度限制位于全关位置；e.调速器的速度调整机构位于额定转速位置（若有此机构时）；f.永态转差系数可调整到 2 %4%之间。4.1.9 与机组有关的设备应符合下列状态：a.发电机出口断路器断开；b.发电机

7、转子集电环碳刷拔出；c.水力机械保护和测温装置已投入；d.拆除所有试验用的短接线及接地线；e.外接标准频率表监视发电机转速；f.电制动停机装置短路开关处于断开位置。4.2 首次手动起动试验4.2.1 拔出接力器锁锭，起动高压油项起装置。4.2.2 手动打开调速器的导叶开度限制机构，待机组起动后，将开度限制机构放在大于 空载开度位置，当机组转速接近额定值时，再将开度限制机构调小，最后稳定在空载开度 位置，对于额定转速较高的机组，可分阶段逐渐升速。机组升速至80%额定转速（或规定值）时，可手动切除高压油顶起装置，并校验电气 转速继电器相应的接点。4.2.3 记录机组的起动开度和空载开度。当达到额定

8、转速时，校验电气转速表应位于100%的位置。4.2.4 在机组升速过程中应加强对各部位轴承温度的监视，不应有急剧升高及下降现象。机组起动达到额定转速后，在半小时内，应每隔 12min测量一次推力瓦和导轴瓦的 温度，以后可适当延长记录时间间隔，并绘制推力瓦的温升曲线，观察轴承油面的变化， 油位应处于正常位置。待温度稳定后标好各部油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此 值不应超过设计规定值。4.2.5 机组起动过程中，监视各部位应无异常现象，如发现金属碰撞声，水轮机室窜水， 推力瓦温度突然升高，推力油槽甩油，机组摆度过大等不正常现象则应立即停机。4.2.6 监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压，记

9、录水轮机顶盖排水泵运行情况和排水工作周期。（如发电机气隙4.2.7 记录全部水力量测系统表计读数和机组附加监测装置的表计读数 监测、蜗壳差压监测等）。4.2.8 测量、记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于轴承间隙或符合厂家设计规定值。4.2.9 测量、记录机组各部位振动，其值应不超过表 1的规定。当振动值超过标准时应 进行动平衡试验。表1水轮发电机组各部位振动允许值（双幅值）mm额定转速（r/min）<100 100 250 >250375 >375 750序号项目振动允许值（双振幅）1带推力轴承支架的垂直振动 0.10 0.08 0.07 0.062带导轴承支架的水平振动

10、 0.14 0.12 0.10 0.073立式机组定子铁芯部位机座水平振动 0.04 0.03 0.02 0.024卧式机组各部位轴承垂直振动0.14 0.12 0.10 0.07注：表中振动值系指机组正常运行工况下的测量值。测量永磁发电机电压和频率关系曲线。在额定转速下，测量绕组电压。测量发电机一次残压及相序。相序应正确。打磨发电机转子集电环表面。4.3 机组空转运行下调速系统的调整试验4.3.1 电液转换器或电液伺服阀活塞的振动应正常。4.3.2 根据永磁机端电压或机端电压互感器残压电平，选择调速器信号源的变压器抽头 或确定输入工作电平范围。4.3.3 频率给定的调整范围应符合设计要求。4

11、.3.4 进行手动和自动切换试验时，接力器应无明显摆动。在自动调节状态下，机组转速相对摆动值，对于大型调速器不应超过额定转速的土0.15%;对于中、小型调速器，不超过土 0.25%;特小型调速器不超过土0.3%。4.3.5 调速器空载扰动试验应符合下列要求：a.扰动量一般为土 8%;b.转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%;c.超调次数不超过两次；d.从扰动开始到不超过机组转速摆动规定值为止的调节时间应符合设计规定。4.3.6 记录油压装置油泵向油槽送油的时间及工作周期。在调速器自动运行时记录导叶接力器活塞摆动值及摆动周期。4.4 停机过程及停机后的检查4.4.1 操作开度限制机构进行手

12、动停机，当机组转速降至额定转速的20%30%时，手动如闸使机械制动停机装置作用直至机组停止转动，解除制动闸。4.4.2 停机过程中应检查下列各项：a.注意机组转速降至规定转速时，高压油顶起装置的自动投入情况；b.监视各部位轴承温度变化情况；c.检查转速继电器的动作情况；d.录制停机转速和时间关系曲线；e.检查各部位油槽油面的变化情况；f.机组完全停止后，高压油顶起装置应自动切除。4.4.3 停机后投入接力器锁锭和检修密封，关闭主轴密封润滑水。4.4.4 停机后的检查和调整：a.各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落；b.检查转动部分的焊缝是否有开裂现象；c.检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风

13、叶是否有松动或断裂；d.检查风闸的磨擦情况及动作的灵活性；e.在相应水头之下，调整开度限制机构、主令控制器的空载开度接点；f.调整各油槽浮子继电器的油位接点。4.5 过速试验及检查4.5.1 机组过速试验前，当按 4.2.9条规定需要进行动平衡试验时，则应先进行动平衡 试验，并符合下列要求：a.当发电机转子长径比L/DV1/3时，可只作单平面动平衡试验；当L/DR1/3时,应进行双平面动平衡试验；b.动平衡试验应以装有导轴承的发电机上下机架的水平振动双幅值为计算和评判的依据，推荐采用专门的振动分析装置和相应的计算机软件；c.转速超过300r/min的机组，一般应作动平衡试验。4.5.2 根据设

14、计规定的过速保护装置整定值，进行机组过速试验。4.5.3 将转速继电器115%和140%的接点从水机保护回路中断开。4.5.4 以手动开机方式使机组达到额定转速。待机组运转正常后，将导叶开度限制机构 的开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%,调整转速继电器相应的转速接点后，继续将转速升至设计规定的过速保护整定值，并调整过速保护装置相应的转速接点。4.5.5 过速试验过程中应监视并记录各部位摆度和振动值，记录各部轴承的温升情况及发电机空气间隙的变化。过速试验停机后应进行如下检查：a.全面检查发电机转动部分，如转子磁轲键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁扼压紧螺杆等；b.检查发电机定子基础及

15、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

16、项：a.检查自动化元件能否正确动作；b.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

17、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；e.在发电机额定电流下，跳开灭磁开关检验灭

18、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兆欧表测定定子绕组对地、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，确定发电机定子绕组是否需要干燥；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58c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80C,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70C；d.每8h测量一次定子绕组对地

19、和转子绕组对地绝缘电阻和吸收比；e.停止干燥降温日以每小时 10c的速率进行，当温度降至 40c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(GB856488)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

20、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摆度是否正常；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（发电机定子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。 对于有匝

21、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

22、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0.9 ,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

23、 调量。即在发电机空载且转速在0.951.0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23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士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

24、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1.1.1 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；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。1.1.2 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

25、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

26、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

27、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层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

28、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 %3.0 %;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.

29、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

30、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35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组转速摆动值不超过± 0.5 %为止所经历的总时间不应大于40s；c.转速或指令信号按规定形式

31、变化，接力器不动时间，对于电液调速器不大于0.4s ,对于机械型调速器不大于 0.5s。6.3.6 对于转桨式水轮机组甩负荷后，应检查调速系统的协联关系和分段关闭的正确 性，以及突然甩负荷引起的抬机情况。6.3.7 机组带额定负荷下，一般应进行下列各项试验：a.调速器低油压关闭导水叶试验；b.事故配压阀动作关闭导水叶试验；c.根据设计要求和电站具体情况，进行动水关闭工作闸门或关闭主阀的试验。6.4 水轮发电机组调相运行试验6.4.1 根据设计要求结合电力系统运行情况，水轮发电机组可作调相运行试验。6.4.2 机组作调相运行应检查并记录下列各项内容：a.记录导叶关闭后，水轮机转轮在水中空转运行时

32、，机组所消耗的有功功率；b.检查充气压水情况及补气装置动作情况。记录吸出管内水位被压低至转轮以下，转轮在空气中空转时，机组所消耗的有功功率；c.检查发电工况与调相工况互相切换时自动化元件动作的正确性。记录工况转换所需的时间；d.机组调相运行工况下，发电机无功功率在设计规定范围内调节应平稳，记录发电机 转子电流为额定值时零功率因数下的最大输出无功功率值。7水轮发电机组72h带负荷连续试运行7.0.1完成上述全部试验内容经验证合格后，机组已具备并入电力系统带额定负荷连续 72h试运行的条件。如由于所带负荷不足或水库水位不够等外部的特殊原因，使机组不能达到额定出力 时，可根据当时的具体条件确定机组应带的最大负荷。7.0.2根据正式运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。7.0.3如果72h连续运行中，由于机组及附属设备的制造及安装质量原因引起运行中断, 经检查处理合格后应重新开始 72h的连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。7.0.4 72h 连续试运行后，应停机检查并将蜗壳及压力钢管内的水排空，检查机组过流 部分及水工建筑物和排水系统情况，消除并处理72h试运行中所发现的所有缺陷。7.0.5 机组通过72h试运行并经停机处理发现的所有缺陷后，即可开始为期一年的试生 产。试生产由电站建设单位委托生产单位进行。试生产期满后，方可办理正式移交。