水电站机组调试试运行施工技术方案.doc

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1、水电站机组调试试运行施工技术方案1.1 机组调试依据和条件本节内容主要为发电单元设备的充水和电站接入电力系统的启动试运行试验，试验合格及交接验收后投入系统并网运行。进行此项试验时，应具备下列条件：1.1.1 设备条件水电站土建工程经验收合格，金属结构工程已具备发电条件。机组的引水系统和尾水系统已符合机组发电的要求。水轮发电机组及其附属设备、电气设备等机电工程已全部竣工，并经检查验收符合设计要求。1.1.2 试运行程序编制依据水轮发电机组启动试验规程(DL507-2002)水轮发电机组安装技术规范(GB 8564-88)有关设备合同、厂家资料、设计资料、监理和业主的有关要求等1.1.3 组织条件

2、启动验收委员会正式建立，试运行指挥部及其下设机构（调试组、运行组、检修维护组）已经工程主管单位批准成立，职责分工清楚明确。机组启动试运行大纲、程序、试验项目和步骤、安全措施已经批准。试运行指挥部已将试运行大纲、程序试验项目和步骤以及安全注意事项向参与调试运行的有关人员交底。运行单位应具有经过审批的机组试运行程序。试验仪器、仪表、记录表等已备齐。为保证机组试运行有条不紊并安全地进行，应严格按照国家和部颁有关标准进行，成立启动委员会作为调试试运行的领导机构，启动委员会下设调试运行组、验收交接组，各小组分别由业主、监理、设计、施工、厂家和生产单位组成，在启委会的领导下负责具体的试运行、调试、验收、移

3、交工作，按照机组起动试运行程序要求及电网调度指令等既定程序严格实施。.9.2 机组充水试验机组充水前的试验和检查，应在启动委员会的指挥协调下，由各承包商负责完成各自的检查、试验项目。1.2.1 引水及尾水系统的检查进水口拦污栅已安装调试完工并清理干净,测量装置已安装完毕并检验调试合格。进水口闸门手动、自动操作均调试合格，启闭情况良好。工作闸门、检修闸门在关闭状态。通讯、联络信号畅通。压力钢管及通气孔、蜗壳、尾水管等水通流系统均已检验合格清理干净。流道上各测压、测流管路畅通完好,灌浆孔已封堵,测压头已安装完毕。蜗壳排水阀与尾水检修排水阀操作灵活可靠,启闭情况良好。尾水闸门门槽及周围已清理干净,闸

4、门启闭情况良好。尾水闸门室或尾水调压井、尾水洞已清理干净。电站上下游水位测量系统安装调试合格,水位信号远传正确。1.2.2 水轮机部分的检查水轮机转轮及所有部件已安装完毕检验合格，施工记录完整,上下止漏环间隙、导水叶立面与端面间隙等各部间隙值测量合格。导水叶处于全关位置,锁锭投入。水导轴承润滑、冷却系统已检查合格。油位、温度传感器整定值符合设计要求。水轮机大轴中心孔补气阀操作灵活可靠，处于开启状态。各测量表计、示流计、流量计、摆度、振动等传感器及各种变送器均以安装验收合格，管路、线路连接良好。各整定值符合设计要求。顶盖排水泵已安装调试完毕，可满足自动排水要求。主轴工作密封与检修密封已安装完工，

5、经检验合格，检修密封投入，主轴密封经试验密封良好。1.2.3 调速系统及其设备的检查调速系统及其设备已安装完毕，并调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部位表计、阀门均已整定并符合要求。油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。集油槽油位浮子继电器动作正常。高压补气装置手动、自动动作正确。漏油装置手动、自动调试合格。由手动操作将油压装置的压力油通向调速系统，检查各油压管路、阀门、接头及部件等均无渗油现象。调速器电调柜已安装完工并调试合格，电液转换器工作正常。事故配压阀和分段关闭装置等均已调试合格。锁锭装置调试合格，信号指示正确，充水前处于锁锭状态。调速系统联动调试的手动

6、操作，调速器、接力器及导水机构联动动作的灵活可靠和全行程内动作的平稳性，导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器的一致性等检查已经完成并合格。用紧急关闭办法检查导叶全开到全关所需时间，并录制导叶开度与接力器行程的关系曲线的试验已完成并合格。已完成调速器自动操作系统模拟试验，及自动开机、停机和事故停机试验，各部件、元件动作的准确性和可靠性满足设计要求。1.2.4 发电机部分的检查发电机整体已全部安装完毕，记录完整，检验合格。发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内无任何杂物，定转子空气间隙值符合要求。上导、下导、推力轴承油槽注油完毕,冷却水具备投入条件。推力轴承油位、温度传感器已调试，整定

7、值符合设计要求。发电机风罩以内所有阀门、管路、电磁阀、变送器等均已检验合格，处于正常工作状态。发电机内水喷雾灭火系统已检验合格。管路及喷嘴经手动动作准确。通压缩空气试验畅通无阻。发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检验并调试合格。发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线、端子板均已检查正确无误。发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正常，充水前风闸处于投入制动状态。转子再顶起一次，使镜板与推力瓦面间形成油膜。发电机空气冷却器已检验合格。监测发电机工作状态的各种表计、传感器、测量装置等均已安装完工，调试、整定合格。1.2.5 油气水系统的检查机组技术供水系统管路阀门安装完毕并验收合格，减压

8、阀和滤水器均已调试合格，动作正常。各示流信号器、压力、流量、温度、差压变送器已按设计整定，指示正常。排水系统管路、阀门、盘形阀、检修排水泵、渗漏排水泵等均安装调试完毕，动作正常，满足设计要求。全厂透平油、绝缘油系统已部分或全部投入运行，能满足该台机组供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。高、低压空气压缩机均已调试合格，储气罐及管路无漏气，管路畅通。各类表计、变送器等工作正常。整定值符合设计要求。所有高、低压空气系统管路已分别分段通入压缩空气进行密闭性漏气检查合格，无漏气现象。各管路、附属设备已刷漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。主厂房、发电机母线层、中控室、主变压器、电缆层、电缆

9、井、母线室、母线道、开关室、油库等部位的消防系统或管路设施已安装完工检验合格，符合消防设计要求。通风空调需要部分已安装调试完毕。1.2.6 电气一次设备的检查主回路封闭母线、发电机断路器、励磁变压器、电压互感器柜、电流互感器、中性点引出线、中性点接地变压器等设备已安装调试完毕，导体连接紧固，外壳接地完善，具备带电试验条件。主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的给定位置，绝缘油化验合格，冷却系统调试合格，消防系统以及周围安全保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。厂用电设备已全部安装完毕，检验并试验合格，已接通电源投入正常工作。备用电源已检验合格，工作正常。高压开关设备与本机组发电有

10、关回路设备及母线、连接线等均已完工，500kV GIS 已调试合格。厂房内各设备接地已检验，接地良好。各接地网接地电阻阻值已测试，符合设计的要求。厂房照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明已检查合格。事故交通安全疏散指示牌已检查合格。进行号机启动试运行时，500kV 升压站设备调试合格，具备升流升压的条件。1.2.7 励磁系统设备与回路的检查励磁变压器、励磁盘柜已安装完工检查合格，回路已做耐压试验。励磁系统各部分的耐压试验结束。微机励磁调节器各基本单元及辅助单元的静态特性试验及总体静态特性试验结束。1.2.8 电气控制和保护系统及回路的检查电气设备及保护设备及现地控制系统安装完工验收合格

11、。保护各装置动作值已按系统保护定值进行整定，并模拟动作至各出口设备。计算机监控系统设备均已安装验收合格。全厂公用设备及机组现地监控系统、计算机监控系统的程序录入、调试，信号采集及回路模拟试验已进行完毕。中央音响信号系统工作正常。机组同期操作回路已进行模拟试验，能满足调试并网的要求。通风空调系统满足机组调试试运行的需要。发电机、变压器等重要机电设备的消防设施具备投入条件。通讯系统运行正常，厂内通讯与系统通讯畅通无阻。1.2.9 保护回路的检查下列保护各装置动作值已按系统保护定值进行整定，并模拟动作至各出口设备发电机继电保护回路的整定与模拟。主变压器继电保护回路的整定与模拟。500kV 母线、线路

12、继电保护回路的整定与模拟。厂用继电保护回路的整定与模拟。辅助设备及其它PLC 操作保护回路的模拟整定。1.3 水轮发电机组充水试验当前述检查试验已全部完成，在启委会的指挥下，各部分承包商互相配合，开始水轮发电机组充水试验。此前坝前水位已蓄至最低发电水位，再次确认进水口闸门、调速器、导水机构处于关闭状态，尾水闸门处于关闭状态。确认电站厂房检修排水系统、渗漏排水系统运行正常。尾水管充水利用技术供水排水管供水方式向尾水管充水，在充水过程中检查尾水管进人门、顶盖、主轴密封、测流测压管路等处有无渗漏，密切监视压力表变化并做好详细记录，若发现漏水等异常情况，立即停止充水进行出处理。待尾水充水平压后，提起尾

13、水闸门并可靠锁定。压力管道和蜗壳充水开检修闸门充水阀，观察检修闸门与工作闸门间水位上升情况，平压后提起检修闸门。观察工作闸门下游侧的漏水情况。打开工作闸门充水阀，向压力管道充水，监视压力管道水压表读数，检查压力管道充水情况。充水过程中随时检查蜗壳进人门、水轮机顶盖、导水叶、主轴密封、测流测压管路的密封情况。密切监视蜗壳压力变化做好详细记录。记录蜗壳与钢管充水时间。检查压力钢管充水情况，充水平压后以手动或自动方式使进水口闸门在静水中启闭试验三次。在机盘旁作远方启闭操作试验，闸门应启闭可靠。最后将进水口事故门提升至全开位置。1.4 水轮发电机组空载试运行1.4.1 起动前准备1) 主机周围各层场地

14、已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，通讯指挥系统正常工作。各部位运行人员已进入岗位。各测量仪器、仪表已调整就位。2) 确认充水试验中出现的问题已处理合格。3) 各部位冷却水、润滑水投入，水压正常，润滑油系统、操作系统工作正常。4) 上、下游水位已记录，各部位原始温度已记录。5) 漏油装置处于自动位置。6) 调速器处于准备工作状态，相应下列机构应为：油压装置至调速器的主油阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力油，油压指示正常。调速器的滤油器位于工作位置。调速器处于“手动”位置。调速器的导叶开度限制位于全关位置。调速器的速度调整机构位于额定转速位置。永态转差系数可调整到2%4%之间。7) 与机

15、组有关的设备应符合下列状态：发电机出口断路器断开。发电机转子集电环碳刷拔出。水力机械保护和测温装置已投入。拆除所有试验用的短接线和接地线。外接标准频率表监视发电机转速。1.4.2 首次手动起动试验拔出接力器锁定，手动启动机组，待机组起动后，立即停机，监听机组运行情况，无异常声响，再次手动起动机组。待机组转速达到1015%额定转速时，监听机组运行情况，经检查无异常情况后，继续升速。当转速升至50%额定转速时机组停止升速，在此转速下运行5 分钟，全面检查各转动部分与静止部件有无碰撞和摩擦。无异常后，手动将机组逐步升速达到额定转速的75%和100%，在每级转速下检查记录轴承温度和机组摆度及振动值。在

16、升速过程中如果机组摆度超过轴承间隙或各部分振动超过标准时，停机进行动平衡试验，直至在额定转速下机组的摆度和振动符合国家标准为止。机组达到额定转速的80%（或规定值）后，校验电气转速继电器相应的接点。记录机组的起动开度和空载开度。当达到额定转速时，校验电气转速表应位于100%的位置。在机组升速过程中加强对各部位轴承温度的监视，不应有急剧升高和下降现象。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，此值不超过设计规

17、定值。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。监视水轮机各部位水温、水压，记录排水泵运行情况和排水工作周期。记录全部水力量测系统表计读数和机组附加检测装置的表计读数。测量、记录机组运行摆度和各部位的振动，其值应符合设计或厂家标准。测量发电机一次残压及相序。相序应正确，波形完好。1.4.3 机组空载运行下调速系统的调整试验.1) 频率给定的调整范围应符合设计要求。2) 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，不应超过额定转速的0.25%。3) 调速器

18、空载扰动试验应符合下列要求：人工加入8%转速扰动量，观察调节器最大超调量、超调次数、调节时间，应符合要求，否则调节参数，直至合格；转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%；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。1.4.4 停机过程及停机后的检查1) 操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至额定转速的20%30%时，手动加闸使机械制动停机装置作用直至停止转动，解除制动闸。2) 停机过程中应检查下列各项：监视各部位轴承温度变化情况。录制停机转速和时间关系曲线。检查各部位油槽油面的变化情况。3) 停机后投入接力器锁锭和检修密封，关闭主

19、轴密封润滑水。4) 停机后的检查和调整：各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落。检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。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。检查各油槽浮子继电器的油位接点。1.4.5 过速试验及检查机组振动符合规程要求，即可进行机组过速试验。根据设计规定的过速保护装置整定值，进行机组过速试验。将测速装置各过速保护触点从水机保护回路中断，用临时方法监视其通断情况。将机端残压信号接至机旁临时频率计，以监视机组转速。以手动开机方式使机组达到额定转速。待机组转速正常后，将导叶开度

20、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。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：全面检查发电机转动部分。检查发电机定子基础及上机架基础的状况。各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落。检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。1.4.6 自动起动和自动停机试验1) 自动起动和自动停机试验是为了检查计算机监控系统

21、自动开停机控制回路动作的正确性。2) 自动起动前应确认：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。确认所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件具备。3) 自动开停机在中控室和机组自动盘上通过硬件按钮或软件命令进行。并应检查下列项目：检查自动化元件能否正确动作；记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间；检查调速器动作情况。4) 机组自动停机过程中及停机后的检查项目：记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转速所需时间。记录自制动闸加闸至机组全停的时间。检查转速继电器工作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。5) 自动开机，模拟各种机械

22、与电气事故，检查事故停机回路与流程的正确性与可靠性。6) 分别在现地、机旁、中控室等部位，检查紧急事故停机按钮动作的可靠性。1.4.7 发电机短路试验1) 发电机短路试验应具备的条件：在发电机出口端设置三相短路线。投入厂用电源代替并联励磁变压器，提供主励磁装置电源。投入机组水机保护；机端各PT 投入；相关保护投入，跳灭磁开关。2) 发电机短路试验：手动开机，发电机各部位温度应稳定，运转应正常。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。升流检查各继电保护和测量表计动作的正确性。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

23、，检查碳刷及集电环工作情况。在发电机额定电流下，跳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示波图，并求取灭磁时间常数。3) 试验合格后一般做模拟紧急事故停机，并拆除发电机短路点的短路线。1.4.8 发电机升压试验1) 发电机升压试验应具备的条件：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。发电机振动、摆度及空气间隙检测装置投入。2) 自动开机后机组各部分运行正常。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，并检查下列各项：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。机组运行中各

24、部振动及摆度是否正常。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，并重复上述检查。在发电机额定转速下的升压过程中，检查低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。将发电机电压降至最低值，录制发电机空载特性曲线，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。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。1.4.9 水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验检查励磁调节系统的电压调整范围，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70%110%范围内进行稳定平稳地调节。在发电机空载额定转速下，

25、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%。测量励磁调节器的开环放大倍数。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、通道切换、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0.951.0 额定值范围内，突然投入励磁调节器，使发电机电压从零升至额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，振荡次数不超过2 次。调节时间不大于5 秒。发电机电压频率特性试验，应在发电机空载状态下，使发电机转速在90%100%额定值范围内改变，测定发电机端电压变化值，录制发电机电压频率特性曲线。频率值每变化1%，

26、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%。可控硅励磁调节器应进行低励磁、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。1.5 主变压器及500kV 系统试验、主变冲击合闸试验1.5.1 试验前的检查发电机断路器、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。主变压器经试验验收合格，油位正常，分接开关位置正确。厂用电系统、500kV 系统经试验验收合格。发变保护、厂用电保护、母线保护、线路保护和各控制信号回路经试验工作可靠。1.5.2 主变短路升流试验在主变压器的高压侧适当位置设置可靠的三相短路点。投入发电机继电保护、水力机械保护装置

27、和主变压器冷却器以及控制信号回路、动作跳灭磁开关，切除其它开关的操作电源，以确保在升流期间不致开路。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，并绘制主变压器的电流矢量图。观察主变升流情况有无异常，手动降流至零，跳灭磁开关。投入主变压器、高压电缆、母线的保护装置，投入开关操作电源，模拟主变压器保护动作，检查跳闸回路是否正确，相关断路器是否可靠动作。1.5.3 主变升压试验1) 拆除主变压器高压侧短路点的短路线。投入所有保护装置。断开主变压器高压侧的断路器，进行升压试验。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。检查电压回路和

28、同期回路的电压相序和相位应正确。1.5.4 500kV 开关站升流试验1) 在开关站内部或出线点适当位置设置可靠的三相短路点。2) 投入发变组继电保护、自动装置和主变压器冷却器以及控制信号回路，动作跳灭磁开关，切除其它开关的操作电源，以确保在在升流期间不致开路。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，用一次电流实际校核GIS 和并联电抗器有关CT 二次回路的完好性和对称性。检查500kV 母线保护和线路保护的所有电流回路和工作情况，绘制电流矢量图。观察500kV 系统升流情况有无异常，手动降流至零，跳灭磁开关。投入母线保护装置，投入开关操作电源，模拟母线差动保护，检查跳闸回路是否

29、正确，相关断路器是否可靠动作。1.5.5 500kV 开关站升压试验拆除开关站内部或出线点的短路点的三相短路线。断开线路断路器，进行升压试验。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500kV 系统设备的工作情况。检查电压回路和同期回路的电压相序和相位应正确。1.5.6 主变冲击试验向系统提出进行主变冲击试验的申请，申请批准后可进行主变合闸试验。断开发电机侧的断路器及隔离开关，拆除主变压器低压侧母线连接端子的接头。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。主变压器的中性点可靠接地。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

30、，每次间隔约10 分钟，检查主变有无异常。检查主变压器差动保护和重瓦斯保护的动作情况。检查主变在冲击合闸情况下的机械强度和绝缘性能。检查主变差动保护对激磁涌流的闭锁情况，录制主变激磁涌流波形。1.6 水轮发电机组并列及负荷试验1.6.1 水轮发电机组空载并列试验检查同期回路的正确性。以手动和自动准同期的方式进行并列试验。在正式并列试验前，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。正式进行手动和自动准同期并列试验。录制电压、频率和同期波形图。1.6.2 水轮发电机组带负荷试验水轮发电机组带负荷试验，逐步增加有功负荷，观察各仪表指示及各部位运行情况。观察并检查机组在加负

31、荷时有无振动区，测量振动范围及其量值。机组带负荷下调速系统试验。水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验：发电机有功功率分别为0%、50%、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。测定并计算水轮发电机组端电压调差率，调差特性应有较好的线性并符合设计要求。分别进行各种限制及保护功能试验和整定。1.6.3 水轮机甩负荷试验1) 甩负荷试验前应具备下列条件：将调速器的稳定参数选择在空载扰动所确定的最佳值。调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速、接力器行程、发电机气隙等电量和非电量的检测仪表。所有保护装置及自动装置均已投入。自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。2

32、) 机组甩负荷试验应在额定有功功率的25%、50%、75%和100%下分别进行，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和甩额定负荷时，则按当时条件在尽可能大负荷下进行甩负荷试验。3) 水轮发电机突然甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机突然甩额定有功功率负荷时，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5 秒。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，机组转速上升等均应符合设计规定。1.7 水轮发电机72 小时带负荷连续试运行完成上述各项试验后

33、，经检验合格，机组进入72 小时连续试运行。根据正式运行值班制度，全面记录试运行所有有关参数。记录运行中设备出现的问题和缺陷。72 小时带负荷试运行后，进行停机检查和消缺处理。竣工移交，机组进入试生产阶段。1.8 确保调试试运行一次成功的保障措施依据GB/T19002ISO9002 标准，建立完善质量管理和质量保证体系。加强纪律，严格服从启动验收委员会同意后正式组成的试运行指挥部及有关办事机构的领导。调试试运行期间严格遵守电力系统调度管理规定，服从电力系统调度指挥。加强与制造厂、监理单位及设计单位的友好协作、配合。建立相应的运行指挥部，对机组调试、试运行实现具体的领导和指挥。建立健全各项规章制度，制定反事故预防措施，编制运行操作、设备检修、保养规程，编制运行所需要的各类记录表格。