1#机组启动72小时试运行报告(正式稿).doc

《1#机组启动72小时试运行报告(正式稿).doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《1#机组启动72小时试运行报告(正式稿).doc（21页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、桥巩水电站1#机组启动试运行工 作 报 告桥巩水电站1水轮发电机组启动试运行指挥部2008年7月27日目 录一、 工程概况二、 试运行工作内容三、 工作计划四、 启动前的调试及验收五、 充水试验六、 机组首次开机七、 机组空转运行下调速系统试验八、 过速试验九、 无励磁自动开机和自动停机试验十、 发电机升流试验十一、 机组空载试验十二、 发电机带主变及开关站一次设备零起升压试验。十三、 220kV设备及主变冲击受电试验十四、 机组同期并网试验十五、 机组带负荷试验十六、 机组甩负荷试验十七、 1#机组主要试验项目报告（中试院做的部份）十八、 机组72小时试运行十九、 结论及存在的问题一、工程概

2、况桥巩水电站工程是红水河规划开发的第九个梯级水电站，是一座以发电为主，兼有航运等综合利用效益的大型水电站，枢纽布置从左到右分别布置有左岸接头土坝、左岸混凝土重力坝、船闸、发电厂房、开关站、泄水闸、右岸混凝土重力坝和右岸接头土坝。电站装设8台单机容量为57MW的灯泡贯流式水轮发电机组，总装机容量456MW 。电站以220kV一级电压接入广西电网，220kV出线3回。电站采用计算机监控，按无人值班（少人值守）设计。二、 试运行工作内容1、充水试验2、机组首次开机3、机组空转运行下调速系统试验4、过速试验5、无励磁自动开机和自动停机试验6、发电机升流试验7、发电机带主变及开关站一次设备零起升压试验8

3、、220kV设备及主变冲击受电试验9、机组空载试验10、机组同期并网试验11、机组带负荷试验12、机组甩负荷试验13、1#机组主要试验项目报告（中试院做的部份）14、机组72小时试运行三、1#机组试运行大事记1、充水试验 7月1日7月3日2、机组首次开机 7月3日7月4日3、机组空转运行下调速系统试验 7月13日4、发电机升流试验 7月14日5、发电机带主变及开关站一次设备零起升压试验 7月15日6、机组空载试验 7月15日7、220kV设备及主变冲击受电试验 7月18日8、无励磁自动开机和自动停机试验 7月19日9、机组过速试验 7月19日10、机组同期并网试验 7月22日7月23日11、机

4、组带负荷试验 7月24日12、机组甩负荷试验 7月24日13、机组稳定性试验、一次调频试验等 7月24日14、1#机组主要试验项目报告（中试院做的部份） 7月22日23日15、机组72小时试运行 7月25日 7月27日四、 充水试验流道冲水分两步进行，第一步，利用尾水平压冲水阀（DN350）经厂房检修排水廊道，再由上下游流道放空阀往流道冲水。第二步，1#机组流道水位与厂房尾水水位平压后，再根据尾水、进口闸门开启程序进行闸门开启操作，利用闸门向流道冲水。整个冲水过程中，密切关注检修泵房、主轴密封、尾水管伸缩节、转轮室组合面、导水机构组合面、定子、灯泡头、锥体组合面的渗漏情况，以及水工建筑物的渗漏

5、情况。1#机流道冲水过程中，机组各组合面无任何渗漏水的现象，检修密封、主轴密封工作正常，满足设计要求。尾水、进口闸门提出水面，流道冲水充满后，根据百分表测量，转轮室下沉0.17mm，灯泡头上浮0.75mm。五、 机组首次开机按照起动试运行规程、1#机组启动试运行方案中机组首次启动和空转试验的要求，对1#机组各部位、各系统进行检查，使其处于手动开机状态，满足手动开机要求后，正式开始首次启动和空转试验：1 手动投入主轴密封水，退出空气围带、风闸，投入高压油顶起装置及机组润滑油，确保高顶建压，润滑油、密封水流量显示正常。2 手动打开调速器的导叶开度限制机构，待机组开始转动后将导叶关回，由各部观察人员

6、检查和确认机组转动与静止部件之间有无摩擦、碰撞及其它异常情况。此时的机组导叶启动开度为4.7%。3 确认各部正常后再次打开导叶启动机组。当机组转速升至接近50%额定转速时暂停升速，观察各部无异常后继续升速，机组在额定转速下运行。7.8m水头下，机组额定转速下的导叶开度24.79%。4 在机组升速过程中派专人严密监视推力瓦和各导轴瓦的温度，无急剧升高或下降现象。机组达到额定转速后，在半小时内每隔10分钟记录瓦温，之后可适当延长时间间隔，（见7月4日的运行日志）。机组空转4小时后瓦温稳定，此时的最高发电机径向瓦温为51度，最高水轮机径向瓦温为46度，最高正推力瓦温为38度，最高反推力瓦温为52度，

7、润滑油温为36度。此值不应超过设计值。5 机组启动过程中，未发现推力瓦和导轴瓦温度突然升高、机组摆度过大等不正常现象。6 机组启动过程中，主轴密封漏水较小，完全满足设计要求。7 机组启动过程中，机组各部位振动值见下表：. 序号项目振动允许值（mm）1转轮室径向振动0.142推力轴承支架的轴向振动0.053灯泡头径向振动0.04六、 机组空转运行下调速系统试验（1）检查调速器测频信号，波形正确，幅值符合要求。（2）机组瓦温基本稳定后，调速器测频装置工作正常，进行调速器手动和自动切换，接力器无明显摆动。（3）频率给定的调整范围符合设计要求。（4）调速器空载扰动试验符合设计要求，调速器自动运行稳定时

8、，加入扰动量分别为1%、2%、4%、8%的阶跃信号，调速器电气装置能可靠的进行自动调节，调节过程正常，最终能够稳定在额定转速下正常运转。（5）试验完成后，手动停机。七、 过速试验1#机组进行过速试验，试验水头7.5m。在桨叶开度25%，导叶开度61%时，机组频率达到68.3Hz，机组转速达到113.79 r/min （额定转速83.3r/min，过速136.6%）时，机组机械过速保护装置动作，机组事故停机。按设计要求，机械过速保护应在转速上升至160%（机组转速达到133.28r/min）时动作，机械过速保护装置需厂内重新整定。根据机组过速试验情况，业主、设计、监理、厂家协商后，为了保证1#机

9、组安全运行，决定将电气过速保护160%临时改为130%过速动作，并重新做过速试验检验电气过速保护130%动作可靠，此项工作于7月23日21：30分完成。过速试验停机后，全面检查机组各部分，如转子联轴螺栓、磁极连接、磁极引线、阻尼环、组合轴承、水导轴承、主轴密封等转动部分，未发现螺栓松动和焊缝裂开等异常现象。八、 无励磁自动开机和自动停机试验1、启动机组LCU1空转开机。按照机组自动开机流程，检查各自动化元件动作情况和信号反馈正常。调速器工作情况正常。开机程序满足设计要求。2、机组LCU1自动停机由机组LCU1发停机指令，机组自动停机。高压油顶起系统在机组转速降至95%额定转速时正常投入。机组停

10、机过程中各停机流程与设计顺序一致，各自动化元件动作应可靠。现地、机旁、中控室等部位，检查紧急事故停机按钮动作可靠。模拟机组各种机械事故及故障信号，进行事故停机流程试验。事故和故障信号响应正确，事故停机信号的动作流程正确可靠。3、远方开停机命令正确、动作正常。九、 发电机升流试验1、手动开机至额定转速，机组各部运行正常。2、励磁变自然通风良好，励磁功率柜风冷回路正常。3、将励磁调节器电流给定降至最小，投入它励电源。检查短路范围内的CT二次残余电流，无开路现象。4、合灭磁开关，缓慢升流至（34）%发电机额定电流，检查升流范围内各CT二次无开路，继续升流至10%额定电流，检查各CT二次三相电流平衡相

11、位正确；检查测量表计接线及指示正确；检查发电机保护、励磁变压器保护、主变保护、发变组故障录波及测量回路的电流幅值相位显示正确。（见试验报告）。5、解开保护停机回路，投入保护跳灭磁开关回路，模拟检查发电机差动的动作情况动作正常。6、逐级升流检测并录制发电机50%额定电流下跳灭磁开关的灭磁曲线。（见试验报告）。7、手动启动录波装置正常，发电机短路特性曲线录制正确，测量发电机轴电压满足设计要求。（见试验报告）。8、在发电机额定电流下，跳灭磁开关检验灭磁情况正常。9、额定电流下的机组振动与摆度满足设计要求，碳刷与集电环工作情况正常。10、试验过程中检查发电机主回路、励磁变、共箱母线等各部位运行正常，无

12、异常声响或温升。11、试验完毕后模拟发动机差动保护停机，跳灭磁开关-。十、 机组空载试验1、发电机过压保护试验1.1测量发电机升流试验后的残压值，并检查三相电压的对称性满足试验要求。1.2手动升压至25%额定电压，检查：发电机及引出母线、分支回路等设备带电正常。机组各部振动及摆度正常。测量发电机PT二次侧三相电压相序、幅值正常，测量PT二次开口三角电压值满足设计要求（见试验报告）。1.3逐级升压至发电机额定电压，检查带电范围内一次设备的运行情况正常。1.4检查发电机PT回路相序、电压应正确，测量PT开口三角电压值满足设计要求（见试验报告）。1.5测量额定电压下机组的振动与摆度，测量额定电压下发

13、电机轴电压满足设计要求（见试验报告）。1.6定子铁芯各部温度正常。1.7分别在50%、100%发电机额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情况正常，空载灭磁特性曲线（见试验报告）。2、发电机空载特性试验2.1零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流、励磁电压，发电机空载特性的上升曲线平稳，满足设计要求（见试验报告）。2.2当发电机励磁电流达到额定值1600A时，测量发电机定子最高电压，并在最高电压下持续运行5min，运行正常。（最高定子电压低于13.65kV，见试验报告）。2.3由最高电压开始降压，每隔10%额定电压记录定子电压、励磁电流、励磁电压，发电机空载特性的下降曲线满足设计要求（见试

14、验报告）。2.4试验完毕后将励磁电流降为零，跳灭磁开关，断开它励电源，停机。2.5将转子回路经过电阻接地，进行转子一点接地保护试验正常。十一、发电机带主变及开关站一次设备零起升压试验。该试验原计划进行零起升压试验带开关站及主变一起进行，后应电网公司要求，只进行1#主变压器及发电机零起升压试验。220kV开关站不进行零起升压试验，直接由系统电压进行冲击。1、发电机带主变升流升压试验1.1、将10kV第1段母线上的负荷切到其他段上，使母线停电，将断路器910置工作位置，并处于合闸位置，断开所有的接地开关和其它分支的断路器，母线PT处于工作位置。1.2、合发电机中性点刀闸，分开关站隔离开关20016

15、，检查升压范围以外的断路器、隔离开关、接地开关在分闸位置。1.3、开机至空转，合灭磁开关，合发电机出口断路器901。1.4、零起升压至10%的发电机额定电压，检查主变工作情况，检测相关电压互感器二次及开口三角的幅值、相序，检测电压互感器送至保护、测量、同期、故障录波、调速器、励磁的电压幅值、相序，确定10kV第1段母线的相序与外来电源一致。1.5、逐步升压，分别在25%、50%、75%、100%发电机额定电压下检查带电一次设备及主变工作情况无异响、温度突然升高等问题。1.6、在额定电压时，检测电压互感器送至保护、测量、同期、故障录波、调速器、励磁的电压幅值、相序、相位满足设计要求（见试验报告）

16、。1.7检测发电机出口断路器901同期电压幅值、相位。1.8升压完毕，降低励磁电流至零，分灭磁开关，分发电机出口断路器901。2、发电机空载下的励磁调整和试验2.2、 机组励磁变已恢复正常接线，机组采用自励方式。2.3、按定值整定并投入发电机保护，水机保护。2.4、 自动开机到空转，稳定运行。2.5在发电机额定转速下，检查励磁A、B、C通道下的调节范围，在调整范围内平滑稳定的调节。2.6、在额定空载励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流系数，均流系数大于0.85。（见试验报告）。2.7、在发电机空载状态下，分别录波检查起励、逆变、手动和自动切换、通道切换等情况下的稳定性和超调量。在发电机空转且转

17、速在95%100%额定值范围内，自动起励，机端电压从零上升到额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，超调次数、调节时间满足设计要求。（见试验报告）。2.8、在发电机空载状态下，人工加入10%阶跃量干扰，检查各通道的调节情况，超调量、超调次数、调节时间满足设计要求。（见试验报告）。2.9、发电机转速在90%110%内变化，测定发电机端电压，录制发电机电压/频率特性曲线。频率每变化1%，发电机电压的变化值不大于0.25%。（见试验报告）。2.10、进行额定电压的起励、逆变灭磁试验并录波，分别在A、B、C通道“正常”位置，手动和自动分别进行额定电压下的起励、逆变灭磁试验。试验结果满足设计要求，波形

18、正常（见试验报告）2.11调速器设置为自动，机组LCU1设置为现地控制，在LCU1上发“开机到空载”令，观察机组自动开机至95%额定转速、自动合灭磁开关、自动起励升压到90额定电压等过程中的设备运行情况正常。十二、 220kV设备及主变冲击受电试验1、开关站220kV设备全电压受电冲击正常2、1#主变压器全电压受电冲击正常试验中发现的问题：1#主变压器试验前检查时发现套管内存在积水，对其低压侧套管与封闭母线连接处橡胶伸缩节由于存在设计缺陷，在雨后容易渗水，施工单位采取对封口处涂抹硅胶方式对其进行了密封。72小时运行过程中，无异常现象发生。十三、 机组同期并网试验1、选择发电机出口断路器作为机组

19、并列同期点，同期回路接线正确。2、假同期试验正常。3、发电机出口断路器同期正常，机组并列。4、水轮发电机组带负荷试验，有功负荷应逐级增加，观察并记录机组各部位运转情况和各仪表指示，详见记录；调速系统的协联关系正确5、水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验符合设计要求。十四、 机组带负荷试验由于水头的限制，带负荷试验最高带42MW负荷进行试验，试验结果满足设计要求，机组各部的振动、摆度满足设计要求；定子绕组温度；推力瓦和导轴瓦、定子铁心、空气冷却器等部位温度值，主变油温等温升稳定，无明显变化，（详见试验资料及运行记录），停机检查没有发现异常。十五、 机组甩负荷试验甩负荷试验进行3次，分别为10MW、

20、20MW、36MW，由于受水头限制，1#机组未按照100%的要求进行甩负荷试验，试验过程中机组记录接力器不动时间小于0.2秒，水轮机调速器系统的动态调节性能满足设计要求，导叶接力器两段关闭规律、转速上升率、水压上升率等，符合设计要求。（见试验报告）试验过程中对瓦温进行观测，瓦温稳定，无异常变化， 转轮室径向振动满足设计要求，试验结束后对机组内部转动部分进行检查，未发现异常情况。记录表格：项目负荷（MW）导叶开度（%）桨叶开度（%）最高转速（转/S）进口流道水压（Mpa）转轮室径向振动（mm）正推最高瓦温（）反推最高瓦温（）径向最高瓦温（）水导最高瓦温（）11044.372.6591.30.37

21、50.333553514622069.9934.25103.270.3750.3735.553514633686.9767112.60.4150.4035.5545146注：机组在进行36MW甩负荷过程中，由于电气过速保护动作,机组事故停机；最大水压上升率：10.6%。十六、1#机组主要试验项目报告（中试院做的部份）：（一）调速系统试验报告：1 试验时间 2008年7月10日24日2 试验项目完成情况序号试验项目完成情况是否合格合格不合格1调速系统静态调整试验已完成2调速系统手动开机试验已完成3调速系统自动现地、远程开、停机试验已完成4空载扰动与3分钟转速摆动试验已完成5过速130%停机试验已

22、完成6负荷扰动与增减试验已完成7甩负荷20 MW、最大负荷（36MW）试验已完成3 主要试验结果3.1 调速系统静态调整试验 实测永态转差率bp=6.043%，静态性死区ix= 0.003%，非线性度= 0.356%，满足国标GB9652.1-2007要求。3.2 空载扰动与3分钟转速摆动试验在额定电压工况下，调速器手动控制状态，机组的空载转速摆动为0.720%，调速器自动工况主用通道转速摆动为0.189%，满足国标GB9652.1-2007要求。3.3 过速试验 进行机组130%过速试验，导叶开度为43.55%，机组最大转速65.12Hz，过速保护动作正确，正确响应设计流程。3.4 甩负荷2

23、0 MW、最大负荷（36MW）试验甩负荷20.0 MW最大频率Fmax=62.04Hz，甩负荷36.0 MW最大频率Fmax=68.08Hz；其中后者达136%机械过速停机。3.5 调速器控制流程正确有效调速系统手动开机试验、调速系统自动现地、远程开、停机试验、负荷扰动与增减试验等流程控制合理，符合设计要求。4 结论1机组调速器的静态特性满足规范要求，但动态控制参数有待进一步优化，在试验水头仅为9m左右的机组带最大有功36.0MW情况下，进行甩负荷试验达136%机械过速停机，显然导叶关闭规律整定并不合适，导致机组转速上升过快，不利于安全稳定运行。另受电站施工进度等的固有影响，目前运行水头无法使

24、机组带至额定出力，因此甩100满负荷试验暂不能进行，无法全部验证调速器的动态控制性能，有待条件合适后再补充完善，以便进一步验证机组调节保证计算的可靠性，以满足机组运行的安全需要。（二）#1机组 PSS试验报告：#1发电机采用自并励励磁方式，使用南瑞的SAVR-2000微机励磁调节器。广西桂能科技发展有限公司在桥巩电厂及南瑞的配合下，于2008年7月23日完成了桥巩 #1机组PSS试验工作。本次试验进行了以下项目试验：1. 空载特性试验2. 小阶跃空载5%和10%阶跃试验3. 大阶跃试验4. 转子时间常数试验5. 调差极性试验6. 无补偿频率特性试验7. 临界增益试验8. 负载阶跃试验9. 反调

25、试验试验结果表明， #1机组PSS对于0.1Hz2Hz的低频振荡均具有抑制作用，可以正常投入运行。 Ur UAmax Vt UA PSS UAmin 图1 SAVR-2000型调节器PID模型框图图2 SAVR-2000型调节器PSS-2A模型框图#1 机组的励磁PID参数： TR=0.05， KP=25，KI=5，KD=0。#1机组的PSS参数（Tj=2.8s）： Tw1= Tw2= Tw3= T7=5s、T1=0.18s、 T2=0.02s、 T3=0.2s、 T4 =0.02s、 T8 =0.2s、T9 =0.1s、M=5、N=1、KS14、KS21.78、KS31、T5=T6=0。#1

26、机组PSS自动投入值：10MW。#1机组 PSS自动退出值：10MW。#1机组PSS输出限幅值：5%。另外，由于本次试验由于水头限制，有功功率最大只能带到32MW，故仅进行了该状态下的无补偿频率特性试验和负载阶跃试验，上述试验结果只适用于P=32MW的情况下，等到水头达到负荷能带到90%额定有功功率时，必须再补做PSS试验。（三）1#发电机进相试验报告：#1机组为东方公司生产的57MW水轮发电机组，采用自并励励磁系统，使用南瑞电气控制公司的SAVR-2000型微机励磁调节器。广西桂能科技发展有限公司在桥巩电厂和励磁厂家的配合下，于2008年7月23日完成了桥巩#1发电机组的进相试验工作。 本次

27、试验由于水头原因，进行了P=10MW和P=25MW两个有功状态的试验，等到水头条件允许情况下，将补做P=40MW和P=57MW的两个有功状态试验。试验结果表明，桥巩1#发电机可以在一定的进相深度安全运行，待中调下达低励限制定值后，由电厂技术人员按定值进行修改后， 1#机组可以正常投入进相运行。由于该励磁调节器的低励限制只设两个点，故设置有功功率P=0和P=57MW，具体设置如下：有功(MW)无功(Mvar)0-4457-10（四）#1 机组稳定性报告：【8.5m水头】1试验时间 2008年7月21日至7月23日2试验测点数据试验水头：7.8 8.9m，平均水头：8.5m。水导瓦总间隙：0.35

28、mm。参见附表：桥巩#1 机组8.5m水头稳定性数据汇总。3结果分析3.1 变转速试验变转速试验中，随机组转速从52Hz、50Hz、48Hz、46Hz逐步降低，机组水导摆度基本保持不变，所有振动测点随转速降低而明显下降。但从频谱上看，在机组转速下降过程中，转频分量振动也随转速下降而降低；但机组振动的转频分量所占比例很小，约为混频的1/51/6；机组振动频谱中大量存在的是低于1Hz以下的低频水力振动。可见，机组存在一定的质量不平衡；但机组的质量不平衡量对机组的转动部分影响较小，在机组转速变化过程中的振动变化主要由机组的水力原因引起。3.2 变励磁试验变励磁试验中，机端电压由10Ue上升到110U

29、e，从试验结果的数据汇总可以看出，随机组机端电压的逐步升高，除灯泡头水平振动和水导Y轴向振动随机端电压的升高呈起伏变化外，其他的摆度和振动测点基本保持不变。说明机组的电磁不平衡力较小，对机组的振动和摆度影响较小。3.3 变负荷试验 从机组带不同负荷的情况看，随着负荷的增加，除机组水导摆度基本保持不变，推力轴承X径向振动略有上升外；其他测点振动都有大幅度升高，最大负荷下的振动基本为不带负荷时的二倍。在最大负荷时，水导摆度110m，推力轴承+X径向水平振动60m，满足相关标准的要求；而灯泡头水平振动、水导+Y轴向水平振动和组合轴承+Y轴向水平振动分别达到了280m、 343m、 183m；水导+Y

30、径向垂直振动和推力轴承+Y径向垂直振动分别达到223m 和172m；水导+X径向水平振动达到368m，已经超出相关标准很多。（五）1#机组一次调频试验报告：1 试验项目完成情况序号试验项目完成情况是否合格合格不合格1调速系统 “PT断线”保护功能试验已完成2有功功率、导叶开度输入信号率定试验已完成3调速系统测频回路修正校准试验已完成4调速系统综合固有死区测量试验已完成5一次调频投切参数切换检查试验已完成6调速系统一次调频负荷响应时间试验已完成7调速器负载PID参数优化试验已完成8调速系统一次调频负荷限制试验已完成9跟踪电网频率下调速系统一次调频响应试验已完成10一次调频、二次调频联合响应试验已

31、完成2 主要试验结果2.1 调速系统测频回路修正校准试验通过试验仿真系统对调速系统测频回路进行校准，实测测频最大误差为0.01Hz（测频回路只精确到0.01Hz），未达到在给定500.1Hz频率范围内的测频误差在0.005Hz以内的要求；由于调速器厂家现场无法实现对测频回路的修正，此参数有待NARI总厂修正。2.2 调速系统综合固有死区测量试验经测试桥巩1机组调速系统综合固有死区为：向上小于0.005Hz，向下为0.010Hz；相应机组调速器转速死区为：向上小于0.01%，向下-0.02%，满足转速迟缓率小于0.04%的要求。2.3 一次调频的频率死区的设定根据上面调速系统综合固有死区的实测值

32、，桥巩1机组一次调频人工死区设置为：0.030Hz，使机组一次调频死区为：向上为小于0.035Hz，向下0.040Hz，符合电网一次调频的频率死区不大于0.05Hz的指标要求。2.4 经过校核，调速系统永态转差系数为4%，满足不大于4%的要求。2.5 调速系统一次调频负荷响应时间试验在仿真阶跃给定0.10Hz、0.15Hz、0.20Hz的情况下，桥巩1机组调速系统一次调频负荷响应时间均小于1秒，符合水头9米以上机组一次调频负荷响应时间均小于4秒的要求。2.6 调速器负载PID参数优化试验经桂能科技与调速器厂家共同对桥巩1机组的一次调频PID参数进行优化，即一次调频响应动态特性符合一次调频负荷响

33、应稳定时间（负荷调整幅度达90%）小于15s的要求，且机组一次调频负荷完全响应时间小于45s的要求。2.7 调速系统一次调频负荷限制试验 此次试验中实测最大负荷调节量发生在0.20Hz阶跃扰动工况，当时最大负荷调节量为4.2MW左右（详见最终报告）；由于本次试验水头为9m左右，整个试验进程较短，导致试验工况相对单一；但是，调速器部分没有加设负荷限制选项，希望在调速器人机交互面板增设运行人员可改动的限负荷选项。2.8 跟踪电网频率下调速系统一次调频响应试验机组投入一次调频功能，记录电网频率越过一次调频频率死区时调速器动作情况。但当时系统频率很稳定，很难超过一次调频的频率死区，于是将调速器的人工死

34、区设定值设定为0.01Hz。实测证明桥巩1机组调速系统电网频率越过一次调频频率死区时动作响应正常。2.9 一次调频、二次调频联合响应试验调速器与监控间通讯已建立完备，机组已具备一、二次联调能力。具体控制策略如下：一次调频动作期间，监控跟踪机组实发功率值，不响应AGC变负荷指令，直到一次调频动作复归，AGC才能有效投入；其次，AGC下达负荷调整指令期间，如条件满足一次调频动作要求，则优先响应一次调频，监控跟踪机组实发功率值，直到一次调频动作复归。现场因调度未安排，暂无法进行验证，但程序、流程与1机组相同。（六）1#机组出力试验报告：1 试验时间： 2008年7月23日2 水轮机出力试验记录电厂名

35、称： 桥巩 机组号: 1 试验时间 : 2008.7.23序号导叶开度 (%)导叶接力器行程 (mm)工作水头(m)机组有功(MW)换算到计算水头13.8（m)机组出力1214158.90.81.542244658.83.56.873315708.75.911.794427408.610.020.33560.510258.512.726.2766911608.516.634.3477913358.218.039.3088514508.120.746.03990.515608.023.453.021096.517157.824.557.663 结论：机组在一定水头下带负荷运行时，使机组出力由小到

36、大渐增，每个负荷下测试其导叶开度、导叶接力器行程、工作水头、机组出力等参数，进而换算出机组在额定水头下的出力。经初步换算，桥巩#1机组在额定水头13.8m的条件下，机组可以达到57MW的出力，满足设计要求。1机组调速器部分已具备一次调频负荷响应速动性的指标要求，机组一次调频功能可投入运行；调速器与监控系统间通讯已建立完善，一次调频、二次调频联合响应的功能具备。AGC及AVC试验待3台机组及以上正常运行后，才具备条件进一步调试，待条件成熟补做此两项试验，目前不影响1#机组的正常运行。十八、72小时试运行水轮发电机组72h带负荷连续试运行正常（1）各部记录如下：1、水头和机组运行工况： 日期时 间

37、上游水位（m）下游水位（m）水 头（m）导叶开度%桨叶开度%有功功率（MW）7月24日177.5270.137.3979.6143.016.97677.5870.756.8381.1431.0914.561277.4471.416.0382.5336.5611.221877.4071.685.7264.268.424.172477.2271.725.564.926.254.077月25日677.471.465.9447.621.52.621277.1871.585.654.922.082.941877.3371.485.8554.41.653.142477.1471.415.7366.889.

38、914.937月26日677.1871.096.0966.3910.545.671277.2270.796.4370.5120.088.541877.1670.526.6470.2220.209.02477.0470.426.6270.2820.668.887月27日00：4177.2670.267.070.2620.688.99 2、机组运行各部温度部 位最高温度（C）发导轴承53水导轴承48正推力轴承43反推力轴承36空冷器冷风27空冷器热风 373、机组运行各部摆度及振动值序号项目振动允许值（mm）1转轮室径向振动0.142推力轴承支架的轴向振动0.053灯泡头径向振动0.04十九、 结

39、论及存在的问题 广西桥巩水电站1#水轮发电机经过20多天的调试，机组各项试验指标满足设计要求，并进入投产发电阶段，但是在调试也发现一些问题：（1）因初期运行水位限制，机组甩负荷试验，无法进行100%满负荷甩负荷试验，留待机组可带满负荷时应补做试验。（2）由于厂家到货设备原因，机组过速试验只进行到136.6%。未按照要求进行160%过速试验，待厂家对设备进行处理后应补做试验。（3）由于1#主变低压侧套管存在设计缺陷，在进行主变冲击前检查发现套管内有渗漏积水，虽施工单位进行了处理，但在运行过程中应密切观察。 以上存在的问题虽不影响机组的投产发电，但是在机组运行时认真进行监护。桥巩水电站1#水轮发电机组经过几个月的紧张安装，顺利的完成各项调试工作，机组各项指标参数达到设计及规范的要求，72小时试运转结束，并消缺处理完毕后，可以移交电厂正式并网发电。 2008年7月27日