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【摘 要】介绍柳洪水电站新机组并网后发电态丢失导致上位机监控系统无法对机组进行控制的现象，并进行了原因分析，提出了解决措施。为处于系统末端的电站运行提供了经验。
【关键词】并网；发电态；原因分析；处理措施
1.电站概述
柳洪水电站位于四川省凉山彝族自治州美姑县境内，是美姑河流域水电规划“一库五级”中的第四级水电站。工程区距西昌市166km，距美姑县城69km，距美姑河汇入金沙江的汇入口27km。工程开发任务为发电，利用落差392m（1305m～913m），设计发电引用流量57m3/s，电站为低闸引水式电站，装机容量3×60MW，具有日调节能力，单机保证出力34.5MW，设计年发电量8.45亿kW·h。柳洪水电站发电机出线电压为13.8kV，经过变压器升压至220kV后通过约42km的输电线路到达500kV菩提变电站接入四川省电网。柳洪水电站于2007年8月相继投运发电，电站地处四川省电网末端。
2.情况简介
柳洪水电站监控系统采用中水科技H9000系统，励磁系统采用南京申瑞GRE3000系统。在电站并网初期，机组相继出现并网后上位机发电态丢失，上位机无法对机组进行控制的情况。在机组并网发电过程中，无法对机组的有、无功进行调整。在机组停机过程中，时常发生机组有、无功无法减到零，机组有功只能减至3MW，无功只能减至7 Mvar左右，未达到出口断路器自动跳闸的条件；在机组发电并网过程中，时常出现同期装置动作后，机组无法并网的现象，每次均达不到并网条件。
3.原因分析
经过分析监控系统下位机程序，发现机组并网后保持发电态的条件有以下几条：
（1）机组转速大于95%Ne；
（2）机组机端电压大于90%Ue；
（3）机组不在“空转”态；
（4）机组不在“空载”态；
（5）机组不在“停机”态。
当以上五条中任何一条的条件不满足时，监控系统将判断机组处于非正常状态，在非正常状态下，监控系统将屏蔽所有上位机的命令。经过现场检查，发现是由于机组并网后机端电压偏低，低于12.4kV（90%Ue）后监控系统判断为故障态，认定机组不在发电态。机组不在发电态后，监控系统上位机将无法对现地机组进行有、无功调整和下达指令等所有控制命令。经过对这种现象的观察，发现当系统电压偏低，低于229kV时，发电机组的发电态将丢失，而当系统电压高于229kV时，发电机不会出现发电态丢失的现象。初步判断为由于系统电压偏低造成了机组并网后发电态丢失的现象。
在机组发电并网过程中，也发现当系统电压低于229kV时，并网不成功。经过分析励磁系统发现，机组在并网过程中，励磁系统会自动将机端电压值调整至90%Ue（即12.4kV）以上，而同期装置在同期过程中监测到系统电压低于12.4kV，导致机端电压和系统电压不平等，不具备并网条件，所以无法完成并网操作。
根据监控系统程序设计，在机组停机减负荷过程中，只有当机组有功减至1.2MW，无功减至2.3Mvar时，才具备自动断开发电机出口断路器条件。但由于有时系统电压太低，要达到励磁系统要求的机端电压12.4kV以上，机组必须发出一定的无功才具备条件，而励磁系统和监控系统在正常情况下，都是处于电压闭环控制模式，所以监控系统无法自动断开发电机出口断路器。
4.处理措施及效果
在出现此现象的前期，采取了并网过程中，将励磁系统控制方式切至现地控制模式，运行人员在现地进行手动增磁以达到机组具备并网的电压条件。但由于机组同期装置启动后，其查找同期条件时间限制为90秒，在这90秒内未达到同期条件便退出运行，在人为调整电压和同期装置自动寻找同期点的配合上，经常出现误差，导致机组并网失败。如此需要经过多次的调整和操作，才能完成机组的并网工作。
在最初出现机组出口断路器无法分闸的情况时，由于机组有功已经降到零，但无功还比较高，导致机组不断的发无功，机组处于了调相工况。采取了现地断开发电机出口断路器的方式进行，但由于机组无功太高，经常出现出口断路器人为断开后，出现发电机转子过电压报警，长此以往，势必对发电机转子、励磁系统的灭磁系统产生较大影响。
由于电网电压处于一种动态的稳定模式，要想调整电网电压，对柳洪水电站来说，是不具备条件的，要解决由于系统电压导致出现的问题，只有对电站内的设备参数进行适当的调整。首先，对电站监控系统内设置的并网电压条件进行调整，将原来的90%机端电压条件降低到85%机端电压；然后，对电站励磁系统内的并网控制电压进行调整，由原来的90%机端电压降低至85%机端电压。参数的修改是根据系统电压曲线和主变压器挡位进行计算得来，具体如下表：
电压名称 额定电压（kV） 系统实际电压范围（kV）
高压侧电压 254 226～229
低压侧电压 13.8 12.2～12.4
监控系统和励磁系统的参数经过调整后，其对电压的要求降低至11.73kV，按照系统实际电压运行范围，完全可以满足机组的并网、解列要求。
5.对该问题的思考及建议
柳洪水电站机组在投运初期，出现该异常现象的主要原因是，该电站处于电网系统的末端，受系统电压影响较大，而电站自行发无功对系统电压作用又较小所致。该现象对电网和电站的运行要求大致有如下启示：
（1）电网在尽可能满足系统电压要求的情况下，尽量降低电站电压运行曲线，以防出现电站电压运行曲线不合格率较高。
（2）电网在安排末端电站主变压器档位时，应在满足电网电压要求的基础上，尽可能的下达合理的电站主变压器档位。
（3）针对电网末端的电压问题，电网调度不应将系统电压的提升问题，全寄托于电站无功出力上。
（4）电站监控系统在设计方面，可以考虑在程序分闸条件不满足的情况下，上位机具备直接下达分闸命令的方式进行分闸。
6.结束语
这是一起在电站实际运行过程中，极少出现的一种异常运行情况，它和电站的地处位置、电网位置、电网调度要求等多种情况相互交叉所形成的一种特殊时期的特有现象。这种现场的发生和解决，一方面对电网的规划和运行方面提出了要求，另一方面也对电站的实际运行中遇见该罕见问题也提供了一个解决的方法。
参考文献：
[1]北京中水科水电科技开发有限公司，《H9000计算机监控系统维护手册》，北京，2006，北京中水科水电科技开发有限公司.
[2]南京申瑞电力电子有限公司，《GER3000励磁系统技术说明书》，南京，2006年，南京申瑞电力电子有限公司.
作者简介：
王晟（1982-），男，四川罗江人，工程师，主要从事水电厂技术管理工作。
【关键词】并网；发电态；原因分析；处理措施
1.电站概述
柳洪水电站位于四川省凉山彝族自治州美姑县境内，是美姑河流域水电规划“一库五级”中的第四级水电站。工程区距西昌市166km，距美姑县城69km，距美姑河汇入金沙江的汇入口27km。工程开发任务为发电，利用落差392m（1305m～913m），设计发电引用流量57m3/s，电站为低闸引水式电站，装机容量3×60MW，具有日调节能力，单机保证出力34.5MW，设计年发电量8.45亿kW·h。柳洪水电站发电机出线电压为13.8kV，经过变压器升压至220kV后通过约42km的输电线路到达500kV菩提变电站接入四川省电网。柳洪水电站于2007年8月相继投运发电，电站地处四川省电网末端。
2.情况简介
柳洪水电站监控系统采用中水科技H9000系统，励磁系统采用南京申瑞GRE3000系统。在电站并网初期，机组相继出现并网后上位机发电态丢失，上位机无法对机组进行控制的情况。在机组并网发电过程中，无法对机组的有、无功进行调整。在机组停机过程中，时常发生机组有、无功无法减到零，机组有功只能减至3MW，无功只能减至7 Mvar左右，未达到出口断路器自动跳闸的条件；在机组发电并网过程中，时常出现同期装置动作后，机组无法并网的现象，每次均达不到并网条件。
3.原因分析
经过分析监控系统下位机程序，发现机组并网后保持发电态的条件有以下几条：
（1）机组转速大于95%Ne；
（2）机组机端电压大于90%Ue；
（3）机组不在“空转”态；
（4）机组不在“空载”态；
（5）机组不在“停机”态。
当以上五条中任何一条的条件不满足时，监控系统将判断机组处于非正常状态，在非正常状态下，监控系统将屏蔽所有上位机的命令。经过现场检查，发现是由于机组并网后机端电压偏低，低于12.4kV（90%Ue）后监控系统判断为故障态，认定机组不在发电态。机组不在发电态后，监控系统上位机将无法对现地机组进行有、无功调整和下达指令等所有控制命令。经过对这种现象的观察，发现当系统电压偏低，低于229kV时，发电机组的发电态将丢失，而当系统电压高于229kV时，发电机不会出现发电态丢失的现象。初步判断为由于系统电压偏低造成了机组并网后发电态丢失的现象。
在机组发电并网过程中，也发现当系统电压低于229kV时，并网不成功。经过分析励磁系统发现，机组在并网过程中，励磁系统会自动将机端电压值调整至90%Ue（即12.4kV）以上，而同期装置在同期过程中监测到系统电压低于12.4kV，导致机端电压和系统电压不平等，不具备并网条件，所以无法完成并网操作。
根据监控系统程序设计，在机组停机减负荷过程中，只有当机组有功减至1.2MW，无功减至2.3Mvar时，才具备自动断开发电机出口断路器条件。但由于有时系统电压太低，要达到励磁系统要求的机端电压12.4kV以上，机组必须发出一定的无功才具备条件，而励磁系统和监控系统在正常情况下，都是处于电压闭环控制模式，所以监控系统无法自动断开发电机出口断路器。
4.处理措施及效果
在出现此现象的前期，采取了并网过程中，将励磁系统控制方式切至现地控制模式，运行人员在现地进行手动增磁以达到机组具备并网的电压条件。但由于机组同期装置启动后，其查找同期条件时间限制为90秒，在这90秒内未达到同期条件便退出运行，在人为调整电压和同期装置自动寻找同期点的配合上，经常出现误差，导致机组并网失败。如此需要经过多次的调整和操作，才能完成机组的并网工作。
在最初出现机组出口断路器无法分闸的情况时，由于机组有功已经降到零，但无功还比较高，导致机组不断的发无功，机组处于了调相工况。采取了现地断开发电机出口断路器的方式进行，但由于机组无功太高，经常出现出口断路器人为断开后，出现发电机转子过电压报警，长此以往，势必对发电机转子、励磁系统的灭磁系统产生较大影响。
由于电网电压处于一种动态的稳定模式，要想调整电网电压，对柳洪水电站来说，是不具备条件的，要解决由于系统电压导致出现的问题，只有对电站内的设备参数进行适当的调整。首先，对电站监控系统内设置的并网电压条件进行调整，将原来的90%机端电压条件降低到85%机端电压；然后，对电站励磁系统内的并网控制电压进行调整，由原来的90%机端电压降低至85%机端电压。参数的修改是根据系统电压曲线和主变压器挡位进行计算得来，具体如下表：
电压名称 额定电压（kV） 系统实际电压范围（kV）
高压侧电压 254 226～229
低压侧电压 13.8 12.2～12.4
监控系统和励磁系统的参数经过调整后，其对电压的要求降低至11.73kV，按照系统实际电压运行范围，完全可以满足机组的并网、解列要求。
5.对该问题的思考及建议
柳洪水电站机组在投运初期，出现该异常现象的主要原因是，该电站处于电网系统的末端，受系统电压影响较大，而电站自行发无功对系统电压作用又较小所致。该现象对电网和电站的运行要求大致有如下启示：
（1）电网在尽可能满足系统电压要求的情况下，尽量降低电站电压运行曲线，以防出现电站电压运行曲线不合格率较高。
（2）电网在安排末端电站主变压器档位时，应在满足电网电压要求的基础上，尽可能的下达合理的电站主变压器档位。
（3）针对电网末端的电压问题，电网调度不应将系统电压的提升问题，全寄托于电站无功出力上。
（4）电站监控系统在设计方面，可以考虑在程序分闸条件不满足的情况下，上位机具备直接下达分闸命令的方式进行分闸。
6.结束语
这是一起在电站实际运行过程中，极少出现的一种异常运行情况，它和电站的地处位置、电网位置、电网调度要求等多种情况相互交叉所形成的一种特殊时期的特有现象。这种现场的发生和解决，一方面对电网的规划和运行方面提出了要求，另一方面也对电站的实际运行中遇见该罕见问题也提供了一个解决的方法。
参考文献：
[1]北京中水科水电科技开发有限公司，《H9000计算机监控系统维护手册》，北京，2006，北京中水科水电科技开发有限公司.
[2]南京申瑞电力电子有限公司，《GER3000励磁系统技术说明书》，南京，2006年，南京申瑞电力电子有限公司.
作者简介：
王晟（1982-），男，四川罗江人，工程师，主要从事水电厂技术管理工作。