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摘要：本文从东风电厂远程停机失败的案例中分析失败的根本原因，并就此原因进行改造，通过一段时间的运行，验证改造的成功并为其他电厂的开停机流程改造提供可行性建議。
关键词：乌江梯级电站；东风电厂；远程集控；开、停机失败；存在问题及建议
1概述
贵州乌江水电开发有限责任公司（以下简称乌江公司）现已全部建成投产的电站有洪家渡、东风、索风营、乌江渡、构皮滩、思林、沙沱、格里桥、大花水九座，现九座电站已全部实行“远程集控、少人维护”模式。
乌江流域梯级各水电厂实行“8小时上班、24小时值班”模式。各电厂不再进行24小时不间断监盘工作，主要依靠ON- CALL系统对本厂异常信息进行监视，在确保人身、电网、设备安全稳定运行的前提下，各厂的开、停机，有无功负荷调整、主变中性点分合、AGC、AVC投、退均由贵州乌江水电开发有限责任公司水电站远程集控中心（以下简称“集控中心”）负责操作，极大的减少了电厂的操作任务，使电厂能最大化利用人力资源做好电厂的巡检、维护及安全管理工作。
东风发电厂是乌江干流梯级电站的第二级，位于贵阳市和黔西县交界的鸭池河段上，在三岔河汇合口下游8km处，距贵阳市88km。电厂总装机容量695MW，电气主接线为单母线分段接线（如图1所示），发电机与变压器采用单元接线。三回220kV出线（一回到田坝变、二回到干田变），220kV开关站电气设备为SF6全封闭组合电器（GIS）；电站在系统中担任调峰、调频和事故备用任务，是贵州电网黑启动的主力电厂之一，也是贵州首家实现远方自动发电控制（AGC）和集控中心远方自动开停机的电厂，同时又是贵州电网首家实现发电设备在线监测及状态检修的电厂。
2事件背景
1、某日15时13分35秒集控中心接到上级调度指令停东风电厂#3机，集控中心操作将东风电厂#3机有功负荷由120MW减至4MW，15时13分36秒，集控中心下达东风电厂#3机组LCU开始执行减有功负荷（目标值：4MW）流程。
2、15时13分59秒，集控下达东风#3机组减无功负荷指令（4Mvar），15时13分59秒，东风#3机组开始执行无功负荷（目标值：4Mvar）流程。
3、15 时 15 分 51 秒，集控下达东风#3 机组停机令。
4、15 时 15 分 52 秒，东风#3 机组开始执行停机流程。（注：停机过程包含减负荷过程：停机减有功负荷指令（0MW），停机减无功负荷指令（0MVar）。
5、15 时 15 分 52 秒，上位机报警 3 号机组有功功率变化过小，功率闭环退出（指减有功负荷流程）。
6、15 时 16 分 46 秒，上位机报警 3 号机组无功功率调节完成，功率闭环退出（指减无功负荷流程）。
7、15 时 19 分 12 秒，上位机报警 3 号机组有无功没有小于 5MW，流程（指停机流程）退出。
8、15 时 19 分 12 秒，东风#3 机组停机流程复归，停机不成功。
9、15 时 21 分 14 秒，东风#3 机组控制权切至东风厂控并下达#3机组停机令后，#3 机组执行成功。
3原因分析
首先，东风电厂停机流程中设置了减机组有、无功负荷的指令，在每次PLC收到停机指令后，会优先将机组的有、无功负荷减至“0”。
其次，东风机组减有功、无功负荷程序设计中，PLC收到有、无功负荷调节指令后，自动优先执行最先下发减有功、无功负荷指令，并开始在有、无功调节过程中计时，如果在执行过程中如果有人为下达新目标值，PLC程序将执行新下发的减有功、无功负荷指令（包括停机流程过程下发减有功、无功负荷指令），调节时间计时在已执行计时的基础上继续计时。机组有功、无功负荷调节是一个PID 调节的动态调节过程，调节被控量是一个不断减少的过程，越接近目标值（给定值），调节被控量越小，调节速度也相应越慢，如果在规定的时间内，调节负荷变动过小，有、无功负荷调节将会退出，或在规定时间内机组有、无功负荷调节没有调节至目标值， 有功、无功负荷调节功能也将退出。
东风#3机组停机流程退出的直接原因是由于执行停机流程时，停机流程的有、无功在规定的时间内（2 分钟）没有减少到 5MW 以下。间接原因是由于两次减有功、无功负荷指令重叠（指令 1：集控人工下发减有功、无功命令；指令 2：停机流程自动下发减有功、无功命令），在集控下发#3 机组停机令之前，机组正在执行集控下发减有功负荷指令（4MW），减无功负荷指令（4MVar）过程。执行停机流程时，有功调节被控量已较小，调节速度较慢，在规定时间内（包含执行第一次指令计时），有功调节负荷变动过小，有、无功负荷调节退出，不再进行减负荷调节，从而导致停机流程超时退出停机流程。
4处理措施
1、在现有#3 机组有、无功负荷调节时限（调节时间系数=2）的基础上将调节时间系数增加 1（即#3 机组有、无功负荷调节时间系数=3），以达到增加#3 机组有、无功负荷调节时间的目的。
2、根据东风发电厂运行规程要求，集控下达停机令之前不下达减负荷指令，直接下达停机令，避免出现有功调节被控量已较小，调节速度较慢，在规定时间内（包含执行第一次指令计时），有功调节负荷变动过小，有、无功负荷调节退出导致停机失败的情况发生。
5结束语
东风电厂修改有、无功负荷调节时限，并要求在以后东风电厂停机时不下达减负荷指令而直接停机，东风电厂在接到停机指令后，退出单机AGC、AVC之后就直接下达停机指令，截止今日为止，东风电厂再也没有出现因减负荷导致停机失败的情况出现，鉴于目前乌江梯级各厂开、停机均由集控中心远程操作，为了优化远程集控，保证各厂机组开、停机的成功率，其他各厂可以参考东风电厂停机流程执行情况，以及调速器减负荷速率配合情况，修改或完善各厂开、停机流程，由于目前集控中心远程控制梯级9座水电厂22台机组，并且乌江公司水电在整个贵州电网调峰调频中起着很大作用，这就导致集控中心会有大量的开、停机，目前除了东风和乌江新厂以外，其余电厂在停机前须将有、无功负荷减至“0”，并且很多电厂对于增减负荷的步长有明确要求不能直接将机组有功负荷从当前值减至“0”，从而增加了集控中心许多操作步骤，降低了远程集控的安全，参考东风电厂直接下停机令的流程可以减少集控的操作步骤，有效保证远程集控的安全，从而为公司产生良好的经济效益和社会效益作出贡献，促进公司又好又快的发展。
作者简介：葛勇（1984），男，贵州贵阳人，工程师，从事水电站远程控制和流域水库调度工作.
关键词：乌江梯级电站；东风电厂；远程集控；开、停机失败；存在问题及建议
1概述
贵州乌江水电开发有限责任公司（以下简称乌江公司）现已全部建成投产的电站有洪家渡、东风、索风营、乌江渡、构皮滩、思林、沙沱、格里桥、大花水九座，现九座电站已全部实行“远程集控、少人维护”模式。
乌江流域梯级各水电厂实行“8小时上班、24小时值班”模式。各电厂不再进行24小时不间断监盘工作，主要依靠ON- CALL系统对本厂异常信息进行监视，在确保人身、电网、设备安全稳定运行的前提下，各厂的开、停机，有无功负荷调整、主变中性点分合、AGC、AVC投、退均由贵州乌江水电开发有限责任公司水电站远程集控中心（以下简称“集控中心”）负责操作，极大的减少了电厂的操作任务，使电厂能最大化利用人力资源做好电厂的巡检、维护及安全管理工作。
东风发电厂是乌江干流梯级电站的第二级，位于贵阳市和黔西县交界的鸭池河段上，在三岔河汇合口下游8km处，距贵阳市88km。电厂总装机容量695MW，电气主接线为单母线分段接线（如图1所示），发电机与变压器采用单元接线。三回220kV出线（一回到田坝变、二回到干田变），220kV开关站电气设备为SF6全封闭组合电器（GIS）；电站在系统中担任调峰、调频和事故备用任务，是贵州电网黑启动的主力电厂之一，也是贵州首家实现远方自动发电控制（AGC）和集控中心远方自动开停机的电厂，同时又是贵州电网首家实现发电设备在线监测及状态检修的电厂。
2事件背景
1、某日15时13分35秒集控中心接到上级调度指令停东风电厂#3机，集控中心操作将东风电厂#3机有功负荷由120MW减至4MW，15时13分36秒，集控中心下达东风电厂#3机组LCU开始执行减有功负荷（目标值：4MW）流程。
2、15时13分59秒，集控下达东风#3机组减无功负荷指令（4Mvar），15时13分59秒，东风#3机组开始执行无功负荷（目标值：4Mvar）流程。
3、15 时 15 分 51 秒，集控下达东风#3 机组停机令。
4、15 时 15 分 52 秒，东风#3 机组开始执行停机流程。（注：停机过程包含减负荷过程：停机减有功负荷指令（0MW），停机减无功负荷指令（0MVar）。
5、15 时 15 分 52 秒，上位机报警 3 号机组有功功率变化过小，功率闭环退出（指减有功负荷流程）。
6、15 时 16 分 46 秒，上位机报警 3 号机组无功功率调节完成，功率闭环退出（指减无功负荷流程）。
7、15 时 19 分 12 秒，上位机报警 3 号机组有无功没有小于 5MW，流程（指停机流程）退出。
8、15 时 19 分 12 秒，东风#3 机组停机流程复归，停机不成功。
9、15 时 21 分 14 秒，东风#3 机组控制权切至东风厂控并下达#3机组停机令后，#3 机组执行成功。
3原因分析
首先，东风电厂停机流程中设置了减机组有、无功负荷的指令，在每次PLC收到停机指令后，会优先将机组的有、无功负荷减至“0”。
其次，东风机组减有功、无功负荷程序设计中，PLC收到有、无功负荷调节指令后，自动优先执行最先下发减有功、无功负荷指令，并开始在有、无功调节过程中计时，如果在执行过程中如果有人为下达新目标值，PLC程序将执行新下发的减有功、无功负荷指令（包括停机流程过程下发减有功、无功负荷指令），调节时间计时在已执行计时的基础上继续计时。机组有功、无功负荷调节是一个PID 调节的动态调节过程，调节被控量是一个不断减少的过程，越接近目标值（给定值），调节被控量越小，调节速度也相应越慢，如果在规定的时间内，调节负荷变动过小，有、无功负荷调节将会退出，或在规定时间内机组有、无功负荷调节没有调节至目标值， 有功、无功负荷调节功能也将退出。
东风#3机组停机流程退出的直接原因是由于执行停机流程时，停机流程的有、无功在规定的时间内（2 分钟）没有减少到 5MW 以下。间接原因是由于两次减有功、无功负荷指令重叠（指令 1：集控人工下发减有功、无功命令；指令 2：停机流程自动下发减有功、无功命令），在集控下发#3 机组停机令之前，机组正在执行集控下发减有功负荷指令（4MW），减无功负荷指令（4MVar）过程。执行停机流程时，有功调节被控量已较小，调节速度较慢，在规定时间内（包含执行第一次指令计时），有功调节负荷变动过小，有、无功负荷调节退出，不再进行减负荷调节，从而导致停机流程超时退出停机流程。
4处理措施
1、在现有#3 机组有、无功负荷调节时限（调节时间系数=2）的基础上将调节时间系数增加 1（即#3 机组有、无功负荷调节时间系数=3），以达到增加#3 机组有、无功负荷调节时间的目的。
2、根据东风发电厂运行规程要求，集控下达停机令之前不下达减负荷指令，直接下达停机令，避免出现有功调节被控量已较小，调节速度较慢，在规定时间内（包含执行第一次指令计时），有功调节负荷变动过小，有、无功负荷调节退出导致停机失败的情况发生。
5结束语
东风电厂修改有、无功负荷调节时限，并要求在以后东风电厂停机时不下达减负荷指令而直接停机，东风电厂在接到停机指令后，退出单机AGC、AVC之后就直接下达停机指令，截止今日为止，东风电厂再也没有出现因减负荷导致停机失败的情况出现，鉴于目前乌江梯级各厂开、停机均由集控中心远程操作，为了优化远程集控，保证各厂机组开、停机的成功率，其他各厂可以参考东风电厂停机流程执行情况，以及调速器减负荷速率配合情况，修改或完善各厂开、停机流程，由于目前集控中心远程控制梯级9座水电厂22台机组，并且乌江公司水电在整个贵州电网调峰调频中起着很大作用，这就导致集控中心会有大量的开、停机，目前除了东风和乌江新厂以外，其余电厂在停机前须将有、无功负荷减至“0”，并且很多电厂对于增减负荷的步长有明确要求不能直接将机组有功负荷从当前值减至“0”，从而增加了集控中心许多操作步骤，降低了远程集控的安全，参考东风电厂直接下停机令的流程可以减少集控的操作步骤，有效保证远程集控的安全，从而为公司产生良好的经济效益和社会效益作出贡献，促进公司又好又快的发展。
作者简介：葛勇（1984），男，贵州贵阳人，工程师，从事水电站远程控制和流域水库调度工作.