三峡电站厂用电与机组辅助电源系统优化方案

李志祥，黄俊，程永权

（中国长江三峡集团公司，湖北省宜昌市，443002）

0 引言

三峡电站共设有左岸电站、右岸电站、右岸地下电站、电源电站4组厂房，共安装有32台单机额定容量700MW、2台单机额定容量50MW的水轮发电机组，投产顺序为左岸电站、电源电站、右岸电站、右岸地下电站[1-4]。目前，三峡左岸电站14台700MW机组、右岸电站12台700MW机组、电源电站2台50MW机组已经投产发电，右岸地下厂房6台700MW机组将在2011年投产发电。全部建成后电站总装机容量达到22.5GW，年发电量约1 000亿kW·h[1]。自投运以来，三峡电站厂用电系统出现了几次严重事故，本文分析了事故原因，并提出了三峡电站厂用电系统优化措施，运行实践表明优化措施有助于提高厂用电系统的可靠性。

1 三峡电站厂用电与辅助电源系统

投产初期，三峡电站厂用电由系统外来电源和左岸电站机组电源构成，系统外来电源点为葛洲坝二江电站220 kV系统，通过葛陈线（单回220 kV线路）接入三峡坝区中心变电站（陈家冲变电站），再通过陈坛线（双回35 kV线路）接入坛子岭35 kV变电站，在坛子岭变电站降压成10 kV，最后通过4条10 kV电缆向三峡左岸电站厂用电10 kV系统供电。左岸电站机组厂用电电源来自3、5、7、9、11、13号机组发电机端厂用电变压器（随着机组的投产逐步形成）。厂用电系统主要由左岸电站2个供电系统和泄洪坝段供电系统组成，采用10、0.4 kV电压等级供电；10 kV相邻母线间设有联络开关，0.4 kV供电系统除检修供电外都设有2段母线，并设有备用电源自动投入装置，通过母联开关可以实现分段运行和联络运行[2-4]。左岸电站机组用电取自于Ⅰ～Ⅲ、Ⅵ～Ⅷ段10 kV母线，见图1。

图1 三峡左岸电站10kV及以上厂用电网络Fig.1 The10 kV and above plantauxiliary powernetworkk of the ThreeGorges left-bank plant

相比一般容量的机组，三峡巨型机组的辅助设备更加复杂，例如三峡机组定子线棒采用纯水冷却，机组配置有纯水加压泵及过滤系统；三峡机组推导轴承、水导轴承采用外循环冷却方式，因而配置有外循环泵系统；三峡机组导叶控制力矩大，因而调速器配置有单台油泵容量为160 kW的大容量油压装置，等等。这些辅助设备对厂用电的依赖程度很高，供电中断，或其控制逻辑不能适应电源切换、扰动、恢复送电等工况，辅助设备将停止运行，进而引起主机停机。

2 三峡电站投产初期典型事故

2.1 外供电源消失引起全厂停机事故

2003年8月24日，三峡电站厂用电全停，导致2、5、6号机解列停机，全厂停电事故。事故前，三峡电站2、5号机运行，6号机在进行机组调试，电站出力1 610MW，坛子岭变电站4回线路供三峡电站厂用电。21：13：00，因220 kV葛陈线遭雷击跳闸，坛子岭、三峡电站厂用电全部消失，2、5、6号机减负荷、解列、停机。21：17：00，陈家冲恢复对三峡电厂供电，5、3、2号机组依次开启并网运行。

经检查，事故原因为：投产机组中仅有1台机组（5F）带有厂用变压器，且没有调试投入运行，机组双电源供电的网络未真正形成。因葛陈线跳闸，陈家冲变电站、坛子岭变电站全站失电，三峡电站厂用电消失，机组自用电消失，机组通过“油压装置机械大故障”启动“二类机械事故停机”，运行中的2、5、6号机启动事故停机流程，跳闸停机。

2.2 厂用电倒换引起6号机水导瓦烧损事故

2003年9月9日，厂用电倒换操作过程中，水导外循环控制回路进线开关跳闸、水导油泵停运，水导瓦温过高停机，水导瓦烧损。事故前，三峡电厂2、3、6号机并网运行，全厂总出力1 595MW，坛子岭变电站3回线路送三峡电站厂用电。因坛子岭G4K8开关修改保护定值，运行值班人员需进行倒闸操作，11：33：00断开G8K4开关，合上G8K7开关，10 kV母线Ⅶ、Ⅷ联络运行。11：48：00，6号机水导瓦温过高启动事故停机流程停机，甩负荷520MW，造成水导瓦烧损，且现场无法手动启动循环油泵，原因为控制柜内220/48V变压器进线开关5Q3开关跳闸。

经检查，事故原因为：（1）在厂用电倒换操作过程中10 kV母线Ⅷ电源短时中断约3 s，水导外循环泵控制回路220／48 V电源变压器的进线开关5Q3跳闸，导致2台水导外循环泵停运，使水导上油槽的油位快速下降（油漏至下油槽），水导瓦瓦温迅速升高，水机事故动作停机，在停机过程中瓦温仍在迅速升高，导致水导瓦烧损；（2）水导外循环泵控制回路220/48 V电源采用单电源设计，48 V无电源监视，进线开关5Q3额定容量偏小（2A），该开关跳闸是此次事故的直接原因；（3）水导上油槽油位低动作停机的保护功能未投入，因该油位传感器稳定性差、经常误动报警，故外方要求将水导上油槽油位低投信号、不停机，这是造成水导瓦烧损的重要原因。

2.3 厂用电自动倒换诱发多台机停机事故

2006年10月11日，9号机裂相保护动作致机组停机，在厂用电自动倒换过程中因2、3、8号机的纯水双泵全停，引起此3台机组停机事件。事故前，左岸电站13台机组正常运行（7号机组备用），全厂出力9 050MW，厂用电10 kV母线Ⅰ由3号机供电，母线Ⅱ、Ⅲ联络运行由5号机供电，9、11、13号机分别带10 kV母线Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ运行。18：50：25，9号机“裂相保护动作”停机；18：50：27，3号机“二类机械事故（纯水双泵全停动作）”停机；3、9号机相继跳闸后，10 kV母线Ⅰ、Ⅵ备自投动作成功；18：50：26，G7K6开关合闸；18：50：41，390G2K1开关合闸；18：52：11，8号机“二类机械事故（纯水双泵全停动作）”停机；18：52：11，2号机“二类机械事故（纯水双泵全停动作）”停机。

9号机故障跳闸停机的原因为CT4的B相本体绕组发生故障，保护正确动作出口。3号机故障跳闸停机的原因为：事故前纯水2号泵在运行，9号机事故停机后，3号机自用电二段失电，纯水2号泵失电停止运行，2台纯水泵全停且出力达到700MW，动作停机。事故时2号机和8号机的纯水系统均是2号纯水泵为工作泵，其电源由9号机提供，9号机跳闸后，该泵失去电源而停泵并报“泵故障”信号，启动切换程序将1号泵作为工作泵，10 s后，2台机组的1号泵均启动成功；随后，3号机组跳闸，致使该泵也失去电源而停泵并报“泵故障”信号，2台机组动作停机。

3 三峡电站机组辅助系统电源和厂用电的主要问题

3.1 机组辅助系统存在的主要问题

3.1.1 机组辅助系统控制和运行需要电源供电

机组的定子纯水冷却系统、调速器系统、上导冷却系统、高压油系统、推导循环系统（VGS机型）、水导冷却系统（ALSTOM机型）等各类系统油泵、水泵都需要电源供电，各类系统和水轮机、发电机的动力柜、控制柜等也需要电源。如此大量的、复杂的系统供电，对机组运行时的自用电提出了很高的要求，厂用电的停电、部分停电、电源切换过程的短时停电都直接影响到机组的稳定运行。

3.1.2 机组辅助系统的控制回路和电源设计不合理

机组辅助系统的控制回路采用单电源、控制回路设计不合理、双路电源不能自动切换、继电器动作后不能自动复归和定值不合理，电源恢复后不能自动恢复运行等；控制回路选用的元器件质量不可靠、开关（保险）容量的不正确等情况。这些控制回路方面的缺陷，是造成投产初期机组不稳定的重要原因。

3.1.3 机组原设计的停机理念不符合国内电网要求

电站左岸的机组全部为进口机组，其中6台由VGS（福伊特西门子公司和GE公司联营体）供货，8台由ALSTOM供货，外方设备的制造厂家均是电力工业发达的国家，电网结构合理、电网的备用容量大，在机组停机方面的设计理念为：当设备包括辅助设备故障时（即使是很小的故障），就动作于停机，然后进行处理。而三峡电站投产初期，国内严重缺电，电网的整体构架在逐步完善中，700MW的机组跳闸对电网的冲击较大。所以机组原设计的停机理念不符合国内电网的要求。

3.2 投产初期厂用电系统薄弱

3.2.1 内部供电系统

（1）左岸电站仅有单号机组设有厂用变压器，因设备选型困难，发电机出口未设置断路器，无法从系统倒送厂用电。

（2）最开始投产的6台机组，仅有3、5号机组有厂用变压器，使设计的6路机组带厂用的电源点，在相当长时间内，仅投运2个。

（3）作为国内首批700MW的水轮发电机组，在许多方面缺乏经验，如水轮发电机组的定子纯水冷却系统、无轴领的水导结构和机组辅助系统存在的各类隐患，造成机组投产初期的运行不稳定；三峡送出工程的交流和直流系统在投运初期同样存在运行不稳定的情况，故障后“切”运行中的机组，也增加了机组的故障率。带厂用变压器机组的运行不稳定，直接影响到厂用电系统的稳定。

3.2.2 外来电源

（1）外来供电电源的源头仅1路。左岸电站投产初期，坛子岭35 kV变电站有4回线路与电站的厂用电系统相连，坛子岭10 kV分段运行，坛子岭变电站的上级（陈家冲变电站）35 kV也分段运行，但陈家冲的220 kV电源仅有葛陈线。虽然110 kV的莲陈线是陈家冲的备用电源，但未设计自动投入装置，需要运行人员进行倒闸操作。

（2）外来电源隐患多。首先，通道存有隐患，陈家冲的主要电源来源（葛陈线），线路通过雷暴区，在汛期，三峡地区年均约40个雷暴日，每年进入7、8月经常发生雷击停电事件；其次，陈家冲到坛子岭变电站的线路为架空线路，易受雷电、大风、高大树木的影响；另外，开关、刀闸、互感器、支持瓷瓶等设备也不同程度存在质量隐患。

（3）外来电源的运行方式、定值不合理。三峡电站投产初期，陈家冲变电站采用原三峡工程施工时期常用的运行方式，220 kV单母线运行，110 kV侧冷备用，2条35 kV母线联络运行，有时坛子岭变电站的35 kV也采用联络运行方式，这样在陈家冲或坛子岭发生故障后，造成送三峡电站厂用电的多路同时失电。

4 机组辅助系统和厂用电电源系统优化

4.1 优化辅助系统供电电源、完善控制系统

提高辅助系统的适应能力，保证单路电源中断、双路电源切换不会导致辅助系统设备停运，双路电源消失又恢复供电后辅助系统设备能自动恢复运行。具体措施有：

（1）对于原设计仅1路电源的回路，均新增1路电源，与原控制回路电源形成冗余。

（2）对控制性能要求高的回路，新增220 V直流供电，进一步提高电源的可靠性。

（3）对动力柜原设计为单电源的，改进为双电源，且增设自动投入功能。

（4）根据机组的厂家、分类对各辅助系统的控制回路进行梳理，完善、优化回路的控制，提高辅助系统的可靠性，确保机组的安全、稳定运行。

4.2 完善电站的厂用电系统

4.2.1 自备保安电源

电源电站机组投入运行，形成坝区35 kV供电网，见图2。电源电站送陈家冲双回35 kV线路，送坛子岭双回35 kV线路，送右岸电站UG双回35 kV线路，增加了送左岸电站1、3号高压配电室双回10 kV线路，送泄洪坝段双回10 kV线路。电源电站投运促进了厂区10、35 kV系统的形成，电源电站的机组具有黑启动功能，各电站供电电源配置如下：

（1）左岸电站。来自3、5、7、9、11、13号机组的自供电源；从电源电站送来的10 kV电源；从坛子岭送来的10 kV电源；右岸与左岸之间10 kV互联电源。

（2）右岸电站。来自于16、18、22、24号机组的自供电源；从右岸35 kV变电站送来的10 kV电源（来自于电源电站）；右岸与左岸之间10 kV互连电源；右岸与右岸地下电站之间10 kV互联电源。

（3）地下电站。来自于28、30、32号机组的自供电源；从右岸35 kV变电站送来的10 kV电源（来自于电源电站）；从右岸厂外35 kV变电站送来的10 kV电源；右岸与右岸地下电站之间10 kV互联电源。

4.2.2 增设发电机出口开关

三峡右岸电站4台带厂用变压器的机组均设断路器，地下电站3台带厂用变压器的机组也设置发电机出口开关断路器，保证机组解列后能从系统到送电至厂用电系统。

4.2.3 提高外来电源的可靠性

2009年，陈家冲和坛子岭2个变电站完成了设备升级、改造，大大提高了供电的可靠性，增加小雁溪220 kV通道，确保了陈家冲变电站电源的真正双重化。

4.2.4 合理安排运行方式

三峡电厂与三峡供电局定期会商，确定合理三峡厂用电系统和陈家冲、坛子岭变电站的运行方式。通过运行方式的合理安排，优化了供电系统，进一步提高了供电的可靠性。

4.3 优化效果

分别对机组辅助系统和厂用电供电系统优化后，三峡机组的平均强迫停运次数与等效强迫停运率分别如图3、4所示。由图3、4可知，经优化后，三峡机组的安全稳定运行水平大大提高。

5 结语

机组辅助系统的各项优化措施，显著提高了机组本身对供电电源的冗余和抗扰动能力；保安电源电站的投产、厂用电网络的完善提高了厂用电可靠性。三峡厂用电系统能满足电站安全运行的要求。

[1]赵彪，雷体钧，刘姜玲，等.三峡电站与输变电工程建设时序配合分析[J].电力建设，2010，31（6）：49-53.

[2]程永权.三峡机组运行可靠性分析[J].水力发电，2005，31（6）：57-59.

[3]程永权.提高三峡机组运行可靠性的途径[J].中国三峡建设，2004（6）：32-33，46.

[4]李志祥.谈建三峡工程自备保安电源电站的必要性[J].中国三峡建设，2003（12）：30-32.