三峽電站廠用電與機組輔助電源系統優化方案

李志祥，黃俊，程永權

（中國長江三峽集團公司，湖北省宜昌市，443002）

0 引言

三峽電站共設有左岸電站、右岸電站、右岸地下電站、電源電站4組廠房，共安裝有32臺單機額定容量700MW、2臺單機額定容量50MW的水輪發電機組，投產順序為左岸電站、電源電站、右岸電站、右岸地下電站[1-4]。目前，三峽左岸電站14臺700MW機組、右岸電站12臺700MW機組、電源電站2臺50MW機組已經投產發電，右岸地下廠房6臺700MW機組將在2011年投產發電。全部建成后電站總裝機容量達到22.5GW，年發電量約1 000億kW·h[1]。自投運以來，三峽電站廠用電系統出現了幾次嚴重事故，本文分析了事故原因，并提出了三峽電站廠用電系統優化措施，運行實踐表明優化措施有助于提高廠用電系統的可靠性。

1 三峽電站廠用電與輔助電源系統

投產初期，三峽電站廠用電由系統外來電源和左岸電站機組電源構成，系統外來電源點為葛洲壩二江電站220 kV系統，通過葛陳線（單回220 kV線路）接入三峽壩區中心變電站（陳家沖變電站），再通過陳壇線（雙回35 kV線路）接入壇子嶺35 kV變電站，在壇子嶺變電站降壓成10 kV，最后通過4條10 kV電纜向三峽左岸電站廠用電10 kV系統供電。左岸電站機組廠用電電源來自3、5、7、9、11、13號機組發電機端廠用電變壓器（隨著機組的投產逐步形成）。廠用電系統主要由左岸電站2個供電系統和泄洪壩段供電系統組成，采用10、0.4 kV電壓等級供電；10 kV相鄰母線間設有聯絡開關，0.4 kV供電系統除檢修供電外都設有2段母線，并設有備用電源自動投入裝置，通過母聯開關可以實現分段運行和聯絡運行[2-4]。左岸電站機組用電取自于Ⅰ～Ⅲ、Ⅵ～Ⅷ段10 kV母線，見圖1。

圖1 三峽左岸電站10kV及以上廠用電網絡Fig.1 The10 kV and above plantauxiliary powernetworkk of the ThreeGorges left-bank plant

相比一般容量的機組，三峽巨型機組的輔助設備更加復雜，例如三峽機組定子線棒采用純水冷卻，機組配置有純水加壓泵及過濾系統；三峽機組推導軸承、水導軸承采用外循環冷卻方式，因而配置有外循環泵系統；三峽機組導葉控制力矩大，因而調速器配置有單臺油泵容量為160 kW的大容量油壓裝置，等等。這些輔助設備對廠用電的依賴程度很高，供電中斷，或其控制邏輯不能適應電源切換、擾動、恢復送電等工況，輔助設備將停止運行，進而引起主機停機。

2 三峽電站投產初期典型事故

2.1 外供電源消失引起全廠停機事故

2003年8月24日，三峽電站廠用電全停，導致2、5、6號機解列停機，全廠停電事故。事故前，三峽電站2、5號機運行，6號機在進行機組調試，電站出力1 610MW，壇子嶺變電站4回線路供三峽電站廠用電。21：13：00，因220 kV葛陳線遭雷擊跳閘，壇子嶺、三峽電站廠用電全部消失，2、5、6號機減負荷、解列、停機。21：17：00，陳家沖恢復對三峽電廠供電，5、3、2號機組依次開啟并網運行。

經檢查，事故原因為：投產機組中僅有1臺機組（5F）帶有廠用變壓器，且沒有調試投入運行，機組雙電源供電的網絡未真正形成。因葛陳線跳閘，陳家沖變電站、壇子嶺變電站全站失電，三峽電站廠用電消失，機組自用電消失，機組通過“油壓裝置機械大故障”啟動“二類機械事故停機”，運行中的2、5、6號機啟動事故停機流程，跳閘停機。

2.2 廠用電倒換引起6號機水導瓦燒損事故

2003年9月9日，廠用電倒換操作過程中，水導外循環控制回路進線開關跳閘、水導油泵停運，水導瓦溫過高停機，水導瓦燒損。事故前，三峽電廠2、3、6號機并網運行，全廠總出力1 595MW，壇子嶺變電站3回線路送三峽電站廠用電。因壇子嶺G4K8開關修改保護定值，運行值班人員需進行倒閘操作，11：33：00斷開G8K4開關，合上G8K7開關，10 kV母線Ⅶ、Ⅷ聯絡運行。11：48：00，6號機水導瓦溫過高啟動事故停機流程停機，甩負荷520MW，造成水導瓦燒損，且現場無法手動啟動循環油泵，原因為控制柜內220/48V變壓器進線開關5Q3開關跳閘。

經檢查，事故原因為：（1）在廠用電倒換操作過程中10 kV母線Ⅷ電源短時中斷約3 s，水導外循環泵控制回路220／48 V電源變壓器的進線開關5Q3跳閘，導致2臺水導外循環泵停運，使水導上油槽的油位快速下降（油漏至下油槽），水導瓦瓦溫迅速升高，水機事故動作停機，在停機過程中瓦溫仍在迅速升高，導致水導瓦燒損；（2）水導外循環泵控制回路220/48 V電源采用單電源設計，48 V無電源監視，進線開關5Q3額定容量偏小（2A），該開關跳閘是此次事故的直接原因；（3）水導上油槽油位低動作停機的保護功能未投入，因該油位傳感器穩定性差、經常誤動報警，故外方要求將水導上油槽油位低投信號、不停機，這是造成水導瓦燒損的重要原因。

2.3 廠用電自動倒換誘發多臺機停機事故

2006年10月11日，9號機裂相保護動作致機組停機，在廠用電自動倒換過程中因2、3、8號機的純水雙泵全停，引起此3臺機組停機事件。事故前，左岸電站13臺機組正常運行（7號機組備用），全廠出力9 050MW，廠用電10 kV母線Ⅰ由3號機供電，母線Ⅱ、Ⅲ聯絡運行由5號機供電，9、11、13號機分別帶10 kV母線Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ運行。18：50：25，9號機“裂相保護動作”停機；18：50：27，3號機“二類機械事故（純水雙泵全停動作）”停機；3、9號機相繼跳閘后，10 kV母線Ⅰ、Ⅵ備自投動作成功；18：50：26，G7K6開關合閘；18：50：41，390G2K1開關合閘；18：52：11，8號機“二類機械事故（純水雙泵全停動作）”停機；18：52：11，2號機“二類機械事故（純水雙泵全停動作）”停機。

9號機故障跳閘停機的原因為CT4的B相本體繞組發生故障，保護正確動作出口。3號機故障跳閘停機的原因為：事故前純水2號泵在運行，9號機事故停機后，3號機自用電二段失電，純水2號泵失電停止運行，2臺純水泵全停且出力達到700MW，動作停機。事故時2號機和8號機的純水系統均是2號純水泵為工作泵，其電源由9號機提供，9號機跳閘后，該泵失去電源而停泵并報“泵故障”信號，啟動切換程序將1號泵作為工作泵，10 s后，2臺機組的1號泵均啟動成功；隨后，3號機組跳閘，致使該泵也失去電源而停泵并報“泵故障”信號，2臺機組動作停機。

3 三峽電站機組輔助系統電源和廠用電的主要問題

3.1 機組輔助系統存在的主要問題

3.1.1 機組輔助系統控制和運行需要電源供電

機組的定子純水冷卻系統、調速器系統、上導冷卻系統、高壓油系統、推導循環系統（VGS機型）、水導冷卻系統（ALSTOM機型）等各類系統油泵、水泵都需要電源供電，各類系統和水輪機、發電機的動力柜、控制柜等也需要電源。如此大量的、復雜的系統供電，對機組運行時的自用電提出了很高的要求，廠用電的停電、部分停電、電源切換過程的短時停電都直接影響到機組的穩定運行。

3.1.2 機組輔助系統的控制回路和電源設計不合理

機組輔助系統的控制回路采用單電源、控制回路設計不合理、雙路電源不能自動切換、繼電器動作后不能自動復歸和定值不合理，電源恢復后不能自動恢復運行等；控制回路選用的元器件質量不可靠、開關（保險）容量的不正確等情況。這些控制回路方面的缺陷，是造成投產初期機組不穩定的重要原因。

3.1.3 機組原設計的停機理念不符合國內電網要求

電站左岸的機組全部為進口機組，其中6臺由VGS（福伊特西門子公司和GE公司聯營體）供貨，8臺由ALSTOM供貨，外方設備的制造廠家均是電力工業發達的國家，電網結構合理、電網的備用容量大，在機組停機方面的設計理念為：當設備包括輔助設備故障時（即使是很小的故障），就動作于停機，然后進行處理。而三峽電站投產初期，國內嚴重缺電，電網的整體構架在逐步完善中，700MW的機組跳閘對電網的沖擊較大。所以機組原設計的停機理念不符合國內電網的要求。

3.2 投產初期廠用電系統薄弱

3.2.1 內部供電系統

（1）左岸電站僅有單號機組設有廠用變壓器，因設備選型困難，發電機出口未設置斷路器，無法從系統倒送廠用電。

（2）最開始投產的6臺機組，僅有3、5號機組有廠用變壓器，使設計的6路機組帶廠用的電源點，在相當長時間內，僅投運2個。

（3）作為國內首批700MW的水輪發電機組，在許多方面缺乏經驗，如水輪發電機組的定子純水冷卻系統、無軸領的水導結構和機組輔助系統存在的各類隱患，造成機組投產初期的運行不穩定；三峽送出工程的交流和直流系統在投運初期同樣存在運行不穩定的情況，故障后“切”運行中的機組，也增加了機組的故障率。帶廠用變壓器機組的運行不穩定，直接影響到廠用電系統的穩定。

3.2.2 外來電源

（1）外來供電電源的源頭僅1路。左岸電站投產初期，壇子嶺35 kV變電站有4回線路與電站的廠用電系統相連，壇子嶺10 kV分段運行，壇子嶺變電站的上級（陳家沖變電站）35 kV也分段運行，但陳家沖的220 kV電源僅有葛陳線。雖然110 kV的蓮陳線是陳家沖的備用電源，但未設計自動投入裝置，需要運行人員進行倒閘操作。

（2）外來電源隱患多。首先，通道存有隱患，陳家沖的主要電源來源（葛陳線），線路通過雷暴區，在汛期，三峽地區年均約40個雷暴日，每年進入7、8月經常發生雷擊停電事件；其次，陳家沖到壇子嶺變電站的線路為架空線路，易受雷電、大風、高大樹木的影響；另外，開關、刀閘、互感器、支持瓷瓶等設備也不同程度存在質量隱患。

（3）外來電源的運行方式、定值不合理。三峽電站投產初期，陳家沖變電站采用原三峽工程施工時期常用的運行方式，220 kV單母線運行，110 kV側冷備用，2條35 kV母線聯絡運行，有時壇子嶺變電站的35 kV也采用聯絡運行方式，這樣在陳家沖或壇子嶺發生故障后，造成送三峽電站廠用電的多路同時失電。

4 機組輔助系統和廠用電電源系統優化

4.1 優化輔助系統供電電源、完善控制系統

提高輔助系統的適應能力，保證單路電源中斷、雙路電源切換不會導致輔助系統設備停運，雙路電源消失又恢復供電后輔助系統設備能自動恢復運行。具體措施有：

（1）對于原設計僅1路電源的回路，均新增1路電源，與原控制回路電源形成冗余。

（2）對控制性能要求高的回路，新增220 V直流供電，進一步提高電源的可靠性。

（3）對動力柜原設計為單電源的，改進為雙電源，且增設自動投入功能。

（4）根據機組的廠家、分類對各輔助系統的控制回路進行梳理，完善、優化回路的控制，提高輔助系統的可靠性，確保機組的安全、穩定運行。

4.2 完善電站的廠用電系統

4.2.1 自備保安電源

電源電站機組投入運行，形成壩區35 kV供電網，見圖2。電源電站送陳家沖雙回35 kV線路，送壇子嶺雙回35 kV線路，送右岸電站UG雙回35 kV線路，增加了送左岸電站1、3號高壓配電室雙回10 kV線路，送泄洪壩段雙回10 kV線路。電源電站投運促進了廠區10、35 kV系統的形成，電源電站的機組具有黑啟動功能，各電站供電電源配置如下：

（1）左岸電站。來自3、5、7、9、11、13號機組的自供電源；從電源電站送來的10 kV電源；從壇子嶺送來的10 kV電源；右岸與左岸之間10 kV互聯電源。

（2）右岸電站。來自于16、18、22、24號機組的自供電源；從右岸35 kV變電站送來的10 kV電源（來自于電源電站）；右岸與左岸之間10 kV互連電源；右岸與右岸地下電站之間10 kV互聯電源。

（3）地下電站。來自于28、30、32號機組的自供電源；從右岸35 kV變電站送來的10 kV電源（來自于電源電站）；從右岸廠外35 kV變電站送來的10 kV電源；右岸與右岸地下電站之間10 kV互聯電源。

4.2.2 增設發電機出口開關

三峽右岸電站4臺帶廠用變壓器的機組均設斷路器，地下電站3臺帶廠用變壓器的機組也設置發電機出口開關斷路器，保證機組解列后能從系統到送電至廠用電系統。

4.2.3 提高外來電源的可靠性

2009年，陳家沖和壇子嶺2個變電站完成了設備升級、改造，大大提高了供電的可靠性，增加小雁溪220 kV通道，確保了陳家沖變電站電源的真正雙重化。

4.2.4 合理安排運行方式

三峽電廠與三峽供電局定期會商，確定合理三峽廠用電系統和陳家沖、壇子嶺變電站的運行方式。通過運行方式的合理安排，優化了供電系統，進一步提高了供電的可靠性。

4.3 優化效果

分別對機組輔助系統和廠用電供電系統優化后，三峽機組的平均強迫停運次數與等效強迫停運率分別如圖3、4所示。由圖3、4可知，經優化后，三峽機組的安全穩定運行水平大大提高。

5 結語

機組輔助系統的各項優化措施，顯著提高了機組本身對供電電源的冗余和抗擾動能力；保安電源電站的投產、廠用電網絡的完善提高了廠用電可靠性。三峽廠用電系統能滿足電站安全運行的要求。

[1]趙彪，雷體鈞，劉姜玲，等.三峽電站與輸變電工程建設時序配合分析[J].電力建設，2010，31（6）：49-53.

[2]程永權.三峽機組運行可靠性分析[J].水力發電，2005，31（6）：57-59.

[3]程永權.提高三峽機組運行可靠性的途徑[J].中國三峽建設，2004（6）：32-33，46.

[4]李志祥.談建三峽工程自備保安電源電站的必要性[J].中國三峽建設，2003（12）：30-32.