大容量发电机组出口断路器的安全和经济性分析
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摘 要：本文介绍了ABB生产的600MW机组出口断路器参数与特性以及最新发展方向，GCB在国内使用状况，并从安全性和经济性两方面对600 MW机组常用两种电气接线方案进行比较，认为发电机出口设置断路器不仅能提高系统的安全性，也大幅度提高电厂运行的安全性、简化运行方式、减少运行人员操作量、方便调试和维护，大幅提高工作效率并产生明显的经济效益。
关键词：GCB； 安全性； 可靠性； 工作效率； 经济效益
引述：关于大型发电机组是否装设出口断路器（GCB）的问题，[1]根据1998年修订后的“大火规”，近年来在600 MW火电机组工程设计中，业主在资金条件允许时可考虑采用GCB方案，以提高发电机和厂用电运行的安全性和可靠性。同时电网公司为了减少启停机组时的涉网操作，降低机组解并列时对电网安全运行方式的影响，也要求设计院向电厂推荐使用GCB。但有很多内地发电企业还停留在原有的技术规定和思想意识上，以安全、维护、运输、和经济等等为借口不装设出口GCB。本文主要从安全、维护和经济性方面进行分析“发电机出口装设GCB的优势”。
一、GCB的使用和发展状况
美国、德国、日本等西方发达国家在电厂设计中，其大容量发电机出口均考虑装设GCB。[2]GCB型式主要有少油型、空气型、SF6气体型和真空型，其中大容量的多采用SF6气体型和真空型。[3]SF6气体型GCB以20世纪80年代ABB等公司推出以SF6气体为灭弧介质的HR与HECS型为代表，它运用SF6自灭弧原理，当动触头分开时产生电弧来加热SF6气体，使其膨胀形成熄弧所需气体，同时电流流过固定触头内的线圈产生磁场，引起电弧旋转分离，保证荷载触头与灭弧触头正常工作。SF6型GCB目前在国内外电厂有大量的使用，它额定电流可达24000 A，开断能力160 kA，而且结构紧凑，故障率更低（
目前国外GCB的技术发展十分迅速，各大电器公司竞相开发新技术，GCB的体积越来越小，额定电流和开断电流越来越大，机械寿命高达20000次以上或20年免维护，随着研发能力及制造技术的提高，GCB配置保护将更趋完善，可靠性更高故障率更低，价格会更便宜。
二、发电机出口装设GCB的紧迫性和安全性
安装在发电机出口的低电压、大电流断路器，由于发电机巨大的额定电流和短路电流以及开断电流的直流分量大，使得GCB制造困难，造价也甚高。以前考虑技术和经济因素，除小容量机组的发电机出口设置断路器外（单机容量200 MW以下），一般大机组（单机容量200 MW及以上）大都采用发电机―变压器组单元接线，尽量使用离相封闭母线不装出口断路器和隔离开关。随着材料和加工工艺的不断发展，GCB制造质量和成本不断下降，价格不断降低，这就使得经济因素逐渐退居次位。而伴随着节能降耗和环境保护政策的需要，在远距离送电的单机容量和装机容量不断扩大的情况下，电厂或单机事故对电力系统影响逐渐加大，如何减少倒闸操作和单一设备事故对电网安全运行的影响也就显得越来越重要。因此要求大容量发电机组装设GCB得到了电网公司和设计院大力支持和广泛采纳，且对老式大容量单元接线的机组进行改造也显得非常迫切。下面从几个方面就发电机出口设置GCB的安全性作进一步分析。
（1）提高电力系统安全性和稳定性，同时提高自用电的可靠性
300 MW及以上的机组采用发电机与变压器组的单元接线方式的优点在于省去了GCB，同时也省去了相应的继电保护，从故障源来说减少了两个故障点，从而减少了发-变组故障的机率，也减少了投资。但是这种简化的接线方式却使得发电机、变压器和系统的稳定运行在很大程度上要取决于主变高压侧断路器的运行可靠性。当高压侧断路器在正常运行中、在执行解列或并列操作时、在事故状态下的动作过程中、如果发生一相或二相断路器因故拒动、误动或断口绝缘击穿而导致非全相分、合闸状态时；对电网而言，将对电网的安全稳定运行构成严重的威胁，极有可能因失灵保护出口造成母线、线路甚至全厂停电，进而造成电网解网或大面积停电等重大电网事故（特别是可靠性低的厂站接线方式）；对于电厂自身而言，有可能造成变压器绝缘损坏甚至起火烧毁，发电机转子因负序电流作用而使绝缘损坏甚至起火烧毁等重大设备损坏事故的发生。国内发电厂已发生过不少类似事故，如：石洞口二厂2号机作逆功率试验时，2号机逆功率保护动作，同时引起主变高压侧并联的断路器三相分闸，因一台断路器未能分闸到底，造成断路器非全相运行，导致电厂另一台运行的600 MW机组、电网4条500 kV线路、3条220 kV线路、黄渡变的一台500 kV变压器及一台220 kV变压器先后跳闸的重大事故。
从以上案例可以看出，事故原因是因为高压断路器本体、操作机构、控制回路故障和运行人员处理不当等所引发的重大事故。发电机和变压器的损坏，不仅会使整个系统的供电可靠性、安全性和稳定性受到严重影响，而且将造成巨大的经济损失。如果装设了GCB就完全能够限制事故的扩大，将事故控制在单机或厂站内部（不管是GCB的失灵保护还是非全相保护都只影响到本机主变高压侧两个断路器跳闸，从而保证其他机组的安全运行），同时GCB可在50～60 ms内把机组与故障点分开，大大缩短事故反应时间，从而有效地减少或限制故障，保护机组，保证电厂与电力系统的长期安全稳定运行，所以采用GCB不仅提高电力系统运行的安全性和稳定性，也提高了电厂自身的安全性和稳定性。
（2）从保护发电机及主变压器的安全方面分析
当发电机带不平衡负荷运行及内部或外部发生不对称短路时均会对发电机产生很严重的机械和热应力，这种故障电流及其负序分量所引起的热应力加在发电机转子的阻尼绕组上，会产生异常的高温而使发电机转子严重受损。除此以外，避雷器的损坏，架空线或变压器连接套管上行波反射造成的接地故障都会对发电要造成影响，GCB可以迅速切除这些故障，使得发电机免遭损坏。但如果没有装设GCB，发电机会持续提供不平衡负载给故障点，直到灭磁装置起作用。由于灭磁过程往往会持续几秒钟时间，甚至会超过10 s，可能导致发电机严重的损坏。
另外，假设变压器高压侧套管对地发生故障，系统故障电流可以被高压断路器切断，如果没有GCB，发电机会不断的把电流送到故障点，直到灭磁开关动作。一般灭磁时间均需5～10 s不等，特别是对那些在主变高压侧的故障，在最初的40 ms内，燃弧电流来自系统侧和发电机侧，变压器油箱内部压力上升极其迅速。40 ms时，高压断路器把系统与故障点分开，燃弧电流只由发电机供给，如果没有GCB，发电机会一直把因为灭磁时间而衰减的电流源源不断的送到燃弧点，并维持几秒以上的时间，变压器油箱内部压力最终可能上升至发生爆炸的极限压力，从而引发变压器油箱爆炸。如果应用GCB，在60 ms内GCB动作切断发电机故障电流，压力就可以被限制在发生爆炸的压力以下，变压器就可避免发生爆炸。由此可见，采用GCB能够保护发电机和变压器。
（3）装GCB还可以提高保护的选择性
当发电机侧发生故障时，GCB动作将故障点与系统隔离，避免了事故的扩大，厂用电也不用切换，既保证了厂用电的供给，也防止了事故对电网的影响，同时简化了厂用电源的控制保护接线，降低了保护联锁动作的复杂性。当主变压器侧故障时，GCB可以迅速切除，使得发电机、主变压器和厂用高压变压器处于各自独立的保护范围内。
（4）装GCB不仅可以大量减少运行人员的倒闸操作量并降低运行操作风险，改善同期并列条件，还可以减少调试工作并方便维护
现在成套的GCB装置能执行机组所需的全部操作任务，而且它的位置处在回路中最关键而且恰当的地方，可以在不中断厂用电源的情况下将发电机断开，这样运行人员大大减少了倒闸操作的工作量（对双串3/2接线、角形接线等环网解列时，为了提高其他设备的供电可靠性，机组解列后需立即进行故障设备隔离并恢复环网供电的操作），避免了误操作的可能性，同时为运行人员腾出时间去处理事故，对防止事故扩大和减少停机时间具非常重要的意义，而且有利于机组的极热态启动（特别升压站距离较远的电厂，会花很长时间去做并网准备）。
当电厂与电网的连接经由高压断路器通过主变压器受电时，同期点可由GCB来实现。对于同期操作来而言，应用主变高压侧断路器和GCB来进行同期操作有什么不同呢？国外最新的研究表明分别由高压断路器和GCB来实现同期操作时不同期操作所引起的延迟过零电流，对系统有着不同的影响，在反相同期操作过程中由于发电机转子的快速转动会产生的延迟过零电流，高压断路器在切断反相同期电流上能力非常有限，而GCB有足够的能力切断该电流。 当同期在高压侧进行操作时，高压断路器可能会受到过电压作用，在污染较重的情况下，可能使高压断路器外部绝缘介质的闪络。再者，高压断路器一般都不是三相机械联动的，所以在同期操作过程中就有可能产生有较大不同期，这样会产生一个不平衡负载，给发电机带来严重的机械和热应力，从而损伤发电机。当同期在发电机出口（低电压等级）进行操作时，电压等级的降低有助于防止设备外部绝缘闪络；同时利用GCB三相机械联动合闸，大大降低了非同期并列的可能性和风险系数；并且用GCB实现同期操作完全在发电厂操控范围内，电网操控可以不介入，从而大大降低了涉网操作责任事故的发生率。
其次装了GCB的机组在进行短路试验时，可很方便地实现使用接地开关和短路点，否则要进行短路试验需改拆接线端子，需投入额外的资金和时间，还有可能承担不必要的风险。另外在机组调试和检修时可将发电机和变压器分开进行，有利于人员和时间的灵活调整，减小风险预控点。
随着主变压器制造质量的提高和GCB制造技术的进步，其连续安全运行（不大修）可以达到20年左右，使大容量机组装设GCB与启动（备用）电源的设置原则正在发生变化。当GCB的价格与启动/备用变（以下简称启备变）、高低压侧开关等设备价格相比接近时，可以考虑发电机出口装设GCB而不设专用的启备变，而由主变通过厂用工作变提供启动电源，多台机组时（两台及以上）采用共用一个启备变，并把启备变的容量大幅降低，只需满足检修、调试用电即可，这样就省去多台启备变及其高压侧断路器，同时大量降低了平时的维护保养费用（变压器和断路器的年度定期检查费用），尽量降低了一次投资的同时，又降低了厂用电率（启备变空载损耗）和维护费用，同时大大提高了运行可靠性，对电力企业的长期经济效益非常明显（湖南创元电厂已经成功将原有的两机共用一台35000kvA的油浸式风冷启备变优化为一台4000kVA的干式变压器，只供给两机事故检修用电）。下面就2*600 MW机组当前常用的两种典型电气接线方案作经济性比较：
方案一：采用发电机―变压器组接线，发电机出口不装设GCB，设置两台全容量的启备变（63000kVA/6kV），其电源假设从10 km附近的200 kV（或者110kV）变电站引接，连接线采用双回架空线，变电站采用双母线接线。电厂侧开关站采用双母线带分段接线，再通过电缆或架空线引至启动变，当高压厂用变压器故障或检修时，厂用电源由启备变提供（有些厂还采用了500kV联络变以提高备用电源的可靠性如威信电厂）。
方案二：采用发电机―变压器组接线，发电机出口装设GCB，当机组启动和正常停机时，厂用电源由系统通过主变倒送供给。设一台事故启备变，事故启备变电源直接从500kV母线供电（如湖南创元电厂）或与方案一供电方案相同，但变压器的容量和电压等级均降低一半。
现在就两种方式进行经济性比较：
（1）初期投资比较
采用方案一时，每2台发电机组要配置2台（与高厂变容量相等）三绕组的启备变或一台双分裂绕组的启备变以及相应的高、低压配电装置，同时还需增加变电站出线间隔和线路的投资。以220 kV为例，一台63000kVA的变压器价格在500-600万元左右，一个出线间隔约为140～150万元，线路是每千米约为60万元，如将这些投资折算进去，采用GCB方案（现在ABB生产的600MW机组用的GCB报价不超过900万元人民币）所增加的投资将大为减少，这里还没有考虑启备变、配电装置和线路的占地面积购置、日常维护费用等因素。
采用方案二时，可以不用事故启备变或减少事故启备变的容量和电压等级，从而降低变压器和线路及其相应设备的投资和维护费用，同时降低占地费用。如果电网结构可靠，事故启备变电源可以直接从本厂500kV系统取，这样不仅节省了架空线（或电缆）、断路器，还省去了200 kV（或者110kV）母线的建设和相关一、二次设备的投资及其维护费用（如广东阳西电厂）。
以上是在两台机组规模的电厂进行比较，根据目前电网发展规模，新建电厂一般最终容量为4～6 台机组，出线为多回出线，其稳定性比较高，采用方案二将省去大量的启备变，也省去了专用备用电源的架空线与开关站的建设，大量节省土地占用费和维护费。
（2）长期运行收益与故障停电损失分析
依据美国电网公司对采用GCB和不采用时的可靠性和可利用率统计计算结果，机组平均故障停运时间方案二较方案一少60.4 h，如机组年运行小时数假设6000h，那么每年机组可以多发电达49640 k W，扣除6%的厂用电量，每年上网电量可增加4666.16万度，上网电价按0.34元/kW・h，电厂年收入可增收1586.5万元，因此方案二运行收益显著，能较快的收回初期投资[4]。另外，根据有关文献统计，500 kV主变压器的故障率为2次/100台・年，如运行小时数按照6000 h/年，发电利润按照0.14元/kW・h计算，GCB寿命时间为20年，如采用方案二电厂每年将可以减少停电损失费为：0.02×2×6000/8760×20（177×24-1187）×60×0.14×0.8（故障率×2台主变×年运行小时数×使用年限×（无GCB故障修复天数×24 h-GCB故障恢复时间）×600 MW×发电利润×（GCB起作用的）此类故障率）=11271.4万元。显而易见，该项收益远远大于初期投资的差异。
（3）运行操作与管理分析
当采用第二种方案时，运行人员正常启停机或非主变关联设备故障引起的停机启动，均不用切换厂电，也不用对500kV系统进行倒闸操作，大量减少运行人员的操作量，降低运行操作风险和事故处理风险，节省机组启动时间，也大量节约了燃油消耗和下网电量。因为在正常启停或热态启动锅炉的初期，大部分电厂都需投油启动或助燃（特别是烧无烟煤的电厂），运行人员从得到命令从集控出发到升压站检查完相关一、二次设备最快也要半小时以上，有些远一点的电厂甚至超过一个小时，而且还需要两个人员同时进行，从燃油消耗、发电量影响（并网延误）、人员分配、命令传达都带来诸多制约，从而降低运行人员的工作效率。
其次就是采用方案一时厂用电切换风险很难撑控，虽然6kV厂用电快切装置已经很成熟，但制约因素很多，故障频发。国内经常会发生厂用电切换失败造成的非计划停机事故案例，特别是备用电源和工作电源不能实现并联切换的电厂，如广西防城港电厂2011年10月发生过一次，威信电厂2012年7月也发生过一次，均是在开机过程中带十多万千瓦电负荷的情况下发生的。要知道一次非计划停运机组的整体经济损失（包括电网考核在内）最低估计也要达到两至三百万元。在一台机组的寿命期内只要避免发生一次这种事故就可以让你挽回GCB投资的差额损失。
四、结束语
由此可见，使用GCB不仅能降低电网的运行风险，还可以保护发电机和变压器，减少设备平均维护时间，改善了同期条件，使整个电厂和电力系统的安全可靠性得到大大提高，方便电厂运行管理和维护，同时还能带来明显的经济效益，使整个电厂在寿命周期内维护成本得到大幅降低，加快了电厂的投资回报，因此大容量机组的电机出口装设GCB是非常值得采纳的方案之一。■
参考文献
[1] 水利电力部西北设计院.电力工程电气设计手册[M].北京：中国电力出版社，1999.
[2] DL 5000―2000《火力发电厂设计技术规程》北京：中国电力出版社，2000.
[3] 叶德隆.高压开关设备国内外产品水平M，1995.
[4] 刘光华.600MW机组采用GCB方案探讨[C].北京：电力设计电气专业技术信息网，2001.
[5] 姜柏卿.台山发电厂1 .2号机组发电机出口开关方案的选择[J].广东电力，2001，（12）.
[6] 吴志成，程朝晖.发电机断路器在大型机组中应用探讨[C].北京：电力设计电气专业技术信息网，2001.