摘要： 容量火电机组发电机是否需要装设出口断路器（GCB），是近十几年来大型发电厂电气工程设计中争论较多，意见不一的问题。主要原因是其目前主要依靠进口，价格昂贵。在不装设GCB的情况下，发电机组虽然也能照常运行，但发电机组正常起、停或事故时厂用电系统切换较为复杂，主变压器、高压工作厂变以及发电机内部故障时不能快速切除故障点而使事故范围扩大等一系列弊端也显而易见。随着国力的增强、建设资金相对宽松、电力系统实行重大体制改革以及在市场经济体制下电力系统运行机制发生转变等因素的影响，对这个有争论的问题重新提出来进行探讨很有必要。 关键词： 发电机；断路器；探讨 0　前言

关于大型发电机组是否装设出口断路器（GCB）的问题，早在1984年版的《火力发电厂设计技术规程》（简称“大火规”）SDJI—1984中明确规定：“容量为200 MW及以上的发电机与双绕组变压器为单元连接时，在发电机与变压器之间不应设断路器。” 随后多年，200~300 MW单元制接线发电机出口不装设断路器的机组大量投入运行，积累了丰富的设计、运行经验，基本肯定了SDJI—1984第11、2、6所作的规定。但是，近年来大型发电机组先后发生过几次严重损坏事故，引起国内外人士极大的关注。原水利电力部科技司和生产司多次组织会议讨论研究这些问题，并提出需要研究500 MW及以上发电机出口是否应装设断路器的问题，随后各设计单位对此问题进行专题研究，提出了论证报告。在1994年发布的《火力发电厂设计技术规程》DL5000—1994中对第11、2、6条进行了补充修订，该条规定：“容量为600 MW的发电机，当升高电压仅有330 kV及以上一级电压，而且技术经济合理时，可装设发电机出口断路器或负荷开关。” 在以往工程的设计方案审批上，原国家电力公司电力规划总院对装设发电机出口断路器的方案限制较严。但是，随着引进机组工程逐渐增多，国外工程设计的思路与方法也逐渐被国内所接受，500 MW以上的发电机出口装设断路器或负荷开关的引进机组相继投产，且运行良好，装设发电机出口断路器或负荷开关的优势充分显示出来，在这种状况下，1998年原国家电力公司电力规划总院又组织对DL5000—1994进行了修编，将原第11、2、6条修订为：“当技术经济合理时，600 MW机组发电机出口可装设断路器或负荷开关。”关于300 MW及以下的单元制连接的火电机组是否可以采用GCB方案的问题，在1999年10月上海召开的专题研讨会上经过一番激烈的争论后，规定有所松动，建议“300 MW及以下，主变压器高压侧电压为220 kV以下（三绕组变压器例外）的火电机组原则上不采用GCB设计方案，但如果投资方有资金，通过技术、经济比较后认为有必要，也可以采用GCB方案。” 但以上内容没有正式列入“大火规”。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都开始考采用GCB方案，以提高发电机和厂用电运行的可靠性。另外，由于厂网完全分开后，启动/备用变压器（简称启备变）的电费支出影响到发电厂的经济利益，也促使新建或部分老厂考虑采用GCB方案（包括600 MW以下机组）以减少额外支出，提高运行的经济性。下面从技术和经济2个方面对GCB方案的应用问题进行探讨。 1　采用GCB方案的技术性分析 1.1　简化厂用电切换程序

当发电机出口不装设GCB（以下称常规方案）时，需要设置专用的与高压工作厂变容量相等的启动/备用变压器。一般2台发电机组合用一组，提供机组的正常启动、停机电源，在高压工作厂变故障或检修时作为厂用电系统的备用电源。无论哪种运行方式，都需要通过厂用电切换装置来实现电源的过渡。在机组的起、停过程中不可避免地要进行工作厂变与启备变电源之间的并联切换，并联切换虽然时间不长，但由于工作厂变与启备变电源取自不同的系统（个别电厂要到几公里外的变电站引接备用电源，如发电机直接升压至500 kV ，则备用电源一般从220 kV变电站引接），两台变压器的阻抗值（包括系统阻抗）不可能相等，这样两者存在初始相位差和电压差，在并联切换过程中，构成了一个临时电磁环网，两台变压器之间将产生较大的环流，累计效应将影响到变压器的使用寿命。在厂用电的事故切换过程中也同样存在着正常运行的厂用母线电压与备用电源电压间相位角差，如厂用电快速切换装置控制不当，造成相角差过大，则难以保证事故快速切换成功，极易造成在相角差较大时切换，形成很大的冲击电流，损坏设备或使事故扩大。厂用电经常切换会影响到厂用电系统内断路器的使用机械寿命和机构故障几率的增加，使切换失败，厂用电中断。

当发电机出口装设断路器（GCB）后，发电机组起、停的厂用电源是通过主变压器倒送电经厂用高压工作变压器获得，从机组起动直到发电机并网带负荷，反之从发电机减负荷到发电机解列停机，整个过程都无须进行厂用电切换操作。这样，避免了厂用电源并联切换对厂用电系统的不利影响，也免去了运行人员对厂用电源的切换操作，减少误操作发生的可能性。当发电机因故跳闸时，特别是非电气原因引起的跳闸，厂用电自动由主变倒入，可做到无扰动切换厂用电，各种厂用辅机不会因发电机跳闸而改变工作状态，给事故处理提供极大的方便，从而减少因厂用电失去使事故扩大和设备损坏的可能性，厂用电的可靠性大为提高，为机组恢复正常运行取得时间。 1.2　系统故障时可避免失去厂用电源

按常规方式，在系统发生振荡时，厂用电系统事故切换很难成功，厂用电源容易失去，事后处理比较困难。如采用GCB方案，当系统与发电机之间因故发生振荡，会引起发电机和电网之间的电流波动，不平衡电流会引起转子绕组和表面过热，此时发电机的振荡解列保护动作，GCB跳闸，发电机灭磁，维持转速，厂用电不受影响，当异常工况消失后，发电机可在较短的时间内并网发电，恢复运行，避免因系统振荡引起的长时间停机事故，缩短因系统故障的事故处理时间和简化处理程序。 1.3　提高发电机和变压器保护水平及系统稳定水平

当发电机发生内部故障时，GCB可以在不失去厂用电源的条件下，快速切除发电机内部故障，保证了事故情况下的安全停机，可以防止发电机因失去厂用电而在停机过程发生氢爆等恶性事故。同时快速跳开GCB，并快速灭磁，可以避免发电机内部故障范围的扩大，为修复发电机创造条件。

当主变压器或高压工作厂变内部故障时，如没有GCB，发电机在停机灭磁过程中（如无刷旋转磁系统灭磁时间特别长，可达5~20 s）仍对变压器故障点提供短路电流，就有可能使故障范围迅速扩大，甚至引起变压器爆炸起火；如装有GCB，快速切除故障电流，可以减少变压器爆炸起火的可能性，为修复变压器创造条件。

一般大型发电机（500 MW及以上）均直接升压至500 kV，而目前我国500 kV的发电厂主接线多采用一台半断路器接线方式（简写为3/2断路器接线）或多角接线方式，为适应线路单相重合闸的需要，断路器均采用分相操作机构，分相操作机构极容易造成非全相运行，或在单相重合闸过程中出现短时间的非全相运行。非全相运行对发电机和主变都具有较大的破坏力。类似事故在国内时有发生。对于主变压器高压侧为3/2断路器接线方式时，采用GCB方案可以减少该串断路器开环的次数，减少运行的操作，相应提高系统的稳定水平和供电的可靠性。所以，在1998年“大火规”的修订中允许“容量为600 MW的发电机，当升高电压仅有330 kV及以上一级电压，而技术经济合理时，可装设发电机出口断路器或负荷开关”（即可采用GCB方案）。 1.4　为机组的调试和维护提供方便

在新机组投产或大修后的机组调试中，发电机与主变压器由GCB分隔，可分为二个部分进行调试，节省调试时间。在机组的动态调试过程中，经常会因种种原因引起跳机，厂用电经主变压器倒送后，不需要切换厂用电，为调试提供了方便。快捷和可靠的厂用电源可及时恢复正常运行，缩短了调试时间。 1.5　先进的SF6GCB为安装和使用提供方便

20年前，大容量GCB均采用由压缩空气操纵机构并带有气吹的灭弧室，体积庞大，结构复杂，维护工作量大，价格与目前的SF6GCB相当。随着科技进步，大容量SF6的GCB具有体积小、开断短路电流能力强大、功能齐全等优点，深受用户欢迎。据悉，目前ABB公司又推出了更新的GCB产品。 2　采用GCB方案的经济性分析 2.1　投资经济分析

由于大容量GCB的价格比较昂贵，按目前ABB公司的初步报价，配600 MW发电机的GCB价格为100万美元/台，所以，火电机组采用GCB方案一直受到原国家电力公司电力规划总院审批的严格限制。但随着时间的推移、国力的增强、电网结构的完善、电厂对厂用电可靠性要求的提高、人们消费观念的转变以及电力系统经营机制重大变革等诸多因素的影响，这种在计划经济体制下出台的种种限制政策有所放宽。

采用常规设计方案，每2台发电机组要配置2台（与高压工作厂变容量相等）双绕组的启备变或一台双分裂绕组的启备变以及相应的高、中压配电装置。如备用电源从其他变电站引接，则还需增加变电站出线间隔和线路的投资。以220 kV为例，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等因素。采用GCB方案可以减少或不用启备变，如果电网结构可靠，全厂只需要使用一台容量相当的停机变作为保安电源。当主变压器、高压工作厂变或高压工作母线其中一个单元故障，厂用电无法倒入时才动用停机变（变压器的故障几率较低），使机组安全停机即可，这样就大大简化了厂用电系统的接线，相应也减少厂用电系统的投资。

在以往的工程设计中，由于当时系统容量不大，母线电压水平不稳定，启备变都必须带有载调压开关以保证机组启动时厂用电的电压水平，即使采用GCB方案，取消启备变，要求高压工作厂变带有载调压开关，有载调压开关既增加了投资，又降低了变压器的可靠性，还增加了运行和维护的工作量。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，建成后的母线电压比较稳定，所以不要求启备变或工作厂变带有载调压开关，相对也可以减少厂用系统上的投资。 2.2　运行经济分析

根据供电部门的有关规定，厂用备用电源（启备变电源）的用电费率要按大工业用户电价计费（包括基本电费和电度电费）方式付给当地供电部门，也就是说每次开、停机从启备变倒入的厂用电量都得向当地供电部门支付电费，即使在一个月中没有开、停机，处于备用状态下的启备变也得按其启备变容量大小支付相应的基本电费，一般为每月10~12元/ （kVA）计费，这笔费用相当可观。为确保备用电源的可靠性，一般将启备变处于充电状态下运行，变压器空载损耗也是一笔不小的电费支出。以上的额外电费支出长期存在。

如采用GCB方案，不用启备变，正常开、停机所需的厂用电由主变压器倒入，发电时抵扣（目前发电厂上网电量在主变压器高压侧计量），这样开、停机所用的厂用电可按成本价计算，冲入发电成本，不需要支付数额可观的大工业用户电价的电费。在厂网分开以前，启备变电费支出所发生费用流来流去都在电力局内部，发电厂只考核发电量、供电煤耗和单位成本等主要指标，不考核利润。而电力系统在2002年原国家电力公司进行重大体制改革后，厂网完全分家，这样一来启备变的电费就全部流到供电局，直接影响到发电厂的经济效益，影响到上网电价和电力市场的竞争力。如采用GCB方案，全厂设置一台容量较小的停机变，可大大减少上述额外支出，一般在2~3年内就可将GCB增加的投资收回。为此，目前不少新建电厂考虑到这方面的因素，愿意在基建时增加GCB的投资以减少今后的运行成本。据悉，也有一些老发电厂考虑到上述技术和经济2个原因准备加装GCB，由于进口的SF6 GCB尺寸不大，一般在发电机出口的离相封闭母线中都可以加装。 3　结论

综合上述GCB方案的技术和经济的初步分析，GCB方案在火电机组上的应用有一定的优势，国内已投运带有GCB的发电机组运行情况良好，所以，目前新建设计的600 MW及以上火电机组都根据业主的经济实力考虑采用GCB方案。300 MW火电机组采用GCB方案目前尚无运行业绩，但不等于没有必要采用GCB方案，根据以上分析，采用GCB方案的好处是十分明显，但由于“大火规”的限制条文尚未修订，给GCB方案的实施带来困难。“大火规”是在计划经济体制下制定的，当时提出的种种限制性政策是根据当时的国力和经济政策制定的，尽量压缩基建投资额度，而较少考虑运行的困难和成本。进入市场经济社会后，人们的很多观念也随之发生变化，能一步到位的事情尽量一次完成，不留尾巴，所以，及时修订“大火规”势在必行，同时应加快GCB制造的国产化步伐，以逐步取代进口GCB，给建设单位的业主有一个更大的选择空间。

另外，水电机组因起、停频繁，不论机组大小，均采用GCB方案；核电机组为确保厂用电的可靠性，不允许厂用电切换，必须采用GCB方案；抽水蓄能机组采用有背靠背起动、电制动、换相等功能的专用GCB方案。