1　国外发电机出口断路器制造及使用情况

　　40年代初，由于系统及单机容量的不断增大，提供短路电流水平越来越高，普通的中压开关已无法满足开断能力的要求。大电流推动了离相封闭母线技术的迅速发展以及发电机、变压器单元接线的广泛采用。至60年代中期，为了简化电厂的运行操作，提高机组的可用率以及核电技术的需要，越来越多的专家认为采用GCB是必要的。正是这种需要，BBC公司在1969年开发出第1台在大型发电机机端直接操作的DR型空气断路器^［1］。该断路器为离相式全封闭结构，以压缩空气为灭弧介质，操作机构也采用压缩空气，额定电流可达50 kA，开断能力250 kA。从第1台DR型断路器投运至今，BBC/ABB共生产了大约600台投放市场，其故障率逐步缩小至0.5%左右，且逐渐趋于稳定。操作故障率为20×10^-6，这一指标比高压断路器低20倍左右。
　　1984年ABB推出了第1台HE型SF₆GCB，采用SF₆气体作为绝缘和灭弧介质，操作机构仍为气动。它利用SF₆自灭弧原理(self-extinguishing)，由触头分开时产生的电弧来加热SF₆气体，使其膨胀，形成熄弧所需的气体；同时电流流过固定触头内的线圈产生磁场，导致电弧旋转，使对触头的烧伤减至最低限度。荷载触头与灭弧触头相互独立，保证了连续载流能力。该断路器额定电流达24 kA，开断能力160 kA，为SF₆断路器用于我国600 MW发电机出口提供了条件。由于SF₆气体优良的绝缘和灭弧性能，使整个断路器的结构更趋紧凑，故障率也更低(＜0.3%)。除了ABB公司之外，法国GEC-ALSTHOM公司、日本三菱等公司也先后开发出了SF₆GCB。由于GCB的独特性能，除了需满足现有的开关制造标准如IEC56(1987)、ANSI/IEEEC37.08(1987)、IEC694(1980)、IEC298(1990)以外，1993年IEEE专门颁布了用于GCB制造标准：IEEE C37.013(1993)。从而使现代GCB的制造、试验及安装的标准规范化。
　　从1969年第1台GCB诞生以来，GCB在世界范围的使用已越来越普遍，根据CIGRE的调查表明，目前全世界有超过50%的核电厂与超过10%的火电厂采用了GCB，特别是对厂用电系统可靠性要求很高的核电厂与大容量火力发电厂采用GCB已逐步成为一种标准。德国新安装的单机容量大于259 MV^.A的核电厂和单机容量大于588 MV^.A的火电厂均装设了GCB。ABB公司SF₆型GCB从1984至1995年11年间共销售了507台，单从1996年至今两年多一点的时间里，就销售了273台SF₆GCB。俄罗斯“火电厂设计技术规程”8.9条明确规定：容量为300 MW及以上的每台发电机在单元接线的所有情况下，在发电机与变压器之间均应装设断路器。因此在俄罗斯所有300 MW及以上机组均装设了断路器或负荷开关。我国由俄罗斯引进的工程如天津蓟县、辽宁绥中、伊敏电厂、营口电厂等均装设了负荷开关。而采用负荷开关的原因是目前俄罗斯仅能生产敞开式空气断路器，无法使发电机主回路封闭，降低了可靠性，而该负荷开关为封闭式，并有较高的可靠性和良好的性能指标。

2　600 MW机组装GCB的技术分析

2.1　可限制主变及厂变故障，减少故障损失
　　变压器故障，将导致电厂严重的非计划停机，然而任何1台变压器都无法避免因介电强度的下降而导致内部故障的可能性，为了合理的评价GCB对抑制变压器内部故障的作用，必须仔细研究在GCB的动作时间(连同保护动作时间约75 ms)内变压器的损坏情况。变压器是否发生爆炸主要取决于内部故障时短路电弧所产生的气体压力与油箱本体允许的机械耐受应力两者之间的平衡，如果气体的压力高于油箱的允许压力，油箱将发生破裂，内部绝缘油在气体压力的作用下发生喷溅而起火，从而导致变压器严重的损坏，直至报废。
　　研究表明，短路电弧产生的气体压力取决于短路发生的位置、短路持续时间以及系统电压、短路阻抗等参数，是电弧电压U、电弧电流I、故障时间T、气体产生速率C的函数，文献^［2］给出了故障发生在变压器内部不同位置时的计算结果，见图1。当变压器有80%的各种内部故障，如部分线圈短路、高压线圈对地短路、套管短路等，都会由于GCB的动作，使电弧气体压力维持在油箱允许应力范围之内，并限制了故障的发展。这意味着较轻的损坏程度以及较短的修复时间，如果没有GCB，那么90%的内部故障均会在180 ms以内引发变压器的爆炸，文献^［2］对发生故障变压器的实测值与计算值进行了比较，结果相当接近。
　　对于发生在主变高压侧端部的外部短路故障，由于发电机灭磁时间长达6～12 s，即使主变能够承受这期间的动、热稳定要求，根据AEP的调查，其寿命也将受到严重损害。
2.2　可避免负序电流对发电机转子的损害
　　大型发电机均具有一定的承受负序电流的能力，根据IEC-Recommendation34-1(1983)的建议，大型发电机允许负序电流约为8 s(I²₂×t值)，文献^［3］分析了各种不平衡负荷是否超出了发电机的承受能力。

2.2.1　高压断路器在发电机与系统同期时发生两相合闸成功，一相因故障被卡住
　　此时负序电流I₂约为0.4 pu，不平衡保护将立即动作，高压断路器将合闸两相跳开，对发电机转子影响不大。
2.2.2　发电机与系统解列时高压断路器两相分闸成功，一相因故障被卡住
　　此时发电机已经灭磁，发电机将作为电动机状态运行，I₂约为0.368 pu，允许持续时间为60 s，但由于开关被卡住，发电机要通过对侧开关进行系统解列，显然，对侧开关断开要超过60 s，将使发电机转子严重过热损坏。
2.2.3　发电机在开断额定电流时高压断路器两相分闸成功，一相因故障被卡住
　　发电机负序电流将在5～15 s内达到允许极限，显然在该种情况下发电机转子过热损坏程度较2.2.2更为严重。
2.2.4　高压侧母线单相接地时，高压断路器非全相开断
　　这种情况下，初始负序电流约为1.21 pu，由于存在接地故障，发电机进行强励；强励之后，I₂约达到1.67 pu，发电机负序电流将在3 s内达到允许极限，这种情况下发电机转子过热损坏程度又较2.2.2、2.2.3为严重。
2.2.5　主变高压侧单相接地
　　负序电流及允许时限基本同2.2.4，发电机转子将在灭磁(6～12 s)之前损坏。
2.2.6　如果主变为三相变压器，且故障发生在主变内部，10 ms之内故障将发展为三相，因此对发电机转子影响不大，但主变会在发电机灭磁之前彻底损坏。
2.2.7　主变高压侧相间短路
　　这种情况下，初始负序电流约为1.39 pu，强励之后，I₂达到1.92 pu，发电机负序电流将为2.2 s内达到允许极限，这种情况下发电机转子过热损坏程度又较2.2.2、2.2.3、2.2.4严重。
2.2.8　主变低压侧相间短路
　　这种情况下，初始负序电流约为2.22 pu，强励之后，I₂可达3.01 pu，发电机负序电流将在1 s内达到允许极限，这种情况下发电机转子过热损坏程度又较2.2.2、2.2.3、2.2.4、2.2.6严重。
　　综上所述，在大多数情况下，因高压开关非全相操作或主变、厂变故障均将引起发电机转子的损坏。
　　我国仅河南电网1984～1990年6 a间就发生了3次因高压断路器非全相运行而造成的严重转子烧损事故^［4］。国外也多次发生过类似故障，如1983年巴基斯坦1台400 MW机组、1984年意大利1台400 MW机组、1987年东德1台500 MW机组均因不平衡电流导致了发电机转子严重损坏。
2.3　可避免机组在正常启动、停机及事故停机时高压厂用工作电源与启动/备用电源之间的切换
2.3.1　正常切换
　　机组在启动与停机过程中，不可避免地要进行工作厂变与启动/备用变电源之间的并联切换，由于厂变与启/备变电源往往取自不同的系统，它们之间存在的不同数值的阻抗，存在着一定的相位差，阳逻电厂二期该相角超过12°，石洞口二厂曾达到14°。初始相角的存在，在正常并联切换时，两台变压器之间将产生较大的环流，阳逻电厂经实测该环流接近变压器额定电流，如此之大的环流，在切换时间内会对变压器的寿命产生累积影响。
2.3.2　事故切换
　　目前在大型机组厂用电系统广泛采用事故快切装置，如果允许相角差整定过大(超过40°)，则对高压电机的暂态冲击电流可达额定值的18倍，极有可能引起高压电机的损坏^［3］，是安全运行所不能允许的。因此一般将允许相角差整定在25°～40°之间，但初始相角差的存在，使实现快速切换极为困难，快速切换能否成功具有某种偶然性，如果快切不成功，快切装置将自动转为慢切。此时残压大致已降到额定电压的20%～40%，电动机的转速将有很大程度的下降，此时电源恢复，有可能导致锅炉运行发生危险。如引风机转速比送风机快，则可能使炉膛过分抽风而导致锅炉和烟道负压爆炸；又如水泵式油泵电动机转速下降，水压和油压降低，将造成机炉汽水系统和油系统的异常运行。我国允许的慢切时间为1～1.5 s，前苏联允许的慢切时间为0.7～1 s。可见苏联认为慢切的风险更大。所以无论是快切还是慢切，均有相当的风险，成功与否，直接威胁着机组的安全，因而厂用电切换，一直是电厂运行人员最担心和最感头疼的问题。前苏联在发电机出口装设负荷开关，其开断能力并不能开断各种短路时的短路电流，主要作用便是避免这种颇具风险的用电切换。而采用GCB，是解决该问题的较好办法。
2.4　简化继电保护接线，缩短故障恢复时间，提高机组可用率
　　(1)在系统振荡时，可借助GCB使机组与系统解列，而不失去厂用电源，汽机进汽可经旁路凝汽器，等异常工况消失后，经短时间即可恢复机组和系统的并列运行，从而避免了由系统振荡引起的长时间的停机事故。
　　(2)由于GCB可在不失去厂用电源的条件下切除发电机内部故障，保证了故障情况下的安全停机。
　　(3)由于采用了GCB，不仅实现了发电机、变压器有选择的保护跳闸，同时简化了保护接线，而且多数保护无须动作于高压断路器，从而避免了厂用电源的失去，这对于一些瞬时性故障特别是来自于锅炉、汽机的热工误发信号的排除，尽快恢复机组的运行和避免因误操作而导致更大的损失非常有益。根据沙角C厂的经验，3台GCB在机组调试期间共计动作800余次，多数情况下可在数十分钟内恢复机组的运行。
　　(4)经计算，采用GCB约可使电厂的可用率提高0.7%～1%。

3　发电机出口装设断路器的经济分析

　　以阳逻电厂为例，GCB的采用将随着启/备变引接方式(采用架空线式电缆)的不同、共箱电缆母线的使用与否等前提条件的不同，将增加投资99.6～721.4万元(见表1～2)，为了对GCB的经济性有一个全面的评价，以下结合我国500 kV变压器的事故率，分析GCB对2台600 MW机组20 a运行期间，因变压器故障而产生的事故损失费用的影响。

表1　发电机出口装设断路器方案经济比较
(电缆＋电缆共箱母线方案)万元

2.发电机断路器、电缆为进口设备，其余为国产设各，进口设备价格已考虑了关税及增值税。

表2　发电机出口装设断路器方案经济比较
(架空线＋普通共箱母线方案)万元

3.1　主变采用三相变压器
　　当主变采用三相结构时，其内部发生的任何类型的故障将在10 ms左右发展为三相故障，因

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