GCB在620MW超临界燃煤机组中的应用分析

檀 炜

（中电电力检修工程有限公司，上海 200086）

0 引言

越南永新燃煤电厂一期BOT 项目是由中国南方电网有限责任公司、中国电力国际有限公司、越煤电力总公司共同投资建设，越南永新一期电力有限公司负责建设和运营工作，该项目是中国在越南投资建设的第一个大型BOT 电源项目。项目建设规模为两台620MW 等级超临界燃煤机组，采用“W”火焰锅炉，海水直流冷却凝汽式汽轮发电机组，配套海水淡化、烟气脱硝、海水脱硫、卸煤码头等设施，通过500kV 架空线路向越南电网供电。两台机组三大主机由中国东方电气公司制造，主变压器、高压厂用变压器、启动/备用变压器均为中国天威保变制造。

图1 电气主接线部分原理框图Fig.1 Block diagram of the electrical main wiring part

本项目两台发电机出口与主变之间设计安装有发电机断路器GCB（Generator Circuit Breakers）控制系统。本文结合越南电网运行现状，厂用电设计和负荷优化分配等特点分析GCB 系统的功能设计、运行规律、逻辑保护和应用实践等。发电机断路器系统采用ABB 公司生产的HECS-130XXLP，并同步配置发电机断路器监控系统GMS600-G/GT。

1 电气主接线部分原理框图

图1 为电气主接线部分原理框图，图中上方虚线框中的500kV 变电站归属越南国家电力公司管辖，其所有权、使用权、操作权和设备维护均属于该公司所有，电厂调度指令由越南国家电力系统调度中心下发。发电机和主变之间设计配置有GCB 系统，主变出口线路通过变电站两条500kv 母线接入越南电网。

2 配置GCB系统必要性和可靠性分析

根据中国最新版的《火力发电厂设计技术规程》中规定：“技术经济合理时，容量为600MW 机组的发电机出口可装设发电机出口断路器或负荷开关”[1]。事实上，近年来GCB 系统不仅应用在火力发电机组，在核电站、水电站及抽水蓄能电站也得到了广泛的应用。由于肩负着保护发电机组、主变压器和其他重要电气设备的重要功能，因而GCB 系统在技术上存在着以下几个特点：

1）以电网输入端为无穷大系统，则当发电机出口断路器在开断系统短路故障时，要求具有更高的恢复电压上升率。以额定电压12 kV，短路电流40 kA 的工况为例，国家相关规定要求的GCB 恢复电压上升率高达4 kV/μs，而普通断路器的要求恢复电压上升率仅为0.34 kV/μs，可见发电机出口断路器必须具备极高的介质恢复速度。

2）与输变电线路相比，发电机的标准时间常数更长（150/45 ms），所以发电机在断开短路电流时的衰减过程远长于普通输变电线路。所以在分闸周期相同的前提下，发电机出口断路器将面临拥有更高直流分量的非对称短路电流。以分闸时间为工频两周波计，发电机出口断路器需要开断的直流分量占到非对称短路电流的76%～79% ，相比之下，普通断路器需要开断的直流分量仅占非对称短路电流的30%～34%。同时，为确保发电机出口断路器在开断短路电流时的绝缘性能，其耐受电压峰值限定为额定短路开断电流有效值的2.74 倍，大于普通断路器的2.5 倍。可见，发电机出口断路器比同等级的普通断路器拥有更高的绝缘水平。

3）由于发电机短路阻抗的固有特点，当发电机本体发生短路时，其短路电流一般远低于系统短路时的短路电流，而由于其容量远小于系统，往往会在数个工频周波时间内均未出现电流零点的情况，从而错过最佳灭弧时机，加大了分断短路电流的难度。可见，发电机出口断路器必须承受更长的灭弧时间或者能够使电流迅速过零的强制功能。

国内绝大多数的火力发电机组，其发电厂侧变电站均属于电站管辖范围，变电站中所属设备的操作和维护都归属发电厂。因此，较少考虑设计发电机出口断路器，机组并网运行和解列操作均通过变电站中的断路器自动实现机组并网和解列。而越南永新一期两台机组变电站属于越南国家电力系统调度中心管辖，其操作权受控于电网。根据越南电网实际运行方式和电网容量及构架，该BOT 项目两台发电机组均设计有GCB 控制系统。

通过对带发电机出口断路器与不带发电机出口断路器的接线方式进行分析研究，设计、安装发电机出口断路器（GCB）主要基于以下功能优势：

a）机组启动前，机组启停电源可经过主变倒送至厂用变作为启动电源，启动备用变压器所引入的电源作为热备用电源，保证了机组启动时的厂用电源的可靠性。机组启动时，不需要由启动变压器引进市电，仅需断开GCB，使厂用电受电，不需切换厂用电，规避了厂用电切换不成功风险，提高厂用电可靠性。电气主回路系统设计安装有GCB 系统，如电网设计容量及运行可靠性足够高，且主变配置安全可靠，从投资运营和设备运行角度也可考虑取消启动备用变压器的设计和配置。

b）机组正常启/停时，由GCB 系统实现自动并网、解列功能，主变一直保持在网运行，厂用电也无需切换，减少变电站设备的操作，提高厂用电的安全性。机组正常运行时，在GCB 入口侧以内发生故障（如发电机、汽机、锅炉等故障）时只需跳开GCB 而无需跳主变压器高压侧500kV 断路器，减少了在没有GCB 系统时厂用电切换的操作及电网侧的相关设备的操作，降低了故障时运行操作难度，且对电网影响较小，提高了电力系统的可靠性，降低由于厂用电切换故障造成全厂停电事故的机率。

c）设计配置GCB 系统有利于保护主变压器、高压厂用工作变压器。在发生操作故障或系统振荡时，或者主变压器、高压厂用工作变压器发生内部故障时，由于发电机励磁电流衰减存在一定的时延，在发变组保护动作切除主变高压侧开关后，发电机在励磁电流衰减阶段仍向故障点供电。GCB 开断时间相对发电机灭磁的时间（数秒）要快得多，GCB 能快速断开发电机与主变之间的主回路，大大减轻故障电流对变压器的危害，且不用切换厂用电，而使主变压器和高厂变受到更好的保护。

d）设计配置GCB 有利于保护发电机。在发电机出口发生非对称短路、高压开关的非全相操作及承受不平衡负荷时，避免或减少对发电机的危害。对于发电机变压器组接线，其高压开关由于额定电压较高（500kV），敞开式开关相间距离较大，不能做成三相机械连动，高压开关的非全相工况即使在正常操作时也时有发生，高压开关的非全相运行会在发电机定子上产生负序电流，而发电机转子承受负序磁场的能力是非常有限的，严重时会导致转子损坏。而发电机出口断路器在设计和制造中都充分考虑了三相机械连动，有效防止了非全相操作的发生。

e）越南500kV 电网容量相对较小且旋转备用容量也很有限，受大容量发电机组的影响比较明显，尤其在机组基建调试阶段需要做各类机组性能试验，涉及到出线断路器多次的跳、合闸试验时，对电网影响较大。加装GCB 后，相关试验操作对电网系统影响较小。

3 GCB系统构建及逻辑功能分析

3.1 GCB控制系统组成

本项目GCB 控制系统是由瑞士ABB 有限责任公司生产的HECS-130XXLP 型SF6气体绝缘的金属封闭开关和发电机断路器监控系统GMS600-G/GT 组成。GCB 控制系统主要由断路器本体、隔离开关、接地开关、避雷器、电压/电流互感器、电容器和控制柜组成。现场控制柜由上下两层组成，上层主要有操作面板、二次接线端子、二次回路、小空气开关、继电器和保险等，下层有断路器、隔离开关、接地开关的操作机构及电气联锁装置。GCB 监控系统GMS600-G/GT 主要从GCB 系统和本地人机接口接受输入信号，并向GCB 系统和DCS 系统输出相关信号，用于逻辑判断分析、数据处理和执行机构控制等功能。

操作机构为液压弹簧储能机构，三相联动，额定操作电压为DC110V，设置远方和就地操作两种方式。每个GCB 配备两个单独的跳闸线圈和必要的压力开关，用于主保护和后备保护，跳闸线圈分别由各自独立的电源供电。操作机构具有防误跳功能，在气体压力过低时，操作机构能避免GCB 的慢合和慢分功能。液压报警装置在压力达到高限和低限时发出报警信号，且压力达到最低限值时闭锁动作操作机构。

GCB 采用三相合一的SF6气体灭弧系统，配置有排气阀、充气阀、可调节的压力指示器、压力释放阀、气体浓度（密度）监测装置和辅助继电器等，具备报警、联锁和控制功能。

GCB 系统结构原理框图如图2 所示[2]，GCB 监控系统GMS600-G/GT 面板示意如图3 所示[2]，GCB 系统主回路结构如图4 所示[2]。

3.2 GCB控制逻辑分析

3.2.1 断路器Q0合闸控制逻辑[4]

Q0 合闸方式有远程自动控制和就地手动控制两种控制方式，合闸的前提条件是GCB 就地设备可用，主要条件包括：液压储能驱动机构正常，SF6压力及密度正常，Q0 在断开位置。断路器Q0 合闸控制逻辑如图5 所示。

图4 GCB系统主回路结构简图Fig.4 Schematic diagram of the main loop structure of the GCB system

远程自动控制逻辑条件：接地开关Q81/Q82 在断开位；隔离开关Q9 在闭合位；就地切换按钮S2 在远控位（REMOTE MODE）；远控合闸指令信号（发变组同期并网合闸等信号）发出。

就地手动控制逻辑条件：隔离开关Q9 在断开位；就地切换按钮S2 在就地位（LOCAL MODE）；按下就地启动按钮SH11（LOCAL CMD CLOSE）。就地手动操作断路器Q0主要是在机组停运时验证和试验Q0 的功能、执行机构和相关报警信号的正确性。

3.2.2 断路器Q0跳闸控制逻辑[4]

断路器Q0 跳闸控制有两种联锁跳闸信号，TRIP1 信号主要包括：发变组保护A 屏跳闸信号（2 路）；集控室操作台上紧急停机按钮（两个按钮同时触发）；DCS 远方联锁跳闸信号；就地断开操作指令。TRIP2 信号主要包括：发变组保护B 屏跳闸信号（2 路）；集控室操作台上紧急停机按钮（两个按钮同时触发）。断路器Q0 跳闸控制逻辑如图6所示。

3.2.3 隔离开关Q9合闸/分闸控制逻辑[4]

隔离开关Q9 合闸的前提条件是：Q0/Q9/Q81/Q82 均在断开位且执行机构在马达控制方式（Q9 不在机械操作方式）。隔离开关Q9 合闸控制信号包括：远控方式下DCS 合闸指令；就地手动合闸指令；584-76 合闸闭锁；6.6KV 开关接地手车闭锁（A/B/C 三段母线）。

隔离开关Q9 分闸的前提条件是：Q0 在断开位和Q9 在合闸位，且执行机构在马达控制方式（Q9 不在机械操作方式）。隔离开关Q9 分闸控制信号包括：远控方式下DCS 分闸指令；就地手动分闸指令。

隔离开关Q9 合闸和分闸控制逻辑如图7 所示。

3.2.4 接地开关Q81控制逻辑[4]

图5 断路器Q0合闸控制逻辑Fig.5 Circuit breaker Q0 closing control logic

图6 断路器Q0跳闸控制逻辑Fig.6 Circuit breaker Q0 trip control logic

图7 隔离开关Q9合闸/分闸控制逻辑Fig.7 Isolation switch Q9 closing/opening control logic

接地开关Q81 是安装在发电机侧的接地开关，通过接通接地开关，外罩内的所有或部分带电零件都得以可靠接地，能够始终确保断开开关位置所需的绝缘水平，接地开关还能短时承载由发电机产生的短路电流。接地开关仅在空载条件下执行接通和断开操作。接地开关Q81 控制逻辑如图8 所示。

图8 接地开关Q81控制逻辑Fig.8 Grounding switch Q81 control logic

3.2.5 接地开关Q82控制逻辑[4]

接地开关Q82 是安装在变压器侧的接地开关，通过接通接地开关，外罩内的所有或部分带电零件都得以可靠接地，能够始终确保断开开关位置所需的绝缘水平，接地开关还能短时承载由变压器产生的短路电流。接地开关仅在空载条件下执行接通和断开操作。接地开关Q82 控制逻辑如图9 所示。

图9 接地开关Q82控制逻辑Fig.9 Grounding switch Q82 control logic

4 结束语

机组设置GCB 控制系统，特别是对来自于锅炉、汽机的热工或电气误动跳闸信号，尽快恢复机组运行和避免误操作导致的事故是非常有利的。发电机出口装设GCB 系统使发变组保护的配置简单清晰，并减少了电网保护动作的联锁复杂性。机组正常启动或停机时，厂用电源均由电网系统通过主变压器供给，而无需厂用电源的切换。机组并网或停机只需通过GCB 就可完成，缩短了机组启动时间，对发动机的电冲击和机械冲击也大大减少了。

简化了同期操作顺序，采用高压断路器（500kV）进行并网操作的同时，断路器将会承受电压应力，在外部绝缘受到污染情况下，这些电压应力可能造成断路器外部绝缘的闪络。当同期操作在发电机出口电压等级（2.2kV）进行时，对断路器的电压应力便会消失。利用GCB 进行同期操作，比较的是GCB 两侧的同级电压，使得同期操作简便可靠；另外由于GCB 系统安装在室内，环境条件比较好，绝缘裕度宽，将保证同期操作的更加可靠。