内蒙古大唐国际锡林浩特发电有限责任公司 内蒙古锡林浩特市 026000
摘要：本文分析研究了大唐锡林浩特电厂2×660MW煤电一体化工程是否装设发电机出口断路器（下称GCB）、外部电网引接启动/备用电源的情况，经过技术经济比较，在采用启备电源、装设GCB后发电机组在正常起、停、与电网解列和并列时操作方便，主变、高厂变以及发电机内部故障时能够快速切除故障点等。
关键词：GCB 启动/备用电源 相角差
1 前言
我国早期发电厂在发电机与变压器之间不装设GCB。近年来，随着GCB的技术水平不断提高，GCB体积越来越小，噪声减低，而额定电流和开断电流却越来越大，并且GCB的机械寿命也在延长，其配置和保护性能更趋近完善，可靠性也大大提高，价格却在不断降低，装设GCB的优势充分显示出来。国内外GCB的发展和应用十分迅速，大型电厂在资金条件允许时开始采用GCB方案，以提高发电机和厂用电运行的可靠性。另外，由于启动/备用变压器（下称启备变）的电费支出影响到电厂的经济利益，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，提高运行经济性。
2 工程概况
2.1 概述
内蒙古大唐锡林浩特电厂2×660MW新建工程，是通过锡盟-山东1000kV交流特高压外送电配套的7个火电项目之一。
2.2 电气主接线
本期工程机组直接一次升压接入厂内1000kV配电装置。1000kV配电装置本期建设2回主变进线，1回出线，采用扩大单元接线；1000kV配电装置最终4回主变进线和1回出线，采用单母线接线。
2.3 GCB制造和电厂中应用现状
2.3.1 GCB制造现状
早期1000MW级核电站一般采用空气断路器，体积庞大、操作力和噪音大；目前随着断路器技术进步，性能优越的SF6断路器已基本替代空气断路器，SF6断路器在600、300MW级燃机和抽水蓄能机组的应用上已有丰富的运行经验。
目前国际上ABB公司HE型SF6绝缘GCB已能适用300、600、1000MW级机组；法国ALSTOM公司FKG1型SF6绝缘的GCB已能适用300MW、600MW级机组；日本三菱公司SF6绝缘GCB只能适用于300MW级机组。
2.3.2GCB在电厂中应用现状
目前国内600MW级以上机组中，装设GCB的案例也不在少数，如大唐盘电、托电二期、台山电厂、常熟电厂、华润鲤鱼江电厂、华润首阳山电厂、阜阳电厂、乐清电厂、大唐三门峡电厂、大唐湘潭电厂二期、大唐宁德电厂、大唐乌沙山电厂、汕尾发电厂等均装设了GCB。而目前1000MW级机组装设GCB的工程有高桥三期(2台)、玉环电厂(4台)、泰州电厂(2台)、北疆二期(2台)、安庆二期(2台)等。
核电站机组由于核反应堆要求安全、可靠，核电厂装设GCB的工程较多，如大亚湾核电站2×900MW机组、岭澳核电站2×1000MW机组、秦山核电站和连云港核电站2×1000MW机组等；作为调峰和抽水蓄能的水电站，如二滩水电站、广西岩滩、青海李家峡、黄河小浪底、三峡水电站等，由于操作频繁，也都装设GCB；用于调峰的联合循环燃机电厂，由于启、停机比较频繁，也装设了GCB，可使发电机方便地同电网解列或并列，可避免启动电源与工作电源间频繁切换操作，对燃机电厂操作管理极为有利，如北京三热燃机电厂、高碑店燃机电厂等。
近些年随着电厂与电网公司逐步推行“厂网分开、竞价上网”原则，并考虑到大型电厂的安全运行，大型火电厂采用GCB的工程呈上升趋势。
3 方案比选
关于是否装设GCB，涉及到电气主接线、启备电源引接及厂用电源切换等，尤其随着机组容量的增大、厂内配电装置电压等级的提高和“厂网分开，竞价上网”的逐步推行，经常引起对此问题的论证。按《大中型火力发电厂设计规程》GB50660-2011 第12.2.6条中规定“600MW级以上机组，根据工程具体情况，经技术经济论证合理时，在发电机与变压器之间可装设发电机断路器或负荷开关”。
本文结合电厂电气主接线特点，从技术、经济两方面论述本工程是否装设GCB的优缺点，最终提出推荐意见。
3.1是否装设GCB对比分析
3.1.1装设GCB的情况
（1）厂用电切换操作方便、提高供电可靠性；发电机方便同电网解列或并列，避免启动电源与工作电源间频繁的切换操作，对电厂的操作管理极为有利
装设GCB，机组的的正常启/停机电源是通过主变反送电经过高厂变获得，从机组启动到机组并网发电，整个过程都不需厂用电切换，从而避免厂用电源切换对厂用电不利影响。机组正常停机过程以及由于机炉内部故障引起发电机事故停机也不需厂用电切换，厂用电由高厂变提供，保证了供电可靠性。而仅当厂用电的正常工作电源失电，需启备变投入时，才进行厂用电事故切换，因此可大大减少厂用电切换次数，提高厂用电可靠性。
有关分析表明：装设GCB，厂用电源切换次数减少到约1/348，作用显著，有效提高发电厂安全可靠性。同时也使厂用电运行操作、管理大大简化。
（2）简化同期操作，减小由于主变高压侧断路器非全相运行过大的负序电流对发电机转子的影响
装设GCB可简化发电机同期操作，不受环境影响、避免非全相操作故障，提高供电可靠性。
装设GCB时，机组启动后，其厂用电由电力系统通过主变和高厂变倒送获得，机组并网同期操作通过GCB来实现，同期操作系统简单可靠。
对于装设GCB的接线，当发生故障后，保护有选择动作GCB，减少主变高压侧断路器动作的几率，可避免或减少高压断路器的非全相操作造成的对发电机危害。
（3） 改善主变和高厂变保护，有利于快速切断发电机或变压器等设备发生的故障，减轻对发电机或主变的损害
提供新的保护出口：GCB的存在使发电机和主变之间有了一个开断点，可作新的保护出口。GCB能够快速准确切除发电机内、外侧的故障电流，缩小故障范围，减少对发电机、变压器的损害。
保护发电机：当主变侧发生单相、两相故障时，若无GCB，发电机会继续提供不平衡电流，直至灭磁过程结束，发电机转子灭磁时间长达2-20秒，发电机易遭受损害。当发电机内部故障发生后，断开GCB，减少了断开高压断路器的几率，这将避免由于高压断路器非全相操作而造成对发电机的危害。
保护主变和高厂变：变压器内部故障电弧电流由系统和发电机共同提供，短路故障电流更大。系统提供的故障电流由主变高压侧断路器切断，切断时间大约在40ms。若装设GCB，可以在75ms左右切断发电机提供的短路电流，将发电机和故障变压器迅速隔离开，在双方向切断短路电流，从而避免故障变压器遭受严重损坏。若未装设GCB，发电机在灭磁前仍连续不断提供电弧电流，使油箱内部压力不断上升。由于发电机转子灭磁及定子电流衰减时间长达2-20秒，很难对变压器实行有效保护。期间变压器内部因绝缘闪络形成电弧更迅速使油分解产生大量气体引起变压器内部压力升高，易导致油箱破裂或爆炸。装设GCB方案可大大减小发电机提供的短路电流时间，从而减小变压器损害程度。
（4）考虑二期扩建，两期工程可共用1台启备变
装设GCB后，正常启停机电源由主变倒送高厂变获得，可靠性较高，备用变仅负责故障停机和检修备用，可靠性要求降低。因此可简化备用变的设置，多台机组共用一台启备变，可节省大量容量占用费，经济上更节省。
（5）在机组启停过程以及停机后厂用电源无需倒换，可节省大量电费
装设GCB后，正常启停机过程及停机检修后厂用电由主变倒送高厂变获得，当地电网电价远高于上网电价，可节省大量的从当地电网取电费用，经济上更节省。
根据内蒙古自治区发展与改革委员会《关于在蒙西电网实施输配电价改革试点工作的通知》（内发改价字[2015]1299号），大工业用电110千伏电价0.3848元/千瓦时。
暂按一台机满发，一台机停备，厂用电率5.8%，上网电价0.25元/千瓦时计算，一台机每天厂用电量约660×1000×5.8%×24=918720千瓦时。
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若厂用电取自蒙西网（启备电源带），一天电费约为918720千瓦时×0.3848元/千瓦时≈35.3523万元；
若厂用电取自华北网（主变倒送），一天电费约为918720千瓦时×0.25元/千瓦时≈22.968万元；
综上，若装设GCB，每天可节省电费35.3523-22.968=12.3843万元，按一个大修周期60天计算，一台机大修期间即可节省电费12.3843×60=743.058万元。
3.1.2不装设GCB的情况
（1）在机组的正常启停机过程中，厂用电的启备电源与正常工作电源并联切换比较困难，可能出现切换失败事故
根据华北电力设计院《大唐国际锡林浩特电厂启备电源系统与厂用电系统的相角差问题研究》报告（10-X947E02K-A01）以及华北电力设计院关于《大唐国际锡林浩特电厂启备电源系统与厂用电系统的相角差问题研究》校核说明，针对锡盟-山东特高压电网与博日特220kV变电站运行相角的计算分析结果，发现相角差受系统运行方式影响较大，典型的几个运行方式下启备变低压侧和高厂变低压侧的相角差变化分析发现，相角差最大可达到27.8°。
在蒙西电网外送最小潮流、锡盟特高压送电最大潮流、厂用负荷由启备变供电方式下，电厂高厂变与启备变电压相角分别在17.8°和45.6°，相角差最大，达27.8度；根据运行规程规定，在电厂启动时（机组出力按165MW考虑），厂用电与启备变电压最大相角差约在16.38°；在电厂停机时（机组出力按165MW考虑），厂用电与启备变电压最大相角差约在22.36°。
结合10kV快切装置工作原理，正常情况下快切装置设置的并联切换相角差为15度。快切装置在并联切换方式下设定的最大相角差为20°，超过20°后，除非解除快切闭锁，否则并联切换不会成功。本工程在启动时会有此类问题，因为机组启动前，10kV厂用电通过启备变送电；并网后，厂用电必须切换到机组自身带。若相角差过大，闭锁快切进行强行切换，有可能损坏运行中一次设备：两台变压器之间将产生较大的环流，严重情况下环流可达数千安培，如此大的环流，即使在并联切换时间内对变压器不造成随机故障，也会对变压器的寿命产生累积影响，对变压器构成很大威胁。
根据《厂用电继电保护整定计算导则》（国家能源局已批， 2016.6.1执行，标准号：DL/T 1502-2016），厂用电源快速切换装置并联切换相角差定值最大不能超过15度（10.3.1并联切换中“并联切换相差定值可取10°-15°”）。
对此，若采用“串联切换”方式，即1、2号机开机时，10kV厂用电由110kV系统通过启备变受电，机组冲转-零起升压-并网；当机组并网后，10kV厂用电由备用电源切换到工作电源的方式由“并联切换”改为“串联切换”，但由于“相角差”过大会导致：
（1）损坏运行中电气设备；
（2）切换不成功则会引起：主厂房10kV母线失电，锅炉熄火引起停机，需要重新启机，再进行切换；
（3）机组采用两次并网方式，实现机组启动过程中的厂用电源切换，运行操作方式复杂，控制难度高，且对发电机“孤岛运行”能力要求高。
机组采用两次并网方式，实现厂用电源切换，在工作和备用电源进线开关之间增加同期装置：
1）第一步：10kV工作电源进线开关通过同期和备用电源进线开关先进行同期并网。（即让机组先并蒙西网，此并网方式需得到地调同意）
2）第二步：断开10kV备用电源进线开关，使发电机孤岛运行。（孤岛运行即把10kV厂用电从启备变受电运行转换到由机组受电运行，机组带厂用电独立运行。）
3）第三步：带厂用电运行的机组再通过主变高压侧开关同期并网运行。
发电机解列或事故跳闸时则利用快切进行切换，此时切换方式为快速切换、同期捕捉切换或残压切换。由于相角差大，快速切换成功的可能性很低。
此情况前提要求2台机具有孤岛运行的能力，且还要经过试验进行论证。同时2台机需要增加4套同期装置，以及对汽轮机、发电机、DEH调节系统、励磁控制系统提出了更高的要求，相应会增加费用。
另外，此种情况还存在以下几大缺点：
1）并网点较多，运行方式复杂，运行控制难度高（不能向蒙西网进行倒送电），且对机组带小负荷运行的能力提出了较高的要求；
2）机组解列时，因为相角差大，快速切换成功可能性很低（唯有依靠同期捕捉切换或残压切换），严重影响了机组的安全可靠性；
3）机组必须能孤岛运行；
4）对启备变可靠性要求高；
不设GCB时，启备电源不仅作为机组起停机电源，还作为工作变事故和检修状态下的备用，对启备变可靠性要求高。
5）考虑二期工程扩建，需要再设1台启备变。
机组不设GCB，机组正常及事故下的启停机所需厂用电电源由启备变提供。本期启备变的电源由蒙西网引接，二期扩建2台660MW机组，再设1台启备变；高厂变采用无载调压。
3.2 GCB方案分析
针对本工程电气主接线及启备电源引接等情况，GCB设置考虑以下两个方案。
3.2.1 方案一：发电机装设GCB方案
每台机设1台GCB，机组正常启停机所需的厂用电电源，以及机炉内部故障引起的发电机跳机故障所需厂用电电源，均通过主变及高厂变倒送电获得。本期设1台80/53-53MVA 启备变，电源由博日特变电站引接,当二期扩建2台660MW机时，4台机共用1台启备变。高厂变采用有载调压，满足机组起停时高压厂用母线电压水平。
3.2.2 方案二：发电机不装设GCB方案
不设置GCB，机组正常及事故下启停机所需厂用电电源由启备变提供。本期设置1台80/53-53MVA启备变，启备变电源由博日特变电站引接,二期扩建2台660MW机时，再设1台启备变。高厂变采用无载调压。
3.2.3 GCB方案的技术比较
装设GCB方案在技术上具有明显优势，具有厂用电切换操作方便、简化同期操作、改善主变和高厂变保护、提高电厂供电可靠性等诸多优点。
本工程接入华北网1000kV系统，启备电源由蒙西网博日特220kV变电站引接，1000kV系统与220kV系统为两个相对独立的系统，两个系统的相位差取决于两个系统各种运行方式下潮流分布。两个系统在某些运行工况下可能存在较大相位差，当相位差大于15°时，机组厂用电启备电源与正常工作电源并联切换比较困难，可能出现无法切换或切换失败。
3.2.4装设GCB的经济比较
是否装设GCB两方案还有如下不同：
装设GCB：
•高厂变采用有载调压 (调压开关按进口设备考虑)；
•考虑二期扩建，两期共用1台启备变。
不装设GCB：
•高厂变为无载调压；
•2台机需增4套同期装置；
•考虑二期扩建，二期需增加1台启备变；
•机组要求孤岛运行，汽轮机、发电机、DEH系统、励磁系统需增加费用。
本期工程是否装设GCB的经济比较:
1、不装设GCB的情况
1）启备变（80/53-53MVA，有载调压）1台共700万；
2）高厂变（80/53-53MVA，无载调压）2台共1200万；
3）同期装置4套共60万；
4）孤岛运行，2台机汽轮机设备增加共20万、发电机设备增加共20万、DEH增加共30万、励磁增加共20万。
总计2050万元。
2、装设GCB的情况
1）GCB设2台共1500万；
2）启备变（80/53-53MVA，有载调压）0.5台(启备变为两期4台机组共用，费用分摊到机组)共350万；
3）高厂变（80/53-53MVA，有载调压）2台共1300万。
总计3150万元。
3、经济比较
综上可知，本工程装设GCB与不装设GCB比较，前者需增加设备投资1100万元。
4 结论和建议
综合技术经济比较，装设GCB情况需一次性增加设备投资1100万元，一台机组大修期间可节省电费743.058万元，两台机组大修后即可抵消初投资（1486.116万元＞1100万元）。另外考虑到电厂仅有1回1000kV线路，从电厂运行安全和维持停电后的正常工作考虑，在事故情况下，厂用电安全切换，对减少事故损失、保护人身与设备安全至关重要。综上，装设GCB方案具有明显的技术优势，故建议本工程装设GCB。
参考文献
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[5]孙振,路洋.电力系统负荷预测方式综述,黑龙江电力，2005.
作者简介
赵海博（1984-），男，工程师、技师，东北电力大学电气工程及其自动化专业毕业，现任内蒙古大唐国际锡林浩特发电有限责任公司工程设备部继保室主任兼电气专业负责人。
论文作者:赵海博
论文发表刊物:《基层建设》2018年第2期
论文发表时间:2018/5/18
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