(中核核电运行管理有限公司 浙江海盐 314300)
0.引言
某发电厂使用的PKG2V断路器属于ALSTOM的早期产品，近几年发电机出口断路器漏气问题频繁发生，国内在役运行的同型号断路器较少。如果在运行期间发电机出口断路器漏气率大增，断路器将闭锁分闸功能，若此时系统故障，将无法通过发电机出口断路器分闸，造成事故范围进一步扩大化，同时也降低了机组电源状态切换的灵活性。本论文主要从设计、现场实施、可靠性提升等角度详细论述发电机出口断路器换型的可行性。
1. 发电机出口断路器改造可行性分析
1.1 现状调研结果
现有600MW及以上机组用发电机断路器主要有三种：HEC（ABB）、PKG(ALSTOM)和FKG(ALSTOM新型)，ALSTOM生产的PKG 、FKG型断路器市场占有率较低。此外西电集团西开公司近年也研制成功了600MW以上机组用发电机断路器，但运行业绩较少。
1.2换型主要技术参数评估
下表为PKG-2V断路器与HEC7A、FKG-1XW断路器的参数比较。
上述技术参数基本满足现行国标GB/T 11022-2011《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》、GB 14824-2008《高压交流发电机断路器》等规范要求。
考虑到改造后整个系统参数发生了变化，必须对GCB的短路开断能力进行重点的核算。
以上三种断路器的最大不对称短路电流开断能力（有效值）存在差异，HEC7A型断路器提供的是75％直流分量的要求。
由于电网系统的发展，系统短路容量发生变化，需要重新计算最新的短路电流开断能力要求。目前华东电网网架在不断的变化，根据电网提供的最大及最小方式下的系统参数，最大方式下我厂500kV系统的短路电流在46kA左右。为了满足华东电网的近远期发展要求，本文采用满足华东电网现行技术策略下的500kV开关站侧短路容量，即按照断路器的额定短路开断电流为
。
我厂变压器和系统的短路电抗之和低于发电机的次瞬态和瞬态电抗，系统源短路电流要大于发电机源短路电流，故在校验发电机出口断路器短路开断能力时只需考虑系统源侧。
对于发电机出口断路器而言，系统的直流分量时间常数较大，必须检验断路器的直流分断能力。
（或者保守按系统75ms来考核断路器，此值为192ms）
发电机出口断路器主弧触头分离时间按1/2周波脱扣时延与GCB分闸时间之和来考虑，根据GCB出厂及交接报告，GCB分闸时间取为32ms，则在 时，即主弧触头分离时，由系统提供的不对称短路电流直流分量为：
（或者保守按系统75ms来考核断路器，此值为166kA）
在校核系统源短路电流时还需要考虑厂用高压电动机的影响。
通过详细计算，GCB遮断电流大于系统源提供的短路电流,即HEC7A断路器遮断容量基本满足系统短路故障要求（如果考虑系统远期发展以及系统时间常数的保守估计，可以考虑使用HEC7B(190kA)或HEC7C(210kA)型号的断路器）。
1.3断路器安装接口分析
1）、母线接口中心标高方面，HEC7断路器高度在1600-1750mm可调节，配合无问题。
2）、相间距离保持一致。
3）、在母线与断路器接口直径与轴向长度方面，经与封母厂家讨论，可以通过对封母进行改造以满足要求。
4）、发电机出口断路器平台基础不同，经厂家现场勘查，需要增加一辅助梁，厂家给出相应受力计算报告。
PKG-2V和 HEC7A型断路器与离相封闭母线接口存在较大差异。换型成HEC7A断路器,需要对离相封闭母线接口进行切割，并按照HEC7A接口形式来重新焊接接口。为保证现场尺寸的准确性，实施前要对接口进行测绘。
1.4 中性点接地变压器参数核算
相比原系统而言，HEC7A型断路器内置两对地电容，发电机侧为130nF，主变侧为260nF。该电容的增加直接影响中性点接地变压器的选择。
以发电机每相对地电容231nF，初步估算：主变压器按照13.2nF、两台厂用变压器按照49.1nF、封闭母线按6.8nF计，共计 ，具体计算如下：
(未考虑变压器过载能力)
华东电力设计院的原设计中未考虑变压器的过负荷能力。实际上我厂发电机一旦发生单相接地故障，继电保护将能迅速跳闸，若计及变压器的短时过载能力，该变压器的的容量可以大为降低。
目前我厂以下保护可以迅速切除定子接地故障：
1）20Hz定子接地保护电阻低值出口跳闸为1s
2）基波零序电流动作出口跳闸为0.2s
3）基波零序电压高定值出口跳闸1s
原接地变采用北京电力设备总厂的DDBC型干式变压器，需参照其过载能力曲线。
另据DL/T 5396-2007《水力发电厂高压电气设备选择及布置设计规范》要求，推荐过载系数取4-6。
综合上述情况，按保守估计（k＝2），计及过载能力后中性点接地变压器的容量为：
经上述计算，目前中性点接地变压器二次电阻为6.5 
，不满足改进后系统的设计要求，需要进行调整。
计及变压器的过载能力后中性点接地变压器的现有容量（50kVA）可以满足设备容量选择要求。目前位于接地变压器柜内的二次电阻体积较大，改造前需根据设备的运行年限、可靠性、改造的风险等因素统筹考虑接地变压器柜内设备的改造范围。
1.5 中间变流器参数核算
由于接地变二次电阻发生了较大的变化，故需要重新核对中间变流器的选型是否合适。
WFB-801A微机保护装置额定交流电流为5A，测量准确度为1％（50mA）。目前原系统使用的中间变流器参数为5P级，准确限制系数为41、变比10/5。
20Hz注入式接地保护包含20Hz测量电阻以及50Hz基波零序电流的保护功能，两者的电流测量回路是共用的，因而，中间变流器的选择需要考虑以下四方面因素：
A、保证微机保护装置的20Hz回路测量准确度
B、保证微机保护装置的基波回路测量准确度
C、在考虑接地故障基波零序电流下，中间变流器不出现饱和现象
从具体数据分析可以看出目前现场的中间变流器基本满足设计要求。由于该中间变流器位于接地变压器柜内，如果该改造范围包括接地变压器，可以考虑将此变流器更换成穿心式电流互感器，计及保护装置测量精度以及故障情况下CT抗饱和因素，可按测量级，其变比可选为200/5。
1.6 继电保护主要改动分析
发电机组继电保护配置如下图（改造前），我厂发电机接地保护共配置两套不同原理的保护，即注入20Hz电源式定子接地保护、100％双频定子接地保护。为降低瞬态恢复电压，HEC7A型断路器两侧内置对地电容，发电机侧为130nF，主变侧为260nF。由于新增了并联电容，定子接地保护等需要重新实测整定并试验。
1）发电机定子接地保护定值修改
涉及外加20Hz电源注入式接地保护（GPA001AR）、100％定子接地保护（GPA002AR）
2） 主变低压侧接地保护定值复核
由于中性点电阻以及机端电容的变化，使得主变高低压绕组传递电压发生变化，经估算，系统耦合电压较改造前有所降低，在3－4V左右，该传递电压小于接地保护定值（20V），不会使继保装置该保护启动。
3） 断路器非全相保护取消
由于HEC7A断路器为三相联动，需取消原非全相保护。
4） 差动保护配置优化
目前发电机出线四组CT，其中一组用于AVR电压调节系统。存在发电机第一套、主变第一套保护共用一组CT而未完全独立的不合理现象,若该CT单点故障，将造成发电机、主变同时跳闸，而最终导致停堆。也违反了《防止电力生产事故的二十五项重点要求》－18章要求。HEC7型断路器两侧分别配置两组CT，可用于发电机差动、变压器差动保护中。
5） 电气硬接线连锁修改
由于增加了隔离刀闸、接地刀闸，需增加与500kV侧、6kV侧、20kV出口PT电压的连锁回路。
1.7同期装置定值修改
HEC7A型断路器合闸时间较快，同期装置定值需要进行调整。
由于目前PKG-2V型断路器主触头与二次辅助节点存在较大的时差（约60ms），一般GB14285-2006规范要求：辅助触点与主触头动作时间差不大于10ms，同期装置中整定的开关合闸时间有一定误差；而HEC7A断路器主触头与二次辅助节点时差可以忽略不计。现场需要通过假同期试验进行越前时间的修正。
按照目前允许频差定值＋0.1Hz，最大相位差为2.38︒。在定值要求的范围内，同期并网时机存在一定的随机性，经过详细计算，故产生的有功冲击一般不大于210MW。
1.8与汽轮机调节控制系统的接口
发电机出口断路器动作状态直接影响汽轮机调节系统带初始负荷的控制。由于目前PKG-2V型断路器主触头与二次辅助节点存在较大的时差（约60ms），一般规范要求：辅助触点与主触头动作时间差不大于10ms），这样会造成DEH调节系统的初始负荷调节存在一定的延迟以及对汽机超速保护（OPC）逻辑判断产生一定的影响。
2. 改造后设备可靠性评估
2.1改造后设备可靠性提升
1、 HEC7型发电机出口断路器结构相对简单，维护工作量小。
2、 HEC7断路器开断短路电流能力更强，其遮断容量基本能够满足华东电网远期发展需要。
3、 HEC7型发电机出口断路器采用模块化设计，现场可增设发电机出口断路器两侧接地刀闸和主变侧隔离开关，可提高运行方式的灵活性，为检修安全提供便利。
4、HEC7断路器辅助节点动作时间与主触头基本吻合，能有效解决目前1、2#机组发电机出口断路器外送汽机调节系统DEH、同期并网系统GSY、电压调节系统AVR、发变组保护系统GPA等重要系统断路器位置辅助节点不准确的问题。能够有效的改善并网有功冲击、优化DEH负荷调节等都有一定的促进作用。
5、HEC7断路器分闸时间较短，能减轻事故时变压器侧或发电机侧故障损坏程度，同时分闸时间短会加重断路器开断短路电流的负担，经核算，该型断路器开断能力能够满足目前系统的要求。
2.2改造后可能存在的风险
1、HEC7型断路器使用液压弹簧操作结构，会发生渗油问题。但目前产品质量越来越高，渗油事件有所降低。而且轻微渗油不影响断路器的正常开断。
2、HEC7型断路器两侧内置对地电容，发电机侧为130nF，主变侧为260nF。主要为限制切断短路电流所产生的恢复电压，保证短路切断容量。充油式电容相对断路器来说为不稳定部件，故障率较断路器本体来说更高，需加强对电容器的维护。
3、需对涉及系统的谐振情况进行评估，避免或抑制因改造引起系统容抗的变化而导致主变倒送状态的谐振发生。
3.结语
本文主要从系统设计、现场实施两个角度，重点论述了某发电厂目前使用的ALSTOM的PKG2V型发电机出口断路器换型成ABB的HEC7型断路的可行性。本次将发电机出口断路器设备选择、继电保护定值修改、现场改造所涉及的试验项目以及设备可靠性提升等几方面作为分析重点，鉴于目前该电厂发电机出口断路器故障率较高，本文亦对目前同类发电机出口断路器换型具有一定的借鉴意义。
作者简介：
赵强，男，电气工程及其自动化专业，高级工程师，从事电气设备管理工作。
曹传阳，男，电气工程及其自动化专业，高级工程师，从事电气设备管理工作。
汪运律，男，电气工程及其自动化专业，高级工程师，从事电气设备管理工作。
张翔，男，电气工程及其自动化专业，工程师，从事电气设备管理工作。
论文作者:1赵强,2 曹传阳,3张翔,4汪运律
论文发表刊物:《电力设备》2019年第1期
论文发表时间:2019/6/21
标签：断路器论文; 发电机论文; 系统论文; 变压器论文; 电流论文; 变流器论文; 定子论文; 《电力设备》2019年第1期论文;