| 1國內外GCB的使用和發展狀況
美國、英國、法國等發達國家在電廠設計中，其大容量發電機出口均考慮裝設GCB。目前國內電廠采用GCB或發電機負荷開關電廠主要有天津薊縣、遼寧綏中、伊敏電廠、沙角C電廠(3×600MW)、上海外高橋電廠(2×900 MW)、天津盤山(2×600 MW)、葛洲壩水電廠、二灘水電廠、李家峽、天生橋等工程。過去GCB主要在水電工程和核電工程被廣泛采用，近年來隨著我國電力系統大電網、大機組、超高壓的發展，怎樣簡化電廠的運行操作，提高機組的可用率以及提高系統安全性和穩定性等問題越來越被得到重視，而GCB優越的特性完全可以滿足這些要求。
目前國內制造商還沒有能力生產與600 MW等級大容量機組配套的GCB，國外也僅有ABB、GEC-ALSTHOM、MITSUBISHI等幾家知名大公司有能力生產(主要技術參數詳見表1)。GCB型式主要有少油型、空氣型、SF6氣體型和真空型。少油型GCB如沈陽高壓開關廠20世紀60年代生產的SN3、SN4等，額定電流為5000～8000 A，額定開斷電流為58 kA。空氣型GCB，如法國A-A公司生產的PKG2型額定電壓為36 kV，額定電流11000 A，額定開斷電流58 kA，該種斷路器主要存在是產品體積大、噪聲響、缺乏中等容量斷路器等缺點，在我國葛洲壩水電廠有使用，運行情況良好。隨著電力設備制造技術的發展，20世紀80年代ABB等公司推出以SF6氣體為滅弧介質的GCB，它運用SF6自滅弧原理，當動觸頭分開時產生電弧來加熱SF6氣體，使其膨脹形成熄弧所需氣體，同時電流流過固定觸頭內的線圈產生磁場，引起電弧旋轉分離，保證荷載觸頭與滅弧觸頭正常工作。SF6型GCB目前在國內外電廠有大量的使用，它額定電流可達24000 A，開斷能力160 kA，而且結構緊湊，故障率更低(＜0.3%)，還可以集成CT、PT、接地開關等設備，成為多功能的組合電器。
綜上所述，目前國外GCB的技術發展十分迅速，各大公司競相開發革新技術，從原來的少油型向SF6型和真空型斷路器發展，體積越來越小，額定電流和開斷電流越來越大，機械壽命高達10000次以上，隨著研發能力及制造技術的提高，GCB配置保護將更趨完善，可靠性更高故障率更低。
2裝設GCB技術分析
安裝在發電機出口的低電壓、大電流斷路器，其作用可謂舉足輕重。以前由于發電機巨大的額定電流和短路電流以及開斷電流的直流分量大，使得GCB制造困難，造價也甚高。考慮技術和經濟因素，除小容量機組的發電機出口設置少油斷路器外(單機容量200 MW以下)，一般大機組(單機容量200 MW及以上)大都采用發電機—變壓器組單元接線，盡量使用離相封閉母線不裝出口斷路器和隔離開關。近年來，隨著GCB制造質量和技術的進步，價格不斷降低，而如何提高系統的安全穩定性將越來越得到重視。下面就發電機出口設置斷路器的優越性作一分析。
2.1提高系統安全性和穩定性
200 MW及以上的機組采用的發電機與變壓器組的單元接線方式的優點在于省去了GCB，同時也省去了相應的繼電保護。但是這種簡化的接線方式卻使得發電機、變壓器和系統的穩定運行在很大程度上要取決于主變高壓側的高壓斷路器運行可靠性的影響。當高壓斷路器在正常運行中，在執行解列或并車操作時、在事故狀態下的動作過程中，如果發生一相或二相斷路器因拒動、誤動或斷口絕緣擊穿而導致非全相分、合閘狀態時，則電網的安全穩定運行將會受到嚴重的威脅，極有可能因非全相運行而造成變壓器絕緣損壞甚至起火燒毀，發電機轉子因負序電流作用而使絕緣損壞甚至起火燒毀、系統穩定性遭受破壞而解列造成大面積停電等重大事故的發生。國內發電廠已發生過不少類似事故，如：某電廠因2號爐故障停機檢查，運行人員操作2號機主變斷路器跳閘時發現斷路器A相拒分，在升壓站手跳未獲成功后，跳母聯斷路器將2號機主變與系統解列，造成非全相運行時間長達8 min，引起2號機轉子燒毀。又如石洞口二廠2號機作逆功率試驗時，2號機逆功率保護動作，同時引起主變高壓側并聯的斷路器三相分閘。因一臺斷路器未能分閘到底，造成斷路器非全相運行，導致電廠另一臺運行的600 MW機組、電網4條500 kV線路、3條220 kV線路、黃渡變的一臺500 kV變壓器及一臺220 kV變壓器先后跳閘。
2.2保護發電機及主變壓器
當發電機帶不平衡負荷運行、內部或外部發生不對稱短路時均會對發電機產生很嚴重的機械和熱應力，這種故障電流及其非全相運行的負序分量所引起的熱應力加在發電機轉子的阻尼繞組上，會產生異常的高溫而使發電機轉子嚴重受損。除此以外，高壓斷路器的合、分閘不同期，避雷器的損壞，架空線或GIS連接套管上行波反射造成的接地故障都會對發電要造成影響，GCB可以迅速切除這些故障，使得發電機免遭損壞。但如果沒有裝設GCB，發電機會持續提供不平衡負載給故障點，直到滅磁裝置起作用。由于滅磁過程往往會持續幾秒鐘時間，甚至會超過10 s，從而導致發電機嚴重的損壞。
2.3提高保護選擇性
當發電機側發生故障時，GCB動作將故障點與系統隔離，避免了廠用電事故切換，簡化了廠用電源的控制保護接線，降低了保護動作的聯鎖復雜性。當主變壓器側故障時，GCB可以迅速切除，使得發電機、主變壓器和廠用高壓變壓器處于各自獨立的保護范圍內。
2.4方便調試和改善同期條件
GCB之所以能執行機組所需的全部操作任務，是因為它的位置處在回路中最恰當的地方，可以在不中斷廠用電源的情況下將發電機斷開，這樣運行人員也減少了操作，避免了出錯的可能性。機組投運進行短路試驗時，可很方便地實現使用接地開關，否則要進行試驗改接線，需投入額外的資金和時間，還有可能承擔不必要的風險。
當電廠與電網的連接經由高壓斷路器通過主變壓器受電時，同期點可由GCB來實現。對于同期操作來而言，應用主變高壓側斷路器和GCB來進行同期操作有什么不同呢？國外最新的研究表明分別由高壓斷路器和GCB來實現同期操作和不同期操作所引起的延遲過零電流，對系統有著不同的影響，在反相同期操作過程中由于發電機轉子的快速轉動會產生的延遲過零電流，高壓斷路器在切斷反相同期電流上能力非常有限，而GCB有足夠的能力切斷該電流。請登陸:高壓開關網瀏覽更多信息
當同期在高壓側進行操作時，高壓斷路器可能會受到過電壓作用。在污染較重的情況下，可能使高壓斷路器外部絕緣介質的閃絡。再者，高壓斷路器一般都不是三相機械聯動的，所以在同期操作過程中就有可能產生有較大不同期，這樣會產生一個不平衡負載，給發電機帶來嚴重的機械和熱應力，從而損壞發電機。
當同期在發電機電壓等級進行操作時，斷路器電壓等級的降低有助于防止外部絕緣閃絡。用GCB實現同期操作完全在發電廠操控范圍內，變電站操控可以不介入，從而不會產生任何操控責任上的重疊。
3裝設GCB經濟比較
隨著主變壓器制造質量的提高和GCB制造技術的進步，大容量機組啟動(備用)電源的設置原則正在發生變化。當GCB的價格與啟動／備用變、高低壓側開關等設備價格相比接近時，可以考慮不設專用的啟動／備用變，而由主變通過廠用工作變提供起動電源的方案，把一次投資降低至最少。即便設置啟動／備用變把GCB的投資考慮在內，在提高電廠可用率的同時，仍有相當可觀的經濟效益增加。下面就600 MW機組常用的兩種電氣接線方案作經濟性比較：
方案一：采用發電機—變壓器組接線，發電機出口不裝設GCB，設置兩臺啟動／備用變，變壓器電源從10 km附近的200 kV變電所引接，兩臺啟動／備用變采用2回線路，連接線采用架空線，變電所采用一個半斷路器或雙母線接線。當高壓廠用變壓器故障或檢修時，廠用電源由啟動／備用變提供。其主接線示意圖見圖1：
方案二：采用發電機—變壓器組接線，發電機出口裝設GCB，當機組啟動和正常停機時，廠用電源由系統通過主變壓器倒送供給。設一臺事故停機備用變，備用變壓器電源從10 km附近的220 kV變電所引接，連接線采用架空線，變電所采用一個半斷路器或雙母線接線。其主接線示意圖見圖2。
(1)可利用率比較
方案一、二主接線中各元件可靠性數據采用國際大電網會議公布的數據，計算結果見表2。請登陸:高壓開關網瀏覽更多信息
由上表可知，方案二較方案一年平均可利用率提高了0.69%，年平均故障時間減少60.4 h，裝設GCB將可以產生明顯的經濟效益。
(2)初期投資比較
根據對方案一、二的初期投資計算比較(見表3)，方案二比方案一初期投資需大約增加630萬元：
(3)運行收益分析
依據可利用率的計算結果，平均故障時間方案二較方案一少60.4 h，如機組年運行小時數假設6000 h，那么每年機組可以多發電達49640 k W，扣除6%的廠用電量，每年上網電量可增加4666.16萬度，上網電價按0.34元／kW·h，電廠年收入可增收1586.5萬元，因此方案二運行收益顯著，能較快的收回初期投資。
(4)故障停電損失分析
根據有關文獻統計，500 kV主變壓器的故障率為2次／100臺·年，如運行小時數按照6000 h／年，發電利潤按照0.14元／kW·h計算，GCB壽命時間為20年，如采用方案二電廠每年將可以減少停電損失費為：0.02×2×6000／8760×20(177× 24-1187)×60×0.14×0.8(故障率×2臺主變×年運行小時數×使用年限×（無GCB故障修復天數×24 h-GCB故障恢復時間)×600 MW×發電利潤×（GCB起作用的)此類故障率)＝11271.4萬元。顯而易見，該項收益遠遠大于初期投資的差異 |
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