隨著社會經濟的發展和人民生活水平的提高，社會對供電可靠性提出了更高的要求，電力用戶對電的依賴性越來越強，供電的可靠性及電能質量成為電廠的工作重點之一，火力發電企業面對直供電客戶服務、電網細則考核以及發電企業間競爭形勢日趨嚴峻的問題。

火電企業機組無法起動將直接影響電廠對外供電和危及電網運行安全，不僅對發電企業造成極大的經濟損失，還給社會帶來不良影響。

某火電廠起備變在停運檢修后送電過程中重瓦斯保護動作，經查起備變內部故障需返廠檢修無法投用，檢修時間長，機組失去起/備電源，影響兩臺1050MW單元接線且發電機出口無斷路器機組正常起動。

1 單元接線機組500kV電氣接線和主設備介紹

電廠1050MW機組采用發電機-變壓器組（以下簡稱發變組）單元接線，發電機經主變升壓后接入500kV配電裝置，500kV配電裝置采用3/2斷路器接線，電廠兩臺主變進線、兩回500kV出線以及一臺500kV起備變，構成兩個500kV完整串和一個不完整串（起備變為獨立的不完整串）。

每串接一回進線和一回出線，同名回路分別接入不同側母線（如圖1所示），發電機出線端和中性點每相各設四組電流互感器，發電機出線端配置三組電壓互感器和一組避雷器，發電機中性點經單相接地變壓器（二次側接電阻）接地。

圖1 500kV一次系統圖

主變、起備變和高廠變均采用特變電工衡陽變壓器有限公司生產的油浸式變壓器。

主變采用戶外三相強油循環風冷、無載調壓升壓變壓器，變比為540±2×2.5%/27kV、三相接線組別為YNd11[8]，高壓側通過3/2接線接入500kV系統。

起備變采用戶外三相自然循環風冷、有載調壓、分裂式降壓變壓器，變比為525±8×1.25%/6.3～6.3/10.5kV，接線組別為YN，yn0-yn0+d，高壓側通過500kV Ⅱ母引接，作為機組廠用6kV的備用電源。

高廠變采用戶外三相油自然循環風冷、無載調壓、分裂式降壓變壓器，型號為SFF-CY-65000/27，變比為27/6.3～6.3kV，接線組別為Dyn1-yn1[9]，作為機組廠用6kV的工用電源。

發電機與主變之間的連接采用全連式分相封閉母線，高廠變和勵磁變由發電機與主變低壓側之間引接，發電機出口未設置斷路器，正常機組必須依靠起備變提供起/備電源起停。

2 單元接線發變組起停特點比較

目前國內600～1000MW單元接線的大型機組中，發電機出口有不裝設斷路器和裝設斷路器兩種常規接線方式，本技術方案是基于發電機出口未設置斷路器的接線方式下實現機組無起備變起動。

2.1 發電機出口裝設斷路器接線

優點主要有：①機組起停時，廠用電源由電網經過主變倒送，可避免廠用電源和起/備電源的切換；②可減少起/備變的數量和容量，節省變壓器投資；③有利于快速切斷發電機或變壓器等設備發生的故障。

缺點是：①大容量斷路器只能依靠進口，其價格昂貴，每臺SF6斷路器價格高達900～1300萬元，這將明顯增加電廠投資；②發電機出口裝設斷路器后降低了主回路的運行可靠性。

2.2 發電機出口不裝設斷路器接線

優點主要有：由于發電機出口主回路整個采用全連式分相封閉母線，結構和布置簡單，可靠性高，更好地保護了發電機免受出口相間短路故障的危害沖擊。

缺點是：機組起停時，廠用電源由起/備變提供，需要經過廠用電源和起/備電源的切換操作。

2.3 基于發電機出口未設置斷路器且無起備電源的起停方式

利用相鄰機組主變倒送電或相鄰機組高廠變提供機組起/備用電源，實現單元接線的發電機在出口未設置斷路器且無起/備電源情況下的起動并網，在機組起動完成后，利用互備的方式確保機組緊急情況下無備用電源安全停機。

3 單元接線發變組無起/備電源起停技術方案

為實現單元接線且發電機出口未設置斷路器的火電機組在無起/備電源情況下雙機起動，改變4號發變組接線方式，利用4號主變倒送電（如圖2所示），通過4號高廠變降壓后為3號機組輔機提供6kV起動電源，進行3號機組起機并網操作，3號機組起動完成后，通過3號高廠變供4號機組起動電源，最終實現雙機起動運行。

3.1 3號機組起動前安全隔斷措施

因我廠發電機出口未設置斷路器，為確保主變倒送電不影響發電機安全，拆除發電機出口軟連接、發電機勵磁變高壓側連接母排和起備變低壓側A/B分支母排軟連接（如圖2所示），確認各端口之間有足夠的安全距離，斷口處用絕緣板進行隔斷。

3.2 4號主變、高廠變串聯全壓送電過程和注意事項

主變、高廠變串聯全壓送電時的一次系統運行方式、變壓器檔位以及監視參數如下：

圖2 4號主變倒送電起動3號機電氣回路示意圖

1）為滿足變壓器并列運行條件，避免機組并網后廠用電并聯切換時環流過大，兩臺機組主變及高廠變無載調壓分接開關分別調整至相同檔位，均放置于4檔。

2）將500kV 4號主變和4號高廠變由檢修轉熱備用后，對主變和高廠變同時進行送電沖擊，沖擊過程密切關注主變和高廠變勵磁涌流，密切關注變壓器保護告警情況。

3）4號主變、高廠變沖擊正常后要利用發電機出口電壓互感器檢查主變低壓側電壓27kV，通過工作電源進線電壓互感器檢查高廠變低壓側電壓6.3kV正常。

3.3 4號主變、高廠變串聯全壓沖擊時保護配合調整

通過調整發變組保護定值、增設主變純過流保護以及解決勵磁涌流導致保護誤動的影響等手段，確保主變、高廠變全壓串聯沖擊安全；利用起備變差動保護實現速動，有效解決兩臺機組6kV備用電源分支保護死區和防止保護越級跳閘的問題。

1）保護配置概述

（1）主變、高廠變保護均采用GE T35變壓器保護裝置，主變T35保護裝置配置有變壓器差動保護、過流保護、零序保護和非電量保護（重瓦斯保護投跳閘，輕瓦斯保護、壓力釋放、油溫高保護投信號）。高廠變T35保護裝置配置有變壓器差動保護、過流保護、分支過流保護、分支零序保護和非電量保護（重瓦斯保護投跳閘，輕瓦斯保護、壓力釋放、油溫高保護投信號）。

（2）機組6kV母線工作電源進線及備用電源進線開關采用四方CSC-211綜合進線保護裝置，裝置配置有過流Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段，零序過流Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保護。

（3）主變500kV側開關采用南瑞繼保RCS- 921A/C斷路器保護，配置有斷路器失靈保護、充電保護等。

2）4號主變倒送電起動3號機組期間，相關繼電保護定值核算及調整說明如下：

（1）為避免主變倒送電導致主變差動誤動，核查差動保護涌流抑制功能投入，計算差動速斷保護定值為7Ie，核算能可靠躲過主變及高廠變同時沖擊勵磁涌流。

（2）因主變倒送電前主變高壓側電壓為0，為避免復壓過流保護誤動，退出主變高壓側復壓過流保護，增設0.5Ie、0.8s主變純過流保護，出口跳閘主變高壓側開關、起失靈和跳6kV工作電源進線開關。

（3）主變和高廠變零序保護、高廠變差動保護以及高廠變復合電壓過流保護定值和出口方式維持不變，出口跳閘主變高壓側開關、起失靈和跳6kV工作電源進線開關。

（4）主變和高廠變非電量保護定值和出口方式維持不變，出口跳閘主變高壓側開關和6kV工作電源進線開關。

（5）為避免4號主變倒送電時發電機保護誤動，退出4號發電機G60保護裝置所有發電機保護。

（6）兩臺機組6kV聯絡封母段主保護，由3號起備變差動保護實現速動，解決兩臺機組6kV備用電源分支保護死區問題。

（7）機組6kV工作電源進線開關綜保過流保護定值和出口方式維持不變，出口跳6kV工作電源進線開關。

（8）為防止兩臺機組6kV工作電源進線開關越級跳閘，上下級保護充分配合，兩臺機組6kV備用電源進線開關綜保過流保護動作時間由0.5s改為0.3s，過流定值及出口方式不變，投跳開關。

3.4 3號機組起動時廠用電運行方式及注意事項

4號主變、高廠變送電正常后，通過4號高廠變為4號機組6kV A段、6kV B段母線供電，進而完成3號機組6kV廠用母線受電操作，給3號機組起動提供備用電源（如圖2所示）。

3號機組點火起動并網后，機組負荷升至150MW進行廠用電切換，廠用電通過快切切至3號高廠變接帶，3號機組恢復獨立運行方式。注意廠用電切換前要解除4號機組廠用電快切裝置出口壓板，避免因快切裝置去耦合功能導致廠用電切換失敗。

3.5 4號機組起動時廠用電運行方式及注意事項

3號機組起動完成后斷開4號主變500kV側開關，4號發變組由運行轉檢修，恢復4號發電機出口軟連接和4號發電機勵磁變高壓側連接母排，恢復4號發變組正常接線方式，通過3號機組6kV廠用母線完成4號機組6kV廠用母線受電操作，給4號機組起動提供備用電源（如圖3所示）。

圖3 3號高廠變接帶4號機組廠用電起動4號機電氣回路示意圖

4號機組并網后，廠用電通過快切切至4號高廠變接帶，4號機組恢復獨立運行方式。注意4號機組廠用電切換前解除3號機組廠用電切換出口壓板。

3.6 4號機組起動過程中安全注意事項

3號機組起動完成后，為避免4號機組大型輔機起動過程導致3號高廠變過負荷或運行電動機低電壓跳閘，采取以下措施：

1）控制運行機組負荷，避免高廠變負荷高，防止運行機組高廠變同時帶兩臺機組輔機負載造成高廠變過負荷或分支過負荷。

2）4號機組6kV大型輔機起動（循泵、凝泵、一次風機、送風機）需將3號機6kV母線電壓調整至6.3kV以上，避免大型輔機起動壓降導致3號機組輔機電動機低電壓動作。

3）兩臺機組、輔控以及輸煤程控之間要加強聯系，避免同時起動6kV電動機。

4）4號機組6kV廠用電切換時，可通過調整兩臺機組無功功率，控制兩臺機組6kV母線電壓差小于10%，并確認4號機組6kV廠用電快切裝置角差（＜20°）、頻差（＜0.2Hz），避免廠用電切換失敗。

5）為保障4號機組起動時運行機組廠用電安全，4號機組6kV備用電源進線開關增設零序過流保護，出口動作跳閘，保護定值設置應與運行機組高廠變零序保護匹配。

4 雙機并網后廠用電互備運行方式調整

因起備變檢修周期長，在機組起動完成后，兩臺機組均無備用電源，通過調整兩臺機組廠用電運行方式，利用互備的方式提高機組運行可靠性，并確保單臺機組緊急情況下安全停機（如圖4所示）。

圖4 雙機并網后廠用電互備電氣回路示意圖

1）退出兩臺機組6kV廠用電快切裝置同捕、殘壓和長延時功能，保持廠用電快速并聯切換功能，若并聯切換不成功，則不再進行廠用電切換，防止跳閘機組影響運行機組安全。

2）調整廠用電運行方式，實現兩臺機組各有一段6kV母線有備用電源運行，保障機組緊急情況下可安全停運。注意廠用電快切裝置投/退調整，避免因兩臺機組快切裝置同時投入，裝置去耦合功能存在導致廠用電切換失敗。

3）機組各輔機運行方式分開交叉布置（如A磨A油泵運行，D磨應B油泵運行等），避免所有輔機電動機均運行在同一段母線上，尤其機組公用負荷（如除灰空壓機、主廠房空壓機等）。

4）為保證機組跳閘時能安全停運，運行機組有備用電源的6kV廠用母線上的凝泵、閉冷泵、循泵和空壓機保持連續運行，備用輔機執行定期起動試驗，不進行切換。

5）機組柴油發電機嚴格執行定期試運，確保發生全廠停電情況下兩臺機組能安全停運。

6）為防止單臺機組跳閘廠用電切換導致運行機組高廠變或分支過負荷，調整備用電源進線開關過流動作值和動作時間，使之與工作電源進線開關匹配，防止越級跳閘，影響運行機組安全。

7）為避免跳閘機組廠用6kV母線接地故障影響正常運行機組安全，互備的兩臺機組備用電源進線開關增設零序過流保護，動作出口跳閘，保護定值與高廠變零序保護匹配。

5 結論

目前國內大型火電機組為節約投資和提高機組運行可靠性，更好地保護發電機免受出口相間短路故障的危害沖擊，大都采用發變組單元接線，發電機出口未設置斷路器，發電機出口主回路整個采用全連式分相封閉母線，機組起停必須依靠起備變提供起/備電源，起備變損壞或檢修情況下，停運機組將無法起動。

無起/備電源起停技術方案有效解決單元接線且發電機出口未設置斷路器的火電機組在無起/備電源情況下起動，并且在機組起動完成后利用互備的方式確保機組緊急情況下無備用電源安全停機，避免企業經濟損失，提升企業良好的社會形象，成功經驗可向整個發電行業推廣，從而推動提升發電行業供電可靠性，為國內外同類型機組提供很好的示范、指導和借鑒意義。