大型单元接线火电机组无起/备电源起停技术研究与应用

某火电厂两台1050MW机组均采用发电机-变压器组单元接线，发电机出口未设置断路器，与主变之间的连接采用全连式分相封闭母线，发电机经主变升压后接入500kV配电装置，正常机组必须依靠起备变提供起/备电源起停。

神华福能发电有限责任公司的研究人员郭建仙、姜志成、郭航，在2020年第7期《电气技术》杂志上撰文，主要研究发电机-变压器组采用单元接线，发电机出口未设置断路器的火电机组在起备变检修或故障、机组无起/备电源情况下，利用相邻机组主变倒送电或相邻机组高厂变提供备用电源起动，并且在机组起动后利用互备的方式，确保机组紧急情况下安全停机。

随着社会经济的发展和人民生活水平的提高，社会对供电可靠性提出了更高的要求，电力用户对电的依赖性越来越强，供电的可靠性及电能质量成为电厂的工作重点之一，火力发电企业面对直供电客户服务、电网细则考核以及发电企业间竞争形势日趋严峻的问题。

火电企业机组无法起动将直接影响电厂对外供电和危及电网运行安全，不仅对发电企业造成极大的经济损失，还给社会带来不良影响。

某火电厂起备变在停运检修后送电过程中重瓦斯保护动作，经查起备变内部故障需返厂检修无法投用，检修时间长，机组失去起/备电源，影响两台1050MW单元接线且发电机出口无断路器机组正常起动。

1  单元接线机组500kV电气接线和主设备介绍

电厂1050MW机组采用发电机-变压器组（以下简称发变组）单元接线，发电机经主变升压后接入500kV配电装置，500kV配电装置采用3/2断路器接线，电厂两台主变进线、两回500kV出线以及一台500kV起备变，构成两个500kV完整串和一个不完整串（起备变为独立的不完整串）。

每串接一回进线和一回出线，同名回路分别接入不同侧母线（如图1所示），发电机出线端和中性点每相各设四组电流互感器，发电机出线端配置三组电压互感器和一组避雷器，发电机中性点经单相接地变压器（二次侧接电阻）接地。

图1  500kV一次系统图

主变、起备变和高厂变均采用特变电工衡阳变压器有限公司生产的油浸式变压器。

主变采用户外三相强油循环风冷、无载调压升压变压器，变比为540±2×2.5%/27kV、三相接线组别为YNd11[8]，高压侧通过3/2接线接入500kV系统。

起备变采用户外三相自然循环风冷、有载调压、分裂式降压变压器，变比为525±8×1.25%/6.3～6.3/10.5kV，接线组别为YN，yn0-yn0+d，高压侧通过500kV Ⅱ母引接，作为机组厂用6kV的备用电源。

高厂变采用户外三相油自然循环风冷、无载调压、分裂式降压变压器，型号为SFF-CY-65000/27，变比为27/6.3～6.3kV，接线组别为Dyn1-yn1[9]，作为机组厂用6kV的工用电源。

发电机与主变之间的连接采用全连式分相封闭母线，高厂变和励磁变由发电机与主变低压侧之间引接，发电机出口未设置断路器，正常机组必须依靠起备变提供起/备电源起停。

2  单元接线发变组起停特点比较

目前国内600～1000MW单元接线的大型机组中，发电机出口有不装设断路器和装设断路器两种常规接线方式，本技术方案是基于发电机出口未设置断路器的接线方式下实现机组无起备变起动。

2.1  发电机出口装设断路器接线

优点主要有：①机组起停时，厂用电源由电网经过主变倒送，可避免厂用电源和起/备电源的切换；②可减少起/备变的数量和容量，节省变压器投资；③有利于快速切断发电机或变压器等设备发生的故障。

缺点是：①大容量断路器只能依靠进口，其价格昂贵，每台SF6断路器价格高达900～1300万元，这将明显增加电厂投资；②发电机出口装设断路器后降低了主回路的运行可靠性。

2.2  发电机出口不装设断路器接线

优点主要有：由于发电机出口主回路整个采用全连式分相封闭母线，结构和布置简单，可靠性高，更好地保护了发电机免受出口相间短路故障的危害冲击。

缺点是：机组起停时，厂用电源由起/备变提供，需要经过厂用电源和起/备电源的切换操作。

2.3  基于发电机出口未设置断路器且无起备电源的起停方式

利用相邻机组主变倒送电或相邻机组高厂变提供机组起/备用电源，实现单元接线的发电机在出口未设置断路器且无起/备电源情况下的起动并网，在机组起动完成后，利用互备的方式确保机组紧急情况下无备用电源安全停机。

3  单元接线发变组无起/备电源起停技术方案

为实现单元接线且发电机出口未设置断路器的火电机组在无起/备电源情况下双机起动，改变4号发变组接线方式，利用4号主变倒送电（如图2所示），通过4号高厂变降压后为3号机组辅机提供6kV起动电源，进行3号机组起机并网操作，3号机组起动完成后，通过3号高厂变供4号机组起动电源，最终实现双机起动运行。

3.1  3号机组起动前安全隔断措施

因我厂发电机出口未设置断路器，为确保主变倒送电不影响发电机安全，拆除发电机出口软连接、发电机励磁变高压侧连接母排和起备变低压侧A/B分支母排软连接（如图2所示），确认各端口之间有足够的安全距离，断口处用绝缘板进行隔断。

3.2  4号主变、高厂变串联全压送电过程和注意事项

主变、高厂变串联全压送电时的一次系统运行方式、变压器档位以及监视参数如下：

图2  4号主变倒送电起动3号机电气回路示意图

1）为满足变压器并列运行条件，避免机组并网后厂用电并联切换时环流过大，两台机组主变及高厂变无载调压分接开关分别调整至相同档位，均放置于4档。

2）将500kV 4号主变和4号高厂变由检修转热备用后，对主变和高厂变同时进行送电冲击，冲击过程密切关注主变和高厂变励磁涌流，密切关注变压器保护告警情况。

3）4号主变、高厂变冲击正常后要利用发电机出口电压互感器检查主变低压侧电压27kV，通过工作电源进线电压互感器检查高厂变低压侧电压6.3kV正常。

3.3  4号主变、高厂变串联全压冲击时保护配合调整

通过调整发变组保护定值、增设主变纯过流保护以及解决励磁涌流导致保护误动的影响等手段，确保主变、高厂变全压串联冲击安全；利用起备变差动保护实现速动，有效解决两台机组6kV备用电源分支保护死区和防止保护越级跳闸的问题。

1）保护配置概述

（1）主变、高厂变保护均采用GE T35变压器保护装置，主变T35保护装置配置有变压器差动保护、过流保护、零序保护和非电量保护（重瓦斯保护投跳闸，轻瓦斯保护、压力释放、油温高保护投信号）。高厂变T35保护装置配置有变压器差动保护、过流保护、分支过流保护、分支零序保护和非电量保护（重瓦斯保护投跳闸，轻瓦斯保护、压力释放、油温高保护投信号）。

（2）机组6kV母线工作电源进线及备用电源进线开关采用四方CSC-211综合进线保护装置，装置配置有过流Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段，零序过流Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护。

（3）主变500kV侧开关采用南瑞继保RCS- 921A/C断路器保护，配置有断路器失灵保护、充电保护等。

2）4号主变倒送电起动3号机组期间，相关继电保护定值核算及调整说明如下：

（1）为避免主变倒送电导致主变差动误动，核查差动保护涌流抑制功能投入，计算差动速断保护定值为7Ie，核算能可靠躲过主变及高厂变同时冲击励磁涌流。

（2）因主变倒送电前主变高压侧电压为0，为避免复压过流保护误动，退出主变高压侧复压过流保护，增设0.5Ie、0.8s主变纯过流保护，出口跳闸主变高压侧开关、起失灵和跳6kV工作电源进线开关。

（3）主变和高厂变零序保护、高厂变差动保护以及高厂变复合电压过流保护定值和出口方式维持不变，出口跳闸主变高压侧开关、起失灵和跳6kV工作电源进线开关。

（4）主变和高厂变非电量保护定值和出口方式维持不变，出口跳闸主变高压侧开关和6kV工作电源进线开关。

（5）为避免4号主变倒送电时发电机保护误动，退出4号发电机G60保护装置所有发电机保护。

（6）两台机组6kV联络封母段主保护，由3号起备变差动保护实现速动，解决两台机组6kV备用电源分支保护死区问题。

（7）机组6kV工作电源进线开关综保过流保护定值和出口方式维持不变，出口跳6kV工作电源进线开关。

（8）为防止两台机组6kV工作电源进线开关越级跳闸，上下级保护充分配合，两台机组6kV备用电源进线开关综保过流保护动作时间由0.5s改为0.3s，过流定值及出口方式不变，投跳开关。

3.4  3号机组起动时厂用电运行方式及注意事项

4号主变、高厂变送电正常后，通过4号高厂变为4号机组6kV A段、6kV B段母线供电，进而完成3号机组6kV厂用母线受电操作，给3号机组起动提供备用电源（如图2所示）。

3号机组点火起动并网后，机组负荷升至150MW进行厂用电切换，厂用电通过快切切至3号高厂变接带，3号机组恢复独立运行方式。注意厂用电切换前要解除4号机组厂用电快切装置出口压板，避免因快切装置去耦合功能导致厂用电切换失败。

3.5  4号机组起动时厂用电运行方式及注意事项

3号机组起动完成后断开4号主变500kV侧开关，4号发变组由运行转检修，恢复4号发电机出口软连接和4号发电机励磁变高压侧连接母排，恢复4号发变组正常接线方式，通过3号机组6kV厂用母线完成4号机组6kV厂用母线受电操作，给4号机组起动提供备用电源（如图3所示）。

图3  3号高厂变接带4号机组厂用电起动4号机电气回路示意图

4号机组并网后，厂用电通过快切切至4号高厂变接带，4号机组恢复独立运行方式。注意4号机组厂用电切换前解除3号机组厂用电切换出口压板。

3.6  4号机组起动过程中安全注意事项

3号机组起动完成后，为避免4号机组大型辅机起动过程导致3号高厂变过负荷或运行电动机低电压跳闸，采取以下措施：

1）控制运行机组负荷，避免高厂变负荷高，防止运行机组高厂变同时带两台机组辅机负载造成高厂变过负荷或分支过负荷。

2）4号机组6kV大型辅机起动（循泵、凝泵、一次风机、送风机）需将3号机6kV母线电压调整至6.3kV以上，避免大型辅机起动压降导致3号机组辅机电动机低电压动作。

3）两台机组、辅控以及输煤程控之间要加强联系，避免同时起动6kV电动机。

4）4号机组6kV厂用电切换时，可通过调整两台机组无功功率，控制两台机组6kV母线电压差小于10%，并确认4号机组6kV厂用电快切装置角差（＜20°）、频差（＜0.2Hz），避免厂用电切换失败。

5）为保障4号机组起动时运行机组厂用电安全，4号机组6kV备用电源进线开关增设零序过流保护，出口动作跳闸，保护定值设置应与运行机组高厂变零序保护匹配。

4  双机并网后厂用电互备运行方式调整

因起备变检修周期长，在机组起动完成后，两台机组均无备用电源，通过调整两台机组厂用电运行方式，利用互备的方式提高机组运行可靠性，并确保单台机组紧急情况下安全停机（如图4所示）。

图4  双机并网后厂用电互备电气回路示意图

1）退出两台机组6kV厂用电快切装置同捕、残压和长延时功能，保持厂用电快速并联切换功能，若并联切换不成功，则不再进行厂用电切换，防止跳闸机组影响运行机组安全。

2）调整厂用电运行方式，实现两台机组各有一段6kV母线有备用电源运行，保障机组紧急情况下可安全停运。注意厂用电快切装置投/退调整，避免因两台机组快切装置同时投入，装置去耦合功能存在导致厂用电切换失败。

3）机组各辅机运行方式分开交叉布置（如A磨A油泵运行，D磨应B油泵运行等），避免所有辅机电动机均运行在同一段母线上，尤其机组公用负荷（如除灰空压机、主厂房空压机等）。

4）为保证机组跳闸时能安全停运，运行机组有备用电源的6kV厂用母线上的凝泵、闭冷泵、循泵和空压机保持连续运行，备用辅机执行定期起动试验，不进行切换。

5）机组柴油发电机严格执行定期试运，确保发生全厂停电情况下两台机组能安全停运。

6）为防止单台机组跳闸厂用电切换导致运行机组高厂变或分支过负荷，调整备用电源进线开关过流动作值和动作时间，使之与工作电源进线开关匹配，防止越级跳闸，影响运行机组安全。

7）为避免跳闸机组厂用6kV母线接地故障影响正常运行机组安全，互备的两台机组备用电源进线开关增设零序过流保护，动作出口跳闸，保护定值与高厂变零序保护匹配。

5  结论

目前国内大型火电机组为节约投资和提高机组运行可靠性，更好地保护发电机免受出口相间短路故障的危害冲击，大都采用发变组单元接线，发电机出口未设置断路器，发电机出口主回路整个采用全连式分相封闭母线，机组起停必须依靠起备变提供起/备电源，起备变损坏或检修情况下，停运机组将无法起动。

无起/备电源起停技术方案有效解决单元接线且发电机出口未设置断路器的火电机组在无起/备电源情况下起动，并且在机组起动完成后利用互备的方式确保机组紧急情况下无备用电源安全停机，避免企业经济损失，提升企业良好的社会形象，成功经验可向整个发电行业推广，从而推动提升发电行业供电可靠性，为国内外同类型机组提供很好的示范、指导和借鉴意义。