为提高机组运行的灵活性，厦门新店燃气电厂两台机组均采用发电机-变压器组单元接线，主变高压侧装设出线开关（UCB），发电机出口装设断路器（GCB），机组可以选择通过UCB或GCB来实现同期并网（见图2）。
发电机出线端经离相封闭母线先接至GCB、再从GCB经离相封闭母线接至主变压器低压侧；每台机组设一台高压厂用变压器，经厂用分支支接于主变压器低压侧离相封闭母线回路上，高压厂用变压器采用有载调压的双卷变为机组的厂用、公用负荷供电。发电机组起、停的厂用电源是通过主变压器倒送电经厂用高压工作变压器获得，从机组起动直到发电机并网带负荷，反之从发电机减负荷到发电机解列停机，整个过程都无须进行厂用电切换操作。
图2：机组主接线简图
因此，当机组在运行中断开（线路侧保护动作）主变高压侧断路器UCB时，发电机通过GCB和高厂变带厂用电运行，即实现 FCB功能时同样也无须进行厂用电切换操作。
机、电、炉联锁原则
本机组由于配置了SSS离合器，GCB、UCB双同期点，100%高、中、低旁路等有利条件，机、电、炉联锁采用简单灵活的单向连琐方式。燃机跳闸后，联跳汽轮机及发电机(GCB)。但汽轮机跳闸时，不联跳燃机和发电机。特别是若系统或主变出线故障，只跳主变出口开关(UCB)，不联跳锅炉、燃机、发电机。
总的机、电、炉联锁原则如下：
(1) UCB跳闸时，汽轮机跳闸（高、中、低ESV快速关闭，SSS离合器脱扣），燃机带发电机快速减负荷至带厂用电作孤岛运行（FCB)，锅炉旁路运行；
(2）GCB跳闸时，汽轮机跳闸，燃气轮机带发电机甩负荷并维持3000r/min运行，锅炉旁路运行；
(3）汽轮机跳闸时，燃气轮机带发电机可最多带负荷260MW单循环运行，锅炉旁路运行；
虽然机组在设计时总的联锁原则便按能实现FCB考虑，但在安装调试阶段发现发变组保护的设计的出口全部为跳GCB，不符合FCB的要求。经过讨论后将发电机频率异常（欠频、超频）保护、对称过负荷保护、不对称过负荷保护以及失步（区内）保护出口由跳GCB改为跳UCB。
实际FCB试验及经验教训
新店电厂联合循环机组国产化接近70%，是国家组织实施装备自主化工作，取得了显著成效的证明。但在国产化的过程中，无论是硬件还是软件都不可避免的存在一些缺陷，这些缺陷给FCB试验带来诸多干扰。
2009年4月21日23：13进行机组100％甩负荷试验，在拉开GCB后，燃机熄火。原因是国产化后的发电机组出口功率表采样周期现在为1.5s，时间过长与燃机燃烧控制不匹配，而西门子要求为0.4s以内。当GCB拉开时，燃机控制系统得到信号后立即进行了减少天然气供应的动作，但因输出功率采样刷新慢，燃机同时又检测到发电机负荷还在高位，因此控制系统又试图增加天然气供给量，大约2s后功率显示才到零，燃机又进行减少天然气供应的动作，这样上下波动一次，燃机燃烧稳不住，导致熄火。处理办法：经与功率表厂家联系，将功率表采样模块返厂修改采样周期，由1.5s修改成小于0.4s，目前实测约0.29s。
2009年5月22日第一次进行100％负荷下的FCB试验，拉开UCB甩负荷约24s后燃机熄火。原因是燃机的IGV（压气机入口导叶）关闭速度太慢，在燃机小气量燃烧时，配风没有及时关小，将火焰吹灭。经西门子专家检查发现该燃机的控制程序在国产化移植过程中，缺失了甩负荷情况下急剧调整燃烧的程序模块，IGV在甩负荷时的关闭速率仍然和正常调整时一样，只有11°/s，而西门子要求FCB甩负荷时IGV关闭速率应该为33°/s。处理办法：经与上海电气协商，由德国IGV控制调整的专家到现场对IGV快速关闭部分的逻辑进行了修改。
2009年6月26日进行第二次100％负荷下的FCB试验，拉开UCB甩负荷，但约9秒后中旁减温水跳机信号发出，再3秒后燃机跳机。原因是在汽机甩负荷后余热锅炉产生的蒸汽全部通过旁路进入凝汽器，此时由于中旁减温水调门动作较慢，减温水流量不足导致燃机跳机。经检查发现中旁减温水流量不足时间长度为3.5s，而控制程序中的延时为3.2s。处理办法：由于此逻辑为西门子标准逻辑，经过与西门子专家协商做如下修改：1、将跳机逻辑延时由3.2s改为4.0s；2、将中旁减温水调门的比例常数由1改为2，并做静态试验验证调门动作正常。同时此次试验测得IGV关闭时间为3.3s，已满足要求。
2009年7月10日进行第三次100％负荷下的FCB试验，拉开UCB后，#1机GCB跳闸，厂用电由工作段切至备用电源。经西门子专家检查，分析认为是在机组突然甩负荷时，造成燃烧突然波动后，火焰稳定不住而熄火，致燃机熄火保护动作跳机。处理办法：微调燃机燃烧特性，使之能在突然甩负荷的情况下维持住火焰稳定。
2009年9月16日进行50％负荷下的FCB试验，获得了成功。
2009年9月17日进行第四次100％负荷下的FCB试验，拉开UCB后汽轮机主汽门关闭汽机脱扣正常，但47s后，SSS离合器保护动作。此保护的逻辑为甩负荷15s后开始投入下述保护：“如果汽机转速＞40Hz且燃机转速减去汽机转速＜1Hz，延时30s，跳燃机”。后经查曲线发现本机组49s（>15s+30s）后才满足躲过此保护条件的要求，考虑到此保护不属于主保护，经过与西门子专家协商，将此保护投入时间修改为甩负荷30s后开始投入。
第五次100％负荷下的FCB试验于2009年9月18日23点26分08秒进行，试验前负荷为380MW，转速为3002.2r/min(50.04Hz)。拉开UCB后机组最高转速为3223.5r/min（53.73Hz），燃机最低转速为2963.4 r/min（49.39Hz），约56s后机组稳定在2997r/min（49.95Hz）左右（见图3），机组电负荷从FCB前的380MW降至4.8MW。从UCB拉闸到再次并网时间为5min，机组迅速恢复负荷至30MW稳定运行后，按调度要求通过GCB解列停机。
图3：#1机组100％满负荷FCB 试验转速变化曲线
整个FCB试验过程中汽轮机高中低压旁路快速开启正常, 高、中、低压主蒸汽未见明显波动，旁路装置动作迅速、可靠。机组轴瓦振动最大值2.887mm/s, 远远小于机组振动跳机值11.8mm/s，机组最大轴振106.02um，远小于报警值150um。
结论
2009年9月18日，新店电厂#1机组进行了100 ％的FCB试验。试验采用全真运行工况，试验前不作任何预防性措施和操作，唯一做的就是拉开UCB开关。这次试验非常成功，所有运行参数都很平稳。这次试验说明：一、机组具有满负荷 FCB 的能力；二、机组完全可以在孤岛状态下安全运行较长时间；三、机组在 FCB 后可以快速恢复向外送电。
大型发电机组具备 FCB 功能，除能为电网提供发生大面积停电时快速恢复电源支撑点外，对电厂自身的安全也极为有利。当机组具备 FCB 功能后，即同时也能具备停电不停机（甩负荷）的功能，将会大大缩短故障后的恢复时间。因此，大机组具备 FCB 功能，实际上是实现了电网和电厂的双赢。
参考文献：
[1]冯伟忠 . 900MW超临界机组FCB试验
[2]冯伟忠 . 大机组实现FCB的现实性及技术分析
[3]沈丛奇，周新雅，姚峻 . 火电机组FCB功能及其在电网恢复中的应用
