更新时间：作者：小小条
来源：汽机调试
一、上汽二次再热机组切缸与并缸方式
1.1上汽二次再热机组切缸方式：
1.2二次再热机组的冲转方式：
1.2.1相比较一次再热机组，因二次再热机组多出一个汽缸，采用超高压/高/中压联合冲转方式在冲转及低负荷期间，每个缸的蒸汽分配量减少，难以抵消鼓风摩擦，容易导致超高压/高压缸末级叶片温度保护动作；因此在热态启动时，采用双流高压缸二次再热机组可以选择高/中压联合冲转方式（超高压缸不进汽，抽真空），以增加高压缸的进汽量。
1.2.2宿迁/瑞金/蚌埠/阜阳/云浮厂的超高压缸采用单流缸，在单独切除超高压缸时汽轮机轴向位移无法平衡；因此只能采用超高压/高/中压联合冲转方式，同时超高排或高排温度切缸保护动作时也同时切除两个缸。
1.3超高压缸/高压缸末级叶片保护：
当机组启动后超高压或高压缸排汽温度超过460℃时，首先减小中压缸调节阀（中调阀）的开度，增大其他缸的进汽量；如果超高排温度进一步上升至495℃时，则直接关闭超高压缸及高压缸主汽阀，切除超高压缸及高压缸；同时打开超高压缸及高压缸通风阀，将超高压缸及高压缸抽真空，由中压缸控制汽轮机的进汽量。当超高排或高排温度升至500℃时机组发出报警；当超高排或高排温度继续升高至530℃时，汽轮机跳闸。
当机组启动后高压缸排汽温度超过460℃时，首先减小中压缸调节阀（中调阀）的开度，增大高压缸的进汽量；如果超高排温度进一步上升至495℃时，则直接关闭超高压缸及高压缸主汽阀，切除超高压缸及高压缸；同时打开超高压缸及高压缸通风阀，将超高压缸及高压缸抽真空，由中压缸控制汽轮机的进汽量。当超高排温度升至500℃时机组发出报警；当超高排温度继续升高至530℃时，汽轮机跳闸。
通风阀及排汽逆止门详见002阜阳二期汽机专业知识点~超高、高排温度、超高压叶片极压力控制器
超高压/高压缸切、并缸逻辑（我司）
1.4我司调试期间切缸案例
1.4.1切缸过程：2022年9月16日，#3机调试期间，进行汽轮机超速试验，试验结束后再次升速过程中，因高排温度大于495℃（主汽温 530℃，一再汽温 550℃），造成超高压缸、高压缸切缸。将主汽温度、一再、二再汽温降至 440℃，走汽轮机超高压、高压缸顺控，并缸成功（高排温度最高至 485℃）。并缸 SGC 一共 4 步，其中第 1 步并缸条件为负荷>100MW，由于此时机组未并网，将第一步跳步，后 3 步正常进行，并缸过程较为稳定。
冲转参数
冲3000rpm超速实验
第二次冲转参数
切缸
并缸参数
并缸后至排汽最高温度
并缸过程：
1) 21:00:00 #3机组汽机转速3196rpm超速试验动作正常后重新冲转。
2) 21:24:55 汽机转速升至2992rpm，高排温度495.9℃，超高排温度404.3℃，超高压缸/高压缸主汽阀，调阀同时关闭，超高压缸，高压缸同时切除，中压缸主汽阀保持全开，调阀4%，维持汽机转速3000 rpm，高排，超高排温度大幅下降。
3) 22:50:00 将主蒸汽降至440℃，一再汽温降至470℃，二再汽温降至440℃，进行并缸顺控。
4) 22:57:54超高主汽阀全开，调阀开至9%，22:59:23高压主汽阀全开，调阀开至4%，期间中调维持4%，汽机转速无大幅波动。先并超高压缸，再并高压缸。
5) 23:03:49 超高调至14.5%，高调14.5%，中调2.5%。
6) 并缸过程中高排温度由404℃涨至485℃后趋于稳定，超高排温度由333℃涨至398℃后趋于稳定，排气逆止阀，通风阀动作正常，超高缸内缸温度无明显变化。
1.4.2 2022年12月22日，#4机调试期间，4号炉因4B磨煤机煤火检消失MFT，再次升速过程中，因高排温度大于495℃，造成超高压缸、高压缸切缸，按照部门制定的技术措施手动将4号汽轮机打闸。重新冲转至620rpm，适当调整主汽/一再温度、及高调开度，将高排温度降至470℃以下，升速至3000rpm后高排温度未超限、并网正常。
二、相关案例
2.1案例一：二次再热机组切缸与并缸案例汇总（此为论文引用）
2.1.1工况1：甩50%负荷后极热态启动切缸动作（1000MW 双流高压缸）
机组甩 50%负荷（500 MW）后，满足极热态启动状态，采用超高压缸、高压缸及中压缸联合启动。启动参数：主蒸汽压力 12.99 MPa，温度569.6 ℃；一次热再蒸汽压力 2.686 MPa，温度 558.5 ℃；二次热再蒸汽压力 0.629 MPa，温度559.1 ℃；高旁阀开度 78.4%，中旁阀开度 99.4%，低旁阀开度 99.8%；锅炉燃料量 53.9 t/h。当机组冲转至 2978 r/min 时，高排温度达到480 ℃，触发切除超高压缸保护动作，此时高压调节阀由 7.9%快速开至 15.1%，汽轮机转速由 2987r/min 先降至 2973 r/min，然后定速至 3009 r/min，汽轮机定速后并网。机组并网后顺利带负荷至 114 MW，准备重新并入超高压缸。并缸前通过开大中、低旁路提高锅炉蓄热，增加流量，DEH 总流量指令 63.6%，并缸瞬间超高压调节阀从 0 快开（DEH 默认 Fastly 模式）至17.5%，总流量指令快减至 60.2%。由于中旁及低旁自动调整及时，维持机组负荷稳步靠近目标值，高排温度从428.8 ℃升至 447.7 ℃后保持平稳。并缸后高旁阀手动保持稳定，中旁及低旁自动关闭，汽轮机投入“汽轮机跟随”（TF）模式，即初压控制。手动慢关高旁阀，至此并网并缸后各项参数正常稳定，顺利完成并缸操作。
2.1.2工况2：甩 100%负荷后极热态启动过程超高压缸2 次并缸失败（1000MW 双流高压缸）
机组发生甩 100%负荷后，鉴于极热态启动过程易发生超高压缸切除，此次极热态冲车前切除超高压缸控制器，采用高压缸及中压缸联合启动。启动参数：主蒸汽压力17.4 MPa，温度 548.6 ℃；一次热再蒸汽压力 3.628 MPa，温度 548.7 ℃；二次热再蒸汽压力 0.817 MPa，温度 551.6 ℃；高旁阀开度 83.9%，中旁阀开度 99.3%，低旁阀开度 99.8%。采用该方式机组顺利定速后并网，当负荷达到101 MW 时，高排温度458.5 ℃，主蒸汽压力已经升至 21.35 MPa，开始第1 次超高压缸并缸操作。并缸时，超高压调节阀快速开启（DEH 默认Fastly 模式）至 15.15%，机组负荷从101 MW 飞升至240 MW；随着负荷超调，DEH控制器将总流量指令从51.34% 立减至33.9%，超高压调节阀开度从15.15%减至10.5%，高压调节阀开度从 22.8%减至 9.65%，中压调节阀开度从17.7%减至 7.75%。
随着各调节阀开度快速关小，进汽流量突降，机组负荷从 240 MW 骤降至58 MW，高压缸进汽量瞬间减少，致使高排温度从 458.8 ℃快速升至480.5 ℃，触发超高压缸切除保护动作。并缸时间仅保持 8 s 左右发生切缸，第1 次超高压缸并缸失败，旁路自动调整幅度剧烈，一、二次再热压力大幅波动，中旁及低旁解手动保持开度，减少机组功率受再热蒸汽压力影响。第1 次并缸失败后，随着高排温度降至 418.3 ℃，减少锅炉燃料量，主蒸汽压力仍缓慢从19.8 MPa 上升至 26.38 MPa，高、中压缸带负荷慢慢回升至 100 MW，自动触发第 2 次并超高压缸。
启动并缸操作后，超高压调节阀瞬间开启（DEH 默认 Fastly 模式），负荷从 107.9 MW 突升至 396.47 MW；负荷过调，流量指令快速调节从75.3%锐减至 15.5%，超高压调节阀快速关小，汽轮机负荷骤降至26.2 MW。此时，设定负荷目标（155 MW）与实际负荷（26.2 MW）偏差值大于 104 MW 且实际负荷小于 104 MW，触发 KU 逻辑动作，且 2 s内条件仍未恢复，最终触发 LAW 动作，DEH 切至转速回路控制。甩负荷后DEH 控制器总流量指令将超高压调节阀开度从 22%关至 5.3%，高压调节阀及中压调节阀快关至 0。第 2 次并缸失败导致发生长甩负荷后，整个机组参数发生剧烈扰动，最终被迫在机组逆功率保护动作之前手动紧急解列。
2.1.3工况3：甩 100%负荷后超高压缸切缸再热蒸汽保护动作（1000MW 双流高压缸）
机组甩 100%负荷后再次启动，同样切除超高压缸控制器，采用高压缸及中压缸联合启动。启动参数：主蒸汽压力11.034 MPa，温度 563 ℃；一次热再蒸汽压力 1.525 MPa，温度 566.8 ℃；二次热再蒸汽压力 0.676 MPa，温度 559.6 ℃；高旁阀开度 84%（手动模式），中旁阀开度 50%，低旁阀开度 75.1%。机组顺利冲转至定速、并网。
机组负荷升至 100 MW 以前，锅炉燃料量由 89.1 t/h 提高至 102.7 t/h，升负荷过程中因再热蒸汽压力较低，中、低压旁路自动调整关闭，高旁阀手动维持82.8%开度。当机组负荷满足并缸条件时，手动修改超高压调节阀阀限释放速率为 Normally 模式，成功并入超高压缸，并缸后机组负荷从 100.2 MW 升高至180.3 MW。成功并缸后汽轮机 DEH 在功率控制模式，设定目标负荷155 MW，过程中高旁阀手动关阀速率偏快（从 82.8%关小至30.9%），实际负荷升至 180.3MW。由于负荷过调，DEH 总流量指令从 91.06%减至 71.98%，此时汽轮机各调节阀开始回调，超高排温度从402.4 ℃升至 439.9 ℃，高排温度从459.9 ℃升至 479.1 ℃。
在此过程中，高排温度高于 460 ℃，触发流量调整保护，随着各调节阀关小高排温度持续上升。加之锅炉蓄热不足，新增燃料尚未转变成蒸汽内能，机组并缸后带负荷能力快速下降，高旁阀关阀速率偏慢，中、低旁阀已处于手动全关状态，此时高排温度上升触发中压调节阀关小调整流量。
二者因素叠加后，快速将中压调节阀由27.3%关至 8.28%。这直接导致超高压缸及高压缸排汽背压升高，蒸汽通流量减少，2 个缸体排汽温度持续升高。当高排温度升至 480 ℃时，触发超高压缸切除，并缸失败。高排温度继续升高至495 ℃时，触发高压缸切除。由于中旁阀及高压主蒸汽阀门全部关闭，最终导致锅炉再热蒸汽保护（蒸汽阻塞）动作，机组非正常解列。
2.1.4工况4：甩100%负荷后超极热态启动成功并缸（1000MW 双流高压缸）
机组发生甩 100%负荷后极热态启动，再次启动时切除超高压缸控制器，采用高压缸及中压缸联合启动。启动参数：主蒸汽压力 13.494 MPa，温度 564 ℃；一次热再蒸汽压力2.74 MPa，温度 559.1 ℃；二次热再蒸汽压力 0.627 MPa，温度 559.1 ℃；高旁阀开度 83.9%，中旁阀开度 99%，低旁阀开度 99.8%。机组顺利冲转至定速、并网。
并网后高旁阀开度 83.8%，中旁阀自动从48.9%关至 6.6%，低旁阀自动从 99.8 关至 29.1%；主蒸汽压力 13.106 MPa，一次热再蒸汽压力 1.882 MPa，二次热再蒸汽压力0.423 MPa；高压调节阀从 16.1%缓慢开启至 100%，中压调节阀从2.6%缓慢开至 100%，负荷至此稳定在 93.8 MW。汽轮机调节阀全开后，提高低旁设定压力，低旁阀继续关小，机组负荷缓慢超过 100 MW，触发超高压缸并缸顺控程序。
此时由高、中压缸带负荷，总流量指令已升至最大值（105%），超高压缸并缸开始后，超高压调节阀缓慢开启（Normally 模式）并跟踪 DEH 总流量指令，将机组负荷缓慢提升至 243 MW。在此过程中，实际负荷升至 166 MW 时，DEH 总流量指令开始下降，最低降至 57.1%，机组负荷也相应减到166 MW。为了防止高排温度继续升高，此时将目标负荷设定值修改为 200 MW，流量指令开始回升。
此过程中，高排温度从414 ℃升至 438 ℃后趋于稳定，负荷稳步回升至 200 MW。机组负荷稳定后，将汽轮机从功率控制切至 TF 模式，手动缓慢关闭高旁阀，至此成功并缸。
2.1.5操作总结
1）超超临界二次再热1000MW 机组采取默认的3缸联合启动方式时，在（极）热态启动阶段将不可避免地发生高排温度持续上升，进而引发切缸动作的风险。建议（极）热态启动时切除超高压缸控制器，采取高压缸及中压缸联合启动方式。注：我司只有 3 缸联合启动方式，不能切缸启动。
2）切缸发生后机组参数发生较大扰动，此时旁路的控制尤为重要。切缸工况不允许长时间停留，因此机组并网带一定负荷后，应尽快启动顺控重新并缸，让机组恢复正常运行。建议旁路采取自动控制，紧急情况下再解手动干预。
3）重新并缸时，采用 DEH 中默认的Fastly 速率模式释放超高压调节阀阀限，极易导致负荷超调、汽轮机轴向位移突增、触发 KU及 LAW动作，威胁安全运行。建议将 DEH 中默认的并缸时超高压调节阀阀限释放速率修改为Normally 模式。
4）（极）热态启动定速并网后，应避免在燃料调整滞后、锅炉蓄热不足的情况下强行并缸，否则会造成汽轮机前压力降低，高、低旁路关闭。一旦负荷过调，各缸进汽流量调整减少，排汽温度随之升高，进而引起超高压缸和高压缸切除、再热器保护动作，机组跳闸，快速并网功亏一篑。建议并缸完成后及时调整并缸目标负荷，弱化DEH 介入流量调整的波动，稳定后尽快切至TF模式运行。
5）机组（极）热态启动过程中尽可能将蒸汽参数接近（极）热态启动曲线所对应的数值，同时确保高、中、低压 3 级旁路有足够裕量。高、中压缸启动时 3 级旁路全开为佳，可缩短并缸时间。通过旁路调整，并缸过程尽量维持机前压力稳定，缓慢提升机组负荷。建议冲转阶段，3 级旁路全开；并网前，中旁阀开度不低于 60%；并网后，低旁压力设定值在0.4 MPa 左右，及时增加锅炉燃料。在并入超高压缸前高旁阀开度不低于 70%、总流量指令不超过60%、初压模式自动投入时，确保汽轮机前压力和负荷设定压力偏差为 0”避免投入后负荷突升突降。
6）并缸时对轴位移的影响：工况1：并缸瞬间超高压调节阀迅速开启，导致负荷瞬间升高，大机轴位移突增0.121 mm；工况2：锅炉蓄热维持过高的参数，旁路系统在手动控制，调节作用消失，并缸瞬间的超高压调节阀快速开启对负荷、主蒸汽压力、一次再汽压扰动剧烈，造成机组在并缸初期无法安全稳定运行；超高压调节阀迅速开启后导致机组轴向位移突增0.304 mm，严重破坏轴向平衡力，极大地增加汽轮机轴向动静碰磨的风险；工况3：由于预先修改DEH中超高压调节阀阀限释放速率为 Normally 模式，并缸过程超高压调节阀缓慢开启，机组负荷从100.2MW升高至180.3 MW，轴向位移变化量仅为 0.03 mm，并缸过程顺利完成。
2.2案例二：2019年2月7日#4机被迫打闸事故报告
2.2.1事件经过：
2019年02月07日，#4机组非停后进行热态开机操作。01:40，主汽压力18.22MPa,主汽温514℃，一次再热压力4.8MPa,二次再热压力0.3MPa，高压旁路开度31.1%，中压旁路开度26.1%，A侧低压旁路开度64%，B侧低压旁路开度40%。
01:52:21 #4机冲3000r/min,主汽压力16.72MPa,一次再热压力6.46MPa,二次再热压力0.77MPa，总煤量45T/h,高压旁路开度10%，中压旁路开度8%，A侧低压旁路开度54%，B侧低压旁路开度38%，高排温度409℃，超高排温度466℃。
01:52:57 低压旁路门后温度持续升高至300℃，减温水全开无调整余量，关小A侧低压旁路至42%，B侧低压旁路至34%，二次再热压力由0.77MPa开始上升。为控一次再热压力，开大中压旁路至16%，二次再热压力持续升高。
01:56:20 #4发电机并网。并网后二次再热压力升高至3.62MPa，高排温度升高至480℃且仍持续上升，超高排温度下降至398℃。机组并网后主汽压力下降，二次再热压力超压，关闭高压旁路、中压旁路。高压旁路关闭前超高压调阀开度21%，高压调阀开度88%，中压调阀开度3.1%。高压旁路关闭后超高压调阀开度20.5%，高压调阀开度40%，中压调阀开度1.7%，中压缸进汽已无调整余地。
01:57:40 高压旁路调阀开度＜5%,DEH自动切换为初压模式，负荷由40MW下降至17MW。01:57:44，高压缸排汽温度高至495℃，超高压缸、高压缸切缸。01:57:46，在DEH盘上将控制回路切换至限压模式，输入目标负荷700MW，发现异常后又将目标负荷改回至70MW。01:59:02，机组负荷降至零，高中压旁路已关闭，再热器干烧，且超高压缸、高压缸已切缸，后期并缸操作风险大，机组被迫手动打闸。
2.2.2原因分析：
设备原因：低旁门后温度偏高，低旁减温水管道喷水降温效果差，这是机组参数调整不到位的间接原因。
管理原因：1）汽轮机冲转参数选择不合适，且操作过程中旁路系统控制不合理。根据汽轮机运行说明书，机组热态要求主汽压力14MPa，一再压力≤2.5MPa，二再压力≤0.8MPa。根据调试经验，热态开机参数选择主汽压力11MPa左右、一再压力2MPa左右，二再压力0.2MPa左右，旁路系统不能开度过大。本次启机为热态启机，汽轮机冲转参数选择不合适，实际冲转参数远高于调试经验参数，也明显高于设备说明参数。操作过程中，旁路系统控制不当，参数调整不到位，造成二次再热压力持续升高至3.62MPa，高压缸排汽温度持续升高至495℃，超高压缸、高压缸切缸。为防止切缸后再热器无汽干烧，机组被迫打闸。这是机组被迫打闸的直接原因。2）汽机专工对机组启动参数选择、旁路调整指导不当，擅自上盘（无操作权限）下达旁路调整命令，在机组参数失控时擅自进入DEH画面设定参数值，将负荷指令误设至700MW，发生误操作。这是导致集控室运行调度混乱，机组参数调整不当，发生误操作的直接原因。3）机组长监盘操作技术水平低，对运行规程不熟悉，对机组冲转参数不熟，参数调整操作不熟练，未能根据实际情况识别专工的错误指令，盲目接受专工的违章指挥。这是机组参数调整不当，机组被迫打闸的主要原因。4）值长未及时指出纠正专工的错误指导方式、未及时制止专工的违章指挥和违规操作，值长的运行指挥被专工的指导方式绑架，未能正确履行调度指挥权。这是导致机组被迫打闸的主要原因。
2.3 案例三：4 号机组失去再热器保护 MFT 动作
2.3.1事件经过：
2019-3-28，14:09，4 号机冷态启动并网带初始负荷 66MW，煤量 65t/h。15:25，负荷75MW，煤量 75.2t/h，将高、中、低旁切至手动关闭，DEH 中手动加负荷至 100MW。15:40，负荷 75MW，煤量 75.2t/h，主蒸汽压力达到 13.1MPa，此时，由于汽机 DEH 中限压模式切初压模式不成功，手动设置的负荷无法自动与锅炉燃料量进行匹配，高压缸进/排汽差压低，触发高压缸排汽温度保护，15:45 锅炉再热器保护动作、MFT。
2.3.2原因分析：
1）号机组失去再热器保护 MFT 动作的直接原因是高压缸蒸汽流通量过小，致使排汽温度高，触发中压调门关小、高压缸/超高压缸切缸保护动作，进而引起锅炉再热器保护动作。
2）汽轮机无法切至初压模式，不能自动控制主蒸汽压力，是 4 号机组失去再热器保护 MFT 动作的根本原因：①初压控制回路未被激活的现象：切至初压模式后，压力控制回路输出值大于负荷控制回路输出值。②初压控制回路未被激活的原因：切初压模式前，主蒸汽压力与设定值偏差大。
3）在限压模式下，锅炉压力上升过程中负荷靠手动增减，机、炉热负荷不匹配，是MFT 动作的重要原因。
2.3.3防范措施：
1）冷态启动中负荷、主蒸汽压力值范围：
转速/负荷 | 冲 620rpm | 冲 3000rpm | 66MW | 80MW | 100MW |
煤量 t/h | 48 | 56 | 78~80 | 78~80 | 78~80 |
主汽压 MPa | 6~6.5 | 7.5~8.0 | 8.0~9.0 | 8.0~9.0 | 8.0~9.0 |
2）负荷＞100MW，旁路各压力调阀开度＜8%、中压调门开度＞15%时，方可逐步关闭旁路。3）确认汽轮机限压模式正常后，方可关闭旁路。如切限压模式不成功，必须查明原因，否则不允许关闭旁路。4）如遇到 DEH 中限压模式切初压模式不成功的情况，应立即检查主蒸汽压力是否与设定值偏差过大。如主蒸汽压力实际值较设定值高 1MPa 以上，应通过降低燃料量、或增加机组负荷的方式，降低主蒸汽压力与设定值的偏差，观察初压控制回路输出值下降、初压控制回路激活。
2.4案例四：4 号机汽机跳机过程及分析
2.4.1事件经过：
2019 年 3 月 31 日 20:30 之前，#1 和#3 高加处于退出状态（#1 高加因为在危急疏水阀全开状态下，就地磁翻板有液位显示，隔离进汽观察液位变化。#3 高加因为危急疏水调门晃动，隔离进行处理。）。
#2、#4 高加投用（投用的状态为抽汽电动门部分开启，为了保证回收水质，对汽侧管道进行冲洗，部分开启也是为了保证带负荷冲洗时，减小对管道的冲击。）。
#6、#7、#8 低加投用（投用状态和高加类似）。#5 抽汽至除氧器的汽源正常投用，至除氧器阀门全开状态。
#4 机主汽压力18.6MPa,主汽温度 585℃，一再压力 5.38MPa,一再温度 601℃，二再压力 1.32MPa,二再温度 607℃，超高调门开度 25.2%，高调门开度 100%，中调门开度 100%，超高排温度 418℃，高排温度449.6℃。
20:30，机组负荷 382MW,#2 外置蒸冷器至#2 高加疏水管道破裂，需要紧急隔离#2 外置蒸冷器及#2 高加汽侧（此时2 抽电动门开度 21%）。
20:31，全部退出#2 高加汽侧，影响高排抽汽量，高排温度有所上升，高排温度 452℃。
21:16，高排温度升至 460℃，此时高排温度保护控制器激活，高排温度控制器开始有指令输出，汽机中调门开度为 100%。
21:17，现场开始有工人进行清理检查工作，为了防止#4 高加会因同样材质问题，隔离#4高加（此时4抽电动门开度 32%）。
21:18，全部退出#4 高加汽侧。高排温度变化不大。
21:24，#7 低加发现安全门因为冲击损坏，需要退出#7 低加汽侧，关闭#7 抽汽电动门（此时开度33%）
21:25，高排温度为 462.2℃时，高排温度保护控制器输出指令11.52%，中调门开度为 100%，开始关小。
21:30，#7 抽汽电动门关闭，#7 低加切除完毕。汽机中调门关闭至 66%，此时高排温度为462.2℃， 中调门从全开关至 66%时，排汽温度影响不大。
21:31，高排温度保护控制器输出指令 36%，中调门关闭至 15.6%，二再压力从 1.9MPa 升至2.6MPa，高压缸进/排汽差压由 3.3MPa 减少到2.7MPa。随着汽机中调门开度变化，高排温度快速升高至 484℃。
21:32，低旁溢流保护动作，低旁打开，二再压力下降，汽机中调门又开至 31.17%，机组负荷在此过程中也随之波动。
5521:36，高排温度保护控制器输出指令 36.5%，高压缸排汽温度升至498℃，此时汽机中调门开度17.8%，触发高压缸切缸逻辑，负荷最高晃动到 390MW，最低晃动到 266MW,此时，汽机超高压缸、高压缸阀门全部关闭，且机组高、中压旁路处于关闭状态，导致锅炉再热器保护丧失，锅炉 MFT 动作，导致汽机跳闸。
2.4.2汽机跳闸原因分析:
导致机组跳闸的原因分析：
1）高排温度高、触发高排温度控制器动作是跳闸的直接诱因。
2）高排温度高触发逻辑联锁动作、关小中压调门，该逻辑激活后，作用于中调门关小，反而导致高压缸排汽压力升高、高压缸排汽受阻，导致超高压缸/高压缸切缸。
3）根据我厂旁路设置及响应速度，具备快速打开、维持锅炉安全运行的能力。超高压缸/高压缸切缸后，应通过硬接线，将切缸信号发送至 DCS，将高、中压旁路联锁快开，以防止锅炉MFT。
4）根据我厂 660MW 机组的热平衡图，在供热工况下，正常运行中高压缸排汽温度为446.9~453.8℃，而按照当前 DEH/DCS 逻辑的设置，高压缸排汽温度 460℃以上必然导致跳闸，当高、低加有异常时，极有可能导致机组跳闸，存在极大的安全隐患。
三、
机组热态开机防止超高排、高排温度高建议措施
依据上汽厂提供启动曲线停机8小时内为热态开机，停机2小时内为极热态启动。由于#3#4机组无电泵配置、直流锅炉蓄热量偏小，机组停机后2小时内很难短期启动故只考虑热态启动控制措施。为保证机组热态启动过程中超高排、高排温度不超切缸温度：
1）热态启动时，冲转前锅炉煤量约38~40T/H，并网后锅炉煤量控制45T/H~50T/H。（根据煤质热值及锅炉燃烧工况，总煤量略有偏差）
2）热态冲转前主汽温度、一次再热温度、二次再热温度接近当时转子平均温度或略高于各转子平均温度即可同时必须满足X温度可变准则，防止汽温与缸温不匹配造成汽轮机轴承振动大。
3）机组正常运行中因调阀突然关小造成超高排、高排温度高切缸情况，汇报省调故障停机，手动打跳汽轮机，进行热态恢复操作。当超高压/高压缸并缸顺控条件满足后自动执行，无法干预。若运行中出现切缸事件，立即调整当前运行方式不满足并缸步序（可将超高调/高调阀限设置＜105%）条件要求，若并缸顺控开始走步启动，立即手动打跳汽轮机。
4）主汽压力冲转前控制10~14MPa,一次再热压力控制1.5~2.5MPa，二次再热压力控制0~0.5MPa，通过高中低压旁路分别进行压力设置。
5）冲转阶段及并网初期尽量调低二次再热压力用于减少中压缸进汽量，变向增加超高压、高压缸进汽量避免超高压缸、高压缸因蒸汽流量小、鼓风摩擦导致排汽温度高≥495℃汽轮机切除超高压缸、高压缸运行。
6）旁路自动设置：选择高旁控制方式点击A即投入高旁自动，不要选择高旁SP控制方式否则主汽压力按内部逻辑设定值进行调节。中旁、低旁自动与高旁自动控制方式相同。
7）投入旁路的顺序：依次投入A/B低压旁路减压阀、投入A/B低压旁路减温水设定温度50℃、投入中压旁路减压阀、投入中压旁路减温水设定温度360℃、投入高压旁路减压阀、投入高压旁路减温水设定温度360℃。
8）为防止冲转及并网初期高排温度偏高，热态启动蒸汽温度较高，尽量限制中压旁路的开度，减少二次再热的进汽压力增加凝水与二次再热压力的差值从而可以尽量开大低压旁路减压阀约70%~40%的开度，由于中旁阀开度的限制，二次再热的汽量得以控制低旁阀后的温度也得以控制，避免了A/B低旁阀后温度≥300℃快关低旁阀的保护动作。
9）超高压排汽温度与高压缸排汽温度的匹配。如高压缸排汽温度较超高压缸温度偏低较多，则说明一次再热的压力设置偏高，高压缸进汽流量偏大，超高压缸进汽流量相对减小，此时可适当提高高旁压力的设定值用于关小高压旁路阀的开度，用于减少一次再热的压力使超高压缸进汽流量适当增加，高压缸与超高压缸的进汽流量相匹配。
10)并网初期由于机组负荷的突然增加，超高压缸、高压缸、中压缸调阀开度增大观察高中压旁路应及时自动关小，注意观察DCS画面高压旁路减压阀后、中压旁路减压阀后压力与对应超高排、高排压力的差值尽量减少，否则可能因为超高压排汽逆止门、高排逆止门受阀门前后压差影响不能完全开启导致超高压缸、高压缸蒸汽流量低排汽温度高的情况。
11)并网后DEH自动接带机组负荷约99MW左右，采用限压控制模式。由于锅炉煤量增加速率及燃烧特性的影响，并网初期应逐渐依次关闭高压旁路、中压旁路、低压旁路，操作顺序不可颠倒，否则也会造成超高排、高排温度升高的情况。全关旁路后DEH控制方式自动切为初压控制及锅炉控制负荷汽机控制压力的模式。
12）汽轮机发生切缸时，运行人员立即确认超高排逆止阀/高排逆止阀关闭到位、超高排/高排通风阀开启动作正确到位。检查超高排/高排逆止阀前压力、温度和缸内压力、温度，确认排汽逆止阀前压力及缸内压力应降至零,否则手动开启缸体疏水，观察缸内压力、温度逐渐下降。
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