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发电机解列是指将发电机出口开关与电力系统分开，而我们在停机过程中通常是减负荷到一定值后，通过打闸汽轮机后由机跳电保护解列发电机，而不是通过解列发电机让汽轮机主汽门关闭的方式停机。
为什么不能通过先解列发电机的方式停机呢？如果主汽门关闭了，而发电机没有解列，会造成发电机逆的,这么思考的确也是有一定道理的，那么在现实中为什么不允许这么做呢？
从运行经验来看，汽机自动主汽门关不严或自动主汽门终端开关误动的机率远比逆功率保护拒动机率大得多，而且超速的危害性要比汽机故障时降转速慢一点的损失要严重很多，此外，即使逆功率保护拒动，还可以人工判断后手动解列，只是稍慢一点而已。
超速危害的最严重后果是能使汽轮发电机组瞬间报废，而逆功率运行的危害是使汽轮机转子部分寿命缩短。
《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中规定:“正常停机时，在打闸后，应先检查发电机有功功率是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。
严禁带负荷解列。
”但是汽轮机正常运行时，紧急情况下带负荷解列发电机将比正常停机时带负荷解列发电机出现超速的机率更多。
通过以上回答可以看出，这样做的目的主要是提高机组的安全性，虽然逆功率会对汽轮机叶片造成一定的损坏，但是在停机的时候，相比汽轮机超速的危害而言，风险要小得多，因此，在现实中必须通过先打闸，后解列的方式来进行正常的停机操作，而不是采用带负荷解列发电机的方式来停机。
而且当机组打闸以后，发电机的保护系统会自动将发电机与电网解列。
从而达到既能避免逆功率运行对汽轮机造成的损坏，又可以避免提前解列汽轮机转速飞升的安全隐患。
一、发电机跳闸，联跳汽轮机试验（一）、实验步骤：1、启动#1机#1EH油泵，运行正常；2、启动#1机高压油泵、排烟风机，运行正常；3、汽机挂闸，已挂闸指示灯亮，汽轮机高低调门阀位指示与就地状态一致；4、确认汽机低真空跳闸保护解除；5、电气确认发电机出口刀闸开关均在分闸状态且在试验位置；6、短接跳闸出口12D-7 101 12D-12 133；（二）实验现象：1、励磁机未跳。
2、主汽门未关闭。
3、低调门全关。
二、发电机跳闸，联跳汽轮机试验（一）实验步骤：1、确认#1机#1EH油泵启动，运行正常；2、确认#1机高压油泵、排烟风机启动，运行正常；3、汽机挂闸，已挂闸指示灯亮，汽轮机高低调门阀位指示与就地状态一致；4、确认汽机发变组故障保护和ETS总保护投入，其他保护解除；5、电气确认发电机出口刀闸开关均在分闸状态且在试验位置；6、短接#1F保护屏935、936至汽机后备；（二）实验现象：1、关闭自动主汽门1（ETS动作1）；2、关闭自动主汽门2（ETS动作2）；3、关闭自动主汽门3（ETS动作3）；4、发变组故障停机；5、启动油压已打开主汽门；6、ETS动作。
上述现象均同时发生。
三、汽轮机跳闸，联跳发电机试验（一）实验步骤：1、确认#1机#1EH油泵启动，运行正常；2、确认#1机高压油泵、排烟风机启动，运行正常；3、汽机挂闸，已挂闸指示灯亮，汽轮机高低调门阀位指示与就地状态一致；4、确认汽机发变组故障保护和ETS总保护投入，其他保护解除；5、电气确认发电机出口刀闸开关均在分闸状态且在试验位置；6、投入汽机低真空跳闸保护；（二）实验现象：1、关闭自动主汽门1（ETS动作1）；2、关闭自动主汽门2（ETS动作2）；3、关闭自动主汽门3（ETS动作3）；4、ETS动作，报警灯亮，首出灯亮；5、低真空报警灯亮；四、汽轮机跳闸，联跳发电机试验（一）实验步骤：1、确认#1机#1EH油泵启动，运行正常；2、确认#1机高压油泵、排烟风机启动，运行正常；3、汽机挂闸，已挂闸指示灯亮，汽轮机高低调门阀位指示与就地状态一致；4、确认汽机发变组故障保护和ETS总保护投入，其他保护解除；5、电气确认发电机出口刀闸开关均在分闸状态且在试验位置；6、按操作盘上#1发电机解列按钮，没有什么现象；7、按#1机停机按钮。
发变组启动前试验（电气部分）1、声光报警试验。
2、发变组主开关，灭磁开关及厂用分支开关拉合闸试验。
3、发变组主开关，灭磁开关及厂用分支开关联锁试验。
试验目的：防止变压器倒送电及开关合闸回路，跳闸回路好用。
试验结果：主开关跳闸，联锁厂用厂用分支开关跳闸。
4、主变和高厂变冷却器的启动试验，发变组主开关分合闸后，变压器风机，油泵自动停启试验。
5、继电保护和自动装置传动试验。
6、机、炉、电大联锁试验。
试验方法：1、汽轮机跳闸，通过程序逆功率保护动作联跳发电机，连锁锅炉MFT。
2、发变组保护动作，解列发变组，联跳汽轮机，联动锅炉MFT。
3、锅炉MFT，联跳汽轮机，启动程序逆功率保护动作解列发变组。
程序逆功率保护与逆功率保护的区别：1、程序逆功率保护主汽门关闭后起作用，而逆功率保护没有前提条件。
2、程序逆功率保护多用于正常停机或汽轮机先跳闸，一般延时3S，逆功率保护一般延时20S。
逆功率保护具体内容：它又叫功率方向保护，从系统中吸收有功功率的保护就是逆功率保护。
逆功率保护的目的：汽轮发电机，关闭主汽门，变为同步电动机，可向系统发出无功功率，长期运行对汽轮机叶片不利。
7、整体气密性试验。
（风压试验）1、新安装或大修后的发电机应在静止状态温度稳定的情况下用干燥的空气充至额定压力，24小时空气漏量不大于2.6m³，否则不得充氢启动。
2、新安装或检修后的发电机氢气冷却器投运前，应由检修人员用无腐蚀性的水按额定工作压力加0.2MPa的压力打压30分钟，不泄露为合格否则不得启动。
8、发电机短路，空载特性试验。
发电机空载特性试验是同步发电机在额定转速状况下，定子空载电压与转子励磁电流之间关系的曲线。
试验目的：1、检验励磁系统工作情况，观察发电机磁路的饱和程度。
2、检查发电机定转子绕组的连接是否正确。
试验方法：1、机组定速后，合上灭磁开关MK，调节励磁电流，使空载电压达额定值。
2、减少励磁电流至0，记录剩磁电压。
DEH部分逻辑说明一、汽机跳闸、挂闸判断1．并网来自控制柜外并网信号三取二，则机组并网成功；取非则油开关跳闸。
2．高压安全油压建立来自控制柜外高压安全油压建立信号三取二，则高压安全油压建立；取非则高压安全油压泄掉。
3．汽机已挂闸下列条件满足则表示挂闸成功：1）危急遮断装置已复位；2）高压安全油压建立；取非则表示汽机已跳闸。
二、转速处理1．实际转速信号来自转速变送器信号三取二。
2．实际转速达3300以上发高值报警信号、汽机超速遮断信号。
3．满足下列条件，发出转速故障遮断信号：1）转速回路故障；2）油开关跳闸；3．满足下列任意条件，发出转速回路故障信号：1）汽机运行，实际转速与给定转速差值达500以上发出高值报警信号，延时2S；2）转速通道全故障；4．转速通道故障判断：A．满足件下列任意条件，#1转速通道故障：1）给定转速200以上且转速1与实际转速差值达10以上；2）转速板1故障；B．满足件下列任意条件，#2转速通道故障：1）给定转速200以上且转速2与实际转速差值达10以上；2）转速板2故障；C．满足件下列任意条件，#3转速通道故障：1）给定转速200以上且转速3与实际转速差值达10以上；2）转速板3故障；D．转速通道故障三取二则转速通道全故障三、遮断、试验电磁阀控制1．实际转速达3060以上发出高值报警信号，同时以49以上的变化率递增则会发出加速度超限信号。
2．实际转速达3090以上发出103%超速报警信号。
3．汽轮机负荷与发电机功率差值达30%以上发出负荷功率不平衡信号。
4．汽机跳闸指令发出，中、高主遮断电磁阀与机械停机电磁铁同时带电。
5．下列任意条件满足，中压超速限制电磁阀带电关闭中压主汽门：1）机械、电气超速试验不在试验位且转速回路正常，发生加速度超限或103%超速时2）负荷功率不平衡或汽机跳闸时6．下列任意条件满足，高压超速限制电磁阀带电关闭高压主汽门：1）机械、电气超速试验不在试验位且转速回路正常，发生103%超速时；2）负荷功率不平衡或汽机跳闸时；7．下列任意情况，中主试验电磁阀带电：1）中主活动试验；2）汽机跳闸指令发出；3）汽机非运行状态，接受挂闸指令或汽机已挂闸；8．下列任意情况，高主试验电磁阀带电：1）高主活动试验；2）汽机跳闸指令发出；3）汽机非运行状态，接受挂闸指令或汽机已挂闸；9．下列任意情况，主遮断电磁阀失电：1）汽机跳闸指令发出；2）汽机未挂闸；3）主遮断电磁阀试验；10．汽机未跳闸，下列任意情况发汽机跳闸指令：1）阀门校验中，汽机转速达100以上发出高值报警信号时；2）转速故障遮断；3）汽机超速遮断；4）ETS遮断；5）手动停机；四、重要模拟量处理1．发电机功率发电机实际功率信号，来自功率变送器的信号三取二。
汽轮机跳闸后的主要检查与操作1.确认汽轮机转速下降，检查高中压主汽门、调门、补汽阀、高排逆止门、各级抽汽电动门、逆止门关闭，高排通风阀开启。
2、检查大、小机交流润滑油泵运行正常，油压、油温正常，否则立即手动启动备用交流油泵或直流油泵。
3、检查汽轮机本体及抽汽管道疏水门应自动开启，否则手动开启。
4、汽轮机转速下降过程中，就地专人调整发电机转子进水总门，控制发电机转子冷却水进水压力0.2~0.3MPa;转速至零，检查发电机转子冷却水进水压力0.2〜0.3MPa、进水流量7~8m3∕h,盘根冷却水微漏流。
5、检查辅汽至大机轴封供汽自动调节正常，轴封压力3.5MPa、温度280-320o C z否则手动调节。
6、冬季汽轮机跳闸，立即检查间冷各扇区百叶窗关闭严密，开启各扇区泄水门，必要时开启间冷循环水母管紧急泄水门。
7、调整凝汽器、除氧器水位正常，开启凝结水再循环调门，检查低压缸喷水正常投入，监视低压缸排汽温度不大于90。
&8、检查大小机润滑油温、定子冷却水温、转子冷却水温正常，否则手动调节。
9、汽机惰走期间注意倾听机组各部分的声音正常，振动、轴向位移、轴承金属温度等参数正常。
10、大机转速低于600r∕min,检查顶轴油泵联启正常，否则手动启动。
转速降至120r∕min,盘车进油电磁阀联开，盘车液压马达联锁投运。
IL大机盘车投运正常后，转速维持在48-54r∕min稳定运行，记录转子惰走时间、偏心。
12、根据具体情况，机组可以破坏真空，真空到零，停止轴封供汽。
一般在无蒸汽及有压疏水进入凝汽器时，转速降至400r∕min,停运真空泵，开启真空破坏门，控制背压上升速度，背压至大气压力，停止轴封供汽。
真空泵停运后间断对主再热蒸汽管道疏水。
13、A、B汽泵转速到0,小机破坏真空,关闭小机排汽蝶阀，关闭小机轴封供汽手动门。
14、停机后,定时记录转子偏心度、顶轴油压及轴向位移、上下缸温差、各加热器水位等。
15、液压盘车运行期间，严密监视汽缸金属温度变化趋势，杜绝冷汽冷水进入汽轮机，如出现上、下缸温差急剧增大,应立即查明进水或进冷汽的原因，并切断水、汽来源，排除积水。
大机ＥＴＳ原理1 总述 随着汽轮发电机组容量不断增大，蒸汽参数越来越高，热力系统越来越复杂。
为提高机组的经济性，汽轮机的动静间隙、轴封间隙都选择的较小。
而汽轮机的旋转速度很高，在机组启动、运行或停机过程中，因操作不当或某些相关设备故障，很容易使汽轮机的转动部件和静止部件发生摩擦，引起叶片损坏、大轴弯曲、推力瓦烧毁等恶性事故。
为保证机组安全启停和正常运行，需对汽轮机的轴向位移、转速、振动等机械参数，以及轴承温度、油压、真空、主汽温等热工参数进行监视和异常保护。
当被监视的参数在超过报警值时，发出报警信号；在超过极限值时保护装置动作，关闭主汽门，实行紧急停机。
实现这一功能的控制系统我们称之为汽轮机保护系统，也称为危机遮断系统或ETS系统（Emergency Trip System）。
汽轮机保护系统发展过程随着技术的进步，汽轮机保护系统的硬件也在不断提高。
上世纪70年代中期以前，与安全相关的系统均由电磁继电器组成，部分采用固态集成电路构成。
80年代开始采用冗余的标准型可编程序控制器（PLC）。
随着对设备安全、人身安全和环境保护的要求越来越高，各工业企业和仪表自动化行业对过程安全功能，即有关安全系统的功能安全，给予了极大的关注。
在80年代中期以后，伴随着微电子技术和控制系统可靠性技术的发展，专门用于安全系统的控制器系统、安全型PLC和安全解决方案（Safety Solution）得到迅速发展和推广。
在上世纪90年代国外火力发电厂中，安全型控制系统和安全型可编程序控制器已经有了许多应用业绩，主要用于锅炉燃烧器管理系统（BMS）和蒸汽/燃气轮机控制和保护系统（ETS）。
在八十年代初，火力发电厂应用DCS和PLC的初期，人们对采用软逻辑实现保护功能，对其动作速度和可靠性存有疑虑，因此与机组安全有关的功能（如汽机紧急跳闸系统ETS，主燃料跳闸MFT、汽机防进水保护、主要辅机的联锁保护等）大多数情况下采用电磁继电器或固态集成电路组成的硬接线逻辑。
一、发电机紧急停机的条件1、汽轮机跳闸，逆功率保护未动作。
2、发变组内部发生故障，保护或开关拒动。
3、在发变组主断路器外发生短路，定子电流表的指针指向最大而电压急剧降低,且发变组相关保护拒绝动作时。
4、发电机绕组层间测温元件最大温差达到14℃或同一水支路出水测温元件最大温差达到12℃；5、发电机内冷水出水温度超过85℃或定子线棒温度超过90℃，经降负荷处理无效且确认测温元件无误后。
6、定子绕组进水导电率高达9.9(s/cm时（确认非测点故障引起）。
7、密封油氢差压降至0.03MPa时。
发电机断水30s开关而保护未动作时。
8、发电机、集电环轴承强烈振动达0.254mm时。
9、发电机、励磁变、可控整流柜冒烟着火或发生氢气爆炸。
10、发电机碳刷冒火处理无效，形成环火。
11、危及人身生命安全，不停机不能解救时。
二、锅炉、汽机、发电机任一紧急停运条件满足，应立即手动按下相应的“紧急跳闸”按钮，检查锅炉、汽机、发电机联锁动作正确。
三、机组跳闸后的操作1、确认汽轮机转速下降，检查高中压主汽门、调门、高排逆止门、各级抽汽电动门、逆止门已关闭，高压缸通风阀开启。
2、检查发变组开关、励磁开关确已跳闸，定子电压、三相电流为零，励磁电压、励磁电流为零。
3、检查厂用电系统自动切换正常，6kV厂用电工作分支开关确已跳闸，分支电流为零，在DCS上按下6kV段快切装置“出口闭锁投入”按钮。
4、检查MFT联动设备正常：制粉系统、一次风机、等离子系统跳闸；吹灰器自动退出；过热器一、二级减温水、再热器事故减温水调节门、截止阀关闭；若引、送风机未跳，应将锅炉总风量调至25～40%BMC工况的风量，吹扫5分钟。
5、如风机跳闸，开启风烟系统挡板自然通风15分钟后，启动送、引风机对炉膛进行吹扫；若短时间不点火，吹扫后停送、引风机，关闭风烟系统挡板闷炉，保持锅炉在热备用状态。
6、控制分离器贮水箱水位正常。
7、检查汽机本体疏水扩容器冷却水投入正常。
现在机组大多是由程跳逆功率来实现汽机跳发电机,这种方式的优点是最突出的,而且也是反措等推荐的.能够最大程度上避免汽机跳闸由于汽门关闭不严而解列发电机造成机组超速.程跳逆功率虽然比热工跳闸的动作速度慢一些,但是时间也是很短的,如此短的逆功率不会对机组造成太大影响,反而能有效避免超速.所以现在大多首选程跳逆功率为的正常停机方式.
但是以前的一些老机组,特别是200MW级及以下的,仍然有相当一部分采用热工跳闸的,也就是不经过逆功率的判别了,热工跳闸主要的依据是主汽门关闭信号来,也有带其它判据的,比如说ETS母管油压低,AST电磁阀动作等等.采用热工跳闸这种停机方式的确可以比程跳逆功率更快速的实现汽机跳发电机,但是一旦主汽门关闭不严,但辅助行程开关已经到位,便会联跳发电机,这时就很有可能会超速了.不过以前的设计理念还是担心逆功率会对机组造成一定影响,而且逆功率继电器也不一定会很可靠(每次打闸前的负荷不同逆功率程度不同,我们曾经出现过多次逆功率达不到定值机组迟迟无法解列最后被迫手动解列,还有一次手动解列厂用电忘记切换了,灭磁开关也忘断了,结果厂用失压发电机还过激磁了,最终一再的改小定值)而且对一些老的机组,或者特殊的机组,比如我们老厂俄罗斯的机组,厂家要求不能逆功率,我们也只好仍然采用热工跳闸,再比如秦山二核,为了防止逆功率损坏汽轮机叶片,连程序跳闸的短时逆功率也不愿接受,所以采用的是正向低功率,也就是主汽门关闭之后机组等不到逆功率只要功率还是正的低于一定值经过一个短延时就立刻解列发电机.这种设计理念也挺独到的,即避免了逆功率,还是在一定程度上能避免超速,经过测算达到正向低功率的机组即使是主汽门没关严也不会严重超速.但是还是牺牲了一定的可靠性.
总之,每个厂都不一定一样,虽然程跳逆功率似乎成为首选,不用简直就是错误的,但是也确实因为某些机组具有特殊要求等等,热工跳闸联跳发电机的机组也存在不少,如果明显的不合理,恐怕早就淘汰了.
有的机组在手动打闸的时候是靠程跳逆功率的,但是如果汽机ETS动作了,直接还是热工跳闸的,这是考虑了一些故障是希望使转速尽快将下来的,这就要求发电机快速解列.所以我前边提到过"热工跳闸主要的依据是主汽门关闭信号来,也有带其它判据的,比如说ETS母管油压低,AST电磁阀动作等等",之所以引入其它判据的意义正如此。
您所提到您厂的热工跳闸判据为"汽机主气门或者同侧高、中主气门关到位反馈",如果仅仅是取汽门关闭，这样我觉得有些欠妥。
我们以前老厂的热工跳闸判据是主汽门关闭和ETS几个保护（比如润滑油压低、瓦温高等）的出口，也就是说光主汽门关闭信号来，不会造成热工跳闸动作。
必须是由于润滑油压低等ETS保护动作了，并且主汽门关闭了，两种条件同时存在，才会热工跳闸瞬时解列发电机。
其它厂也大多带有什么ETS母管油压低等作为热工跳闸的判据之一，这的确比单纯主汽门关闭信号要合理些。
其实现在的机组大多不设计热工跳闸，汽机联跳发电机，唯一途径就是靠程跳逆功率保护，其实程跳逆功率动作时间也是很短的，对于即使是断油烧瓦等恶性事故，希望转速快点降下来，而因为逆功率动作耽误的一点点时间也应该没有太大的影响。
200MW级的机组很多还带有热工跳闸保护，既然带有热工跳闸，就可以把它优化一些，使其存在的更有意义。
比如不再单纯的以主汽门关闭信号作为热工跳闸判据，而是引入一些希望使汽机转速尽快降下来的故障保护的ETS出口和主汽门关闭共同作为热工跳闸的判据。
比如说润滑油压低等保护，可以把ETS中的润滑油压低保护出口和主汽门关闭信号取与然后动作热工跳闸。
这样在手动停机或者因为汽温高等保护动作跳汽轮机后，只有主汽门关闭信号，此时热工跳闸不会动作，而是靠程跳逆功率来联跳发电机，既可实现程跳逆功率作为正常停机方式，也避免了一些不必要的故障仓促解列发电机而引起超速。
而在润滑油压低时，ETS动作跳汽轮机，主汽门也关闭了，立刻热工跳闸解列发电机，使转速快速能够更早的降下来，尽管此时超速的几率增加了，但是机组断油了立刻降转速冒这个风险比正常停机就冒
这种风险还是值得的，毕竟超速的几率还是非常小的，但断油后不立刻降转速时间越长损害越大这个是一定的。
对于你们目前的情况，建议：
1、在确定没有汽轮机厂特殊要求的情况下，尽量遵循反措，根据当前的主流情况，取消热工跳闸，完全采用程跳逆功率；
2、既然采用了热工跳闸，把热工跳闸的判据作得充分一些，即除了主汽门关闭信号，再加入ETS的一些出口信号，就更好了。
个人拙见，还请师傅们多多参与讨论，批评指正。
