B级检修试验项目详解.docx

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B级检修试验项目详解

300MW机组B级检修后试验及冷态启动

1、 冷态试验：

冲转前完成（6小时） 

1、机组大联锁试验 

2、各转机试运联动及阀门试验（电动、气动、调整门） 

3、DEH静态检查试验 

4、汽轮机打闸试验 

5、ETS通道试验 

1） 做AST通道试验 

2） 做EH油压低通道1的试验 

3） 润滑油压低通道1的试验 

4） 真空低通道1的试验 

6、 汽轮机危急跳闸保护（ETS） 

1）、主控室手动停机

2）、DEH超速保护（110％） 

3）、TSI超速保护（110％） 

4）、轴向位移大保护 

5）、背压高保护 

6）、低真空保护 

7）、润滑油压低保护动作 

8）、EH油压低保护动作 

9）、电机故障 

10）、锅炉MFT故障 

11）、DEH失电 

12）、透平压比低 

13）、高排温度高 

14）、轴振动保护  

15）、汽轮机胀差 

16）、汽轮机高压内缸温差大 

7、就地打闸 

8、程控疏水开关试验

 9、低油压试验 

10、定子冷却水系统的试验 

11、发电机断水保护试验 

12、给水泵静态热工保护跳闸试验

1）、给水泵工作油温高跳闸 

2）、除氧器水位低跳闸 

3）、给水泵启动后进口压力低跳闸 

4）、给水泵低油压联动试验 

5）、给水泵油压高联跳辅助油泵试验 

6）、给水泵静态互联试验 

13、凝结水泵保护试验 

14、除氧器水位保护试验 

15、顶轴油泵联锁试验 

16、密封油泵联锁试验 

17、空、氢侧直流密封油泵联锁试验 

18、EH油压力低联启备用油泵 

19、高、低压加热器水位保护试验 

20、旁路系统试验 

21、直接空气冷却系统的试验 

1）单个空冷风机的联锁保护试验 

22、轴封系统的试验 

1）轴加风机联锁试验 

23、定子冷却水系统的试验 

24、抽真空系统的试验 

1）  水环真空泵联锁逻辑 

2）  抽真空旁路阀 

3）  真空破坏阀开启允许条件

4）真空泵切换试验 

二、氢气置换（8小时） 

    二氧化碳-----空气（4小时）  

氢气-----二氧化碳（3小时）   氢气提压至0.3MPa（1小时） 

三、汽轮机启动 

1、锅炉点火前的工作 

1）凝结水系统的启动 

a） 联系化学启动一台除盐水泵，向凝结水箱补水冲洗，水质合格后将水位补至正常，投入补水调门“自动”。

b） 检查凝结水系统正常,凝结泵密封冷却水投入,开凝结水再循环门,启动一台凝结水泵运行, 检查系统无泄漏，低加投入水侧运行，冲洗凝结水系统，水质合格后缓慢开启除氧器上水门，待除氧器水质合格后将除氧器水位补至正常,投入水位调门“自动”。

c） 排汽装置冲洗合格后将水位补至正常，启动排汽装置疏水泵。

2）除氧器加热系统投入 

联系锅炉开启辅汽联箱至除氧器加热门，投入除氧器加热，将除氧器水温加热到80℃。

投入时要防止除氧器振动。

3）检查主、再热蒸汽系统、抽汽疏水系统、轴封系统满足启动要求。

4）检查空冷系统及真空系统应满足启动要求。

5）锅炉上水 

A. 低压上水：

启动凝结泵上水，开启凝结水上水电动门、手动门，应注意检查机侧给水系统；炉调整上水流量符合规定。

B. 高压上水：

检查除氧器水位正常，根据锅炉要求调整水温合适、水质合格， 汽水系统恢复，锅炉具备上水条件，确认给水泵启动条件满足，启动给水泵，检查高加无内漏，给水管道进行排空，空气排尽后关闭空气门，开启出口电动门。

炉调整上水流量30～60t/h。

6）汽机抽真空 

a） 检查汽机本体及管道疏水阀开启，关闭真空破坏门并注水。

b） 检查真空泵汽水分离器水位正常, 检查真空泵符合启动条件,各密封、冷却水投入，启动一台真空泵运行,检查其运行正常,注意冷却器出口水温不大于规定值，可同时启动三台真空泵运行，待排汽背压达30kPa保持一台真空泵运行。

c） 检查凝汽器、排汽装置真空应上升。

记录干抽真空数值。

7）轴封送汽 

a） 严禁转子在静止状态下向轴封送汽。

b） 稍开辅汽联箱至轴封供汽总门，开启轴封供汽母管疏水门轴封暖管；检查轴加风机入口门开启,启动一台轴加风机运行,检查一切正常后开启另一台轴加风机入口门，投轴加风机 “联锁”。

c） 检查轴封减温水系统正常,将轴封减温水投自动， 轴封母管暖管结束后汽机送轴封,调整轴封母管压力0.02—0.03Mpa,低压轴封供汽温度121－177℃,并密切注意盘车运行情况。

 d） 使轴封蒸汽和金属之间的温差保持最小。

2、 锅炉点火后的工作 

a） 排汽背压在30kPa以下时，根据锅炉需要可投入高、低压旁路、三级

减温水。

b） 注意汽缸金属温度的变化。

c） 加强排汽装置、除氧器水位监视。

d） 调整高、低压旁路，保持再热蒸汽的压力。

e） 汽轮机达到冲车参数，逐渐关小高、低压旁路。

f） 确保主、再热蒸汽管路暖管充分，无死区。

3、 冲动前系统复查 

a） 检查主油箱油位、EH油箱油位、密封油箱油位正常，内冷水箱水位正常。

b） DEH、ETS盘面显示正确，DCS、TSI、DEH系统无异常报警显示，主要保护投入。

c） 所有辅助转机运行正常。

d） 除氧器、凝结水箱水位正常，本体及抽汽管道疏水全部开启。

 e） 所有热力系统管道无晃动振动现象。

f） 记录冲动前参数数据：

主汽压力、主汽温度、再热蒸汽温度、再热蒸汽压力、偏心度、热膨胀、胀差、汽缸金属温度、轴向位移、盘车电流，顶轴母管油压、氢压、氢油压差、内冷水压力、内冷水流量、真空、排汽温度、润滑油箱油位、润滑油压、润滑油温、EH油箱油位、EH油压、EH油温、密封油箱油位。

4、 汽轮机冷态冲动条件 

a） 主汽压力4.2MPa，主汽温度340℃。

b） 再热蒸汽压力1MPa，再热蒸汽温度260℃。

c） 主、再热蒸汽温度有56℃以上的过热度 

d） 排汽装置排汽压力小于或等于20KPa。

e） EH油压14.0±0.5MPa，EH油温35～60℃。

f） 润滑油压0.098MPa～0.118MPa，润滑油温35℃～45℃。

g） 主油箱油位正常，EH油箱油位正常。

h） 轴向位移 、胀差在正常范围。

i） 大轴偏心≯原始值0.03mm,且＜0.076mm。

 j） 高中压金属壁温上下温差<42℃。

k） 盘车连续运行4小时以上，汽缸内和轴封处无异音。

 l） 机组保护投入正常。

m） 发电机氢压＞0.28MPa，氢气纯度＞96%，空氢侧密封油系统运行正常；油泵联锁投入，密封油压大于氢压0.085±0.01MPa。

 n） 蒸汽品质符合要求。

o） 内冷水流量30t/h、压力0.20－0.25MPa。

p） 低压缸喷水减温系统正常,低压缸喷水调节阀投入自动。

5、 汽机挂闸前的检查 

a） 在挂闸前，DEH应处于“自动”状态。

DEH操作盘上自动、DPU01主控、双机运行、ATC监视、单阀灯亮；LCD上转速、功率等参数显示正确。

DEH处于正常状态。

b） 检查DEH操作画面正常，TSI系统和报警指示正常。

 c） 检查ETS保护投入（电跳机保护待并网后投入）。

d） 检查EH油泵运行正常， EH油压14.5±0.5MPa，EH油温35～60℃。

 e） 检查低压缸喷水减温系统正常,低缸喷水阀打开，高、中压缸温升及上、下缸温差正常。

f） 检查主蒸汽、再热蒸汽管道及汽机本体抽汽管道上的所有疏水门在开启位置。

g） 检查高、低压旁路系统和自动控制系统正常。

h） 检查所有监视设备、显示系统已投入正常，热工保护已全部投入。

 i） 检查 DEH汽机“脱扣”指示灯亮，汽机无跳闸指令，主汽门、调速汽门关闭。

j） 检查主蒸汽和再热蒸汽均有56℃以上过热度。

k） 挂闸时，应当监视LCD上阀门位置图。

 l） 挂闸前控制盘的状态显示如下:

二、 冲车方式 

1、 高中压缸联合启动方式 

a） 冲转条件满足后全面检查正常汇报值长，接冲转命令后记录冲转前的重要参数。

b） 做好冲动前记录和人员安排。

c） 检查DEH画面状态显示及ETS盘面正常。

d） DEH显示TV、GV、IV、RSV关闭，TV、GV、IV开度指示为零，发电机功率指示为零，手操输出指示为零，转速显示盘车转速，无故障报警信号。

e） 检查DEH操作盘上“自动”、“DPU01主控”、 “单阀”、 “ATC监视” 、“旁路投入”灯亮，LCD上转速、功率等参数显示正确。

f） 启动高压启动油泵，远方复置或在就地将机头危急遮断手柄置为“正常”位置进行挂闸，检查隔膜阀顶部油压在0.7Mpa以上。

g） 在DEH上点“挂闸”按钮，保持2秒，DEH显示“挂闸”正常，“挂闸”灯亮，“脱扣”灯灭，ETS机组挂闸通道显示灯亮，脱扣通道显示灯灭，DEH显示RSV1、RSV2全部开启，就地检查两个中压主汽门开启，注意盘车运行情况。

h） 当操作员接到值长可以冲转的命令后，按“IV控制”键，IV控制键灯亮，检查高压调门GV1～GV6应缓慢全开，注意汽轮机转速不应有明显飞升现象。

汽轮机准备冲车。

i） 待高调门全开后，设置目标值。

按下“目标值”，用数字键输入目标值600rpm，再按“确认”键，此时，保持灯亮。

按“进行”键灯亮，汽机开始自动升速冲转，检查中压调速汽门逐渐开启，机组按给定的升速率控制转速。

j） DEH内部设定升速率为每分钟100rpm，运行人员应该根据汽机冲转状态设定升速率。

即按“升速率”打入数字，再按输入。

升速率最高为每分钟300rpm。

k） 当转速升到600rpm，保持转速稳定4分钟，DEH控制自动切换为“TV控制”，“TV控制”键灯亮，IV控制灯灭，DEH进行IV/TV的阀切换后，由高主门和中调门联合控制升速。

2、 汽轮机冲车 

a） 当机组冲车后转速大于3.6rpm时，检查盘车齿轮自动脱扣，盘车电机自动停止。

若盘车齿轮未自动脱扣，推盘车手柄至脱扣位也无效时，应打闸停机，检查故障原因，故障排除后方可重新冲转。

b） 机组转速在600rpm前，对机组作全面检查，主要检查动静部分是否有摩擦。

c） 转速600rpm，在DEH操作窗口上“进行”键灯灭，“保持”键灯亮，机组停止升速，对机组进行全面检查。

1） 倾听机组声音正常。

2） 检查汽机本体、管道应无水击、振动现象,疏放水系统无异常。

3） 检查轴承金属温度、回油温度、轴承振动、轴向位移、差胀、绝对膨胀等都在正常范围内,上下缸温差在允许范围内。

4） 注意发电机氢压、氢气温度、密封油压、氢/油压差压正常。

5） 注意高、中压缸各点温度、温升及上下缸温差的变化。

6） 注意凝结水箱水位、除氧器和排汽装置的水位。

7） 注意润滑油压、EH油油压、油温、油箱油位。

8） 检查背压正常，控制排汽温度小于90℃。

9） 以上参数若超限或接近超限值有上升趋势或不稳定时，应立即汇报有关领导，同时禁止升速,查找原因。

10） DEH升速率的设定参见下表：

d） 转速大于600rpm，检查顶轴油泵自动停止。

e） 检查一切正常设定目标转速2450rpm，升速率每分钟100rpm。

按“进行”键灯亮，汽机开始升速。

机组升速直至2450rpm，密切监视润滑油压的变化。

f） 机组过临界转速时监视轴承振动情况，如振动超限保护未动作及时打闸停机，严禁硬闯临界转速。

g） 机组转速2450rpm，DEH盘“进行”灯灭，“保持”灯亮，目标值、给定值、实际转速趋于一致，进行中速暖机。

h） 中速暖机注意的问题：

1）在中速暖机期间，控制主汽温度在427℃以下，再热阀进汽温度保持260℃以上开始暖机。

2）锅炉维持蒸汽参数稳定运行，汽温升温速率控制在0.3—1.0℃/min范围内，汽温不得有下降趋势。

3）暖机时间最短不许少于1小时。

4）检查汽轮机排汽缸温度正常。

5）检查汽轮机胀差在规定范围内、轴向位移正常、缸体膨胀有明显增长趋势。

6）监视润滑油压正常。

7）检查氢压、氢温、密封油压、氢油压差等均正常，无漏氢现象。

8）检查发电机冷却水水压、流量，检漏计等均正常。

9）在暖机过程中，应检查LCD上TSI、DEH、DCS系统各监视参数无报警，主辅设备运行正常,并按时进行启停机记录本的记录。

 10） 监视高中压缸上下温差小于42℃。

i） 在汽轮机升速过程中汽轮机需要转速保持时，可在DEH“转速控制”操作窗口上按“保持”键，但必须符合转速保持图表要求，停留转速在临界转速范围以外。

j） 中速暖机结束，TSI及就地指示汽缸膨胀良好，检查系统无问题，开始继续升速。

k） 在DEH盘上设升速率100rpm，目标转速2900rpm，按“进行”键，机组开始升速。

l） 高主门和中调门联合控制升速到2900rpm时，维持转速稳定3分钟，继续升速至2950rpm，按“GV控制”，键灯亮，TV控制灯灭，DEH进行TV/GV的阀切换。

 TV/GV切换前由下列公式计算出高压蒸汽室金属温度，确认Ts大于主汽压力下的饱和温度方可切换。

 Ts=T1+1.36（T2-T1） Ts--蒸汽室金属温度 T1--蒸汽室外壁金属温度 T2--蒸汽室内壁金属温度 

m） 切换时间应少于2分钟，否则再进行一次，若仍不成功，应查明原因，处理后再进行切换。

n） 按下“GV控制”按钮，确认“TV/GV切换 ”，“TV控制”键灯灭。

 在LCD上注意高压调门从全开位置关下，当实际转速下降到2950rpm以下后，高压主汽门逐渐全开，高压调门控制汽轮机转速维持2950rpm，阀切换完成。

记录阀切换过程中转速波动值，一般不超过50rpm的波动值。

确认汽轮机为单阀控制。

o） 检查EH油系统、调节系统液压机构无漏泄无异常继续升速。

p） 设目标值3000rpm，升速率50rpm升速。

q） 机组转速达3000rpm，全面检查设备正常。

r） 确认DEH转速控制稳定。

s） 根据情况做机组远方、就地脱扣试验良好。

t） 主汽门、调汽门严密性试验（每次大修后；超速试验前）。

u） 做喷油试验良好（运行2000小时）。

v） 在并网和同步前，也可能进行超速试验和电气试验。

w） 检查确认主油泵出口油压1.666—1.764MPa，入口油压大于0.098 MPa，隔膜阀油压在0.7 Mpa以上，停止启动油泵，注意隔膜阀油压波动不大，检查润滑油压正常稳定，停止主机交流润滑油泵。

x） 进行自动同步操作。

按下“自动同步”键，灯亮。

此时，可通过同步装置向DEH发同步增或同步减的脉冲，DEH将汽机转速控制到同步转速，即可进行并网。

y） 冲转升速过程中的注意事项 

1）汽机冲转升速、暖机过程中应尽量保持汽压、汽温及水位等参数稳定；

2）在升速过程中严禁在临界转速区停留，通过临界转速时轴承振动不超过0.1mm，相对轴振动不超过0.254mm。

3）注意汽机本体、管道无水冲击及异常振动现象，汽机疏放水系统正常。

4）注意汽缸热膨胀、差胀、轴向位移、上下缸温差、内外缸温差、轴振及各轴承温度正常。

5）检查发电机氢、水、油系统运行正常，各参数显示正常。

6）注意润滑油压、温度、油箱油位、轴承油流温度和轴瓦温度，轴承回油流畅。

7）检查排汽装置压力小于20Kpa，空冷风机运转正常。

8）注意排汽装置、凝结水箱及高低加、除氧器的水位变化正常。

9）做电气试验时，DEH处无操作。

但应注意，假并网试验时，电气的并网信号不能送到DEH来。

否则，当机组实际并未并网，而有并网信号送入DEH，此时DEH由转速控制回路转到功率控制回路，为带初负荷将增加高调开度，必将引起汽机超速，使超速保护动作 

10） 注意旁路系统及各辅机的运行情况良好。

 3、 并列及带负荷 

a） 机组并网时，汽机应具备的条件 

1） 确认汽机在3000rpm运行时转速稳定，DEH装置正常。

2） 汽机3000rpm运行时各控制指标均无异常变化，辅机运行正常。

3） 机组在3000rpm下进行的试验工作已结束。

4） 主蒸汽温度、汽压稳定。

5） 发电机断水保护投入 

b） 机组各部正常，汇报值长，通知电气并列发电机。

c） 根据电气要求按下“自动同步”键灯亮。

d） 发电机并列后，“自动同步”灯灭，机组自动带初负荷至15MW左右。

e） 机组并网后，在DCS画面上全面检查各设备的指示状态、有无异常报警，特别是设备冷却介质参数。

f） 机组初负荷下暖机30分钟，在此期间，联系锅炉保持汽温汽压稳定，若主汽温度每变化2℃，稳定暖机时间增加1分钟。

g） 初负荷暖机注意事项：

1） 查高压通风阀在关闭状态。

2）投入高、低压加热器汽侧。

3）调整氢冷器及冷却水自动，检查氢冷却器出口温度正常 。

4）检查定子冷却水系统运行正常，冷却水投自动 。

5）检查空冷风机运行正常，排汽装置背压低于20Kpa。

h） 初负荷暖机结束，根据需要设定阀位运行方式，联系升负荷。

根据需要可投入“调节级压力投入 ”和“功率投入”回路。

i） 升负荷过程中应根据 “机组冷态启动运行曲线”保持负荷与蒸汽参数匹配。

j） 整个升负荷过程中，应按启动曲线保持负荷和蒸汽参数匹配：

k） 整个升负荷过程中，参照下列表格控制启动时间：

4、 机组5％负荷升至10%负荷 

a） 联系锅炉设定目标负荷30MW，负荷变化率6MW/min，按“进行”键灯亮，机组开始升负荷。

b） 当负荷达到30MW时主汽压力维持4.2MPa，维持主蒸汽温度360℃，再热汽温295℃ 

c） 机组需要做电超速和机械超速试验时，机组维持30MW负荷稳定运行至少4小时进行暖机，暖机结束后快速减负荷至零，解列发电机做超速试验。

 d） 超速试验结束后，恢复机组转速3000rpm，发电机重新并网，带负荷。

5、 机组10％负荷升至20%负荷 

a） 当负荷超过36MW时，检查汽轮机高压侧疏水门自动关闭，否则手动关闭。

b） 联系锅炉设定目标负荷60MW，负荷变化率9MW/min，按“进行”键灯亮，机组开始升负荷。

c） 当负荷达到45MW时，如果带旁路启动检查高、低压旁路自动关闭，低压缸喷水自动关闭停止。

d） 检查汽轮机轴封供汽自动切换为自密封方式，检查轴封供汽压力正常。

e） 除氧器供汽由辅汽倒为四段抽汽，除氧器滑压运行。

6、 机组20％负荷升至30%负荷 

a） 当负荷超过66MW时，检查汽轮机中压侧疏水门自动关闭，否则手动关闭。

b） 联系锅炉设定目标负荷90MW，负荷变化率9MW/min，按“进行”键灯亮，机组开始升负荷。

c） 当负荷达到90MW时，锅炉给水由30％旁路阀切换为主给水阀供水。

d） 给水切换过程中注意给水泵出口压力、勺管开度、转速、振动、差压、推力瓦温度的变化。

e） 检查空冷排汽装置及空冷系统运行正常，排汽背压小于20Kpa。

7、 机组30％负荷升至40%负荷 

a） 联系锅炉设定目标负荷120MW，负荷变化率9MW/min，按“进行”键灯亮，机组开始升负荷。

b） 当负荷达到120MW时，启动第二台给水泵，缓慢增加第二台给水泵出力，炉控制汽包水位正常，注意最小流量阀动作正常，给水差压正常；调整两台泵出口流量一致后，投入第二台给水泵自动。

8、 机组40％负荷升至50%负荷 

a） 联系锅炉设定目标负荷150MW，负荷变化率9MW/min，按“进行”键灯亮，机组开始升负荷。

b） 负荷达到150MW时进行汽轮机单/顺阀控制方式切换（在机组投产及大修后的六个月内，机组的阀门控制必须为单阀控制）。

9、 机组50％负荷升至60%负荷 

a） 联系锅炉设定目标负荷180MW，负荷变化率15MW/min，按“进行”键灯亮，机组开始升负荷。

b） 负荷达到180MW时，联系锅炉开启四段抽汽供辅汽电动门。

c） 空冷系统运行正常，排汽背压正常稳定投入背压保护。

10、 机组60％负荷升至70%负荷 

a） 联系锅炉设定目标负荷210MW，负荷变化率15MW/min，按“进行”键灯亮，机组开始升负荷。

b） 负荷达到210MW时，对系统全面检查，设定负荷上限为100%，负荷下限为70%，负荷变化率为15MW/min，主汽压力为16.75MPa，具备自动投入条件后,根据机组情况投协调控制系统。

c） 值长汇报中调机组具备投AGC条件，根据中调调度指令投AGC。

 11、 机组70％负荷升至100%负荷 

a） 联系锅炉设定目标负荷300MW，负荷变化率15MW/min，按“进行”键灯亮，机组开始升负荷。

b） 负荷达到300MW时，全面检查一切正常，确认各种保护均投入，自动装置正常。

12、 冷态启动注意事项 

a） 机组冲动前润滑油温保持35－45℃。

b） 机组冲动前,程控疏水门及手动疏水门就地实际位置和盘上显示相一致且处于全开状态，同时疏水通畅。

c） 机组冲动后转速大于3rpm，盘车机构能够自动退出，否则立即停机。

d） 机组启动过程中严密监视汽轮机组各轴承振动及金属温度的变化，如超标应立即打闸停机。

注意不要在临界转速区停留。

e） 严禁采用降速暖机和硬闯临界转速等方法来消除振动。

f） 注意监视汽缸的绝对膨胀和相对膨胀，防止汽缸膨胀受阻，汽缸膨胀应连续胀出，没有卡住现象。

g） 注意监视汽温、汽压、背压、串轴、油压、油温、排汽装置水位、凝结水箱水位、除氧器水位、轴封压力、发电机风温。

h） 在升速过程中注意检查各轴瓦回油温度正常，控制润滑油温度38℃～49℃。

i） 汽轮机定速后，停止高压启动油泵、交流润滑油泵期间，应加强监视和联系，避免油压波动。

j） 检查汽机本体及蒸汽管道疏水畅通，无水击振动和泄漏。

 k） 机组启动过程中，发现汽缸上、下壁温差大于42℃时，应立即查明原因，检查疏水阀的状态，如汽缸上、下温差达56℃以上时，机组打闸。

l） 当汽轮机转速达2950rpm阀切换时，应满足阀切换的条件。

13、 冲车过程中及带负荷控制指标 

a） 主蒸汽温升速度1.5℃/min～2.5℃/min，再热蒸汽温升速度2℃/min～3℃/min。

b） 汽缸壁温升速度2℃/min～2.5℃/min。

c） 高中压缸上、下缸温差不大于42℃。

d） 主、再热蒸汽温差不许高于42℃，空载时不允许高于83℃。

e） 胀差在-1.45mm～16.39mm范围内。

f） 轴向位移在-0.9mm～＋0.9mm之内。

g） 机组启动过程中，中速暖机前轴承振动不超过0.03mm，通过临界转速时轴承振动不超过0.1mm，相对轴振动不超过0.254mm。

h） 推力瓦金属温度不允许超过99℃，支持轴承温度不许超过107℃，各轴承回油温度不许超过77℃。

i） 注意空冷风机运行情况，维持背压小于20Kpa。

 低压缸排汽温度不许超过121℃。

三、 并列后试验措施 

冲转并网后完成以下试验（4小时） 

1、主控室手动停机 

2、就地手动停机 

3、主汽门、调速汽门严密性试验 

4、超速试验 

1）、DEH超速保护（110％）：

2）、TSI超速保护（110％）：

3）、机械超速保护：

4）、汽轮机