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1、孙长生: 电话0 5 7 1 - 5 1 2 1 1 6 5 3 1 3 8 5 7 1 3 8 8 1 5 邮箱s c s 5 4 s i n a . c o m ; 网址H t t p / / w w w . p p t a u . c o m 工作单位：浙江省电力试验研究院 兼：电力行业热工自动化技术委员会 付秘书长 热工交流资料3 发电厂热控系统试验 热控自动化系统试验 1. 测量仪表与设备校验： 2. 分散控制系统测试与试验 3. 开关量控制系统的调整试验 4. FSSS的调试与试验 5. 自动调节控制系统试验 6. DEH控制系统试验 1)仪表校验环境,校验用标准仪表、仪器的零位偏
2、差 、有效期、与被校对象的阻抗匹配等，符合计量要求。 2)标准仪器选择符合规定。如弹簧压力表标准器允 许误差的绝对值应不大于被测表的1/4 。 3)微压压力开关校验时,注意膜盒放置与安装位置一 致。微压测量仪表校验时, 并要注意膜盒内无积水。 4)压力仪表校验到上限时，要进行耐压。 5)压力开关校验重复三次，误差计算问题（规程） 6)仪表校验时,应进行外观和绝缘检查,通电热稳定 后进行耐压,调前精度校验。精度计算时注意量程范围、 精度等级。 7)误差校验至最小，防现场环境温度变化引起误差 校验中的注意问题 测量仪表与设备校验1 ? 仪表均应进行调校前校验，当调校前误差 2/3允许基本动作误差时
3、须进行调整。 ? 校验后的仪表误差，宜控制在2/3允许基本 动作误差范围内。 ? 校验压力仪表过程中。如需调整，不要将压 力突然全部泄去，应缓慢下降， 防止对标准仪器造 成冲击。 ? 检查标准计量表计的零位应符合精度要求。 ? 注意校验记录点，通常正行程校验时不记零 点，反行程校验时不记量程上限值。精度计算时注 意量程应是量程上限- 下限量程。 ? 力学类仪表校验量程上限时，应关闭校准器 通往被检仪表的阀门，耐压3min无泄漏； 8) 仪 表 校 验 通 用 要 求 ?仪表允许误差计算时，注意上限值的精度 等级与其它点的不同。 ?校验点通常选择准刻度点进行。 ?校验时应进行轻敲位移偏差检查。
4、9) 压 力 表 校 验 10） 智 能 变 送 器 校 验 ?初次校准时应施加被测物理量进行，以后校 准可以通过手操器进行。当仲裁检定时，应施加被 测物理量校准。 ?调整阻尼，不影响变送器测量准确度和稳定 度。变送器出厂时通常设有阻尼。 ?安装户外，定货时可选择具有防雷功能，或 在现场加电容。 ?振动试验检查：在开关设定点切换前后，对开 关进行少许振动，其接点不应产生抖动。 ?若铭牌上未给出准确度等级或无分度值的开关 和控制器，其设定点动作差应不大于测量量程绝对 值的1.5%；恢复差不可调的开关元件，其恢复差 应不大于设定值允许动作差绝对值的2倍，恢复差 可调的开关元件，其恢复差应不大于设定
5、值允许动 作差的1.5倍。 ?重复性误差校准，设定点动作误差连续测定3 次；其值应不大于开关或控制器允许设定值误差的 绝对值。 11） 压 力 开 关 校 验 ?热电偶检查内容与质量要求见DL/T774- 2004检修规程. ?感温元件的绝缘电阻测试。 ?铠装热电偶注意测量端是否接地。 ?新安装于高温高压介质中的套管，应具有材 质检验报告，其材质的钢号及指标应符合规定要 求 。 12） 热 电 偶 校 验 ?大小修后的测量系统应进行系统综合误差校 准，校准点包括常用点在内不少于5点（下限值只 检下行程，上限值只检上行程）； ?系统综合误差的校准应在系统各单体设备校 准工作结束并合格后进行； ?
6、合上系统中各个设备的电源，按系统中预热 时间最长的仪表的预热时间进行预热； ?在测量系统的信号发生端（温度测量系统可 在线路中）输入模拟量信号，在测量系统的显示 端记录显示值，进行系统综合误差校准； ?若综合误差不满足要求，应对系统中的单体 仪表进行校准或检修。 12） 系 统 综 合 误 差 校 验 2 1）分散控制系统试验前的准备工作： 系统设备外观和安装环境条件检查，接地、 电缆及接线检查，软件检查 2） 现场过程控制站机柜上电、人机接口系 统设备上电、控制系统软件恢复。 3）热工信号系统检查 4）测试与试验项目 ?电源电压测试 电压测量 自备UPS的通讯检查与性能测试 电源切换及备用时
7、间试验试验 机 组 联 锁 保 护 及 试 验 分散控制系统测试与试验 ? 控制系统基本性能测试 操作员站或服务器的冗余切换试验 控制站主控制器模件冗余切换试验 控制回路可靠性试验 通讯总线冗余切换试验 模件、控制系统及机柜供电冗余切换试验 容错性能试验 模件热拔插试验 系统实时性测试 系统响应时间的测试 系统存贮余量测试 通信网络系统荷率的测试 抗干扰能力试验 控 制 系 统 测 试 ? 系统基本应用软件功能的测试 系统组态和在线下载功能试验 操作员站人机接口功能试验 记录、报表、打印功能检查试验 通讯接口连接试验 ? 数据采集系统的验收 输出通道数据自保持功能测试 输入参数二次计算功能测试
8、 输入参数修正功能的检查 超限诊断报警功能的检查 输入过量程诊断功能检查 输入信号短路诊断保护功能校准 控 制 系 统 测 试 热电偶输入信号断偶诊断功能检查 热电阻输入信号短路或断路诊断功能检查 参数变化速率诊断保护功能检查 输入信号断路诊断功能检查 输入信号冗余功能检查 输出模件的输出信号短路和断路诊断保护功能 检查 SOE记录和事故追忆系统 历史数据存储和检索功能试验 性能计算功能检查 I/O信号处理精度检查测试 控 制 系 统 测 试 3 从安全级别来说，单元机组的联锁保护分为机 组级和设备级两层。 机组级联锁保护的目的是实现重大故障情况下 的安全停炉和停机，主要有：锅炉主燃料跳闸（
9、MFT）主汽轮机跳闸。大机组的机炉联锁 设备级联锁保护的目的是既要保护设备又要保 护热力系统，在局部故障下努力维持机组的安全运 行。设备级的联锁保护主要有：报警条件、启动许 可条件、停止许可条件、跳闸条件、备用设备的自 启停条件等等。 锅炉辅机设备主要联锁保护及试验 汽机辅机设备主要联锁保护及试验 机 组 联 锁 保 护 及 试 验 开关量控制系统的调整试验 开关量控制系统控制着机组的绝大多数辅机 及其相关设备，控制范围广，控制设备多，控制 逻辑繁杂，同时还监视着机组的大量设备状态、 过程参数。因此该系统的水平直接影响整个机组 的控制水平。OCS除了对机组的辅助设备实行启/ 停、开/关等联锁控
10、制外，在机组运行过程中，在 子功能组内的各设备还可以按指定的顺序进行程 序启/停、开/关控制。OCS主要控制的设备类型 有：泵、风机、关断挡板、电动门和电磁阀等。 开关量控制系统所涉及的设备与系统较多， 调试与试验内容主要是锅炉和汽机辅机以及构成 系统的有关阀门和挡板动作的可靠性，现场与 CRT显示的一致性，联锁保护、程序控制逻辑动 作的正确性。 O C S 调 整 试 验 内 容 锅炉辅机及系统通常包括以下内容： 锅炉风烟系统、引风机及其系统；送风机及其 系统；一次风机及其系统；空预器及尾部烟道 系统；锅炉给水管道有关阀门；过热器再热器 减温水系统有关阀门；锅炉疏水，排污，放水 系统； 汽机
11、辅机及系统通常包括以下内容： 主蒸汽管道疏水系统；凝结水系统；给水系统 ；汽机抽汽、高低加疏水系统；真空系统；抗 燃油系统；润滑油系统；顶轴油盘车系统；汽 机本体疏水系统；汽机轴封系统；发电机密封 油系统；发电机定子冷却水系统；循环水系统 ；开式循环水系统；闭式循环水系统；工业服 务水系统；仪用空气系统；厂用空气系统。 O C S 调 整 试 验 内 容 FSSS的调试与试验4 火焰检测器调试分为静态调试和动态调试两个阶段： 静态调试是指锅炉启动前对火焰检测器系统的调试。 主要包括检查确认回路接线正确牢固，火焰输出触点状态 满足实际要求。试验供电冗余和通讯的可靠性，测量电源 电压值与设计值的偏
12、差，完成火焰处理器初始值设置。 动态调试是指锅炉启动后对火焰检测器系统的调试。 根据对锅炉从启动到满负荷运行过程中临界工况、低负荷 工况及危险工况实时数据的采集、统计、计算与处理，得 出每一个燃烧器的燃烧特性，判定有火/无火条件的强度和 频率设定值，获取提高单角鉴别率与提高可靠性的最佳结 合点，调整每个火焰检测器的内部参数至最佳检测效果， 确保锅炉运行期间真正发生全炉膛灭火时火焰检测器能正 确动作，在正常运行工况下不出现误动，输出至DCS的火 焰模拟信号准确。 火 焰 检 测 器 的 调 试 与 试 验 基建机组或机组大修后重新起动前，完成对所 有子系统进行联锁试验；小修后或停用超过规定时 间
13、的机组重新起动前应对机炉大联锁、锅炉保护联 锁、汽机保护联锁、检修期间对运行中异常的项目 进行试验；此外在条件许可的情况下，运行中还应 对重要保护系统进行定期试验。 FSSS系统通常编制规范的试验操作卡。 试验信号一般尽量通过采用物理方法获得。 FSSS系统通常只进行静态试验。试验中选择其 中一个信号条件，当条件满足后检查逻辑中所有联 动设备动作正确后，其它信号条件试验只须确认出 口信号、状态、报警及首出信号显示正确为止。 F S S S 试 验 要 求 F S S S 系统调试与试验，由测量元件、执行设 备的单体调试及联调和控制逻辑的调试、联锁试 验及投运，主要调试和试验内容： 1）对控制对
14、象（阀门、档板等），测试与 核准开关方向上的全行程动作时间。设定的开、 关允许时间值，宜大于测试值（25）秒。开、 关和转动方向与CRT显示一致， 2 ）功能试验：炉膛吹扫功能：油系统检漏功 能：油燃烧器控制功能：制粉系统控制功能：主 燃料跳闸及首出原因记忆；风烟系统大联锁等功 能试验 F S S S 系统的在线测试 ：F S S S 系统功能测 试、性能测试、文档验收以及F S S S 系统的动作正 确性、完好率和接入率 。 F S S S 试 验 内 容 FSSS系统的全炉膛灭火动态试验，对机组 有一定的潜在危害性，因此除新上机组或控制系 统有较大修改的机组应进行外，一般宜以静态试 验方法
15、确认为妥；必须进行的FSSS系统动态试 验，宜放在机组启、停过程中进行；试验前要充 分考虑并做好安全防范措施。动态试验期间若出 现异常情况，应立即中止试验并恢复设备原运行 方式；故障查明原因并消除后，经批准方可继续 进行试验。 1）试验前应满足的条件 2）试验步骤 全 炉 膛 灭 火 动 态 试 验 自动调节控制系统试验5 根据运行曲线，定期进行控制品质及动态 性能分析。控制品质不能满足运行要求时，及 时进行调整试验。 调节系统品质试验、协调系统负荷摆动试 验、以及必要的阀门特性试验，按DL/T774、 DL/T656要求进行。 控制系统进行较大的修改或能影响控制品 质的系统设备进行检修后，应
16、及时进行扰动试 验验证。 汽包水位控制系统试验5.1 汽包锅炉的给水控制系统由汽包水位控制 系统和给水泵最小流量再循环控制系统组成。 低负荷下，采用单冲量汽包水位控制，主要由 给泵出口旁路调节门控制。30%负荷以上则采 用三冲量汽包水位控制系统，定速给水泵系统 由给水泵出口调节门控制汽包水位；电动调速 给水泵和汽动调速给水泵系统则控制给水泵转 速。 汽 包 水 位 控 制 系 统 给水流量扰动下汽包水位动态特性试验目的，求取给水 流量变化下汽包水位变化飞升特性曲线，试验高、低负荷下 进行，每一负荷下试验不少于两次，基本方法： 1）保持机组负荷稳定、锅炉燃烧率不变；给水控制置手 动，手操并保持在
17、下限水位稳定运行2min左右； 3）一次性快速改变给水调门开度，使给水流量阶跃增加 15%额定流量左右；保持其扰动不变，记录试验曲线； 4）待水位上升到上限水位附近，手操并保持在上限水位 稳定运行； 5）一次性快速改变给水调门开度，使给水流量阶跃减小 15%额定流量左右；保持其扰动不变，记录试验曲线； 6）待水位降到下限水位附近结束试验。 重复上述试验23次，分析给水流量阶跃扰动下汽包水 位变化的飞升特性曲线，求得其动态特性参数（飞升速度） 和（迟延时间）。 汽包水位动态特性试验 新投运或检修后的调门应进行流量特性试验，要求： 1）给水泵出口调节门全开时的最大流量，满足单台给 水泵最大负荷要求
18、并有10的裕量；启动给水泵出口旁路 调节门全开时的最大流量，满足30%机组负荷下的流量要 求并有10的裕量。 2）调门全关时，漏流量小于调节门最大流量10。 3）调门特性曲线的线性工作段应大于全行程的70%， 其回程误差不大于调节门最大流量的3。 4）调节门的死行程应小于全行程的5。 给水调节门流量特性试验的基本方法： 1）试验前检查调整门全开时给水压力是否达到额定值 ，否则应通过调整抬高给水压力； 2）试验时，置给水调节于手动控制方式； 3）在机组运行工况稳定的情况下，手动单方向间断地 开大调节阀，每次以10%幅度为宜，直至调节阀全开 4）然后再以同样方式关小，直至全关； 5）每次减小或开大
19、操作都必须待流量稳定后进行。 给水调节阀流量特性 负荷大于30%后，汽包水位由两台汽泵控制，控制系 统为三冲量控制方式。 汽包水位定值扰动试验步骤： 检查软件组态和定值及参数设置，确认调节器作用正 确，参数合理。 通过模拟试验分别检查各子系统内回路 设定值生成回路。 确认该系统各信号变送器投入正常运 行。待机组运行工况满足自动系统投运要求，汽包水位 接近设定值，将系统投入自动，待系统调节稳定。 汽包水位稳定在设定值15分钟后，开始进行定值扰 动试验： 1）解除系统设定值的速率限制，阶跃改变汽包水位 设定值（扰动量为：300MW等级以下机组40mm， 300MW等级及以上机组60mm），观察系统
20、调节阀响应 情况及汽包水位的变化趋势，记录试验结果。 2）计算汽包水位的最大动态偏差、最大稳态偏差、 稳定时间并记录。 3）恢复系统设定值的速率限制，结束试验。 汽包水位控制定值扰动试验 汽温控制包括过热汽温控制和再热汽温控制。 汽温控制一直是电厂模拟量控制系统的难点，主要 是汽温控制对象具有大迟延、大惯性、非线性和时变性 等特点，采用常规和简单的控制规律难以获得好的调节 效果。 目前工程中常用的汽温控制系统，还是采用最基本 的串级调节和具有导前微分的双回路控制结构，并在此 基础上引入SMITH预估、参数自适应等控制策略。西门 子公司和ABB Bailey公司的主汽温度控制策略非常具有 代表性
21、。汽温控制系统的整定，常常需要在典型负荷工 况下，进行汽温控制对象特性试验，获得较为准确的对 象动态特性数学模型。切线法和两点法，是从阶跃响应 曲线中，求取汽温控制对象特性参数的两种基本方法。 汽 温 控 制 系 统 5.3汽温控制系统试验5.3 汽温控制对象特性试验主要包括以下内容： 1）二级减温水扰动下主蒸汽温度、二级减 温器后导前汽温动态特性； 2）一级减温水扰动下二级减温器前蒸汽温 度、一级减温器后导前汽温动态特性； 3）摆动燃烧器倾角（或尾部烟道控制挡板 ）时的再热蒸汽温度动态特性； 4）再热器减温水扰动下的再热汽温动态特 性。 试验所要求的几种典型负荷工况，应根据所 采用的控制策略
22、确定，至少应分别在70%和 100%两种负荷下进行，每一负荷下的试验应不 少于两次。 汽温控制对象特性试验内容 减温水扰动下汽温动态特性试验方法 1）减温控制切为手动方式； 2）在机组运行工况稳定的情况下，快速手 操减温水调节阀，即一次动作关小（阶跃）减温 水调节阀开度，使减温水流量的变化尽量接近阶 跃响应，幅度以减小（或开大）10%减温水流量 为宜； 3）记录主汽温度变化情况； 4）待主汽温度上升（或下降）并稳定在新 值时结束试验。 汽温控制对象特性试验方法 新投入使用或检修后的减温水调节阀应满足以下 质量要求： 1）调节阀的最大流量应满足锅炉最大负荷要求 ，并约有10%的裕量； 2）调节阀
23、漏流量应小于其最大流量的10%； 3）调节阀特性曲线应呈线性，线性工作段大于 全行程70%，其回程误差小于最大流量3%； 4）调节阀的死行程应小于全行程的5%。 减温水调节阀流量特性试验的基本方法要点： 1）在机组运行工况稳定的情况下，手动单方向 间断地开大减温水调节阀，每次以10%幅度为宜，直 至调节阀全开； 2）然后再以同样方式关小，直至全关； 3）每次减小或开大操作都须待流量稳定后进行 减 温 水 调 节 阀 静 态 特 性 5.3 现代协调控制技术的典型代表是直接能量平衡 控制系统（DEB）和直接指令平衡控制系统（DIB ）。它们的共同特点是对动态特性差异较大的锅炉 和汽轮发电机组进行
24、整体负荷平衡控制，使机组尽 快响应调度的负荷变化要求，并保持主汽压力和机 炉各主要运行参数在允许的范围；在一些特定的工 况下，通过保护控制回路和控制方式转换保持机组 的稳定和经济运行。 火电厂协调控制系统主要包括机组负荷指令控 制、汽机主控、锅炉主控、压力设定、频率校正、 RB等控制回路；它直接作用的执行级是锅炉控制 系统和汽机控制系统 协 调 控 制 系 统 任 务 协调控制系统试验5.3协调控制系统试验 协调系统功能测试，主要包括： 1）控制方式无扰动切换：AGC远方/就地控制方 式的无扰动切换、CCS的协调控制、锅炉跟随控制 、汽机跟随控制之间的无扰动切换、模拟量控制系统 所有手动/自动
25、方式之间的无扰动切换、给水控制系 统单/三冲量控制方式之间的无扰动切换等 2）偏差报警：冗余测量信号之间的偏差、控制 输出指令与执行器位置反馈之间的偏差、调节器的被 调量和设定值之间的偏差等。 3）方向性闭锁保护：协调控制系统负荷指令增 减闭锁、炉膛压力对送引风机动叶调节开/关闭锁、 燃料量和风量交叉限制等 4）超驰控制保护：协调控制系统负荷指令迫增/ 迫降、炉膛压力防内爆超驰保护、机组启停时磨煤机 超驰控制等。 减 温 水 调 节 阀 静 态 特 性 1）机组负荷调至试验负荷段，稳定机组运行工况， 在机炉协调控制方式下进行单方向负荷设定值变动试验； 2）机组负荷指令变化率：直吹式2% 或3%
26、 Pe /min 、中储式3% 或4% Pe /min、负荷变动量P=15% Pe； 3）机组负荷及各主要参数稳定运行10min后，再进行 反方向的变动试验； 4）增减负荷试验可分别进行13次。 根据负荷变动试验的动态曲线，计算出负荷变化的最 大动态偏差、稳定时间、负荷响应纯迟延时间和实际负荷 变化率。 根据机组各主要参数的动态曲线，计算主汽温、再热 汽温、主汽压力、炉膛压力、汽包水位等被调参数的最大 动态偏差和稳定时间； 当机组运行工况稳定后，分别记录机组各主要参数变 化曲线(试验时间不少于1h，也可利用分散控制系统的历 史数据)，并根据最大波动数据计算出各参数的稳态偏差 协 调 控 制 系
27、 统 负 荷 变 动 试 验 负荷变动试验时的注意事项及安全措施： 1）试验过程中，运行人员应密切监视锅炉、汽 机运行主要参数，发现影响机组安全运行的情况时， 应停止试验。 2）在试验中若发生异常情况应立即终止试验， 并按照运行规程及预先制订的试验反措及时 进行处理，待异常消除后再确定是否继续进行试验。 3）当出现影响机组安全的异常情况时，应暂停 试验，查清原因后再继续进行 4）在协调控制系统调试及试验的过程中，原则 上操作人员只需改变负荷设定值，不介入其它控制， 但在影响机组安全的异常情况下应立刻中断该试验， 并将协调控制系统切到手动 。 协 调 控 制 系 统 负 荷 变 动 试 验 5.
28、4 当发生部分主要辅机故障跳闸，使锅炉最大出 力低于给定功率时，协调控制系统将机组负荷快速 降低到实际所能达到的相应出力，并控制机组在允 许参数范围内继续运行，该过程称为RB。 RB试验的目的是检验机组和控制系统在故障下 的适应能力，RB功能的实现为机组在高度自动化 运行方式下提供了安全保障。 RB控制策略主要由模拟量控制系统(MCS)和燃 烧器管理系统(BMS)共同实现 R B 控 制 系 统 RB控制系统试验 在机组停运的情况下，按设计的功能依次模拟 RB产生的条件，进行RB功能模拟试验。试验中， 主要应检查以下一些内容： 1）所有的RB数字量输入回路能够正确动作； 2）负荷运算回路、负荷
29、指令变化速率等RB控 制参数已正确设定； 3）协调控制系统输出至FSSS跳磨或给粉机的 控制逻辑正确，数字量输出回路能正确动作； 4）协调控制系统在RB发生后能够自动切换到 TF方式运行； 5）RB时，主汽压采用的定压/滑压方式符合设 计要求，一般应切换到滑压方式运行； 6）滑压运行方式时，滑压速率参数设定应根 据不同RB的特点正确设定。 R B 功 能 模 拟 试 验 在进行RB动态试验之前，应检查具备以下条件： 1）协调控制系统及控制子系统已正常投用，并完成相 应的定值扰动和负荷摆动试验，调节品质合格； 2）协调控制系统在TF方式下定值扰动试验合格，调 节品质符合要求。参考指标：0.60.
30、8MPa定值扰动下， 过渡过程衰减率=0.70.9、稳定时间6min； 3）RB功能模拟试验已完成，结果满足要求； 4）机组保护系统已正常投入 。 在进行正式的RB动态试验之前，一般应进行预备性试 验，以确认协调控制系统在RB工况下能正确进行控制，并 根据预备性试验的结果相关参数进行适当调整。 RB正式试验一般在90%Pe以上负荷工况下进行，以考 核机组和协调控制系统在RB工况下控制能力。动态试验应 按设计的RB功能分项进行，记录各被调量的动态曲线。 RB试验的品质指标：机组RB试验时，参数波动范围 不危及机组安全和不引起机组保护动作跳闸，即为合格 R B 功 能 动 态 试 验 6 汽机数字
31、式电液控制系统（digital electro- hydraulic control system）简称DEH控制系统 或D- EHC，是按电气原理设计的敏感元件、数字 电路，按液压原理设计的放大元件和液压伺服机 构构成的汽轮机控制系统。 DEH的主要功能有：阀门管理、机前压力控 制、汽机自启动、热应力计算、超速保护控制、 超速保护跳闸、汽机跳闸保护、阀门在线试验、 汽机保护在线试验等。 D E H 功 能 DEH控制系统试验 1）汽机转速、频差、功率信号检测回路校 验 2）操作界面及接口检查 3）执行机构校验 4）阀门位置指示校准 5）快速卸荷阀性能试验 6）AST电磁阀试验 7）OPC电磁
32、阀试验 8）隔膜阀试验 9）行程开关校准 D E H 静 态 试 验 1）功能检查及模拟试验：功能检查；保护 联锁逻辑条件与设计一致性检查；重点对机前压 力调节控制回路、定冷水失去保护、PLU回路。 2）阀门特性试验项目： ? 高中压主汽门调整试验 ? 低压旁路阀的调整试验； ? 全周进汽方式下高压调门的调整试验； ? 部分进汽方式下高压调门的调整试验 ； 3）伺服系统迟缓率特性测试； 4）汽门快关时间测定试验 5）调速器特性试验 6）一次调频模拟试验 D E H 动 态 试 验 7）调门柜预暖试验 8）阀门活动性试验 9）阀门的单阀/多阀切换试验 10）跳闸保护 回路检查试验 11）危急遮断器充油试验 12）超速跳闸保护（OPT）功能检查 13）机械超速试验 14）防进水保护功能检查 15）汽阀严密性试验 16）甩负荷试验 D E H 动 态 试 验 不当之处，敬请指正不当之处，敬请指正