DL T 996-2019 火力发电厂汽轮机控制系统技术条件.pdf

1、 DL / T 996 2019 ICS 27.100 F 24 备案号： -20 中华人民共和国电力行业标准 DL / T 996 2019 代替 DL / T 996 2006 火力发电厂汽轮机控制系统技术条件 Specification of steam Turbine control system for thermal power plant Boiler refractory material for thermal power plant Boiler refractory material for thermal power plant 火力发电厂锅炉耐火材料 火力发电厂锅炉耐

2、火材料 2019-06-04发布 2019-10-01实施 国家能源局 发 布 DL / T 996 2019 I 目 次 1 范围 . 1 2 规范性引用文件 . 1 3 术语和定义 . 2 4 基本规定 . 4 5 应用功能 . 4 5.1 基本要求 . 4 5.2 人机接口 . 5 5.3 控制功能 . 6 5.4 限制功能 . 9 5.5 保护功能 . 10 5.6 试验功能 . 10 6 电子控制装置 . 10 6.1 系统结构 . 10 6.2 基本要求 . 10 6.3 冗余配置要求 . 12 6.4 安全性要求 . 12 6.5 人机接口 . 13 6.6 控制器 . 14 6

3、.7 机柜和接地 . 15 6.8 过程输入/输出（I/O） . 16 6.9 电源 . 17 6.10 就地仪表 . 18 7 液压系统 . 18 7.1 执行机构 . 18 7.2 电液转换装置 . 20 7.3 油系统 . 20 7.4 保护和限制功能 . 21 8 技术文件 . 21 8.1 基本要求 . 21 8.2 硬件资料 . 21 8.3 系统软件资料 . 22 8.4 应用软件资料 . 22 8.5 I/O 清单和现场总线网段设计资料 . 22 8.6 其他资料 . 23 9 包装和贮存 . 23 9.1 包装要求 . 23 9.2 贮存 . 23 DL / T 996 20

4、19 II 10 试验 . 24 10.1 工厂验收测试(FAT) . 24 10.2 现场验收 . 26 10.3 考核与质保 . 26 10.4 可用率测试 . 27 DL / T 996 2019 III 前 言 本标准按照 GB/T1.1-2009 给出的规则起草。 本标准是对 DL/T 996-2006火力发电厂汽轮机电液控制系统技术条件的修订。除编辑性 修改外主要技术变化如下： 增加了给水泵汽轮机数字式电液控制系统（ MEH）的内容。 标准适用容量限定为 300MW 及以上机组。 术语和定义按照 DL/T 701-2012 进行了更新。 原总则变更为基本规定，基本规定仅做整体要求。

5、 原第 8 章技术规范中具体的要求和指标并入应用功能、电子控制装置、液压系统相应 条款中。 扩充和完善了应用功能中人机接口、控制功能等相关内容。 原电子和保护系统变更为电子控制装置，相关条款进行了扩充。 原液压和保护系统变更为液压系统，相关条款进行了扩充。 增加包装和贮存、试验两个章节。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。 本标准由中国电力企业联合会提出。 本标准由电力行业热工自动化与信息标准化技术委员会（TC28）归口。 本标准起草单位：西安热工研究院有限公司、大唐彬长发电有限责任公司、上海电气电站设 备有限公司、大唐长春第三热电厂、浙江大唐国际乌

6、沙山发电有限公司、中国电力工程顾问集团 西北电力设计院有限公司。 本标准主要起草人：高海东、曾卫东、贺文健、盛伟岸、杜学聪、杨永青、申景军、贾强邦、 黄金宝、黄海跃、熊康军、夏心磊、高景辉、王伟、唐志卓、昌鹏、宁海琪、顾宏斌。 本标准自实施之日起，代替 DL/T 996-2006。 本标准首次发布时间： 2006 年 06 月 01 日，本次是第一次修订。历次版本发布的情况为： DL/T 996-2006 本标准在执行过程中的意见和建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广 路二条一号， 100761） 。 DL / T 996 2019 1 火力发电厂汽轮机控制系统技术条件 1

7、范围 本标准规定了火力发电厂汽轮机控制系统的功能、性能和技术要求。本标准中的汽轮机 控制系统包括数字式电液控制系统（ DEH）和汽给水泵汽轮机数字式电液控制系统（ MEH） 。 本标准适用于新建或改扩建火电厂单机容量 300MW及以上机组的汽轮机控制系统，其它 容量机组的汽轮机控制系统可参照执行。 火电厂其它驱动式汽轮机控制系统可参照本标准的 有关部分执行。 2 规范性引用文件 下列文件对本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用 于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T 2421.1 电工电子产品环境试验 概述和指南 G

8、B/T 4208 外壳防护等级（IP 代码） GB/T 7596 电厂运行中矿物涡轮机油质量 GB 11120 涡轮机油 GB/T 13384 机电产品包装通用技术条件 GB/T 17214.1 工业过程测量和控制装置工作条件 第 1 部分：气候条件 GB/T 17626.2 电磁兼容 试验和测量技术 静电放电抗扰度试验 GB/T 17626.3 电磁兼容 试验和测量技术 射频电磁场辐射抗扰度试验 GB/T 17626.4 电磁兼容 试验和测量技术 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验 GB/T 17626.5 电磁兼容 试验和测量技术 浪涌（冲击）抗扰度试验 GB/T 17626.8 电磁兼容 试验和

9、测量技术 工频磁场抗扰度试验 GB/T 17626.11 电磁兼容 试验和测量技术 电压暂降、短时中断和电压变化的抗扰度 试验 GB/T 18271.3 过程测量和控制装置 通用性能评定方法和程序 第 3 部分：影响量影 响的试验 GB/T 26863-2011 火电站监控系统术语 GB/T 29247-2012 工业自动化仪表通用实验方法 GB/T 30372 火力发电厂分散控制系统验收导则 GB/T 30370 火力发电机组一次调频试验及性能验收导则 GB 50229 火力发电厂与变电所设计防火规范 DL/T 571 电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则 DL/T 656 火力发电厂汽轮机控制

10、及保护系统验收测试规程 DL / T 996 2019 2 DL/T 701 火力发电厂热工自动化术语 3 术语和定义 DL/T 701界定的以及下列术语和定义适用于本文件。为了便于使用，以下重复列出了 DL/T 701 中的一些术语和定义。 3.1 数字式电液控制系统（DEH） digital electro-hy draulic control system 由按电气原理设计的敏感元件、数字电路（计算机），以及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。 DL/T 701-2012，定义 4.53。 3.2 给水泵汽轮机数字式电液控制系统（MEH） micro-elec

11、tro-hydraulic control system 用微型计算机及液压伺服机构实现给水泵汽轮机各项功能的控制系统。 注： 实际上也是数字电液控制系统， 但为了与主汽轮机的 DEH相区别， 习惯上称为 MEH。 DL/T 701-2012，定义 4.59。 3.3 单元机组协调控制系统（CCS） unit c oordinated control system 单元机组的一个主控系统， 作用是对动态特性差异较大的锅炉和汽轮发电机组进行整体 负荷平衡控制，使机组尽快响应调度的负荷变化要求，并保证主蒸汽压力和机炉主要运行参 数在允许的范围内。在一些特定的工况下，通过保护控制回路和控制方式的转换

12、保持机组的 稳定和经济运行；主要包括机组负荷指令控制、机炉主控、压力设定、频率校正、辅机故障 减负荷等控制回路；直接作用的执行级是锅炉控制系统和汽轮机控制系统。 DL/T 701 2012，定义 4.16 3.4 转速控制 speed control 是汽轮机控制系统的功能之一，在汽轮机启动、升速和定速运行过程中，按照设定的目 标转速和升速率改变和 /或维持汽轮机转速。 DL/T 701 2012，定义 4.54 3.5 负荷控制 load con trol/load governing 是汽轮机控制系统的功能之一，是在机组并网后，按照设定的目标负荷和升负荷率改变 或维持机组负荷的一种功能。

13、DL/T 701 2012，定义 4.55 3.6 主汽压力控制 main ste am pressure control 汽轮机控制系统的功能之一， 是根据主汽门前汽压与主汽压力定值之间的偏差控制调速 DL / T 996 2019 3 汽门开度，以维持主汽压力在设定值的一种功能。 DL/T 701 2012，定义 4.58 3.7 阀位控制 valve-pos ition control 汽轮机控制系统功能之一，直接控制汽轮机调节汽阀开度的控制方式。 GB/T 26863 2011，定义 6.29.4.7 3.8 汽轮机自启停系统（ATC） automatic turbine start-

14、up and shut-down control system 根据汽轮机的热应力或其他设定参数，指挥汽轮机控制系统完成汽轮机的启动、并网带 负荷或停止运行的自动控制系统。 DL/T 701 2012，定义 4.52 3.9 自动发电控制（AGC） automatic generation control 根据电网调度中心负荷指令控制机组发电功率达到规定要求的控制。 DL/T 701 2012， 定义 4.43 3.10 辅机故障减负荷（RB） run back 针对机组主要辅机故障采取的控制措施。即当主要辅机（如给水泵、送风机、引风机） 发生故障部分退出工作、机组不能带当前负荷时，快速降低机

15、组负荷的措施。 DL/T 701 2012，定义 4.27 3.11 机组快速减负荷（FCB） fast cut back 当汽轮机或发电机甩负荷时，使锅炉（包括常压循环流化床）不停运的一种控制措施。 根据FCB后机组的不同运行要求，可分为机组带厂用电单独运行或停机不停炉两种不同的运 行方式。 DL/T 701 2012，定义 4.28 3.10 超速限制（OPC） over-speed protection control 抑制超速的控制功能。当汽轮机转速达到或超过额定转速的103%，或转子加速度超过规 定值时，自动关闭调节汽门，当转速恢复正常时再开启调节汽门，如此反复，直至正常转速 控制回

16、路可以维持额定转速。 3.11 超速保护（OPT） over-speed protection trip 汽轮机保护系统功能之一。当汽轮机转速上升到保护限值时，采取紧急停机措施，自动 迅速关闭主汽门和调节汽门。 3.12 汽轮机紧急跳闸系统（ETS） emergency trip system DL / T 996 2019 4 当汽轮机运行过程中出现异常，可能危及设备安全时，采取紧急措施停止汽轮机运行的 保护系统。 DL/T 701 2012，定义 6.33 3.13 一次调频 primary f requency compensation 机组调速系统根据电网频率的变化自动快速改变有功功率

17、，以达到稳定电网频率的目 的。 DL/T 701 2012，定义 4.46 3.14 功率负荷不平衡（PLU） power lo ad unbalanced 汽轮机机械功率远大于发电机组有功功率的一种运行工况。 3.15 可用率 availability 一个装置或系统正确执行指定功能的时间和计划执行该项预定功能的总时间之比， 用百 分数来表示，即 MTBF/（ MTBF+MTTR） 。 DL/T 701 2012，定义 7.90 4 基本规定 4.1 汽轮机控制系统由电子控制装置、液压系统组成。 4.2 汽轮机控制系统的功能、性能和整体方案，应与汽轮机主体结构相适应。 4.3 汽轮机控制系统

18、应选用可靠性高、响应快速、易于维护的系统。 4.4 当机组分散控制系统（DCS）软硬件满足汽轮机控制系统要求的情况下，汽轮机控制系 统的电子控制装置宜与 DCS 一体化配置。 4.5 DEH 控制器应独立于 ETS 控制器，对于特殊要求的汽轮机 ， DEH 控制器可与 ETS 控制器 共用。 4.6 受电子设备使用年限的限制,汽轮机控制系统使用年限宜不超过 10 年。 5 应用功能 5.1 基本要求 5.1.1 控制处理器的应用软件宜采用通用的编程语言组态。工艺流程图宜采用图形方式组 态。 5.1.2 应按照电厂工艺系统设计的要求，对所有已设计的测点信号进行连续采集和处理，并 在实时和历史数据

19、库运算和存储。 5.1.3 用于保护和控制的信号采集应配置在完成相关功能的控制处理器的 I/O 模件中。 DL / T 996 2019 5 5.2 人机接口 5.2.1 操作员站应能够实时监控机组、工艺系统和设备的运行，及时监视和处理异常工况和 故障；工程师站应能够进行应用软件的调试、修改、备份以及数据库维护。工程师站应设计 权限管理。 5.2.2 监视和操作显示画面宜根据工艺过程和运行要求，按层次结构或树型结构组织。 5.2.3 调用任何一幅画面不应超过三次击键， 重要系统或功能可一次按键调出其监控画面的 快捷键,画面显示的实时数据刷新周期应不大于 1s。 5.2.4 工艺流程图上设备、管

20、道、工质的颜色应分别设定，受控设备的颜色和显示方式应根 据其实时状态变化。 5.2.5 实时趋势显示。应能够对系统中任何一个实时模拟量数据（原始输入信号或中间计算 值）组态实时趋势显示，实时趋势曲线上点的时间分辩力应优于 1s，存储和显示时间应不 小于 30min。应能够选择显示实时趋势曲线上任何一个点的数值和时间标签。 5.2.6 历史趋势显示。应能够对历史数据库中的任何模拟量数据组态历史趋势显示，历史趋 势曲线的时间分辨力最高宜达到 1s，并可按照需要以不同档次的时间分辨力显示。应能够 选择显示历史趋势曲线上任何一个点的数值和时间标签。 5.2.7 棒图显示。棒图应能够组态在工艺流程图或其

21、他画面中；汽轮机控制系统中的任何实 时模拟量数据均应能够组态成棒图；棒图应能够根据该信号组态的报警限值改变颜色。 5.2.8 成组参数显示。应能够对实时数据库和历史数据库中的任何数据组态成组参数显示； 每组可包含的参数应不少于 5 个；可根据运行监视的要求，选取数据记录的有关字段的数据 显示在画面上；显示参数达到或超过预定的报警值时，应改变颜色及显示方式。 5.2.9 报警显示。 应设计专门的报警显示画面， 报警显示应按时间顺序、 报警信号级别排列， 最新发生的报警或同时发生（报警级别高的）应优先显示在报警画面的顶部或底部；应用不 同的颜色区分报警的级别、报警确认状态、当前报警状态；组态的报警

22、信息应完整，应能够 提供该报警点在数据库存储的信息，供运行和维护人员分析故障。 5.2.10 报警确认。应能够在包含某一报警点的任何一个画面对该报警进行确认，其他包含 该报警点的画面也应同时被确认；若某一已经确认的报警再一次发出报警时，应具备报警重 闪功能，同时以适当的显示方式标明其重复报警的次数。 5.2.11 报警存储。所有报警信息均应存储，应能够调出至少 30d 的报警信息进行显示、打 印。 5.2.12 状态和诊断信息显示。应组态汽轮机控制系统主控通信网络状态的显示，控制站诊 断画面应显示各 I/O 模件状态，宜能够显示各 I/O 通道的状态； 5.2.13 操作记录。应记录运行人员在

23、操作员站以及维护人员在工程师站进行的所有操作项 目和每次操作的准确时间。通过对运行人员操作行为的准确记录，可便于分析运行人员的操 DL / T 996 2019 6 作意图，分析机组事故的原因。系统应自动保存至少 48h 的操作记录，并应能够转存至历史 数据库或外部存储介质中。 5.3 控制功能 5.3.1 DEH 控制方式 5.3.1.1 根据机组运行要求，应具备下列控制方式： a) 操作员自动控制方式。运行人员根据机组冷热状态手动设定目标转速、目标负荷或 目标压力，转速变化率、负荷变化率和压力变化率根据汽轮机热应力评估的结果自 动设定或者由运行人员手动设定，实现机组转速、负荷或主汽压力/调

24、节级压力闭 环控制； b) 协调控制系统（CCS）远方控制。DEH 作为 CCS 的执行机构，接受 CCS 的远方控制 指令，对汽轮机调门进行控制； c) 汽轮机自启停控制（ATC）方式。根据汽轮机转子热应力和运行参数，自动设置、 优化转速变化率和负荷变化率，自动完成机组由盘车至额定负荷的启动及运行、停 机的全过程自动控制； d) 手动控制方式(可选用)。它是机组低层级控制方式。运行人员手动操作，通过控制 调门开度，实现负荷开环控制（或称阀位控制） 。在转速控制方式下，不应设置转 速开环手动控制。 5.3.1.2 操作员自动控制和 CCS 远方控制， 是 DEH 系统必备的控制方式。 各种控制

25、方式之间， 应能进行无扰切换。 5.3.2 MEH 控制方式 5.3.2.1 根据机组运行要求，应具备下列控制方式： a) 转速控制方式。运行人员根据机组冷热状态手动设定目标转速，转速变化率由运行 人员手动设定，实现给水泵汽轮机转速闭环控制； b) 远方控制方式。MEH 作为给水控制系统的执行机构，接受给水控制系统的远方控制 指令，对给水泵汽轮机调门进行控制； c) 手动控制方式。 它是机组低层级控制方式。 运行人员手动操作， 通过控制调门开度， 实现给水流量开环控制（或称阀位控制） 。在正常运行工况下，不宜切换至手动控 制方式运行。 5.3.2.2 转速控制和远方控制，是 MEH 系统必备的

26、控制方式。各种控制方式之间，应能进行 无扰切换。 5.3.3 DEH 控制功能 5.3.3.1 基本要求 DEH 应能根据汽轮机的不同运行工况，实现转速控制、负荷控制、主汽压力/调节级压 DL / T 996 2019 7 力控制和阀位控制等基本控制功能。 5.3.3.2 转速控制 在汽轮机启动和甩负荷阶段，应能实现汽轮机转速控制并满足下列要求： a) 转速调节范围应为 50r/min 至 112%额定转速，并连续可调，升速过程应平稳、可 控；当汽轮机定速到额定转速时，超调量应小于额定转速的 0.2%，转速波动范围 应不大于额定转速的 0.1； b) 目标转速和转速变化率，在操作员自动控制方式

27、下人为设置，在 ATC 方式下自动设 置，也可进行人为干预； c) 最大转速变化率不应大于汽轮机设计规定值,通过临界转速区时的转速变化率不应 低于汽轮机设计规定值； d) 汽轮发电机组甩负荷后，最高转速不应使超速跳闸保护动作； e) 同期控制。应能接受同期装置的控制信号增、减汽轮机转速。 5.3.3.3 负荷控制 在机组并网后，能实现机组负荷控制，并满足下列要求： a) 机组并网后应带额定负荷的 2%5%的初始负荷； b) 负荷控制范围为 0110额定功率，并连续可调。负荷波动范围应不大于额定功 率的 0.5； c) 目标负荷和负荷变化率， 在操作员自动控制方式人为设置； 在 ATC 方式下自

28、动设置， 也可进行人为干预； d) 最大负荷变化率和最大负荷限制， 不应大于机组最大负荷变化率和最大负荷限制值 范围； e) 实际负荷与给定负荷偏差大于限制值时， 应切除负荷控制回路， 保障机组安全运行。 5.3.3.4 主汽压力/调节级压力控制 机组并网后，应具备控制主汽门前压力/调节级压力的功能。当其控制主汽门前压力时， 其波动范围应不大于 1.5%额定压力。对于进汽参数低的机组，主汽门前压力控制范围应根 据实际控制要求确定。当其控制调节级压力时，调节级压力波动范围应不大于 1%额定调节 级压力。 5.3.3.5 阀位控制 运行人员手动操作，通过控制调门开度，实现负荷开环控制。本方式为后备

29、操作方式，通常 不使用。 5.3.3.6 CCS控制 应满足以下要求： a) DEH 应与主控 CCS 协调一致，实现机炉协调控制。 b) 当机组负荷控制功能设置在 CCS 中时，DEH 应接受 CCS 的阀门开度指令，作为 CCS 的执行器；当机组负荷控制功能放置在 DEH 中时，DEH 应接受来自 CCS 的远方负荷 DL / T 996 2019 8 指令，此时 DEH 设定的负荷变化率应不低于 CCS 设定的负荷变化率 5.3.3.7 一次调频 应能与CCS协同实现机组一次调频功 能。一次调频死区设置的范围为0Hz0.033Hz；一 次调频限幅上限不宜大于10%额定负荷。 5.3.3.

30、8 抽汽压力控制 对于抽汽式汽轮机，DEH应具备抽汽压力控制功能，满足以热定电控制或以电定热控制 要求。 5.3.3.9 背压控制 对于背压式汽轮机，DEH应能实现背压控制。 5.3.3.10 辅机故障减负荷 发电机组辅机故障减负荷（RUNBACK）时，应能与机组分散控制系统（DCS）一起按预设 的目标负荷和负荷变化率分级自动 快速减负荷，或自动转为机前 压力控制方式或接受CCS控 制指令快速减负荷。 5.3.4 MEH 控制功能 5.3.4.1 基本要求 MEH 应能根据给水泵汽轮机的不同运行工况，实现转速控制、远方控制和手动控制等基 本控制功能。 5.3.4.2 转速控制 应能实现给水泵汽

31、轮机转速控制并满足下列要求： a) 转速在调节范围内连续可调；当给水泵汽轮机定速时，转速波动范围应不大于额定 转速的 0.1； b) 目标转速和转速变化率，在转速自动控制方式下人为设置； c) 最大转速变化率应不大于机组设计规定值要求,通过临界转速区时的转速变化率不 应低于给水泵汽轮机设计规定值； 5.3.4.3 远方控制 MEH接受来自CCS的转速指令进行控制，作为CCS给水控制系统的执行机构。来自CCS的转 速指令受MEH转速变化率的限制， 转速变化率应满足发生给水泵RB时对给水流量控制的要求； 当实际转速与设定值偏差大时，应切除远方控制方式，转为转速控制方式。 5.3.4.4 手动控制

32、运行人员直接控制给水泵汽轮机调门开度。本方式为后备操作方式，通常不使用。 5.3.5 其它控制功能 5.3.5.1 其它控制功能应根据机组的特点和实际需求选用。 5.3.5.2 阀门管理功能应满足下列要求： a) 阀门管理方式应与汽轮机结构的特点和起动运行方式相适应； DL / T 996 2019 9 b) 可变阀门管理。采用一台油动机直接驱动一只调门，通过阀门管理软件或者机械配 汽机构，实现节流调节（单阀控制）和喷嘴调节（顺序阀控制）的在线无扰切换。 在机组变负荷过程中，改善转子、汽缸热应力和部分负荷时的经济性；若采用阀门 管理软件时，可离线设置顺序阀方式下的开启顺序，进行阀门线性修正，以

33、求得到 连续、线性的升程流量特性； c) 固定阀门管理。采用一只油动机驱动多只调门，通过固定阀门开启机构，实现喷嘴 调节； d) 对已具有固定阀门管理功能的混合调节配汽的汽轮机， 在电液控制系统功能设计或 老机组实施电液控制系统改造时，可不采用可变阀门管理功能。 5.3.5.3 机组快速减负荷（FCB） ：应能根据电厂的实际需要配置。 5.3.5.4 功率负荷不平衡（PLU） ：当汽轮机机械功率大于发电机组有功功率一定限值时，迅 速关闭汽轮机调门，延时后汽轮机调门按调节要求开启。 5.3.5.5 中压缸启动控制：设置有中压缸启动控制的汽轮机，应具备平稳切缸的功能，保证 高排逆止门能快速打开，切

34、缸过程中不发生高压缸超温、闷缸以及负荷波动等情况，应有防 止高压缸壁温发生突变的措施。 5.3.5.6 有孤网运行要求的汽轮机， DEH应考虑提高控制系统和液压伺服系统实时响应速度， 优化、改进DEH调频功能，配合全厂其他控制系统共同实现孤网工况的安全运行。在满足设 备安全的前提下，确保汽轮机能够在较大负荷冲击范围内维持电网稳定。 5.3.5.7 MEH应根据给水泵汽轮机运行方式的不同，实现汽源的内切换或者外切换。 5.4 限制功能 5.4.1 超速限制（OPC） 。当下列条件发生时，DEH控制系统应根据机组运行要求采用相应的 措施，迅速关闭汽轮机调门，防止汽轮机超速： a) 机组负荷大于 30%额定负荷且发电机出口开关跳闸（发电机甩负荷） ； b) 机组并网前，机组转速达到 103%额定转速 ；或机组并网后，汽轮 机转速超过限值 时（按当地电网要求） ； c) 汽轮机转子加速度等于或大于设定值； d) 汽轮机机械功率与发电机有功功率不平衡（PLU） （可选） 。 5.4.2 当超速限制功能动作，DEH 使调门迅速关闭后，应能按要求恢复开启，并根据机组的 运行状态自动选择维持额定转速或继续带负荷运行。 5.4.3 当主蒸汽压力或汽轮机真空或抽汽压力降低到机组正常运行工况所允许的限制值， 或 汽轮机热应力变化到达机组正常运行工况所允许的限制值时，DE