集控运行规程电气部分.docx
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集控运行规程电气部分
QB
宁夏能源铝业临河发电有限公司企业标准
QJ/LHFD-101.02-02-2010
350MW火力发电机组集控运行规程
(电气部分)
2010年9月30日发布2010年10月30日实施
临河发电有限公司发布
说明
本规程为中电投宁夏能源铝业临河发电有限公司2×350MW机组《集控运行规程》(电气部分),根据现行电力工业管理规范、《中国电力投资集团公司电力生产安全工作规程》、《中电投600MW机组集控运行典型规程》、《二十五项反事故措施》以及制造厂、设计院提供的说明书、图纸等资料编制而成。
由于编写人员技术水平有限,再加上编写时间较为仓促等因素,规程中难免会存在不妥之处,敬请使用本规程的有关领导及工程技术人员多提宝贵意见,以便我们在下一步对本规程进行修编时,对其进一步修改和完善。
下列人员应熟知本规程:
生产副总经理、总工程师、副总工程师
发电部、设备维护部及其它生产管理部门相关人员
下列人员必须严格执行本规程:
值长及全体集控运行人员。
本规程自下发之日起试行。
本规程由发电运行部提出并归口管理。
本规程由发电运行部负责起草并修编。
本规程由发电运行部负责解释。
本规程编写人:
韩向文李自兴郭玉兵刘霞郭守达
本规程审核人:
兰文祥
本规程批准人:
王亚军
第一章330kV系统的运行
1.1概述
1.1.1中电投宁夏能源铝业临河发电有限公司330kV升压站为屋外平环式布置,电气主接线采用双母线,一个半断路器接线,两台机双回线,共设3串,其中第1串、第2串为完整串,第3串为不完整串。
接线布置上,第1串设#1发电机-变压器组进线和#01启动/备用变出线间隔;第2串设#2发电机-变压器组进线和柳徐Ⅱ回线出线间隔;第3串设柳徐I回线出线间隔,并预留#3发电机-变压器组进线间隔。
330kV双回线引接至330kV徐家庄变电站。
1.1.2330kV线路保护、母线保护均按“双主双后”的双重化要求配置。
每条母线的保护配置为:
一套采用南京南瑞继保电气有限公司的PRC915E-509母线保护柜,柜内包含RCS-915E型母线保护装置和RCS-9784A通讯管理机;另一套采用深圳南瑞科技有限公司的BP-2C型母线保护柜,柜内包含BP-2C型母线保护装置。
线路保护第一套采用南京南瑞继保电气有限公司的PRC31BM-54型光纤分相电流差动线路保护柜,柜内包含RCS-931B型光纤分相电流差动主保护(专用光纤)和完整的后备保护,RCS-925远跳过压保护装置;第二套采用南自许继电气股份有限公司的GXH803A-201G型光纤分相电流差动线路保护柜,柜内包含WXH-803A/P型数字式电流差动主保护(专用光纤)和完整的后备保护,WGQ-871A故障启动装置,本装置还具有过电压保护和过电压发信的功能。
远方跳闸采用线路主保护的直跳电路实现。
1.1.3330kV配电装置采用国电南自生产的PS-6900型电气监控系统(NCS系统)来实现监控,其主要功能包括:
数据采集与处理、监视和报警、控制和操作、人机接口功能、统计计算、记录和制表打印、时钟同步、与其他系统和设备的接口功能、远动功能、“五防”闭锁功能。
1.2330kV系统运行方式
1.2.1中性点运行方式
1.2.1.1330KV系统为大电流接地系统。
正常运行中330KV系统应始终保持有2个中性接地点运行,即通过#1主变高压侧中性点接地刀闸和#01启备变高压侧中性固定直接接地点接地。
1.2.1.2当#01启备变或#1主变退出运行前,应合上#2主变高压侧中性点接地刀闸。
1.2.1.3中性点接地刀闸的切换操作,应先合后断,并保证在系统无接地故障时进行。
1.2.2正常运行方式
1.2.2.1330kV系统正常时三个串均闭环运行,形成多路环状供电,具有较高的供电可靠性。
1.2.2.2第1串为完全串,#1发电机-变压器组通过3311开关接于330kVI母线,#01启/备变通过3312开关接于330kVⅡ母线,该串联络开关3310在合位。
1.2.2.3第2串为完全串,柳徐Ⅱ回线通过3321开关接于330kVI母线,#2发电机-变压器组通过3322开关接于330kVⅡ母线,该串联络开关3320在合位。
1.2.2.4第3串为不完全串,柳徐I回线通过3331开关、3330开关接于330kVI、Ⅱ母线。
1.2.3非正常运行方式
1.2.3.1单母线运行:
330KV任一条母线故障或检修时的运行方式。
1.2.3.2开串运行:
某一串中任一开关处于断开位置时的运行方式,此时330KV系统仍保持环状供电。
(1)任一开关检修。
(2)线路故障跳闸。
(3)主、厂变压器组故障跳闸。
1.2.3.3开环运行:
任意两个串开串运行,330KVI、Ⅱ母线通过唯一串开关联络。
1.2.3.4分串运行:
330KVI、Ⅱ母线同时故障或退出运行,330KV系统开环,#2发电机-变压器组通过中间开关和柳徐Ⅱ回线联络,此方式下#1发电机-变压器组、#01启动/备用变与系统解列。
1.2.3.5分母运行:
三个串各有一个及以上开关断开,330KVI、Ⅱ母线失去联络。
1.3倒闸操作技术原则
1.3.1倒闸操作前,必须了解系统的运行方式,继电保护与自动装置运行状态及系统潮流分布等情况。
1.3.2在设备送电前,必须确认设备、系统符合送电条件。
1.3.3在倒闸操作前,应考虑继电保护及自动装置定值的调整,必要时应提前通知继保人员更改保护定值,防止由于继电保护或自动装置误动或拒动而引发或扩大事故。
1.3.4线路重合闸装置的投入、退出和运行方式应按照调度的命令执行。
1.3.5“开关SF6压力降低闭锁”,应断开相应开关的控制、动力电源,防止闭锁失灵,开关跳闸引起爆炸事故。
1.3.6启动/备用变压器停、送电操作时,必须由断路器接通或断开回路,禁止使用隔离开关拉、合启动/备用变压器的空载电流。
1.3.7将发变组与系统并列或一系统与另一系统并列,应投入同期装置,检验同期后并列或检查待接通系统(如双电源线路)无电压后才可将断路器合上。
并列操作时,不得同时将两只断路器的同期选择开关投入,防止电压互感器二次非同期并列。
1.3.8断路器及两侧隔离开关拉合的顺序:
停电时先断开断路器,然后拉开两侧隔离开关,送电时顺序与此相反。
1.3.9单元回路拉合隔离开关前,均应检查断路器在分闸位置。
隔离开关拉开后,应检查其三相确已分闸。
隔离开关合上后,应检查三相合闸良好。
1.3.10330kV隔离开关动力电源正常时处于停电状态,只有在操作隔离开关时才投入,操作后立即拉开。
不允许同时投入两个或两个以上330kV隔离开关的动力电源。
1.3.11设备送电前,应检查有关保护压板已投入;设备退出备用后,保护压板是否退出应根据《继电保护和自动装置运行规程》有关规定和调度命令执行。
1.3.12330kV进出线元件准同期并列时,一般应使用母线侧开关并列,中间开关合环;解列时应先拉中间开关,后拉母线侧开关。
1.4倒闸操作规定及要求
1.4.1330kV系统的倒闸操作及运行方式改变,应按调度命令执行。
1.4.2正常的倒闸操作,在操作前值班员必须按规定填写操作票,并严格履行逐级审批、签字手续后再进行操作。
1.4.3倒闸操作必须持有填写正确,经模拟操作合格的操作票进行。
倒闸操作过程中必须严格执行操作监护制度、唱票复诵制度。
1.4.4在操作过程中发生疑问或异常情况时,应立即停止操作,不准擅自更改操作票,不准随意解除闭锁装置,必须立即汇报值长,待疑问或异常查清消除后,方可继续操作。
1.4.5操作时,严格按照操作票上所列顺序进行。
禁止跳项、倒项、舔项、漏项和干与操作无关的工作。
1.4.6倒闸操作完毕值班员应及时向值长汇报操作结果、完成情况,并做好详细记录。
1.4.7倒闸操作尽可能避免在交接班前后半小时内或高峰负荷期间进行。
操作中不得进行交接班,只有操作结束或告一段落后方可交接班。
1.4.8330kV断路器、隔离开关均应通过远方DCS或NCS画面操作,禁止运行人员就地手动或电动操作。
拉合断路器及隔离开关后,应就地检查断路器、隔离开关三相分合闸是否正确与一致。
1.4.9隔离开关的操作方式切换小开关正常应切致三相联动位置,即B相隔离开关操作机构箱内的方式切换开关切至“远方”位置,禁止将其切到分相操作位置,并不得随意切换。
1.4.10在倒闸操作前应考虑系统运行稳定性和合理性,并做好事故预想。
1.4.11雷电时,禁止进行倒闸操作。
1.5“五防”装置的运行
1.5.1“五防”
1.5.1.1防止带负荷拉、合隔离开关。
1.5.1.2防止带电挂接地线。
1.5.1.3防止带接地线合闸。
1.5.1.4防止误拉、合开关。
1.5.1.5防止误入带电间隔。
1.5.2“五防”功能是通过NCS软件来完成的,因此必须保证NCS系统的运行正常。
1.5.3带有“五防”功能的设备检修完毕,应对“五防”装置进行试验,合格后方可将该设备投入运行。
1.5.4正常运行时,所有“五防”功能应保持在完好投入状态,不得退出或解除闭锁功能,NCS解锁压板除严重威胁人身、设备安全外,任何情况下禁止解锁。
1.5.5“五防”闭锁万能钥匙应按规定严格管理,严禁随意使用。
1.6电气设备的特殊检查项目
1.6.1过负荷运行时,应加强检查母线、引线,接头有无过热的现象。
1.6.2大风天气,应检查引线有无摆动和松动,导电体及绝缘瓶有无杂物悬挂现象。
1.6.3雷雨、大雾天气,应检查瓷瓶、套管有无放电、闪络现象。
1.6.4下雪天气,应检查瓷瓶、母线、引线的积雪情况,接头的发热情况和冰馏的挂接情况,如积雪过多或结冰严重时应及时进行清理。
1.7异常和事故处理
1.7.1电气事故处理的任务和原则
1.7.1.1事故处理时主要任务
(1)尽快限制事故的发展,消除事故根源,切除故障点并解除对人身或设备的威胁;
(2)尽可能地保证设备的正常运行,如无法保证,首先应保证重要设备的供电;
(3)尽快恢复重要设备的供电;
(4)调整运行方式,尽快恢复厂用电系统的正常运行方式。
1.7.1.2事故处理的一般原则
(1)事故处理应以保人身、保电网、保设备为原则;
(2)尽量保证厂用电的正常运行,保证保安电源的正常供电,以免事故扩大;
(3)尽快对已停电的用户恢复供电;
(4)事故处理应在值长的统一指挥下进行处理,各岗位应及时联系,密切配合;
(5)事故处理必须严格执行发令、复诵、汇报和录音制度,必须使用统一的调度术语和操作术语。
操作命令和汇报内容应简明扼要,命令执行后应及时向发令人汇报,不得经第三者转达;
(6)事故发生在交接班时,如未接班,接班人员应在交班值长的指挥下协同处理事故,待事故处理告一段落到明确状态后,由值长统一发令交接班;如已接班,交班人员应主动协助处理并听从接班值长的指挥;
(7)事故发生时应及时汇报,有关技术人员应尽快到场协助事故处理;
(8)事故处理时,应根据下列顺序进行判断和操作:
1)根据设备参数指示、变化及继电保护动作情况判断发生事故的设备及事故性质;
2)根据事故现场设备外部迹象判断事故地点及范围;
3)如果事故对人身或设备构成威胁时,应设法迅速解除威胁,必要时停止设备运行;
4)对故障设备进行隔离,作好安全措施,通知检修处理并保护好事故现场。
同时保持运行设备的正常运行;
5)事故处理的每一阶段应及时与有关部门联系,以防事故扩大;
6)事故处理过程中,应及时逐级向上级汇报,事故处理完毕后应作好详细记录。
(9)事故处理结束后,各岗位应将事故现象、时间、范围及处理经过详细记录在运行日志内,并由值长召集本值有关岗位人员进行事故分析。
1.7.1.3出现下列情况时,为防止事故扩大,值班员可先执行紧急处理,再汇报
(1)将危及人身安全和有可能扩大事故范围的设备停电;
(2)将已损坏的设备隔离;
(3)运行中的设备有损坏的威胁时,将设备停电;
(4)当厂用电全部或部分停电时,恢复其供电;
(5)电压互感器保险熔断时,将有关保护退出运行。
1.7.1.4下列情况禁止将设备投入运行:
(1)绝缘电阻不合格设备;
(2)无保护设备;
(3)开关机构拒绝跳闸的设备;
(4)开关事故跳闸次数超过规定值;
(5)设备主保护动作,未查明原因或未排除故障者;
(6)一、二次设备变动,现场无标识或未向运行人员做有关书面、图纸交代者。
1.7.2异常及事故处理
1.7.2.1开关拒绝合闸原因及检查处理
(1)操作方式不正确,开关合闸条件不满足或弹簧未储能。
(2)操作电源是否有电、熔丝是否良好、回路有无断线。
(3)操作电源电压是否太低或操作回路有无直流两点接地现象。
(4)控制开关、同期开关接点接触是否良好。
(5)同期回路工作是否正常,是否因同期闭锁引起。
(6)“远方”、“就地”方式开关是否与操作位置对应。
(7)开关辅助接点是否接触良好,机构是否有卡住和损坏现象。
(8)是否因SF6压力低及操作机构异常而引起闭锁。
(9)保护装置动作后,应检查中间继电器是否复归。
(10)防跳继电器接点是否接触良好。
(11)合闸继电器线圈是否断线、卡涩或接点接触不良。
1.7.2.2开关拒绝分闸原因及检查处理
(1)操作方式不正确。
(2)操作电源是否有电、熔丝是否良好、回路有无断线。
(3)操作电源电压是否太低或操作回路有无直流两点接地现象。
(4)控制开关接点接触是否良好。
(5)“远方”、“就地”方式开关是否与操作位置对应。
(6)开关辅助接点接触是否良好,机构是否损坏或卡涩。
(7)是否因SF6压力低及操作机构异常而引起闭锁。
(8)正常停电过程中,开关拒动无法消除时,应汇报值长,联系使用上一级开关断开的方法停电。
1.7.2.3开关非全相运行
(1)故障现象:
1)“330kV***开关故障”、“开关三相位置不一致”信号发出。
2)NCS画面中开关闪光或指示异常。
3)警铃、事故警报响。
4)三相电流指示一相或两相指示为零。
(2)故障原因:
1)开关的辅助接点接触不好。
2)跳合闸位置继电器接点切换不良。
合闸回路或合闸位置继电器线圈断线等。
3)开关一相或两相未合上。
4)开关一相或两相跳闸。
(3)故障处理:
1)首先根据信号、参数判断是否确是非全相运行,如果不是非全相运行,应查明信号误发的原因,并通知检修进行处理。
2)若非全相保护动作,则按开关跳闸处理。
3)确认运行中的开关非全相运行时,如保护未动作,应根据调度命令进行处理。
1.7.2.4开关SF6压力低的处理
(1)现象:
1)警铃响。
2)发“××开关压力降低”和“SF6压力降低闭锁”信号
3)开关不能操作。
(2)原因:
1)瓷套与法兰结合不良。
2)瓷套与胶垫连接处,胶垫老化或位置未放正。
3)滑动密封处,密封圈损伤或滑动杆光洁度不够。
4)管接头处、自封阀处,固定不紧或有脏物。
5)压力表、特别是接头密封垫损坏。
(3)处理:
1)SF6压力降低报警后,运行人员及时到就地进行检查确认。
检查时应选择上风侧接近设备,且不得蹲下,注意采取防中毒措施。
2)经检查确认SF6压力降低时,及时联系检修检查处理。
若泄漏不严重,在压力降到低I值(0.64MPa)前,在保证安全的情况下,由检修人员补气。
如无法恢复正常压力,应在压力低Ⅱ值闭锁操作前,汇报调度停电处理。
3)如SF6压力降到低Ⅱ值(0.61MPa)闭锁信号发出时,应立即断开其开关的控制电源,汇报值长,申请调度停电处理。
4)在断开位置的断路器,SF6气压降低信号发出后,任何情况下禁止将断路器合闸。
1.7.2.5330kVⅠ(Ⅱ)母线故障
(1)故障现象:
1)系统冲击,警铃响,330kV“Ⅰ(Ⅱ)母母差保护动作”信号发。
2)Ⅰ(Ⅱ)母线各开关跳闸,绿灯闪光,电流到零。
3)330kVⅠ(Ⅱ)母线电压指示到零。
4)330kV故障录波器动作。
5)发电机有功、无功、电流指示摆动。
(2)故障处理:
1)汇报值长,加强对运行机组、线路的监视和调整。
2)立即到升压站继电器室对保护装置动作情况进行检查,并进行记录。
3)对故障母线及跳闸开关进行外观检查,并将检查情况汇报值长。
4)根据故障性质确定是否进行试送或隔离母线操作。
5)经保护人员确认保护装置所有动作信号后,作好记录,并复归信号。
1.7.2.6柳徐I(Ⅱ)线路故障
(1)故障现象:
1)系统冲击,警铃响,柳徐I(Ⅱ)线路“保护动作”信号发出;
2)线路开关3321、3320(3331、3330)跳闸,绿灯闪光;
3)跳闸线路电压、电流、有功、无功表指示到零;
4)330kV故障录波器动作;
5)发电机表计摆动,故障录波器动作。
(2)故障处理:
1)线路故障跳闸后,应立即检查保护及自动装置动作情况,若重合闸动作成功,则汇报值长并检查故障录波器启动情况,查询故障位置做好记录。
2)若重合闸动作不成功,立即汇报值长,并就地检查故障线路所属开关、刀闸、TA、TV、避雷器等一次系统设备情况,同时加强运行线路和发电机的监视。
3)若线路故障不能恢复运行,根据值长命令,拉开故障线路刀闸(33216或33316),将线路转检修。
4)若由于线路故障跳闸造成发电机解列时,应按机组事故跳闸处理的有关规定执行。
5)若重合闸未动作,汇报值长,按值长命令执行。
6)线路跳闸无论重合闸动作成功与否,均应对故障线路所属一、二次设备进行一次全面检查。
1.7.2.7电流互感器断线
(1)故障现象:
1)电流互感器本体发出嗡嗡声。
2)相应的电流表指示降低或为零,有功、无功功率指示降低或有摆动。
电度表指示不准确。
3)相应的的保护“CT断线”信号发出。
4)开路处发生火花放电,并伴有烧焦和冒烟现象。
(2)故障原因:
1)二次接线端子松动,接触不良。
2)切换继电器接点接触不良。
辅助变流器断线、损坏。
3)二次回路电缆断线。
4)电流互感器本身故障。
(3)事故处理:
1)电流互感器二次回路故障造成仪表指示失常时,应根据其它仪表的指示对设备进行监视。
不改变一次设备的运行方式,避免由于仪表指示失常而引起对设备运行的误判。
2)汇报值长,退出可能误动的保护及自动装置,通知检修处理。
3)如在电流互感器二次带电情况下处理,必须做好安全措施,防止二次过电压造成人身危害;电流互感器二次开路,应停电处理。
4)电流互感器发生故障,影响的电量计量。
应正确记录起始时间,恢复时间,电量读数和当时的负荷。
1.7.2.8电压互感器断线
(1)故障现象:
1)警铃响,“电压回路断线”信号发出。
2)相应电压表、有功、无功功率指示降低或到零。
3)故障录波器启动。
(2)故障处理:
1)电压互感器二次回路故障造成仪表指示失常时,应根据其它仪表指示对设备进行监视。
不改变一次设备的运行方式,避免由于仪表指示失常而引起对设备运行的误判。
2)查明断线的组别、相别。
3)汇报值长,退出可能误动的保护及自动装置的跳闸压板。
4)对电压互感器二次回路进行检查,看二次开关是否跳闸,有无短路、松动、断线等现象,并进行处理。
5)无明显故障,汇报值长,通知检修处理。
6)电压互感器发生故障,影响的电量计量。
应正确做好起始时间,恢复时间,电量读数和当时负荷等记录。
1.8运行倒闸操作
1.8.1线路停电操作
(1)模拟操作。
(2)根据调度令及潮流分布情况调整负荷,防止该线路停电而造成另外一条线路过负荷。
(3)按调度令,退出线路重合闸及系统振荡解列装置。
(4)按调度令,依次拉开待停线路中间联络开关、母线侧开关。
(5)检查所断开关表计指示到零。
(6)检查停电线路各表计指示到零(包括线路电流表、电压表、有功、无功表)。
(7)检查两开关确已拉开后,拉开停电线路刀闸。
(8)拉开停电线路刀闸的控制电源开关。
(9)按调度令,检定同期后合上停电线路母线侧开关。
(10)检查停电线路母线侧开关表计指示正常。
(11)按调度令,检定同期后合上停电线路中间联络开关。
(12)检查停电线路中间联络开关表计指示正常。
(13)检查停电线路两开关合环良好。
(14)按调度令,退出停电线路的继电保护及自动装置。
(15)按调度令及工作票要求,验电后合上线路侧接地刀闸,布置安全措施。
(16)汇报值长,操作完毕,并做好记录。
1.8.2线路送电操作
(1)模拟操作。
(2)检查检修工作全部结束,工作票终结。
(3)检查送电线路间隔无接地线、安全措施全部拆除,具备送电条件。
(4)检查送电线路刀闸各部良好,具备送电条件。
(5)按调度令,投入送电线路的继电保护及自动装置。
(6)投入送电线路刀闸的控制、信号电源开关。
(7)按调度令,依次拉开送电线路中间联络开关、母线侧开关。
(8)根据调度令,检查开关确在分位后,合上线路侧刀闸。
(9)按调度令,检定同期后合上送电线路母线侧开关。
(10)检查送电线路的各表计,包括线路电流表、电压表、有功无功表指示正常。
(11)检查送电线路母线侧开关表计指示正常。
(12)按调度令,检定同期后合上送电线路中间联络开关。
(13)检查送电线路中间联络开关表计指示正常。
(14)检查送电线路两开关合环良好。
(15)按调度令,投入线路重合闸及系统振荡解列装置。
(16)汇报值长,操作完毕,并做好记录。
1.8.3母线停电操作(双母线改为单母线运行)
(1)模拟操作。
(2)根据调度命令及电源和负荷的分配情况选定倒闸操作的先后顺序。
(3)按先后次序拉开停电母线上的所有开关。
(4)检查所拉开的断路器表计指示到零。
(5)检查停电母线上的所有开关确已拉开。
(6)拉开停电开关的两侧刀闸。
(7)拉开停电母线上的所有开关及其刀闸的控制电源开关。
(8)按调度令,退出停电母线的母差保护。
(9)按调度令及工作票要求,验电布置安全措施。
(10)汇报值长,操作完毕,并做好记录。
1.8.4母线恢复送电操作(单母线恢复双母线运行)。
(1)模拟操作。
(2)检查检修工作全部结束,工作票终结。
(3)检查停电母线所有安全措施已拆除、无接地、短路线,具备送电条件。
(4)检查停电母线上的所有开关、刀闸各部正常,具备送电条件。
(5)按调度令,检查无误后,投入停电母线的母差保护。
(6)投入停电母线上所有开关的控制电源开关。
(7)检查停电母线上所有开关确已拉开。
(8)合上送电母线上所有开关的两侧刀闸。
(9)按调度下达的方式依次投入送电母线上开关的同期回路,依次合入开关。
(10)检查送电母线电压表指示正常。
(11)检查各元件表计指示正常,恢复正常运行方式。
(12)检查送电母线上开关确已合好。
(13)汇报值长,操作完毕,并做好记录。
1.8.5#1(#2)发变组并网前后330kV系统侧操作
(1)模拟操作。
(2)检查#1(#2)发变组进线间隔无接地线、短路线,接地刀闸已断开,具备送电条件。
(3)检查330kV第1
(2)串无接地线、短路线,接地刀闸断开,具备送电条件。
(4)按调度令,依次拉开#1(#2)发变组进线中间联络开关、母线侧开关。
(5)检查所断开关表计指示到零。
(6)检查#1(#2)发变组两开关确在分位,两侧刀闸在合位。
(7)合上#1(#2)发变组出口刀闸。
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