大沁他拉集控站现场运行规程最终版.docx
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大沁他拉集控站现场运行规程最终版
大沁他拉集控站现场运行规程
1总则
1.1本规程适用于大沁他拉集控站所辖66kV变电站。
1.2本规程引用标准:
1.2.1《电力工业技术管理法规》《通辽市农电系统集控站管理规范》
1.2.2《电力安全工作规程》(变电部分)
1.2.3《电力变压器运行规程》(DL/T572-95)
1.2.4《蓄电池运行规程》(DL/T724-2000)
1.2.5《电气事故处理规程》
1.2.6《通辽电力系统调度运行规程》、《奈曼旗电力系统调度运行规程》、《奈曼电力系统倒闸操作规范》、《通辽市农电系统执行内蒙古东部电力有限公司倒闸操作实施细则补充规定》
1.2.7有关设备出厂说明书和上级有关文件规定
1.3本规程是集控站运行人员对大沁他拉集控站所辖变电站设备运行、倒闸操作、事故处理的主要依据,现场运行人员及其它班组工作人员在工作中,必须严格按本规程中的有关规定执行。
1.4集控站站长、值班长、运行值班人员必须熟悉本规程的全部。
值班员必须经过本规程考试合格后,方可上岗值班。
有关专业人员及领导应熟知本规程的全部或有关部分。
1.5运行人员应熟悉国家电网公司、蒙东电网公司及通辽市农电局颁发的有关《规程》的有关规定。
1.6本规程与上级有关规程、规定相抵触时应按上级规程、规定执行。
1.7当现场设备.结线等发生变化时或本规程使用4年后,应及时修改本规程。
1.8本规程应每年进行一次复查,对不符合上级规定和现场实际的部分进行修订。
1.9本规程由集控站负责解释。
2一般规定
2.1集控站所辖变电站的电气设备均应标明名称和编号,字迹应清楚醒目,不得重复。
所辖变电站模拟图必须始终保持与现场实际相符。
2.2属于调度直接管辖的设备除当值调度员外,其他人员不得通过任何方式改变其运行状态(事故处理和调度规程有规定的除外)。
2.3倒闸操作必须按下列规定执行
2.3.1倒闸操作必须按有关操作原则进行。
操作票应严格按照《通辽市农电系统执行内蒙古东
部电力有限公司倒闸操作实施细则补充规定》的要求填写。
倒闸操作票由操作人员填写。
填写前应根据值班调度员或变电站值班负责人下达的操作计划或操作指令,明确操作任务,了解现场工作内容和要求,充分考虑操作对运行方式、继电保护、安全自动装置、通讯及调度自动化的影响。
特殊情况下,操作票由上值值班人员填写时,应在操作票备注栏内注明填写操作票人员姓名,填票人与接班的操作人员对操作票的正确性负同等责任;接班的操作人员必须认真、细致地对填写好的操作票进行审查,如认为操作票有问题时,必须重新填写。
2.3.2只有当值值班员有权进行倒闸操作,在事故处理时,允许非当值值班员协助当值值班员进行指定项目的操作。
2.3.3修试人员需要进行不带一次电压的电动操作时,要取得当值人员的同意后由运行值班员操作,在工作结束恢复原来状态。
在控制屏进行调试操作应由当值人员进行。
2.3.4集控站所辖变电站的一切倒闸操作必须由两人进行。
值班员操作,值班长监护。
重要及大型操作应由站长担任第二监护人。
2.3.5倒闸操作应根据《电力安全工作规程》(变电部分)的规定正确使用安全工器具。
2.3.6现场操作中严禁做与操作无关的事,严禁携带任何有可能干扰操作的物品,比如手机等。
操作过程中,按操作票顺序依次进行操作,严禁跳项、漏项或凭经验和记忆进行操作,监护人应自始至终认真监护,不得离开操作现场、不得进行其它工作。
若听到调度或集控站电话铃声,应立即停止操作,接听电话。
2.3.7更改继电保护及自动装置定值应根据“继电保护及自动装置定值通知单”和“工作票”由值班人员更改,必要时由继电专业人员更改或核对;调度发的切换定值区由运行人员执行,如有困难可由继保人员协助当值值班员执行,但监护人应由值班员担任。
2.3.8值班员接受调度或集控站指令时应互报单位和姓名,启用录音,复诵、核对无误,方可执行。
调度操作预令值班长、值班员均可接受。
操作动令,必须由值班长、主值接受。
2.3.9调度、集控站同时下发两个以上的操作任务时,必须按各个任务的操作程序依次进行操作,不得几个任务同时操作。
2.3.10操作中如发生事故或异常情况时,应立即停止操作,并报告发令人,经发令人(集控站值班长、调度值班员)再行许可后方可继续进行操作。
不准擅自更改操作票,不准随意解除闭锁装置。
2.3.11下列操作可以不用操作票:
2.3.11.1事故应急处理。
2.3.11.2拉合开关的单一操作。
2.3.11.3用控制开关把手或后台监控机选接地的单一操作。
上述操作在完成后应作好记录,事故应急处理应保存原始记录。
2.3.11.4没有调度预令,直接下达动令的下列操作项目,可以不使用操作票。
2.3.11.5拉、合二次回路小开关的单一操作。
2.3.11.6寻找直流系统接地时,拉、合二次回路小开关的操作。
2.3.11.7投、退保护及自动装置单一压板或一个转换开关的操作。
2.3.11.8调整有载调压变压器的分接头的操作。
上述操作应记入《操作记录》及相关记录内。
2.3.12下列操作由值班员根据工作需要自行掌握:
2.3.12.1变电站电气设备(除母线.线路可由调度发至检修状态外)的检修,操作至检修状态由调度发令。
值班员接到该令后,应按“安规”、“工作票”和“通辽市农电系统执行内蒙古东部电力有限公司倒闸操作实施细则补充规定”的要求填写操作票,做好安全措施。
检修工作终结后,值班员应自行拆除上述安全措施,将设备转为冷备用状态后,汇报集控站、调度。
2.3.12.2在不影响一、二次设备正常运行的情况下,所有交直流低压电源的操作,可由值班员根据需要自行操作。
2.3.12.3紧急事故处理或与调度、集控站间的通讯失灵(所有电话均不通,且不能由第三者转达)时的事故处理,值班人员可按规程规定的程序先行处理,事后设法汇报集控站、调度。
2.3.13倒闸操作的其他要求:
2.3.13.1对调度当值调度员、集控站值班长下达的命令有疑问时,当值值班长或操作人员必须询问清楚。
下达的操作命令,若与当前运行方式不符时,要及时予以提出,听取当值调度员或集控站值班长意见确认无误后,再接受操作命令。
2.3.13.2填写、检查操作票
1)当值值班长向操作人布置填写操作票的操作任务,必须详细交待清楚操作任务和步骤。
操作人要根据集控站值班长下达的操作任务,认真仔细地按操作顺序准确无误地填写操作票。
严禁照抄典型操作票。
特殊情况下,操作票由上值值班人员填写时,应在操作票备注栏内注明填写操作票人员姓名,填票人与接班的操作人员对操作票的正确性负同等责任;接班的操作人员必须认真、细致地对填写好的操作票进行审查,如认为操作票有问题时,必须重新填写。
2)操作人员填写完操作票后,要对操作票中的每一项任务进行复查,是否有顺序颠倒、丢项漏项等现象,以确保操作票的正确性。
复查完毕认为正确后,加盖“以下空白”章。
交给监护人进行检查。
3)监护人检查操作票前,要认真领会操作任务,把握操作内容及操作顺序。
检查操作票时要精力集中,不得从事其它事宜,其他人员不得干扰监护人思路,确认无误后,在进行设备倒闸操作。
重要极大型操作,操作票还应交站长最后审查。
4)站长审查操作票要做到认真仔细、具体全面。
要求对每一个字、每一项操作内容所使用的术语都要准确无误的进行审核。
严禁使用不合格的操作票。
2.3.13.3操作(接受动令)前的准备工作
集控站当值值班长在接受调度当值调度员下达的操作命令(动令)前,要检查防误系统是否处于良好运行状态,监护人监督操作人检查绝缘工器具的完好性及有效期限。
严禁使用不合格及超期限工器具,对需要使用的工器具一次性备齐。
2.3.13.4接受调度当值调度员操作命令(动令)
1)集控站当值值班长在接受调度当值调度员下达的操作命令(动令)或操作人在接受集控站值班长下达的命令时,首先要互通单位、姓名、校对时钟,复诵操作任务,得到当值调度员或集控站值班长允许操作命令后,记录允许执行操作时间。
2)当值值班长(监护人)向操作人下达模拟预演令,监护人和操作人在模拟图板上进行模拟操作,当值值班长(监护人)监督把关。
模拟操作无误后,操作人、监护人(当值值班长)分别在操作票上签名。
当值值班长(监护人)向操作人下达操作命令,操作人方可执行操作。
2.3.13.5执行操作票
1)监护人和操作人分别在操作记录簿和操作票上填写开始操作时间,监护人和操作人在行进中不得闲谈,接打手机等做与操作无关的事情。
操作中操作人在前,监护人在后,操作人始终在监护人视线之内。
执行操作票要严肃认真,监护人要对每一项操作的正确性和操作人的人身安全负责。
2)执行操作要按操作顺序逐项操作,每操作一项都必须执行监护复诵制,并对执行项目进行四对照,确认无误后,监护人将钥匙交给操作人,操作人解锁,锁打开后,监护人发出“对——执行”命令,操作人方可执行操作。
操作完毕后,监护人和操作人要对操作后的设备状态进行核实,确认后进行闭锁。
操作人监督监护人在操作完的项目前打红挑及记录操作时间,以保证其操作顺序的准确性。
3)调度当值调度员下达的系统操作令是逐项令,每执行完一项要立即向调度当值调度员汇报,待调度当值调度员下达下一项命令,再继续执行操作,直至操作任务全部结束。
4)全部操作结束后的审查。
最后一项操作执行完毕后,监护人和操作人要共同全面检查操作任务的执行是否有遗漏之处。
全面检查无误后,填写操作终了时间,并盖“已执行”章。
2.3.13.6操作任务结束
1)全部操作任务执行完毕后,当值值班长(主值)要向发令人汇报,操作任务全部执行完毕。
发令人复诵一次操作任务,并宣布操作任务全部结束,当值值班长(主值)答以正确。
当值值班长(主值)宣告全部操作任务结束。
2)当值值班长将执行操作的全部过程,详细记入运行记录簿及中。
2.3.13.7当由于检修或试验需要操作接地刀闸(接地线)时,变电站操作人员必须填写《变电站配合工作联系单》,按票执行。
对于可按正常规则进行的操作,操作后必须立即将电脑钥匙回传,保证防误装置与实际设备对位正确。
对于需使用解锁钥匙的,必须按有关规定履行相应的手续。
变电站配合工作联系单按照要求与相应工作票共同装订并保存在变电站。
2.3.13.8对于六氟硫开关、真空断路器等开关设备无法看到实际开、合状态的开关设备要根据指示灯、电流(遥测、遥信)、带电显示装置、位置指示器变化等为判断依据。
切要由两个及以上电气指示已发生状态变化方可确认设备的实际状态。
变电站应根据所辖设备型式统一规定间接检查判据术语的具体内容。
2.4集控站所辖变电站录音要求
2.4.1应用录音电话或录音笔录音,应将调度下达的各种操作综合令及值班员联系调度情况做好录音。
2.4.2值班长应每两周检查录音电话或录音笔,检查内容主要有录音电话工作电源、电话录音磁带容量,录音笔是否良好,确保录音工作正常。
2.4.3任何人不得删除录音电话或录音笔的录音文件。
2.4.4在倒闸操作过程中,必须严格执行倒闸操作全过程录音制度,倒闸操作录音内容保留3个月。
2.5运行分工
2.5.1值班人员负责按规程规定对一、二次设备进行定期巡视。
2.5.2值班人员负责对交、直流电源熔断器及熔丝的巡视和更换,保证选择容量使用的正确性。
2.5.3值班人员负责对蓄电池、室外动力电源的检测。
按时检测典型电池的电压,认真填写蓄电池运行记录簿;检测动力电源是否有丢失、缺相等现象,及时发现及时处理。
2.5.4值班人员负责对保护信号的对试。
应按时对试,认真记录,发现异常及时汇报当值调度员,按调度指令执行操作。
2.5.5值班人员负责对所辖变电站实时潮流、有功、无功电力、系统电压等进行巡回检查。
认真做好月报、无人值班负荷记录。
2.5.6值班员负责监测本站负荷情况。
2.5.7集控站值班人员负责受理局调当值调度员下达的各项操作命令,按规程规定准确的执行操作命令。
2.5.8值班人员负责对变电站各保护屏、控制屏、电度表屏、端子箱、机构箱、电源箱、动力箱等设施的卫生清扫。
做好设备整洁卫生工作,搞好文明生产。
2.5.9值班人员负责对设备异常、故障、事故的检查处理。
发现异常及时处理及时汇报。
按三级控制原则:
“班组控制异常和未遂”积极发现问题解决问题。
2.5.10值班人员负责发现一、二次设备存在的缺陷并做好记录,按缺陷管理制度履行职责。
2.5.11值班人员负责对《变电运行标准化作业指导书》全过程的执行和对执行过程的监督。
2.5.12值班人员负责对《运行管理制度》各条款的具体实施和监督。
3设备巡视
3.1巡视周期
3.1.1实行24小时的监控值班制度和方式,每天值班员04、08、12、16、20、24时用监控机轮巡一次。
3.1.2每半月到所辖变电站进行一次全面巡视检查。
3.1.3熄灯夜巡:
每季至少一次。
3.2特殊巡视
3.2.1设备过负荷或负荷有明显增加时。
3.2.2高温季节、高峰负荷期间。
3.2.3新装、经过检修、改造或长期停运的设备投入运行72小时之内。
3.2.4恶劣气候、事故跳闸或设备运行中有异常现象时。
3.2.5设备缺陷近期有明显发展时。
3.2.6法定节假日及上级通知要求或有重要供电任务时。
3.3巡视要求
3.3.1按规定的巡视路线、内容及要求,有次序地逐台、逐点检查巡视。
3.3.2备用设备按运行设备对待巡视。
3.3.3特殊巡视按值班长要求进行。
3.3.4巡视设备要做到:
应看必看、应听必听、应试必试、应嗅必嗅,认真仔细不漏项。
3.3.5巡视检查后要及时将天气情况、气温、主变油温和油位、直流电压、开关机构的气压压力值、设备缺陷及异常情况等记入相关记录簿中。
3.3.6新投运的变电站试运行三个月,试运行期间安排运行人员按有人值班变电站做好变电站的巡视工作。
4设备调度范围划分
4.1大沁他拉变电站:
4.1.1通调直接管辖设备
1号、2号主变,66kV奈大甲线、66kV奈大乙线,66kV电压互感器及避雷器,66kV大西线,66kV母联刀闸,1号、2号主一次电流互感器,1号、2号主一次刀闸,1号、2号主一次断路器,66kV消弧线圈,1号主变中性点601刀闸、2号主变中性点602刀闸;
4.1.2奈调管辖设备
10kV工业线、大巴线、镇西线、镇东线、大铁线、大白线、大章线、大桥线、电容器、所用变、10kV电压互感器;
4.1.3集控站管辖设备
变电站防误装置及变电站其他辅助设备。
4.1.4变电站其他对调度直接管辖设备运行有影响的设备,须经调度同意方可操作。
附:
镇东变电站一次系统接线图。
4.2镇东变电站:
4.2.1通调直接管辖设备
1号主变、2号主变、1号主变中性点避雷器、2号主变中性点避雷器、66kV奈东线、66kV林镇线、66kV避雷器、66kV电压互感器、1号主一次电流互感器、2号主一次电流互感器、66kV消弧线圈、1号主变中性点601刀闸、2号主变中性点602刀闸;
4.2.2奈调管辖设备
10kV北工线、乌兰线、城东线、城西乙线、城西甲线、南工线、电容器、所用变、10kV电压互感器;
4.2.3集控站管辖设备
变电站防误装置及变电站其他辅助设备。
4.2.4变电站其他对调度直接管辖设备运行有影响的设备,须经调度同意方可操作。
附:
镇东变电站一次系统接线图。
4.3兴隆变电站:
4.3.1通调直接管辖设备
1号主变、1号主变中性点避雷器、66kV奈隆线、66kV避雷器、66kV电压互感器;
4.3.2奈调管辖设备
10kV太山线、兴隆庄线、兴奈联线、宝硕甲线、宝硕乙线、明州甲线、明州乙线、蓝宇甲线、蓝宇乙线、母联、电容器、所用变、10kV电压互感器;
4.3.3集控站管辖设备
变电站防误装置及变电站其他辅助设备。
4.3.4变电站其他对调度直接管辖设备运行有影响的设备,须经调度同意方可操作。
附:
兴隆变电站一次系统接线图。
4.4义隆永变电站:
4.4.1通调直接管辖设备
1号主变、2号主变、66kV黄义线、66kV避雷器;
4.4.2奈调管辖设备
10kV义西线、义太线、义新线、电容器、所用变、10kV电压互感器;
4.4.3集控站管辖设备
变电站防误装置及变电站其他辅助设备。
4.4.4变电站其他对调度直接管辖设备运行有影响的设备,须经调度同意方可操作。
附:
义隆永变电站一次系统接线图。
4.5黄花他拉变电站:
4.5.1通调直接管辖设备
1号、2号主变、66kV奈黄线、黄义线、黄新线、黄南线、66kV电压互感器、66kV避雷器;
4.5.2奈调管辖设备
10kV林场线、沙好线、西介线、巴彦线、伊图线、所用变、电容器、电压互感器;
4.5.3集控站管辖设备
变电站防误装置及变电站其他辅助设备。
4.5.4变电站其他对调度直接管辖设备运行有影响的设备,须经调度同意方可操作。
附:
黄花他拉变电站一次系统接线图。
4.6新镇变电站:
4.6.1通调直接管辖设备
1号主变、2号主变、66kV奈新线、66kV新白线、66kV黄新线、66kV避雷器;
4.6.2奈调管辖设备
10kV新硭线、新常线、新朝线、电容器、所用变、10kV电压互感器;
4.6.3集控站管辖设备
变电站防误装置及变电站其他辅助设备。
4.6.4变电站其他对调度直接管辖设备运行有影响的设备,须经调度同意方可操作。
附:
新镇变电站一次系统接线图。
4.7白音昌变电站:
4.7.1通调直接管辖设备
1号主变、2号主变、1号、2号主变中性点避雷器、66kV新白线、66kV黄南线、66kV避雷器、66kV消弧线圈;
4.7.2奈调管辖设备
10kV矿山线、关山线、电石乙线、电石甲线、电水线、所用变、10kV电压互感器;
4.7.3集控站管辖设备
变电站防误装置及变电站其他辅助设备。
4.7.4变电站其他对调度直接管辖设备运行有影响的设备,须经调度同意方可操作。
附:
白音昌变电站一次系统接线图。
4.8青龙山变电站:
4.8.1通调直接管辖设备
1号、2号主变、66kV黄南线7311进线刀闸、66kV避雷器;
4.8.2奈调管辖设备:
10kV青龙山线、土城子线、水泥线、白音昌线、电容器、所用变、电压互感器;
4.8.3集控站管辖设备:
变电站防误装置及变电站其他辅助设备。
4.8.4变电站其他对调度直接管辖设备运行有影响的设备,须经调度同意方可操作。
附:
青龙山变电站一次系统接线图。
4.9南湾子变电站:
4.9.1通调直接管辖设备
1号、2号主变、1号、2号主变中性点避雷器、66kV黄南线、66kV避雷器;
4.9.2奈调管辖设备:
10kV南寒线、南铅线、南青线、南木线、电容器、所用变、10kV电压互感器;
4.9.3集控站管辖设备:
变电站防误装置及变电站其他辅助设备。
4.9.4变电站其他对调度直接管辖设备运行有影响的设备,须经调度同意方可操作。
附:
南湾子变电站一次系统接线图。
4.10苇莲苏变电站
4.10.1通调直接管辖设备
1号主变、1号主变中性点避雷器、66kV奈苇线、66kV避雷器;
4.10.2奈调管辖设备
10kV苇奈线、苇兴线、苇西线、备用线、电容器、所用变、10kV电压互感器;
4.10.3变电所管辖设备
变电所防误装置及变电所其他辅助设备。
4.10.4变电所其他对调度直接管辖设备运行有影响的设备,须经调度同意方可操作。
附:
苇莲苏变电所一次系统接线图
5设备运行方式
5.1电气接线方式:
大沁他拉变电站:
(1)66kV系统为双电源进线单母线分段母线接线方式,有66kV进线刀闸2组,66kV大西线刀闸2组,开关、电流互感器各一组,1号主变一次刀闸1组,开关、电流互感器各一组,2号主变一次刀闸1组,开关、电流互感器各一组,66kV电压互感器及避雷器刀闸1组,66kV电压互感器及避雷器1组,66kV母线避雷器刀闸1组,66kV母线避雷器1组,66kV母联刀闸1组,1号主变中性点避雷器刀闸1组,2号主变中性点避雷器刀闸1组,1号主变、2号主变中性点避雷器各1组,主变2台,消弧线圈1台。
(2)10kV系统为单母线分段母线带旁路接线方式,有10kV线路开关9组(1组备用),电容器开关1组,1号、2号主变二次开关2组。
(3)有2台主变,总容量为20000kVA,1号、2号主变容量均为10000kVA。
镇东变电站:
(1)66kV系统为双电源进线单母线接线方式:
当由奈曼一次变供电时,有66kV奈东线进线刀闸2组,开关、电流互感器各1组,1号、2号主变一次刀闸各2组、开关各1组、电流互感器各1组,66kV母线避雷器刀闸1组,电压互感器1组,66kV母线避雷器1组,1号主变中性点避雷器刀闸1组、2号主变中性点避雷器刀闸1组,1号主变、2号主变中性点避雷器各1组。
当由林木质发电厂供电时,有66kV林镇线进线刀闸2组,开关1组、电流互感器各1组,1号、2号主变一次刀闸各2组、开关各1组、电流互感器各1组,66kV电压互感器及避雷器刀闸1组,66kV电压互感器及避雷器1组,1号主变中性点避雷器刀闸1组,2号主变中性点避雷器刀闸1组,1号主变、2号主变中性点避雷器各1组,主变2台,消弧线圈1台。
(2)10kV系统为单母线带旁路接线方式,有10kV配出线路开关8组(2组备用),10kV侧路开关1组,电容器开关1组,1号、2号主变二次开关各1组。
(3)有2台主变,总容量为41500kVA,1号主变容量为10000kVA,2号主变容量为31500kVA。
兴隆变电站:
(1)66kV系统为单电源进线单母线接线方式:
由66kV奈隆线供电,有66kV奈隆线进线刀闸1组,1号主变一次刀闸2组、开关、电流互感器各1组,66kV电压互感器及避雷器刀闸1组,66kV电压互感器及避雷器1组,1号主变中性点避雷器1组。
(2)10kV系统为单母线分段接线方式,有10kV配出线路开关9组(4组备用),10kV母联开关1组,电容器开关1组,1号主变二次开关1组,主变1台。
(3)有1台主变,1号主变容量为20000kVA。
义隆永变电站:
(1)66kV系统为单电源进线单母线接线方式,有66kV进线刀闸1组,1号主变一次负荷开关1组,2号主变一次刀闸1组,1号主变一次、2号主变一次熔断器各1组,66kV母线避雷器刀闸1组,66kV母线避雷器1组,主变2台。
(2)10kV系统为单母线接线方式,有10kV配出线路开关3组,电容器开关1组,1号、2号主变二次开关各1组。
(3)有2台主变,总容量为9450kVA,1号主变容量为6300kVA,2号主变容量为3150kVA。
黄花他拉变电站:
(1)66kV系统为单电源进线单母线接线方式,有66kV奈黄线进线刀闸1组,66kV黄义线、黄新线、黄南线出线刀闸6组、开关3组、电流互感器3组,1号、2号主变一次刀闸2组,1号主变一次、2号主变一次熔断器各1组,66kV电压互感器及避雷器刀闸1组,66kV电压互感器及避雷器1组,1号主变、2号主变中性点避雷器各1组,主变2台。
(2)10kV系统为单母线接线方式,有10kV配出线路开关5组(1组备用),电容器开关1组,1号、2号主变二次开关2组。
(3)有2台主变,总容量为4000kVA,1号、2号主变容量均为2000kVA。
新镇变电站:
(1)66kV系统为单电源进线单母线接线方式:
当由奈新线供电时,有66kV奈新线进线刀闸1组,66kV新白线出线刀闸2组,开关,电
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