事故处理指导手册定稿.docx
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事故处理指导手册定稿
前 言
随着集控运行全能值班体制的深入开展,以及机组设备、系统的改造,原有机、炉、电运行规程中事故处理的有关章节已不能满足全能值班及设备改造后事故处理的需要。
为了更好的提高全能值班员综合事故处理能力,规范事故处理程序,搞好机组的安全、经济运行,在公司领导的指导下,运行部组织有关人员结合现场实际,在原有运行规程的基础上,依据《电业安全作业规程》、《300MW机组运行导则》、《设备说明书》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及电力系统有关法规、标准等,编写了集控部分《事故处理指导手册》及《事故处理操作手册》。
本手册中未涉及的事故,运行人员应根据现场实际情况综合分析判断,及时、正确、果断处理。
本手册自下发之日起执行,原机、炉、电运行规程中事故处理的相关章节同时作废。
编者
2005年7月12日
目 录
第一章 事故处理总则6
第一节 事故处理原则6
第二节 事故处理的一般程序6
第二章 事故停运规定7
第一节 发电机事故停运规定7
第二节 汽轮机事故停运规定8
第三节 锅炉事故停运规定10
第四节 变压器事故停运规定11
第五节 汽动给水泵事故停运规定12
第六节 电动给水泵事故停运规定14
第七节 电动机事故停运规定14
第三章 主机部分事故处理15
第一节 机组跳闸15
第二节 发电机失磁16
第三节 发电机振荡或失去同步17
第四节 发电机非同期并列19
第五节 发电机非全相运行20
第六节 发电机出口PT保险熔断22
第七节 电流互感器开路24
第八节 机组甩负荷25
第九节 汽轮机超速26
第十节 汽轮机水冲击27
第十一节 汽轮机振动大28
第十二节 汽轮机轴向位移增大29
第十三节 真空下降30
第十四节 主机润滑油压下降31
第十五节 汽轮发电机组轴承温度升高32
第十六节 汽轮发电机组油系统着火32
第十七节 EH油压低33
第十八节 汽轮机组叶片断裂34
第十九节 发电机氢气着火爆炸35
第二十节 水冷壁爆管35
第二十一节 过热器爆管37
第二十二节 再热器爆管38
第二十三节 省煤器爆破39
第二十四节 烟道二次燃烧41
第二十五节 锅炉结焦42
第二十六节 炉前油系统着火42
第二十七节 蒸汽参数异常43
第四章 厂用部分43
第一节 厂用电源全失(包括保安段)43
第二节 厂用电源全失45
第三节 6KV厂用母线单段失电46
第四节 机×段失电47
第五节 炉×段失电48
第六节 保安×段失电49
第七节公用×段失电51
第八节 UPS失电(DCS改造后)51
第九节 直流×段蓄电池出口保险熔断53
第十节 大电流接地系统MCC单相接地55
第五章 变压器56
第一节 变压器自动跳闸56
第二节 主变压器冷却器全停57
第三节 变压器油位异常58
第四节 变压器轻瓦斯信号发迅59
第五节 变压器着火59
第六节 变压器温度异常升高60
第六章 辅机部分61
第一节 循环水中断61
第二节 凝结水中断62
第三节 高加解列64
第四节 汽泵跳闸65
第五节 给水泵汽化67
第六节 汽包水位计异常68
第七节 汽水管道水冲击70
第八节 空气预热器跳闸70
第九节 引风机跳闸72
第十节 送风机跳闸73
第十一节 一次风机跳闸75
第十二节 磨煤机跳闸77
第十三节 磨煤机满煤78
第十四节 一次风管堵80
第十五节 给煤机跳闸81
第十六节 转机跳闸82
第七章 公用部分85
第一节 厂用仪用气压力低85
第二节 除盐水中断86
第三节 原水中断87
第四节 蒸气品质恶化89
附录1:
UPS失电事故处理释义90
附录2:
直流×段蓄电池出口保险熔断事故处理释义93
第一章 事故处理总则
第一节 事故处理原则
1.尽快限制事故发展,消除事故根源并解除对人身及设备安全的威胁;
2.设法保证厂用电、辅汽及公用系统正常,尽量使机组不减或少减负荷,降低对临机及电网的影响;
3.各专业协调配合,调整运行方式使其恢复正常;
4.降低汽、水、油、煤、厂用电消耗,减少事故损失。
第二节 事故处理的一般程序
1.根据声光报警信号、表计指示、保护和自动装置动作情况及现场设备故障现象,正确判断事故发生的部位及事故性质,确定处理思路与步骤;
2.解除对人身及设备安全的威胁,隔离故障设备,保证其它设备正常运行;
3.设法保证厂用电、辅汽及公用系统正常,尽量使机组不减或少减负荷,减少对临机及电网的影响;
4.保证无故障设备的正常运行,及时投入备用设备;
5.通过检查、分析、试验,确定事故范围、处理方案及损失情况;
6.调整运行方式使其恢复正常;
7.真实准确记录事故发生的时间、现象、保护及自动装置动作情况、事故处理经过、事故性质、涉及范围、损失情况及故障设备的处理方案,汇报相关人员;
8.组织相关人员进行事故分析,吸取经验教训,48小时内提交事故报告。
第二章 事故停运规定
第一节 发电机事故停运规定
1.发电机遇到下列情况之一时,应紧急解列停机;
1.1发电机、主励磁机内有摩擦声、撞击声或振动突然增大超过0.254mm时;
1.2发电机机壳内氢气发生爆炸或冒烟着火时;
1.3发电机出线套管、中性点PT柜内有氢气泄漏侵入发生爆炸或冒烟着火时;
1.4发电机内部故障保护装置或开关拒动时;
1.5发电机外部发生长时间的短路故障保护未动作,发电机定子三相电流表指针到刻度最大极限位不下降,定子电压剧烈降低无法维持且发电机后备保护拒动时;
1.6发电机无保护运行时(直流系统查接地和直流保险熔断能立即恢复者除外);
1.7发电机出线侧PT或中性点侧PT着火冒烟时;
1.8无刷励磁系统发生接地而且无消除的办法时;
1.9发电机发生失磁而失磁保护拒动时;
1.10发电机定子线圈引出线侧漏水并伴随有发电机定子接地现象,且发电机定子接地保护拒动时;
1.11发电机断水超过30秒,无法立即供水,并且断水保护不动作时;
1.12发变组一、二次系统发生直接威胁到人身或设备安全的危急情况;
1.13主变压器、厂用高压变压器发生需紧急停运条件之一时。
2.发电机遇到下列情况之一时,应请示生产副总经理同意,发电机解列停机:
2.1发电机无主保护运行(短时停运作试验除外);
2.2无刷励磁系统故障,故障原因不清,无功负荷带不上,功率因数超过0.95以上(即无功负荷为有功负荷的1/3以下时);
2.3发电机进风温度超过50℃,出风温度温度异常升高,且高达75℃以上经采取措施仍无效时;
2.4发电机定子线圈出水温度超过85℃,或发电机定子线圈温度超过90℃经采取措施仍无效时;
2.5当发电机定子线圈或氢冷却器有渗漏水现象时,机内冷氢气绝对湿度若高于(或露点温度-18℃),即在机外常压下取样化验时氢气中的水汽浓度不高于1g/m3(或露点温度-18℃),经采取措施仍无效时;
2.6发变组一次系统发生一点接地,当确认并非PT一次保险熔断,而且外部检查无明显可清除的接地点,寻找时间已超过30分钟时。
第二节 汽轮机事故停运规定
1.在下列条件下,应立即破坏真空紧急停机:
1.1汽轮发电机组内部有明显的金属摩擦声和撞击声时;
1.2机组轴振动达到0.254mm时;
1.3汽轮机发生水冲击时;
1.4机组转速升至3330rpm,而危急保安器不动作时;
1.5汽轮发电机组任意一个轴承断油、冒烟、着火或轴承回油温度急剧上升至82℃;
1.6油系统着火无法立即扑灭,严重威胁机组安全运行时;
1.7油系统大量漏油,主油箱油位下降到-400mm,无法补救时;
1.8发电机、励磁机冒烟着火或氢气爆炸时;
1.9汽轮机轴向位移小于-1.02mm或大于1.01mm,而保护不动作时;
1.10汽轮机任意一轴承(#1、2、3、4瓦)金属温度达到112℃,发电机、励磁机任意一轴承(#5、6、7瓦)金属温度达到107℃,汽轮推力轴承任意一金属温度达到107℃时;
1.11润滑油压下降至0.06MPa,虽经启动润滑油泵仍无效时;
1.12汽轮机胀差小于1.0mm或大于18.98mm;
1.13轴封处发生多点火花或火环时。
2.在下列情况下,应请示生产副总经理同意,按不破坏真空故障停机:
2.1主蒸汽、再热蒸汽温度达到565℃,连续运行时间超过15分钟仍不能恢复或超过565℃时;
2.2主蒸汽、再热蒸汽左、右侧主汽门前温差达至42℃连续运行超过15分钟,仍不能恢复或超过42℃时;
2.3主蒸汽、再热蒸汽温度下降至460℃,虽经减负荷至零,仍不能恢复并继续下降至454℃时;
2.4主蒸汽压力波动,汽机自动主汽门前压力升高超过17.414MPa,并且连续运行超过5分钟或超过21.58MPa时;
2.5凝汽器真空降低至-0.068MPa,虽经减负荷至零,仍不能恢复并继续下降至-0.066Mpa;
2.6低压缸排汽温度高达121℃,连续运行超过15分钟或超过121℃时;
2.7发电机断水超过30秒,无法立即供水,并且断水保护不动作时;
2.8发电机定子线圈出水温度超过85℃时;
2.9达到机组保护动作条件,而保护拒动时;
2.10DEH工作失常,不能控制转速或负荷时;
2.11EH油泵或EH系统故障,危及机组安全运行时;
2.12主、再热蒸汽管道,高、中、低压给水管道或承压部件破裂,机组无法运行时。
第三节 锅炉事故停运规定
1.遇有下列情况之一,应申请停炉:
1.1锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重恶化,经处理无效;
1.2锅炉承压部件泄漏,运行中无法消除;
1.3锅炉严重结焦、堵灰无法维持正常运行;
1.4受热面金属壁温严重超温,经调整无法恢复正常;
1.5蒸汽温度超过允许值,经采取措施无效;
1.6所有汽包低位水位计损坏;
1.7两台电除尘器故障无法在短时间恢复;
1.8控制气源失去,短时间无法恢复;
1.9运行中一台空气预热器故障跳闸,短时间无法恢复;
1.10安全门起座经采取措施不回座;
1.11两台扫描风机故障停运无法恢复。
2.遇有下列情况之一,手动MFT紧急停止锅炉运行:
2.1MFT达动作条件而拒动作;
2.2给水管道、蒸汽管道破裂,不能维持正常运行或危及人身、设备安全;
2.3水冷壁管、省煤器管爆管无法维持正常汽包水位;
2.4所有汽包水位计损坏;
2.5锅炉压力不正常的升至安全门动作压力,所有安全门拒动作且40%旁路不能投入、动力排放阀不能开启;
2.6锅炉尾部烟道发生二次燃烧;
2.7炉膛或烟道发生爆炸,使设备遭到严重损坏;
2.8锅炉灭火;
2.9热控仪表电源中断,无法监视、调整主要运行参数;
2.10再热汽源中断且管壁温度超限;
2.11锅炉房发生火灾,影响锅炉安全运行。
第四节 变压器事故停运规定
1.变压器运行中发生下列情况之一时应紧急停运:
1.1瓷套管爆炸或破裂,瓷套管端头接线开断或熔断;
1.2变压器着火冒烟;
1.3变压器渗漏油严重,油面下降到瓦斯继电器以下;
1.4防爆膜破裂,且向外喷油;
1.5释压器动作喷油(主变、厂高变、#03备高变);
1.6油色变化过度发黑,油内出现游离碳;
1.7变压器本体内部有异常音响,且有不均匀的爆破声;
1.8变压器无保护运行(直流系统瞬时接地和直流保险熔断及接触不良但能立即恢复者除外);
1.9变压器保护或变压器高低压侧电源开关故障拒动;
1.10变压器轻瓦斯动作发出信号,收集排放的气体检查鉴定为可燃性气体或黄色气体;
1.11变压器电气回路发生威胁人身安全或设备安全的危急情况,而不停运变压器无法隔离电源者;
1.12变压器在正常负荷及正常冷却条件下,环境温度无异常变化,且油温不正常升高并不断上升,超过最高温度允许值时;
1.13强油循环风冷变压器,当冷却系统故障切除全部冷却器时,允许带额定负载运行20min。
如20min后顶层油温尚未达到75℃,则允许上升到75℃,在这种状态下冷却系统故障在1h内无法恢复,应立即停运。
2.允许先联系后停运变压器的条件:
2.1瓷套管有裂纺纹,同时有放电声;
2.2高压侧或低压侧引线严重过热,但未溶化;
2.3变压器连接引线有断股或断裂现象;
2.4变压器顶部有落物危机安全运行,不停电无法消除者;
2.5变压器本体严重漏油;
2.6变压器在正常过负荷和正常冷却条件下,温度不正常升高,但未超过最高允许值;
2.7变压器声音异常但无放电者;
2.8变压器的油色和油位不正常,油质不合格;
2.9变压器事故过负荷引起局部过热者;
2.10变压器冷却装置故障短期内无法修复者。
第五节 汽动给水泵事故停运规定
1.汽动给水泵运行中遇有下列情况之一时,应立即破坏真空紧急停机:
1.1泵组突然发生强烈振动或泵组内部有清楚的金属摩擦声时;
1.2小机发生水冲击时;
1.3油系统着火无法立即扑灭,并危胁到泵组安全运行时;
1.4任意一轴承断油、冒烟或轴承金属温度达到遮断值或轴承回油温度超过75℃;
1.5小机油箱油位下降至-200mm,经采取措施无效时;
1.6润滑油压降低至0.10MPa,启动备用交流油泵和直流润滑油泵后,油压继续下降至0.08MPa时;
1.7轴向位移超过±1.2mm时;
1.8前置泵电动机冒烟着火时。
2.汽动给水泵运行中遇有下列情况之一时,应立即不破坏真空故障停机:
2.1小机转速达到6050rpm,而危急保安器未动作时;
2.2泵体大量泄漏或蒸汽管道,高、低压给水管道破裂无法隔离,危胁到人身及设备安全;
2.3润滑油压降低至0.10MPa,启动交流油泵和直流润滑油泵后,油压仍不能恢复正常时;
2.4排汽真空降低至-46.03MPa,不能恢复时;
2.5高、低压自动主汽门门杆同时卡涩,无法活动时;
2.6给水泵汽化时;
2.7任意一轴承回油温度超过70℃时;
2.8前置泵电流达到28.6A,减负荷无效时;
2.9达跳闸条件,保护拒动时。
第六节 电动给水泵事故停运规定
1.电动给水泵运行中遇有下列情况之一时,应紧急停运:
1.1泵组突然发生强烈振动或泵组内部有清楚的金属摩擦声时;
1.2任意一轴承断油、冒烟或轴承金属温度达到遮断值或轴承回油温度超过75℃时;
1.3电动机冒烟或着火时;
1.4油系统着火,无法立即补灭,并危及到泵组安全运行时;
1.5润滑油压降低至0.10MPa,启动辅助油泵后,油压继续下降至0.08MPa时;
1.6工作油冷却器入口温度高于130℃或偶合器内冒烟着火时;
1.7偶合器油箱油位降低至零,经补油无效时;
1.8达跳闸条件,保护拒动时;
1.9泵体大量泄漏或高、低压给水管道破裂无法隔离,威胁到人身及设备安全时。
2.遇有下列情况之一,申请停止电动给水泵:
2.1给水泵汽化时;
2.2任何一个轴承回油温度超过70℃时;
2.3润滑油压降低至0.10MPa,启动辅助油泵后,油压仍不能恢复正常时;
2.4电动机电流达到607A,减负荷无效时。
第七节 电动机事故停运规定
1.电动机在运行中发生下列情况之一时,应立即停运:
1.1发生剧烈振动或窜轴,有损坏设备危险时;
1.2电动机轴承温度不正常升高或超过规定值时;
1.3电动机转子和定子严重摩擦或冒烟着火时;
1.4辅机的转子与外壳发生严重摩擦或撞击时;
1.5辅机发生火灾或被水淹时;
1.6危及人身安全时。
第三章 主机部分事故处理
第一节 机组跳闸
1.现象:
1.1警铃响,“××保护动作”、“汽机跳闸”、“炉MFT”光字发;机组负荷到零;
1.2发电机主开关、灭磁开关跳闸;快切动作,厂用切换至备用电源接带;发变组各参数指示全部回零;
1.3汽轮机跳闸,主汽门、调速汽门关闭,转速明显下降;
1.4炉MFT动作并显示首次跳闸原因;CRT火焰检测器无火焰,火焰TV无火焰;运行中的一次风机、磨煤机、给煤机跳闸;炉膛负压突然负向增大并报警;汽包水位先低后高;汽温、汽压快速下降。
2.原因:
2.1机组内部故障或外部短路故障,继电保护动作跳闸;
2.2因机组失磁或断水等辅助保护动作跳闸;
2.3机、炉系统发生故障,手动紧急停机或机、炉保护动作跳闸;
2.4直流系统发生两点接地,造成控制回路或继电保护误动作;
2.5人员误碰、误操作或继电保护误动作。
3.处理要点:
3.1确认进入炉内的所有燃料确已切断,MFT动作所有设备联动正确;
3.2检查汽机高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门关闭严密,机组转速下降,防止机组超速;及时启动主机交流润滑油泵,检查油压正常,防止断油烧瓦;
3.3确认发电机主开关三相确已断开,厂用电源切换正常。
第二节 发电机失磁
1.原因:
1.1励磁机或励磁回路故障;
1.2转子绕组或励磁回路开路、短路;
1.3AVR装置故障。
2.现象:
2.1警铃响,“失磁动作”保护光字发;
2.2无功表指示反向(负值),发电机机端电压、厂用母线电压降低;临机无功增大;
2.3有功表指示降低且摆动;
2.4定子电流表指示升高并摆动;
2.5功率因数表指示进相;
2.6机组转速升高;
2.7励磁回路短路,励磁电流下降或为零;若励磁回路开路,主励磁机励磁电压表指示值升高;
2.8失磁保护动作,发电机主开关、灭磁开关跳闸,厂用快切装置启动;汽机OPC保护动作,机组甩负荷;
2.9有可能引起系统振荡。
3.处理要点:
3.1判断失磁原因:
3.2如AVR装置调节器故障引起,查AVR已切至另一通道或“手动”调节方式,否则手动执行;
3.3如AVR测量回路故障,引起误调节,立即切至手动方式调节;
3.4如励磁回路开路,投工频励磁;
3.5如励磁回路短路,故障点未自动切除,立即停机,如故障点因保险熔断或灭磁开关跳闸而切除,立即投工频励磁;
3.6机组快速减有功,临机尽快提高无功出力;
3.7失磁过程中,不允许并列倒厂用;避免带负荷合、分灭磁开关;
3.8故障无法消除,或失磁保护拒动,应紧急停机,汽机打闸后解列发电机,以防止机组超速;检查炉MFT动作。
第三节 发电机振荡或失去同步
1.现象:
1.1有功、无功大幅度摆动;
1.2定子电流剧烈摆动,并超过正常值;
1.3发电机频率、定子电压摆动,电压显示偏低;
1.4主励励磁电流、电压在正常值附近摆动;
1.5强励可能动作;
1.6发电机失磁引起,发电机转速上升,发电机进入异步运行工况;
1.7系统振荡引起,发电机各表计摆动与系统方向相同,摆动幅值低于系统摆动幅值;振荡由发电机引起,发电机各表计摆动与系统方向相反,摆动幅值高于系统摆动幅值;
1.8调速系统故障引起,调门、转速、负荷摆动较大;
1.9一次调频频繁动作;
1.10主汽压力、流量在较大范围内波动;
1.11发电机发出轰鸣声,其节奏与表计摆动合拍;
1.12可能引起发电机失步、低频、过激磁、过流、失磁等保护动作。
2.原因:
发电机振荡的根本原因在于发电机功角超过90度,而引起功角变化的原因在于有功负荷增加或无功负荷的减小。
具体原因如下:
2.1系统线路跳闸、大容量机组跳闸造成系统大量有功缺额;
2.2发电机一次回路发生短路故障;
2.3汽轮机调速系统故障,造成有功突增;
2.4系统无功过剩,导致发电机自动减励磁,造成发电机欠励、失磁;
2.5发电机励磁系统故障,误调节,限制器未能可靠动作;
2.6系统振荡诱发发电机振荡;
2.7非同期并列。
3.处理要点:
3.1立即增加无功;
3.2振荡过程中间,不许采用并列方法切换厂用;
3.3根据表计指示和摆动方向,判断振荡原因是由系统还是本机引起,并采取不同的处理方法;
3.4发电机振荡并造成失步时,立即降低有功负荷,无效时解列发电机,防止超速和发电机过电压。
第四节 发电机非同期并列
1.现象:
1.1同步表指针指示在同步点位置,电压差表、频率差表指示在“0”位,并均有轻微摆动;
1.2发电机各表计指针剧烈摆动,尤其定子三相电流摆动最为剧烈;
1.3系统功率供需关系失衡,导致系统电压、频率波动,甚至导致振荡、失步;
1.4发电机失步、过流等保护可能动作,相应保护动作光字牌亮,警铃响;主开关有可能跳闸;
1.5发电机发出沉闷、刺耳的吼声;
1.6汽轮发电机组振动增加;
1.7故障录波器动作,相应光字牌亮。
2.原因:
2.1同期装置故障,非同期闭锁继电器TJJ误整定或损坏、失灵,电压相位补偿错误;
2.2发电机或系统电压互感器断线、故障或误差过大;
2.3主开关故障或开关固有合闸时间过长;
2.4系统或发电机在并列瞬间突然故障(如系统短路、线路跳闸、瓦解;励磁开关跳闸、汽机跳闸等)导致非同期并列;
2.5汽机调速系统、发电机励磁系统故障,发生转速、励磁误调节;
2.6手动准同期并列时,提前合闸角度掌握不好,远离同步点合闸;
2.7自动准同期并列时,在同步点后启动同期装置。
3.处理要点:
3.1防止由于发电机非同期并列,造成系统振荡、瓦解,减少对系统的影响;
3.2处理过程中,应根据当时的事故情况决定处理的方向,如影响较小,机组已拉入同步,经检查无异常,可监视运行,并消除非同期并列原因;
3.3如引发发电机振荡、系统振荡、发电机冲击较严重、伴随有其它故障,应立即解列发电机;
3.4发电机承受巨大的扭转电动力冲击,可能致使定子绕组端部、转子因机械力损坏,绝缘破坏,解列后应对发电机绝缘进行检查;
3.5发电机主开关灭弧能力受到考验,灭弧困难,导电部件过热,应对其进行检查、测试。
第五节 发电机非全相运行
1.现象:
1.1警铃响,“断路器非全相运行”、“母线侧断路器三相不一致保护动作”或“中间断路器三相不一致保护动作”等光字发,CRT开关状态显示异常;
1.2发电机未跳闸前:
1.33/2接线成串运行时,单台开关非全相运行,发电机各表计指示正常,发电机负序电流为零,非全相开关有不平衡电流穿越;
1.4发电机单开关运行,发生非全相:
1.5主变中性点刀闸未合,一相未断开,发电机定子三相电流、负序电流均为零;
1.6主变中性点刀闸在合闸状态下,一相未断开,两相电流表有指示,另一相电流近零,按照A、B、C的顺序,未断开相中后面一相近零,其余两相基本一致;
1.7两相未断开时,三相电流均有指示,对于YN11接线的主变压器,按照A、B、C的顺序,未断开相中后面一相较大,其余两相基本一致,如主变中刀闸在合位,电流略大;
1.8任意情况下,当发电机与系统没有有、无功功率交换,发电机定子三相电流、负序电流均为零;功率交换越大,负序电流越大,对发电机损坏越严重;
1.9负序电流表较大时,不对称过负荷可能报警;转子折算温度上升很多,机组将产生频率为100HZ的倍频振动和噪音;
1.10失灵保护动作时:
1.
- 配套讲稿:
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- 特殊限制:
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- 关 键 词:
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