电气控制逻辑说明.docx

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电气控制逻辑说明

湖北大别山电厂一期工程

#1机组及公用DCS电气系统

控制逻辑

中南电力设计院

2007年2月

湖北大别山电厂本期工程采用炉、机、电集中控制方式，单元机组电气系统的控制、信号和测量纳入DCS系统进行监控，本逻辑说明范围包括单元机组厂用电系统，发电机变压器组及公用部分厂用电系统等三部分。

本逻辑说明仅作为DCS操作的逻辑参考，具体逻辑由电厂最终确认。

1DCS的监控范围

发变线组500kV断路器（中断路器和边断路器）、发变线组500kV隔离开关、起备变500kV断路器、起备变500kV隔离开关、发电机出口断路器及厂用电系统断路器由DCS控制。

本工程进入DCS监测和控制的电气系统范围如下：

1.1发电机变压器组：

控制对象包括发变线组500kV断路器,发电机出口断路器，发电机励磁系统（AVR）,自动同期系统（ASS）等。

1.2单元机组厂用电系统：

控制对象包括高压厂用变压器6kV侧断路器（6kV工作电源进线断路器）、

6kV备用电源进线断路器、6kV工作段至6kV脱硫集中段馈线断路器、单元机组各低压厂用变压器6kV和380V侧断路器、PC分段断路器、PC至MCC电源断路器、带一类负荷的双电源进线MCC进线负荷开关、保安电源各电源断路器和柴油机等。

1.3公用厂用电系统：

公用系统控制对象包括起备变500kV侧断路器和隔离开关、起备变有载调压开关、6kV公用段电源进线断路器、公用厂用电系统及辅助车间各低压厂用变压器6kV和380V侧断路器、PC分段断路器、PC至MCC电源断路器等。

2DCS的数据采集

2.1发电机—变压器组电气系统

发电机—变压器组回路（包括励磁系统）所有开关设备状态、合跳闸操作、开关异常报警等均以I/O硬接线方式接入DCS；

发电机—变压器组及起备变保护的所有保护动作信息、柴油机、AVR、同期装置、故障录波、厂用电快速切换装置直流系统以及UPS等专用装置、事故及预告总信号以硬接线方式接入DCS；

3发电机变压器器组操作逻辑

对于发电机变压器组的断路器或隔离开关，当要进行合闸操作时，应先检测断路器或隔离开关在分闸（或断开）位置，当进行跳闸操作时，应先检测断路器或隔离开关在合闸（或接通）位置。

下述典型操作允许条件仅示意了本安装单位的主要逻辑关系，在逻辑组态过程中应完善与系统要求有关的其它逻辑关系。

3.1发变组500kV断路器操作允许条件：

3.1.1当下列条件均满足时，为500kV断路器准备就绪：

1）选择开关在远方位置；

2）无断路器SF6气压低闭锁信号；

3）无弹簧未储能信号；

4）无保护动作信号；（合闸时用）

5）无控制回路断线信号；

3.1.2发变组500kV侧断路器允许合闸条件：

当发变组500kV侧隔离开关处于合闸位置，发电机出口断路器处于合闸状态时，发变组500kV侧断路器作为同期点时，在满足500kV侧断路器准备就绪条件时，DCS发出允许合闸命令，由自动准同期装置发出合闸指令。

仅在调试状态下可以接受DCS的合闸操作，在调试时，DCS允许合闸的条件为下列各条件的与逻辑：

1）断路器准备就绪（3.1.1）；

2）断路器两侧隔离开关断开；

3）无交流电源消失信号。

当发变组500kV侧隔离开关处于分闸位置时，不允许DCS操作500kV侧断路器。

3.1.3发变组500kV侧断路器允许跳闸条件为下列各条件的与逻辑：

断路器选准备就绪。

3.1.4500kV隔离开关允许合闸条件：

1）断路器断开；

2）隔离开关两侧接地刀断开

3.1.5500kV隔离开关允许分闸条件：

1）断路器断开；

3.1.6500kV接地刀允许合闸条件：

1）隔离开关断开；

2）无电压

3.2发电机出口断路器操作允许条件：

1）选择开关在远方位置；

2）无断路器SF6跳闸闭锁信号；（跳闸时用）

3）无断路器SF6合闸闭锁信号；（合闸时用）

4）无油泵电机打压超时信号；

5）无保护动作信号；（合闸时用）

6）无控制回路断线信号；

3.3自动准同期装置（ASS）操作允许条件：

ASS允许投入条件：

1）断路器准备就绪（3.1.1）；

2）无AVR故障信号；

3）机端电压达到设定值（90％）；

4）DEH允许ASS进行调节；

5）自动同期开关DTK在试验或工作位置；

6）无同期装置控制电源消失；

7）无同期装置报警信号；

8）无选线器报警。

ASS复位条件：

1）同期装置发出合闸命令后延时一段时间自动复位

2）可由运行人员通过DCS手动操作复位或中断ASS。

3.4灭磁开关操作允许条件：

灭磁开关允许合闸条件：

1）无发电机变压器组保护动作信号；

2）无励磁系统的故障信号；

灭磁开关允许跳闸条件：

1）发电机功率低于设定值。

3.5自动电压调节装置（AVR）操作允许条件：

对AVR的操作主要有：

投入励磁

逆变灭励

增加励磁

减少励磁

投入PSS

退出PSS

选择AVR自动操作模式

选择AVR手动操作模式

投叠加控制方式

切除叠加控制方式

选择恒功率因数方式

选择恒无功控制方式

合灭磁开关

跳灭磁开关

其中投入励磁、逆变灭磁的操作允许条件与灭磁开关的合闸、跳闸允许条件相同。

增加励磁的允许操作条件为：

无AVR过励限制器动作信号和发电机端电压不超过规定值；减少励磁的允许操作条件为：

无AVR欠励限制器动作信号。

其它操作无允许逻辑。

3.6发电机升压并网逻辑

升压并网前，先对相关电气设备状态进行确认，选择AVR工作方式（自动或

手动），根据DCS给出提示，检查未准备就绪或故障的设备；设备准备就绪后，才进行顺控起机的下一步操作，检测汽机转速至3000转，发变组500kV断路器（中断路器和边断路器）合闸状态，发电机出口断路器断开，发电机出口隔离开关合闸状态，检测发变组保护工作正常；

选择AVR自动工作方式时：

检测灭磁开关断开，运行人员确认后接通AVR；

检测AVR投入，检测灭磁开关投入；

检测发电机机端电压达设定值，发电机负序电流小于给定值，发变组起停机

保护未动作，检测励磁电流不大于给定值，将DTK投入工作位置，满足同期投入条件，运行人员确认后投入同期装置。

选择发电机出口作为并网点，运行人员确认后发出请求指令给DEH，得到DEH允许ASS进行调节信号，由同期装置自动完成发电机出口断路器同期并网操作;（同期操作逻辑详见发变组同期控制逻辑）

检测发电机出口断路器合闸状态，自动退出同期装置;

操作员站上跳出窗口提醒运行人员将DTK退出；

检测发电机出口断路器合闸状态，延时后DEH自动加载至给定值；

检测发电机带了给定值有功功率，确认发电机升压并网第一阶段完成；;

手动控制机炉协调，锅炉改烧燃煤，逐步增加有功出力，同时增加无功出力，

维持发电机机端电压保持额定；

检测发电机有功功率输出达到给定负载，从而完成发电机升压并网的整个程

序。

选择AVR手动工作方式时：

检测灭磁开关断开，运行人员确认后接通合上灭磁开关，确认灭磁开关

合上后，再接通AVR；

检测发电机机端电压达到设定值1，经确认，运行人员手动增加励磁电

流；

检测发电机机端电压达到设定值2，发电机负序电流小于给定值，发变

组起停机保护未动作，检测励磁电流不大于给定值，将AVR选择自动方式，将DTK投入工作位置，选择并列点；运行人员确认后发出请求指令给DEH，得到DEH允许ASS进行调节信号，满足同期投入条件，运行人员确认后投入同期装置，由同期装置自动完成断路器同期并网操作;（同期操作逻辑详见发变组同期控制逻辑）

检测发电机出口断路器合闸状态，自动退出同期装置;

操作员站上跳出窗口提醒运行人员将DTK退出；

检测发电机出口断路器合闸状态，延时后DEH自动加载至给定值；

检测发电机带了给定值有功功率，确认发电机升压并网第一阶段完成；

手动控制机炉协调，锅炉改烧燃煤，逐步增加有功出力，同时增加无功出力，

维持发电机机端电压保持额定；

检测发电机有功功率输出达到给定负载，从而完成发电机升压并网的整个程

序。

3.7发电机停机解列程序

发电机停机解列采用程序逆功率跳闸方式。

操作员站检测相关电气设备是否准备就绪，然后确认停机解列程序开始，

检测发电机出口断路器合闸状态，自动甩负荷，减少有功出力并同时减少励磁电流，维持发电机机端电压额定；

检测母线电压，自动减少有功及励磁电流直至发电机有功减至设定值，运行人员确认后，手动打闸关闭主汽门，等待发电机程序逆功率保护动作；

检测发电机出口断路器断开；

操作员确认后，发出关断AVR指令；

检测AVR关断以后，跳开灭磁开关，检测灭磁开关断开位置，确认发电机停

机解列程序完成。

4单元机组厂用电系统典型操作逻辑

4.1厂用电系统断路器允许操作典型条件

对于厂用电系统的6kV和380V断路器，当要进行合闸操作时，应先检测断路器在分闸位置，当进行跳闸操作时，应先检测断路器在合闸位置。

当对断路器（或接触器）进行操作时，如果断路器（或接触器）未“准备就绪”，DCS应返回未“准备就绪”的具体原因（以下某一个或多个条件），并能经过运行人员确认旁路某一个条件或多个条件继续操作。

当下列条件均满足时，为6kV断路器准备就绪：

1）收到6kV断路器操作允许信号；

2）无故障信号。

当下列条件均满足时，为6kV接触器（F-C回路）准备就绪：

1）收到6kVF-C操作允许信号；

2）无故障信号。

当下列条件均满足时，为380V断路器准备就绪：

1）收到380V断路器操作允许；

2）无故障报警信号。

当下列条件均满足时，380VMCC进线负荷开关准备就绪：

1）收到负荷开关操作允许信号；

2）无负荷开关故障信号。

4.2高压厂用电源系统操作逻辑

单元机组高压厂用电源系统控制对象为6kV工作段所有进线断路器、出线断路器和厂用电快切装置。

进线断路器包括工作电源进线断路器和备用电源进线断路器，出线断路器包括至脱硫段电源馈线断路器以及汽机变、锅炉变、除尘变和照明变等接于6KV工作段低压厂用变压器6kV侧断路器（或接触器）。

工作电源进线断路器、备用电源进线断路器、自动准同期装置及厂用电快

切装置操作逻辑：

当发变组500kV断路器处于合闸状态时，发电机出口断路器作为同期点，起机时不存在厂用电切换。

当发变组500kV断路器处于跳闸状态时，需要从起备变进行倒送电时，可通过操作员站对6kV工作段备用电源断路器进行手动分、合闸操作（停6kV母线或给6kV母线送电）。

在进行合闸操作时，检测备用电源断路器准备就绪、工作电源断路器处于断开位置、母线无电压、未收到母线PT断线信号，操作员确认后进行备用电源断路器的合闸操作；在进行分闸操作时，检测备用电源断路器准备就绪，操作员确认后才能进行工作电源断路器的分闸操作。

在起、停机过程中6kV工作电源进线断路器和备用电源进线断路器的切换一般采用厂用电快切装置的串联切换方式。

在起机过程中由备用电源向工作电源的切换逻辑：

当发变组高压侧断路器处于跳闸位置，发电机出口断路器处于合闸装状态，厂用电由起备变提供电源，采用厂用电快切装置的串联切换方式时，当机组并网成功后，经运行人员确认达到一定的输出功率且满足相角差在快切装置允许范围内，检测工作电源进线断路器准备就绪和备用电源进线断路器准备就绪，检测快切装置正常，运行人员确定切换的断路器，由操作员确认为串联切换方式，并为备用向工作电源切换方向，由DCS向切换装置发出启动快切指令，收到备用进线断路器跳开、工作进线电源断路器合闸位置、快切装置切换完成、快切装置等待复归信号后，确认切换成功，DCS再自动向快切装置发出复归快切装置指令，由备用电源向工作电源的切换完成。

在停机过程中由工作电源向备用电源的切换逻辑：

采用厂用电快切装置时，当机组在停机过程中，运行人员确认相角差在快切装置的允许范围内，检测备用电源进线断路器准备就绪和工作电源进线断路器准备就绪，检测快切装置正常，运行人员选择切换的断路器，确认快切装置为串联切换方式，并为从工作电源向备用电源切换方向，由操作员站向快切装置发出启动快切指令，收到工作进线断路器跳开、备用进线断路器合上、快切装置切换完成、快切装置等待复归的信号后，确认切换成功，DCS再自动向快切装置发出复归快切指令。

以上切换若合上预先选定的需合闸的断路器后，DCS发出指令跳开需跳闸的断路器，而该断路器未跳开，则经一定延时后跳开先前合上的断路器，并发出操作失败信号。

在厂用电事故情况下，厂用电切换由厂用电快切装置实现。

厂用电快速切换装置独立于DCS工作，其正常工作和故障报警信号接入DCS，并与厂用电监控系统通信。

厂用电切换完成后，DCS收到厂用电切换装置返回的“切换完毕”和“等待复归”信号后检测工作电源断路器在跳闸位置、备用电源断路器在合闸位置表示切换成功，DCS再向快切装置发出装置复归指令后由工作电源向备用电源的切换完成。

在调试、检修等非正常工作情况下可通过操作员站对工作电源进线断路器或备用电源断路器进行手动分、合闸操作（停6kV母线或给6kV母线送电）。

在进行合闸操作时，应检测工作（或备用）电源断路器准备就绪、备用（或工作）电源断路器处于断开位置才能进行工作（或备用）电源断路器的合闸操作；在进行分闸操作时，应检测工作（或备用）电源断路器准备就绪，并向快切装置发出闭锁出口指令后，才能进行工作（或备用）电源断路器的分闸操作。

至公用段电源馈线断路器操作逻辑：

6kV工作段至脱硫段馈线电源侧断路器合闸允许条件：

1）断路器准备就绪；

6kV工作段至脱硫段馈线电源侧断路器跳闸允许条件：

1）断路器准备就绪。

低压厂用变压器6kV侧断路器（或接触器）操作逻辑：

低压厂用变压器6kV侧断路器合闸允许条件：

1）断路器准备就绪；

2）变压器低压侧断路器在分闸位置。

低压厂用变压器6kV侧断路器跳闸允许条件：

1）断路器准备就绪。

4.3低压厂用电源系统操作逻辑

单元机组低压厂用电源系统控制对象为380V汽机PCA（B）、锅炉PCA（B）、电除尘A（B）PC、照明PC等各段PC的电源进线断路器、分段断路器和PC至MCC的馈线断路器以及双电源进线MCC进线负荷开关等。

4.3.1PC电源进线和分段断路器操作逻辑

本逻辑适用于380V汽机PC、锅炉PC、电除尘PC等各段PC的电源进线断路器和分段断路器。

PC电源进线和分段断路器的操作按操作方式分为“先断后合”操作和“先合后断”操作。

“先断后合”操作时，各断路器的允许操作条件如下：

断路器合闸允许条件为：

1）断路器准备就绪；

2）另外两台断路器中有一台为跳闸位置。

断路器跳闸允许条件为：

1）断路器准备就绪。

“先断后合”可以采用手动分步操作，也可以采用顺控自动操作，当采用顺控自动操作时，运行人员先选定要断开的断路器和要合闸的断路器，DCS检测要操作的各断路器已准备就绪、要合闸的断路器有电源（当合闸断路器为工作电源进线断路器时，应检测该变压器6kV侧断路器已合闸；当合闸断路器为分段断路器时不需检测此条件），经运行人员确认，DCS先发出指令跳开预先选定的需跳闸的断路器，接收到该断路器已跳开的返回信号后，再发出指令合上预先选定的需合闸的断路器，接收到该断路器已合闸的返回信号后操作完成。

“先断后合”的具体操作如下：

自动合闸

操作员站对自动合闸方式进行选择后,确认自动方式；

在断路器准备就绪时,自动合上6kV断路器,并反馈6kV断路器已合闸；

在断路器准备就绪时,跳开PC联络断路器，检测PC联络断路器在断开位

置，合上380V工作电源进线断路器,完成低压变压器自动合闸操作。

分步合闸

操作员站对分步合闸方式进行选择；

操作员发出6kV断路器分步合闸指令,在断路器准备就绪时,6kV合

闸并反馈；

操作员再发出380V断路器分步合闸指令,在断路器准备就绪时,先

跳开PC联络断路器，经运行人员确认PC联络断路器断开，再将380V工作电源进线断路器合闸并反馈,完成低压变压器分步合闸操作。

自动分闸

操作员站对自动分闸方式进行选择后,确认自动方式；

在380V工作电源进线断路器准备就绪时,自动跳开380V工作电源进线断

路器并反馈，确认后合PC联络断路器并反馈；

在6kV断路器准备就绪时,跳开6kV断路器,完成低压变压器自动分闸操

作。

分步分闸

操作员站对分步分闸方式进行选择；

操作员发出380V工作电源进线断路器分步分闸指令,在380V工作电源进

线断路器准备就绪时,380V工作电源进线断路器分闸并反馈，确认后合PC联络断路器并反馈；

操作员再发出6kV断路器分步分闸指令,在6kV断路器准备就绪时,6kV

断路器分闸并反馈,完成低压变压器分步分闸操作。

“先合后断”逻辑采用顺控自动操作，运行人员通过操作员站先选定要合闸的断路器和要断开的断路器，DCS检测要操作的各断路器已准备就绪、要合闸的断路器有电源（当合闸断路器为工作电源进线断路器时，应检测该变压器6kV侧断路器已合闸；当合闸断路器为分段断路器时不需检测此条件），经运行人员确认，DCS先发出指令合上预先选定的需合闸的断路器，接收到该断路器已合闸的返回信号后，经设定的延时（1~3S）发出指令跳开预先选定的需跳闸的断路器，接收到该断路器已跳开的返回信号后操作完成。

若合上预先选定的需合闸的断路器后DCS发出指令跳开需跳闸的断路器而该断路器未跳闸，则经一定延时（0－30S）后跳开先前已合闸的断路器，并发出操作失败信号。

4.3.2PC电源馈线断路器操作逻辑

本逻辑适用于PC至MCC电源馈线断路器。

断路器合闸允许条件为：

1）断路器准备就绪；

2）负荷侧进线负荷开关为跳闸位置。

断路器跳闸允许条件为：

2）断路器准备就绪。

4.3.3双电源进线MCC的进线负荷断路器操作逻辑

本逻辑适用于带一类负荷的双电源进线MCC进线负荷开关。

380/220V汽机PCA（B）段

1

（2）号机汽机房0米1MCCA段,1MCCB段

1

（2）号机汽机房0米2MCCA段,2MCCB段

380/220V锅炉PCA（B）段

1

（2）号机锅炉0米MCCA段,MCCB段

1

（2）号机锅炉保安MCCA段,MCCB段

双电源进线MCC的进线负荷开关的操作分为正常切换操作和事故切换操作。

正常切换

正常切换是手动起动切换，按操作方式采用“先合后断”逻辑。

负荷开关合闸允许条件为：

1）负荷开关在跳闸位置；

2）负荷开关准备就绪；

3）另一侧进线负荷开关在合闸位置；

负荷开关跳闸允许条件为：

1）负荷开关准备就绪。

“先合后断”逻辑采用顺控自动操作，运行人员选择“先合后断”操作方式后，DCS先检测该两台负荷开关已准备就绪、两PC电源侧断路器都在合闸位置，备用负荷开关有电源（该PC段有电压）、经运行人员确认，DCS先发出指令合上备用的负荷开关，接收到该负荷开关已合闸的返回信号后，经设定的延时（1~3S）发出指令跳开工作的负荷开关，接收到该负荷开关已跳开的返回信号后切换完成。

若合上备用的负荷开关后工作的负荷开关不能跳闸，则经一定延时后跳开先前已合闸的备用负荷开关，并发出操作失败信号。

事故切换

事故切换为自动切换，在正常运行时若DCS检测到某MCC失压，则采用事故切换，操作逻辑为：

运行中若DCS收到MCC失压信号，且PT未断线，同时检测备用电源有电（备用电源回路电源侧断路器在合闸位置及该PC段有电压），经设定的延时（0~5S）后先跳开工作电源进线负荷开关，检测工作电源进线负荷开关跳闸后再合上备用电源进线负荷开关。

4.3.4电除尘PC工作电源进线和备用电源进线断路器操作逻辑

电除尘PC的工作电源进线和备用电源进线断路器采用“二取一”的联锁方式，任何情况下只允许其中一台开关合闸。

由工作电源向备用电源的切换逻辑：

仅在电除尘PC失压时由工作电源向备用电源的切换，切换逻辑为：

检测电除尘PC电压未恢复，同时电除尘PC工作电源进线断路器在跳位，检测备用电源有压，DCS发出指令跳开电除尘PC的工作电源进线（如已经跳开则无此步骤），检测工作电源进线开关在跳位，DCS发出指令合上备用电源进线断路器。

由备用电源向工作电源的切换逻辑：

在电除尘PC由备用电源供电时，当工作电源恢复正常后，经运行人员确认，DCS检测工作电源断路器已准备就绪，DCS发出指令先跳开备用电源断路器，收到备用电源断路器跳闸的返回信号后，发出指令合上工作电源断路器。

4.4保安电源系统操作逻辑

保安电源系统控制对象为柴油发电机和汽机保安MCC、锅炉保安MCC的工作电源进线负荷开关和备用电源进线断路器。

A）汽机（锅炉）保安MCC工作电源进线负荷开关和备用电源进线断路器操作逻辑

汽机（锅炉）保安MCC共有两路电源进线：

工作电源来自汽机（锅炉）PC、备用电源来自柴油发电机。

正常运行时工作电源运行；事故切换为当保安MCC失压时，则起动柴油发电机切换到备用电源供电。

B）事故切换（工作电源向备用电源的切换）操作逻辑：

在正常运行时若DCS检测到汽机PCA,PCB或锅炉PCA,PCB同时失电，则采用事故切换，事故切换为自动切换，操作逻辑为：

运行中若DCS收到汽机PCA,PCB或锅炉PCA,PCB同时失电信号，经设定的延时（0~30S）后先起动柴油发电机，再跳开汽机PC和锅炉PC至各保安MCC馈线开关，柴油发电机起动并检测电压正常后，检测汽机PC和锅炉PC至各保安MCC馈线开关均在跳闸位置后合上备用电源断路器。

C）由备用电源向工作电源切换的操作逻辑：

在保安MCC由备用电源供电时，若工作电源恢复正常，经运行人员确认后DCS完成由备用电源向工作电源的切换，具体切换逻辑为：

运行人员首先选择需投入的工作电源进线开关，DCS检测该负荷开关已准备就绪，DCS发出指令先跳开备用电源进线负荷开关，收到备用电源进线负荷开关跳闸的返回信号后，发出指令合上预先选定的工作电源进线负荷开关。

特别提示：

一般情况下，锅炉（汽机）保安MCC的两路电源进线仅允许一路合闸运行（“二取一”），但在正常切换的过程中工作电源和备用电源经运行人员确认可以短时并列运行。

柴油发电机起动/停止条件

柴油发电机起动条件：

柴油发电机的起动分为手动起动和自动起动。

手动起动的允许条件为：

当锅炉保安MCC、汽机保安MCC的备用电源断路器均在跳闸位置时，允许运行人员通过DCS手动起动柴油机。

自动起动的允许条件为：

汽机PCA,PCB或锅炉PCA,PCB同时失电。

起动柴油机的允许条件和控制逻辑为：

汽机PCA,PCB或锅炉PCA,PCB同时失电时，DCS延时（0－30S）发出指令起动柴油发电机，柴油发电机起动并检测电压及频率正常后，检测汽机保安或锅炉保安MCC段电压未恢复，DCS发出指令跳开失压的锅炉保安MCC或汽机保安MCC的各工作电源断路器，如为锅炉保安MCC失压，检测锅炉保安MCC工作电源断路器在跳闸位置后，经设定延时（0－30S），合上锅炉保安MCC备用电源断路器；如为汽机保安MCC失压，检测汽机保安MCC工作电源断路器在跳闸位置，经设定延时（0~30S）后合上汽机保安MCC备用电源断路器，柴油机起动及保安电源切换完成。

柴油发电机停止条件：

柴油发电机采用手动停机，柴油发电机起动后，若厂用电恢复，运行人员通过手动操作将保安段切换到工作电源供电后，详见4.4.1（C），可以通过DCS发出指令停止柴油发电机或就地操作停止柴油发电机。

5公用厂用电系统典型允许条件

公用厂用电系统断路器允许操作典型条件

公用厂用电系统断路器典型允许操作条件与单元机组相同，详见4.1条。

起/备变允许操作条件

5.2.1起备变500kV断路器允许操作条件：

当下列条件均满足时，为起备变50