继电保护及自动装置规程
继电保护及自动装置运行规程
目次
1. 总则 „„„„„„„„„„„„„„„„„„ 2. 继电保护及自动装置的运行管理 „„„„„„ 3. 运行规定 „„„„„„„„„„„„„„„„ 4.电压互感器二次电压回路的运行及维护 5. 变压器瓦斯保护装置的运行 „„„„„„„„ 6. 母差保护的构成及运行时的注意事项 „„„„ 7. 微机电动机及保护装置„„„„„„„ 8. 低压变压器微机保护装置„„„„„„ 9. 电抗器保护装置„„„„„„„ 10. 备用电源自动投入装置 „„„
11.厂用电源线路保护装置 12发变组微机保护装置 13.高备变保护及测控装置
14.6KV母线PT保护装置„„„„„
1 总则
1.1 本规程根据有关规定和现场实际情况制定。 1.2 本规程适用于电气运行值班员。
2 继电保护及自动装置的运行管理
2.1 值班人员在交接班时,对警铃、警报、联系信号、试验信号等应做试验。对保护和自动装置应进行详细检查,如压板、切换开关是否符合被保护设备的运行状态,信号指示灯、监视灯及继电器外观是否正常。保护和自动装置的动作情况交代的是否与实际相符等。
2.2 电气值班人员应对保护和控制盘面设备进行清扫,经常保持盘面的清洁。 2.3 带有电压的设备,一般不允许处于无保护的状态.
2.4 有关保护和自动装置的一切操作(如投入、停用、试验、改定值等)须经调度及值长批准,厂用系统设备应经值长批准。厂内管辖设备的主保护和自动装置停用应经生产副总批准。
2.5 值班人员发现保护及自动装置异常时应迅速处理或通知电气检修人员处理。若有立即误动作的可能时,可先切除保护及自动装置,再报告值长或调度。 2.6 值长及副值长和电气值班人员,应切实掌握保护装置的整定值,并监视线路的负荷,以防止保护装置的误动作,在改变一次设备的运行方式时,要考虑保护装置的配合。
2.7 当系统或电气设备发生事故时,值班人员应对已动作的保护装置做准确的记录,以便正确的分析事故,对于保护动作较多,立即记录可能影响事故处理时,以后在补充进行全面准确的记录。
2.8 当保护及自动装置发生明显的不正确动作,而原因不清楚时,值班人员应尽量保持现场,通知生产部组织人员迅速查找原因。
2.9 在保护盘内或二次回路上工作,应按《电业安全规程》的规定办理工作票手续。如更改定值和变更接线,一定要有经领导批准的定值通知单和图纸。在允许工作前应做好安全措施(如在作业盘的相邻盘挂红布帘和做好防止运行设备误动作的措施等),然后向电气检修人员认真交代,双方无异意后,方准开工。 2.10 值班人员在继电保护工作结束后,应会同工作人员一起检查保护压板是否在正确位置,应检查盘上拆动的线头,试验中连接的临时线和盘上各种连线是否恢复正常,标志是否完全正确,图纸修改部分是否符合实际。继电保护记录及交代事项是否清楚,在检查验收后,再办理工作结束手续。
3 运行规定
3.1 当差动保护的电流回路有变动时,必须进行带负荷测量相位差和差电压,确定接线无误后,才能投入运行.在发电机启动或变压器、线路充电时,为瞬时切除故障,差动保护可先投入跳闸位置,但在带负荷前,应将差动保护退出,待测定相位、差电压均无误后,再将其投入运行。
3.2 在已停运的发电机复合电压闭锁过电流保护回路中工作时,应先打开此保护跳其它开关的压板,以防止误跳闸。
3.3发电机转子保护装置,只允许在一台发电机上使用。而且只有在确定发电机转子发生一点稳定性接地时,经生产副总经理批准后才能投入,接地消除后将保护装置退出运行。
3.4 当发电机一组电压互感器退出运行时,应将强励装置退出运行。并同进通知汽机将DEH切至后备位置。
3.5 拉保护装置的操作直流保险时应先拉正极,后拉负极;合时先合负极,后合正极。
4 电压互感器二次电压回路的运行与维护
4.1 各电压互感器所带的负荷 4.1.1 6KV电压互感器所带的负荷
4.1.1.1 测控单元及母线绝缘和绝缘信号装置 4.1.1.2 低电压保护
4.1.2 60KV母线电压互感器所带负荷
4.1.2.1 60KV线路的保护,测控单元和同期装置及低周解列和低周减载装置均取自与一次设备相一致的母线电压互感器,电压由保护盘上的电压操作箱。 4.1.2.2 母线绝缘监察和绝缘监察信号装置。
4.1.3 各发电机、6KV、380V各段母线电压互感器均带本身的保护测控单元、自动装置及表计。
4.2 保护、自动装置和测量表计的交流电压应取自与被保护和测量的一次设备所在母线相一致的电压互感器。
4.3 当电压互感器倒闸操作时,应检查刀闸的辅助接点和二次保险接触是否良好。当操作线路或变压器的刀闸时,应检查刀闸辅助接点接触是否良好,以免失压。60KV线路侧电压互感器,操作后应检查二次是否有电压。
4.4 凡带有交流电压回路的保护与自动装置,在任何情况下不得使保护装置失去电压。当电压回路断线或交流电压回路上作业时,须将下列保护停用: 4.4.1低压保护及低电压闭锁电流保护和低压控制元件。 4.4.2 低周解列和低周减载装置。 4.4.3强励装置。
4.5 检修人员要经常使刀闸辅助接点接触良好,试验人员应经常检查端子排、二次保险座和与保险并联的电容器。运行人员应经常使保险良好。
4.6 60KV母线的电压互感器开口绕组所连接的电缆、端子排,每年应测试一次直流电阻和不平衡电压,以保证接触良好。
4.7 当电压互感器内部接线和二次电缆接线发生变动时,要经过检查测试极性、标号无误后,才能正式投入运行。
5 变压器瓦斯保护装置的运行
5.1 瓦斯保护是变压器内部故障的主保护,重瓦斯应投入跳闸位置,轻瓦斯投入信号位置。
5.2 变压器在运行中,瓦斯保护与差动保护不得同时停用。 5.3 值班人员在巡视变压器时应检查:
5.3.1 瓦斯继电器连接管上的阀门应在打开位置。 5.3.2 变压器呼吸器应与大气相通。
5.4 运行中的变压器瓦斯保护,当进行下列工作时,重瓦斯保护应改投到信号位置
5.4.1 变压器进行注油或滤油时。
5.4.2 变压器的呼吸器进行畅通工作或更换硅胶时。
5.4.3 变压器除采取油样和瓦斯继电器上部放气阀门放气外,在其它所有地方打开放气、放油和进油阀门时。
5.4.4 开、关瓦斯继电器连接管上的阀门时。 5.4.5 在瓦斯继电器及二次回路上进行工作时。
5.5 变压器注油、滤油、更换硅胶及处理呼吸器工作完毕后,经一段时间运行确认无气体时,方可将重瓦斯投入跳闸。
5.6 新安装或检修后的变压器,在投入运行时,确认变压器油内无空气后将瓦斯保护投入跳闸位置。
5.7 瓦斯保护装置动作时的检查内容 5.7.1 油面指示器的位置。 5.7.2 变压器的油温。
5.7.3 变压器内有无爆炸声及异音。
5.7.4 防爆装置、呼吸器、套管有无破裂和喷油现象。 5.7.5 收集瓦斯继电器内部气体进行鉴别。 5.8 轻瓦斯保护动作原因
5.8.1 是否空气进入变压器内。 5.8.2 是否漏油造成油位降低。 5.8.3 是否二次回路故障。
5.8.4 倾听变压器有无异常声音。
5.9 重瓦斯保护动作跳闸,经检查证明是因可燃气体使保护动作,则变压器未经检查并试验合格前,不允许再投入运行。
5.10 瓦斯保护动作的原因和故障的性质,可从瓦斯继电器内积聚的气体量、颜
否则经一定的时间颜色就会消失。检查气体的可燃性,必须用专门的容器收集后在远离带电设备及可燃的地方进行。如重瓦斯动作跳闸,不得任意将瓦斯气体放掉,以便取样化验。如果气体是无色、无味而不可燃的,则瓦斯保护动作的原因是油内存有剩余的空气,变压器仍可继续运行。放出瓦斯继电器内的空气,并注意与下次动作的时间间隔,若时间逐次缩短,说明变压器内部有故障,此时瓦斯保护只能投入信号位置,并报告值长和生产部采取措施处理: 5.10.1 测定变压器的绝缘。
5.10.2 检查油的闪光点,若闪光点较过去的记录降低5℃以上时,说明变压器内部故障。
5.10.3 对变压器进行必要的试验。 5.11 取气样的方法:
可用玻璃注射器取气样,先在气体继电器放气嘴上套一段乳胶管,乳胶管的另一头夹上弹簧夹,打开放气阀及弹簧夹使一定量的气体转换乳胶管内的空气,然后关闭弹簧夹。把注射器的针头刺入乳胶管,抽取少量的气体后,拔出针头排空,重复两次,再插胶管取10—20毫升气体,拔下针头用小胶头密封。取样时应注意不让油进入注射器内,气体应避光保存,以防成分发生变化。在运输过程中应防止注射器震破。
6 GZM-W41A-C母差保护运行
保护功能
分相式母线差动保护 复合电压闭锁
线路断路器失灵保护
母联断路器失灵保护及母联死区保护 母联充电保护
TA断线告警、闭锁 TV断线告警
6.1WMZ-41A微机母线保护装置的构成:
6.1.1第一层“出口跳闸”机箱,主要完成“各单元跳闸,运行方式识别显示”绘制有“一次系统模拟图”对应每个单元均安装有两个绿色发光管及一个红色发光管。绿色发光管指示运行状态;红色发光管指示跳闸出口状态。每单元配置两个“手动小开关”,模拟该单元联接两段母线的隔离开关。正常运行时,应将小开磁置于“自动”位置,在运行时发现某单元与一次不符时可用小开关强制母差保护 的运行状态与一次系统相符。
6.1.2第二层“主CPU”机箱,主要完成“电压闭锁、人机对话、故障报告打印、通讯管理”等功能。
6.1.3第三层“从CPU机箱”主要完成“A、B、C各相差动保护、失灵保护”等
功能。
6.1.4第四层“交流模件”机箱,主要将各单元三相电流、各段母线的三相电压及零序电压变换成相应的电压输入量。其右侧中部装有两个复归按钮,一用于对事故信号的复归,一用于对出口动作保持信号的复归。
6.1.5对应每个CPU均配置“运行监视”绿色光字,CPU及保护程序正常工作时,“运行监视”信号亲烁。当调试/运行把手处于调试状态时“运行监视”灯常亮或常灭。
6.2投运前的检查及运行维护:6.2.1. 电流互感器回路正常。
6.2.2 电压互感器回路各压板应投断正确,无电压断线信号。 6.2 .3 直流回路正常,无断线信号。
6.2.4 当双母线运行,母联开关断开时,此时母差保护应退出运行。 6.2.5 无论哪种运行方式,线路和主变的跳闸压板均要与所连接的母线位置相对应。
6.2.6 母差保护回路有工作(包括电压、电流互感器回路上的工作)或母差电流、电压互感器回路出现异常时,应退出母差保护,将母差各跳闸压板断开。 6.3母差保护的投运:
6.3.1确认直流工作电源输入正确、保护柜内稳压电源工作正常完好、各模件运行显示正确,无异常信号。
6.3.2确认调试/运行把手处于“运行“位置,运行指示灯闪烁。
将手动小开关全部置于“自动“位置,确认保护柜面板上指示的运行方式与系统一次运行方式一致。
6.3.3确认各切换开关的把手位置与保护系统要求相符。 接入各单元电流后,检查确认各单位电流极性正确,查看差电流显示是否在允许范围以内。
6.3.4打印定值报告,检查“报告”上各整定项目必须与“定值通知单”相符。 6.3.5根据母联充电情况,将“充电启动”开关分别置于“长充电”或“短充电”位置,“长充电”指的是先用延时跳闸,“短充电”指的是先用瞬时跳闸,充电结束后将该开关把手恢复到正常“退出”位置。
6.3.6依次投入各单元的出口跳闸压板,母线保护正式投入系统远行。
6.3.7倒闸操作前将“互联启动”开关置于“投”位置,倒闸操作完毕后将“互联启动”开关恢复到正常“退”位置。 6.4母差保护的异常处理:
6.4.1.若直流稳压电源模件发生故障,应先退出跳闸压板,更换电源模件,正常后才合上跳闸压板。
6.4.2.若一次无倒闸操作,而保护装置判为双母“互联状态”时,应检查隔离开关辅助接点是否有松动、损坏或者回路断线的情形。
6.4.3.当装置发生“自检错误”时,通知检修人员处理。
当装置判别到TA断线时,应立即退出母差保护,检查TA回路,及时处理异常,恢复母差保护正常运行。
当装置判别到TV断线时,一般可不退出母差保护,但应该立即检查,恢复正常。 6.4.4.当装置发生“识别错误”时,通过模拟一次系统的手动小开关,强制刀闸位置接点与一次系统对应,然后检查及处理隔离开关接点。正常后,将手动小开关拨到“自动”位置。
6.4.5.当装置发生其它故障时,应进一步检查元器件及电缆的连接情况,直到全部恢复正常。
7、MMPR-10H3微机电动机保护装置
7.1保护功能 速断保护 负序过流 零序过流 过负荷 堵转保护 低电压保护 工艺联锁跳闸 三相熔断判别 快速母线
故障记忆显示 积分电度 防跳回路 故障录波 4-20MA输出 网络接口
7.1.1动作信息
面板指示灯显示通讯、自检、动作、故障、告警 7.1.2微机遥信量:
1. 断路器位置 2. 接地刀闸位置 3. 装置故障报警 4. 控制回路断电 5. 保护动作 6. 弹簧未储能
7.1.3投运
检查保护装置无异常 投入保护直流电源
检查保护装置无电气异常信号,二次回路无异常。 测量保护压板两端无电压 投入保护压板
8 MTPR-10H3(2)低压变压器微机保
护
8.1保护功能 速断保护
高压侧零序过流
低压侧零序过流过负荷 过负荷 温度保护
三相熔断判别 快速母线
故障记忆显示 积分电度 防跳回路 故障录波 4-20MA输出 网络接口
8.2 装置面板上共有6个信号指示灯,分别为:电源、通讯、告警售号、保护动作、装置故障、操作回路断线。当保护通讯正常时,“通讯”灯应闪烁;当“装置故障”灯亮时,说明保护装置自检发现出错。投入的指示灯轮流点亮,退出运行者不亮;在保护动作后,作用于跳闸的保护对应的指示灯亮,作用于信号的保护对应的指示灯慢闪。同时通过通信机发到DCS告警。
8.3厂用变压器遥测量:
1.断路器位置 2.接地刀闸位置 3.装置故障报警 4.控制回路断线 5.保护动作 6.弹簧未储能 7.温度告警 8.超温跳闸 9.故障录波
10.保护动作信息能自动上传
遥 控:断路器分、合
9.微机型电抗器保护装置
9.1MRPR-10HX保护功能设置: 1.差动速断 2比率差动 3.过电流保护 4.零序过流保护 5.过负荷保护 ● 操作回路:
1. 手动合闸、跳闸;远方/就地控制切换并相互闭锁 2. 电气防跳功能
● 遥 测 量:IA,IB,IC,UA,UB,UC,3U0,P,Q,COSф,F ● 脉 冲 量:Wh,Varh ● 遥 信 量:
1. 断路器位置 2. 接地刀闸位置 3. 装置故障报警 4. 控制回路断线 5. 保护动作 6. 弹簧未储能
● 遥 控:断路器分、合
10 备用电源自动投入装置采用MBZT-60H
MBZT 系列微机型备用电源自投装置适用于多种接线方式。有下述特点:可识别系统的运行方式,自动实现装置正向的投入;当线路故障排除以后需手动恢复原方式。
11 厂用电源线路保护采用MLPR-10H3(2)装置 ● 保护功能设置:
1. 速断保护
2. 限时速断保护 3. 过流保护 4. 接地保护 5. 过负荷保护 6. 母充保护 7. 三相重合闸 8. 后加速 9. 快速母线保护
10.保护动作信息能自动上传 11.故障录波
● 操作回路:
1. 手动合闸、跳闸;远方/就地控制切换并相互闭锁 2. 电气防跳功能
● 遥 测 量:IA,IB,IC,UA,UB,UC,3U0,P,Q,COSф,F ● 脉 冲 量:Wh,Varh ● 遥 信 量:
1. 断路器位置 2. 接地刀闸位置 3. 装置故障报警 4. 控制回路断线 5. 保护动作 6. 弹簧未储能
● 遥 控:断路器分合
12 PDS-772型发电机变压器组微机保护
12.1 PDS-772A型发电机变压器组保护 12.1.1保护配置
12.1.1.1发电机差动保护 12.1.1.2发电机定子过负荷 12.1.1.3发电机绕组定子接地
12.1.1.4发电机励磁回路接地保护 12.1.1.5发电机失磁保护 12.1.1.6发电机频率保护 12.1.1.7发电机功率异常保护 12.1.1.8发电机电压保护
12.1.1.9发电机纵向零序电压保护 12.1.1.10发电机复合电压过流保护 12.1.1.11发电机负序过流 12.1.1.12发电机负序过负荷 12.1.1.13变压器复合电压过流 12.1.1.14变压器零序过流 12.1.1.15变压器零序过压 12.1.1.16发电机非电量保护 12.1.1.17变压器非电量保护
12.2 PDS-793A型数字测量控制装置 12.2.1功能及配置 12.2.1.1交流测量
12.2.1.2直流/变送器测量 12.2.1.3温度测量 12.2.1.4遥信/遥脉 12.2.1.5遥控
12.2.1.6装置定值远方查看、修改及定值区切换 12.3 PDS-755A型操作继电器装置 12.3.1功能及配置
12.3.1.1断路器的操作回路及双母线接线的电压切换,带有压力闭锁及防跳功能。
13高备变保护:
13.1PDS-721保护功能: 13.2差动电流速断
13.3 比率差动特性的差动保护
13.4二次谐波制动原理励磁涌流判别元件
13.5差动保护交流回路TA断线检测及TA断线闭锁 13.6差动保护电流回路差电流越限延时告警功能 13.7按电流启动风扇 13.8事件记录和故障录波 测控功能:
遥信:16路外部硬遥信开入装置内部遥信,事件遥信及遥信SOE
保护事件报文 保护压板远方投/退
装置面板上有六个指示灯及信号按钮,其意义为正常运行时,装置运行灯亮(绿
色);差速灯(红色),差动灯(红色)断线灯(红色)预告灯(红色)告警灯(红色)则反映当时装置的状态。
高备变PDS—725保护测控装置:
复合电压方向过电流保护和过电流保护 瓦斯保护
零序电压保护 过负荷保护
按电流启动风扇 事件记录和故障录波 操作回路和防跳回路 测控功能
遥信:16路外部硬遥信开入装置内部遥信事件遥信SOE 遥控:断路器遥控分合
装置面板上有8个指示灯。正常运行灯亮(绿色);电流灯(红色)零压灯(红色)本体灯(红色)预告灯(红色)告警灯(红色)则用来反映当时装置的状况,同时跳位(绿色)合位(红色)反映当时断路器的状态。
14. 6KV母线MPTS-10H型PT保护装置
基本功能:
PT切换 低电压保护 PT断线监视 绝缘监视
故障记忆及显示
装置本身有发光二极管指示装置动作情况,同时可以将情况上传DCS系统。
电气防误装置管理规定
1 总则
1.1 本规定根据原能源部《防止电气误操作装置管理规定》和《东北电管局防止电气误操作管理规定及实施细则》及我厂实际情况制定,如有不全面的地方仍按《管理规定》和《实施细则》执行。
1.2 防误装置是防止误操作的有效措施,应纳入反事故措施计划。 1.3 安装防误装置后,倒闸操作管理制度仍然必须严格执行。 1.4 防误装置必须有以下功能: 1.4.1 防止误拉、合断路器。
1.4.2 防止带负荷拉、合隔离开关。 1.4.3 防止带电挂接地线或合接地刀闸。 1.4.4 防止带接地线或接地刀闸合断路器 1.4.5 防止误入带电间隔。
1.5 以上“五防”中除误拉、合断路器可采用提示性的装置外,其它“四防”应采用强制性装置。
2 防误装置的使用
2.1 防误装置的投入和退出使用应经总工程师批准。
2.2 闭锁装置的电子钥匙应放在控制室五防工控机上,按班交接使用。 2.3 以下几种情况可以解除防误装置:
2.3.1 防误装置失灵,确认操作无误后方可使用。 2.3.2 紧急事故处理时(人身触电、火灾、地震等)。 2.3.3 某一单元全部停电(如6KV I段全停)。
2.4 解除五防须经当班副值长同意,并将情况(时间、原因、操作项目、批准人、操作人)及时记录在记录簿上。
2.5 检修隔离开关时,闭锁装置的钥匙可借给工作负责人,但必须在同回路相邻程序的闭锁装置上挂“禁止操作”标示牌,工作完毕后,运行人员验收,检查设备位置和防误装置的程序正确无误后并及时的收回钥匙。
2.6 在进行倒闸操作时,防误装置必须按程序操作,不准走空程序。
2.7 运行人员应熟悉部颁和东电颁发的管理办法和实施细则,做到“四懂三会”(即懂防误装置的原理、性能、结构和操作程序,会操作、安装、维护)。新上岗的运行人员应进行使用防误装置的培训。
3 防误装置的维护
3.1 防误装置的日常维护由运行人员负责,防误装置的检修应由电气检修负责,包括设备缺陷的处理、安装、统计等。
3.2 防误装置的缺陷管理与主设备的缺陷管理相同,运行人员发现缺陷及时的通知检修班并记录在缺陷记录簿内。
3.3 每月七日白班下午运行人员检查试验一次(必须二人进行)其项目如下: 3.3.1 传动部件行程良好,各部件转动灵活可靠, 3.3.2 部件无弯曲、变形、脱落。 3.3.3 各部螺丝完整无锈蚀。 3.4 正常巡视检查项目
3.4.1 断路器、隔离开关、接地刀闸、接地线、位置与防误装置位置对应正确。 3.4.2 防误锁是否还在解除位置。
3.4.3户外防误锁有无锈蚀、应不进水、壳体密封良好。
4.1系统基本原理
UT-2000Ⅳ型微机防误操作系统以工控机为核心设备,在工控机内预先储存了所有设备的操作规则。当运行人员在计算机模拟图上模拟预演时,工控机就根据预先编写好的规则对每项操作进行判断:若操作正确,则显示设备编号及操作正确,并发出一声操作正确的声音信号;若操作错误,则通过显示闪烁显示错误操作项的设备编号及操作错误标识,并发出持续的报警声,直至将错误项恢复。预演结束后,将所预演正确的操作内容传输到电脑钥匙中,然后运行人员就可以拿着电脑钥匙到现场倒闸操作。
操作时,运行人员按照操作票的顺序,对应电脑钥匙上显示的设备名称,将电脑钥匙插入相应的编码锁内,通过其探头检测操作的对象是否正确,若正确则显示正确提示信息,同时开放其闭锁回路或机构,这时就可以进行倒闸操作。操作结束后,电脑钥匙将自动显示下一项操作内容,若走错间隔,电脑钥匙检测出编码锁编码不符,则不能解除闭锁,同时电脑钥匙发出持续的报警声以提醒操作人员,从而达到强制闭锁的目的。
预演结束后,将所预演正确的操作内容传输到电脑钥匙中,然后运行人员就可以拿着电脑钥匙到现场倒闸操作。
4.2使用环境条件
1.3.1环境温度:户内设备 –20℃~60℃ 户外设备 –40℃~60℃ 1.3.2 最大日温差:25℃ 1.3.3 相对湿度:日平均≤95%
月平均≤90%
1.3.4 海拔高度:1030m 1.3.5 地震裂度:8度
1.3.6 抗震能力:地面水平加速度: 0.2g
地面垂直加速度: 0.15g
1.3.7 操作回路电压:≤110V 1.3.8 系统供电电压:220V±10%交流
1.3.9 安装位置:五防PC机、电脑钥匙装设集控室合适位置 设备技术参数:
4操作流程:
1) 首先从调度或值长得到操作(指令)命令;
2) 值班员在五防主机上根据调度操作命令和一次系统接线写出操作票。(该过程有操作规则的校验),并转化为操作序列;
3) 电脑钥匙从五防主机取得正确的操作序列,根据电脑钥匙所显示的设备号到现场进行解锁操作;
4) 锁具有不同的编码,通过电脑钥匙的探头对其编码确认,执行正确的操作;
5) 若操作执行正确,则自动显示下一项操作内容。重复执行解锁操作,直至整个操作序列结束;
6) 倒闸操作结束后,将钥匙的操作结果返送给五防主机的传输口,通过电脑钥匙将现场信息反馈给工控机。保证屏上设备状态和现场一致。
7) 向值长调度汇报、结束票。