1、事故处理指导手册XX水电开发有限公司XX年4月一、事故处理的原则1.迅速限制事故的发展，隔离并消除事故的根源、解除对人身和设备安全的威胁，防止发生人身伤害和设备安全的威胁、防止电网稳定破坏和瓦解。2.尽一切可能保持电网设备稳定运行，首先保证厂用电。3.恢复解列机组热备用，随时准备并网。4.在出现电网事故时，现场运行值班人员要严格服从省调值班调度员的指挥，迅速正确地执行省调值班调度员的调度指令，并做好记录。凡涉及到对系统运行有重大影响的操作，均应得到省调值班调度员的指令或许可。5.为防止事故扩大或减少事故损失，凡符合下列情况的操作，可以不待调度指令立即自行处理，但事后应尽快汇报省调值班调度员：52、.1将直接威胁人身安全的设备停电。5.2解除对运行设备安全的威胁。5.3将故障设备停电隔离。5.4执行经批准的保厂用电措施。5.5运行规程和调度规程中明确规定可不待省调值班调度员指令自行处理者。二、事故汇报规定1.发生故障、事故时，应沉着冷静处理，保证人身和设备的安全。2.电网调度汇报规定：2.1发生断路器跳闸时，值长须在3分钟内向调度汇报事故发生时间，所跳断路器的名称和编号及机组运行状态、天气情况及故障信号。2.2立即派人到现场检查，核实开关动作情况，开关动作、机组停机流程是否正确，确保机组安全停机。2.3现场查看记录报警信息后才能现场复归报警信息，打印保护信息。2.4在设备跳闸后15分钟之3、内将保护动作情况、一次设备运行和检查情况汇报中调，同时将故障设备、保护动作情况通过调度信息化平台上报调度。2.5如机组暂不能恢复，要及时与方式科和发电管理科沟通，做好检修票申请和发电计划工作，并考虑试验项目及相关安全、技术措施。2.6零起升压属于调度管辖范围，需要向当值调度员申请，不得对运行设备造成影响。2.7要在24小时内上报电网继电保护动作信息。3.公司汇报规定：3.1发生故障、事故后，值长应立即向厂长和专工汇报，厂长立即向公司汇报。3.2在没有经生产部门审核同意前，任何人不得对故障或事故作出结论向上级汇报。3.3严格执行公司运行生产指挥信息传递管理规定，严禁越级汇报。三、事故处理注意事项4、1.电网调度方面1.1设备跳闸后15分钟内向调度详细汇报，如果原因不明，先汇报保护动作情况，原因待查。1.2向调度简要汇报机组状态和开关状态，在汇报中，严禁使用“可能”、“估计”等推测字句，汇报必须准确、严谨。1.3处理情况要及时与调度方式科、水情科沟通和汇报。2.公司汇报方面2.1要交待运行人员做好大唐国际和集团信息的生产报表报送工作，避免信息报送不对称。2.2非停、弃水等事项是否上报需要与集控沟通。四、紧急撤离、机组事故/紧急停机条件1.机组事故停机的条件1.1机组或厂房发生火灾。条件：1）机组发生火灾，单台机组立即紧急停机，当威胁到其他机组正常运行时，其它机组也要紧急停机；2）公用系统发5、生火灾，机组全部紧急停机；3）主厂房发生火灾，全部机组紧急停机。1.2山水、泥石流进入厂房。条件：山水、泥石流进入厂房且泥石流威胁到人身或机组的安全运行。1.3机组振动摆度一级报警。条件：机组在调整负荷或者开/停机过程中振动摆度一级报警。1.4轴承温度普遍异常升高，调整无效。条件：水导、下导、推力、上导轴承温度过高，且满足三取二逻辑。1.5机组电气事故。条件：主保护电气事故。1.6主轴密封水中断，条件：主轴密封水中断（开关量+流量同时满足，且延时条件满足）。1.7机组水车室有烟雾或异味时，机组事故停机。1.8发电机风洞有烟雾或异味时，机组事故停机。2.紧急停机关进水口快速门（或机组蝶阀）的条件6、2.1技术供水取水管路渗漏或破裂，有水淹厂房的危险时。2.2顶盖破裂或其他原因造成大量喷水，致使排水装置无法及时排水，有水淹水导或厂房的危险时。2.3蜗壳、尾水管进人门处严重漏水或喷水。2.4水轮机声响明显增大，内部有强烈的金属碰撞声。 2.5机组停机失败，机组发生蠕动，投入制动风闸还在蠕动时。2.6机组过速，条件：1）电气过速140%;2)机械过速150%。2.7机组调速器事故低油压，条件：机组事故低油压（开关量+模拟量同时满足）。2.8机组事故停机+剪断销剪断，条件：1）机组事故停机+剪断销剪断；2）正常运行时，一个剪断销剪断，申请维持负荷不变，尽快申请停机。3）正常运行时，两个剪断销剪断7、，紧急停机。4）机组开/停机过程中，一个剪断销剪断，紧急停机。2.9调速系统出现严重故障，导水机构失控。 2.10导水叶漏水过大，机组无法停下而又必须停下时。3.电厂负责人下令紧急撤离人员的条件3.1发生暴恐事件，危及现场生产人员人身安全时。3.2厂房发生火灾，火势不可控制时。3.3发生水淹厂房（蝶阀爆裂、顶盖破裂），水势不可控时。3.4厂房边坡发生大面积滑塌，危及厂房安全时。3.5上游发生不可控超标洪水，有洪水漫坝、垮坝危险时。五、典型事故处理1.系统事故处理1.1系统事故处理原则1.1.1系统发生事故或异常情况时，值长应及时、简明扼要的向省调值班调度员报告事故发生的时间、现象、设备名称和编8、号、跳闸断路器、继电保护、自动装置动作情况及频率、电压、潮流的变化等。1.1.2值班人员应坚守岗位，加强与省调的联系，随时听候调度指令，进行处理；当系统发生事故时，应加强监视，不应在事故当时向省调值班调度员询问事故情况，以免影响事故处理。1.1.3事故处理时，必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录制度，必须使用规范的调度术语和操作术语，指令与汇报内容应简明扼要，接令与汇报工作应由具有接令资格的人员担任。1.1.4在处理事故时除有关领导和专业人员外，其他人员均应迅速离开中控室，必要时值班员可以要求有关专业人员到中控室协商解决处理事故中的有关问题，凡在中控室内的人员都要保持肃静。1.1.5事故处9、理告一段落时，值长应将事故情况报告上级调度机构值班调度员、电厂主管领导。事故发生时的值班人员事后应填写事故报告。1.1.6机组并网运行中，电网频率、电压有偏差时，应及时向省调汇报，发电厂不得擅自采取行动，应请示省调值班调度员并按其指令统一处理，以免引起联络线过载或失去稳定跳闸。1.1.7当电网频率下降到危及发电厂厂用电安全运行时，电厂可按批准的保厂用电规定，执行保厂用电措施。1.2电网振荡处理1.2.1系统振荡时的一般现象1.2.1.1发电机、变压器及联络线的电流表、电压表、功率表有规律周期性地变化；发电机和变压器发出有节奏的嗡鸣声。 1.2.1.2失去同步的发电厂与系统间的联络线的输送功率表10、电流表将大幅度往复变化。 1.2.1.3振荡中心电压周期性地降至接近于零，且其附近的电压波动最大，随着离振荡中心距离的增加，电压波动逐渐减小。白炽照明灯随电压波动有不同程度的明暗现象。 1.2.1.4送端部分系统的频度升高，受端部分系统的频度降低，并略有波动。1.2.2系统振荡产生的主要原因1.2.2.1系统发生严重故障，引起稳定破坏。 1.2.2.2故障时断路器或继电保护拒动或误动，无自动调节装置或装置失灵。 1.2.2.3电源间非同期合闸未能拖入同步。 1.2.2.4大容量机组调速器失灵、进相运行或失磁，大型调相机欠励运行等引起稳定破坏而失去同步。 1.2.2.5环状网络（或并列双回线）11、突然开环，使两部分电网联络阻抗增大；送、受端之间的大型联络变压器突然断开；电网大型机组突然切除，使联络阻抗增大。1.2.2.6失去大电源。 1.2.2.7多重故障。 1.2.2.8弱联系统阻尼不足或其它偶然因素。1.2.3消除系统振荡的处理原则1.2.3.1当系统发生振荡时，应不待调度指令立即充分利用发电机的过载能力增加励磁，提高电压至最大允许值，直至设备过载承受极限为止。1.2.3.2频率降低时，应充分利用备用容量（包括起动备用水轮机组）和事故过负荷能力提高频率、电压直至消除振荡或恢复到正常频率为止。1.2.3.3频率升高时，迅速降低发电机出力，提高电压，使其频率降低至与受端系统频率接近，但12、频率不得低于49.0Hz（与南方网联网时，不得低于49.5Hz），直至消除振荡。1.2.3.4当系统发生振荡时，不得随意将发电机解列，若由于发电机失磁而引起的电网振荡，立即降低失磁机组有功出力，并恢复发电机励磁，直至振荡消除，否则将失磁机组解列。1.3电网频率异常处理1.3.1当电网频率降至49.8Hz以下时，值班员应检查机组调速器一次调频动作情况，联系调度增加出力直至频率恢复到合格范围内或至设备允许范围过负荷出力。1.3.2当电网频率下降到危及厂用电安全运行时，按批准的保厂用电规定，执行保厂用电措施。1.3.3当电网频率超过50.2Hz以上时，值班员应检查机组调速器一次调频动作情况，按省调指13、令相应将出力降低使系统频率恢复到合格范围以内。1.3.4在接到省调值班调度员开机指令后备用机组要在10分钟以内并网运行。1.4电网电压异常处理1.4.1当整个电网电压普遍较低时，尽量增加发电机无功出力；当母线电压低于90额定电压时，利用机组允许过负荷能力增加无功出力并及时汇报省调处理。1.4.2若母线电压低于85%额定电压而又无法调高时，执行已批准的保厂用电措施。1.4.3当母线电压高于省调下达电压曲线上限规定时，立即降低机组无功出力，同时报告省调值班调度员，按调度命令执行。1.5线路事故处理1.5.1自动重合闸装置拒动、动作不成功时，立即报告值班调度员，按照调度命令执行。1.5.2自动重合成14、功，立即将动作情况报告省调值班调度员，同时将动作情况录入调度信息化平台。 1.6母线事故处理1.6.1母线电压消失，首先检查确认是母线本身故障还是由于系统故障引起。1.6.2母线电压消失，应立即报告调度；检查保护动作情况，对失电母线进行外部检查，并把检查情况报告调度。1.6.3将故障母线上的电源断路器全部断开。1.6.4找到故障点如能迅速隔离的，在隔离故障点后，请示调度对停电母线恢复送电。1.6.5找到故障点但不能迅速隔离的，应迅速对故障母线上的各元件检查，确认无故障后，请示调度，先拉开故障母线侧隔离开关，再将跳闸元件恢复至运行母线，操作时应防止将故障点带至运行母线。1.6.6经过外部检查或测15、试而找不到故障点时，可联系调度用电网电源对故障母线进行试送电。尽量避免使用母联断路器试送电，特殊情况下，有必要使用母联断路器试送时，则必须保证母联断路器工况良好。1.6.7双母线同时电压消失时，立即断开母联断路器，经过外部检查或测试而找不到故障点时，可联系调度用电网电源断路器分别向两组母线试送电一次。1.6.8找不到故障点时，可利用本厂机组对故障母线进行零起升压。成功后联系调度恢复母线运行。1.6.9断路器失灵保护动作造成母线失压时，应查明拒动断路器并隔离后才能对母线进行试送，在对失电母线或故障母线进行处理时，必要时申请停用母差保护。1.7通信中断处理1.7.1当电厂与省调中断通讯联系时，值班16、人员应尽量设法通过其他厂、站或地调转接省调的电话，同时通知有关人员尽快处理。1.7.2 按调度曲线自行调整出力，注意兼顾频率、电压变化情况。1.7.3 与省调失去联系时，保持电气接线方式、运行方式不变。1.7.4 一切已批准但未执行的检修计划及临时操作暂停执行。1.7.5调度指令已下发，正在进行的操作应暂停，待通讯恢复后再继续操作。1.7.6调度远程通信中断时，应立即汇报调度，并与自动化科联系，必要时申请封锁调度数据，防止发生数据跳变，同时向公司点检汇报。1.7.7在通讯恢复后立即向省调值班调度员汇报。2.水轮机事故（故障）处理2.1水导油槽油位异常2.1.1现象2.1.1.1上位机简报信息有17、“机组水导油位异常”、“机组水导油位越限”信号，故障音响报警。2.1.1.2上位机该机组事故故障光字画面“水导轴承油位异常”亮黄光。2.1.1.3机组LCU单元的“机组故障”指示灯亮。2.1.1.4机组LCU单元信号画面“水导油位异常”亮黄光。2.1.2处理2.1.2.1派人到现场进行全面检查，确认报警是否误报，如果报警属实向调度申请机组降低负荷运行，同时通知检修单位处理。.2认真检查油槽油色、油位是否正常。2.1.2.3监视水导油温及瓦温变化。2.1.2.4如油位确实升高，联系检修人员取油样化验。2.1.2.5如水导油槽进水严重，应汇报上级领导，必要时申请停机处理。2.1.2.6如油位过低，18、应查明原因，联系设备管理人员分析处理，同时给油槽加油。2.2水导轴承温度偏高（或过高）2.2.1现象2.2.1.1上位机简报信息有“机组故障”、“机水导轴承温度偏高”信号，故障音响报警。2.2.1.2上位机该机组事故故障光字画面“水导轴承温度偏高”亮黄光。2.2.1.3机组LCU单元的“机组故障”指示灯亮。2.2.1.4机组LCU单元信号画面“水导温度偏高”亮黄光。2.2.1.5如轴承温度极高，上位机该机组事故故障光字画面有“水导温度偏高（过高）”信号；机组LCU单元“机组故障（事故）”指示灯亮。2.2.2处理2.2.2.1派人到现场进行全面检查，确认报警是否误报，如果报警属实向调度申请机组降19、低负荷运行。2.2.2.2检查水导轴承温度及油位变化情况。2.2.2.3如水导温度偏高，应现场检查其冷却水供水是否正常，水压是否满足要求。2.2.2.4检查水导油位，如油位正常、油质异常，联系检修人员取油样化验，并监视轴承温度变化情况；如因漏油严重造成瓦温升高时，则应汇报领导，做好相应故障处理。2.2.2.5若非以上原因，则检查机组运行是否稳定。测量大轴摆度，轴电流、轴电压，听水导油槽内有无异音。2.2.2.6若大轴摆度大，轴承过载，查看调速器给定水头是否与实际工作水头相符，调整负荷确保机组避开振动区运行。2.2.2.7确认机组无法继续运行或轴承温度已升至停机温度时，向调度汇报申请停机处理。220、.3顶盖水位过高2.3.1现象2.3.1.1上位机简报信息有“机组故障”、“机顶盖水位过高”信号，故障音响报警。2.3.1.2上位机该机组事故故障光字画面“顶盖水位过高”亮黄光。2.3.1.3机组LCU单元的“机组故障”指示灯亮。2.3.1.4机组LCU单元信号画面“顶盖水位过高”亮黄光。2.3.2处理2.3.2.1查看顶盖液位及顶盖水泵运行情况。2.3.2.2检查主轴工作密封水压是否正常，漏水量是否过大，及时调整大轴密封水压，调整负荷，如不能处理则停机处理。2.3.2.3如水轮机顶盖破裂造成大量漏水时，应立即停机，关闭进水口快速闸门和尾水闸门。2.3.2.4检查顶盖水泵是否启动，如未启动，应21、手动启动顶盖潜水泵。2.3.2.5若顶盖潜水泵不能启动，立即启动临时水泵抽水，再检查顶盖水泵电源是否正常，操作保险是否熔断；检查顶盖水泵控制回路有无异常，电源保险是否熔断，尽快恢复顶盖潜水泵运行。2.3.2.6检查自动泵电机有无异常，盘根漏水是否过大，底阀是否漏水等；检查顶盖自流排水孔是否被堵塞。2.3.2.7如果顶盖水位继续上升或是顶盖水泵不能够正常运行，则用移动式潜水泵对顶盖抽水，如再不能控制顶盖水位，汇报领导，联系调度停机。停机后投空气围带，并做好防止机组转动的安全措施。2.4导叶剪断销剪断2.4.1现象2.4.1.1上位机简报信息有“机剪断销剪断”、“机组故障”信号，故障音响报警。2.22、4.1.2上位机该机组事故故障光字画面“剪断销剪断”亮黄光。2.4.1.3机组LCU单元的“机组故障”指示灯亮。2.4.1.4机组运转声音异常，振动、摆度值增大，有功负荷出现摆动。2.4.1.5现场实际导叶开度与显示屏显示开度不一致。2.4.2处理2.4.2.1监视机组运行情况，如各轴承温度、顶盖水位、机组振动、机组摆度以及负荷波动等。2.4.2.2现场确认导叶剪断销已剪断，机组已无法保证正常发电时，向调度申请，机组解列停机。2.4.2.3如机组转速降至20%及以下时，气制动不自动投入，应手动加闸停机。机组停止后风闸不解除，调速器改手动，事故电磁阀投入。如事故停机过程中机组转速较高，未能降至223、0%及以下时，落进水口快速闸门。2如机组过速停机过程中导叶剪断销剪断时，则自动关闭进水口快速闸门。2.5机组过速事故的处理2.5.1机组115%过速2.5.1.1检查机组在空转状态运行是否正常。2.5.1.2查明机组过速的原因，检查机组保护动作情况，如由于系统甩负荷引起，可申请调度同意后并网；如由于调速系统故障引起，在未处理好之前，禁止并网。2如机组115%过速过程中导叶剪断销剪断，则检查进水口快速闸门自动关闭。2.5.2机组155%过速2.5.2.1注意事故停机的动作过程，检查进水口快速闸门自动关闭。2.5.2.2机组过速停机后，对机组进行全面检查并确认正常才可以启动机组，机组启动后测量摆度24、和振动，一切正常后方可并入系统运行。2.6水轮机振动、摆度超过规定值的处理2.6.1如果机组在振动区运行，则应联系中调调整机组负荷,使其脱离振动区。2.6.2如果机组不在振动区运行，要分析机组振动、摆度的测量结果，检查轴承运行情况。2.6.3振动严重超过规定，威胁到机组的安全运行时应紧急停机。2.7冷却水压力低2.7.1现象2.7.1.1冷却水压力表指示降低或为零。2.7.1.2各温度指示上升。2.7.1.3监控系统有故障信号。2.7.2处理2.7.2.1如是滤水器前后水压差过大，则清洗滤水器排污，恢复正常供水。2.7.2.2清洗滤水器后水压依然没有变化，则切换技术供水方式运行。机组运行中切换25、供水方式前，先将“断水停机保护”投信号，采用“先开后关”方式切换，正常后投入“断水保护”。如阀芯脱落或水管破裂，则需切换供水方式，必要时申请停机处理。2.7.2.3如果是取水口压力低，则调整减压阀，使技术供水压力恢复正常。2.8机组冷却水中断2.8.1现象2.8.1.1冷却水压力表指示为零，示流信号器无示流指示。2.8.1.2各温度指示上升。2.监控系统有故障信号。2.8.2处理2.8.2.1将断水停机保护改投信号，退出机组主轴密封水中断软压板。2.8.2.2检查冷却水中断的原因，迅速恢复机组冷却水。2.8.2.3如无法恢复，则联系调度，转移负荷，停机处理。2.8.2.4处理冷却水中断时密切监26、视各导轴承的温度，如瓦温超过规定值时，立即停机处理。2.9机组停机过程中，制动不能投入2.9.1现象：制动闸未顶起，机组缓慢转动，停机失效。2.9.2处理：2确认制动闸未投入，调速器切手动，现场手动开机到额定转速，保持空转运行，检查制动闸无压原因，通知设备管理人员处理，如果处理不好，汇报领导，必要时可惰性停机。2.9.2.2检查低压气系统运行情况，检查阀门位置是否正确。3.发电机事故（故障）处理3.1发电机着火3.1.1现象3.1.1.1机组有剧烈的冲击声。3.1.1.2从发电机上部盖板或不严密处有烟气、火星冒出，并嗅到绝缘烧焦味。3.1.2处理3.1.2.1如发电机未自动停机，应立即断开发电27、机出口断路器停机。3.1.2.2机组转速下降到20%额定转速时，进行手动加闸制动停机。3.1.2.3确认发电机灭磁开关断开无电压后，检查发电机着火位置。如集电环处或电缆着火，则用1211灭火器灭火；如发电机内部着火或电缆着火已波及发电机的，应打开消防水阀进行灭火。3.1.2.4到水机室检查灭火情况，风洞下部盖板有均匀漏水为准。3.1.2.5确认火已熄灭后，关闭消防水阀门，停止给水。3.1.2.6灭火过程中注意下列事项：发电机灭火，只能用水。严禁用砂子、泡沫灭火器或灭火液对发电机内部喷射灭火；灭火过程中,不得破坏发电机密封；火熄灭后，进入发电机内部检查应正压式空气呼吸器，且有两人以上同行，接触设28、备时做好必要的安全措施。3.2发电机非同期并列3.2.1现象：发电机发出巨大的响声，并有强烈振动或较大的冲击，电流有较大幅度摆动。3.2.2原因：自动准同期装置或电气二次回路故障。3.2.3处理3.2.3.1立即将机组与系统解列停机。3.2.3.2对发电机系统进行全面检查，必要时进行发电机零起升压试验。3.2.3.3经公司主管生产领导同意后，可并网运行。3.2.3.4检查保护动作情况，如保护误动，经生产领导或总工程师同意退出该保护，机组并网运行；如保护正确动作，未查明原因不准将发电机并入电网运行。3.3上位机发电机电气参数显示失常3.3.1现象：上位机发电机定子及转子电气参数个别或几个指示突然29、失常，发电机运行正常。3.3.2处理3.3.2.1与励磁、保护、调速等参数进行比较，确认上位机显示失常，则切现地运行。3.3.2.2通知检修设备管理人员查找变送器及其二次回路是否正常。3.4转子一点接地3.4.1现象3.4.1.1监控系统有相应机组事故、故障光字信号弹出。3.4.1.2简报信息有“机转子一点接地” 信号，并有音响提示。3.4.1.机组LCU柜有“机组故障”指示灯亮。3.4.1.4继电保护装置“转子一点接地”灯亮。3.4.2处理3.4.2.1首先到现场复归信号，看故障信号灯是否熄灭。3.4.2.2在机旁盘测量转子回路对地电压，然后再检查励磁系统。3.4.2.3查看保护装置转子绝缘30、电阻值。3.4.2.4若判明是发电机转子内部接地，应迅速转移负荷，停机处理。3.5发电机定子接地3.5.1现象：监控系统有相应事故、故障光字信号弹出，颜色变黄色，简报信息有“号机定子接地保护动作”并有音响提示。3.5.2处理3.5.2.1检查机组定子接地保护跳闸停机。3.5.2.2如保护没动作停机，则检查和测量发电机出口母线电压，若一相电压降低或接近于零，其他两相电压升高，则降低相接地；若一相电压为零，其它两相相电压降低或正常，则电压为零的一相高压保险断了。3.5.2.3若是保险断，应检查电压互感器无明显故障后，更换保险。如再熔断，通知检修人员检查电压互感器。3.5.2.4检查发电机出口设备，31、同时检查发电机风洞，如发现有烟雾、 焦臭味，应立即灭磁停机。3.5.2.5若没有发现明显的故障点，则将机组所带高压厂用电母线停电，故障点仍存在，说明故障点在发电机内部，联系调度停机，汇报领导。3.6发电机轴承温度升高3.6.1现象3.6.1.1上位机简报信息有“号机组故障”、“号机推力（发导）轴承温度偏高”信号，故障音响报警。3.6.1.2上位机该机组故障光字画面“推力（发导）轴承温度偏高”亮黄光。3.6.1.3机组LCU单元的“机组故障”指示灯亮。3.6.1.4单元工控机机组信号画面“推力（发导）轴承温度偏高”亮黄光。3.6.1.5如轴承温度极高，上位机该机组事故故障光字画面还有“推力（发导32、）轴承温度极高”信号；机组LCU单元还有“机组事故”指示灯亮。3.6.2处理3.6.2.1翻阅上位机该机组温度图、PQF功率调节图等，检查推力（发导）轴承温度及机组负荷变化情况。3.6.2.2检查是否测温装置误发信号，或机组LCU单元PLC死机等原因引起。 3.6.2.3检查推力（发导）轴承冷却水供水工作是否正常。否则，应根据具体情况，采取相应措施，确保冷却水供水正常。3.6.2.4如油槽油位下降，应查明原因，采取相应的防范措施，并联系设备管理人员及时补充透平油；如油槽严重跑油、推力（发导）轴承温度明显升高时，应立即停机处理。3.6.2.5若不是上述情况，则测量轴承摆度、轴电流、电压。听轴承油33、槽内有无异音，判明轴承运行是否良好。3.6.2.6如轴承温度确实升高，应尽可能减少该机组的负荷。3.6.2.7经检查确认机组无法保持继续运行时，汇报调度，做好停机处理准备。3.6.2.8检查推力、发导轴承油位、油色是否正常，必要时联系设备管理人员加油或取油样化验。3.7发电机定子温度偏高3.7.1现象3.7.1.1上位机简报信息有“号机组故障”、“号机定子温度偏高”信号，故障音响报警。上位机该机组事故故障光字画面“定子温度偏高”亮黄光。3.7.1.2机组LCU单元的“机组故障”指示灯亮。3.7.1.3机组LCU单元信号画面“定子温度偏高”亮黄光。3.7.2处理3.7.2.1翻阅上位机或机组LC34、U该机组温度图、PQF功率调节图等，检查发电机定子温度及机组负荷变化情况。3.7.2.2检查空冷器冷、热风温度是否升高，检查发电机空冷器技术供水是否正常。3.7.2.3在不影响系统正常运行的情况下减小负荷，以减小定子电流。3.7.2.4如定子三相电流不对称，则应查明原因，迅速消除。3.8失磁保护动作3.8.1现象3.8.1.1监控系统及简报信息有相应机组“失磁保护动作”事故信号出现。3.8.1.2发电机失磁时，转子电流等于或接近于零，发电机母线电压降低，定子电流表指示升高，功率因数表指示进相，无功功率表指针越过零位，发电机由系统吸收无功，定子电流和转子电压有周期性摆动。3.8.1.3发电机出口35、断路器、灭磁开关跳闸，机组事故停机。3.8.2处理3.8.2.1在没有查出原因之前，禁止并网。3.8.2.2检查是否为灭磁开关误动。若是人为误动，可立即开机，若是开关操作机构不良，联系检修人员处理好后，方可开机。3.8.2.3检查可控硅快速保险是否熔断，触发回路是否正常。3.8.2.4测量发电机定子和转子绝缘，如绝缘合格，又无其他异常，则对机组零起升压。正常后并网运行。3.9发电机差动保护动作3.9.1现象：发电机有冲击声，机组光字画面及简报信息有相应机组“差动保护动作”信号，机组出口断路器、灭磁开关跳闸，机组事故停机。3.9.2处理3.9.2.1监视机组的事故停机过程。3.9.2.2待机组停36、机后，对保护范围内的一次、二次设备及保护装置进行检查，发现发电机着火时，应立即按发电机着火条款进行灭火。3.9.2.3如检查未发现故障时，如只有一套保护动作，应测量定子绝缘电阻，如果合格，经公司主管生产领导同意，退出误动保护，进行零起升压。升压时应严密监视发电机电压变化情况，正常后可继续运行。如两套保护同时动作，在没有查明原因之前，禁止并网。3.10发电机出口断路器非全相3.10.1现象3.10.1.1监控系统发语音报警，有“非全相保护动作”信号。3.10.1.2故障机组出口断路器非全相跳闸，机组定子电流严重不平衡。 3.10.2处理3.10.2.1检查发电机出口断路器非全相启动失灵保护动作，37、跳开主变高压侧断路器，机组停机。3.10.2.2手动断开发电机出口隔离开关。3.10.2.3手动断开发电机出口断路器。3.10.2.4汇报调度及领导，做好发电机出口断路器检修的安全措施，联系合格后设备管理人员处理。3.11过电压保护动作3.11.1现象：发电机有冲击声，监控系统及简报信息有相应机组“过电压”信号出现，发电机出口断路器、灭磁开关跳闸，机组事故停机。3.11.2处理3.11.2.1如判定为系统甩负荷造成，查明甩负荷原因，得到调度同意后可立即开机建压投入运行。3.11.2.2如检查是励磁调节器故障，应及时联系检修人员处理，处理完毕零起升压正常可恢复运行。3.11.2.3如果不是机组甩38、负荷和励磁系统故障引起，应检查机组调速器系统是否有故障。3.11.2.4测量发电机绝缘，若合格则进行零起升压，无异常情况则经领导同意恢复运行。3.12低压、负序过流保护动作3.12.1现象：监控系统及信息简报有“低压、负序过流保护动作”的信号出现，发电机出口断路器跳闸，灭磁开关跳闸，停机。3.12.2处理3.12.2.1判断属系统保护引起，待故障消除以后，可投入系统运行。3.12.2.2由于主变或母线故障引起，通知检修设备管理人员进行检查处理。3.12.2.3测量机组绝缘合格后，零起升压后，再联系调度并入系统运行。3.13推力轴承油槽油位异常3.13.1现象3.13.1.1上位机简报信息有“号39、推力油槽油位异常”、“号推力油槽油位越限”信号，故障音响报警。3.13.1.2机组LCU单元的“机组故障”指示灯亮。处理3.13.2.1在上位机监视推力油槽油位变化情况。3.13.2.2密切监视推力瓦温变化情况，如瓦温超过允许值，向中调申请转移负荷停机检查并监视机组停机过程。3.13.2.2待机组停稳后到现场检查推力油槽实际油位、油色有无异常。3.13.2.3如透平油有浑浊、部分乳化等现象，应联系设备管理人员取油槽油样进行化验。3.13.2.4如油槽油位稍有下降，应检查油槽排油阀是否关严，油槽有无甩油、形成较大油雾现象，并联系设备管理人员及时补充透平油。3.13.2.5如油槽严重跑油，严重威胁40、推力轴承、发导轴承正常运行时，应立即汇报值长和调度，进行停机处理。3.13.2.6如油槽油位上升，检查推力油槽充油阀是否关严，并检查冷却器是否漏水。3.13.2.7如推力油槽进水严重，致使机组不能够正常运行，申请停机处理。4.变压器事故（故障）处理4.1主变压器立即停运4.1.1着火或有强烈而不均匀的噪音和放电声。4.1.2外壳破裂，大量漏油。4.1.3油枕或压力释放阀向外喷油并冒烟或喷火。4.1.4温度不正常上升，超过最高允许值。4.1.5套管有严重放电和损伤。4.1.6严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度。4.2主变压器正常运行，温度异常升高处理4.2.1检查三相负荷是否平衡，是否过负41、荷。4.2.2检查温度计读数是否正确，温度计是否损坏。4.2.3检查冷却器工作是否正常，冷却水压力是否正常。4.2.4检查变压器四周温度及通风情况是否良好。4.2.5检查油枕油面是否过低，潜油泵运行是否正常。4.2.6如以上检查均未发现问题，应立即汇报领导。4.3冷却器故障处理4.3.1现象：上位机有主变冷却器故障信号和语音报警。4.3.2处理4.3.2.1上位机报主变冷却器故障时，应到现地检查备用冷却器是否投入，如是误发信号复归即可。4.3.2.2上位机报主变冷却器全停时应到现地检查冷却器电源是否正常、PLC是否有故障报警，如电源正常，PLC有故障，将冷却器控制方式切至“手动”位，检查冷却器42、是否启动。4.3.2.3如果冷却器主用电源故障，备用电源正常未自动切换时应手动切换到备用电源，切换后检查冷却器工作正常。4.3.2.4如果冷却器电源消失应在30分钟内设法恢复，电源恢复后应手动复归冷却器事故信号。4.3.2.5规定时间内不能恢复冷却器电源应与调度联系切换机组运行，停机后处理。4.3.2.6有“备用冷却器投入”信号，应到现场检查冷却器的运行情况，如有冷却器故障，应查明原因，作好缺陷记录，联系设备管理人员处理，如是油温超过70，则检查主变运行情况，如主变温度异常升高，按4.2条处理。4如强迫油循环油泵电机保险熔断，立即更换保险。4如强迫油循环油泵故障或缺相，单组冷却器冷却水中断、冷43、却器渗漏等，立即将该组冷却器系统开关放“切”位置，通知设备管理人员处理，并对主变加强监视 。4.4主变压器油面下降处理4.4.1缓慢降低时，应检查主变是否漏油。4.4.2检查主变本体油温。4.4.3通知设备管理人员，如需在运行中注油，注油前需切除“重瓦斯保护”保护压板，待注油工作结束后，主变运行48小时，排尽内部空气，将“重瓦斯保护”压板投入。4.5变压器着火处理4.5.1将着火变压器停电，将所有断路器和隔离开关断开。4.5.2若变压器的油溢在变压器顶盖上着火，则应打开变压器下部的油门放油，使油面低于着火处。4.5.3断开冷却器电源。4.5.4关闭冷却器冷却水。4.5.5打开消防水阀门，用水喷44、雾灭火装置灭火。4.6主变压器主保护动作处理4.6.1瓦斯保护动作处理轻瓦斯保护发信时处理立即汇报，进行分析和现场检查，根据变压器现场外部检查结果和气体继电器内气体取样分析结果作相应的处理。 检查变压器油位。如果是变压器油位过低引起，参照本手册4.4条处理。检查变压器本体及强迫油循环冷却系统是否漏油。如有漏油，可能有空气浸入，应消除漏油。 检查变压器的负荷、温度和声音等的变化，判断内部是否有轻微故障。当出现信号的同时发现变压器电流不正常，应停用该变压器。 如果气体继电器内无气体，则考虑直流系统接地以及二次回路故障造成误报警。此时，可将重瓦斯保护由跳闸改投信号，并由设备管理人员检查处理，正常后再45、将重瓦斯保护投跳闸位置。变压器外观检查正常，轻瓦斯保护继电器内有气体聚积时，应记录气体数量和报警时间，并通知设备管理人员对气体和油样进行取样，根据取样的结果进行相应处理。4.6.1.2重瓦斯保护动作跳闸时处理 应对变压器的油位、油温、防爆管、呼吸器、套管等检查，同时还应检查变压器内部有无爆炸声和喷油现象。 4.6.1.2.2重瓦斯保护信号动作时，值班人员应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因侵入空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如瓦斯继电器内存在气体时，应记录气量、鉴定气体的颜色及是否可燃，并取气样和油样做色谱分析。根据取气样和油样色谱分析的结果和变压器外部检查情况46、以及气体是否可燃来综合判断跳闸原因，在跳闸原因未查明且故障未消除之前，不准将变压器投入运行。 如系瓦斯保护和差动保护同时动作，经检查有可燃性气体，则变压器未经试验合格前不准投入运行。 4.6.2主变压器差动保护动作处理4.6.2.1汇报中调和有关领导。4.6.2.2检查变压器差动保护范围内的一次设备有无异常和明显故障点。4.6.2.3如未发现任何故障，做好安全措施，测量变压器线圈的绝缘电阻，判断故障性质。如绝缘电组合格，取得有关领导同意，进行零起升压试验，良好后恢复送电运行。4.6.2.4查明是否由于保护装置误动或二次回路故障引起。4.6.2.5如差动保护两套动作，在没有查清原因之前，变压器禁47、止投运，如只有一套保护动作，在没有查清原因之前，经公司主管生产的领导、总工程师同意，可将该套差动保护停用，变压器投入运行。但重瓦斯保护必须投入“跳闸”位置；后备保护均应投入使用。不得同时停用两套主保护。4.6.3主变差动保护和重瓦斯保护同时动作处理4.6.3.1汇报中调和有关领导。4.6.3.2检查变压器差动保护范围内的一次设备有无异常和明显故障点。4.6.3.3取瓦斯气体，判明故障性质；测量变压器线圈的绝缘电阻值。4.6.3.4做好检修安全措施，对变压器作全面检查（直流电阻、绝缘电阻等），未查明原因严禁投运。4.7主变后备保护动作处理4.7.1检查保护范围内的一次设备，有无接地或短路现象。448、.7.2如检查结果证明事故不属于变压器内部故障引起（由于外部短路或者保护装置故障引起的越级跳闸造成），待故障消除后，可重新投入运行。5.励磁系统故障处理5.1起励失败5.1.1现象5.1.1.1自动开机，机组不能升压。5.1.1.2手动开机转速正常，手动起励机组不能升压。5.1.1.3上位机报起励失败信号，语音报警。5.1.2处理5.1.2.1未查明原因，严禁再次起励。5.1.2.2检查励磁系统转子回路是否正常。5.1.2.3检查直流刀闸、阳极开关、灭磁开关在“合闸”位，接触良好。5.1.2.4检查起励电源是否正常，主回路熔断器是否熔断。5.1.2.5检查励磁系统操作电源是否正常。5.1.2.49、6检查脉放电源开关是否合上，励磁调节器是否正常。5.1.2.7处理正常后，复归起励失败信号，再起励一次。若不成功，通知设备管理人员处理。 5.2功率柜故障5.2.1现象5.2.1.1监控系统简报信息有“主回路熔断器熔断”，调节器“主回路熔断器熔断”信号指示灯亮或励磁装置工作时功率柜风机停运。 5.2.1.2上位机报功率柜故障信号，语音报警。5.2.2处理5.2.2.1检查功率柜主回路熔断器是否熔断，通知设备管理人员检查对应的可控硅元件是否损坏。5.2.2.2检查风机电源是否正常。5.2.2.3原因不明，立即断开脉放电源开关，断开柜风机电源开关，退出故障功率柜，通知设备管理人员。5.2.2.4如50、不能处理，联系调度，转移机组负荷，停机处理。5.3励磁调节器电源故障5.3.1现象5.3.1.1调节器面板上“电源故障”光字牌亮。5.3.1.2 故障励磁调节器自动切换到正常调节器运行。5.3.1.3上位机报电源故障信号，语音报警。5.3.2处理5.3.2.1检查励磁调节器双路供电电源：交流220V输入、直流220V输入、直流24V输出是否正常。5.3.2.2电源故障原因不明，立即通知设备管理人员处理。5.4脉冲消失5.4.1现象5.4.1.1调节器面板上“脉冲故障”光字牌亮。5.4.1.2故障励磁调节器自动切换到正常调节器运行。5.4.1.3上位机报调节器故障，语音报警。5.4.1.4当励磁51、装置处于工作状态时，报功率柜故障信号。5.4.2处理5.4.2.1检查脉冲投切开关位置是否正常。5.4.2.2检查脉冲电源是否正常。5.4.2.3如脉冲丢失原因不明，立即通知设备管理人员处理。5.5励磁（仪用）PT断线5.5.1现象5.5.1.1调节器面板上“励磁（仪用）PT断线”光字牌亮。5.5.1.2励磁PT断线，套自动切换到套运行（套正常）。5.5.1.3仪用PT断线，套自动切换到套运行（套正常）。5.5.1.4上位机报励磁（仪用）PT断线信号，语音报警。5.5.2处理5.5.2.1查找PT断线原因，若是一次侧保险熔断，更换同容量保险，如更换同容量保险再次熔断，立即通知设备管理人员处理。52、5.5.2.2若是二次侧空气开关跳闸，试合一次，如再跳，禁止再合，联系设备管理人员处理。5.5.2.3 PT恢复正常，点击“调节器故障复归”按键复归信号。5.6转子过电压保护动作5.6.1现象5.6.1.1灭磁柜及过电压保护柜面板“过电压保护”指示灯亮。5.6.1.2上位机报 “励磁绕组过电压保护动作”信号，语音报警。5.6.2处理5.6.2.1检查可控硅工作是否正常。5.6.2.2如事故停机跳灭磁开关引起过电压，则检查励磁回路。5.6.2.3原因不明，通知设备管理人员处理。5.7过励限制动作5.7.1现象5.7.1.1上位机报“励磁过励限制动作”，语音报警。5.7.1.2调节器“过励限制”指53、示灯点亮。5.7.2处理5.7.2.1检查发电机出口电压是否正常。5.7.2.2检查机组无功是否在限制值以上运行，如超越范围应及时调整至正常，确认监控系统无功调节输出正常。5.7.2.3如人为增磁操作引起过励限制动作，应立即减励至正常；5.7.2.4如装置故障，应立即通知设备管理人员处理。5.8欠励限制动作5.8.1现象5.8.1.1上位机报“励磁欠励限制动作”，语音报警。5.8.1.2调节器“欠励限制”光字牌亮。5.8.2处理5.8.2.1检查发电机出口电压是否正常。5.8.2.2检查机组无功是否过低，机组是否在限制值以下运行，如超越范围应及时调整至正常，确认监控系统无功调节输出正常。5.854、.2.3如人为减磁操作引起欠励限制动作，应立即增磁至正常。5.8.2.4如装置故障，应立即通知设备管理人员处理。 6.调速器故障事故处理6.1调速器电气故障处理6.1.1触摸屏不显示或触摸屏按键不正常：停复电一次，如仍不正常则需更换触摸屏。6.1.2 PCC主机及输入输出模块运行不正常：停复电一次，如仍不正常则需更换主机及模块。6.1.3 PCC电源运行不正常：停复电一次，如仍不正常则需更换电源模块。6.1.4导叶、功率、水头传感器故障：检查传感器接线是否接触不良或折断，传感器电源是否消失，传感器输出电压是否正常，停电复电一次，如仍不正常则需更换传感器。6.1.5机频故障：检查机端PT电压是否55、正常，机端PT保险是否熔断，检查机频各部分接线是否接触不良或折断，检查隔离变T1是否损坏，检查测频板5V、12V电源是否正常，停电复电一次，如仍不正常则需更测频板。6.1.6网频故障：检查电网PT电压是否正常，电网PT保险是否熔断，检查网频各部分接线是否接触不良或折断，检查隔离变是否损坏，检查测频板5V、12V电源是否正常，停电复电一次，如仍不正常则需更测频板。6.1.7导叶不能切自动原因：机频故障，导叶反馈故障，导叶驱动器故障，5V、12V、24V电源故障。6.1.8调速器不能自动开机原因：急停阀未复归，导叶在手动，锁定未拔出，未收到开机令，开机过程有故障导叶切手动，停机令未复归。6.1.956、调速器负荷自动降为空载：断路器辅助接点接触不良。6.1.10调速器自动时不能增加负荷或负荷不能加满：调整导叶电气开限或水头值。6.2调速器压力油罐事故低油压6.2.1现象6.2.1.1上位机简报信息有“号机组事故”、“号机压油罐油压过低”等信息，事故音响报警。6.2.1.2上位机该机组事故故障光字画面“号机压油罐油压过低”亮红光。6.2.1.3机组事故停机。6.2.1.4机组LCU单元画面“机组事故”指示灯亮。6.2.1.5现场压油罐压力表指示为3.0MPa以下。6.2.2处理6.2.2.1翻阅上位机该机组事故故障光字、非电量图，确认压力油油压。6.2.2.2现场检查调速器油压装置油压、油位及57、油泵运行情况。6.2.2.3现场监视机组事故停机过程，如气制动自动动作不正常，应改手动加闸。6.2.2.4若由于机旁盘动力电源消失造成事故，应尽快恢复电源。6.2.2.5若是压油泵控制回路故障时，应联系设备管理人员进行处理，尽快恢复正常工作。6.2.2.6若是机组LCU单元故障、传感器故障时，应专人手动启动油泵保持压力油罐油压、油位，同时联系设备管理人员进行处理。6.2.2.7检查调速系统各设备、阀门有无严重渗漏油，压油装置的旁通阀、安全阀是否动作。6.2.2.8油压正常后，复归事故信号，复归事故电磁阀，并将机组恢复至正常备用状态。6.3调速器压油罐压力过高6.3.1现象6.3.1.1事故、故58、障音响报警。6.3.1.2上位机该机组事故故障光字画面“压油罐油压过高”亮红光。6.3.1.3机组LCU单元画面“机组事故”、“机组故障”指示灯亮。6.3.1.4现场压力油罐油压指示在（4.0MPa4.8 MPa）以上。6.3.2处理6.3.2.1翻阅上位机该机组事故故障光字、非电量图，检查压力油罐油压及油位。6.3.2.2现场检查压油罐压力是否过高。6.3.2.3如压油泵仍在打油，应立即手动停止压油泵打油。6.3.2.4调整压力油罐油压、油位至正常。6.3.2.5检查安全阀是否动作。如未动作，应手动排压力油罐油降压，使压力复归正常。6.3.2.6如压油泵不能自动停泵，安全阀未动作等故障，联系59、设备管理人员进行处理。6.4压力油罐油位异常6.4.1现象6.4.1.1上位机简报信息有“号机组故障”、“号机压油罐油位异常”信息，故障音响报警。6.4.1.2上位机该机组事故故障光字画面“压油罐油位异常”亮黄光。6.4.1.3监控系统机组光字中“压油罐油位异常”光字显黄色。6.4.1.4现场压油罐油位指示过高或过低。6.4.2处理6.4.2.1翻阅上位机该机组事故故障光字、非电量图，确认压力油罐油压及油位。6.4.2.2现场检查备用压油泵投入情况，自动泵运行是否正常，补气装置运行是否正常。排除故障，确保压油泵及时恢复正常。6.4.2.3检查压力油罐油压及油位，压油泵出口管路阀门位置是否正确，60、安全阀是否动作。6.4.2.4检查调速系统各设备、阀门有无严重渗漏油。6.4.2.5如机组调节频繁造成油位较低，应适当限制机组调节次数或机组带固定负荷运行。6.4.2.6如是补气装置工作不正常造成油位过高，则应手动补气，使压油罐油压、油位恢复至正常值范围内，查明补气装置工作不正常的原因，联系设备管理人员处理。6.5回油箱油位异常6.5.1现象6.5.1.1上位机简报信息有“号机组故障”、“号机回油槽油位越限”信息，故障音响报警。6.5.1.2上位机该机组非电量图回油箱液位越过高（低）限值。6.5.2处理6.5.2.1翻阅上位机该机组非电量图，检查回油箱油位。6.5.2.2现场检查回油箱油位，判61、明是过高还是过低。6.5.2.3检查机组油系统用油量有无较大变化。6.5.2.4如用油量减少了，应检查系统管路、阀门以及接力器有无漏油、跑油的现象。6.5.2.5如果管路、阀门跑油，应设法隔离，不能处理的，联系值长转移机组负荷（必要时停机处理），并联系设备管理人员进行处理。调整回油箱油位至正常。6.6漏油箱油位过高6.6.1现象6.6.1.1上位机简报信息有“号机组故障”、“号机漏油箱液位越限”信息，故障音响报警。6.6.1.2上位机该机组非电量图漏油箱液位越限。6.6.2处理6.6.2.1翻阅上位机该机组油系统图、非电量图，检查漏油箱油位、漏油泵启动情况。6.6.2.2现场检查漏油泵是否启动62、打油。6.6.2.3如未启动，应手动启动，如无法启动，应检查控制回路、操作保险、动力电源是否正常，并尽快联系设备管理人员处理。6.6.2.4检查油系统漏油情况，各排油阀是否关严。6.6.2.5如漏油泵不能自动启动打油，应派专人监视及手动打油。6.7调速器压油罐油压下降的处理6.7.1检查油压下降情况，调速器由“自动”切为“手动”，派专人监视调速器油压、油位。6.7.2若油泵不启动，应查明原因，尽快启动油泵。6.7.3检查油泵出口组合阀安全卸载阀是否动作未复归。6.7.4若二台油泵同时启动，油压仍未上升，应查明油系统排油阀关闭情况及漏油、漏气情况，并及时消除。6.7.5若压力油罐油压不能恢复，应63、停机。6.7.6当油压低到不能关闭导叶时，应关闭进水口快速闸门紧急停机。7. 220kV GIS 设备7.1断路器发生下列现象时，应立即申请停电处理7.1.1 “断路器分闸闭锁”信号动作。 7.1.2液压机构大量漏油。7.1.3 SF6气体泄漏严重。7.1.4 微水含量超标。7.1.5有异常响声。7.2油泵启动频繁处理7.2.1根据油泵启动计录器判断24h内是否超过5次，超过则向领导报告，申请停电进行检查处理，检修正常后方能投入运行。7.2.2若油泵启动次数每天在35次范围内，应加强监视并对比每天的启动次数。7.2.3若发现逐天有增加次数的趋势，向领导报告，作好计划停电检修的准备。7.2.4如64、每天稳定在某一次数，则允许继续运行，但应做好记录。7.2.5若油泵频繁启动且间隔时间逐渐缩短，应立即检查操作机构有无漏油。7.3 GIS设备中SF6气体泄漏处理7.3.1 GIS发生故障，造成气体外逸处理注意事项7.3.1.1所有人员应迅速撤离现场，并迅速投入全部通风装置。7.3.1.2在事故发生15分钟以内，所有人员不得进入GIS室（抢救人员除外）。7.3.1.3在15分钟以后，4小时以内人员进入室内必须穿防护衣，戴手套及防毒面具。4小时以后进入室内可不用上述措施，但在清扫时仍须采取上述安全措施。7.3.1.4若故障时有人被外逸气体侵袭，应立即清洗后送医院诊治。7.3.2 母线、套管漏气7.65、3.2.1检查气体密度监视器的指示是否正常7.3.2.2立即汇报中调转移负荷，将母线或套管空载7.3.2.3断开可能来电的各方面断路器，并汇报领导。7.3.3 GIS设备中SF6气体压力降低发出报警信号故障处理7.3.3.1现象：“SF6气体压力较正常值降低”；计算机监控系统有相应的语音报警和光字信号。7.3.3.2处理7.3.3.2.1检查气压低间隔压力表，确定漏气区，并判明是否误发信号。7.3.3.2.2用检漏仪确定漏气点。7.3.3.2.3按补气规定进行充气。7.3.3.2.4断路器气室气压降至0.50MPa以下时，断路器闭锁，禁止对该断路器进行分合闸操作，若是该断路器正处于带电运行状态66、，应立即断开其进、出线侧气压在合格范围内的断路器，进行停电处理。7.3.3.2.5除断路器气室外的其余气室，当气室压力下降至0.4MPa以下时发出报警信号；当气室压力下降至0.35MPa时应立即停电处理。7.3.4 GIS设备中的断路器气室SF6气压降低闭锁动作处理7.3.4.1现象：“SF6气压降低闭锁动作并发信号”，断路器气室SF6气压降至0.5MPa。7.3.4.2处理（1）当“气室压力闭锁”信号动作时，此时间隔不允许继续运行和操作，应立即汇报中调后断开其控制电源、操作电源，将各方面电源的断路器、隔离开关断开后使故障间隔停电。（2）当情况危急人身或设备安全时，运行人员可在值长指导下先行对67、故障间隔停电，然后及时将处理情况汇报中调。（3）汇报调度及电厂相关领导，联系设备管理人员进行处理。7.4控制回路断线7.4.1检查断路器的控制回路，如控制电源开关跳闸可试合一次。7.4.2若控制电源开关再次跳闸，应立即汇报中调并做好相应的安全措施。7.4.3检查开关的分、合闸辅助开关是否正常，如有损坏则联系处理。7.4.4通过现象判明是回路故障还是电源断线，做好相应的安全措施，联系设备管理人员处理。7.5断路器拒绝合闸7.5.1经同期装置合闸的断路器应检查同期条件、同期装置及电源是否正常。7.5.2检查有联锁关系的隔离开关、接地刀闸分合闸位置是否正确。7.5.3检查断路器的二次插头是否松动或发68、热。7.5.4检查现地控制柜内的控制电源、合闸电源是否正常。7.5.5检查断路器的气体密度监视器指示是否正常，气压闭锁是否动作。7.5.6检查断路器操作机构的油压表指示、储能机构是否正常。7.5.7检查断路器合闸线圈是否完好，测量断路器合闸线圈电阻是否合格。7.5.8检查断路器的辅助接点是否接触良好，相应位置继电器动作是否可靠，LCU开出是否正常，电源是否正常。7.5.9检查断路器三相位置是否一致，如有非全相则立即将已合闸相断开，汇报中调后将断路器及两侧隔离开关断开，联系设备管理检修。7.5.10检查保护投入是否正确。7.6断路器拒绝分闸7.6.1检查断路器的二次插头是否松动或发热，LCU开出69、是否正常，电源是否正常。7.6.2检查断路器分闸线圈是否完好，测量断路器分闸线圈电阻是否合格。7.6.3检查现地控制柜内的控制电源、分闸电源是否正常。7.6.4检查操作机构是否正常，油压、气体压力是否正常。7.6.5经检查断路器本体、机构等确无异常，可汇报中调将断路器减至空载后采用“就地”操作分闸。7.6.6如就地不能分闸，汇报中调后将断路器的控制电源、分闸电源断开，采用串联断路器停电后检修。7.7隔离开关、接地刀闸拒动7.7.1如在倒闸操作过程中出现隔离开关拒动时，应先恢复原状，再进行检查处理。7.7.2检查有联锁关系的断路器、隔离开关、接地刀闸分合闸位置是否正确。7.7.3立即停止其他操作70、，确认本体的位置指示有无变位。7.7.4检查隔离开关、接地刀闸的二次插头是否松动或发热。7.7.5检查现地控制柜内的控制电源、电机电源是否正常。7.7.6检查操作机构的电机是否正常。7.7.7汇报中调后断开可能来电的各方面断路器，并汇报领导。8.厂用电系统8.1断路器拒绝合闸8.1.1检查上位机有无开出。8.1.2检查操作电压是否过高或过低。8.1.3检查断路器的闭锁回路是否已经开放，满足合闸条件。8.1.4检查断路器的合闸回路是否正常，设备的二次接线是否正确完好。8.1.5检查断路器操作机构蓄能是否正常。8.1.6检查操作机构及辅助触点转换情况，根据检查情况进行处理。8.1.7检查保护装置是71、否正确投入。8.1.8联系设备管理人员进行处理。8.2断路器拒绝跳闸8.2.1发现断路器拒绝跳闸时，应先查找断路器拒绝跳闸的原因。8.2.2远方操作应检查断路器操作方式选择开关是否放在“远方”位置，检查开出继电器是否动作。8.2.3如一时无法查清楚，可采取现场手动方式断开，如现场不能手动断开，退出相应母线段的备自投，通知设备管理人员处理。8.3 高压厂用电系统接地8.3.1选测高压厂用电母线电压，判明接地相或是否真接地。8.3.2做好安全措施，检查有关一次设备有无异常。8.3.3查看高压厂用电接地选线装置，判断接地点。8.3.4如故障点在母线侧，则断开母线上所有负荷，母线停电测绝缘。如绝缘良好72、，则测量高压厂用电电压互感器绝缘。8.3.5找出故障点，作好停电检修措施，联系设备管理人员处理。8.3.6如判明是电压互感器一次侧熔断器熔断引起，则应及时更换电压互感器一次侧熔断器，恢复正常运行，如更换后又熔断则应联系设备管理人员进行处理；8.3.7高压厂用电系统接地运行时间不得超过2小时。9.直流系统9.1直流接地9.1.1现象：语音报警, 简报窗口发出“直流系统故障”、“直流系统接地”信号。9.1.2处理9.1.2.1观察绝缘检测装置指示接地支路信号。9查找故障回路并进行处理。9.1.2.3处理过程中，涉及中调管辖设备时，需经中调同意。9.2直流系统绝缘下降9.2.1首先测量直流母线正负极73、对地电压，判断其故障性质。9.2.2根据当时运行方式、检修作业情况、天气情况等判断可能接地回路，采用瞬时断电的方法寻找故障点（有可能造成保护装置、开关设备和断电后可能危及机组安全运行的直流负荷不能断电）。9.2.3断开负荷的原则：先次要负荷、后重要负荷，先室外、后室内以及先断经常发生接地故障的回路。9.3充电机故障9.3.1现象：语音报警, 简报窗口发出“充电机故障”信号。9.3.2处理9.3.2.1检查直流电压是否异常；9.3.2.2检查模块硬件是否故障；9.3.2.3检查模块后面设置开关位置是否正确；9.3.2.4检查模块与主监控器通讯连接线是否正确；9.3.2.5检查直流输出电压是否正常74、；9.3.2.6断开故障充电机的交流开关，进行处理。9.4蓄电池电压过低9.4.1现象：语音报警, 简报窗口发出“蓄电池电压过低”信号。9.4.2处理9.4.2.1检查蓄电池电压是否正常。9.4.2.2检查充电机参数设置是否正确。9.4.2.3现场检测单个电池的电压是否正常，连线是否松动，信号保险是否熔断。9.4.2.4必要时，退出蓄电池组，进行处理。9.5直流母线电压异常9.4.1现象：语音报警, 简报窗口发出“母线电压异常”信号。9.4.2处理9.4.2.1检查直流母线电压表指示是否正常。9.4.2.2检查直流母线电压测量端子保险是否松动或熔断。9.4.2.3检查充电机输出电压是否正常，如75、不正常，则调整充电机输出电压至正常值。9.5蓄电池着火9.5.1现象9.5.1.1上位机语音报警发“直流故障”信号。9.5.1.2充电装置内熔断器可能熔断。9.5.1.3充电装置跳闸停运。9.5.2处理9.5.2.1将蓄电池与直流母线解列,按照消防规定进行灭火。9.5.2.2灭火时应特别注意电池爆炸和酸液溢出。9.6快熔熔断9.6.1现象9.6.1.1显示屏显示故障信息“快熔熔断(或熔断器熔断)”。9.6.1.2充电屏后快熔保险熔断。9.6.1.3装置故障灯亮。9.6.1.4上位机发“直流系统故障”信号。9.6.2处理9.6.2.1复位装置故障信号按钮。9.6.2.2将装置退出运行。9.6.276、.3检查直流负荷是否有短路现象,若有立即排除。9.6.2.4更换快熔保险。9.6.2.5将装置重新投入运行。9.7直流母线短路故障9.7.1现象9.7.1.1上位机有直流系统故障语音报警。9.7.1.2故障母线直流信号指示灯全部熄灭。9.7.1.3蓄电池出口熔断器熔断。9.7.1.4整流装置跳闸。9.7.2处理9.7.2.1采用停不重要负荷的方法查找故障点。9.7.2.2将直流负荷倒至正常母线。9.7.2.3事故母线待故障排除后方可投入运行。10.水系统10.1现象10.1.1上位机简报信息有“渗漏排水泵故障”信号，故障音响报警。10.1.2上位机公用事故故障光字的“渗漏排水泵故障”亮黄光。177、0.2处理10.2.1检查厂用400V配电室1、2、3号渗漏泵电源投入是否正常，电机工作电源是否正常。10.2.2现场检查集水井水位是否过高；如水位过高，应检查备用泵是否已启动，否则手动启动抽水。10.2.3检查控制回路有无异常，操作保险是否熔断，热继电器是否动作。10.2.4检查软启动装置是否故障，复归故障信号；检查PLC是否故障。10.2.5检查渗漏排水泵出口阀是否开启，逆止阀是否正常。11.气系统11.1空压机故障报警11.1.1现象:计算机监控系统上位机简报信息报“空压机故障”，空压机联控柜面板上“空压机故障”黄灯亮，空压机本体上的“故障”黄灯亮。11.1.2处理:作好记录后按下复归按78、钮复归，若无法复归则对空压机控制回路和空压机本体进行检查。11.2空压机故障跳闸11.2.1现象11.2.1.1中控室上位机报故障信息，有“空压机故障”光字牌亮，并伴有语音报警。11.2.1.2中（低）压气机控制屏1（2）号机“故障”黄灯亮。11.2.1.3电机电源空开可能跳开，400V厂用电可能失电。11.2.1.4热继电器动作。11.2.2处理11.2.2.1在控制屏上按“报警复归”按钮；复归故障信号。11.2.2.2检查电机电源是否跳开；11.2.2.3复归热继电器；11.2.2.4检查是否属于空压机出口管路堵塞造成空压机过载跳闸；11.2.2.5如系统400V失电，恢复厂用电。11.379、气罐压力过高11.3.1现象：气罐压力上升且安全阀动作排气。11.3.2处理11.3.2.1首先确定安全阀是否在正确的压力设定值动作，若压力上升很高,应检查伺服阀设定值是否太高或在关闭位置以及被堵塞。11.3.2.2卸载阀可能卡在打开位置，如压力上升缓慢应检查卸载阀座处可能有泄漏或O型圈可能有泄漏,以及真空阀调节器密封圈有泄漏或真空阀密封圈有泄漏。11.4空气输出量低11.4.1现象11.4.1.1空气压缩机失灵，停止打压。11.4.1.2空气系统压力迅速降低。11.4.1.3压力表读数低于正常运行压力。11.4.2处理11.4.2.1检查空压机输出气是否低。11.4.2.2检查用气量是否过大80、，检校压力表的精度。11.4.2.3压力表读数比正常值低应检查：进气过滤器是否堵塞；卸载阀可能卡在关闭位置；伺服阀设定是否太低，可能卡在打开位置；分离器是否堵塞；空气管道是否泄漏；最小压力阀O型圈泄漏；安全阀是否损坏及存在缺陷。11.5空压机自动启动后不能自动停止或启动频繁11.5.1现象：空压机连续启动不会停止，空压机负荷电流持续不降。压缩气系统压力保持稳定。11.5.2处理11.5.2.1检查气系统，找出漏气点进行处理。11.5.2.2检查空压机二次控制回路是否正常。11.5.2.3检查压力表整定值是否正确。11.5.2.4对空压机进行全面的检查，一旦查明是空压机本身故障则迅速切除故障空压81、机,通知设备管理人员处理。11.6空压机发生下列情况应立即停止运转11.6.1电动机发生冒烟着火。11.6.2电动机两相运行。11.6.3电动机或空压机内部有碰撞声、磨擦声等异常声音。11.6.4空压机润滑油油温或电机温度超过允许值。11.6.5空压机润滑油油压超出允许范围。11.6.7空压机各级压力不能稳定上升或超过整定值。11.6.8空压机冷却器不能正常工作。11.6.9动力电源电压降低，不能维持正常运行。12.AGC故障12.1现象12.1.1监控系统报AGC退出。12.2处理12.2.1检查机组运行情况。12.2.2向调度、公司点检员汇报AGC故障退出。12.2.3检查AGC通信及程序82、运行情况，如未发现异常经点检员同意重启程序，恢复正常后，经调度同意投入AGC。12.2.4如发现监控通信异常引起AGC退出，则向公司点检员汇报，按点检员要求执行。12.2.5在处理AGC故障退出时，如有需要可征得当值调度员许可情况下向自动化科申请封锁远程调度数据，防止在重启通信设备时发生数据跳变。13.AVC异常处理发生以下紧急情况时，电厂运行值班员可不经省调值班调度员许可，先行退出AVC省调或集控控制，再向省调或集控值班调度员汇报：13.1 AVC所在的监控系统故障。13.2 AVC有关的自动化数据异常。13.3机组事故或跳闸等影响AVC的事故。13.4电厂与主网解列为独立电网。 13.5 AVC控制异常。 13.6程序自动退出。13.7其它紧急情况。