第一篇：水电厂典型故障与事故处理练习题
水电厂典型故障与事故处理练习题
一． 填空题：
1.当值值长是事故处理的领导者，他的任务是领导当值值班人员处理事故，指挥参加事故处理的人员，相互配合，处理事故。
2.如果在交接班时发生事故，应暂停交班，交班人员应留在自己的工作岗位上，由接班人员协助处理事故，交接班手续可根据具体情况，双方协商确定。
二． 选择题：
1.调速器控制导叶的开度以改变进入水轮机的流量而实现。
2.正常运行的发电机，在调整有功负荷时，对无功负荷有一定影响。
3.发电厂发生事故时，值长是事故的指挥人。
4.系统震荡时，定子电流表的指针向两侧剧烈摆动。
5.如果发电厂机组失磁引起系统震荡，则发电厂运行人员应不待调度指令，将失磁机组解列。
6.压油槽充气的目的是保证操作中油压平稳。
三． 判断题：
1)发电机定子一点接地时一般出现事故停机。（错）
2)当油管道或液压阀中有空气时，调速器在运行时会发生高频震荡或振动。（对）
3)调度员是发电厂事故处理的直接负责人。（错）
4)电网频率标准是50赫兹，其偏差不得超过±0.5赫兹。（错）
5)为了防止事故扩大，必须进行的紧急操作可以由值班人员先执
行后在汇报值班调度员。（对）
四． 问答题：
1.引起剪断销剪短的主要原因有哪些？
1)导叶间被杂物卡住。
2)导叶开关过快，使剪断销受冲击剪切力面剪断。
3)各导叶连臂尺寸调整不当或锁紧螺母松动。
4)导叶尼龙套吸水膨胀将导叶轴抱的过紧。
2.发电机运行中发生推力冷却水中断信号，如何处理？
1)检查推力冷却水进水阀开度，并调整至适当位置。
2)检查总水压是否正常，若总水压正常，检查减压阀后压力。若减压阀后压力低，应调整至正常。
3)若判断为滤过器杂物堵塞，可手动启动排污装置进行排污，排污应防止水压继续降低，可开启旁通阀供水。
4)同时监视推力轴承温度上升情况，必要时联系调度降低机组负荷运行，并做好事故预想。
5）若供水管路有漏水之处，应设法堵塞使水压恢复正常，无法堵塞和无法保证机组的正常供水应立即停机处理。
6）若各水压正常，管路又无漏水之处，可判定为推力冷却水示流继电器误动。通知检修班组处理。
第二篇：设备故障与事故处理
设备故障与事故处理
设备故障的含义是设备系统在使用过程中，因某种原因失去了规定功能或降低了效能时状态。
故障处理是在故障分析的基础上，根据故障原因和性质，提出对策，占时的或较长时间的排除故障。
重复性故障采取项目修理、改造或改装的方法，提高局部（故障部位）的精度，善整机的性能。对多发性故障的设备，视其故障的严重度。采取大修，更新式报废的方法。对于设计、制造、安装质量不高，选购不当，先天不足的设备。采取技术式跟换元件的方法。因操作失误，维护不良等引起的故障，因由生产车间培训、教育操作工人来解决。因修理质量不高引起的故障，因通过加强维修人员的培训、重新设计或改进维修工夹具、加强维修工的考核等来解决。总之，在故障处理问题上，应从长远考虑，采取有力的技术和管理措施加以根除，使设备经常处于良好状态，更好地为生产服务。
设备事故的含义是设备故障所造成的停产时间或修理费用达到规定限额者为设备事故。事故处理要遵循“三不放过”原则，即：1 事故原因分析不清，不放过；2 事故责任者鱼群暂未受到教育，不放过；3没有防范措施，不放过。企业生产中发生事故总是一件坏事，必须认真查处原因、妥善处理，是责任者及群众受教育，制定有效措施防止类似事故重演，绝不可掉以轻心。
在查清事故原因、分析责任后，对事故责任者视其情节轻重、责任大小和认错态度，分别给予批评教育、行政处分或经济处罚。触犯法律者要依法制裁。对事故隐瞒的单位和个人，应加重处罚，并追究领导责任。
如：磨床MYT1300，主要问题出现在主轴上，主轴产生偏差及震动将会导致零件加工出现问题，不能正常工作。但在处理过程中我们不可轻易拆下主轴，因为主轴是磨床加工中心的主要部位，若是拆装过程中涉及到装配精度。若装配精度达不到要求将成为废铁。所以在处理故障过程中我们在没特殊情况下不可拆主轴，要首先检查主轴上的螺钉是否出现松动等问题。
修理（方式、定额、使用工具与检具等提案）
一、设备维修方式
设备维修方法具有维修策略的含义。现代设备管理强调对各类设备采用不同的维修方式，就是强调设备维修应遵循设备物质运用的客观规律，在保证生产的前提下，合理利用维修资源，达到寿命周期费用最经。
（一）事后维修，事后维修就是对一些生产设备，不将其列入预防维修计划，发生故障后或性能、精度降低到不能满足生产要求时再进行维修。采用事后维修策略可以发挥主要零件的最大寿命，使维修经济性好。一般范围有： 1）对故障停机后在修理不会给生产造成损失的设备；
2）修理技术不复杂而又能及时提供备件的设备；
3）一些利用率低或有备用的设备
（二）预防维修
为了防止设备性能、经济劣化或为了降低故障率，按事先规定的修理计划和技术要求进行的维修活动，称为预防维修。有以下几种方式：
1.定期维修
定期维修是在规定的时间的基础上执行的预防维修活动，具有周期性特点。它是根据零件的失效规律，事先规定维修间隔期、维修类别、维修内容和修理工作量。我国目前实行的设备定期维修制度主要有计划预防维修和计划保修制两种。
（1）计划预防维修制 1）按规定要求，对设备进行日常清扫、检查、润滑、紧固和调整等，以延缓设备的磨损，保证设备正常工作。
2）按规定的日程表对设备的运行状态、性能和磨损程度等进行定期检查和调整，以
及及时消除设备隐患，掌握设备技术转台的变化情况，为设备定期思念过期修理
做好准备；
3）有计划有准备地对着背进行预防性修理
（2）、计划保养制
1）根据设备的特点和状况，按照设备运行小时等规定不同的维修保养类别和间隔期；
2）在保养的基础上制定设备不同的修理类别和修理周期
3）当设备运转到规定时限时，不论其技术状态如何，也不考虑生产任务的轻重，都要严格地按照要求进行检查、保养和计划修理。
2、状态监测维修
（三）改善维修
二、定额
设备修理定额是指编制设备修理计划的依据。正确制定设备修理定额，能提高修理计划的科学性和预见性。
设备修理定额包括的主要内容如下：
1)修理周期定额。它是按设各使用时的主体零部件磨损规律，而制定的修理问哺期时问标准。也是指相邻两次大修理之间的间隔时间。
(2)修理复杂系数。复杂系数是用来表示设备修理的复杂程度和修理工作量的假定单位，它可以用来核算企业修理组织的规模、修理工作的劳动量以及修理工作所需的备件和材料等依据。
(3)修理工时定额，是规定完成设备修理所需要的时间标准。通常是用一个修理复杂系数所需劳动时间来表示。
(4)[修理停歇时间]]。是指设备停机修理起，到修理完成重新投入生产为止的全部时间。
设备修理停歇时间定额可按下式计算：
T=（（G.F)/(M.H.D.K)）+ TO 式中：T―设备停机时间（天）；
G―每个修理复杂系数的钳工工时定额（时）；
F―修理复杂系数；
M―每天工作班次；
H―每个工作班的时间（时）；
D―参加修理人数；K―修理工时定额完成系数（与修理级别有关）；
TO―附加停机时间
(5)修理费用定额。是指为完成设备修理所规定的费用标准。在实际工作中，一般可按修理复杂系数为单位来制订定额。
其公式为：G = D总N +∑（Cg.Ca）+ D总J
式中：G-----单位修理复杂系数修理费用定额
D总----单位修理复杂系数总工时定额
N----每小时工资费、工资附加费、辅助工资等
Cg----单位修理复杂系数各种材料消耗定额
Ca----各种材料单价
J------每小时分摊的车间经费
(6)备件储备定额。修理同备件储备定额，制订的原理、方法与物资储备定额基本相同
三、使用工具与检具等提案
机械制造行业设备维修用量、检具及仪器主要有以下三类:(1)机床检验用量、检具；（2）状态监测及诊断用仪器；（3）热工及电力监测用量仪。
一、设备维修使用工具与检具的主要内容
1）根据本企业设备构成情况和自己承修的设备范围，合理地选择配备通用量、检
具 仪器的品种、精度和数量；
2）按设备修理计划要求，及时办理修理专用工具的订货，以保证修理工作的需要；
3）建立管理制度和住址机构，做到正确保管、定制检定和维修，以及时向使用部
门提供合格的量具、检具。
二、选择和配备通用量具、检具的原则
1）根据本企业主要生产设备构成的品种、规格和数量，选择经常使用的量具、检具及仪器，编制量、检具分类明细表，结合设备维修的实际需要陆续购置；
2）所用量具的测量范围，以满足大部分设备维修检测及备件制造的需要为原则。对于价格昂贵且本企业不经常使用的量具、检具及仪器，可向外企业租用或外委检测，以节约资金；
3）选一量具的精度等级，应根据被监测设备或零件所容许的公差决定。
三．量检具管理制度要点
一般，企业设备维修用量检具由机修车间工具室负责管理。存放精密量检具的库房，应能适当控制温度和湿度。存放大型平板、平尺的地方，应有起重搬运的条件。量检具管理制度要点如下。
①严格执行入库手续，凡新购置或制造的量检具入库时，必须随带合格证和必要的检定记录。入库后应规定存放点和方式，并涂防锈剂。
②建立借用和租用办法。对企业内部单位实行低价（折旧费＋维修费）租用，对企业外部单位实行正常价（折旧费＋维修费＋利税）租用。对机修车间内部实行借用，必须办理借用和租用书面手续，写明损坏后应赔偿。
③高精度量检具应由经过培训的人员负责使用。
④对借出和租出的量检具，归还时必须仔细检查有无失灵或损伤。如发现问题，应送专门检定部门维修检定合格后，方可正式入库。
⑤按有关技术规定，定期将量检具送计量检定部门检定，不合格者经维修检定合格后方可继续借用或租用。对磨损严重且无修复价值者，经有关技术人员鉴定，主管领导批准后报废，并及时更新。
⑥建立维护保养制，经常保持量检具清洁，防锈和合理放置，以防锈蚀和变形。工具室负责人应定期（至少每周一次）检查维护保养状况，奖优罚劣。
⑦建立量检具账、卡，定期（至少每半年一次）清点、做到账、卡、物一致。如发现有的量检具租、借出后长期未归还，应及时催促归还。如发现有的量检具丢失，应报告主管领导人查找处理。
第三篇：水电厂事故处理指导手册
事故处理指导手册
云南大唐国际李仙江流域水电开发有限公司
2017年4月
目 录
一、事故处理的原则........................................................................................1
二、事故汇报规定...........................................................................................1
三、事故处理注意事项....................................................................................2
四、紧急撤离、机组事故/紧急停机条件......................................................3
五、典型事故处理...........................................................................................4
I
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： 5.1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
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 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，致使排水装臵无法及时排水，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，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、设备名称和编号、跳闸断路器、继电保护、自动装臵动作情况及频率、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、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，无自动调节装臵或装臵失灵。
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）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自动重合闸装臵拒动、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“×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。6.1.2.2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，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。2.3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。
2.4.1.2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20%及以下时，落进水口快速闸门。2.4.2.4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。
2.5.1.3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。2.8.1.3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：
2.9.2.1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，检查阀门位臵是否正确。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，检查发电机着火位臵。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：自动准同期装臵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继电保护装臵“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查看保护装臵转子绝缘电阻值。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，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）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检查是否测温装臵误发信号，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LCU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待机组停机后，对保护范围内的一次、二次设备及保护装臵进行检查，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，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。7.13.2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。
4.3.2.7如强迫油循环油泵电机保险熔断，立即更换保险。
4.3.2.8如强迫油循环油泵故障或缺相，单组冷却器冷却水中断、冷却器渗漏等，立即将该组冷却器系统开关放“切”位臵，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，用水喷雾灭火装臵灭火。4.6主变压器主保护动作处理 4.6.1瓦斯保护动作处理 4.6.1.1轻瓦斯保护发信时处理
4.6.1.1.2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。
4.6.1.1.3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。
4.6.1.1.4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。
4.6.1.1.5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。4.6.1.1.6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，正常后再将重瓦斯保护投跳闸位臵。
4.6.1.1.7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
4.6.1.2.1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。4.6.1.2.3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臵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”位臵；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。
4.7.2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臵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。
5.1.2.6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臵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当励磁装臵处于工作状态时，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臵是否正常。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，Ⅰ套自动切换到Ⅱ套运行（Ⅱ套正常）。5.5.1.3仪用PT断线，Ⅱ套自动切换到Ⅰ套运行（Ⅰ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。
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如装臵故障，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。5.8.2.3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如装臵故障，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。6.1.9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臵油压、油位及油泵运行情况。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，压油装臵的旁通阀、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（4.0MPa—4.8 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，补气装臵运行是否正常。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臵是否正确，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如是补气装臵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，查明补气装臵工作不正常的原因，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3～5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臵。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
7.3.2.1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，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经同期装臵合闸的断路器应检查同期条件、同期装臵及电源是否正常。
7.5.2检查有联锁关系的隔离开关、接地刀闸分合闸位臵是否正确。7.5.3检查断路器的二次插头是否松动或发热。
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，相应位臵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检查断路器三相位臵是否一致，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、接地刀闸分合闸位臵是否正确。
7.7.3立即停止其他操作，确认本体的位臵指示有无变位。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检查保护装臵是否正确投入。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”位臵，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臵，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，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观察绝缘检测装臵指示接地支路信号。9.1.2.2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（有可能造成保护装臵、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检查模块后面设臵开关位臵是否正确； 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；
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检查充电机参数设臵是否正确。
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充电装臵内熔断器可能熔断。9.5.1.3充电装臵跳闸停运。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装臵故障灯亮。
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复位装臵故障信号按钮。9.6.2.2将装臵退出运行。
9.6.2.3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将装臵重新投入运行。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整流装臵跳闸。
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。10.2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检查软启动装臵是否故障，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。11.3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臵以及被堵塞。
11.3.2.2卸载阀可能卡在打开位臵，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，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臵；伺服阀设定是否太低，可能卡在打开位臵；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。
第四篇：近期典型故障处理情况通报
近期典型网络故障情况通报
近期处理网络故障较多，综合处理情况，现将几起典型故障处理情况过程通报如下，请各县市分公司能加强管理，提高维护人员的故障处理能力和责任心。
一、传输数据中心在对网络例行检查时发现营业部OA、CMNET、BOSS三网络成环，结合营业部办公楼近期故障较多的情况，安排中移代维人员进行集中查处，具体处理情况见（营业部环路分析报告）,从营业部代维人员的分析报告中可以看出几点问题，请营业部要落实：（1）首先营业部二楼机房网线较乱，营业部是否安排人员对机柜进行整理，其它区域的机柜是否也有类似情况，应安排维护人员对所有的机房机柜进行检查整改；（2）兴马（代理商）为什么会从营业部接入CMNET网络，是否有相关部门的批准，兴马将BOSS与CMNET接入同一交换机，造成CMNET与BOSS成环，是自行接入还是公司维护人员接入的？网络私接乱拉是否有相关的考核办法；（3）舞阳十楼无营业部的相关部门，为什么会有BOSS和OA的网络，请营业部清理相关的IP地址，对不需要使用的进行删除。
二、建始分公司网络成环影响到恩施分公司整个的OA及BOSS网运行情况，在建始分公司报故障的同时也有其它县市报故障，为保证全网正常运行，传输数据中心按业务需求对相应的网络隔离断开连接，按照BOSS大于OA；OA大于CMNET的原则进行处理，请建始分公司结合本公司故障查询情况加强区域管理，对工程建设情况造成的故障，指定随工人员的管理。故障处理经过见（7月8日建始环路故障报告）。
三、巴东分公司处理电视电话会议网络不通的过程中，可发现以下几个问题，请巴东分公司明确整改：（1）巴东分公司领取设备更换后能不能正常使用未进行测试；（2）在巴东需要视频进行监考前才联系州公司说因设备故障不能使用，巴东分公司维护人员在设备到巴东和视频监考开始前这段时间在做什么，故障处理及时率在哪里？维护管理人员是如何安排的（3）巴东分公司视讯会议系统由技术支持中心维护，不能以没有人处理（下乡）为由。
结合以上几个县市分公司出现的问题，请各县市加强网络维护的管理，对私接乱拉的制定相应的考核机制；同时，要加强维护人员的责任心，对故障处理超时、找借口之类的情况实行问责制，对代维人员加强管理，提高代维人员故障处理能力；对于县市分公司维护管理人员故障安排协调不力的情况进行通报。
第五篇：APG典型故障处理小结
APG典型故障处理小结
1、故障：intelligent networks management interface
分析：此告警表明文件系统在处理intelligent networks management interface（INM）接口连接时出错。
此时有两种情况：
1、ACTIVE CONNECTION FILE BUFFER表明缓冲区文件有误；
2、INM LOG FILE 表明INM的LOG文件处理时出错，此种情况比较常见，LOG FILE因为某些偶然原因被删除后就会出现这种情况，例如有时LARGE RESTART或是RELOAD后丢失此子文件。
处理: 用指令ssmpi:sfn=n+1其中SFN:SUBFILE NAME。n为最后一个INMLOG中的子文件的数目，出现这种情况。APG40中可以用CPFLS-S指令直接查看INMLOG 中的子文件情况。
2、故障：APG40系统中文件无法传到OSSDESTx的问题。
分析：多数此类告警都可以用指令CDHLS-L 查看所有路径的OSSDESTx的传输类型和参数定义有否正确。大多数都不会有参数丢失的情况，然后用CDHVER 查看告警制定的OSS路径的状态是否OK,否则用指令CDHVER-M 人工修正使状态变为正常，消除告警。
但是有的告警比较特殊例如:
AP FILE PROCESSING FAULT
CAUSE FILE TRANSFER FAILED TRANSFER QUEUE ALOG DESTINATION SET OSSDESTALOG Problem Data Transfer error 分析处理过程：先试着用以上常规的处理方法即以上指令来设法消除此告警：
1、用acease无法消除告警
2、cdhls-l OSSDESTALOG查看此路径的所有传输参数，一切均正确。
3、用cdhver OSSDESTALOG看其状态，结果显示STATUS OK。
4、于是确认了本地交换机的设置没有问题，怀疑是到OSS的网络不通 但用指令ping 对端oss的IP, 显示网络路径完全正常；后来注意到A3级的一个告警，是由于刚才那个A2级告警引起的：
DATA OUTPUT, AP COMMON DESTINATION HANDLING, DESTINATION FAULT DESTINATIO OSSDESTALOG CAUSE WRITE FAILURE Problem Data The connection to the remote host lost or write access denied
再分析上面的告警要确认了是因为AP 文件没有写到OSS的权限。综上分析可以确定是对端网管的设置问题，导致ALOG文件无法正常传送。所以联系对端协助处理。
总结：此类问题可以从三方面来分析
1、本地设置和定义的参数。
2、网络是否畅通。
3、对端的参数设置问题。
3．故障：APG40中CLUSTER 无法正常启动的问题
分析：APG40中经常出现AP1边的CLUSTER服务无法正常加载启动的问题，一般是当管理员改过普通用户的帐号或者密码时，或者系统升级的遗留问题时会出现。因为启动CLUSTER需要帐号密码的认证。
处理：在AP 模式下，用指令CLUSTER RES 查看具体服务ONLINE /OFFLINE的情况。一般情况下，可以用指令cluster res
如果整个CLUSTER无法加载,则查看ACTIVE或是PASSIVE边NODE 的状态就为UNDEFINED。在控制面板中的服务，找到CLUSTER查看属性，把MANUAL改为AUTO加载，然后在ACCOUNT项中改为正确的帐号和密码，然后PRCBOOT后，CLUSTER可以正常启动，解决故障。
4． 故障：告警AP SYSTEM ANALYSIS
详细描述：A2/APZ “GZMMSC63/JB/0/0” 804 041127 0011 AP SYSTEM ANALYSIS AP APNAME NODE NODENAME 1 GZG13MAP1C A GZG13MAP1A OBJECT
COUNTER
INSTANCE
LIMIT VALUE LogicalDisk % Free Space
C:
<16 15.955
分析:这是一个由于磁盘空间不够引起的告警，此时我们通过LOCAL IP PORT/PCANYWHERE进入AP1 NODE A 查看C盘的属性，发现C盘的剩余空间小于16%。处理办法：C盘空间不足时可删除的文件
1、C:acsdataFtpmktrbuild 该目录存储的是爱立信TR需要的logfile，可以完全删除（一般可在提交给爱立信后即刻删除）。
2、C:Temp 该目录存储的是windows NT系统的临时文件，可以完全删除。
3、C:WINNTsystem32logfilesMSFTPSVC1 C:WINNTsystem32logfilesMSFTPSVC2 C:WINNTsystem32logfilesMSFTPSVC3 该目录存储的是windows NT系统记录的用户登录信息、安全事件信息等
logfiles，可删除较旧的文件，建议至少保留一周之内的文件，如实在空间不足，也可全部删除。
4、C:acslogsfch 该目录下如果有扩展名为.old的文件，形似：acs_fch_activity.old，为系统自动保留的旧版本文件，可删除该.old文件。C:acslogsprc 该目录下如果有扩展名为.old的文件，形似：ACS_PRC_error.old，为系统自动保留的旧版本文件，可删除该.old文件。C:acslogsusa 该目录下如果有扩展名为.old的文件，形似：usa.tmp.old，为系统自动保留的旧版本文件，可删除该.old文件。C:acslogscore 该目录下如果有扩展名为.unknown.x（其中x为一阿拉伯数字）的文件，形似：core.unknown.x，可删除该文件。
5、清空C盘回收站
通过以上方法一般可以消除该告警,如果不能消除的话,在确定C盘空间大于16%情况下,可以用指令ACEASE-O ID号消除.5． 故障：告警AP ANTIVIRUS FUNCTION FAULT 详细描述:Alarm Identifier
Class
Category
Time 8796:0
A2
APZ
Sun Nov 21 07:17:42 2004
Object of Reference LOGFILE/APPLICATION-VIRUS
Alarm Text AP ANTIVIRUS FUNCTION FAULT SIGNATURE FILE DOWNLOAD FAILED
Problem Data
Sun Nov 21 07:17:41 2004 3004 GZG33MAP2A 2 264 InoculateIT EVENTLOG_WARNING_TYPE 07:16:11 11/21/04 176 gzg33map2a 07:17:41 11/21/04 The automatic download has run 4 times unsuccessfully.The next attempt will occur at the regularly scheduled download time.解决方法:在ap1设置eTrust软件,记住沟选Redistribution Server选项, 然后APG2（计费专用）就可以通过“Redistribution Server”的方式从APG1更新病毒库。
6． 故障：AP LOG STATISTICS
详细描述:Alarm Identifier
Class
Category
Time 8799:0
A2
APZ
Mon Nov 29 08:53:45 2004
Object of Reference LOGFILE/SECURITY-LOGON
Alarm Text AP LOG STATISTICS SECURITY VIOLATION ATTEMPT
Problem Data
Mon Nov 29 08:53:45 2004 29697 GZG33MAP1A 644 196 Security EVENTLOG_AUDIT_SUCCESS GZ9912 GZG33MAP1A S-1-5-21-1586019725-754599781-3438223002-1051 SYSTEM NT AUTHORITY(0x
0,0x3E7)-
解决方法:因为多次登陆输入帐号密码错误而导致,用acease消除即可.7、故障：AP PROCESS REINITIATED 详细描述: AP PROCESS REINITIATED AP
APNAME
NODE
NODENAME 1
ZCCBSC1AP1C
B
ZCCBSC1AP1B 分析：这是进程重新启动引起的。
解决办法：当进程起来后，此类故障都可以用APLOC进入AP模式，然后直接用ACEASE
ID消除。
8、故障：AP FAULT
详细描述: AP FAULT AP
APNAME
NODE
NODENAME 1
ZCZ40AP1C
B
ZCZ40AP1B PROBLEM GENERAL ERROR&AP-AP ETHERNET LINK&MIRRORED DISKS NOT REDUNDANT 分析：此类故障是由于APG40 DOWN掉后而引发的一系列告警。
解决办法：当APG40 PRBOOT 或RESET时启会出现此类的告警，当重启成功后（大概五分钟）故障会自动消除。如果没有自动消除可以用APLOC进入AP模式，然后直接用ACEASE
ID消除。
9、故障：AP PROCESS STOPPED
详细描述：AP PROCESS STOPPED AP
APNAME
NODE
NODENAME 1
ZCCBSC1AP1C
B
ZCCBSC1AP1B 分析：此类故障是由于这是进程吊死引起的。
解决办法：此类故障都可以用APLOC进入AP模式，然后用ACEASE
ID消除
10、故障：OSS无法收集到告警 分析：此故障是由于AD-X吊死引起，解决办法：可以在APG40 ACTIVE NODE 做PRCBOOT后，OSS能正常联机
11、故障：DIRECT FILE OUTPUT FAULT 详细描述：
DIRECT FILE OUTPUT FAULT AP
APNAME
NODE
NODENAME 1
ZCCMSCAP1C
A
ZCCMSCAP1A CAUSE BLOCK TRANSFER FAILED FILENAME RCEFILE1
分析：此故障是文件传送失败引起。
解决办法：当确定目的地没有任何故障后，进入“AP LOCAL MODE”下用指令“AFPFTI –F TRANSFERQUEUE”，告警便可以消除。
12、故障：EXTERNAL ALARM RECEIVER FAULT 详细描述：
A2/APZ “ZCDMSCCN63/JB/A” 624 040802
0347
EXTERNAL ALARM RECEIVER FAULT AP
APNAME
NODE
NODENAME 1
ZCZ40AP1C
A
ZCZ40AP1A APNODE
FCODE B
FAULT CODE 23 分析：由于APG40断电后产生的告警，当APG40上电后故障消除。
13、故障：AP REBOOT
详细描述： AP REBOOT AP
APNAME
NODE
NODENAME 1
ZCCMSCAP1C
B
ZCCMSCAP1B 分析：此类故障是由于APG40重启（自动或人工）引起。
解决办法：此类故障都可以用APLOC进入AP模式，然后用ACEASE
ID消除。
14、故障：CONNECTION SUPERVISION, AP CDH, CONNECTION TO REMOTE SYSTEM LOST
详细描述：
CONNECTION SUPERVISION, AP CDH, CONNECTION TO REMOTE SYSTEM LOST AP
APNAME
NODE
NODENAME
ZCCMSCAP1C
A
ZCCMSCAP1A DESTINATION BGWRPCMC 分析：这是由于远端设备端口问题引起，此故障会自动恢复
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