事故操作整理电侧716.docx

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事故操作整理电侧716

事故处理：

电侧

1、单元机组厂用电中断

处理主线：

直流-保安-安全停机检查-跳闸设备检查-UPS直流-检查原因-恢复。

控制关键点：

主汽压力。

1）检查机组跳闸，厂用电切换不成功。

厂用电失去。

汇报值长，联系检修。

通知外围岗位。

2）确认发电机出口开关、磁场开关和500kV5011/5012开关跳闸，发电机电压、电流、励磁电压、电流到零。

3）立即检查主机EOP及A、B小机直流润滑油泵、直流密封油泵是否自启动，否则立即启动并检查检查主机润滑油压、小机润滑油压、发电机油氢差压正常。

4）确认柴油发电机自启，自动带上保安A、B段，确认保安A、B段分段开关合上。

就地检查柴油机运行正常，燃油箱油位正常。

5）检查炉水循环泵隔热体的冷却水供应正常，冷却水事故放水门开启。

6）通知副操锅炉MFT动作正常，所有燃料切断。

风门打开进行自然通风。

7）通知副操,检查汽机跳闸正常，转速下降，破坏真空紧急停机。

关闭所有进入凝汽器的疏水。

汽机惰走期间应注意倾听机组各部分声音正常，检查汽机高、低压缸差胀、振动、轴向位移、各轴承温度及大机润滑油温等参数的变化。

低压缸喷水自动投入正常，否则手动投入。

隔离给水泵防止油中进水。

8）保安电源恢复后进行下列工作：

9）逐步恢复保安MCC、交流事故照明；

a）启动主机交流润滑油泵、顶轴油泵、交流密封油泵，小机主油泵，空预器主马达和火检风机，停用有关的直流油泵。

b）主机转速至零时投入连续盘车。

如投盘车前转子已静止，先翻转转子180°，等待一段时间后再投入连续盘车；注意检查盘车电流，大机转子偏心各轴承温度油温及TSI等参数正常。

c）检查UPS运行正常，电源切换正常。

投入直流系统的高频模块。

10）检查6KV母线上的所有动力开关跳闸，拉开所有低厂变开关。

将公用变压器倒至临机供电。

11）通知外围岗位，通知邻机保持空压机工业水等公用系统的正常运行、将空压机冷却水切至邻机，检查空压机运行正常仪用空气压力正常。

12）检查确认UPS装置、110V/220V直流系统运行正常。

加强对UPS电压电流、直流母线电压电流的监视。

柴油发电机启动后检查充电机投入正常。

13）复归各跳闸设备。

14）检查厂用电失去的原因。

无任何保护报警，通知检修检查工作电源跳闸、快切装置闭锁备用电源不自切的原因，检查母线所有开关均正常跳闸，并就地进行外观检查，测量6KV母线绝缘，汇报值长尽快恢复厂用电，用备用电源试充电。

15）将工作电源开关拖至检修位，将快切切至闭锁位。

16）检修处理完毕，用6KV备用电源开关充电-检查PC、MCC母线电压正常-恢复主变高厂变冷却器电源-恢复高备变有载调压装置电源，恢复保安至正常方式。

机组启设备点火。

2、6KV1A段母线故障

处理主线：

稳定机组运行（投油）-保安联动正常-备用负荷检查-机组稳定-查原因-试送电-隔离检修。

危险点：

EF磨运行，负荷低，小机汽源低负荷不足，给水流量低容易跳闸，启磨投油时注意中间点温度。

重要负荷：

密切关注有故障的动力设备，容易跳机的如：

EH油泵、循环泵、凝泵、定冷泵、闭式泵、密封风机、火检风机等。

及时复归电泵辅助油泵，恢复电泵备用，以防不测。

1）确认工作电源开关断开，备用电源开关未合.汇报值长、通知化学、除灰、脱硫等岗位，联系检修。

2）检查6kV1A段失电，快切闭锁，备用开关未自投。

3）检查保安A段电源由锅炉A段自动切至锅炉B段供电，分段开关已合闸。

4）立即投油助燃正常，调节负压正常，维持锅炉燃烧稳定。

5）副操：

调节主再热汽温正常，调节中间点温度正常，调节给水泵转速，控制给水流量、水煤比正常，将小机汽源切至辅汽，辅汽切至临机，保持小机安全运行。

6）注意运行的吸、送风机，一次风机、空预器、磨煤机正常不超出力，跳闸磨煤机动作正常，各风门挡板关闭。

运行给水泵调节正常，不超出力，否则手动调节。

7）副操：

机组运行稳定，启动D磨煤机，带负荷至300MW。

8）检查设备跳闸情况：

检查机、炉备用设备自投情况，解除备用设备连锁，复位各跳闸设备。

检查电气侧跳闸设备，主变、高厂变、启备变冷却器、UPS直流。

9）检查无分支母线弧光保护、高厂变低压侧分支过流保护、高厂变低压侧分支速断保护，派巡检就地外观检查，检查6KV母线动力负荷无拒动现象，拉出所有负荷母线测量绝缘正常，汇报值长，将工作电源开关拖至检修位，快切切至闭锁位，用备用电源开关试送一次。

10）试送不成功，将备用开关拖检修位，母线及其设备停电。

联系检修检查工作、备用开关、快切装置。

11）将锅炉、汽机PC倒至联络供电。

12）汇报值长，通知检修查清原因。

3、6KV1B段母线故障

处理同上，注意空压机的运行情况。

由于一次风机RB，煤量降低至102T，及时加上去，保持煤水比，防止汽温过低。

4、汽机PCA段母线故障

处理主线：

检查跳闸设备，稳定机组运行-查原因隔离-恢复MCC-恢复跳闸设备。

危险点：

EH油泵、定冷泵、EH油泵、主变冷却器、高厂变冷却器

1）确认380V汽机A段所带电动机均跳闸并相应报警。

2）发现380V汽机A段失电报警，母线电压为0，工作电源开关断开，联络开关未合。

3）汇报值长，联系检修。

4）副操：

严密监视机组运行情况，做好事故处理准备。

5）检查机侧跳闸设备是否联启正常。

6）检查电气侧跳闸设备.切至正常运行方式。

7）检查跳闸原因，无任何报警，令巡检就地进行外观检查，测量绝缘正常，汇报值长，用本变低压侧开关试充，不成功。

8）将工作、备用、联络开关拖至检修位，将PCA段母线做隔离措施，联系检修处理。

9）将汽机MCC－A1切至汽机B段供电，确认母线电压正常。

10）将汽机MCC－A2切至汽机B段供电，确认母线电压正常。

11）恢复跳闸负荷，恢复正常运行方式。

12）如裁判明确工作电源开关故障，母线正常，则可用联络电源送电。

5、汽机PCB段母线故障,处理同上。

6、锅炉PCA段故障

处理主线：

保安联动正常-稳定机组运行（投油开磨）-备用负荷检查-机组稳定-查原因。

危险点：

主再汽温度下降快，控制在520度以上；火检风机、密封风机跳闸，皆有保护。

空预器密封油交流油泵跳闸，直流油泵联启。

1）确认锅炉PCA段所带电动机均跳闸并相应报警。

2）发现锅炉PCA段失电报警，母线电压为0，工作电源开关断开，联络开关未合。

3）确认保安A段正常电源失去，自动切换至锅炉PCB段供，分段开关已合闸。

4）汇报值长，联系检修。

5）立即投油助燃正常，调节负压正常，维持锅炉燃烧稳定。

通知停止电除尘、脱硫。

6）副操：

调节主再热汽温正常，调节中间点温度正常，调节给水泵转速，控制给水流量、水煤比正常。

7）副操：

锅炉燃烧稳定，启动D磨，带负荷至360MW。

8）注意运行的吸、送风机，一次风机、空预器、磨煤机正常不超出力，跳闸磨煤机动作正常，各风门挡板关闭。

运行给水泵调节正常，否则手动调节。

9）检查跳闸设备，复归跳闸设备。

检查正常设备运行正常（直流、UPS要检查）。

10）检查跳闸原因，无任何报警，令巡检就地进行外观检查，测量绝缘正常，汇报值长，用本变低压侧开关试充，不成功。

11）检查跳闸原因，无任何报警，令巡检就地进行外观检查，测量绝缘正常，汇报值长，（用本变低压侧开关试充，不成功）。

12）将工作、备用、联络开关拖至检修位，将PCA段母线做隔离措施，联系检修处理。

13）将锅炉MCCA切至锅炉B段供电，确认母线电压正常。

14）恢复跳闸负荷，恢复正常运行方式。

15）启动其他磨煤机，继续带负荷。

16）如裁判明确工作电源开关故障，母线正常，则可用联络电源送电。

7、锅炉PCB段母线故障。

能保留ABC三台磨，主要设备就是空预器B，注意监视，处理同上。

8、系统频率振荡、系统电压振荡

1）根据发电机频率、电压、电流、励磁电压、励磁电流变化，判断出发电机发生频率（电压）振荡。

通知副操做好减负荷和事故处理准备，维持机组稳定运行。

2）检查励磁调节器为“自动”方时，禁止切为“手动”方式。

3）立即切除AVC，增加发电机励磁，提高发电机端电压至允许最大值，提高系统稳定性。

4）汇报值长，联系调度。

5）严密监视励磁系统强励动作情况，严禁干预强励动作。

6）如强励保护动作不得手动解除，强励动作达到规定时间应自动返回，如果未返回则手动解除，应立即降低机组有功负荷。

7）解除机组协调，汇报值长，根据周波情况，周波向偏高方向波动，立即降低机组负荷，直至振荡消失，或频率下降至49.5HZ。

8）强励动作结束，增加发电机无功，提高发电机端电压至允许最大值。

9）严密监视检查发电机励磁系统，如因发电机失磁引起振荡，应立即将发电机解列。

10）检查振荡原因：

发电机各表计变化情况，判断振荡为系统故障引起还是本机故障引起。

查看本厂保护动作情况、发电机、励磁机、主变、高厂变、网控运行、汽机调速动作情况。

11）副操：

严密监视厂用电电压电流及各辅机波动情况，调整机组各参数在正常范围内，保持机组稳定。

12）如果发电机振荡时间达到60S仍不能将发电机拉入同步，汇报值长，请示网调、省调处理。

13）若振荡引起发变组失步保护动作，发变组主开关跳闸，则按发电机事故跳闸处理。

14）待发电机振荡报警消失后，对发变组、励磁系统进行全面检查无异常，增带机组负荷。

15）全面检查机组各参数稳定，汇报完毕。

9、系统低频

1）汇报值长，联系调度，系统频率低，按值长命令进行处理。

2）利用机组过负荷能力，将机组加至最大连续处理637.8MW.控制机组监视段压力及主汽流量（1890T）不得超过高限值。

3）严密监视汽轮机的运行情况，检查大机振动、轴承温度、轴移、润滑油压等参数正常，润滑油压低，启动大机BOP.

4）派巡检就地监视汽机的运行情况。

5）严密监视发电机定子电流、电压、励磁电流、电压等正常。

6）严密监视辅机的出力，出力正常、不超电流,否则启动备用设备。

经处理无效，48HZ不超过1分钟，否则立即停机。

10、系统高频

1）汇报值长，联系调度，系统频率高。

2）根据值长命令降低机组负荷，控制频率在正常范围内。

3）大机转速高，严密监视汽轮机的运行情况，检查大机振动、轴承温度、轴移、推力轴承温度等参数正常。

4）派巡检就地监视汽机的运行情况。

5）严密监视发电机定子电流、电压、励磁电流、电压等正常。

6）经处理无效，51HZ允许运行3分钟，否则立即停机。

11、发电机定子接地3U0

1）机组跳闸，主操根据报警情况和副操分工进行检查。

2）机组跳闸，检查机、炉、电联跳正常（看报警可以发现是否发电机开关是否拒动）。

副操检查炉侧，主操检查机侧和电气侧。

3）机侧检查项目见汽机答案整理。

4）电气侧检查项目：

主操检查发电机出口开关三相确已跳闸，励磁开关跳闸，发电机出口电压、电流，励磁电压、电流到零。

6KV厂用电正常。

5）让副操汇报炉侧检查项目。

6）投入发电机启停机保护和突加电压保护。

取下关主汽门、发电机GCB失灵出口压板。

7）安全停机后，检查跳闸原因，汇报值长。

8）检查定冷水系统是否有漏水现象，对发电机检漏仪有无报警，进行排污检查。

9）查看冷热氢趋势、偏差，分析是否氢冷器泄漏造成定子接地。

10）查看发电机电压、电流和定子线圈温度、温差监视，中性点零序电流等参数趋势，并进行分析。

11）检查发电机一次系统有无异常：

对发电机PT、励磁变进行外观检查。

12）联系继保人员检查发电机出口PT二次电压，根据二次电压数值，判断接地位置。

13）检查定子冷却水系统压力、流量、水箱压力漏氢表等、检查冷热氢温度是否有偏差，就地检查氢冷器，开排气阀，判断氢冷器是否泄漏。

14）发电机破坏冷备用，转速到零，联系检修测量绝缘。

15）破坏冷备用的操作：

a）取下发电机出口开关合闸保险

b）取下励磁开关控制保险

c）送上发电机出口刀闸操作电源

d）拉开发电机出口刀闸，检查三相确已拉开

e）断开发电机出口开关分闸保险、油泵动力电源

f）断开刀闸操作电源

g）将励磁开关、启励开关拖至检修位

h）将1TV、2TV、3TV拖至检修位

i）拉开发电机中性点接地刀

j）联系检修测量发电机绝缘

k）转检修：

合上发电机出口接地刀；在中性点处挂接地线。

16）汇报值长，办理工作票开工。

（定子匝间也同样处理，匝间不用测绝缘，检查绕组温度、进出水温度、温差等，检查定子三相电流趋势等，检查专用PT等设备是否正常）

12、发电机转子一点接地

1）确定为转子一点接地一段报警，判断为转子一点接地，汇报值长。

联系检修。

2）对励磁系统进行全面检查（如碳刷架、励磁交直流封闭母线、励磁变低压侧）等，进行全面检查有无明显接地。

如接地的同时发电机发生失磁或失步，应立即解列停机；

3）配合检修人员判断是否保护误报。

如属误报则退出接地保护，并尽快处理。

4）严密监视励磁电流电压，发变租振动等参数，做好转子两点接地的事故预想。

5）确定接地点在转子内部或外部；

a）如为转子外部接地，由检修人员设法消除；

b）如为转子内部接地，汇报值长，申请尽快停机处理；

6）投入两点接地保护（没有找到）。

13、发电机失磁发电机主开关拒动

1）根据光字报警信号，及断路器动作情况，判断故障性质。

（3分）

2）首先检查发变组系统断路器是否全部跳闸、各表计是否全部到零（2分）

3）检查保护动作正确，汽轮机跳闸。

（2分）

4）将轴封倒为备用汽源带。

（1分）

5）检查汽机交流润滑油泵联启正常。

（1分）

6）检查主汽门、抽汽逆止门、高排逆止门等关闭，汽轮机转速下降。

（1分）

7）检查锅炉灭火保护正确动作，所有磨煤机、给煤机、一次风机跳闸，燃油速关阀、减温水门关闭。

（如果保护未动，应立即手动停运相关设备）（2分）

8）立即关闭所有一、二次减温水门。

（1分）

9）检查厂用电运行正常。

（1分）

10）发变组系统故障而出口断路器未跳闸，远方操作无效，派人到现场手动拉开，并对主断路器进行详尽的检查。

（运行方式开关是否在远方、油压、SF6压力、控制保险、油泵动力电源等）（2分）

11）立即将厂用电切至备用电源。

（6KVA段用串联切换，否则失电）（2分）

12）汇报值长，联系调度，拉开500kV5011、5012开关。

（3分）

13）断开主变出口刀闸，对发电机系统及主变压器、高厂变系统外部进行详细的检查，通知检修检查开关拒动原因。

（2分）

14）值长告故障恢复，撤消故障。

恢复500kV成串运行。

将厂用电切至工作电源。

（3分）

15）查看保护动作情况，检查发电机失磁原因。

（励磁开关、检查励磁变、整流柜、控制柜、各部温度、电刷、整流子是否正常。

励磁用发电机出口PT是否正常）（2分）

16）根据检修要求做发动机系统检修安全措施。

（同上）（2分）

14、发电机开关误动：

汽轮机转速高，说明发电机出口开关先跳闸，发电机过电压保护是在跳闸后，因灭磁滞后造成，判断为开关误动。

发电机过电压应启动全停1（关主汽门—灭磁---解列）

处理：

安全停机---查跳机原因----排查故障-----故障消除----开机。

原因检查：

（出口开关运行方式开关是否在远方、油压、SF6压力、控制保险、油泵动力电源等，是否有人误碰）

15、发电机过激励

1）发现励磁电流、电压不正常升高，无功、电压升高。

2）汇报值长，联系检修。

3）立即在励磁调节器自动方式下降低励磁，降低无功，防止发电机出口电压、电流超限，控制功率因数在正常范围内（0.9-0.95），防止励磁电压、励磁电流超限。

（421.8V、4128A）

4）汇报值长，向调度了解情况，适当降低有功。

5）严密监视检查发电机铁芯、转子温度、励磁变温度、整流桥等温度不超温。

6）检查DAVR装置运行正常，系DAVR装置故障或自动调节失灵，造成发电机过激磁时，手动降低励磁电流，通知检修处理。

7）检查励磁用PT是否正常，励磁通道是否正常，就地检查励磁系统。

8）汇报值长，申请调度同意，将励磁调节器切至手动方式调整，严密监视发电机端电压、无功的变化，稳定发电机有功。

9）经调节无效，运行中无法处理，申请值长，停机处理。

16、发电机定子过负荷

危险点：

减负荷要快，否则跳机。

1）通过发电机运行参数、声光报警判断故障。

（3分）

2）降低无功负荷。

（2分）（从自动方式上降低，防止励磁电流、电压超限）

3）降低机组负荷，并严密监视氢温、定子水温、绕组温度等相关参数。

（3分）

4）汇报值长，联系调度，严密监视系统周波，系统电压分析过负荷是否由系统引起。

5）严密监视定子电流不超过额定值，定子电压正常，无功正常。

6）监视定子线圈、铁芯温度、端部温度、齿鄂温度等。

（2分）

7）副操：

适当降低冷氢温度、定冷水温度，适当提高定冷水流量，防止发电机各部超温。

8）监视主变油温及绕组温度。

（2分）（油温长的过快可启动备用冷却器）

9）控制定子过负荷时间和过负荷倍数。

（3分）

10）汇报值长。

（2分）

11）检查过负荷的原因。

（3分）

12）检查励磁系统：

检查励磁调节器电流、电压异常升高的原因。

通知检修。

13）系统周波稳定、发电机端电压不低，判断过负荷为励磁系统装置异常引起，汇报值长，申请调度，将励磁调节器切至手动，手动控制，防止励磁电压电流异常升高。

14）就地对发电机本体和励磁系统进行全面检查。

17、发电机进相

发电机进相,严密监视发电机出口端电压，适当增加励磁电流、励磁电压、控制进相数额如下。

1）发电机在不同有功负荷状态下，无功负荷不得超过表中所列限额。

1）有功功率（MW）

600

500

400

300

2）无功功率（Mvar）

-68

-98

-130

-168

2）发电机失磁、失步保护完好投入。

3）汇报值长，联系调度，查看系统电压，分析进相原因。

4）在发电机进相运行期间，发电机定子电压、定子电流不能超过运行限额，否则停止继续降低无功负荷。

5）严密监视功率因数、功角在允许范围内，通知检修到场，加强监视。

6）500kV母线电压不得低于电网电压曲线要求下限。

7）发电机进相严密监视定子铁心、端部结构件，定子线圈及线圈出水温度不超规定值。

8）在发电机进相运行期间，6kV厂用母线电压不能低于5.7kV，否则停止继续降低无功负荷。

9）严密监视各辅机运行情况，防止超电流。

10）当机组运行不稳定时，应立即将发电机拉回至迟相运行状态，并汇报网调。

18、突加电压：

在跳机后可能加入此故障，此时发电机出口断路器合闸，但突加电压保护未投，发电机受到强烈的冲击（非同期），转子可能烧坏。

处理：

立即手动拉开开关。

检查汽轮发电机振动、转子是否损坏，振动大，立即破坏真空紧急停机（惰走过程），就地检查机组是否正常，立即压上突加电压保护。

发电机破坏备用转检修，进行检查，无异常后启动。

19、非同期并列

1）立即解列发电机。

2）汇报值长，监视临机运行情况，防止发生振动事故。

3）发电机破坏备用转检修，对发电机及主开关进行全面检查，测量定子绕组和转子绕组绝缘电阻。

4）检查汽机振动，就地倾听，测量。

5）通知检修校验、检查同期装置回路。

发电机出口PT某相熔断

说明：

发电机一般配2组或3组出口PT，以便实现保护和调节的冗余配置。

以配置两组PT为例：

一组PT的次级绕组可以有两个或次级绕组，以便接成星型和开口三角形。

星型绕组向以下装置提供电压信号：

失磁保护，失步保护，过激磁，阻抗保护，PT断线闭锁继电器，发电机测量柜，故障录波器。

PT次级开口三角绕组向发电机定子接地保护、故障录波器提供电压信号。

另一组PT次级绕组接线方式为星型。

信号送至以下装置：

失磁,过激磁，PT断线闭锁继电器，低频保护，逆功率，DEH，AVR。

当发电机出口PT某相熔断时，将发出断线闭锁。

PT断线闭锁是由断线闭锁继电器来完成。

当这两个继电器动作后，发出“发电机PT故障或熔丝熔断发电机电压不平衡””报警，并闭锁发电机失磁、阻抗、失步保护。

发电机励磁变保护A屏

普通TV断线

（机端TV1）

失步、失磁、逆功率、过电压、突加电压、频率、复压过流、程跳逆功率、定子匝间、发电机过激磁、定子接地3U0、定子接地三次谐波

专用TV断线

（机端TV3）

定子匝间

发电机励磁变保护B屏

TV1断线

（机端TV2）

失步、失磁、逆功率、过电压、突加电压、频率、复压过流、程跳逆功率、定子匝间、发电机过激磁、定子接地3U0、定子接地三次谐波

TV2断线

（机端TV3）

失步、失磁、逆功率、过电压、突加电压、频率、复压过流、程跳逆功率、定子匝间、发电机过激磁、定子接地3U0、定子接地三次谐波、定子匝间纵向零序

主变高厂变保护C屏

主变高压侧TV断线

主变复压过流

厂变A低压侧TV断线

高厂变A复压过流

厂变B低压侧TV断线

高厂变B复压过流

主变高厂变保护D屏

主变高压侧TV断线

主变复压过流

厂变A低压侧TV断线

高厂变A复压过流

厂变B低压侧TV断线

高厂变B复压过流

24.发电机PT1A相熔断

现象：

（1）发电机出口电压AB、AC相电压为0，BC相电压显示正常，中性点接地电压为0，有功、无功显示正常。

（2）AVR工作通道从CHⅠ切换至CHⅡ（若原先选择在的CHⅠ话），调节正常。

（3）保护屏上“普通TV断线”灯亮。

（4）DCS上“1GENEXC_TRANPROTDEVICEFLT”报警。

判断：

就地检查发现1TVa熔断。

发电机PT1A相断线。

处理：

（1）维持机组负荷，保证励磁系统正常运行。

停用断线PT有关保护和自动装置或将自动装置切至收到方式。

（2）退断线PT所带保护（如失磁保护，失步保护，过激磁保护，阻抗保护，逆功率保护）。

（3）出现过激磁报警信号时，可适当降低励磁电流，使过激磁报警复归。

出现上述现象后，在进行处理的同时要对PT回路进行检查，同时通知仪控、电气人员处理，在处理前必须做好隔离措施和信号切换和强制工作。

主要有以下几点：

（1）将机组协调控制系统方式切至BASE方式，DEH切至MANUAL；

（2）核对图纸，确认信号来龙去脉；（3）切换信号回路和强制信号。

（4）撤出相关电气保护。

25.发电机PT1B相熔断

现象：

（1）发电机出口电压AB、BC相电压为0，AC相电压显示正常，中性点接地电压为0，有功、无功显示正常。

（2）AVR工作通道从CHⅠ切换至CHⅡ（若原先选择在的CHⅠ话），调节正常。

（3）保护屏上“专用TV断线”灯亮。

（4）DCS上“1GENEXC_TRANPROTDEVICEFLT”报警。

判断：

就地检查发现1TVb熔断。

发电机PT1B相断线。

处理：

（1）维持机组负荷，保证励磁系统正常运行。

停用断线PT有关保护和自动装置或将自动装置切至收到方式。

（2）退断线PT所带保护（如失磁保护，失步保护，过激磁保护，阻抗保护，逆功率保护）。

（3）出现过激磁报警信号时，可适当降低励磁电流，使过激磁报警复归。

出现上述现象后，在进行处理的同时要对PT回路进行检查，同时通知仪控、电气人员处理