loading动作、零序电压保护动作)。
在发生事故后应立即收集各装置事故信息,保留事故现场,采取截屏、拍照或打印的方式留存事故信息证据，以便后续事故分析，在运行负责人没有下令之前,严禁擅自复归保护装置动作信号。
保护启动信号可能由外部故障引起,也可能由内部故障引起,保护装置发出启动信号时可能是由于电气量超出正常运行范围，但尚未达到启动值,此时应加强监视，必要时可向调度申请减负荷再进行观察;系统的电流、电压、频率或负荷波动也会引起保护装置启动，但大多数情况不会持续很长时间就可消除,发电机并列时也可能会造成保护装置短时启动，属于正常现象。
保护装置发出故障信号时，可能是装置故障,也可能是被保护设备故障。 发电机、变压器主保护动作后（如差动保护）,应及时注意发电机、变压器等主设备的温度有无异常升高现象,如设备温度过高，表明故障点可能在设备内部。
发电机保护动作时，分为以下几种主要类型:
发电机差动保护动作，属于发电机内部故障,但故障范围有可能向出线电缆、高压柜延伸。主要检查范围为：发电机定子线圈、机端电缆引出线部位,电流回路二次端子,停机后应测量发电机定子绕组绝缘电阻。
定子接地保护动作，属于发电机内部故障，主要检查范围为:发电机定子线圈、机端电缆引出线部位、发电机ＰT柜、励磁PT柜，停机后应测量发电机定子绝缘电阻。
复压过流保护动作，可能属于发电机内部故障,也可能属于发电机外部故障，查找故障应该先从被保护设备近端开始，发电机内部故障排除后,再检查高压柜部分,然后是主变部分、GIＳ部分（发生故障机率较小）,１10kＶ线路近端出口发生短路接地故障时,当光差保护装置异常或退出时,由于距离保护灵敏度不足,也可能导致复压过流保护动作。如判断属于内部故障,停机后应测量各有关电气一次设备绝缘电阻。
过负荷保护动作(０．８９A时,延时8Ｓ发信),一般不属于发电机内部故障,可能由于外部系统原因引起，也可能由于有功、无功调节出现异常导致,由于系统外部引起的过负荷，必须尽快汇报调度,了解过负荷原因,如果是由于电网功率
缺额引起，且发电机定子温度无异常,可按调度指令尽快投入热备用机组。内部故障时,重点排查调速器、励磁装置、计算机监控系统功率调节回路(开出继电器部分，有功和无功变送器）。
定时限过流保护动作，可能属于发电机内部故障,也可能属于发电机外部故障,查找故障应该先从被保护设备近端开始,发电机内部故障排除后，再检查高压柜部分,然后是主变部分、GIS部分（发生故障机率较小),1１０ｋV线路近端出口发生短路接地故障时,当光差保护装置异常或退出时,由于距离保护灵敏度不足,也可能导致定时限过流保护动作;其它可能原因：由于电网负荷剧增,导致功率缺额，导致发电机出力突变。如判断属于内部故障,停机后应测量各有关电气一次设备绝缘电阻。
反时限负序过负荷保护动作,主要作为发电机转子过热的保护,反映负序电流引起的转子过热，保护带有热量积累记忆功能。可能属于发电机内部故障,也可能属于发电机外部故障,发生故障时机端、主变高压侧三相电流呈现不平衡状态,查找故障应该先从被保护设备近端开始,发电机内部故障排除后，再检查10kＶ高压柜部分，然后是主变电气一次回路部分。
如属于发电机内部故障，发电机会有异常声响，主变压器也会有异常声响，由于三相电气回路不平衡,振动可能加大,转子回路由于负序电流的感应作用,会在转子回路产生1０0Ｈz交变电流，长时间的负序电流作用，会导致转子过热，因此规程规定,水轮发电机的长时间允许负序电流不得超过额定电流的１２%。
在负序过负荷保护发信或动作后，应及时向调度汇报，申请停机检查。 反时限过负荷保护动作，是反映发电机正序过负荷的保护,保护带有热量积累记忆功能,作为发电机定子过热的的保护。
保护动作时，可能属于发电机内部故障，也可能属于发电机外部故障,发生故障时机端、主变高压侧三相电流可能超过额定电流值，查找故障应该先从被保护设备近端开始，发电机内部故障排除后，再检查外部线路部分或电网的原因。
失磁保护动作,作为发电机励磁回路故障的保护,也可能由于电网故障、振荡引起，发生故障时应重点排查励磁装置和转子回路。
本站失磁保护分3段，失磁Ｉ段延时0.5Ｓ告警,失磁IＩ段、失磁ＩII段均作用于停机。
２、变压器保护
变压器保护动作时,分为以下几种主要类型:
主变差动保护动作,属于变压器内部故障，但故障范围有可能向GIＳ侧、10.5kV电缆侧延伸。主要检查范围为：主变高压侧和低压侧套管、机端电缆引出线部位，电流回路二次端子。应将主变各侧隔离开关断开后测量高低压侧绝缘电阻,检查瓦斯继电器有无逸出可燃性气体,并抽取变压器油样进行色谱分析化验。
主变高压侧复压过流保护,本站复压过流保护带方向,方向指向系统，跳闸时限为5.9S，故障范围可能为主变高压侧引线、GIS、或1１0kV出线近端，也是重点需要排查的区域。保护动作后跳主变高、低压侧，并发停机令。保护动作跳闸后，如果主变中性点处于不接地运行方式，中性点有可能会承受过电压；如果主变中性点处于接地运行方式，中性点有可能会承受故障电流，应全面对主变本体进行绝缘测量，检查主变压器有无异常，油温和绕组温度有无异常升高现象,发电机定子绕组、铁芯温度有无异常。
主变阻抗保护,方向指向变压器,可能属于变压器内部故障，也可能是变压器低压侧故障,重点检查：主变压器、高压柜、发电机。
主变高压侧零序过流保护，本站零序过流保护为装置自产零序,没有采用中性点零序ＣT，保护方向指向系统,故障范围可能为主变高压侧引线、GIS、或１10kV侧系统，也可能由于雷击等故障造成,主变零序保护动作跳闸后，如果主变中性点处于不接地运行方式，中性点有可能会承受过电压;如果主变中性点处于接地运行方式,中性点有可能会承受故障电流,应全面对主变本体进行绝缘检查。
主变低压侧复压过流保护，故障范围可能在变压器内部,也可能为ＧIＳ、线路、外部系统，保护带电流记忆功能,保护动作跳闸后，如果主变中性点处于不接地运行方式，中性点有可能会承受过电压;如果主变中性点处于接地运行方式，中性点有可能会承受故障电流，应全面对主变本体进行绝缘检查。
主变重瓦斯、轻瓦期保护动作，故障范围为变压器本体，由于变压器本体内部过热或故障电弧引起，
变压器保护动作后有可能引起全厂事故停机，厂用电可能消失,因此应作好事故预想，保护动作后的第一时间是检查厂用电,如厂用电消失，应立即检查柴油发电机组是否自动启动,如柴油发电机已启动（表明备自投已动作成功），确认4０1、402自动断开后，应立即手动合上柴油发电机进线断路器403。
3、线路保护
本站线路保护分为光纤差动保护和距离保护，距离保护作为后备保护,灵敏性和速动性不如光差保护。光纤差动保护范围为觉竹线全长，理论上无死区;距离保护I段保护范围为本线路全长的85%左右，存在死区;距离ＩI段的保护范围延伸到相邻线路，但动作时限应比相邻线更慢,以保证选择性;距离III段作为本线路距离I段和距离II段的后备保护，也作为相邻线保护装置和断路器拒动的后备保护。
光纤差动保护、距离I段动作时,故障范围为110kV觉竹线；距离ＩI、ＩII段动作时，故障范围可能为觉竹线，也可能为相邻线路或线路对侧电气一次设备。
线路零序保护动作时，故障范围可能为觉竹线或相邻线路,也可能是本站电气一次设备或对侧电气一次设备。
线路保护动作后,应先确认线路的故障点,确认属于瞬时故障后,经调度同意可试送一次，当试送电后仍有故障时不得再次送电,必须等故障原因查明或排除后；线路受雷击跳闸后,经仔细检查,确认主要电气一次设备、避雷器无问题后,经调度同意可试送一次，当送电后仍有故障时不得再次送电。
相邻线路故障导致本线路保护动作时,应确认分析相邻线路保护未动作的原因,确认动作时限配合无问题且故障排除后,经调度同意,本线路才可送电。
线路保护动作后可能引起全厂事故停机，厂用电可能消失,因此应作好事故预想,保护动作后的第一时间是检查厂用电,如厂用电消失,应立即检查柴油发电机组是否自动启动，如柴油发电机已启动(表明备自投已动作成功),确认4０1、４０2自动断开后,应立即手动合上柴油发电机进线断路器4０３。
４、母线保护
母线保护的范围为觉巴水电站的GIＳ母线和相邻GIS断路器,双套保护范围交叉无死区,每套保护的差动回路包括母线大差回路和各段母线小差回路，母线大差是指除母联开关外所有支路电流所构成的差动回路，小差是指该段母线上连接的所有支路(包括母联开关)电流构成的差动回路。
保护动作后重点检查范围为GＩS设备。GＩS设备如断路器、隔离开关非全相运行时，也可能会引起母线差动保护动作（CT断线闭锁),主变倒送电时,可能会引起母线充电保护误动。
母差保护的大差比率差动用于判断母线区内和区外故障,小差比率差动用于故障母线的选择,母差保护的小差回路动作时,重点检查该段GIS母线及其相联的所有电气支路。
断路器失灵保护作为母差保护的后备保护，动作时可跳开母线上的所有单元断路器。
母差保护动作后可能引起全厂事故停机，厂用电可能消失,因此应作好事故预想，保护动作后的第一时间是检查厂用电,如厂用电消失，应立即检查柴油发电机组是否自动启动,如柴油发电机已启动（表明备自投已动作成功），确认4０1、40２自动断开后，应立即手动合上柴油发电机进线断路器４03。 厂用电消失事故处理程序 厂用电消失指的是4０１、４02进线开关电源同时消失,但柴油发电机未成功启动的情况。厂用电消失是发电厂最危险的运行工况，停电时间过长可能导致发电机事故停机,主机轴承烧损，调速器事故低油压（严重时或失控)等恶性重大事故，必须提前加以防范。
首先必须了解的是厂用电备自投装置的工作原理:正常运行时,厂用电是分段运行的，4０１进线开关带I段母线运行,４０2进线开关带II段母线运行，母联开关４12处于断开位置,柴油发电机处于冷备用状态,备自投装置充电标志应正确指示（电池符号充满电)，备自投装置的分闸和合闸联片均应投入，闭锁备自投联片退出,各开关的控制方式手柄处于就地位置。
当I段母线由于事故或改变运行方式(如主变高压侧断路器分闸）导致失电时,备自投装置动作,先自动跳开401进线开关,然后自动合上母联开关412,由40２开关通过母联开关向I段母线供电，备自投装置充电标志显示放电(电池符号未充满电);当401开关恢复供电时,母联开关自动跳开，然后４01开关自动合上，恢复分段运行方式。
当II段母线由于事故或改变运行方式(如主变高压侧断路器分闸)导致失电时，备自投装置动作,先自动跳开402进线开关，然后自动合上母联开关412，由