110KV变电站异常运行和事故处理
110KV变电站应急预案
K1+478～K1+5888段左侧片石混凝土挡土墙第1部分山西省焦炭集团益达化工股份有限公司机电仪车间应急处置方案二○一○年八月110KV变电站应急处置方案一、事故类型和危害程度分析益达110KV变电站是晋中电网组成的一部分，是益达化工血管之所在，生命之依存。
如果一旦发生事故，将导致工厂不能正常生产，给人身和设备带来伤害，最重要的是可能波及晋中电网，给国家和人民带来经济损失及人身危害，因此维护电网安全稳定运行是我们的光荣使命，是国家和人民交给我们的无上职责。
事故类型一般有：进线电源消失、主变故障、10KV母线上各分支故障。
二、应急处理基本原则1、预防为主：加强对本站电力系统和设备的安全管理和巡回检查，坚持“安全第一，预防为主”常看不懈的原则，及时发现和处理设备缺陷，防止各类事故发生。
2、统一指挥：对电网突发事件实行统一指挥、组织落实、措施得力的原则，在各级领导有关机构以及地调的统一指挥协调下积极的开展对突发事件处理等各项应急工作。
3、分层分区：按照“分层分区，统一协调，各负其责”的原则，使每一回路电力用户针对本区域具体情况,制定和处理突发事件的应急预案。
4、保证重点：遵循“统一调度、保主网、保重点”的原则。
在突发事件的处理过程中，将保证晋中电网的安全第一，采取一切必要手段，限制突发事件范围扩大，在恢复供电中，优先恢复重要用户的供电，尽快恢复系统正常供电秩序。
三、组织机构及职责在以车间主管领导的统一指挥、调度下，站长、运行班长及运行人员根据地调指令积极汇报问题处理事故，尽快恢复系统正常供电秩序，同时将第一手资料如实、准确的向公司主管领导报告。
四、应急处理1、预案启动的条件1）益达I线、II线110KV线路突然停电（响应I级处理预案）2）110KV变电站主变故障（响应II级处理预案）3）10KV母线或各分支故障（响应III级处理预案）现运行方式：双林线191—110KV母线—1#主变—10KV分路190母联—2#主变—10KV分路调整为：北辛武192—110KV母线—2#主变—10KV分路190母联—1#主变—10KV分路2、处理措施（一）益达I线（双林线）线路突然停电1）如果发生在夜间，送事故照明。
110kV系统事故的处理方法
110kV系统事故的处理方法一、系统振荡故障电力系统振荡是指电力系统中的电磁参量（电流、电压、功率、磁链等）和机械参量（功角δ、转速等）的大小随时间发生等幅、衰减或发散的周期性波动现象。
1、引起系统振荡的原因（1）电力系统动态稳定的破坏（如短路、断线、大容量机组切除等引起的）。
（2）电力系统静态稳定的破坏。
（3）各电源间非同步合闸未能拖入同步。
（4）发电机或大型同步调相机失去励磁失步后未能很快恢复而仍在系统中运行。
2、系统发生振荡的现象（1）系统的电压表、电流表及功率表的指针周期性地剧烈摆动。
（2）变压器在指针摆动的同时伴有节奏的鸣声。
（3）振荡中心的电压波动最大，它的电压周期性地降到接近于零。
（4）失去同期的电源之间虽有电气联系，但送电端部分的频率升高，而受电端部分的频率降低并略有摆动，此时，电气频率表指示不切实，应用机械测速方式反映频率。
（5）失去周期的电源间的联络线的功率表指针摆动最大。
3、系统振荡的操作处理（1）根据以上现象判断系统振荡后，配合当地供电公司当班调度调整（增、减或保持稳定）负荷。
（2）根据供电公司当班调度的命令进行投、切负荷，尽快恢复稳定运行，与调度失去联系时不允许值班人员投、切负荷操作（对设备造成损坏时或严重威胁时除外）。
（3）除系统振荡自动解列装置外，值班人员只有得到供电公司当班调度的“系统解列”命令时，才准操作。
（4）值班人员在接到供电公司当班调度拉电的命令时，应积极配合执行。
（5）值班人员接到供电公司当班调度限负荷命令时，应立即通知公司生产调度执行。
（6）在处理系统非同期振荡故障的同时，严格监视所（站）用电的可靠运行。
二、系统低频率故障1、系统低频率现象（1）频率表指示值下降。
（2）电压下降，灯光变得较暗、闪动。
（3）负荷电动机转速变慢，电流值增大。
2、系统低频率故障处理当系统频率达到49.5Hz时，低频减载装置将自动切除预先设定的工序供电，当系统频率低于49.5Hz时，供电公司调度又通知限负荷时，必须立即配合按顺序拉负荷操作。
110kV变电站运行常见问题及有效对策探讨
110kV变电站运行常见问题及有效对策探讨1. 引言1.1 110kV变电站运行常见问题及有效对策探讨110kV变电站是电力系统中的重要组成部分，为保障电网的正常运行和供电可靠性，变电站的运行管理至关重要。
在实际运行过程中，110kV变电站常常会遇到各种各样的问题，如电气设备故障、操作管理问题、环境因素影响等。
这些问题一旦发生，可能会对电网运行产生严重影响，甚至造成电力系统的崩溃。
在面对这些常见问题时，制定有效的对策显得至关重要。
针对电气设备故障，可以加强设备的定期检查和维护工作，及时发现隐患并进行处理；对于操作管理问题，可以加强人员培训，建立规范的操作流程和应急预案；针对环境因素影响，可以加强变电站的防雷、防污等设施建设，提高站点的抗干扰能力。
在本文中，将重点探讨110kV变电站运行中的常见问题及有效对策，希望能为电力系统的运行管理提供参考和借鉴，确保电网运行的安全稳定。
【引言结束】2. 正文2.1 110kV变电站运行常见问题110kV变电站运行常见问题包括设备故障、操作管理问题和环境因素影响等多个方面。
设备故障是导致变电站运行异常的主要原因之一。
常见的设备故障包括断路器故障、绝缘子击穿、变压器故障等。
这些故障会影响电网的正常运行，甚至引发事故。
操作管理问题也是十分关键的一点。
人为失误、不合理的操作流程和不良的维护保养都会导致变电站运行问题的发生。
环境因素的影响也是不可忽视的。
极端天气、自然灾害和外部干扰都可能对变电站运行造成影响。
针对这些常见问题，我们需要制定有效的对策。
定期进行设备检修和维护，建立完善的操作规程和管理制度，加强环境监测和应急预案等措施都可以有效降低变电站运行问题的发生率。
做好现场的检查和巡视工作，加强员工的培训和技能提升，提高应急处理能力也是十分重要的。
只有通过综合性的措施，才能更好地应对110kV变电站运行常见问题，确保电网的安全稳定运行。
2.2 电气设备故障电气设备故障是110kV变电站运行中最常见的问题之一，可能会导致供电中断或设备损坏，给电网运行带来严重影响。
110KV光伏变电站事故预想与事故处理.
110KV 光伏变电站事故预想与事故处理变压器故障一、预想题目1号主变压器内部故障,气体保护动作, 1号主变压器二次主断路器跳闸、龙光 I 线断路器跳闸。
二、系统运行方式:110KV 龙光 I 线带 1号主变压器运行,龙光 II 线断路器备自投, 1号主变压器中性点间隙接地运行。
10KV :10KV 单母线分段并列运行,分段无选择、母联运行, 1号主变压器二次主送电 10KV 母线 I 段, 热氢化 06、热氢化 05、 #1氢化炉整流变压器、 #2氢化炉整流变压器、 #1~#4还原炉整流变压器、 #9~#14还原变、大负荷 05、公用变电站#1号进线、工艺变电站 #1进线在 10KV 母线 I 段运行,热氢化 07、热氢化 08、热氢化 09、热氢化 10、 #3氢化炉整流变压器、 #4氢化炉整流变压器、 #15~#18还原炉整流变压器、 #5~#8还原变、大负荷 06、公用变电站 #2号进线、工艺变电站#2进线、在 10KV 母线 II 段运行 ,10KV 分段备自投停用。
#1~2号电容器在 10KV 母线 I 段热备用。
#1号站用变在 10KV 母线 I 段运行, #2号站用变在 10KV 母线 II 段热备用。
(2保护及自动装置变更情况:110KV 、 10KV 分段备自投保护运行正常, 10KV 分段保护无选择,其他线路保护及自动装置正常。
三、事故现象警报鸣动,警铃响。
龙光 1线、 1号主变压器二次主断路器红灯灭、绿灯闪光,电流表计指零。
主变压器保护 1、 2屏“运行”绿灯灭, “跳闸”红灯亮,龙光 I 线运行“ L1”灯灭,龙光 1线断路器跳闸“ TJ1”灯亮、 1号主变压器二次主断路器跳闸“ TJ2”灯亮, 1号主变压器二次主断路器跳闸位置“ TWJ ”灯亮, 1号主变压器二次主断路器合闸位置“ HWJ1”灯灭, 1号主变压器保护 1、 2屏液晶面显示“差动保护动作,出口跳闸” 。
110变电站各类事故应急预案
110kV姜家沟变电站各类事故应急预案四川富源电力股份有限公司二0一0年七月目录总则 2组织机构及职责 4事故的定义 6110kV姜家沟变电站人身伤害事故应急预案 7110kV姜家沟变电站全站失电事故应急预案 14110kV姜家沟变电站全站直流消失事故处理预案 16110kV姜家沟变电站防止电气误操作事故应急预案 18110kV姜家沟变电站SF6泄漏事故处理应急预案 22110kV姜家沟变电站消防预案 23110kV姜家沟变电站防疾病预案 28110kV姜家沟变电站防小动物预案 30110kV姜家沟变电站低温冰雪灾害防范预案 31110kV姜家沟变电站防雷预案 32110kV姜家沟变电站组织机构各成员通讯录 34总则1.1 为不断提高110kV姜家沟变电站现场设备的运行管理水平，提高设备运行的安全可靠性，正确、有效和快速地处理各类突发事故，最大程度地减少事故造成的影响和损失，确保人身、电网和设备安全，加强安全生产事故和其他各类突发事件应急预案的管理，特制定本预案。
1.2 编制依据国家电网生[2003]387号《变电站管理规范（试行）》雅安公司《变电站管理规范》《国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）》四川省电力公司《四川电网调度运行规程》《雅安电网调度运行规程》《110kV姜家沟变电站现场运行规程》DL/T 724-2000《电力系统用蓄电池直流电源装置运行和维护技术规程》（62）水电技字第41号《电气事故处理规程》国家电网公司输变电设备技术规范汇编（2005 年3 月）川电生[1996]76号《四川省电力公司发、供电设备运行规定（试行）》川电调[2007]98号文《关于执行四川电网电气设备操作术语规范》的通知其它有关规程，制度，措施厂家说明书及站内相关资料。
1.3 本预案包括110kV 姜家沟变电站人身伤亡和电气设备的事故、异常处理自然灾害等。
本预案适用于四川富源电力股份有限公司110kV姜家沟变电站的事故及异常处理。
110kV仿真变电站异常及事故处理案例
110kV仿真变电站异常及事故处理案例引言本文档旨在探讨110kV仿真变电站的异常情况和事故处理案例。
通过对实际案例的分析和总结，旨在提供有效的解决方案，以确保仿真变电站的正常运行和安全性。
异常情况在110kV仿真变电站中，可能会发生多种异常情况，例如：1. 电力负荷超载2. 设备故障3. 维护失误4. 人为疏忽5. 外部灾害等案例分析以下是两个110kV仿真变电站异常情况的案例分析：案例一：电力负荷超载该仿真变电站在高负荷情况下未能及时调整负荷分配，导致电力负荷超载。
经过分析，我们发现以下问题和解决方案：- 问题：负载调度不及时- 解决方案：建立自动负荷调节系统，并设定警戒线，一旦超过警戒线，自动调整负载分配。
案例二：设备故障该仿真变电站某电力设备故障，导致整个站点停电。
通过分析，我们得出以下结论：- 问题：设备维护不及时- 解决方案：建立定期维护计划，对电力设备进行定期检查和维护，确保其正常运行。
事故处理发生事故时，需要采取及时有效的处理措施，保障人员安全，修复设备，并尽量减少停电时间。
根据实际情况，我们提出以下事故处理建议：1. 当发生设备故障时，立即切断电源，并通知维修人员进行紧急处理。
2. 在事故处理期间，确保人员的安全，采取必要的防护措施。
3. 制定应急修复计划，尽快修复设备，恢复正常运行。
结论通过分析110kV仿真变电站的异常情况和事故处理案例，我们得出以下结论：1. 建立自动负荷调节系统可以避免电力负荷超载。
2. 定期维护电力设备能够减少设备故障的发生。
3. 在发生事故时，采取及时有效的处理措施可以最大限度地减少停电时间和损失。
我们希望这些案例和建议对于110kV仿真变电站的正常运行和安全性提供帮助和指导。
浅谈110kv变电站常见故障及处理
浅谈110kv变电站常见故障及处理提要：近年来，菏泽地区电网中多次发生110kV变电站接地变压器保护误动事故，严重影响了该地区电网的稳定运行，为了找出问题的所在，分析了110kv 变电站常见故障的原因，并采取相应的措施，阻止类似事故的再次发生，并为其他电网提供参考。
关键词：110kV变电站；常见故障；处理措施一、110kV变电站主接线根据供电可靠性、经济性、环境条件等多个因素，110kV变电站均采用了不同的主接线方式，其中大多数采用内桥、单母线分段接线，还有少量的线变组接线，如丽都变。
各种接线都有其特有的优缺点：1.内桥接线：优点：设备少、接线清晰简单，引出线的切除和投入比较方便，运行灵活性好，还可采用备用电源自投装置。
缺点：当变压器检修或故障时，要停掉一路电源和桥断路器，并且把变压器两侧隔离开关拉开，然后再根据需要投入线路断路器，这样操作步骤较多，继电保护装置也较复杂。
2.单母分段接线：优点：接线简单清晰、设备少、操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。
缺点：不够灵活可靠，任意元件故障或检修，均须使整个配电装置停电。
单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部母线仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。
3.线变组接线：优点：具有小型化、高可靠性、安全性好、安装周期短、维护方便、检修周期长等优点。
缺点：设备价格昂贵，一般在环境污秽条件恶劣，地价昂贵的城区等少数变电站采用。
二、110kV变电站故障分析（以内桥接线的三圈变为例）事故分析一：110kV母分开关与流变间发生单相永久故障。
事故跳闸开关及主要保护动作情况：1102线开关、2#主变35kV开关、2#主变10kV开关、10kV1#、2#、3#、4#电容器开关跳闸，10kV母分、35kV母分开关合闸。
2#主变差动保护动作，10kV备投装置动作，35kV备投装置动作，10kV1#、2#、3#、4#电容器低电压保护动作。
110kV变电站的事故应急处理预案
110kV变电站的事故应急处理预案事故处理的一般程序15.1.事故处理任务:15.1.1.迅速限制事故的发展,隔离事故,并解除对人身设备危险。
15.1.2.用一切可能的方法保持未受事故影响设备的继续运行,以保证对用户供电的连续性。
15.1.3.迅速对已停电的用户恢复供电。
15.1.4.设法保护站用电源,从而保护以上任务顺利完成。
15.2.事故处理的一般程序:15.2.1.记录时间,解除音响,检查表计指示和保护、自动装置及信号动作情况;检查动作和失电设备情况。
若站用电失去,夜间可合上事故照明。
在检查设备损害情况时,需要触及设备的导体部分或虽不触及其导体部分,但安全距离不符合要求,必须将设备改为检修状态后,方可进行。
15.2.2.根据表计指示、保护、信号的动作情况,以及设备的外部象征,判断事故性质,严重程度。
15.2.3.按第三条规定拉开某些开关。
15.2.4.记录动作信号,并一一复归。
15.2.5.及时、准确地向调度汇报,并在其指挥下处理事故。
15.2.6.隔离故障点。
15.2.7.按调度命令,对停电设备恢复供电。
15.2.8.将故障设备改为检修后,汇报调度。
15.2.9.将上述情况分别记录在相应的记录薄上。
15.2.10.汇报上级及相关部门。
15.3.在某些情况下,为防止事故扩大,值班员可以先操作,后向调度汇报。
下列几种情况适于此项规定:15.3.1.对直接威胁人身和设备安全的设备停电。
15.3.2.将已损害的设备隔离。
15.3.3.拉开失电母线上所有开关。
15.3.4.复归信号(包括闪光、光字、掉牌等)15.3.5.站用电倒换,信号熔丝更换等。
15.4.发生事故后,值班长应向调度汇报如下内容:15.4.1.发生事故的时间及设备名称。
15.4.2.开关及事故设备,失电设备情况。
15.4.3.保护、自动装置、信号等动作情况。
15.4.4.负荷及正在运行设备情况。
15.5.开关必须严格按规定的事故跳闸次数运行。
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110KV变电站异常运行和事故处理
异常运行及事故处理
一。
一般规定：
1. 事故处理的原则：
①限制事故发展，缩小事故范围，解除对人身和设备的威胁。
②保持正常设备的继续运行，并与故障设备迅速隔离。
③对停电设备尽快恢复送电。
2. 发生事故时应做到：
①记录时间，停止音响信号。
②记录仪表变化，并分别将光子牌信号与保护动作情况记录清楚，（此工作至少两人进行），核对无误后再恢复信号。
③将事故报告市调，厂调及有关领导（只将市调调度范围内设备的事故情况报告市调）。
3. 发生下列故障时应先处理，后报领导和调度。
①将直接对人身有威胁的设备停电。
②对受到严重威胁的设备停电。
③将已受损的设备隔离。
④站用电系统的恢复。
二．事故处理：
（一）．韩白T接线失压自投成功
1 警铃响喇叭响报警，首先恢复音响，观察光子牌，“137跳闸101自投”亮，“110KV I段电压断线”亮，观察101开关电流有指示，137开关跳闸。
2观察10KV各出线开关均未跳闸，10KV I II 段电压指示正常，自投成功。
3将情况详细记录并报告市调和厂调。
（二）．韩白T接线失压自投不成功
1警铃响，喇叭响报警，首先恢复音响，观察光子牌，“110KV I 段电压断线”
亮，“10KV I 段电压断线”“10KV II 段电压断线”亮，“10KV I 段故障”“10KV II 段故障”亮，“137 跳闸101自投”光子牌未亮，观察137开关未跳闸，101开关未合，观察138带电，电压指示正常，10KV出线各开关均未跳闸，用验电笔验110KV I 段无电压，验110KV II 段有电压。
2将情况详细记录并报告市调和厂调。
3 将101自投小开关1BZT转至手动位置，拉开137开关，断开1号主变保
护屏内的5LP 6LP 压板，合上1号主变中性点地刀111—9。
4 合上101开关冲1号主变，然后拉开1号主变中性点地刀111—9。
5 接通1号主变保护屏内5LP 6LP 压板，观察10KV I II 段电压指示正常，
手动投入成功。
（三）。
1#主变本体重瓦斯动作：
1. 事故前运行方式，1#主变带全厂负荷，2#主变停电，138开关作为137开关的热备用。
2. 分析：1#主变重瓦斯动作，闭锁101自投，137，511开关掉闸，故
⑦检查110KV II段母线带电，拉开138开关，检查101开关在断位，合上112-2刀闸。
⑧合上138开关，检查2#主变投运正常。
⑨合上512开关，全站恢复供电。
⑩接通2#主变掉501总出口压板10LP。
⑾拉开112-9，接通2#主变保护屏内零序保护压板5LP 6LP。
⑿合上7#站有交流屏上1#站用变刀闸。
⒀报告市调及厂调。
最后再切除隔离故障，检查137，511，101开关在断位，拉开137-1，137-5，101-2，101-1，511-1，511-4，将1#主变保护屏内零序保护压板5LP，6LP，断开，合上111-9刀闸，必要时退出一组蓄电池，将直流屏上“浮充机故障”旋钮旋至运行位置，对1#主变取气，并做详细检查，报告车间听后处理。
（四）。
变压器在运行中若出现油面过高，应检查变压器的负荷温度是否正常，如不正常，应根据实际情况处理。
（五）。
1#主变有载调压重瓦斯动作：
1. 事故前运行方式，分析及现象，处理步骤与（三）中1#主变本体重瓦斯动作相同。
2. 对有载调压开关进行详细检查，检查有载调压防爆管是否喷油，有载调压主体是否膨胀，各焊接处及法兰，胶垫是否破裂漏油。
（六）。
主变差动保护动作的处理：
1. 事故前运行方式：1#主变带全厂负荷，2#主变停电，138开关作为1#主变的热备用。
2. 分析：1#主变差动保护动作后，闭锁101自投，137，511开关跳闸，应检查110KV II母带电后倒2#主变带全厂负荷。
3. 现象：①中央信号屏的警铃响，喇叭响，直流盘的警铃响，全站交流照明消失，事故照明灯亮。
②除110KV II母电压表指示正常外，其它交流表计均指零，（功率因数表除外）。
③点亮的光子牌有，“主变故障闭锁自投”“110KV I母电压断线”“掉牌未复归”“10KV I段故障”“10KV II段故障”。
④1#主变保护屏内差动信号继电器掉牌，440，450电容柜无压跳闸信号继电器掉牌。
⑤137 ，511 ，440 ，450开关跳闸。
3. 处理步骤：基本类同1#主变本体重瓦斯动作的处理步骤。
5. 对事故回路1#主变差动CT以内设备进行检查（主要是瓷瓶及套管），瓦斯继电器内有无气体，检查二次回路继电器有无异常，如未发现异常，报告市调及厂调，听后命令。
（七）。
1#主变复合电压闭锁过流保护动作的处理：
1. 事故前运行方式：1#主变带全厂负荷，2#主变停电，138开关作为1#主变的热备用。
2. 分析：复合电压闭锁过流是主变的后备保护，是10KV母线的主保护，主变10KV侧母排及10KV I II 段母线故障均可引起该保护动作，10KV各分路短路后若分路开关拒动，则会引起该保护动作造成越级跳闸。
3. 处理步骤：
①停止音响，记录时间，检查保护动作情况。
②报告市调及厂调。
③立即拉开10KV各分路开关，同时检查各分路保护是否动作，以判断是否因开关或保护拒动引起越级跳闸。
④检查母线及母线所属设备有无短路痕迹（摇10KV母线绝缘时应将10KV 主进刀闸拉开，将PT及站用变高压保险断开）。
⑤如母线及10KV各分路均无异常，则按调度令倒闸操作送电。
（八）。
110KV线路故障处理
在1#主变带全厂负荷，2#主变停电方式下（即137 ，138 ，511 ，501开关在合位，101 ，512开关在断位）韩白T接线137线路故障，自投未动，应如何处理。
1. 停止音响，记录时间，记录保护动作及各种信号情况，恢复跳闸开关的操作把手至断位，报告市调及厂调。
2. 检查137在断位，将101自投小开关1BZT旋至手动位置。
3. 向市调申请试送101开关。
4. 试送101开关正常后，检查本站设备，根据调度令拉开有关刀闸。
（九）。
10KV接地，掉闸处理：
10KV母线及线路单相接地的处理：
当发现中央信号的警铃响，10KV母线接地光子牌亮，10KV接地信号继电器掉牌，10KV母线绝缘监视电压表一相降低或指零，其它两相升高或指示线电压，应视为单相接地，并做如下处理：
1. 停止音响，记录时间和仪表变化情况。
2. 报告厂调。
3. 检查本站设备及出线有无接地迹象，若接地发生在本站内有明显异响，应带安全帽穿绝缘靴，接触设备外壳时要带绝缘手套，查明故障后，和厂调联系进行处理。
4. 若本站设备无接地故障，应先选出本站10KV哪段母线的哪条出线发生接地，然后通知508站或201站选接地，若两站均选不出接地出线，则可判断为本站至上述两站间的某条电缆发生接地，此时应报告厂调，按厂调或有关领导命令进行倒闸操作，隔离接地故障。
5. 把情况记录在运行日志上。
（十）。
10KV开关掉闸后的处理：
1. 停止音响，记录时间，记录保护动作情况。
2. 报告厂调及车间领导。
3. 因本站出线全部为电缆线路，在查明故障并消除之后，根据车间领导或厂调命令才能送电。
（十一）。
全站停电的处理（停电前运行方式：137开关带1#主变，2#主
变停电，501在合位）。
1. 现象：①中央信号的警铃，喇叭响，直流屏上的警铃响，所有交流电源消失，事故照明灯亮。
②110KV 10KV电压表及所有交流表计均指零。
③110KV I段母线，II段母线电压断线光子牌亮。
④5#控制屏上“10KV电压回路断线”光子牌亮。
⑤440 ，450电容柜上母线失压信号继电器掉牌，440 ，450电容开关掉闸，中央主控屏上“10KV I段故障”“10KV II段故障”光子牌亮。
⑥除电容器开关失压跳闸外，其它所有110KV及10KV开关均未跳闸。
⑦主变无音响。
2. 处理步骤：
⑴停止音响，记录时间，观察表计指示情况。
⑵记录光子牌及开关掉闸情况，信号继电器掉牌情况。
⑶恢复电容器开关操作把手至分闸后位置，如电容未跳应立即拉开。
⑷检查室内外设备情况并记录，如有故障应拉开受电开关。
⑸判明主变确无音响。
⑹用验电笔验明两路110KV进行确无电压。
⑺均101自投小开关1BZT旋至手动位置，检查2BZT在手动位置。
⑻报告市调及厂调。
⑼退出1#主变零序保护出口压板5LP ,6LP ,合上111-9。
⑽将直流屏电池退出一组。
⑾等候系统来电。
来电后，检查主变充电正常，各段母线电压指示正常，报告市调及厂调，拉开111-9地刀，投入零序保护压板5LP ，6LP ,将101自投小开关1BZT旋至自投位置，恢复直流屏“浮充机故障”旋钮至运行位置。