110kv变电站的事故应急处理预案(第一版)

河南联创化工110KV益丰变电站事故应急处理预案20070501河南联创化工110KV益丰变电站事故应急处理预案（基本程序与原则）事故处理的一般程序事故处理任务1迅速限制事故的发展，隔离事故，并解除对人身设备危险。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。3迅速对已停电的用户恢复供电。4设法保护站用电源，从而保护以上任务顺利完成。事故处理的一般程序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。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。3按第一条拉开某些开关。4记录动作信号，并一一复归。5及时、准确地向厂。地调度汇报，并在其指挥下处理事故。6隔离故障点。7按调度命令，对停电设备恢复供电。8将故障设备改为检修后，汇报调度。9将上述情况分别记录在相应的记录薄上。10汇报上级及相关部门。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1对直接威胁人身和设备安全的设备停电。2将已损害的设备隔离。3拉开失电母线上所有开关。4复归信号（包括闪光、光字、掉牌等）5站用电倒换，信号熔丝更换等。发生事故后，值班长应向调度汇报如下内容1发生事故的时间及设备名称。2开关及事故设备，失电设备情况。3保护、自动装置、信号等动作情况。4负荷及正在运行设备情况。5开关必须严格按规定的事故跳闸次数运行。若已达到开关的允许事故跳闸次数应立即通知调度及上级领导，以便组织抢修。6所有被迫停运的事故或异常设备，均应通知调度和上级，以便组织抢修。7在和调度失去联系时，应设法恢复，如果联系失效，按有关“通讯失灵时的调度处理办法”执行。8在事故处理的整个过程中，电话必须录音，以备事故调查之用。事故处理中的其他规定1在交接班发生事故，而交接手续尚未完成时，应由交班人员坚守岗位，处理事故，接班人员协助处理，在事故处理告一段落后，经调度同意方可办理交接手续。2站内发生事故，在站人员（包括在站休息的所有人员）听到事故报警后，必须立即奔赴主控室，等候当值值班长安排。典型事故处理1系统低频跳闸跳闸后，复归信号，作好记录，监视周波和潮流变化情况，汇报调度。待系统周波恢复正常以后，在调度命令下，恢复各线路供电。小电流接地系统单相接地事故110KV、35KV为小接地系统，在发生单相接地时开关不跳闸，允许接地运行，但时间不超过两个小时。这时因为长时间接地运行，易引起过电压，造成绝缘击穿发展为相间故障，所以应尽快找出故障点加以隔离。2值班人员应准确区分单相接地，铁磁谐振，电压互感器熔丝熔断等几种情况，然后准确汇报。3当发生接地后，监测三相对地电压和线电压，根据表计指示和信号进行判断。值班员在检查站内设备时，应穿绝缘鞋，戴绝缘手套。若接地点在站外，应请示调度在其命令下试拉寻找，试拉时，至少应由两人以上进行。4在拉线路时，应注意监视电压表的变化和信号变化，当在拉某一条线路时，信号消失，电压恢复正常，则说明接地点在该线路，否则继续进行拉路查找。5当发生接地时，值班人员应记录发现时间，接地相别，电压指示以及消除时间等。站用变失电1站内发生事故，使站用电失电时，设法恢复。不能恢复汇报调度。2站用电失电影响到主变风扇电机的用电应向调度汇报，并压缩主变的负荷至允许范围。主变的事故处理变压器的严重异常现象及其分析1变压器的油箱内有强烈而不均匀的噪音和放电声音，是由于铁芯的夹件螺丝夹得不紧，使铁芯松动造成硅钢片间产生振动。振动能破坏硅钢片间的绝缘层，并引起铁芯局部过热。至于变压器内部有“吱吱”的放电声是由于绕组或引出线对外壳闪络放电，或是铁芯接地线断线，造成铁芯对外壳感应而产生的高电压发生放电引起的，放电的电弧可能会损坏变压器绝缘。2变压器在正常负荷和正常冷却方式下，如果变压器油温不断的升高，则说明本体内部有故障，如铁芯着火或绕组匝间短路。铁芯着火是涡流引起或夹紧铁芯用的穿芯螺丝绝缘损坏造成的。此时，铁损增大，油温升高，使油老化速度加快，增加气体的排出量，所以在进行油的分析时，可以发现油中有大量的油泥沉淀，油色变暗，闪点降低等。而穿芯螺丝绝缘破坏后，会使穿芯螺丝短接硅钢片；这时便有很大的电流通过穿芯螺丝，使螺丝过热，并引起绝缘油的分解，油的闪光点降低，使其失掉绝缘性能。铁芯着火若逐渐发展引起油色逐渐变暗，闪光点降低，这时由于靠近着火部分温度很快升高致使油温逐渐达到着火点，造成故障范围内的铁芯过热、熔化、甚至熔化在一起。在这种情况下，若不及时断开变压器，就可能发生火灾或爆炸事故。3油色变化过甚，在取油样进行分析时，可以发现油内含有碳柱和水份，油的酸价，闪光点降低，绝缘强度降低，这说明油质急剧下降，这时很容易引起绕组与外壳间发生击穿事故。4套管有严重的破损及放电炸裂现象，尤其在闪络时，会引起套管的击穿，因为这时发热很剧烈，套管表面膨胀不均，甚至会使套管爆炸。5变压器着火，此时则将变压器从电网切断后，用消防设备进行灭火。在灭火时，须遵守电气消防规程的有关规定。对于上述故障，在一般情况下，变压器的保护装置会动作，将变压器三侧的断路器自动跳闸，如保护因故未动作，则应立即手动停用变压器，并报告调度及上级机关。主变的事故处理1主变的油温过高当变压器的油温升高至超过许可限度时，应做如下检查1检查变压器的负荷及冷却介质的温度并与以往同负荷及冷却条件相比较。2检查温度计本身是否失灵。3检查散热器阀门是否打开，冷却装置是否正常。若以上均正常，油温比以往同样条件下高10，且仍在继续上升时则可断定是变压器的内部故障，如铁芯着火或匝间短路等。铁芯发热可能是涡流所致，或夹紧用的穿芯螺丝与铁芯接触，或硅钢片间的绝缘破坏，此时，差动保护和瓦斯保护不动作。铁芯着火逐渐发展引起油色逐渐变暗，并由于着火部分温度很快上升致使油的温度渐渐升高，并达到着火点的温度，这时很危险的，若不及时切除变压器，就有可能发生火灾或爆炸事故，因此，应立即报告调度和上级，将变压器停下，并进行检查。2主变漏油和着火时变压器大量漏油使油位迅速下降时，应立即汇报调度。禁止将重瓦斯保护改为作用于信号。因油面过低，低于顶盖，没有重瓦斯保护动作于跳闸，会损坏绝缘，有时变压器内部有“吱吱”的放电声，变压器顶盖下形成的空气层，就有很大危险，所以必须迅速采取措施，阻止漏油。变压器着火时，应首先切断电源，若是顶盖上部着火，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处，此时要用干式灭火器、四氯化碳灭火器或沙子灭火，严禁用水灭火，并注意油流方向，以防火灾扩大而引起其他设备着火。主变有载分接开关的故障1过渡电阻在切换过程中被击穿烧断，在烧断处发生闪烙，引起触头间的电弧越拉越长，并发出异常声音。2分接开关由于密封不严而进水，造成相间闪烙。3由于分接开关滚轮卡住，使分接开关停在过渡位置上，造成相间短路而烧坏。4调压分接开关油箱不严密，造成油箱内与主变油箱内的油相连通，而使两相油位指示器的油位相同，这样，使分接开关的油位指示器出现假油位，造成分接开关油箱内缺油，危及分接开关的安全运行。所以，在大型有载调节的变压器油枕上，装有两个油位指示器，一个是指示有载分接开关油箱内油位，另一个是指示变压器油箱内的假油位，两个油箱是隔离的，所以这两个油位指示是不同的，在运行中应注意检查。以上故障的处理，值班人员需监视变压器的运行情况，如电流、电压、温度、油色和声音的变化；试验人员应立即取油样进行气相色谱分析；鉴定故障的性质，值班人员应将分接开关切换到完好的另一档，此时变压器仍继续运行。主变主保护动作时的原因和处理1瓦斯保护动作时的处理瓦斯保护根据事故性质的不同，其动作情况可分为两种一种是动作于信号，并不跳闸；另一种是两者同时发生。轻瓦斯保护动作，通常有下列原因A、因进行滤油，加油和启动强迫油循环装置而使空气进入变压器。B、因温度下降或漏油致使油面缓慢低落。C、因变压器轻微故障而产生少量气体。D、由于外部穿越性短路电流的影响。引起重瓦斯保护动作跳闸的原因，可能是由于变压器内部发生严重故障，油面剧烈下降或保护装置二次回路故障，在某种情况下，如检修后油中空气分离得太快，也可能使重瓦斯保护动作于跳闸。轻瓦斯保护动作时，首先应解除音响信号，并检查瓦斯继电器动作的原因，根据气体分析，进行处理，若是由于带电滤油，加油而引起的，则主变可继续运行。2差动保护动作时的处理当变压器的差动保护动作于跳闸时，如有备用变压器，应首先将备用变压器投入，然后对差动保护范围内的各部分进行检查。重点检查以下几点A、检查变压器的套管是否完整，连接变压器的母线上是否有闪烙的痕迹。B、检查电缆头是否损伤，电缆是否有移动现象。C、若检查结果没有上述现象，则应查明变压器内部是否有故障。当变压器内部有损伤时，则不许将变压器合闸送电。有时差动保护在其保护范围外发生短路时，可能会发生误动，如果变压器没有损伤的象征时，则应检查差动保护的直流回路。若没有发现变压器有故障，就可空载合闸试送电，合闸后，经检查正常时，方可与其它线路接通。若跳闸时一切都正常，则可能为保护装置误动作，此时应将各侧的断路器和隔离开关断开，由试验人员试验差动保护的整套装置。若为电流速断保护动作，其动作的处理可参照差动保护的处理。3定时限过电流保护动作时的处理当变压器由于定时限过电流保护动作跳闸时，首先应解除音响，然后详细检查有无越级跳闸的可能，即检查各出线线路保护装置的动作情况，各信号继电器有无掉牌，各操作机构有无卡涩等现象。如查明是因为某路出线故障引起的越级跳闸，则应拉开该出线断路器，将变压器投入，并恢复向其它各线路送电，如查不出是越级跳闸，则应将低压侧所有出线断路器全部拉开，并检查中、低压侧母线及变压器本体有无异常情况。若查不出有明显的故障象征时，则变压器可在空载的条件下试投一次，正常后再逐路恢复送电；当在试送某一条出线断路器时又引起越级跳闸时，则应将其停用而将其余线路恢复供电。若检查发现中、低压侧母线有明显象征时，则可切除该故障母线后，再试合闸送电。若检查发现变压器本体有明显的故障象征时，则不可合闸送电，而应汇报上级，听候处理。4变压器自动跳闸在变压器自动跳闸时，如有备用变压器，应将备用变压器投入，然后停用工作变压器，以检查变压器跳闸的原因，若无备用变压器时，则须查明属何种保护动作及在变压器跳闸时有何种外部现象。若检查结果表明变压器跳闸不是由于内部故障所引起的，而是由于过负荷，外部短路或保护装置二次回路故障所造成的，则变压器可不经外部检查而重新投入运行，若检查时发现有内部故障现象，则应进行内部检查，待故障消除后，方可再投入运行。注意在主变恢复送电时，严禁引起非同期合上开关。母线电压消失的事故处理1母线电压消失的原因有如下几点1当靠近断路器的线路侧发生短路没有电抗器，而保护装置或断路器未能动作，以至不能切断短路电流时。2当电源中断以及母线短路或因母线断路器间引线上发生短路时，母线电压就会消失。母线电压消失是系统中最严重事故，应尽可能的迅速处理，使电压恢复。2母线电压消失的事故处理在母线电压消失时，值班人员应根据仪表指示、信号掉牌、继电保护和自动装置的动作情况，以及失压时的外部象征，来判断母线失压的故障性质。1若因线路断路器失灵而引起母线电压消失时，应将故障线路手动切断后，恢复其它线路送电。2若母线短路或有母线到断路器间的引线发生短路而引起母线电压消失时，其外部的象征除了配电屏表计有短路现象外（仪表剧烈摆动，母线电压表为零，光字亮）。在故障地点还会有爆炸声，冒烟或起火等现象，并可能使连接在故障母线上的主变的断路器及线路断路器跳闸，并出现声光信号，此时应切除故障母线。3；若判明故障在送电线路上，即将故障线路切除后还不能消除故障时，则应接到调度命令后，把一切变压器和终端送电线路的断路器断开，检查消失电压的母线及其连接送电线路的断路器。如送电线路的断路器已断开，则应检查该断路器上有无电压，等有了电压后再进行合闸，将线路与母线连接。然后再连接其它各条出线。4若母线失压时本站一次设备和继电保护均无异常，此时应不等调度命令，自行作好以下处理1断开10KV35KV主变进线益101益351开关2）合上10KV备用电源开关益14开关3）断开110KV进线开关，同时汇报调度4）断开35KV10KV各分路开关5）做好各种纪录，做好来电倒换电源准备全站失压的事故处理1对全站失压的原因判断1对全站失压的判断不能仅仅依据站用电源的消失与否来断定，而应该进行综合判断分析；2先检查站用电源的消失的原因，是否为10KV进线跳闸引起，或是站用变本身高压保险熔断引起；3再检查110KV开关位置和负荷情况，判断清楚是否为110KV保护动作跳闸引起全站失压；4造成全站失压的另一原因是电网110KV系统崩溃时，此时我站110KV、35KV、10KV各出线的开关不会跳闸，而其负荷也将消失。2对全站失电时的处理细则1认真进行检查，核实停电时站内有无异常声、来判断是否由于站内故障造成的全站失压。如是站内引起的失压，则请示调度或按现场规定处理。若不是站内故障，则应报告调度，听候处理。2济源电网全网崩溃垮网造成我站全站失压时，我站110KV、35KV、10KV各出线的开关不会跳闸，而其负荷消失。3由于全站失压后站用电消失，我站开关操作、保护电源全依靠直流蓄电池供电，因此，我站在保证恢复全站供电安全的情况下，要尽量减少不必要的操作，以保证直流蓄电池电源在关键操作时能顶得上、靠得住。4当判明全站失压后，应首先断开开关5所有线路保护和安全自动装置保持在投入位置。6上述操作汇报地调和厂调度。3在断开各开关以后，应尽量采取措施保障通信的畅通，同时密切监视直流系统电压和电池容量。4恢复送电时，在判明休益2确有电后，应根据调度命令对主变充电，然后检查主变充电是否正常。最后依次恢复35KV和10KV系统。在恢复所有系统后，还应检查各系统的负荷分配情况以及站用变运行和直流系统充电情况。其它1、当发生全站失压时，值班人员首先要保持镇静和头脑清醒，认真分析失压原因，相互紧密配合进行处理；2、认真做好各项相关记录，发现问题及时与调度联系协商，同时及时将情况向分厂和厂调汇报。线路断路器事故跳闸的处理1解除音响，检查是哪一套保护动作。2检查断路器及出线部分有无故障现象，汇报调度。3如无故障现象，在征得调度同意后，值班人员可试送一次。试送成功后报告调度，试送失败后报告调度通知查线。隔离刀闸的故障处理1隔离刀闸拉不开或合不上。当隔离刀闸拉不开或合不上时，如因操作机构被卡涩，应对其进行轻轻的摇动，此时注意支持绝缘子及操作机构的每个部分，以便根据它们的变形和变位情况，找出抵抗的地点。2隔离刀闸接触部分发热隔离刀闸接触部分发热是由于压紧的弹簧或螺栓松动表面氧化所致，通常发展很快。因为受热的影响接触部分表面更易氧化，使其电阻增加，温度升高，若不断的发展下去可能会发生电弧，进而变为接地短路。电压互感器的事故处理1电压互感器回路断线电压互感器高、低压侧熔断，回路接头松动或断线，电压切换回路辅助接点及电压切换开关接触不良，均能造成电压互感器回路断线。当电压互感器回路断线时“电压互感器回路断线”光字牌亮，警铃响，有功功率表指示异常，电压表指示为零或三相电压不一致，电度表停走或走慢，低电压继电器动作，同期鉴定继电器可能有响声。若是高压熔断器熔断，则可能还有（接地）信号发出，绝缘监视电压表较正常值偏低，而正常时监视电压表上的指示是正常的。当发生上述故障时，值班人员应作好下列处理1、将电压互感器所带的保护与自动装置停用，以防保护误动。2、如果由于电压互感器低压电路发生故障而使指示仪表的指示值发生错误时，应尽可能根据其它仪表的指示，对设备进行监视，并尽可能不改变原设备的运行方式，以避免由于仪表指示错误而引起对设备情况的误判断，甚至造成不必要的停电事故。3、详细检查高、低压熔断器是否熔断。如高压熔断器熔断时，应拉开电压互感器出口隔离刀闸，取下低压熔断器，并验明无电压后更换高压熔断器，同时检查在高压熔断器熔断前是否有不正常现象出现，并测量电压互感器绝缘，确认良好后，方可送电。如低压熔断器熔断时，应查明原因，及时处理，如一时处理不好，则应考虑调整有关设备的运行方式。在检查高、低熔断器时应作好安全措施，以保证人身安全，防止保护误动作。2电压互感器低压电路短路电压互感器由于低电路受潮、腐蚀及损伤而发生一相接地，便可能发展成两相接地短路，另外，电压互感器内部存在着金属性短路，也会造成电压互感器低压短路，在低压电路短路后，其阻抗减少，仅为副线圈的电阻，所以通过低压电路的电流增大，导致低压熔断器熔断，影响表计指示，引起保护误动作。此时，如熔断器容量选择不当，还极易烧坏电压互感器副线圈。当电压互感器低压电路短路时，在一般情况下高压熔断器不会熔断，但此时电压互感器内部有异常声音，将低压熔断器取下后并不停止，其它现象则与断线情况相同。河南联创化工110KV益丰变电站事故应急处理预案（处理方法）事故予案一10KV分路接地运行方式10KV益101运行、益14热备用1主变带10KV1235KV1母线及出线。10KV、站变运行，10KV35KV电容器运行事故现象铃响“10KV1、2母线接地”、10KV相电压表A相降低至0，BC相升高至线电压。处理方法1、记录时间（X点X分），召集人员，恢复音响。检查表记指示、2、穿绝缘靴，到10KV高压室检查10KV1、2母线未见异常，汇报调度，已对站内设备进行检查，未见异常，申请试拉分路。3、按拉路顺序，逐一拉开、合上（拉一路，信号或现象未消失，应立即合上）线路开关，直至接地信号消失及三相电压表恢复正常4、汇报调度，XX线路接地，5、做好记录事故予案二10KV2母线接地运行方式10KV益101运行、益14热备用1主变带10KV1235KV1母线及出线。10KV、站变运行，10KV35KV电容器运行事故现象铃响“10KV1、2母线接地”、10KV相电压表A相降低至0，BC相升高至线电压。10KV高压室异响。处理方法1、记录时间（X点X分），召集人员，恢复音响。检查光字及表记指示、2、穿绝缘靴，到10KV高压室检查，发现2母线异常，此时严禁接触设备，汇报调度，申请2母线停运3、拉开益100开关，检查本站低压380V母线电压指示正常，发现0111刀闸X相瓷瓶击穿。4、拉开益29、益30、益31、益32、益33、益34、益35、益36、益37、益38开关5、向调度汇报，已将10KV2母线停运。6、根据调度令，将10KV2母线由运行转检修，并做好安全措施7、汇报相关部门、做好各种记录事故予案三益304带地线合开关运行方式10KV益101运行、益14热备用1主变带10KV1235KV1母线及出线。10KV、站变运行，10KV35KV电容器运行事故现象合上益304开关后，室外巨响，铃响，喇叭响，处理方法1、记录时间（X点X分），召集人员，恢复音响。检查表记指示、2、检查保护动作情况，发现益304速段保护动作，信号掉牌3、穿戴“三大件”检查益304开关，发现益304地刀闸有地线烧痕，4、汇报调度益304速段保护动作5、根据调度令将益304开关及线路转检修，并做好安全措施。6、汇报相关部门、做好各种记录事故予案四10KV益28开关拒动，越级101开关运行方式10KV益101运行、益14热备用1主变带10KV1235KV1母线及出线。10KV、站变运行，10KV35KV电容器运行事故现象铃响，喇叭响，10KVPT回路断线，10KV母线电压表至0，益101绿灯闪光，1主变低后备保护动作，处理方法1、记录时间（X点X分），召集人员，恢复音响。检查信号表记指示、恢复益101开关信号2、检查保护动作情况，1主变低后备保护动作，益28过流动作3、穿戴“三大件”检查10KV母线各设备，及各出线开关的保护动作情况，发现益28过流动作，益28红灯亮，检查益28开关保护回路各压板的连接情况，未见异常，拉开益28开关至检修位置，检查益101开关（无异常）4、检查开关掉闸记录（益101开关掉闸次数未超标）5、汇报调度10KV益28开关过流动作，开关未动，1主变低后备保护动作，益101开关掉闸，申请调度拉开益28开关至检修位置，试送母线及其他分路。6、根据调度令，合上益101开关，检查母线充电正常，检查益101开关合好。7、向调度汇报，已将10KV母线恢复运行。8根据调度令，对各分路送电11、汇报分厂及相关领导、做好各种记录。12、做好益28开关检修的安全措施事故予案五10KV1PT一次保险熔断，运行方式10KV益101运行、益14热备用1主变带10KV1235KV1母线及出线。10KV、站变运行，10KV35KV电容器运行事故现象铃响，“掉牌未复归”10KVPT回路断线，10KV母线电压严重不平衡。处理方法1、记录时间（X点X分），召集人员，恢复音响。检查信号及表记指示、2、投入10KVPT二次并列开关，检查10KV电压切换。3、汇报调度10KV1PT断线，申请停运4、断开10KV1PT二次保险，检查10KV母线电压指示正常。5、拉开益24，做好安全措施，检查10KV1PT一次保险熔断并更换。6、将10KV1PT由检修转运行，断开10KVPT二次并列开关，检查10KV1母线电压正常。7、汇报分厂及相关领导，做好各种记录。事故予案六益302保护拒动，越级益351开关跳闸运行方式10KV益101运行、益14热备用1主变带10KV1235KV1母线及出线。10KV、站变运行，10KV35KV电容器运行事故现象铃响，喇叭响，35KVPT回路断线，35KV母线电压表至0，益351绿灯闪光，1主变中后备保护动作。处理方法1、记录时间（X点X分），召集人员，恢复音响。检查信号及表记指示、恢复益351开关各种信号2、检查保护动作情况，1主变中后备保护动作，益351开关掉闸。3、汇报调度1主变中后备保护动作，益351开关掉闸。4、穿戴“三大件”检查35KV母线各设备，及各出线开关的保护动作情况，未见异常，5、汇报调度35KV母线设备及各出线开关的保护动作，未见异常，怀疑出线开关保护拒动引起越级，6、逐一全部传动各出线保护（短接过流继电器接点），使开关跳闸并发跳闸信号，若某线路开关不跳闸，既为故障线路，手动跳开故障线路开关，然后拉出故障线路开关手车。7、汇报调度35KV益302保护拒动，越级益351开关跳闸要求试送35KV母线，8、合上益351开关，检查35KV母线充电正常，检查益351开关合好9、逐一送35KV母线无故障线路开关10、汇报调度及分厂、做好各种记录。11、做好益302开关检修的安全措施。事故予案七110KV1变中压侧套管闪络放电，1变差动保护动作运行方式10KV益101运行、益14热备用1主变带10KV1235KV1母线及出线。10KV、站变运行，10KV35KV电容器运行事故现象铃响，喇叭响，1主变差动保护动作，110KV,35KV,10KV母线均出现0电压处理方法1、记录时间（X点X分），召集人员，恢复音响。检查保护信号及表记指示。2、检查保护动作情况，1变差动保护动作信号，3穿戴“三大件”检查休益2，益351，益101开关及柜内设备4、穿戴“三大件”到室外检查1变所有设备，发现1变中压侧套管有放电痕迹，5、汇报调度1变差动保护动作休益2，益351，益101跳闸，1变中压侧套管有放电痕迹。6、拉开休益2，益351，益1017、拉开10KV益101开关后，与调度联系，用备用电源对10KV进行送电。8、拉开35KV母线各出线开关，9、汇报调度及分厂1变退出运行10、汇报调度及分厂、做好各种记录。11、做好1主变检修的安全措施。事故予案八110KV主变瓦斯保护动作，（匝间短路）运行方式10KV益101运行、益14热备用1主变带10KV1235KV1母线及出线。10KV、站变运行，10KV35KV电容器运行事故现象铃响，喇叭响，1主变瓦斯保护动作，35KV，10KV母线电