供电所冬季防应急预案.docx
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供电所冬季防应急预案
江西电网2006年迎峰度冬事故处理预案
第一章、总体要求
一、目的
为了有效预防，正确、快速地处理电网突发事件，不断提高江西电网预防和控制突发事件的能力，最大限度地减少电网突发事件的影响和损失，保障江西电网的安全运行，维护社会稳定、人民生活安定和电力生产的正常秩序，特制定本事故处理预案。
二、依据
随着江西电网的不断发展，2006年电网网络结构发生了很大的变化，江西电网进入了500KV与220KV电磁环网运行的新时期。
为应对各类事故，依据有关法律、法规和政策，以及电力行业的有关规程、标准编写此事故处理预案。
三、原则
（一）、基本原则
1、预防为主。
坚持“安全第一、预防为主、常备不懈”的原则，加强电力安全管理，突出对突发事件的预防和控制，定期进行安全检查，及时发现和处理设备缺陷，有效防止重特大电力生产事故发生；组织开展有针对性的反事故演习，提高江西电网对重特大突发事件处理、应急抢险以及快速恢复电力生产正常秩序的能力。
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，在各级领导和机构的统一指挥和协调下，积极有效的开展对突发事件处理、事故抢险、电网恢复、应急救援、维护稳定、恢复电力生产等各项应急工作。
3、分层分区。
按照“分层分区、统一协调、各负其责”的原则建立突发事件应急处理体系。
江西电网各发供电单位和电力用户应针对本单位的具体情况，制定防止和处置突发事件，维护电力生产正常秩序的应急预案。
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，将保证江西电网主网架的安全放在第一位，采取一切必要手段，限制突发事件范围扩大，防止发生主网系统性崩溃和瓦解。
在电网恢复中，优先恢复重要电厂的厂用电源、主干网架和重要输变电设备，努力提高整个系统的恢复速度和效率。
在供电恢复中，优先恢复省会等重点城市、重要用户的供电，尽快恢复社会正常供电秩序。
（二）、事故处理的一般性原则
1、迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身、电网和设备的威胁；
2、尽一切可能保持正常设备的运行，以保证对重要用户及厂用电的正常供电；
3、尽快将解网部分恢复并列运行；
4、尽快对已停电的地区或用户恢复供电，重要用户应优先恢复；
5、尽快调整系统运行方式，使其恢复正常。
四、适用范围
本预案适用于江西电网应对和处理对江西电网安全稳定运行构成重大影响和严重威胁的各类突发事件。
第二章、预案启动
一、预案启动的条件
（一）、江西电网主要220KV、500KV联络线事故跳闸。
（二）、江西电网各主要断面出现故障，尤其是因此造成地区电网与主网解列。
（三）、江西电网各水、火电厂外送线路事故跳闸，造成电厂外送受限。
（四）、江西电网各主要厂、站220KV主母线失压。
（五）、江西电网各主要变电站220KV系统全停。
（六）、江西电网各主要厂、站联络变压器事故跳闸。
二、汇报制度
（一）、电网调度系统应建立严格的突发事件汇报制度和畅通的突发事件信息网络。
江西电网的任何单位和个人不得瞒报、缓报、谎报或者授意他人瞒报、缓报、谎报突发事件。
（二）、发生突发事件或者电网事故时，当值调度应向本级主管领导和上级调度机构报告。
（三）、发生突发事件或者电网事故后，当事单位主管领导应及时了解事故情况，并将第一手资料如实、准确地向上级主管单位报告。
第三章、江西电网事故处理预案
一、事故处理的总体原则
（一）、线路故障跳闸：
控制相关线路潮流不超过稳定极限，结合故障情况决定是否强送，但在强送前应考虑以下事项：
1、正确选择强送点，应选择距离主要发电厂和中枢变电站较远的且对系统稳定影响较小的一端开关作强送点，并考虑强送成功后宜于并列操作；
2、强送开关应有足够的遮断容量，继电保护应完善可靠，开关切除故障次数应在允许范围内，自动重合闸应停用；
3、强送电端的变压器中性点必须接地；
4、强送电前，有关的主要联络线潮流不超过规定的稳定极限。
（二）、母线故障跳闸：
控制相关线路潮流不超过稳定极限，双母线接线方式中单母线故障，要检查另一段母线上的元件尤其是主变潮流是否过载，及时调整负荷潮流，避免过载现象。
在通知地调将重要负荷转供时，应充分考虑负荷转供后对电网其他部分的影响以及负荷转供期间可能出现的问题。
同时迅速查找故障原因，根据查找情况，按以下原则处理：
1、找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后立即恢复送电；
2、找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应将故障母线上完好的元件倒至非故障母线上恢复供电；
3、经过检查不能找到故障点时，允许对母线试送电，试送电源的选择参考线路故障跳闸强送前应考虑的事项，有条件者应进行零起升压。
（三）、系统振荡：
发生异步振荡时，应尽量提高系统电压，频率升高的电厂降低出力，频率降低的电厂增加出力，尽快消除振荡。
若发电机失磁引起系统振荡，应立即将机组解列。
若超过3分钟仍未消除振荡，应按规定的解列点进行解列，电网恢复稳定后，再进行并列。
（四）、电网解列：
尽快将解列后的局部电网频率和电压调整至合格范围内，尽快恢复与系统并列。
1、当江西电网与华中电网解列时，应立即采取措施使江西电网频率、电压恢复至合格范围内，其余操作按网调指令执行；短时不能恢复并列，应按独立电网进行调度处理。
2、江西电网内的局部电网事故解列，其解列电网频率、电压的调整，由所在地区的地调负责；跨地区的由省调负责。
省调应尽快采取措施，将解列电网恢复与系统并列运行。
二、典型事故处理预案
（一）、主要联络线跳闸
1、500KV磁南线、咸梦线同时跳闸，江西电网与华中网解列运行：
迅速增（减）柘林电厂和万安电厂出力，控制频率在50±0.2Hz范围内，主调频厂定为柘林电厂、万安电厂，其它厂为辅助调频厂。
若500KV磁南线、咸梦线属于永久性故障，请示网调同意，江西电网应经下柘线并网，并将此方式告知各运行单位作好相应的事故预想。
2、万虎Ⅰ、II线、万潭线同时跳闸，赣州地区与主网通过500KV罗赣线、220KV井渡线（赣渡线）与主网联网运行：
赣州地区负荷较大时，应迅速开出上犹江电厂机组，通知赣州地调迅速开出小水电，将部分负荷倒到万安电厂供电，并投入赣州变和赣州地区电容器，维持地区电压在规定范围内，尽快恢复万虎I、II线、万潭线送电。
3、万吉Ⅰ、Ⅱ线同时跳闸，万安电厂、赣州地区与主网仅通过500KV罗赣线、220KV井渡线（赣渡线）联网运行：
应迅速调整万安电厂、上犹江电厂出力，控制220KV井渡线潮流，尽快恢复万吉I、II线送电。
4、萍五线、萍泉线同时跳闸，萍乡电厂与系统解列小网运行：
应尽快将小网经110KV萍西、泉西I（II）线或110KV萍西、跑西线并入系统。
尽快恢复萍五线、萍泉线送电。
5、档德线、档蛇线同时跳闸，景德镇电厂与系统解列小网运行：
令景电为调频厂，省调负责小网频率监督与调整，尽快恢复档德线、档蛇线送电，将小网并入系统。
6、分白线、新大线、袁渝线同时跳闸，萍宜地区与系统解列小网运行：
令萍电、分电、东津为调频厂，省调负责小网频率监督与调整，尽快恢复分白线、新大线、袁渝线送电，将小网并入系统。
7、南乐I线、梅余线、档铜线同时跳闸，景乐地区与系统解列小网运行：
令景电为调频厂，省调负责小网频率监督与调整，尽快恢复梅余线、档铜线送电，将小网并入系统，恢复正常，网调负责南乐I线送电。
（二）、发电厂220KV母线失压的事故处理
1、南电220KV母线失压，南昌电厂解列小网运行：
应尽快将小网经110KV七纺线、昌纺线并入系统，检查220KV母线，若未发现故障点，选择七艾线对母线分段试送，试送成功，尽快恢复正常方式。
2、景电220KV母线失压，景德镇电厂与系统解列小网运行：
应尽快将小网经110KV景龙线并入系统，控制档铜线、梅余线、南乐I档线断面潮流及110KV景龙线潮流。
检查220KV母线，若未发现故障点，选择景蛇I（II）线对母线分段试送。
3、贵电220KV母线失压，贵电110KV系统解列小网运行：
令鹰供负责小网频率监督与调整，上饶地调控制峰上线及月峰线+铜峰线潮流。
检查220KV母线，若未发现故障点，选择贵里线对母线分段试送。
4、万安电厂220KV母线失压。
A）应迅速开出上犹江电厂机组，赣州地调迅速开出小水电，控制220KV井渡线潮流不过限，并调整控制电压。
B）若110KV系统解列小网运行，可将#1机或#2机经万泰线并网，并注意控制其潮流；若全厂停电，可通过自备小电站恢复厂用电。
或用万泰线恢复110KV母线受电，恢复负荷。
C）调整全网出力，控制相关线路潮流；D）查找并隔离故障点，恢复送电，若未发现故障点，用发电机对母线零起升压，尽快恢复该系统。
5、柘电220KV母线失压：
若#3、4机解列小网运行，尽快将小网经110KV柘军线并网，注意控制柘军线（LGJ-120）潮流。
若厂用电中断，通过柘军线恢复供电，恢复厂用电，恢复负荷。
查找并隔离故障点，恢复送电，若未发现故障点，用发电机对母线零起升压，尽快恢复该系统。
6、九江三期220KV母线失压：
注意控制相关断面潮流；启动保安电源；检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，可选择浔妙II线对母线分段试送，试送成功，尽快恢复正常方式。
7、九二220KV母线失压：
注意控制相关断面潮流；若110KV系统小网运行，令九供负责小网频率和电压的调整，注意#1、2机稳定运行，必要时投油助燃，将小网经110KV浔塘I（或II）线并入220KV市中变。
若厂用电中断，令九供用110KV浔塘I（或II）线对九二110KV母线恢复送电，恢复厂用电，恢复负荷。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，可选择浔青线对母线分段试送，试送成功，尽快恢复正常方式。
8、丰电220KV母线失压：
注意控制网供线潮流及相关断面潮流；启动保安电源；检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，可选择丰金I（或II）线、丰石I（或II）线对母线分段试送，试送成功，恢复厂用电，尽快恢复正常方式。
9、分电220KV母线失压：
控制220KV袁渝线+新大线潮流不过极限，东津开机；检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择分白线对母线试送，试送成功，尽快恢复正常方式。
10、新余电厂220KV母线失压：
若110KV系统解列小网运行，令赣西负责小网频率和电压的调整，注意#1、2机稳定运行，投油助燃，可将小网经110KV江新、新岭沙线并网，做好相关事故预想。
若全停，尽快通过110KV江新、新岭沙线对新电110KV母线送电，恢复厂用电，恢复负荷；同时注意调整网供联络线潮流；注意控制220KV袁渝线+分白线以及220KV袁渝线+分袁线+分下线潮流不过极限，令东津开机；检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择新大线对母线试送，试送成功，尽快恢复正常方式。
11、萍乡电厂220KV母线失压：
萍电110KV系统解列小网运行，令萍供负责小网频率监督与调整，尽快将小网经110KV萍西、泉西I（II）线或110KV萍西、跑西线并入系统；检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择萍五线对母线试送，试送成功，尽快恢复正常方式。
12、井冈山电厂220KV母线失压：
注意控制相关断面潮流；启动保安电源；注意调整网供联络线潮流；赣州、吉安地区经500KV罗赣线、220KV白吉线、罗吉线联网，注意控制220KV白吉线或罗吉线潮流不过限，调整万安、上游江电厂出力及赣州、吉安供电公司小水电出力；检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择井渡线或井葛线对母线分段试送，试送成功，尽快恢复正常方式。
13、贵电二期220KV母线失压：
注意控制相关断面潮流，调整网供联络线潮流，启动保安电源；检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择贵月I、II线对母线分段试送，试送成功，尽快恢复正常运行方式。
（三）、变电站220KV系统全停事故处理
1、南昌变：
南昌变220KV母线失压，南昌电厂解列小网运行：
应尽快将小网经南赣线、盘赣线与系统并网，将昌东部分重要负荷倒至斗门变供电。
此时东部电网与主网通过贵里（临里线）和南乐I线联系，注意控制贵里（临里线）+南乐I线潮流，迅速增加东部电厂出力。
同时注意控制景乐地区受电断面不超过稳定极限。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择南盘I、II线对母线分段试送，试送成功，恢复基本网架（至少形成环路），汇报网调用#1主变合环，同时恢复220KV主网网架，恢复正常方式。
如试送某一段母线成功，而另一段母线试送不成功且故障点不明显时，在将故障母线上设备倒至完好母线时，必须确认该设备无故障后倒到完好母线运行。
2、梦山变：
梦山变220KV母线失压：
注意控制丰石I、II线、斗石I、II线线路潮流，在以上处理同时注意调整网供潮流。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择梦金I或II线对母线分段试送，试送成功，恢复基本网架（至少形成环路），汇报网调申请梦山变#1主变合环，同时恢复220KV主网网架，恢复正常方式。
如试送某一段母线成功，而另一段母线试送不成功且故障点不明显时，在将故障母线上设备倒至完好母线时，必须确认该设备无故障后倒到完好母线运行。
3、罗坊变：
罗坊变220KV母线失压：
控制220KV新大线+分白线潮流不超稳定极限，控制相关线路不过载。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择罗金线、罗白线对母线分段试送，试送成功，恢复基本网架（至少形成环路），汇报网调用罗坊变#1主变合环，同时恢复220KV主网网架，恢复正常方式。
如试送某一段母线成功，而另一段母线试送不成功且故障点不明显时，在将故障母线上设备倒至完好母线时，必须确认该设备无故障后倒到完好母线运行。
4、乐平变：
乐平变220KV母线失压：
此时景乐地区与主网单回联系，注意控制220KV档铜线潮流，迅速增加景乐地区电厂出力，必要时拉限该地区负荷。
同时应注意控制220KV南梅I、II线+贵里线潮流不超稳定极限。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择乐余线、乐档I（II）线（档岭变应选择与档铜线不在同一段母线上的乐余I或II线对乐平变母线试送）对母线分段试送，试送成功，恢复基本网架（至少形成环路），汇报网调用乐平变#1主变合环，同时恢复220KV主网网架，恢复正常方式。
如试送某一段母线成功，而另一段母线试送不成功且故障点不明显时，在将故障母线上设备倒至完好母线时，必须确认该设备无故障后倒到完好母线运行。
5、赣州变：
赣州变220KV母线失压：
此时赣州地区与主网通过万虎Ⅰ、II线、万潭线联系，注意控制万虎Ⅰ、II线、万潭线潮流，迅速增加上犹江电厂出力，增开地区小水电。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择赣渡线、赣谭I线对母线分段试送，试送成功，恢复基本网架（至少形成环路），同期合上220KV母联开关，汇报网调用赣州变#2主变合环，同时恢复220KV主网网架，恢复正常方式。
如试送某一段母线成功，而另一段母线试送不成功且故障点不明显时，在将故障母线上设备倒至完好母线时，必须确认该设备无故障后倒到完好母线运行。
6、斗门变：
斗门220KV母线失压，南盘I、II线潮流加重：
注意控制南盘I、II线潮流；令南昌地调按规定转供斗门负荷；在以上处理同时注意调整网供潮流。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择斗石I线或斗石II线对母线分段试送，试送成功，恢复基本网架，恢复#1、#2主变及斗迎I、II线负荷（注意恢复过程中的电磁环网问题），同时恢复主网网架，恢复正常方式。
如试送某一段母线成功，而另一段母线试送不成功且故障点不明显时，在将故障母线上设备倒至完好母线时，必须确认该设备无故障后倒到完好母线运行。
7、昌东变：
昌东220KV母线失压，南昌电厂解列小网运行：
应尽快将小网经南赣线、盘赣线与系统并网，同时令地调按预案将重要负荷转供，在以上处理同时注意调整网供潮流。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择南昌I或II线对母线分段试送，试送成功，恢复基本网架，恢复主变负荷及顺外I、II线负荷（注意恢复过程中南昌电厂片需同期并列及考虑电磁环网问题），同时恢复主网网架，恢复正常方式；
如试送某一段母线成功，而另一段母线试送不成功且故障点不明显时，在将故障母线上设备倒至完好母线时，必须确认该设备无故障后倒到完好母线运行。
8、艾湖变：
艾湖220KV母线失压，南昌电厂仅通过七昌线与系统联络：
应控制南昌电厂外送在规定范围内，令南昌地调转供艾湖变负荷。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择昌艾线对母线试送，试送成功，送出七艾线，恢复网架，令南昌地调恢复主变负荷，恢复正常方式；
如昌艾线、七艾线线路暂时无法恢复或只恢复一条线路，则应启用110KV七纺、昌纺线与220KV七昌线电磁环网运行。
9、梧岗变：
梧岗变220KV母线失压，将造成220KV温圳变、松源变、向塘变全站停电，将影响到浙赣电气化铁路的正常运行，应立即向有关领导汇报。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择斗梧I或II线对母线试送，试送成功，恢复基本网架，立即恢复220KV温圳变、松源变、向塘变送电，恢复正常方式。
如试送某一段母线成功，而另一段母线试送不成功且故障点不明显时，在将故障母线上设备倒至完好母线时，必须确认该设备无故障后倒到完好母线运行。
10、温圳变：
温圳变220KV母线失压，将造成220KV松源变全站停电，影响到浙赣电气化铁路的正常运行，应立即向有关领导汇报。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择梧温I或II线对母线试送，试送成功，立即恢复220KV松源变送电，恢复正常方式。
如试送某一段母线成功，而另一段母线试送不成功且故障点不明显时，在将故障母线上设备倒至完好母线时，必须确认该设备无故障后倒到完好母线运行。
11、松源变：
松源变220KV母线失压，将影响到浙赣电气化铁路的正常运行，应立即向有关领导汇报。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择温松I或II线对母线试送，试送成功，立即恢复220KV松源电铁I、II线送电，恢复正常方式。
如试送某一段母线成功，而另一段母线试送不成功且故障点不明显时，在将故障母线上设备倒至完好母线时，必须确认该设备无故障后倒到完好母线运行。
12、向塘变：
向塘变220KV母线失压，将影响到浙赣电气化铁路的正常运行，应立即向有关领导汇报。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择梧向I或II线对母线试送，试送成功，立即恢复220KV向塘电铁I、II线送电，恢复正常方式。
如试送某一段母线成功，而另一段母线试送不成功且故障点不明显时，在将故障母线上设备倒至完好母线时，必须确认该设备无故障后倒到完好母线运行。
13、档岭变：
档岭变220KV母线失压，景乐地区与主网解列小网运行：
令赣东北地调利用110KV余珠I、II线或110KV铜余线恢复档岭变负荷，注意控制相关线路潮流；令景德镇电厂为调频厂，省调负责小系统调频、调压，在以上处理同时注意调整网供潮流。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择乐档I线或II线对母线分段试送，试送成功，尽快恢复正常方式。
如试送某一段母线成功，而另一段母线试送不成功且故障点不明显时，在将故障母线上设备倒至完好母线时，必须确认该设备无故障后倒到完好母线运行。
14、西郊变：
西郊变220KV母线失压，柘林电厂仅通过柘盘线与系统联络：
注意调整柘电出力，保证柘盘线线路不过载；可将柘林电厂110KV系统经柘军线联网，110KV系统和220KV系统分裂运行；控制浔南、浔妙II线不过载；令南昌地调按规定转供西郊变负荷；在以上处理同时注意调整网供潮流。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择盘西I、II线对母线分段试送，试送成功，恢复基本网架，恢复#1主变负荷（注意恢复过程中的电磁环网问题），同时恢复主网网架，恢复正常方式；
如试送某一段母线成功，而另一段母线试送不成功且故障点不明显时，在将故障母线上设备倒至完好母线时，必须确认该设备无故障后倒到完好母线运行。
15、盘龙山变：
盘龙山变220KV母线失压，罗湾电厂与系统解列：
令南供负责小网的调频、调压，将罗湾电厂并入220KV西郊变；柘林电厂仅通过柘西II线与系统联络，注意调整柘电出力，保证柘西II线线路不过载；可将柘林电厂110KV系统经柘军线联网，110KV系统和220KV系统分裂运行；令南昌地调按规定转供盘龙山变负荷。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择盘西I、II线对母线分段试送，试送成功，恢复基本网架，恢复#1、#2主变负荷（注意恢复过程中的电磁环网问题）；盘双I、II线负荷，同时恢复主网网架，恢复正常方式。
如试送某一段母线成功，而另一段母线试送不成功且故障点不明显时，在将故障母线上设备倒至完好母线时，必须确认该设备无故障后倒到完好母线运行。
16、石滩变：
石滩变220KV母线失压，丰金I、II线，丰临线潮流增大：
注意控制相关线路潮流；在以上处理同时注意调整网供潮流；令赣西地调按规定转供石滩变负荷。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择斗石I、斗石II线对母线分段试送，试送成功，恢复基本网架，恢复#1、#2主变负荷（注意恢复过程中的电磁环网问题），同时恢复主网网架，恢复正常方式。
如试送某一段母线成功，而另一段母线试送不成功且故障点不明显时，在将故障母线上设备倒至完好母线时，必须确认该设备无故障后倒到完好母线运行。
17、金子山变：
金子山变220KV母线失压，丰石I、II线及斗石I、II线潮流增大：
注意控制相关线路潮流；令赣西地调按规定转供金子山变负荷，以上处理同时注意调整网供潮流。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择梦金I、II线对母线分段试送，试送成功，恢复基本网架，恢复主变负荷及金上线负荷（注意恢复过程中的电磁环网问题），同时恢复主网网架，恢复正常方式。
如试送某一段母线成功，而另一段母线试送不成功且故障点不明显时，在将故障母线上设备倒至完好母线时，必须确认该设备无故障后倒到完好母线运行。
18、白沙变：
白沙变220KV母线失压：
注意袁渝线+新大线断面潮流，令赣西地调按规定转供白沙变负荷；在以上处理同时注意调整网供潮流。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择白江线、白吉线对母线分段试送，试送成功，恢复网架，恢复#1、#2主变负荷（注意恢复过程中的电磁环网问题），恢复正常方式。
如试送某一段母线成功，而另一段母线试送不成功且故障点不明显时，在将故障母线上设备倒至完好母线时，必须确认该设备无故障后倒到完好母线运行。
19、清江变：
清江变220KV母线失压：
令赣西地调按规定转供清江变负荷。
检查220KV母线，查找并隔离故障点，恢复送电；若未发现故障点，选择白江线、石江线对母线分段试送，试送成功，恢复网架，恢复主变负荷（注意恢复过程中的电磁环网问题），恢复正常方式。
如试送某一段母线成功，而另一段母线试送不成功且故障点不明显时，在将故障母线上设备倒至完好母线时，必须确认该设备无故障后倒到完好母线运行。
20、大台变：
大台变220KV母线
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