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1、光伏电站变压器运维规程第一节 变压器铭牌规范1 400V厂用干式变压器技术参数1.1 变压器主要参数型号HBNR38.5-300/110中性点接地方式中性点经电阻直接接地相数3相频率50Hz负载损耗调压方式短路阻抗冷却方式自冷噪声水平空载电流额定电压连接组别2 35kV箱式升压变压器技术参数箱式升压变压器主要参数型式油浸式三相三绕组无载调压变压器频率50Hz型号S11-M-1000/37冷却方式ON/AN额定容量1000KVA/500-500 KVA噪声水平55dB(距外壳1m处)额定电压3722.5%/0.315-0.315KV接地方式中性点不接地相数3相绝缘液体45#绝缘油调压方式无载调压
2、接线组别Y, d11-d11,3 110kV升压变压器技术参数型号SZ11-50000/110冷却方式ONAN额定容量50000KVA短路阻抗10.50(额定分接)额定电压11581.25%/38.5KV中性点接地方式110kV侧中性点直接接地，相数3相噪声水平55dB(距外壳1m处)频率50Hz负载损耗193.61kW（75）调压方式有载调压空载损耗32.321kW线圈联接组别YNd11空载电流0.09%绕组组合115/38.5额定电流316.3A变压器油45#克拉玛依油顶层油温升限值55K第二节 变压器的运行1变压器电流、电压的规定1.1变压器允许在正常过负荷和事故过负荷情况下短时间运行。
3、1.2变压器的运行电压一般不应高于该运行分接头电压的105%,且不得超过系统最高运行电压。1.3变压器三相负载不平衡时，应监视最大一相的电流。2变压器的温度规定2.1变压器在额定冷却条件下,应按铭牌规定运行。2.2油浸式变压器顶层油温一般不应超过表1的规定（制造厂有规定时按制造厂规定）。当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。自然循环冷却变压器的顶层油温一般不宜经常超过85。表1油浸式变压器顶层油温在额定电压下的一般限值冷却方式冷却介质最高温度最高顶层油温自然循环自冷、风冷4095强迫油循环风冷40852.3 干式变压器绕组温度不宜高于90运行，但最高不得超过110。在环境温度0-50时，可
4、带105%负荷长期运行。3变压器冷却装置的运行3.1 变压器的冷却装置应随变压器投入运行，检查进出口蝶阀应在打开位置。3.2 运行中的散热片应无严重渗漏油，风道通畅。4变压器分接装置的规定4.1主变压器分接头调整工作应根据系统调度命令执行，厂用变压器分接头调整应根据现场母线电压进行调整，以保证正常运行时设备所承受的运行电压在允许范围内；4.2无载调压变压器分接头的调整，应在断开各侧开关和隔离开关，做好安全措施后执行，分接头切换后应测量其直流电阻，并应做好记录。第三节变压器的操作和维护1变压器测绝缘规定1.1 变压器在新安装或大修后投入运行前、 发生故障后以及长期停用或发现绝缘受潮象征,均应测量
5、绝缘电阻。1.2 测量变压器绝缘电阻时,应根据变压器的电压等级使用合适的兆欧表进行。1.3 变压器的绝缘电阻值一般不得低于出厂或安装时绝缘值的50%,如低于规定值,应查明原因。1.4 低压厂用变压器投运前应测量绝缘电阻。2变压器的检查2.1 值班人员应按巡回检查制度的规定,定期巡视检查变压器的运行情况,遇到气候剧烈变化、带缺陷运行，新安装或大修后初次投入运行,应适当增加检查次数。2.2 油浸变压器投运前的检查2.2.1 有关工作票已全部终结，临时安全措施拆除，常设遮拦及标示牌已经恢复；2.2.2 变压器二次保护设备正常，各项试验及有关记录正确，具备投入条件；2.2.3 变压器本体及周围清洁,顶
6、部及母线无遗留物,各部无渗(漏)油,接地装置良好；2.2.4 套管及支柱瓷瓶无裂纹破损,引线接头应紧固；2.2.5 油位、油色正常；2.2.6 吸潮器内干燥剂无变色,呼吸畅通；2.2.7 变压器各阀门位置正确,符合运行要求；2.2.8 分接开关位置正确。2.2.9 冷却装置应完好；2.2.10 保护投入正确；2.2.11 温度表完整且指示正确;2.2.12 压力释放阀应完好且位置正确；3油浸变压器运行中的检查3.1 变压器各部外观清洁,无渗(漏)油现象,套管无裂纹及放电痕迹；3.2 变压器的绕组温度、油温、油色、油位及响声是否正常；3.3 吸潮器、压力释放装置、瓦斯继电器运行正常；3.4 各引
7、线接头无过热现象；3.5 变压器冷却装置运行正常，无严重渗漏油。3.6 控制箱、端子箱内各元件正常，柜门应关严。3.7 定期采用红外成像仪测量变压器本体、接头、套管等部位的温度。4有载调压分接开关检查：4.1 控制电压应在规定电压偏差范围内。4.2 控制器电源指示灯显示正常。4.3 分接位置指示器应指示正确。4.4 分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常。4.5 分接开关及其附件各部位应无渗漏油。4.6 计数器动作正常，及时记录分接变换次数。4.7 电动机构箱内部应清洁，润滑油正常，机构箱门关闭严密，以防潮、防尘、防止小动物进入。5变压器的特殊检查项目5.1 瓦斯继电器动作后，应
8、立即对变压器进行检查。5.2 雷雨过后检查各部无放电痕迹，引线连接处无过热现象，还应检查避雷器的记数器的动作次数并作记录。5.3 大风天应检查引线有无剧烈摆动，变压器上部及周围有无杂物。5.4 大雾天检查套管有无严重火花放电现象。5.5 大雪天检查套管、引线连接处有无落雪即溶或有冰溜子。5.6 气温骤变时检查油枕和充油套管油位、温升及温度变化情况。5.7 变压器过负荷运行或冷却装置故障时，应每30分钟检查一次。5.8 夜间关灯检查各接头有无发热烧红现象，套管有无放电现象。6干式变压器投运前的检查6.1 变压器本体及周围清洁；6.2 高、低压侧进出线端子及高压线圈连接紧固；6.3 高压绝缘子瓷瓶
9、无裂纹破损；6.4 冷却装置应完好,并送电；6.5 调压装置正常，位置指示正确；6.6 温控器接线正确；6.7 干式变柜门、锁完好。7干式变压器运行中的检查7.1 变压器绝缘子无裂纹；7.2 高、低压侧进、出线端子及高压线圈连线连接无过热现象及放电痕迹；7.3 变压器冷却装置是否运行正常；7.4 变压器温控器是否正常；7.5 变压器三相绕组温度是否正常。8变压器的有关操作8.1 变压器投运前应检查检修工作结束,工作票收回,安全措施全部拆除,测量或核查绝缘电阻合格,仔细检查确认变压器在完好状态,具备运行条件。8.2 新投运的变压器或更换绕组后的变压器，投运前应在额定电压下空载合闸35次，每次间隔
10、515分钟，第一次受电后持续时间应不少于10分钟。合闸前必须确认中性点接地、重瓦斯保护投跳闸。8.3 合闸冲击正常后，应空载试运行24小时，并取油样复试合格后方可带负荷运行。新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在加电压前的静止时间应不少于48h。8.4 装有储油柜的变压器，带电前应排尽套管升高座、散热器及净油器等上部的残留空气。8.5 低压厂用变压器投运时,应先合高压侧开关（断路器）,后合低压侧开关（断路器）,停运时顺序相反。8.6 变压器停送电操作，必须使用断路器，严禁用拉合刀闸（隔离开关）投停变压器；8.7 允许用熔断器（跌落保险）投切空载配电变压器；8.8 运行中的变压器在进行滤油、补
11、油、清理呼吸器等工作前，瓦斯保护应改投信号位。待工作完毕，变压器停止排气泡后，方可将瓦斯保护投跳闸位置。8.9 换油后投运的变压器，应将瓦斯保护投信号位置， 待运行24小时后投入跳闸位。 8.10 禁止将瓦斯保护和变压器的其他主保护同时退出运行。9变压器有载调压分接开关的操作规定 9.1 应逐级调压，三相同步电动操作，同时监视分接位置及电压、电流的变化。9.2 有载调压变压器与其它变压器并联运行时，不宜进行调压操作，如果需要调压其调压操作应轮流逐级或同步进行，不得使得变压器环流大于5%的额定电流。9.3 应核对系统电压与分接额定电压间的差值，使其符合变压器有载调压的规定。9.4 操作中发生联动
12、时，应在指示盘上出现第二个分接位置时立即切断操作电源，如有手摇机构，则手摇操作到适当分接位置。9.5 有载调压变压器过载1.05倍以上时，禁止分接开关换档操作。9.6远方电气控制操作时，发生下列情况应立即切断操作电源，中止操作：分接开关发生拒动、误动；电压表和电流表变化异常；电动机构或传动机械故障；分接位置指示不一致；切换过程中内部有异声；压力释放阀或轻瓦斯保护动作；看不见油位或大量喷漏油及危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时，应禁止或中止操作。10变压器并列运行的条件10.1 绕组接线组别相同；10.2 电压比相同，差值不得超过0.5%；10.3 阻抗电压值相等，偏差小于10%。11
13、下列情况下变压器投运前必须定相11.1 新装变压器或变压器大修后；11.2 变压器更换线圈或接线变更及改变接线组别；11.3 更换电缆或电缆头；11.4 与变压器连接的电压互感器进行检修后。第四节 变压器的异常运行及事故处理1变压器事故过负荷1.1 在事故情况下,变压器允许按规定的过负荷值运行。1.2主变过负荷时,应汇报值长,限制负荷。厂用干式变压器过负荷超过允许值时,可调整运行方式,转移负荷，并检查所有冷却装置运转正常。1.3变压器过负荷运行时,应加强对变压器各部温度及油位的监视，并控制变压器过负荷在允许范围内。1.4变压器过负荷后,应对变压器进行全面的检查,并做好记录。1.5干式变压器在环
14、境温度不超过20时，过负荷允许带110长期运行，在强迫风冷的条件下，变压器能带150额定容量。1.6油浸自然循环冷却变压器事故过负荷允许运行时间(小时:分)过负荷倍数环境温度()0102030401.124:0024:0024:0019:0007:001.224:0024:0013:0005:5002:451.323:0010:0005:3003:0001:301.408:3005:1003:1001:4500:551.501:5003:1002:0001:1000:352变压器温度升高2.1对变压器温度、温升进行观察,并与相同负荷和冷却条件下的温度进行比较,确认变压器温度是否为不正常的升高。
15、2.2检查变压器冷却系统是否运行正常。2.3 检查测温装置及二次回路是否正常。2.4 若是变压器负荷过重,可适当降低变压器的负荷,以限制温度的上升,并使之逐步降低到允许范围之内。2.5 如变压器负荷、冷却系统及测量回路均正常,温度却不断上升,则认为变压器内部有故障,应停用变压器进行检查。3变压器油位异常3.1如变压器油位过低,应检查变压器油箱及各引油管路是否有漏油现象,如是轻度漏油引起, 应通知检修补油并进行处理。如因大量漏油,无法制止,使油位迅速下降及轻瓦斯信号发出,应停止故障变运行。3.2如变压器油位过高时,应分析和查明原因,并通知检修人员适当放油。3.3 检查是否因油位计或二次回路故障误
16、发信号。3.4 变压器油位异常时严禁退出重瓦斯保护，使变压器继续运行。4变压器冷却系统故障4.1 监视变压器温度的变化。4.2 按冷却器的运行情况，控制变压器负荷。5变压器瓦斯保护动作的处理5.1变压器轻瓦斯动作报警信号发出时,应对变压器进行全面的检查,鉴定瓦斯继电器内的气体性质,如为空气进入,只要把气体排出,变压器即可正常运行；如果查明气体是变压器内部故障引起,则应停电检修。5.2变压器轻瓦斯动作,在处理过程中,应密切注意变压器电流、油温及声音的变化,如有异常,应尽快停电处理。5.3当变压器因漏油使轻瓦斯保护动作,应对漏油情况进行处理，并根据油位情况决定是否停运变压器。5.4变压器重瓦斯保护
17、动作跳闸,同时有电气故障象征,应对变压器进行全面的检查,并取样进行试验分析,未经鉴定试验合格前,不允许投入运行。5.5变压器重瓦斯动作跳闸时如无电流冲击,外部检查无异常,且又收集不到气体,可判断为误动,应请示有关领导同意,可对变压器试充电。5.6如瓦斯继电器无气体应通知检修检查保护回路。6变压器压力释放装置动作6.1检查压力释放装置动作后是否返回,是否有大量喷油,如大量喷油不止,开关未跳闸,应手动断开开关,停止故障变压器运行。6.2检查变压器喷油后是否着火,并做好防火措施。6.3压力释放动作后,应手动复归信号。7变压器有下列情况时,应联系调度停运：7.1 套管有裂纹或放电现象；7.2 软引线断
18、股，或硬连接排有裂纹7.3 上部落物危及安全，不停电无法消除；7.4 变压器严重漏油；7.5 负荷、环境温度及冷却条件均无明显变化时，而变压器上层油温超过规定值，但不超过最高允许值；7.6 油色变异，但并不严重；7.7 声音异常，但无放电声；7.8 引线端子发热超过70，仍有上升趋势，但未融化。8变压器有下列情况之一者,应立即停止故障变压器运行：8.1 变压器内部声音很大,并有爆裂声。8.2 套管炸裂，闪络放电；8.3 引线端子熔化放电；8.4 内部冒烟着火，储油柜或压力释放阀喷油；8.5 负荷及冷却条件无变化，油温急剧上升，超过最高允许值并继续上升；8.6 变压器大量漏油，油位低于瓦斯继电器
19、以下；8.7 油色变化过甚，油内出现碳质；8.8 不停电不可抢救的人身触电；8.9 变压器着火；8.10 变压器无保护运行（直流系统选接地除外）；8.11 轻瓦斯动作信号发出，放气检查为淡黄色气体或可燃气体；9变压器运行中跳闸9.1 变压器自动跳闸后,应立即检查保护动作情况、备用电源联动情况，在未查明原因及消除故障前,不得对该变压器强送电。跳闸原因一般有变压器保护范围内发生故障、外部故障而保护拒动或断路器失灵造成变压器后备保护动作（如：零序电流、电压、间隙过流，阻抗，复合过流，过流）、系统操作（如：空投变压器）或外部故障造成变压器保护误动（如:差动保护）、二次回路故障造成断路器误动。9.2根据
20、保护动作情况，故障录波，跳闸顺序等，判断跳闸原因和性质。如果为变压器主保护动作，查清原因，隔离故障点，通知检修处理。如果是后备保护动作，应查清原因，隔离故障点，检查跳闸变压器无异常后恢复跳闸变压器的运行。如果是二次回路原因或保护误动应查清原因，尽快消除，检查跳闸变压器无异常后恢复跳闸变压器的运行。10变压器着火。10.1立即将故障变压器停止运行, 停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延，同时通知消防队。10.2 变压器的自动灭火装置应起动,否则应人为开启或迅速使用灭火装置灭火。10.3 若油溢在变压器顶盖上面着火时,应打开变压器放油门放油至适当位置。10.4 若变压器内部故障引起着火,则
21、不能放油,以防变压器发生爆炸。10.5 根据火情隔离相邻设备。第五节 事故处理的一般原则1事故处理的一般原则1.1事故处理必须严格遵守电业安全工作规程、调度规程、现场运行规程及有关安全规定，服从上级调度和当值值长指挥，正确执行命令；1.2正确判断事故的性质和范围，迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威协；1.3在处理事故时，应根据现场情况和有关规程规定启动备用设备运行，采取必要的安全措施，对未造成事故的设备进行必要的安全隔离，保持其正常运行，防止事故扩大；1.4开关跳闸后，重合闸动作重合不成功或重合闸未动作，均应立即检查线路有无电压和开关是否正常，并迅速报告调度，按调令强送电
22、；强送一次不成功不再强送，应对一次设备进行全面检查，无异常时按调令进行处理，线路开关跳闸后的强送电，均应在确认事故线路无电压的情况下进行；1.5凡线路带电作业，无论是否需要停用重合闸，事故跳闸后均不得立即强送，应联系工作负责人后再决定是否强送；1.6如果在交接班时发生事故，应中止交接班，由交班值长负责指挥处理，接班值长协助处理事故。2事故处理过程2.1事故发生时，值班员立即记录事故发生的时间、保护动作情况、开关跳闸情况、故障信号、系统参数指示和设备停运等内容，并向值长汇报；2.2指派值班人员立即核对保护及自动装置动作信息和开关跳闸情况，并及时汇报调度；2.3事故发生后，指派运行人员对跳闸开关回
23、路设备进行全面检查；2.4值长根据现场检查结果与事故信号、故障录波波形等进行分析比较，综合判断事故性质，对事故的处理方案提出初步建议，并向调度汇报事故详细情况及分析判断结果；在调度的指挥下按照事故处理原则进行事故处理；2.5事故处理暂告一阶段后，值长向调度及部门领导汇报详细的处理情况。3处理事故的主要任务 3.1限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁；3.2尽快对停电设备恢复供电；调整系统运行方式，使其恢复正常；3.3处理事故要注意站用电的安全，确保站用电电源；3.4事故发生后，值长根据事故现象对事故性质进行综合判断，将事故情况简要向调度汇报如下：3.4.1事故发生的时间；3.4
24、.2跳闸设备、开关、光伏阵列名称和编号；3.4.3继电保护与自动装置动作情况；3.4.4主设备电压、负荷变化情况；3.4.5现场采取的初步处理措施。3.5事故发生后，指派值班员对以下内容进行准确记录：3.5.1事故发生的时间；3.5.2开关位置变化情况指示；3.5.3主设备运行参数指示（电压、电流）、减发负荷情况；3.5.4操作员站全部故障信号、信息；3.5.5记录人将记录情况核对无误后，向值长汇报。4事故处理注意事项：4.1当事故情况比较严重、出现光字信号较多时，为避免耽误调度对事故的处理时间，值长应先向调度对事故性质做简要汇报，告知开关跳闸、重合、保护动作等情况，不得因记录光字信号延误向调
25、度汇报；4.2事故处理过程中应及时记录调度命令指示；事故处理过程要及时与调度、部门领导交换意见，听取对事故处理的指导意见；4.3为防止事故扩大、设备损坏，值班人员在紧急情况下，可先行处理，然后报告值班调度员所操作项目；4.4将危及人身安全和可能扩大事故的设备立即停止运行；将已损坏的设备以及运行中有可能受损坏的设备进行隔离；4.5母线电压消失后，将连接在该母线上的所有开关断开；电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将可能引起误动的保护退出运行。5线路保护动作跳闸事故处理原则5.1线路保护动作跳闸时，运行值班人员应认真检查保护及自动装置动作情况，检查故障录波动作情况，分析保护及自动装置动作原因；5.
26、2即时向调度汇报，便于调度及时、全面地掌握情况，进行分析判断；5.3线路保护动作跳闸，无论重合闸装置是否动作或重合成功与否，均应对开关进行外部检查；5.4凡线路保护动作跳闸，应检查开关所连设备、出线部分有无故障现象；5.5充电的线路，跳闸后一律不试送电；5.6开关遮断容量不够、事故跳闸次数累计超过规定，重合闸装置退出运行，保护动作后一般不能试送。6箱式变压器事故跳闸，应按下述原则处理6.1变压器的主保护动作跳闸，未查明原因、消除故障之前，不得强送电；6.2如因线路故障，保护越级动作引起变压器跳闸，则故障开关断开后，可立即恢复变压器运行；6.3若为光伏进线故障引起，根据故障现象，判断处理。7高压
27、断路器的事故处理7.1断路器有下列情形之一者，立即停电处理，并采取相应的防跳措施：7.1.1套管有严重破损和放电现象。7.1.2真空断路器突然出现真空破坏的现象。7.1.3 SF6断路器出现气压降低至禁分值。注意事项（1）断路器动作跳闸后，应立即对断路器及所属一次设备进行外部检查。（2）对故障跳闸线路强送后，无论成功与否，均应对断路器外观进行仔细检查。（3）SF6断路器发生严重漏气事故时，值班人员严禁接近故障断路器(必须接近检查时人员一定处上风向位置)。8断路器跳闸的处理8.1断路器事故跳闸，在任何情况下不得强送。8.2断路器事故跳闸，应立即检查断路器跳闸情况以及保护动作情况，并汇报上级领导。
28、8.3断路器事故跳闸，应立即对跳闸断路器进行外观检查。8.4若属断路器拒跳（包括断路器故障和保护拒动）引起越级跳闸，检查跳闸断路器有无异常，将拒跳的断路器隔离；待故障消除后，方可将断路器投入运行。8.5检查与跳闸断路器所连接的所有设备有无故障。若无故障，经检查保护回路无异常、测量设备绝缘电阻合格后，可试送一次。试送成功后，恢复设备正常运行。若试送不成功，或经短时间运行后再次跳闸，在未查明跳闸原因之前，不得再次合闸送电。9直流系统的事故处理9.1直流系统绝缘有明显下降时，应查明原因，尽快消除。9.2当发生直流接地时，应视为事故状态，立即停止二次回路上的工作，尽快查找处理，防止两点接地造成保护误动
29、。9.3采取瞬时停电方法查找直流系统接地，涉及调度管辖的设备时，必须经调度许可。9.4对保护回路直流电源进行瞬时停电进行直流接地查找时，应采取防止保护误动的措施，防止在瞬停过程中保护动作误跳闸。9.5直流系统接地故障查找的顺序9.5.1判断是正极还是负极接地，是母接地还是母接地。9.5.2拉合直流事故照明回路。9.5.3拉合合闸回路。9.5.4拉合控制信号回路。9.5.5检查充电装置回路以及蓄电池本体。 10互感器的事故处理10.1运行中的电压互感器，发生下列现象之一时，应立即将电压互感器停运，并汇报上级领导：10.1.1高压保险丝熔断。10.1.2内部发热，温度过高。10.1.3内部有异常声
30、响。10.1.4有严重漏油、喷油现象。10.1.5套管、引线与外壳之间放电。10.1.6二次回路短路。10.2运行中的电流互感器，发生下列现象之一时，应立即将电流互感器停运，并汇报上级领导：10.2.1内部声音异常、有臭味或冒烟。10.2.2导线与外壳之间有放电现象。10.2.3充油式电流互感器严重漏油。10.2.4外绝缘破裂放电。10.2.5二次回路开路。11全站失压事故的处理11.1夜间事故时，应先打开事故照明，检查以下项目，并汇报上级领导：11.1.1保护动作情况、信号、仪表指示、开关跳闸情况。11.1.2各母线、连接设备及变压器等有无异常，电源进线上有无电压。11.1.3断开有保护动作
31、信号的开关。11.1.4全站失压，应立即拉开失压母线上的补偿电容器开关。11.1.5全站失压时，应检查孤岛保护是否动作，若保护未动作，线路出现断路器未跳闸时，应立即断开线路断路器，汇报调度及上级领导。11.1.6全站失压后，断开站用电工作电源开关，检查本站设备无异常后，将站用电热备用中的备用电源投入。12中性点不接地系统接地故障的处理12.1接地故障的判定：12.1.1完全接地时，绝缘监察表三相指示不同，故障相对地电压为零或接近零，非故障相电压将升高倍，且持久不变。12.1.2不完全接地时，接地相电压降低，非故障相电压升高且持久不变。12.1.3弧光接地时，非故障相电压可能升高到额定电压的2.
32、5-3倍。12.1.4间隙性接地故障时，接地相电压时增时减，非故障相电压时增时减且正常。12.2接地故障的查找12.2.1接地故障持续5分钟不消失，首先检查站内设备有无明显接地放电现象，若无明显迹象，则应联系调度判断是否线路接地，必要时根据调度命令对线路进行拉路选线。12.2.2确定线路接地后，尽快汇报调度并尽快巡线处理。12.2.3线路发生稳定性接地时，允许带接地运行2小时。若是不稳定接地时，可立即拉开线路。12.2.4接地故障如发生在雷雨期间，可立即拉开线路。12.2.5带接地运行时，要注意监视电压互感器声响和发热情况。12.2.6应能准确判断电压互感器熔断器熔断、谐振过电压与接地故障的区
33、别。12.3系统谐振过电压事故的处理方法：12.3.1处理谐振过电压事故的关键是破坏谐振条件，值班人员应根据系统情况、操作情况做出正确判断，按以下方法处理：12.3.1.1由于操作而产生的谐振过电压，一般恢复到操作以前的运行状态，谐振过电压即可消除。12.3.1.2运行中发生的谐振过电压，可以联系调度试断开一条不重要负荷的线路，消除谐振。12.3.1.3接地后发生的谐振，应立即断开接地线路。13水灾、火灾事故的处理13.1当电站发生水灾时，应尽快疏通水流。危及到设备运行安全时，应立即停电处理。13.2当电站发生火灾时，使用灭火器或沙子阻断火势，防止火势蔓延，必要时联系消防队。13.3带电设备着火时，应将设备停电后再灭火。13.4发生水、火灾时要及时上报上级领导。