状态检修调考题库变电专业.docx
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状态检修调考题库变电专业
变电专业
一、判断题
1、对变压器(电抗器)在不停电状态下进行的带电测试、外观检查和维修是D类检修。
(√)
2、变压器本体油箱的改造属于A类检修。
(
)
3、对变压器进行状态评价时,当所有部件状态为严重状态时,整体评价才为严重状态。
(×)
4、对电流互感器进行相对介损和相对电容量的带电测试属于C类检修。
(×)
5、对于并联电容器装置,其中单台电容器的更换属于B类检修。
(√)
6、对于并联电容器装置,其中串联电抗器的更换属于A类检修。
(×)
7、开展金属氧化物避雷器持续运行电压下的阻性电流和全电流测试属于C类检修。
(×)
8、开展金属氧化物避雷器直流1mA电压测试属于C类检修。
(√)
9、电容式电压互感器的状态评价分为电容分压器和电磁单元两个部件。
(×)
10、接地变压器的更换属于消弧线圈的A类检修。
(×)
11、控制系统的更换属于消弧线圈的B类检修。
(√)
12、消弧线圈成套装置中阻尼电阻器的更换属于B类检修。
(√)
13、消弧线圈成套装置中分接开关的更换属于B类检修。
(√)
14、根据直流系统各元件的独立性,将变电站直流系统分为蓄电池、充电装置、馈电及网络、监测单元四个元件进行评价。
(√)
15、直流电源系统的检修周期应与试验周期一致,试验周期推荐为3年。
运行6年后,蓄电池组应每年进行一次核对性充放电试验,其他元件视状态评价结果确定检修周期。
(√)
16、油浸式电抗器的诊断试验中,电抗值测量的注意值为初值差不超过±3%。
(×)
17、220kV油浸式电力变压器、电抗器油中溶解气体分析的基准周期为半年。
(√)
18、220kV油浸式电流互感器例行试验的油中溶解气体分析中乙炔的注意值为1uL/L。
(√)
19、膜纸复合绝缘的电容式电压互感器介质损耗因素测量的注意值是0.005。
(×)
20、绕组频率响应分析属于变压器的例行试验项目。
(×)
21、局部放电测试属于变压器的诊断性试验项目。
(√)
22、交流耐压试验属于电流互感器的诊断性试验项目。
(√)
23、油中溶解气体分析属于电磁式电压互感器的诊断性试验项目。
(×)
24、《输变电设备状态检修试验规程》中规定:
存在重大家族缺陷的设备需提前或尽快安排例行或/和诊断性试验。
(√)
25、电容式电压互感器的诊断性试验中包括对电磁单元的感应耐压试验,耐压值为出厂值的75%。
(×)
26、绕组绝缘电阻随温度升高而减小。
(√)
27、在运行条件下,测量流经铁芯接地线的电流,正常情况下应不大于100mA。
(√)
28、油化验中总烃包括CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体。
(√)
29、电容式电压互感器,主要由电容器和线圈两个大部件组成。
(√)
30、变压器在额定电压、额定频率、带额定负载运行时,所消耗的有功功率就是该变压器的负载损耗。
(×)
31、例行检查是指定期在现场对设备进行的状态检查,含各种简单保养和维修。
(√)
32、电压互感器二次绕组不允许开路,电流互感器二次绕组不允许短路。
(×)
33、金属氧化物避雷器的例行试验项目不含避雷器本体绝缘电阻的测试。
(√)
34、对油浸式变压器、电抗器进行外施工频耐压试验时,试验电压为出厂试验电压的90%。
(×)
35、绝缘电阻测量结果是外绝缘表面电阻与内绝缘电阻的并联值。
因此所测量电阻值比内绝缘的实际绝缘电阻值要小。
(√)
36、变压器外部发生短路引起的绕组过电流属于变压器的正常运行状态。
(×)
37、变压器在空载合闸时的励磁电流基本上是感性电流。
(√)
38、变压器剩磁会对充电绕组的电感值产生影响,从而使测量时间增长。
(√)
39、在一般情况下,变压器铁芯中的剩磁对额定电压下的空载损耗的测量不会带来较大的影响。
(√)
40、油浸变压器的本体油箱及内部部件的检查、改造、更换、维修属于A类检修。
(√)
41、电流互感器电容量初值差不超过-5%~10%。
(×)
42、电容式电压互感器电容量初值差不超过±2%。
()
43、电磁式电压互感器只有在中性点非有效接地系统中才会发生铁磁谐振。
()
44、电容式电压互感器不会发生铁磁谐振。
()
45、金属氧化物避雷器由于阀片的非线性特性,阻性电流一般指的是峰值。
()
46、中性点不接地系统发生单相接地时,接地电弧有可能引发相间短路。
()
47、引起工频过电压的原因包括线路空载运行、单相接地等不对称故障。
()
48、与电容器组串联的电抗器,起抑制高次谐波,限制合闸涌流的作用。
()
49、新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的变压器,在投运后的第1、4、7、10天各进行一次油中溶解气体分析试验。
()
50、绝缘介质的介质损耗因数只能用于判断整体绝缘状况,对于判断局部缺陷不灵敏,还需通过色谱分析、绝缘电阻、交流耐压等方法综合分析。
()
51、对电流互感器进行局部放电试验时,检测阻抗Zm可串接在被试品接地端,但不管检测阻抗接在什么位置,校正方波一定要从试品两端注入。
()
52、对变压器绕组纵绝缘而言,冲击截波电压比冲击全波电压的作用危险性大。
()53、电气设备内绝缘全波雷电冲击试验电压与避雷器标称放电电流下残压之比,称为绝缘配合系数,该系数越大,被保护设备越安全。
()
54、变压器冲击合闸时,如果电压为最小值,则其励磁涌流将会很小。
()
55、两台阻抗电压不等的变压器并联运行时,负载的分配与阻抗电压成正比。
()
56、变压器出现假油位与呼吸器是否堵塞无关。
()
57、对变压器进行感应耐压试验时,耐压时间与施加电压的频率无关。
()
58、电容器组过电压保护用金属氧化物避雷器接线方式应采用星形接线,中性点直接接地方式。
()
59、SF6电流互感器运行中应巡视检查气体密度表,产品年漏气率应小于0.5%。
()
60、新安装干式空芯电抗器时,不应采用叠装结构,避免电抗器单相事故发展为相间事故。
()
61、《国家电网公司十八项反措》要求生产厂家应在出厂试验报告中提供每台电容器的脉冲电流法局部放电试验数据,放电量应不大于50pC。
()
62、《国家电网公司十八项反措》要求对金属氧化物避雷器,必须坚持在运行中按规程要求进行带电试验。
当发现异常情况时,应及时查明原因。
35kV及以上电压等级金属氧化物避雷器可用带电测试替代定期停电试验,但对500kV金属氧化物避雷器应3-5年进行一次停电试验。
()
63、国网公司《输变电设备状态检修试验规程》对试验进行了分类,将试验分为例行试验和诊断性试验。
()
64、变压器油色谱分析,一氧化碳(CO)、二氧化碳(CO2)含量异常增大应怀疑涉及到固体绝缘。
()
65、将电容量C1为200μF,耐压为500V和电容量C2为300μF,耐压为900V的两只电容器串联起来后,在两端加1000V电压,电容器不会被击穿。
()
66、电容型设备如耦合电容器、套管、电流互感器等,其电容屏间绝缘局部层次击穿短路后,测得的电容量Cx变大。
()
67、注意值是指状态量达到该数值时,设备已存在缺陷并有可能发展为故障。
()
68、有注意值要求的状态量,若当前试验值超过注意值或接近注意值的趋势明显,对于正在运行的设备,应加强跟踪监测。
()
69、有警示值要求的状态量,若当前试验值超过警示值或接近警示值的趋势明显,可以结合停电进行试验。
()
70、对于数量较多的同厂同型设备,若例行试验项目的周期为2年及以上,宜在周期内逐年分批进行,这一方式称为轮试。
()
71、基准周期是指《输变电设备状态检修试验规程》规定的巡检周期和例行试验周期。
()
72、设备试验初值可以是出厂值、交接试验值、早期试验值、设备核心部件或主体进行解体性检修后的首次试验值等。
()
73、新设备投运满1年(220kV及以上)、或满1到2年(110kV)、以及停运6个月以上设备重新投运前的设备,应进行例行试验。
()
74、国家电网公司《输变电设备状态检修试验规程》要求经历了5级以上地震后要对所有瓷件进行超声探伤检查。
()
75、在线监测装置通常安装在被监测设备上或附近,用以自动采集、处理和发送被监测设备状态信息的监测装置(含传感器)。
()
76、综合监测单元以被监测设备为对象,接收与被监测设备相关的在线监测装置发送的数据,并对数据进行加工处理,实现与站端监测单元进行标准化数据通信的装置。
()
77、站端监测单元以变电站为对象,承担对站内全部监测数据的分析和对监测装置、综合监测单元的管理。
实现对监测数据的综合分析、预警功能,以及对监测装置和综合监测单元设置参数、数据召唤、对时、强制重启等控制功能,并能与主站进行标准化通信。
(
)
78、全电流是指在正常运行电压下,流过变电设备主绝缘的电流。
全电流由阻性电流和容性电流组成。
(
)
79、对于过程层到间隔层未采用DL/T860通信标准的在线监测系统,应在间隔层配置综合监测单元,实现在线监测装置通信标准统一转换为DL/T860通信标准与站端监测单元通信。
(
)
80、750kV及以上电压等级油浸式变压器、电抗器应配置油中溶解气体在线监测装置。
()
81、±400kV及以上电压等级换流变压器、500kV油浸式变压器宜配置油中溶解气体在线监测装置。
()
82、500kV(330kV)电抗器、330kV、220kV油浸式变压器应配置油中溶解气体在线监测装置。
()
83、220kV及以上电压等级变压器、换流变应配置铁心、夹件接地电流在线监测装置。
()
84、220kV及以上电压等级变压器宜预留供日常检测使用的超高频传感器及测试接口。
()
85、220kV及以上电压等级变压器宜预埋光纤测温传感器及测试接口。
()
86、220kV及以上电压等级GIS应预留供日常检测使用的超高频传感器及测试接口。
()
87、220kV及以上电压等级变压器(电抗器)套管应配置在线监测装置。
()
88、倒立式油浸电流互感器、SF6电流互感器因其结构原因不宜配置在线监测装置。
()
89、220kV及以上电压等级金属氧化物避雷器应配置阻性电流在线监测装置。
()
90、在线监测装置的绝缘性能试验要求中,在恒定湿热条件下,装置各独立电路与外露的可导电部分之间,以及各独立电路之间的绝缘电阻须不小于5兆欧。
()
91、在正常试验大气条件下,在线监测装置各独立电路与外露的可导电部分之间,以及各独立电路之间,应能承受频率为50Hz,历时1min的工频耐压试验而无击穿闪络及元件损坏现象。
()
92、在线监测装置的高温试验时间为12小时。
()
93、在变压器油中溶解气体监测中,总烃为烃类气体含量的总和,即指甲烷、乙烷、乙烯、乙炔含量的总和。
()
94、将溶解于油中的气体脱离出来的过程,称为油气分离过程。
()
95、油气分离采用的方法主要有真空分离法、动态顶空分离法、膜渗透分离法等。
()
96、变压器油中溶解气体监测装置若采用循环油工作方式,油气采集部分需进行严格控制,应满足不污染油、循环取样不消耗油等条件。
()
97、变压器油中溶解气体监测装置的最小检测周期应不大于1小时。
()
98、变压器油中溶解气体监测装置的误差要求为最低检测限值或±30%,测量误差取两者最小值。
()
99、测量重复性检验指针对同一油样连续进行5次油中气体成分分析,试验结果之间的差异不超过5次结果平均值的10%。
()
100、在线监测系统通过预验收后应进行不少于一年的试运行。
()
101、在线监测装置进行72h(常温)的连续通电试验,且在72h期间,装置各项功能正常,测量数据稳定无明显波动。
()
102、变压器油中溶解气体监测装置测量误差试验中,油样分析的基准以同类型监测装置测试结果为基准比较。
()
103、变压器油中溶解气体监测装置测量误差试验中,制备的油样中各气体成分浓度由实验室气相色谱仪标定。
()
104、电容型设备绝缘在线监测装置测量误差试验中,测点选择应在全电流和介质损耗的测量范围内,选取包括最低检测限值、最高检测限值及其他4个测量点在内的共6个测量点。
()
105、金属氧化物避雷器绝缘在线监测装置测量误差试验中,测点选取包括在线监测装置最小可测量全电流值、最大可测量全电流值及其他4个电流值在内的共计6个不同的电流值。
()
106、金属氧化物避雷器绝缘在线监测装置测量误差试验中,全电流和阻性电流的检验基本误差要求均为±(标准读数³5%+5μA)。
()
107、高频法局部放电检测技术是指对频率介于30MHz~300MHz区间的局部放电信号进行采集、分析、判断的一种检测方法。
()
108、设备状态评价应实行动态化管理,每次检修或者试验后应进行一次动态评价。
()
109、设备状态评价的一般状态量是指对设备的性能和安全运行有较大影响的状态量。
()
110、设备状态量的扣分值是由状态量的劣化程度和权重共同决定的。
()
111、设备状态量的权重是由其对设备安全运行的影响程度决定的。
()
112、当任一部件状态为注意状态、异常状态或者严重状态是,设备整体评价应为其中最严重的状态。
()
113、设备各个部件状态量的合计扣分达到较高的分值时,设备被评价为严重状态。
()
114、设备状态量劣化程度共分为四级,其中第Ⅳ级对应的基本扣分值为10分。
()
115、如果单项状态量扣分导致设备评价结果为“注意状态”,应根据实际情况提前安排C类检修。
(
)
116、如果仅由多项状态量合计扣分导致设备评价结果为“注意状态”,可按正常周期执行,并增加必要的检修或试验内容。
(
)
117、被评价为“异常状态”的设备,应根据评价结果确定检修类型,并适时安排检修。
实施前加强D类检修。
(
)
118、设备的A、B类检修周期是以基准周期为基础,根据设备状态评价结果来确定的。
()
119、设备评价为“注意状态”,其检修周期不应大于正常周期。
()
120、SF6高压断路器状态评价时共分为本体、操动机构、并联电容器三个部件。
()
121、SF6高压断路器状态评价时,累计开断短路电流值是其重要状态量。
()
122、SF6高压断路器操动机构操作次数大于厂家规定值,应评价为异常状态。
()
123、评价为“严重状态”的SF6高压断路器,根据评价结果确定检修类型,并应尽快安排检修,实施前适当安排D类检修。
()
124、更换SF6高压断路器直流空开等二次元件属于其B类检修。
()
125、设备A类检修和B类检修即常规意义上的大修。
()
126、GIS设备的单项重要状态量已经严重超过标准值,应评价为严重状态,并应尽快安排检修。
()
127、GIS设备的状态评价分为整体评价和间隔评价两个部分。
()
128、GIS设备状态评价时共分为7个部件进行评价。
()
129、GIS设备的机械特性测试发现其分合闸同期性不能符合制造厂的要求,则应评价为严重状态。
()
130、GIS设备隔离开关(检修或快速)接地开关的处理属于其B类检修。
()
131、GIS状态检修的内容主要包括停电、不停电测试和试验以及停电、不停电检修维护工作。
()
132、隔离开关的状态评价分为整体评价和部分评价两个部分。
()
133、如接地开关机械闭锁失灵,则应被评价为严重状态。
()
134、隔离开关存有严重家族性缺陷尚未整改,应被评价为异常状态。
()
135、隔离开关操动机构整体更换属于其A类检修。
()
136、隔离开关不停电情况下进行的维修和保养,属于其D类检修。
()
137、隔离开关C类检修的正常周期应与例行试验周期一致。
()
138、只有当SF6断路器的所有部件都被评为严重状态时,该断路器整体才能被评为严重状态。
()
139、SF6高压断路器主回路电阻测量时,测量电流可取100A至额定电流之间的任意值
()
140、SF6高压断路器端口间并联电容(油浸纸式)介质损耗因数应不大于0.005。
()
141、SF6高压断路器核心部件或者主题进行解体性检修之后应进行交流耐压试验。
()
142、GIS设备断路器隔室的SF6气体微水含量(20℃)不应超过500μL/L。
()
143、SF6断路器和GIS设备中的SF6气体纯度应≥99.8%。
()
144、GIS设备绝缘电阻测试应在交流耐压前进行,用2500V绝缘电阻表测量。
()
145、真空断路器的主回路电阻初值差应小于50%。
()
146、若GIS母线较长、间隔较多,其主回路电阻应分段测量。
()
147、初值指能够代表状态量原始值的试验值,是指设备交接试验的测试值。
()
148、设备状态量达到注意值时,设备可能存在或可能发展为缺陷。
()
149、设备状态量达到警示值时,设备可能存在或可能发展为缺陷。
()
150、开展状态检修以后,设备的试验和检修都完全取消了周期的概念。
()
151、SF6气体成分分析是GIS设备例行试验项目。
()
152、一般情况下,存有家族缺陷得设备应优先于经受不良工况的设备安排停电试验。
()
153、SF6高压断路器分合闸线圈的电阻初值差不应超过3%。
(
)
154、至上次试验以来,SF6高压断路器的累计电寿命损失超过30%,可认为其承受了不良工况。
(
)
155、GIS设备主回路的绝缘电阻应用2500V绝缘电阻表测量。
(
)
156、根据《输变电设备状态检修试验规程》的规定,变开距式瓷柱式断路器的断口距离较大,可不进行断口间耐压试验。
()
157、国网公司《关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施》要求,GIS交接试验时,应在交流耐压试验的同时进行局放检测。
()
158、GIS进行交流耐压试验时,不论是诊断性试验还是交接试验,试验电压都应为出厂值的80%。
()
159、国网公司《关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施》要求,GIS在交接验收时以及进行A、B类检修后都必须进行机械特性测试。
()
160、色谱仪长期不用时,不需要经常启动仪器,否则易造成仪器损坏。
()
161、SF6气体在高压断路器中的主要作用是灭弧、冷却。
()
162、变压器内部有潜伏性故障,变压器油中会含有气体。
当变压器受潮时,一般会产生H2。
()
163、地面上绝缘油着火应用干沙灭火。
()
164、带电检测是指一般采用便携式检测设备,在运行状态下,对设备状态量在现场进行检测,其检测方式为带电短时间内测试,有别于长期连续的在线监测。
()
165、局部放电发生时,在接地的金属表面将产生瞬时地电压,这个地电压将沿金属的表面向各个方向传播。
通过检测地电压实现对电力设备局部放电的判别和定位。
()
166、利用红外热像技术,对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的带电设备进行检测和诊断。
()
167、两个电容型设备在同一时间段内测得的电容量之比,称为相对电容量比值。
()168、两个电容型设备在串联情况下或异相相同电压下在电容末端测得两个电流矢量差,对该差值进行正切换算,换算所得数值叫做相对介质损耗因数。
()
169、进行带电检测时,环境温度宜高于+5℃;室外检测应在良好天气进行,且空气相对湿度一般不高于60%。
()
170、一台变压器直流电阻试验结果三相不平衡率超过2%,该变压器肯定有缺陷。
()
171、变压器直流电阻试验三相不平衡率变小是因为该变压器状态变好。
()
172、变压器绕组连同套管的直流泄漏电流与所加电压不成线性关系。
()
173、变压器绕组的直流泄漏电流测量从原理上讲与绝缘电阻测量是完全一样的,故由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近。
()
174、变压器绕组连同套管的吸收比和极化指数不进行温度换算。
()
175、测量变压器绕组连同套管的tgδ试验电压均为10kV。
()
176、对于一个绕组有分接开关的多绕组变压器,可只测量带分接开关绕组对一个绕组所有分接头的变压比,而对第三绕组只测额定变压比。
()
177、异常状态即单项(或多项)状态量变化趋势接近标准限值方向发展,但未超过标准限值仍可以继续运行,应加强运行中的监视。
()
178、绕组绝缘电阻随温度升高而减小。
()
179、为了使变压器试验时,尽量减少损伤,在进行试验时必须遵守一定的顺序。
比如:
先绝缘强度试验,再绝缘特性试验。
()
180、变压器(电抗器)的整体评价应综合其部件的评价结果。
当所有部件评价为正常状态时,整体评价为正常状态;当任一部件状态为注意状态、异常状态或严重状态时,整体评价为其中最严重的状态。
()
181、在运行条件下,测量流经铁芯接地线的电流,正常情况下应不大于100mA。
()
182、压力释放装置进行检查时,一般要求开启压力与出厂值的偏差在±10%以内或符合设备技术文件要求。
()
183、判断电弧放电可以用油色谱、绕组直流电阻、变比、低电压空载和短路试验等方法判断。
()
184、绝缘介质的介质损耗因数只能用于判断整体绝缘状况,对于判断局部缺陷不灵敏,还需通过色谱分析、绝缘电阻、交流耐压等方法综合分析。
()
185、油中溶解气体总烃包括CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体。
()
186、高压套管红外热像检测主要检测高压套管本体及其电气连接部位,红外热像图显示应无异常温升、温差和(或)相对温差。
测量时记录环境温度、负荷及其3h内的变化情况,以便分析参考。
()
187、对核心部件或主体进行解题性检修,或者进行密封处理之后,应从本体撤油截门顶油压0.02MPa,持续时间24h,要求无渗漏。
()
188、对油浸式变压器、电抗器进行外施工频耐压试验时,试验电压为出厂试验电压的90%。
()
189、在常温常压下,纯净的SF6气体是无色、无味、无毒的可燃气体。
()
190、绝缘电阻测量结果是外绝缘表面电阻与内绝缘电阻的并联值。
因此所侧电阻值比内绝缘的实际绝缘电阻值要小。
()
191、变压器轻瓦斯频繁动作,可以说明变压器内部出现了电气故障。
()
192、SF6断路器分为本体、操作机构和并联电容器三个部件进行状态评价。
()
193、变压器(电抗器)的状态评价只考虑部件的合计扣分情况。
()
194、新设备投运满1年(220kV及以上)、或满1~2年(110kV/66kV),以及停运6个月以上重新投运前的设备,应进行例行试验。
()
195、输变电设备单项重要状态量已发生明显变化,接近或超过标准限值,存在可能影响安全运行的缺陷时,应评为“注意状态”。
()
196、变压器的空载损耗主要是铁损耗。
()
197、电压互感器二次绕组不允许开路,电流互感器二次绕组不允许短路。
()
198、断路器运行中,SF6气体微水值大于500µL/L且有快速上升趋势,状态评价时应扣12分。
()
199、对断路器进行状态评价时,当任一部件状态为严重状态时,整体评价应为严重状态。
()
200、变压器绕组直流电阻的互差是指最大值与最小值之差与三相平均值的比值。
()
201、某台变压器出厂试验时高压侧A相某一分接直流电阻为609mΩ,若干年后相同位置测试结果换算到与出厂试验同一温度下为590mΩ,该台变压器可以继续投入运行,但应加强跟踪监测。
()
202、变压器的状态评价结果为严重状态,则变压器应该进行A类检修。
()
203、输变电设备状态检修试验规程将试验分为例行试验、诊断性试验和带电检测。
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204、短路阻抗测量时,当阻抗电压的绝对变化量超过±3%时应引起注意。
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205、进行变压器短路阻抗试验时,试验电流可以
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