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考试题

考试题

1、变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105％。

2、强迫油循环风冷变压器的最高上层油温一般不得超过85℃；油浸风冷和自冷变压器上层油温不宜经常超过85℃，最高一般不得超过95℃；制造厂有规定的可参照制造厂规定。

3、变压器过负荷应符合下列规定：

1）变压器的过负荷倍数和持续时间要视变压器热特性参数、绝缘状况、冷却装置能力等因素来确定；

2）强油循环风冷变压器过负荷运行时，应投入全部冷却器（包括备用冷却器）；

3）变压器在过负荷时，应加强对变压器的温度及接头的监视、检查和特巡，发现异常立即汇报调度，必要时采取减负荷措施。

4、有载分接开关在线滤油装置的工作方式主要有三种：

即联动、定时、手动滤油。

手动一般在调试时使用。

为了将有载分接开关拉弧后产生的游离炭及时去除，宜采用联动滤油方式；对于动作次数较少或不动作的有载分接开关，可设置为定时滤油方式。

5、吸湿器内的硅胶宜采用同一种变色硅胶。

当较多硅胶受潮变色时，需要更换硅胶。

对单一颜色硅胶，受潮硅胶不超过2/3。

6、变压器日常巡视检查内容：

1）变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应；

2）变压器各部位无渗油、漏油；

3）套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象；

4）变压器声响均匀、正常；

5）各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵、水泵运转正常，油流继电器工作正常；

6）水冷却器的油压应大于水压（制造厂另有规定者除外）；

7）吸湿器完好，吸附剂干燥，油封油位正常；运行中如发现上部吸附剂发生变色，应注意检查吸湿器上部密封是否受潮。

8）引线接头、电缆、母线应无发热迹象；

9）压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损；

10）有载分接开关的分接位置及电源指示应正常；

11）有载分接开关的在线滤油装置工作位置及电源指示应正常；

12）气体继电器内应无气体；

13）各控制箱和二次端子箱、机构箱应关严，无受潮，温控装置工作正常；

14）各类指示、灯光、信号应正常；

15）变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常；

16）检查变压器各部件的接地应完好；

17）现场规程中根据变压器的结构特点补充检查的其他项目。

7、变压器并列运行

（1）并列运行的每台变压器的一次和二次额定电压分别相等，或每台变压器电压比相等。

（2）每台变压器的连接组别必须相同。

（3）每台变压器的短路阻抗百分值相近。

电压比不等或短路阻抗不等的变压器并列运行时，任何一台变压器除满足GB/T15164和制造厂规定外，其每台变压器并列运行绕组的环流应满足制造厂的要求。

短路阻抗不同的变压器，可适当提高短路阻抗高的变压器的二次电压，使并列运行变压器的容量均能充分利用。

8、消弧线圈从一台变压器的中性点切换到另一台变压器的中性点时，必须先将消弧线圈断开后再切换。

不得将两台变压器的中性点同时接到一台消弧线圈的中性母线上。

9、两台有载调压变压器并联运行时，允许在85％变压器额定负荷电流及以下的情况下进行分接变换操作，不得在单台变压器上连续进行两个分接变换操作，必须在一台变压器的分接变换完成后再进行另一台变压器的分接变换操作。

每进行一次变换后，都要检查电压和电流的变化情况，防止误操作和过负荷。

升压操作，应先操作负荷电流相对较少的一台，再操作负荷电流相对较大的一台，防止过大的环流。

降压操作时与此相反。

操作完毕，应再次检查并联的两台变压器的电流大小与分配情况。

10、轻瓦斯动作发信时，应立即对变压器进行检查，查明动作原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。

如气体继电器内有气体，则应记录气体量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。

若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。

若气体是可燃的或油中熔解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。

11、差动保护动作时，变电运行人员应进行的工作：

（1）应进行的检查工作：

差动保护动作时，在查明原因消除故障之前不得将变压器投入运行。

1）检查保护装置（包括气体继电器和压力释放阀）的动作信号情况和直流系统情况；

2）察看其它运行变压器及各线路的负荷情况；

3）检查故障录波器的动作情况；

4）检查现场一次设备（特别是变压器差动范围内设备）有无着火、爆炸、喷油、放电痕迹、导线断线、短路、小动物爬入引起短路等情况。

（2）变压器跳闸后，应立即停油泵。

（3）应立即将情况向调度及有关部门汇报。

（4）应根据调度指令进行有关操作。

（5）现场有明火等特殊情况时，应进行紧急处理。

12、重瓦斯保护动作时，变电运行人员应进行的工作：

（1）应进行的检查工作：

重瓦斯保护动作时，在查明原因消除故障之前不得将变压器投入运行。

1）检查其它保护装置动作信号情况、一/二次回路情况、直流系统情况；

2）察看其它运行变压器及各线路的负荷情况；

3）检查变压器有无着火、爆炸、喷油、漏油等情况；

4）检查气体继电器内有无气体积聚；

5）检查变压器本体及有载分接开关油位情况。

（2）变压器跳闸后，应立即停油泵，并进行油色谱分析。

（3）应立即将情况向调度及有关部门汇报。

（4）应根据调度指令进行有关操作。

（5）现场有着火等特殊情况时，应进行紧急处理。

13、套管发生爆炸时，变电运行值班人员应进行的工作：

（1）首先应检查变压器各侧开关是否已跳闸，否则应手动拉开故障变压器各侧开关，并立即停油泵。

（2）应进行的检查工作：

1）检查保护装置动作情况；

2）查看其它运行变压器及各线路的负荷情况；

3）检查变压器有无着火等情况，检查消防设施是否启动；

4）检查套管爆炸引起其它设备的损坏情况。

（3）现场有着火情况时，应先报警并隔离变压器，迅速采取灭火措施。

处理事故时，首先应保证人身安全。

注意油箱爆裂情况。

（4）应立即将情况向调度及有关部门汇报。

（5）应根据调度指令进行有关操作。

（6）若检修人员不能立即到达现场，必要时在做好安全措施后，采取措施以避免雨水或杂物进入变压器内部。

14、变压器起火处理预案

（一）变压器起火时，立即拉开变压器各侧电源。

（二）立即切除变压器所有二次控制电源。

（三）立即向消防部门报警。

（四）确保人身安全的情况下采取必要的灭火措施。

（五）应立即将情况向调度及有关部门汇报。

（六）变电运行值班人员应进行的工作：

（1）变压器起火时，首先应检查变压器各侧开关是否已跳闸，否则应立即手动拉开故障变压器各侧开关，立即停运冷却装置，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。

必要时开启事故放油阀排油。

处理事故时，首先应保证人身安全。

（2）应进行的检查工作：

1）检查保护装置动作信号情况；

2）察看其它运行变压器及各线路的负荷情况；

3）检查变压器起火是否对周围其它设备有影响。

15、

（一）冷却器全停变压器运行的一般规定：

（1）油浸（自然循环）风冷变压器，风扇停止工作时，允许的负载和运行时间，应按制造厂的规定。

（2）强油循环风冷和强油循环水冷变压器，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20min。

如20min后顶层油温尚未达到75℃，则允许上升到75℃，但这种状态下运行的最长时间不得超过1h。

（二）发生冷却器全停时，变电运行值班人员应进行的检查和处理工作：

（1）检查故障变压器的负荷情况，密切注意变压器绕组温度、上层油温情况。

（2）立即检查工作电源是否缺相，若冷却装置仍运行在缺相的电源中，则应断开连接。

（3）立即检查冷却控制箱各负荷开关、接触器、熔断器、热继电器等工作状态是否正常，若有问题，立即处理。

（4）立即检查冷却控制箱内另一工作电源电压是否正常，若正常，则迅速切换至该工作电源。

（5）若冷却控制箱电源部分已不正常，则应检查所用电屏负荷开关、接触器、熔断器，检查所用变高压熔断器等情况，对发现的问题作相应处理。

（6）检查变压器油位情况。

（三）变电运行值班人员应及时将情况向调度及有关部门汇报。

16、变压器事故过负荷跳闸后，变电运行值班人员应进行的工作：

（1）应进行的检查工作：

1）检查保护装置动作信号情况、故障录波器动作情况、直流系统情况；

2）察看其它运行变压器及各线路的负荷情况；

3）监视变压器的现场及远方油温情况；

4）检查变压器的油位是否过高；

5）检查变压器有无着火、喷油、漏油等情况；

6）检查气体继电器内有无气体积聚，检查压力释放阀有无动作。

（2）变压器跳闸后，应使冷却系统处于工作状态，以迅速降低变压器的油温。

（3）应立即将有关情况向调度及有关部门汇报。

（4）应根据调度指令进行有关操作。

17、有载分接开关重瓦斯保护动作时，在查明原因消除故障之前不得将变压器投入运行。

有载分接开关重瓦斯保护动作时，变电运行值班人员应进行的工作：

（1）应进行的检查工作：

1）检查各保护装置动作信号情况、直流系统情况、故障录波器动作情况；

2）察看其它运行变压器及各线路的负荷情况；

3）检查变压器有无着火、爆炸、喷油、漏油等情况；

4）检查有载分接开关及本体气体继电器内有无气体积聚；

5）检查变压器本体及有载分接开关油位情况。

（2）应立即将情况向调度及有关部门汇报。

（3）应根据调度指令进行有关操作。

（4）现场有着火等特殊情况时，应进行紧急处理。

18、变压器本体严重漏油，使油面下降到低于油位计的指示限度时，变压器应立即停运，检查变压器漏油点并消除，补充油使之达到正常值后方可将变压器投入运行。

19、阀控蓄电池组的恒流限压充电电流和恒流放电电流均为I10，额定电压为2V的蓄电池，放电终止电压为1.8V；额定电压为12V的组合式蓄电池，放电终止电压为10.5V。

只要其中任一个蓄电池达到了终止电压，应停止放电。

在三次充放电循环之内，若达不到额定容量的100%,此组蓄电池为不合格。

20、具备两组蓄电池的直流系统应采用母线分段运行方式，每段母线应分别采用独立的蓄电池组供电，并在两段直流母线之间设联络开关或刀闸，正常运行时该联络开关或刀闸应处于断开位置。

21、直流电源系统同一条支路中熔断器与空气断路器不应混用，尤其不应在空气断路器的上级使用熔断器。

防止在回路故障时失去动作选择性。

严禁直流回路使用交流空气断路器。

22、阀控蓄电池组正常应以浮充电方式运行，浮充电压值应控制为（2.23～2.28）V×N，一般宜控制在2.25V×N（25℃时）；均衡充电电压宜控制为（2.30～2.35）V×N。

23、运行中的阀控蓄电池组主要监视蓄电池组的端电压值、浮充电流值、每只单体蓄电池的电压值、运行环境温度、蓄电池组及直流母线的对地电阻值和绝缘状态等。

24、恒流限压充电

采用I10电流进行恒流充电，当蓄电池组端电压上升到（2.3～2.35）V×N限压值时，自动或手动转为恒压充电。

25、恒压充电

在（2.3～2.35）V×N的恒压充电下，I10充电电流逐渐减少，当充电电流减少至0.1I10电流时，充电装置的倒计时开始起动，当整定的倒计时结束时，充电装置将自动或手动转为正常的浮充电方式运行。

浮充电电压值宜控制为（2.23～2.28）V×N。

26、补充充电

为了弥补运行中因浮充电流调整不当造成的欠充，根据需要可以进行补充充电，使蓄电池组处于满容量。

其程序为：

恒流限压充电－恒压充电－浮充电。

补充充电应合理掌握，确在必要时进行，防止频繁充电影响蓄电池质量和寿命。

27、一组阀控蓄电池组的核对性放电

全站（厂）仅有一组蓄电池时，不应退出运行，也不应进行全核对性放电，只允许用I10电流放出其额定容量的50℅。

在放电过程中，蓄电池组的端电压不应低于2V×N。

放电后，应立即用I10电流进行限压充电－恒压充电－浮充电。

反复放充（2～3）次，蓄电池容量可以得到恢复。

28、两组阀控蓄电池组的核对性放电

全站（厂）若具有两组蓄电池时，则一组运行，另一组退出运行进行全核对性放电。

放电用I10恒流，当蓄电池组电压下降到1.8V×N时，停止放电。

隔（1～2）h后，再用I10电流进行恒流限压充电－恒压充电－浮充电。

反复放充（2～3）次，蓄电池容量可以得到恢复。

若经过三次全核对性放充电，蓄电池组容量均达不到其额定容量的80℅以上，则应安排更换。

29、阀控蓄电池组的核对性放电周期

新安装的阀控蓄电池在验收时应进行核对性充放电，以后每2～3年应进行一次核对性充放电，运行了六年以后的阀控蓄电池，宜每年进行一次核对性充放电。

30、阀控蓄电池的浮充电电压值应随环境温度变化而修正，其基准温度为25℃，修正值为±1℃时3mV，即当温度每升高1℃，单体电压为2V的阀控蓄电池浮充电电压值应降低3mV，反之应提高3mV；阀控蓄电池的运行温度宜保持在5～30℃，最高不应超过35℃。

31、正常巡视检查项目

（一）蓄电池室通风、照明及消防设备完好，温度符合要求，无易燃、易爆物品。

（二）蓄电池组外观清洁，无短路、接地。

（三）各连片连接牢靠无松动，端子无生盐，并涂有中性凡士林。

（四）蓄电池外壳无裂纹、漏液，呼吸器无堵塞，密封良好，电解液液面高度在合格范围。

（五）蓄电池极板无龟裂、弯曲、变形、硫化和短路，极板颜色正常，无欠充电、过充电，电解液温度不超过35℃。

（六）典型蓄电池电压、密度在合格范围内。

（七）充电装置交流输入电压、直流输出电压、电流正常，表计指示正确，保护的声、光信号正常，运行声音无异常。

（八）直流控制母线、动力母线电压值在规定范围内，浮充电流值符合规定。

（九）直流系统的绝缘状况良好。

（十）各支路的运行监视信号完好、指示正常，熔断器无熔断，自动空气开关位置正确。

32、使用拉路法查找直流接地时，至少应由两人进行，断开直流时间不得超过3S。

33、支柱瓷绝缘子日常巡视检查内容项目及要求：

1）瓷裙表面污秽程度情况且无放电现象。

2）瓷裙、法兰无裂纹、破损现象。

3）高压瓷柱绝缘支柱无受力（引线），支柱无倾斜现象，底座螺栓紧固。

4）设备法兰及铁件等部位无裂纹、裂缝现象。

34、若巡视中发现下列情况之一时，应向调度和上级主管部门汇报。

1.消弧线圈在最高档位运行，过补偿情况下，而此时脱谐度大于5%（说明消弧线圈总容量裕度很小或没有裕度）。

2.中性点位移电压大于15%相电压。

3.消弧线圈、阻尼电阻箱、接地变压器有异常响声。

35、系统中发生单相接地时，禁止操作或手动调节该段母线上的消弧线圈。

36、消弧线圈运行事故处理预案及要求：

（一）中性点位移电压在相电压额定值的15%～30%之间，允许运行时间不超过1小时。

（二）中性点位移电压在相电压额定值的30%～100%之间，允许在事故时限内运行。

（三）发生单相接地必须及时排除，接地时限一般不超过2小时。

37、SF6断路器巡视检查项目和标准

序号

检查项目

标准

1

标志牌

名称、编号齐全、完好。

2

套管、瓷瓶

无断裂、裂纹、损伤、放电现象

3

分、合闸位置指示器

与实际运行方式相符。

4

软连接及各导流压接点

压接良好，无过热变色、断股现象

5

控制、信号电源

正常，无异常信号发出

6

SF6气体压力表或密度表

在正常范围内，并记录压力值

7

端子箱

电源开关完好、名称标志齐全、封堵良好、箱门关闭严密

8

各连杆、传动机构

无弯曲、变形、锈蚀，轴销齐全

9

接地

螺栓压接良好，无锈蚀。

10

基础

无下沉、倾斜

38、真空断路器巡视检查项目和标准

序号

检查项目

标准

1

标志牌

名称、编号齐全、完好。

2

灭弧室

无放电、无异音、无破损、无变色。

3

绝缘子

无断裂、裂纹、损伤、放电等现象。

4

绝缘拉杆

完好、无裂纹。

5

各连杆、转轴、拐臂

无变形、无裂纹，轴销齐全。

6

引线连接部位

接触良好，无发热变色现象。

7

位置指示器

与运行方式相符

8

端子箱

电源开关完好、名称标注齐全、封堵良好、箱门关闭严密

9

接地

螺栓压接良好，无锈蚀。

10

基础

无下沉、倾斜

39、液压操动机构巡视检查项目和标准

序号

检查项目

标准

1

机构箱

开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味、无凝露等。

２

计数器

动作正确并记录动作次数

3

储能电源开关

位置正确

4

机构压力

正常

5

油箱油位

在上下限之间，无渗（漏）油

6

油管及接头

无渗油

7

油泵

正常、无渗漏

8

行程开关

无卡涩、变形

9

活塞杆、工作缸

无渗漏

10

加热器（除潮器）

正常完好，投（停）正确

40、弹簧机构巡视检查项目和标准

序号

检查项目

标准

1

机构箱

开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味、无凝露等。

２

储能电源开关

位置正确

3

储能电机

运转正常

4

行程开关

无卡涩、变形

5

分、合闸线圈

无冒烟、异味、变色

6

弹簧

完好，正常

7

二次接线

压接良好，无过热变色、断股现象

8

加热器（除潮器）

正常完好，投（停）正确

9

储能指示器

指示正确

42、隔离开关的巡视检查项目和标准

序号

检查内容

标准

1

标志牌

名称、编号齐全、完好。

2

瓷瓶

清洁，无破裂、无损伤放电现象；防污闪措施完好。

3

导电部分

触头接触良好，无过热、变色及移位等异常现象；动触头的偏斜不大于规定数值。

接点压接良好，无过热现象，引线驰度适中。

4

传动连杆、拐臂

连杆无弯曲、连接无松动、无锈蚀，开口销齐全；轴销无变位脱落、无锈蚀、润滑良好；金属部件无锈蚀，无鸟巢。

5

法兰连接

无裂痕，连接螺丝无松动、锈蚀、变形。

6

接地刀闸

位置正确，弹簧无断股、闭锁良好，接地杆的高度不超过规定数值；接地引下线完整可靠接地。

7

闭锁装置

机械闭锁装置完好、齐全，无锈蚀变形。

8

操动机构

密封良好，无受潮。

9

接地

应有明显的接地点，且标志色醒目。

螺栓压接良好，无锈蚀。

43、油断路器由于系统容量增大，运行地点的短路电流达到断路器额定开断电流的80％时，应停用自动重合闸，在短路故障开断后禁止强送。

44、进入室内SF6开关设备区，需先通风15分钟，并检测室内氧气密度正常（大于18％）,SF6气体密度小于1000mL/L。

处理SF6设备泄漏故障时必须带防毒面具，穿防护服。

45、断路器合闸失灵

原因分析:

（1）合闸保险，控制保险熔断或接触不良；

（2）直流接触器接点接触不良或控制开关接点及开关辅助接点接触不良；

（3）直流电压过低；

（4）合闸闭锁动作。

处理方案

（1）对控制回路、合闸回路及直流电源进行检查处理；

（2）若直流母线电压过低，调节蓄电池组端电压，使电压达到规定值；

（3）检查SF6气体压力、液压压力是否正常；弹簧机构是否储能；

（4）若值班人员现场无法消除时，按危急缺陷报值班调度员。

46、断路器分闸失灵

原因分析:

（1）掉闸回路断线，控制开关接点和开关辅助接点接触不良；

（2）操动保险接触不良或熔断；

（3）分闸线圈短路或断线；

（4）操动机构故障；

（5）直流电压过低。

处理方案

（1）对控制回路、分闸回路进行检查处理.当发现断路器的跳闸回路有断线的信号或操作回路的操作电源消失时，应立即查明原因。

（2）对直流电源进行检查处理,若直流母线电压过低，调节蓄电池组端电压，使电压达到规定值；

（3）手动远方操作跳闸一次，若不成，请示调度，隔离故障开关。

47、互感器正常巡视的项目和要求。

（一）一般要求

1.设备外观完整无损。

2.一、二次引线接触良好，接头无过热，名连接引线无发热、变色。

3.外绝缘表面清洁、无裂纹及放电现象。

4.金属部位无锈蚀，底座、支架牢固，无倾斜变形。

5.架构、遮栏、器身外涂漆层清洁、无爆皮掉漆。

6.无异常震动、异常声音及异味。

7.瓷套、底座、阀门和法兰等部位应无渗漏油现象。

8.电压互感器端子箱熔断器和二次空气开关正常。

9.电流互感器端子箱引线端子无松动、过热、打火现象。

10.油色、油位正常。

11.防爆膜有无破裂。

12.吸湿器硅胶是否受潮变色。

13.金属膨胀器膨胀位置指示正常，无渗漏。

14.各部位接地可靠。

15.注意电容式电压互感器二次电压（包括开口三角形电压）无异常波动。

16.安装有在线监测的设备应有维护人员每周对在线监测数据查看一次，以便及时掌握电压互感器的运行状况。

48、电磁式电压互感器发生谐振时的故障处理。

（一）故障现象:

当具有开关断口电容的空母线进行操作时，出现电压表异常升高。

（二）故障处理:

当具有开关断口电容的空母线进行操作时，容易发生开关断口电容与电磁式电压互感器的谐振。

操作前应有防谐振预想，准备好消除谐振的措施。

操作过程中，如发生电压互感器谐振，采取措施破坏谐振条件以达到消除谐振的目的。

49、运行中的电抗器室温度不应超过35℃，当室温超过35℃时，干式三相重迭安装的电抗器线圈表面温度不应超过85℃，单独安装不应超过75℃。

50、电容器组电抗器支持瓷瓶接地要求：

（一）重迭安装时，底层每只瓷瓶应单独接地，且不应形成闭合回路，其余瓷瓶不接地；

（二）三相单独安装时，底层每只瓷瓶应独立接地；

（三）支柱绝缘子的接地线不应形成闭合环路；

油浸式电抗器的运行执行电抗器设备运行管理规范。

51、电力电容器允许在额定电压±5%波动范围内长期运行。

电力电容器过电压倍数及运行持续时间如下规定执行，尽量避免在低于额定电压下运行。

过电压倍数（Ug/Un）

持续时间

说明

1.05

连续

1.10

每24h中8h

1.15

每24h中30min

系统电压调整与波动

1.20

5min

轻荷载时电压升高

1.30

1min

52、电力电容器运行室温度最高不允许超过40℃，外壳温度不允许超过50℃。

53、投切电容器组时应满足下列要求：

1.分组电容器投切时，不得发生谐振（尽量在轻载荷时切出）；对采用混装电抗器的电容器组应先投电抗值大的，后投电抗值小的，切时与之相反；

2.投切一组电容器引起母线电压变动不宜超过2.5%。

54、电力电容器组的断路器第一次合闸不成功，必须待5分钟后再进行第二次合闸，事故处理亦不得例外。

55、全站停电及母线系统停电操作时，应先拉开电力电容器组断路器，再拉开各馈路的出线断路器。

全站恢复供电时，应先合各馈路的出线断路器，再合电力电容器组断路器，禁止空母线带电容器组运行。

57、设备的正常运行巡视

（一）巡视项目及内容

（1）瓷套表面积污程度及是否出现放电现象，瓷套、法兰是否出现裂纹、破损；

（2）避雷器内部是否存在异常声响；

（3）与避雷器、计数器连接的导线及接地引下线有无烧伤痕迹或断股现象；

（4）避雷器放电计数器指示数是否有变化，计数器内部是否有积水；

（5）对带有泄漏电流在线监测装置的避雷器泄漏电流有无明显变化；

（6）避雷器均压环是否发生歪斜；

（7）带串联间隙的金属氧化物避雷器或串联间隙是否与原来位置发生偏移；

（8）低式布置的避雷器，遮拦内有无杂草。

58、进入变电站工作，由本站当值值班人员担任工作许可人。