变电运维专业技术总结（共16篇）.docx

变电运维专业技术总结（共16篇）第1篇：变电运维专业工作、直流总结 2022年××（单位）变电运维专业工作总结提纲 一、2022年工作情况 （一）变电站及设备概况（含防误装置安装运行情况）变电运行人员情况 （二）两票执行情况（参照月报格式） 1、操作票：共执行的操作任务数，总操作步数，人均操作步数，操作超过千项的人员数量 2、工作票执行情况（含变电一种、变电二种、线路一种、线路二种及其它） 解锁情况（次数及类别）及原因分析； （一）消缺情况及重大缺陷分析 （二）变电故障、事故分析 （三）完成的主要工作 1、开展的主要工作情况（如标准化作业开展情况，MIS系统完善、防误装置改造等等）。 2、工作取得的效果和体会 3、工作的差距和不足 二、2022年工作中存在的主要问题和困难 三、2022年工作思路和重点工作安排 基础管理、同业对标、改进运行的组织和技术措施等。 四、对分公司专业工作的建议 2022年××（单位）直流设备工作总结提纲 一、2022年在运设备情况 （一）在运设备数量（含新增设备情况） （二）在运设备管理 1、开展的主要工作 2、设备改造情况 3、取得的效果及体会 （三）在运设备存在的问题 二、设备故障、严重及以上缺陷分析 三、2022年工作思路和重点工作安排 重点在基础管理、改进运行的组织及技术措施等 四、对分公司专业工作的建议 第2篇：变电运维工作年终总结 变电运维工作年终总结 时间一晃而过，转眼一年以过去了。伴随着公司的飞速发展，从有人值守变电站发展到无人值守变电站，我从一值守变电站运行人员又转到了变电运维一班的一员。回想过去的一年，工作的风风雨雨时时在眼前隐现，但我却必须面对现实，不仅要能工作时埋头忘我的工作，还要在回过头的时候对工作的每一个细节进行检查核对，对工作的经验进行总结分析，为了更好的做好今后的工作，总结经验，吸取教训。本人特就对这一年的工作小结如下： 一、通过工作学习和日常工作积累，使我对运维工作有了一定的的认识。这项工作只有在不断的学习中积累经验，才能更好的完成日常工作维护变电站的工作，才能最大限度的完成公司下达的各项指标。只有不断的总结才能不断的提高自己的专业技能，才能成为运维班合格的一员。 二、在这工作以来，在单位领导和老师傅们的教导下，通过自身不断的努力，无论是在工作上，思想上，积极参加政治学习，关心国家大事，坚持四项基本原则，拥护党的方针政策，自觉的遵守各项法律法规及各项规章制度。 三、工作上能吃苦耐劳，认真，负责，在同事及领导的热心指导下，很快的了解到变电运维的工作重点，明白运维工作的重要性。不管遇到什么样的问题，都要虚心诚恳的请教。随时总结随时反省，绝对不能自欺欺人，这样才能不断的提升自己的业务能力，跟上时代的步伐。 四、在这一年中我参加了110KV深坑变电站及35KV南冲变电站的C检，经过这样紧张有序的煅练，我感觉做每一项工作都要明确的的计划和步骤，这样工作紧而不散，条理清楚，事事分明，从而工作就不会忙不过乱。总结这一年的工作这所以能够实现人身，电网，设备安全生产和长期稳定，主要得益于职工团结共事，共同维护班子的团结和整体效能的发挥积极努力和拼搏奉献。 作为变电运维一名普通的职工，我深感自己还有还有许多不足，希望在新的一年里得到改进和学习提升。 第3篇：变电运维一体化实施总结 变电运维一体化实施总结 按四川省电力公司变电运维一体化实施指导意见（试行）和西昌电业局变电运维一体化实施细则，抽调的两名运行人员进入二次系统检修班组，学习三个月。完成了二次班组交给我们的学习任务，现把具体学习情况总结如下。 一、培训内容 1.冷却系统指示灯、空开更换 2.保护及自动装置改定值 3.保护差流测试 4.二次设备红外测温：保护装置、二次回路 5.交流设备缺陷：加热器更换、灯泡更换、打印机工作不正常 6.电缆沟及屏柜封堵 7.后台监控系统装置除尘 二、能够完成的工作 我们经过三个月的学习，对以上培训内容基本掌握并且对二次系统有了一个基本的了解和认识，能够阅读二次回路图能清查回路走向及信号传递过程；而且能够比较熟练的使用一些试验工具,如保护校验工具加量和升流等等；同时在自动化专业的知识也有所了解即站端自动化包括保护测控装置、综合测控装置和后台机等设备信息传递过程及它们的基本使用。 三、在检修班的体会 在检修班组最大的体会就是，检修班和现如今的运行班值组人员在工作上的交流问题。检修班一般会认为运行人员不是太了解设备和系统运行原理，在某些设备验收就设备状态处理方面存在问题。比如设备出现小问题，检修人员能够在远程指挥使系统能尽快恢复正常。确实，我们的大多运行人员比较熟悉倒闸操作但确实不熟悉系统和设备，甚至不能够说清站上很多设备的用途，比如查找设备版本及型号等。在出现问题时，检修人员和运行人员的沟通上就出现了不少问题，就不能很方便的携带准确的工具及备品，常常需要携带多种备品，降低了处缺工作的效率。我想加强运行人员学习检修工作的重要性的认识比单纯的要求学习检修工作更加的重要，消除惰性，主动学习才能事半功倍。 四、对一体化方案意见及建议 现如今的培训模式采用和二次系统检修班组共同工作，在工作中学习的方式，必然能得到很多实践的机会，但是也存在一些问题。比如学习时间比较短，每次外出处缺可能会重复一些学过的内容，不是说多次学习不好，但在相对比较短的时间内，想尽量的多学东西就相对困难。 所以提出以下意见希望能采纳：能够提供一个培训的地方，能有一两件实习设备，这样能有更多的尝试机会，因为在实际工作中，大部分都是一些正在运行的设备或者是和正在运行的设备相关的设备进行处缺，所以不能够对设备和系统有个比较全面的了解和掌握。 供电公司 第4篇：电力系统变电运维技术研究论文 【摘要】变电运维技术是电力系统中可靠性最强的电力系统，在此基础上，本文主要对电力系统中的变电运维技术进行深入的研究。首先，本文先简单的给大家介绍一下变电运维技术在电力系统中运行的主要特点，进一步分析变电运维技术在电力系统中运行时容易产生故障的原因，并依次列举出产生故障的主要因素，然后再找出解决这些故障的方法，最后对变电运维管理提出几点建议。 【关键词】电力系统；特点；变电运维技术；建议；故障 【中图分类号】TM732【文献标识码】A【文章编号】2095-2066（2022）10-0014-02 前言 随着时代的发展和科技的进步，我国的现代化建设水平也在逐渐的提高，如今是一个离不开电力的社会，并且对电力的需求量也越来越大，所以人们对电力的安全性和高效性提出了更高的要求，这使我国面临着严峻的考验，电力系统中的变电运维技术是发展电力的很重要的技术。因此，我们必须加大发展变电运维技术，这样才能更好地服务于人们的生产生活。 1电力系统中变电运维技术特点 由上级调控机构直接对变电设备进行送电或停电的操作系统就是变电运维。在操作中，变电运维根据实际的规范要求对各个变电设备进行维护管理，另外也会对变电站进行全方面的管理，所以说变电运维也是自动工作的一种机器。由于电力系统的组成部分非常多，输出的电力设备设施环境极其复杂，而且每一个变电站的性质都是不同的，所以电力系统是一个非常复杂的系统，人们很难搞清其中的状况。由此，人们有了对变电运维技术的更深入的研究，并运用到了电力系统中，且得到了广泛的应用。运维技术具有四个方面的特点：变电运行时的电力系统比较复杂，工作人员对其维护的管理工作难度相比较大。需要检测的设备种类比较多。对电力系统中，变电运维管理人员的素质要求比较高。电力系统中，变电设备在运行时出现故障的可能性比较大。由于工作量也比较大，所以工作人员比较难管理。 2电力系统中变电运维产生故障的主要原因 电力系统中的变电运维容易出现故障，其中发生故障的原因主要包括人为因素和客观因素。下面将对这两个方面的原因进行详细的论述： 2.1人为因素 变电运维技术在电力系统中应用时，主要出现故障的最根本原因是人为因素，这也是不可避免的因素，主要体现在以下三个方面：使用变电运维技术的工作人员对变电运维管理意识不强，不能足够的重视变电运维管理制度，导致变电运维的管理制度得不到改善，从而影响变电运维的工作质量。电力企业虽然对出现故障的原因找出了许多方法，但是电力企业对相关的防范体系建设不到位，不能从根本上解决这些故障问题。虽然很多电力企业有规范的管理制度，但是相当多的企业并没有核实到实际当中去，导致各个项目的管理制度非常大，而且很多相关人员对考核机制执行不力，最后导致各个项目管理都很混乱。 2.2客观因素 客观因素主要是电力设备，在电力行业中：如果使用的设备时间较长，这样容易导致线路老化和机器容易出现故障等问题，导致设备实用性的性能下降，从而致使电力系统中的变电运维发生障碍。随着人们对电的依赖性越来越强，电成为人们不可缺少的一部分，因此，人们的用电量也越来越多，电力设备承担的电荷也越来越高、线路很容易着火，如果在日常生活中不对其进行管理，很容易使电力设备受到损害，产生电力故障，严重地影响变电运行的工作效率和工作质量。由于天气的无端变化，如风、雨、雷电、地震等自然灾害的发生，容易使电力系统遭到破坏，最后不能给人们正常供电。 3电力系统中的变电运维故障处理方法 3.1对于线路开关跳闸故障的处理方法 当电力系统设备在工作的时候，设备出现线路开关跳闸故障时，工作人员应该做好以下处理步骤：工作人员应该马上到现场去查明线路跳闸开关的具体位置在哪里；认真观察故障录波并打印出故障的动作报告，最后上报单位领导当值调度；对现场工作的所有设备，包括开关、运行的机器、开关等设备进行检查并上报当值调度；根据当值调度的当值调控命令或强送备用待检查检修。 3.2对于主变三侧开关跳闸故障处理方法 如果各个保护都正确动作的前提下，这时主变三侧开关同时发生跳闸故障，产生故障的原因有三种：主变差动保护动作。主变本体有载重瓦斯保护动作。主变零序间隙过流保护动作。3.2.1主变差动保护动作当主变差动保护动作时，相关工作人员要检查各侧开关的各个电气设备，包括各侧的开关、刀闸等。当主变差异保护动作没有查明原因时，应阻止主变投入运行。当主变差异保护动作已经确定是某一设备出现障碍时，应及时上报当值调度，等待检修人员的修理。3.2.2主变本体有载重瓦斯保护动作当主变本体有载重瓦斯保护动作时，工作人员应检查主变本体的油箱是否安全，检查油箱的呼吸器是否有喷油的状况，最后再进行回路检查，这样可以检查出开关跳闸是由哪种情况引起的。当主变本体有载重瓦斯保护动作并确定主变本体发生故障的原因后，应及时上报调度值并将故障主题转变为冷备用状态来等待工作人员的修理。3.2.3主变零序间隙过流保护动作当主变零序间隙过流保护动作时，我们要检查一下是哪一侧产生的动作零序过压，当主变零序过压被检查出是某一侧有接地现象时，系统处于不正常状态，那么我们赢根据调度零去回复主变运行的时间。 3.3主变低压开关跳闸故障的处理方法 如果主变低电压侧出现电流保护并出现复合电压闭镜时，我们要用10kV侧的主变低压侧进行保护。然后再进行详细的判断。当某开关拒动而引起主变低压侧开关跳闸时，我们应该隔离拒动的开关，然后对各个设备的母线进行检查并发现正常时，可申请出线开关的调度值。当无开关拒动时，相关人员使用10kV的母线对设备进行检测与测试，在不确定故障发生的原因时不能恢复母线的供电，也可以隔离母线的故障点人后恢复10kV的母线运行。当出现开关拒动引起主变低压开关跳闸故障，应及时降拒动的开关隔离，检查母线设备正常后再申请10kV母线。 4对变电运行管理工作的建议 4.1加强台账管理 提高变电运维高效性的主要前提条件是加强台账管理。目前，许多国家电网公司开始使用精益化管理系统的电网设备，使变电设备的改造和新建以及检修都要按照相关部门的管理规范要求去做，并把这些设备及时的录入系统，随后做好维修的图表，这为工作人员对台账的管理提供了很大的方便，并为工作人员能够很好的、全方位的对台账进行检查。 4.2加强电气设备的运维管理 在变电工作中，电气设备的运维管理是其最重要的组成部分，电气设备的运维管理工作是保证整个变电运维质量的前提条件，直接对用户的安全用电产生了严重的影响。所以说，加强电气设备的运维管理非常重要。变电运维工作中，我们应当配一些工作人员及时的对设备进行频繁的检查，适当的对设备进行测试和检修等工作，应根据消缺计划而做的倒闸操作、检修工作的认可终将录入电网系统，将各个电站的运行情况也录入系统，最后相关人员一定要做好交接工作。 5结束语 运用好变电运维系统是维持电力最重要的技术，这样才能满足人们对电的需求量，并使人们安全、高效的使用，变电运维技术在电力系统扮演者很重要的角色，我们必须减少运维技术在系统应用时出现的各种障碍和问题，这样才能减少人们对电的使用隐患。 参考文献 1林时青.电力系统中变电运行设备维护技术的研究J.电子世界，2022（21）：69109. 2房文刚.电力系统中几种常用的变电运维设备检修技术探讨J.时代经贸，2022（10）：4679. 3米娟.电力系统中的变电运维技术研究J.科技与创新，2022（22）：7990. 4金铁彦.电力系统中变电运行设备维护技术分析J.科技与创新，2022（09）：91110. 第5篇：变电运维专业考试题库100道 220kV、500kV变电运维专业考试题库 一、简答题 1、小电流接地系统发生单相接地时有哪些现象？ 答：小电流接地系统发生单相接地时的现象有： （1）监控系统发接地信号。 （2）如故障点系高电阻接地，则接地相电压降低，其他两相对地电压高于相电压；如系金属性接地，则接地相电压降到零，其他两相对地电压升为线电压。 （3）系统装有消弧线圈时，消弧线圈测控装置出现系统接地信息。 （4）三相电压表的指针不停摆动，这时是间歇性接地。 2、瓦斯保护动作跳闸时 ，应重点分析哪些因素？ 答：瓦斯保护动跳闸时，在未查明原因消除故障前不得将变压器投入运行，应重点分析以下因素后，做出综合判断： （1） 是否呼吸不畅或排气未尽； （2） 保护及直流等二次回路是否正常； （3） 变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象； （4） 气体继电器中积集气体量，是否可燃； （5） 气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果； （6） 必要的电气试验结果； （7） 变压器其他继电保护装置动作情况。 3、变压器新安装或大修后，投入后轻瓦斯继电器动作频繁，试分析动作原因，如何处理？ 答：（1）轻瓦斯的动作原因：可能在投运前未将空气排除，当变压器运行后，因温度上升，形成油的对流，内部贮存的空气逐渐上升，空气压力造成轻瓦斯动作。 （2）处理方法： 应收集气体并进行化验，密切注意变压器运行情况，如：温度变化，电流、电压数值及音响有何异常，如上述化验和观察未发现异常，故可将气体排除后继续运行。 4、变压器的压力释放阀在运维中有何规定? 答： (1) 变压器的压力释放阀接点宜作用于信号 (2) 定期检查压力释放阀的阀芯、阀盖是否有渗漏油等异常现象。 (3) 定期检查释放阀微动开关的电气性能是否良好，连接是否可靠，避免误发信号。 (4) 采用有效措施防潮防积水。 (5) 结合变压器大修应做好压力释放阀的校验工作。 (6) 释放阀的导向装置安装和朝向应正确，确保释放通道畅通。 (7) 运行中的压力释放阀动作后，应将释放阀的机械电气信号手动复位。 5、有载调压的变压器如何进行有载调压操作? 答：变压器有载分接开关的操作，应遵守如下规定： (1) 应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化。 (2) 单相变压器组和三相变压器分相安装的有载分接开关，其调压操作宜同步或轮流逐级进行。 (3) 有载调压变压器与无载调压变压器并联运行时，其分接电压应尽量靠近无励磁调压变压器的分接位置。 6、变压器发现哪些情况应立即停运? 答：变压器有下列情况之一者应立即停运，若有运用中的备用变压器，应尽可能先将其投入运行： (1) 变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声： (2) 严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度； (3) 套管有严重的破损和放电现象； (4) 变压器冒烟着火； (5) 干式变压器温度突升至120°C。 7、当变压器油温指示异常时,应如何处理? 答：当变压器油温指示异常时，运维人员应按以下步骤检查处理： (1) 检查变压器的负载和冷却介质的温度并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对。 (2) 核对温度测量装置。 (3) 检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况。 (4) 若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；若不能立即停运修理，则应按现场规程的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。 (5) 在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，应查明原因，必要时应立即将变压器停运。 (6) 变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105°C时，应立即降低负载。 8、变压器油面不正常时如何处理？ 答： (1) 当发现变压器油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因。补油时应遵照继电保护的有关规定，禁止从变压器底部补油。 (2) 变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢冲。 9、瓦斯保护发出信号时应如何处理? 答：瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，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，可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溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。 10、答： 三相电流互感器一相在运行中损坏， 更换时要选用电压等级、电流比、二次绕组、二次额定输出、准确级、准确限值系数等技术参数相同，保护绕组伏安特性无明显差别的互感器，并进行试验合格，以满足运行要求。 11、答： (1) 设备外观完整、无损，等电位连接可靠，均压环安装正确，引线对地距离、保护间隙等均符合规定； (2) 油浸式互感器无渗漏油，油标指示正常；气体绝缘互感器无漏气，压力指示与制造厂规定相符；三相油位与气压应调整一致； (3) 电容式电压互感器无渗漏油，阻尼器确已接入，各单元、组件配套安装与出厂编号要求一致； (4) 金属部件油漆完整，三相相序标志正确，接线端子标志清晰，运行编号完善。 (5) 引线连接可靠，极性关系正确，电流比换接位置符合运行要求； (6) 各接地部位接地牢固可靠； (7) 符合现行部颁反事故措施的有关要求； 互感器外绝缘爬电距离应达到有关规定的要求， 如不能满足时， 可加装合成绝缘伞裙， 但要注意消除变电站构架及引线对互感器雨闪的影响。 12、电容式电压互感器与常规互感器相比还需增加哪些巡视检查项目？ 答：除与油浸式互感器巡视项目相同外，还应注意检查如下项目： (1) 330kV 及以上电容式电压互感器分压电容器各节之间防晕罩连接是否可靠； (2) 分压电容器低压端子 N （、J ）是否与载波回路连接或直接可靠接地； (3) 电磁单元各部分是否正常，阻尼器是否接入并正常运行； (4) 分压电容器及电磁单元有无渗漏油。 13、互感器发生哪些情况时，应立即停止运行？ 新安装互感器验收项目有哪些主要内容？ 三相电流互感器一相在运行中损坏更换时有何注意事项？ 答： (1) 电压互感器高压熔断器连续熔断 23 次。 (2) 高压套管严重裂纹、破损，互感器有严重放电，已威胁安全运行时。 (3) 互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火。 (4) 油浸式互感器严重漏油， 看不到油位；SF 6 气体绝缘互感器严重漏气、压力表指示为零；电容式电压互感器分压电容器出现漏油时。 (5) 互感器本体或引线端子有严重过热时。 (6) 膨胀器永久性变形或漏油。 (7) 压力释放装置（防爆片）已冲破。 (8) 电流互感器末屏开路，二次开路；电压互感器接地端子 N （ X ）开路、二次短路，不能消除时。 (9) 树脂浇注互感器出现表面严重裂纹、放电。 14、答： (1) 二次电压波动。二次连接松动，分压器低压端子未接地或未接载波线圈。如果阻尼器是速饱和电抗器，则有可能是参数配合不当。 (2) 二次电压低。二次连接不良；电磁单元故障或电容单元 C2 损坏。 (3) 二次电压高。电容单元 C1 损坏；分压电容接地端未接地。 (4) 电磁单元油位过高。下节电容单元漏油或电磁单元进水。 (5) 投运时有异音。电磁单元中电抗器或中压变压器螺栓松动。 15、答： (1) 立即报告调度值班员，按继电保护和自动装置有关规定退出有关保护； (2) 查明故障点， 在保证安全前提下， 设法在开路处附近端子上将其短路，短路时不得使用熔丝。 如不能消除开路，应考虑停电处理。 16、消弧线圈手动切换分接头的操作有什么规定？ 答： 操作规定有： （1）应按当值调度员下达的分接头位置切换消弧线圈分接头。 （2）切换分接头前，应确知系统中没有接地故障，再用隔离开关断开消弧线圈，装设好接地线后，才可切换分接头、并测量直流电阻。测量直流电阻合格后才能将消弧线圈投入运行 17、中性点不接地或经消弧线圈接地系统（消弧线圈脱离时）中分频谐振过电压的现象及消除方法是什么？ 答: 电流互感器二次回路开路如何处理？ 电容式电压互感器有哪些异常现象，如何判断？ 现象：三相电压同时升高，表计有节奏地摆动，电压互感器内发出异音。 消除办法： （1）立即恢复原系统或投入备用消弧线圈。 （2）投入或断开空线路。事先应进行验算。 （3）TV开口三角绕组经电阻短接或直接短接35s。 （4）投入消振装置。 18、答： （1） 系统发生单相接地故障。 （2） 中性点位移电压超过15相电压。 （3） 35kV残流超过10A，10 kV超过20A。 19、答： （1） 过补偿消弧线圈运行在最高档位，且脱谐度大于5%。 （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。 20、答： （1） 消弧线圈装置从一台变压器的中性点切换到另一台时，须将消弧线圈断开后再切换，不得将消弧线圈同时接到两台变压器的中性点。 （2） 主变压器和消弧线圈同时停电时，应先停消弧线圈，再停主变压器，送电操作时与此相反。 （3） 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。 21、答： （1） 先停补偿电流大的，后停补偿电流小的，投运时反之。 （2） 两台及以上自动跟踪补偿消弧线圈并列运行时，仅保留一台的自动调节功能，其余按电容电流的大小放在固定位置。 （3） 如果消弧线圈均运行在过补偿状态，可直接合环。 （4） 如合环前一条母线无消弧线圈或消弧线圈运行在欠补偿状态，应将消弧线圈停运，再进行合环操作。 22、答： (1) 设备外观完整无损。 干式消弧线圈巡视检查项目有哪些？ 同一母线内两台消弧线圈的停、投顺序有哪些规定？ 消弧线圈装置的操作有哪些规定？ 巡视消弧线圈时，发现哪些情况 应向调控中心和上级主管部门汇报？ 哪些情况下禁止用刀闸投入或切除消弧线圈？ (2) 一、二次引线接触良好，接头无过热，各连接引线无发热、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) 表面平整应无裂纹和受潮现象。 (6) 无异常震动、异常声音及异味。 (7) 各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮。 (8) 各表计指示准确。 (9) 引线接头、电缆、母线应无发热迹象。 (10) 对调匝式消弧线圈，人为调节一档分接头，检验有载开关动作是否正常。 23、答案： (1) 设备外观完整无损。 (2) 一、二次引线接触良好，接头无过热，各连接引线无发热、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) 无异常震动、异常声音及异味。 (6) 储油柜、瓷瓶、套管、阀门、法兰、油箱应完好，无裂纹和漏油。 (7) 设备的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油。吸湿器完好，吸湿剂干燥。 (8) 各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮。 (9) 吸湿器硅胶是否受潮变色。 (10) 各表计指示准确。 (11) 对调匝式消弧线圈，人为调节一档分接头，检验有载开关动作是否正常。 24、SF6断路器中SF6气体水分的危害有哪些？ 油浸式消弧线圈检查项目有哪些？ 答：在SF6断路器中SF6气体的水分会带来两个方面的危害： （1）SF6气体中的水分对SF6气体本身的绝缘强度影响不大，但对固体绝缘件（盘式绝缘子、绝缘拉杆等）表现凝露时会大大降低沿面闪络电压； （2）SF6气体中的水分还参与在电弧作用下SF6气体的分解反应，生成氟化氢等分解物，它们对SF6断路器内部的零部件有腐蚀作用，会降低绝缘件的绝缘电阻和破坏金属表面镀层，使产品受到严重损伤；运行经验表明，随着SF6气体中的水分增加，在电弧作用下，生成的许多有害分解物的量也会增加。 25、运行中的断路器，发生哪种情形时，应立即拉开控制电源，汇报调控部门，由上级断路器断开? 答： （1）瓷套有严重破损和放电现象。 （2）SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号。 （3）真空断路器出现真空损坏的丝丝声。 （4）液压机构突然失压到零。 26、答： （1）设备负荷有显著增加； （2）设备经过检修、改造或长期停用后重新投入系统运行； （3）设备缺陷近期有发展； （4）恶劣气候、事故跳闸和设备运行中发现可疑现象； （5）法定节假日和上级通知有重要供电任务期间； （6）设备新投运及大修后，巡视周期相应缩短，72小时以后转入正常巡视。 27、答： （1）发生非全相运行时应立即报告调控中心，经调控中心同意进行处理： 1）运行中断路器断开两相时应立即将断路器拉开。 2）运行中断路器断开一相时可手动试合断路器一次，试合不成功应将断路器拉开。 （2）非全相断路器不能拉开或合上时，可考虑采用旁路断路器与非全相断路器并联、母联断路器与非全相断路器串联及拉开对端断路器等方法，使非全相断路器退出运行。 （3）在处理断路器非全相进行分合操作时应采用”远方”方式，严禁在断路器操作机构箱进行”就地”操作。 28、答： （1）SF6断路器在运行中SF6气体压力降低到闭锁值时，严禁操作断路器，立即汇报所属调控部门及时进行处理。 （2）有条件时将闭锁合闸（或闭锁重合闸）的断路器停用。 （3）闭锁分闸的断路器应改为非自动状态，但不得影响其失灵保护的启用，必要时母差保护做相应调整。 （4）线路断路器闭锁可考虑采用旁路断路器与(闭锁)断路器并联、母联断路器与(闭锁)断路器串联及拉开对端断路器等方法，使(闭锁)断路器退出运行。 （5）母联断路器闭锁分闸，可考虑采用倒母线方式或者合上出线（或旁路）断路器两把母线隔离开关的方式隔离。 29、答： 隔离开关应满足的要求是什么？ 断路器闭锁分合闸的处理方法是什么？ 断路器非全相运行应如何处理？ 遇有哪些情况应对设备进行特殊巡视? (1) 隔离开关应具有明显的断开点； (2) 隔离开关断开点之间应有可靠的绝缘； (3) 隔离开关应具有足够的热稳定性和动稳定性； (4) 隔离开关的结构要简单，动作要可靠； (5) 主隔离开关带有接地隔离开关时必须有连锁机构，以保证先断开主隔离开关后，再合上接地隔离开关，先断开接地隔离开关后，再合上主隔离开关的操作顺序； (6) 隔离开关和断路器之间要装有连锁机构，以保证正确的操作顺序，杜绝隔离开关带负荷操作的事故发生。 30、 理 ? 答:（l）应立即进行手动操作 , 将动静触头分合到位 , 并检查触头是否好 , 然后再进行检查处理； （2）检查内容如下 : 1）三相操作电源是否正常； 2）开关辅助接点是否接触不良； 3）限位开关接触不良； 4）接触器或电动机故障； 5）机构卡阻； 6）操作回路断线 , 端子松动等； 7）上述故障不能处理的，则汇报停电处理。 31、隔离开关辅助接点异常如何处理？ 分合电动隔离开关的操作过程中，如发生未分合到位、动静触头放电时应如何处答:分合闸操作时，隔离开关三相已经到位，但辅助接点没有切换到位。对于连杆转动型的隔离开关辅助接点，可采用推合连杆使之切换到位的方法，其他形式传动的隔离开关辅助开关辅助接点切换不到位，可将隔离开关拉开后再进行几次分合闸，如辅助接点仍切换不到位，应立即汇报调控人员并通知检修人员处理。 运行中辅助接点位置与实际位置不一致时，不可用晃动隔离开关操作机构的方法使其接触良好，以防出现误带负荷拉开隔离开关事故，应立即汇报调控人员并通知检修人员处理。 32、并联电容器组中串联小电抗的作用是什么？ 答：（1）降低电容器组的涌流倍数和频率。 （2）可与电容结合起来对某些高次谐波进行抑制和调谐，保护电容器，滤掉这些谐波，提高供电质量。 （3）电容器本身短路时，可限制短路电流，外部短路时也可减少电容对短路电流的助增作用。 （4）减少非故障电容向故障电容的放电电流。 （5）降低操作过电压。 33、电容器发生哪些情况时应立即退出运行？ 答：套管闪络或严重放电；接头过热或熔化；外壳膨胀变形；电容器严重漏油；内部有放电声及放电设备有异响。 34、电容器断路器跳闸后应如何检查？ 答：电容器断路器跳闸不准强行试送，值班人员必须检查保护动作情况。根据保护动作情况进行分析判断，检查电容器断路器、电流互感器、电力电缆、电容器有无爆炸或严重过热鼓肚及喷油，检查接头是否过热或熔化、套管有无放电痕迹。 35、电抗器的正常巡视项目有哪些？ (1) 接头应接触良好无发热现象。 (2) 支持绝缘子应清洁无杂物。 (3) 周围应整洁无杂物。 (4) 垂直布置的电抗器不应倾斜。 (5) 门窗应严密。 36、为何操作500kV电抗器隔离开关之前必须检查线路侧三相无电压？ 答：因为并联电抗器是一个电感线圈，一加上电压，就有电流通过。500kV线路电抗器一般未装断路器，如在线路带有电压的情况下操作电抗器隔离开关，就会造成带负荷拉合隔离开关的严重事故。因此在操作线路电抗器隔离开关之前，必须检查线路侧三相确无电压。 37、如何防范操作过电压？ 答：防范操作过电压的措施有： 选用灭弧能力强的高压断路器； 提高断路器动作的同期性； 断路器断口加装并联电阻； 采用性能良好的避雷器，如氧化锌避雷器； 使电网的中性点直接接地运行 38、如何限制和消除谐振过电压？ 答： 改善电磁式电压互感器的励磁特性，或改用电容式电压互感器。 加装微机消谐装置和消谐TV 在有些情况下，可在10kV及以下的母线上装设一组三相对地电容器，或用电缆段代替架空线段，以增大对地电容，从参数搭配上避开谐振的可能。 在特殊情况下，可将系统中性点临时经电阻接地或直接接地，或投入消弧线圈，也可以按事先规定投入某些线路或设备以改变电路参数，消除谐振过电压。 39、什么叫重合闸后加速? 答:当被保护线路发生故障时，保护装置有选择地将故障线路切除，与此同时重合闸动作，重合一次，若重合于永久性故障时，保护装置立即以不带时限、无选择地动作再次断开断路器。这种保护装置叫做重合闸后加速，一般多加一块中间继电器即可实现。 40、发生何种故障时瓦斯保护动作? 答:瓦斯保护可以保护的故障种类为： (1) (2) (3) (4) (5) 41、变压器内部的多相短路。 匝间短路，绕组与铁芯或与外壳短路。 铁芯故障。 油面下降或漏油。 分接开关接触不良或导线焊接不牢固。 在什么情况下需将运行中的变压器差动保护停用? 答:变压器在运行中有以下情况之一时应将差动保护停用： (1) 差动保护二次回路及电流互感器回路有变动或进行校验时。 (2) 继电保护人员测定差动回路电流相量及差压。 (3) 差动保护互感器一相断线或回路开路。 (4) 差动回路出现明显的异常现象。 (5) 误动跳闸。 42、500kV变压器有哪些特殊保护?其作用是什么? 答案:500kV变压器有以下特殊保护? （1）过励磁保护是用来防止变压器突然甩负荷或励磁系统因过电压造成磁通密度剧增，引起铁芯及其他金属部分过热。 （2）500kV、220kV低阻抗保护。当变压器绕组和引出线发生相间短路时作为差动保护的后备保护。 43、综合重合闸有几种运行方式?各是怎样工作的? 答案:综合重合闸由切换开