变电运维专业技术总结(共16篇).pdf

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1、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2012 年 （单位）变电运维专业工作总结提纲一、 2012 年工作情况（一）变电站及设备概况（含防误装置装置运行情况）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（如尺度化作业开展情况，MIS 系统完善、防误装置改造等等）。2、工作取得的效果和

2、体会3、工作的差距和欠缺二、 2012 年工作中存在的主要问题和困难三、 2013 年工作思路和着重工作部署基础管理、同业对标、改善运行的组织和技术措施等。四、对分公司专业工作的建议2012 年 （单位）直流设备工作总结提纲一、 2012 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、 2013 年工作思路和着重工作部署着重在基础管理、改善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：变电运维工作年末总结变电运维工作年末总结时间一晃而过， 转眼一

3、年以过去了。随同着公司的飞速发展，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。回要过去的一年，工作的风风雨雨时时在眼前隐现，但我却必需面对实际，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次细节进行检查核对，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。自己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。这项工作只有在一直的学习中积累经验，才干更好的完成日常工作维护变电站的工作，才干最大限度的完成公司下达的各种指标。只有一直的总结才干一直的提高了自己的专业技能，才

4、干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，通过自身一直的努力，无论是在工作上，思要上，积极加入政治学习，关心国家大事，坚强四项基本原则，支持党的方针政策，自觉的遵守各种法律法规及各种规章管理制度。三、工作上能刻苦耐劳，仔细，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着重，明白运维工作的重要性。不论遇到什么样的问题，都要虚心恳切的请教。随时总结随时反省， 绝对不能自欺欺人，这样才干一直的提高自己的业务能力，跟上时代的步调。四、在这一年中我加入了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，我感觉做每一个工作都要明确的的

5、规划和步骤，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外乱。总结这一年的工作这所以能够实现人身，电网，设备保险生产和长期稳定，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欠缺，希望在新的一年里得到改善和学习提高。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，学习三次月。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、

6、空开更换2.维护及自动装置改定值3.维护差流测试4.二次设备红外测温：维护装置、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次月的学习，对以上培训内容基本了解并且对二次系统有了一次基本的了解和认识，能够阅读二次回路图能清查回路走向及信号传递过程；而且能够比拟熟练的使用一些试验工具 ,如维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含维护测控装置、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，检修班和现现在的运行班值组人员在

7、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。 比方设备出现小问题，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拟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， 比方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，经常需要携带多种备品，降低了处缺工作的效率。 我要强化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，主动学习才干事半功倍。四、对一体化方案意见及建议现现在的培训模式

8、采取和二次系统检修班组共同工作，在工作中学习的方式，必定能得到很多实践的机会， 但是也存在一些问题。比方学习时间比拟短，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，但在相对比拟短的时间内，要尽量的多学东西就相对困难。所以提出以下意见希望能采用：能够提供一次培训的地方，能有一两件实习设备，这样能有更多的尝试机会， 因为在现实工作中，大局部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次比拟全面的了解和了解。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

9、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发生故障的原因，并依次列举出发生故障的主要因素，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 （2016）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了，现在是一次离不开电力的社会， 并且对电力的需求量也越来越大，所以人们对电力的保险性和高效性提出了更高的要求，

10、 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，我们必需加大发展变电运维技术，这样才干更好地服务于人们的生发生活。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， 变电运维根据现实的规范要求对各次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局部非常多，输出的电力设备设施环境极其复杂，而且每一次变电站的性质都是不同的，所以电力系统是一次非常复杂的系统，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

11、中，且得到了广泛的应用。运维技术具有四次方面的特点：变电运行时的电力系统比拟复杂，工作人员对其维护的管理工作难度相比拟大。需要检测的设备种类比拟多。 对电力系统中，变电运维管理人员的素质要求比拟高。电力系统中，变电设备在运行时出现故障的可能性比拟大。由于工作量也比拟大，所以工作人员比拟难管理。2 电力系统中变电运维发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含人为因素和客观因素。接下来将对这两次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，这也是不可防止的因素， 主要体现在以下三次方面：使用变电运维

12、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进，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现实当中去，导致各次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，最后导致各次项目管理都很混乱。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

13、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局部，因此，人们的用电量也越来越多，电力设备承当的电荷也越来越高、线路很容易着火，如果在日常生活中错误其进行管理，很容易使电力设备受到损害，发生电力故障， 严重地影响变电运行的工作效率和工作质量。由于天气的无端变更，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；仔细观察故障录波

14、并打印出故障的动作讲演，最后上报单位领导当值调度；对现场工作的所有设备，包含开关、 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次维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，发生故障的原因有三种： 主变差动维护动作。主变本体有载重瓦斯维护动作。主变零序间隙过流维护动作。 3.2.1 主变差动维护动作当主变差动维护动作时，相关工作人员要检查各侧开关的各次电气设备，包含各侧的开关、刀闸等。 当主变差别维护动作没有查明原因时，应阻止主变投入运行。 当主变差别维护动作已经确定是某一设备出现障

15、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维护动作当主变本体有载重瓦斯维护动作时，工作人员应检查主变本体的油箱是否保险，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维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改变为冷备用状态来等待工作人员的修理。3.2.3 主变零序间隙过流维护动作当主变零序间隙过流维护动作时，我们要检查一下是哪一侧发生的动作零序过压，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

16、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维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维护。 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，然后对各次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和测试，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 强化台账管理提高了变

17、电运维高效性的主要前提条件是强化台账管理。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依照相关部分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 强化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局部，电气设备的运维管理工作是保障整次变电运维质量的前提条件，直接对用户的保险用电发生了严重的影响。所以说， 强化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

18、的对设备进行测试和检修等工作，应根据消缺规划而做的倒闸操作、检修工作的认可终将录入电网系统，将各次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，这样才干满足人们对电的需求量，并使人们保险、 高效的使用， 变电运维技术在电力系统表演者很重要的角色，我们必需减少运维技术在系统应用时出现的各种障碍和问题，这样才干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， 2014（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，2011 （10） ：

19、 4679. 3 米娟 .电力系统中的变电运维技术研究J.科技和创新， 2014（22） ：7990. 4 金铁彦 .电力系统中变电运行设备维护技术分析J.科技和创新，2012（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

20、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、瓦斯维护动作跳闸时，应着重分析哪些因素？答：瓦斯维护动跳闸时，在未查明原因消除故障前不得将变压器投入运行，应着重分析以下因素后，做出综合判断：（1） 是否呼吸不畅或排气未尽；（2） 维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） 变压器其他继电维护装置动作情况。3、 变压器新装置或大修后，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

21、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：温度变更， 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，防止误发信号。(4) 采取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。(

22、6) 释放阀的导向装置装置和朝向应正确，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、电流的变更。(2) 单相变压器组和三相变压器分相装置的有载分接开关，其调压操作宜同步或轮流逐级进行。(3) 有载调压变压器和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

23、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和在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对。(2) 核对温度丈量装置。(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

24、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一直上升，应查明原因，必要时应立即将变压器停运。(6) 变压器在各种逾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。补油时应遵照继电维护的相关规定，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，使油位降至和当时油温相对应的高度，以免溢冲。9、瓦斯维护发出信号时应如何处理? 答：瓦斯维护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，

25、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，可根据相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，维护绕组伏安特性无明显差异的互感器，并进行试验合格，以满足运行要求。11、答：(1) 设备外

26、观完整、无损，等电位连接可靠，均压环装置正确，引线对地距离、维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，压力指示和制造厂规定相符；三相油位和气压应调整一致；(3) 电容式电压互感器无渗漏油，阻尼器确已接入，各单元、组件配套装置和出厂编号要求一致；(4) 金属部件油漆完整，三相相序标记正确，接线端子标记清晰，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相关要求；互感器外绝缘爬电距离应达到相关规定的要求，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

27、架及引线对互感器雨闪的影响。12、电容式电压互感器和惯例互感器相比还需增加哪些巡视检查项目？答：除和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 ）是否和载波回路连接或直接可靠接地；(3) 电磁单元各局部是否正常，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？新装置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

28、严重裂纹、破损，互感器有严重放电，已威胁保险运行时。(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名义严重裂纹、放电。14、答：(1) 二次电压稳定。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

29、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) 立即讲演调度值班员，按继电维护和自动装置相关规定退出相关维护；(2) 查明故障点，在保障保险前提下，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

30、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、并丈量直流电阻。丈量直流电阻合格后才干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。消除措施：（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

31、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） 过弥补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，送电操作时和此相反。（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） 先停弥补电流大的，后停弥补电

32、流小的，投运时反之。（2） 两台及以上自动跟踪弥补消弧线圈并列运行时，仅保存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弥补状态，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弥补状态，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分汇报？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)

33、外绝缘名义清洁、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) 名义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) 外绝缘名义清洁、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

34、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，储油柜的油位应和温度相对应，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次方面的危害：（1）SF6 气体中的水分对SF6 气体自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）表示凝露时会大大降低沿面

35、闪络电压；（2）SF6 气体中的水分还参加在电弧作用下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名义镀层，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，汇报调控部分，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

36、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讲演调控中心，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，试合不胜利应将断路器拉开。（2）非全相断路器不能拉开或合上时，可考虑采取旁路断路器和非全相断路器并联、母联断路器和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

37、合操作时应采取” 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分及时进行处理。（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，但不得影响其失灵维护的启用，必要时母差维护做相应调整。（4）线路断路器闭锁可考虑采取旁路断路器和(闭锁 )断路器并联、 母联断路器和 (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，可考虑采取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

38、。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需有连锁机构，以保障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，以保障正确的操作顺序，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,

39、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，可采取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

40、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和现实位置不一致时，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）可和电容结合起来对某些高次谐波进行抑制和调谐，维护电容器，滤掉这些谐波，提高了供电质量。（3）电容器自身短路时，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

41、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，值班人员必需检查维护动作情况。根据维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) 垂直安排的电抗器不应倾斜。(5) 门窗应严密。36、为何操作500kV 电抗器隔离开关之前必需检查线路侧三相无电压？答：因为

42、并联电抗器是一次电感线圈，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，必需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； 提高了断路器动作的同期性； 断路器断口加装并联电阻； 采取性能良好的避雷器，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：改进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

43、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:当被维护线路发生故障时，维护装置有选择地将故障线路切除，和此同时重合闸动作，重合一次，若重合于永久性故障时，维护装置立即以不带时限、无选择地动作再次断开断路器。这种维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维护动作? 答:瓦斯维护可以维护的故障种类为：(1) (2) (3) (4) (5

44、) 41、变压器内部的多相短路。匝间短路，绕组和铁芯或和外壳短路。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维护停用? 答:变压器在运行中有以下情况之一时应将差动维护停用：(1) 差动维护二次回路及电流互感器回路有变动或进行校验时。(2) 继电维护人员测定差动回路电流相量及差压。(3) 差动维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 变压器有哪些特殊维护?其作用是什么 ? 答案 :500kV 变压器有以下特殊维护? （ 1）过励磁维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

45、通密度剧增，引起铁芯及其他金属局部过热。（2）500kV 、220kV低阻抗维护。当变压器绕组和引出线发生相间短路时作为差动维护的后备维护。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关QK 实现三种方式。(1) 综合重合闸方式。单相故障跳闸后单相重合，重合在永久性故障上跳开三相，相间故障跳开三相后三相重合，重合在永久性故障上再跳开三相。(2) 三相重合闸方式。任何类型故障均跳开三相、三相重合(检查同期或无电压)，重合在永久性故障上时再跳开三相。(3) 单相重合闸方式。单相故障跳开故障相后单相重合，重合在永久性故障上后跳开三相，相间故障跳开三相后不再重合。44、

46、响 ? 答:1)对线路维护影响,线路维护电压通过本开关母线刀闸辅助接点进行切换；2)对母线差动维护影响,母线刀闸辅助接点作为开关量接入母差维护,可能发生差流,影响母差维护的正确动作；3)对失灵维护的影响,失灵维护的启动通过母线刀闸辅助接点切换； 双母线运行方式下当某一线路开关的母线刀闸辅助接点接触不良，会有哪些影4)对五防装置有影响,可能影响到正常的操作；5)对监控及远动的影响,造成位置指示不正确。45、在什么情况下将断路器的重合闸退出运行？答：在以下情况下重合闸退出运行：（1）断路器的遮断容量小于母线短路容量时，重合闸退出运行。（2）断路器故障跳闸次数超过规定，或虽未超过规定，但断路器严重喷

47、油、冒烟等，经调度同意后应将重合闸退出运行。（3）线路有带电作业，当值班调度员命令将重合闸退出运行。（4）重合闸装置失灵，经调度同意后应将重合闸退出运行。46、直流接地点查找步骤是什么？答：在分析、 判断的基础上， 用拉路查找分段处理的方法，以先信号和照明局部后操作局部、先室外后室内局部为原则，依次：（1）区分是控制系统还是信号系统接地。（ 2）信号和照明回路。（3）控制和维护回路。（4）取熔断器的顺序，正极接地时，先断（+） 、后断（ ） ；恢复熔断器时，先投（） 、后投（ +） 。47、答：（1）用绝缘棒拉合隔离开关或经传动机构拉合隔离开关（刀闸），均应戴绝缘手套。（2）雨天操作室外高压设

48、备时，绝缘棒应有防雨罩，还应穿绝缘靴。接地网电阻不符合要求的，晴天也应穿绝缘靴。（3）雷电时，一般不进行倒闸操作，禁止就地进行倒闸操作。48、如何装设和拆除接地线？用绝缘棒拉合隔离开关或经传动机构拉合隔离开关有哪些要求？答：具体要求：（1）装设接地线应由两人进行（经批准可以单人装设接地线的项目及运行人员除外）。（ 2）当验明设备确已无电压后，应立即将检修设备接地并三相短路。（3）装设接地线必需先接接地端，后接导体端，接地线应接触良好，连接应可靠。拆接地线的顺序和此相反。（4）装、拆接地线均应使用绝缘棒和戴绝缘手套。人体不得碰触接地线或未接地的导线，以防止感应电触电。49、在带电的电压互感器二次

49、回路上工作，应注意的保险事项是什么？答：注意事项有：（1）严格防止电压互感器二次短路和接地，工作时应使用绝缘工具，带绝缘手套。（2）根据需要将相关维护停用，防止维护拒动和误动。（3）接临时负荷时，应装设专用隔离开关和可熔熔断器。50、工作人员在进入SF6 配电装置室工作时，入口处若无SF6 气体含量显示器，应如何处理？答 : （ 1）应先通风15min，并用检漏仪丈量SF6 气体含量合格。（2）尽量防止一人进入SF6 配电装置室进行巡视，不准一人进入从事检修工作。51、答：(1) 环境的温度不宜低于5 度，如果必需在低温下进行诊断，应注意仪器自身的工作温度要求；(2) 空气湿度不宜大于85%，

50、不应在有雷、雨、雾及雪等环境下进行诊断，必要时应对仪器采用必要的防护措施；(3) 诊断工作宜在风速不大于0.5m/s 的环境下进行，若在诊断过程中风速发生较明显变更时，要记录风速，必要时要对测得的数据准确度进行修正。52、变电站天气过冷时的巡视包含哪些内容？红外测温环境的基本要求？答：1）充油设备的油面不应过低；2）母线、引线弧度不应过紧，线卡子不应有变形和裂纹； 3）蓄电池及开关机构取暖装置应正常。4）检查端子箱、汇控箱是否有凝露、渗漏，加热驱潮装置是否工作正常5）检查并记录SF6 表计值。53、变电站高峰负荷及天气过热的巡视包含哪些内容？答：1）随时监视电力、 电流表，压力表，变压器温度表