2025年变电运检专业(变电站值班员)资格考试题库及答案(简答题)

2025年变电运检专业(变电站值班员)资格考试题库及答案(简答题)1.变电站设备日常巡视的重点检查项目有哪些？答：日常巡视应重点检查以下内容：（1）主变压器：油位、油温、油色是否正常，各侧套管有无破损、放电痕迹，冷却装置运行是否正常，瓦斯继电器有无气体积聚，中性点接地刀闸状态是否符合要求；（2）断路器：SF6压力或油位是否在合格范围，分合闸指示与实际位置是否一致，操动机构有无渗油、漏气，端子箱密封是否良好；（3）隔离开关：触头接触是否紧密，有无发热变色，瓷瓶有无裂纹、放电，操作连杆是否锈蚀；（4）母线及引流线：金具有无变形、松动，接头处红外测温无异常温升（一般不超过70℃），绝缘子串无闪络痕迹；（5）电压/电流互感器：油位、油色正常，无渗漏油，二次回路端子无松动、放电，电容式电压互感器末屏接地是否良好；（6）电容器组：外壳无膨胀、渗漏，熔丝无熔断，放电线圈运行正常，中性点刀闸状态正确；（7）避雷器：计数器动作次数是否有变化，瓷套无裂纹，接地引下线无断股，在线监测装置数据无异常；（8）站用变及直流系统：站用变温度、声音正常，直流屏电压、绝缘监测数据符合要求，蓄电池无鼓包、漏液，极柱无氧化。2.简述倒闸操作中“五防”闭锁装置的作用及使用要求。答：“五防”闭锁装置的作用是防止以下五类误操作：（1）误分、误合断路器；（2）带负荷拉、合隔离开关；（3）带电挂（合）接地线（接地刀闸）；（4）带接地线（接地刀闸）合断路器（隔离开关）；（5）误入带电间隔。使用要求包括：（1）操作前应检查闭锁装置完好性，禁止随意解除闭锁；（2）当闭锁装置故障需解锁操作时，须经站长或值班负责人批准，由监护人监督操作；（3）解锁工具（钥匙）应专人保管，使用后及时登记；（4）操作中若闭锁装置动作导致无法继续，应立即停止操作并核查操作步骤、设备状态及闭锁逻辑，禁止强行操作；（5）新投运或改造后的设备，必须验证闭锁功能正确后方可投入使用。3.110kV线路开关跳闸后，值班员应如何进行现场处置？答：处置流程如下：（1）记录保护动作信息：查看线路保护装置动作类型（如距离保护、零序保护）、故障相别、测距结果，检查重合闸是否动作及动作情况；（2）检查开关状态：确认跳闸开关三相位置指示是否一致（均在分位），SF6压力或油位是否正常，操动机构有无异常（如喷油、卡涩）；（3）检查一次设备：巡视线路间隔内的CT、PT、刀闸、母线侧设备有无放电、闪络、断线、避雷器动作等异常；（4）汇报调度：向调控中心报告保护动作情况、开关及设备检查结果，听从调度指令；（5）隔离故障：若为永久性故障且调度要求隔离，按操作票断开线路侧及母线侧刀闸，验电并装设接地线；（6）恢复送电：若故障为瞬时性且设备无异常，经调度许可后按程序合闸送电；（7）做好记录：详细记录跳闸时间、保护动作情况、检查结果及处理过程，录入运维系统。4.主变差动保护与瓦斯保护的区别及动作范围分别是什么？答：区别：（1）原理不同：差动保护为电量保护，基于主变各侧电流差原理；瓦斯保护为非电量保护，基于变压器内部故障产生气体或油流冲击。（2）动作速度不同：差动保护为速动保护（毫秒级），瓦斯保护中轻瓦斯为信号（延时），重瓦斯为跳闸（瞬时）。（3）灵敏度不同：瓦斯保护对变压器内部轻微故障（如匝间短路、局部过热）更敏感，差动保护对内部严重故障及引出线故障更有效。动作范围：（1）差动保护范围：主变各侧电流互感器之间的所有设备（包括主变绕组、引出线、套管）；（2）瓦斯保护范围：主变内部故障（如绕组短路、铁芯烧损、油面降低），其中轻瓦斯反映轻微故障（气体积累），重瓦斯反映严重故障（油流冲击）。5.在10kV开关柜内进行检修工作时，应采取哪些安全技术措施？答：需落实以下措施：（1）停电：断开检修开关柜的进线电源（包括上级电源开关、PT二次空开），断开柜内所有可能来电的回路（如联络开关、电容器开关），在操作把手上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌；（2）验电：使用合格的10kV验电器逐相验电（先验有电侧确认验电器完好，再验检修侧），确认无电压后，在进线侧、出线侧及可能反送电的部位验电；（3）装设接地线：在验电后立即装设三相短路接地线，接地端应连接至开关柜专用接地排（接地电阻≤4Ω），导体端与设备导电部分可靠连接，接地线编号与现场定位图一致；（4）悬挂标示牌和装设遮栏：在开关柜柜门及相邻带电间隔悬挂“止步，高压危险”标示牌，在工作区域周围装设临时遮栏，出入口设专人监护；（5）检查二次回路：断开与检修设备相关的二次回路（如保护出口压板、测控装置电源），防止误动作；（6）验电接地完成后，由工作许可人会同工作负责人现场确认安全措施到位，双方在工作票上签字后开工。6.变电站蓄电池组日常维护的主要内容有哪些？答：日常维护内容包括：（1）外观检查：电池外壳无鼓包、裂纹、漏液，极柱无氧化、松动，连接条无锈蚀、发热（红外测温≤50℃）；（2）电压监测：测量单体电池电压（阀控式铅酸电池正常2.15-2.25V），记录浮充电压（整组电压一般为2.23V×n，n为单体数量），偏差超过±0.05V时需排查原因；（3）内阻检测：使用内阻测试仪测量单体内阻（一般≤8mΩ），内阻异常增大（超过基准值20%）的电池需重点关注；（4）环境检查：蓄电池室温度保持20-25℃（最佳25℃），湿度≤85%，通风装置运行正常，无腐蚀性气体；（5）均衡充电：每3-6个月进行一次均衡充电（充电电压2.35-2.40V/单体），时间8-10小时，确保各单体电压均衡；（6）放电试验：每年进行一次核对性放电试验（放出额定容量的30%-50%），记录放电曲线，容量低于80%的电池组需更换；（7）记录与分析：建立维护台账，记录电压、内阻、温度等数据，分析趋势，及时发现劣化电池。7.SF6断路器气体压力异常（低于报警值但未达闭锁值）时的处理原则是什么？答：处理原则如下：（1）立即检查压力表指示，确认是否为表计故障（可通过密度继电器辅助接点或相邻设备对比判断）；（2）若确为SF6泄漏，汇报调度，申请将断路器转为非自动状态（防止压力降低至闭锁值时无法分闸）；（3）使用检漏仪查找泄漏点（重点检查法兰接口、充气嘴、密度继电器连接处），标记漏点位置；（4）若泄漏速度缓慢（压力下降≤0.01MPa/天），可监视运行并联系检修人员带电补气；（5）若泄漏速度较快（压力持续下降接近闭锁值），应申请调度将该断路器所在线路停电，通过旁路开关代供后处理；（6）补气前需确认新气符合标准（湿度≤8μL/L，纯度≥99.8%），补气后静置24小时，待气体均匀后测量微水含量（≤150μL/L）；（7）处理过程中做好安全防护，人员站在上风侧，戴防毒面具和手套，避免SF6分解物接触皮肤；（8）记录压力变化情况、漏点位置及处理结果，录入设备缺陷台账。8.母线失压后值班员的应急处理流程是什么？答：处理流程为：（1）确认失压范围：检查母线电压表指示（0或接近0），所有连接该母线的线路、主变、电容器等设备电流表指示为0，确认母线失压；（2）检查保护动作：查看母线保护、主变后备保护、线路保护是否动作（如母差保护、零序过压保护），记录动作信号、故障录波数据；（3）检查设备状态：巡视母线及连接设备（刀闸、CT、PT、避雷器、绝缘子）有无放电、爆炸、烧损、断线等明显故障点；（4）隔离故障：若母线保护动作且发现故障点（如避雷器爆炸），断开所有连接该母线的刀闸，将故障母线隔离；（5）试送母线：若无明显故障点，汇报调度，用外来电源（如主变低压侧、联络线）对母线进行试送电（优先用充电保护合闸），试送成功后逐步恢复负荷；（6）处理越级跳闸：若因线路故障越级跳闸导致母线失压，在隔离故障线路后，恢复母线及其他线路供电；（7）做好记录：详细记录失压时间、保护动作情况、设备检查结果及处理步骤，向运维班、检修班通报缺陷。9.操作票填写的基本要求有哪些？答：基本要求包括：（1）内容准确：操作任务、设备双重名称（名称+编号）、操作顺序与实际运行方式一致，禁止使用“某刀闸”“1变”等简称；（2）术语规范：使用“拉开”“合上”“装设”“拆除”等标准操作术语，禁止模糊表述（如“动一下刀闸”）；（3）步骤完整：逐项填写操作步骤，包括检查设备状态（如“检查××开关确在分位”）、操作前确认（如“确认××线路无电压”）、操作后验证（如“检查××刀闸三相确已合好”）；（4）编号连续：操作票按顺序编号，不得跳号、重号，作废票应注明“作废”并保留；（5）修改规范：操作票填写后不得任意涂改，若需修改，单个字修改应清晰，每页修改不超过2处，修改后由操作人、监护人共同签名；（6）签名齐全：操作票需经操作人、监护人、值班负责人逐级审核签名，禁止代签、漏签；（7）保存完整：已执行的操作票保存至少1年，作为分析操作事件的依据。10.站用变故障停电后对变电站运行的影响及处理措施有哪些？答：影响：（1）交流电源中断：导致直流充电装置、ups电源、测控装置、保护装置、加热除湿器、照明等失去交流供电，长时间停电会使蓄电池组放电至终止电压（1.85V/单体），造成直流系统失压；（2）设备无法操作：断路器操动机构（如弹簧机构、液压机构）失去交流电源后无法储能，无法进行分合闸操作；（3）环境控制失效：通风、空调、驱潮装置停运，可能导致设备室湿度超标，绝缘下降。处理措施：（1）立即检查备用站用变是否自投成功（检查低压侧开关是否合闸，电压表指示正常）；（2）若备用站用变未自投，手动合上备用电源开关（需确认无反送电）；（3）若两台站用变均故障，检查站用变低压侧母线有无故障（如短路、接地），隔离故障点后用临时电源车供电；（4）监测直流系统电压：若蓄电池放电至电压低于220V（220V系统），汇报调度，限制非重要负荷（如照明、空调），优先保障保护、测控电源；（5）联系检修人员处理站用变故障（检查高压侧熔断器、绕组绝缘、低压侧开关等）；（6）恢复供电后，检查各交流负荷是否正常启动，对直流系统进行均衡充电，恢复蓄电池容量；（7）记录停电时间、影响范围及处理过程，分析站用变故障原因（如过载、绝缘老化），制定预防措施。11.红外测温时发现设备发热的判断标准及处理流程是什么？答：判断标准（以环境温度25℃、负荷电流稳定为基准）：（1）一般缺陷：设备表面温度≤70℃，温差≤15℃（与同类设备对比），或相对温差≤35%；（2）严重缺陷：温度70-90℃，温差15-25℃，相对温差35%-60%；（3）危急缺陷：温度≥90℃，温差≥25℃，相对温差≥60%，或设备表面有发红、熔化迹象。处理流程：（1）复测确认：使用同一仪器在不同角度复测，排除环境干扰（如阳光直射、背景辐射）；（2）记录数据：记录发热部位、温度值、负荷电流、环境温度，拍摄红外热像图；（3）分析原因：判断发热类型（导流型/电流致热，如接头松动；磁滞型/磁致热，如铁芯损耗；电阻型/电压致热，如绝缘子劣化）；（4）分类处理：一般缺陷纳入月度计划检修；严重缺陷72小时内处理；危急缺陷立即汇报调度，申请停电处理；（5）跟踪验证：处理后重新测温，确认温度恢复正常（温差≤10℃）；（6）录入系统：将缺陷信息、处理结果录入PMS2.0系统，建立设备发热档案。12.新投运设备验收的重点项目有哪些？答：重点验收项目包括：（1）外观检查：设备铭牌参数与设计一致，外壳无变形、油漆无脱落，接地引下线规格符合要求（截面≥50mm²），标识牌齐全（双重名称、相序标志）；（2）绝缘试验：测量主绝缘电阻（如主变高压侧≥3000MΩ）、直流泄漏电流（如断路器≤10μA）、介损（如电容式设备≤0.5%），结果符合规程；（3）特性试验：断路器分合闸时间（如110kV断路器≤60ms）、速度、同期性（≤5ms），隔离开关分合到位（触头插入深度≥90%），主变变比、直流电阻（相间偏差≤2%）；（4）保护传动：核对保护定值，模拟故障（如短路、接地）验证保护动作逻辑（差动保护跳各侧开关，瓦斯保护跳本变）、出口压板投退正确；（5）二次回路：检查端子排接线无松动、标号清晰，电流回路无开路（用万用表测电压≤0.1V），电压回路无短路（用万用表测电阻≥1MΩ），电缆屏蔽层单端接地；（6）五防验证：模拟操作（如带负荷拉刀闸）验证闭锁功能有效（无法操作或报警）；（7）带电试运行：空载试运行24小时，监测设备温度（主变上层油温≤85℃）、声音（无异常杂音）、振动（断路器机构振动≤0.5mm/s）；（8）资料归档：验收试验报告、出厂试验报告、安装记录、图纸（一次接线图、二次原理图）齐全，与现场设备一致。13.防误闭锁装置故障时的操作规定是什么？答：操作规定如下：（1）发生闭锁装置故障（如电磁锁卡涩、电脑钥匙无法解锁）时，应立即停止操作，禁止强行解锁；（2）检查操作票步骤、设备状态是否正确（如开关是否确在分位，刀闸操作条件是否满足），排除人为误操作可能；（3）确认故障无法短时间恢复后，由操作人填写《解锁操作申请单》，经值班负责人审核、站长批准（35kV及以上设备需生技部门批准）后方可解锁；（4）解锁操作必须由两人进行（监护人、操作人），监护人全程监护，操作后立即检查设备位置是否正确；（5）解锁工具（万能钥匙）使用后应及时归还保管人，登记使用时间、原因及设备编号；（6）故障闭锁装置应在24小时内联系检修人员处理，修复后进行功能测试（模拟5种误操作验证闭锁有效）；（7）未装防误闭锁装置或闭锁装置失效的设备禁止投入运行，特殊情况下需经单位总工程师批准并采取临时防误措施（如加挂机械锁）。14.雷雨天气后设备特巡的重点内容有哪些？答：特巡重点包括：（1）避雷器：检查计数器动作次数是否增加（动作后及时记录），瓷套有无裂纹、闪络痕迹，接地引下线有无断股、松脱；（2）绝缘子串：检查瓷瓶、复合绝缘子有无放电痕迹（如伞裙烧蚀、瓷釉脱落），金具有无变形、锈蚀；（3）母线及引流线：检查线夹、并沟线夹有无松动（可通过振动波检测），导线有无断股、损伤（断股面积≤5%为一般缺陷，＞5%需停电处理）；（4）户外端子箱、机构箱：检查密封是否良好（无进水、受潮），加热器是否自动启动（湿度＞70%时应投入），二次端子无锈蚀、凝露；（5）接地装置：检查接地引下线与设备连接点有无松动（用扳手测试），接地电阻（≤4Ω）是否合格（必要时雨后48小时测量）；（6）排水系统：检查设备区排水沟是否畅通（无堵塞、积水），电缆沟入口封堵