2025年高频电气主操面试题库及答案

2025年高频电气主操面试题库及答案1.倒闸操作中“五防”闭锁装置异常时的处理原则是什么？首先应立即停止操作并汇报值班负责人，严禁强行解除闭锁操作。需核对操作票与实际设备状态是否一致，检查闭锁逻辑是否因设备位置辅助接点故障、电磁锁电源异常或机械卡涩导致失效。若为程序锁或电气闭锁，可通过机械锁或万能钥匙作为应急手段，但必须经站长或值班负责人批准，由两人共同确认设备状态无误后操作。操作完成后需详细记录异常原因，联系检修人员在24小时内恢复闭锁功能，同时加强操作监护。2.变压器差动保护动作后，现场检查的重点项目有哪些？需重点检查变压器本体及套管是否有变形、喷油、放电痕迹；各侧断路器、电流互感器、隔离开关的连接部位有无过热或烧损；差动保护范围内的二次回路是否存在接线松动、端子排烧毁、电流互感器匝间短路；查看故障录波器波形，确认差流大小及相位关系。若本体无明显故障，需测试各侧绕组直流电阻、变比及绝缘电阻，检查气体继电器内是否有气体（若有需取气分析成分）。若确认二次回路误动，可申请退出差动保护试送，否则需隔离变压器等待检修。3.简述110kV线路高频保护与后备保护的配合原则？高频保护作为线路主保护，动作时间应小于等于0.1秒，与本侧和对侧的纵联保护配合实现全线速动。后备保护分为近后备和远后备：近后备（如距离Ⅰ、Ⅱ段）需与相邻线路的距离Ⅱ段或Ⅲ段配合，确保在本线路末端故障时可靠动作；远后备（如零序Ⅲ段、距离Ⅲ段）需与下一级线路的主保护或后备保护配合，动作时间一般比下一级保护大0.5-1.0秒。配合时需校核灵敏度，距离保护Ⅰ段灵敏度不小于1.5，Ⅱ段不小于1.3（近后备）或1.2（远后备），零序Ⅰ段不小于2.0，Ⅱ段不小于1.5。4.母线失压后，如何快速判断是母线故障还是线路故障越级跳闸？首先检查母线各连接元件的保护动作情况：若母线差动保护、母联失灵保护动作，且故障录波器显示母线电压突降、大电流，可初步判断母线故障。若仅某条线路保护动作但断路器未跳闸（检查断路器位置指示、操作机构压力、SF6密度是否正常），且该线路对侧保护未动作，则可能是线路故障导致本侧断路器拒动，故障电流持续导致上一级母线保护或主变后备保护动作。此时需检查拒动断路器的操动机构（如弹簧储能是否到位、液压机构压力是否在闭锁值以下）、二次回路（控制电源是否正常、分闸线圈是否烧毁），确认后隔离故障线路，恢复母线其他元件供电。5.SF6断路器日常巡检中，除压力值外还需重点检查哪些项目？需检查断路器瓷套及绝缘子有无裂纹、污秽、放电痕迹；传动机构连接部位是否松动，拐臂、连杆有无变形；分合闸指示器与实际位置是否一致；机构箱门密封是否良好，有无进水、受潮或凝露；加热驱潮装置是否按环境温度自动投退；各连接端子（如密度继电器接线、机构控制回路端子）有无松动、氧化；基础有无下沉，支架是否锈蚀；接地引下线是否完整，接地电阻是否合格（周期测量）。若为弹簧操动机构，需检查弹簧储能状态指示是否正常；液压机构需检查油位、有无渗漏油，活塞杆密封是否良好。6.主变冷却器全停后，运行人员应执行哪些操作？首先检查冷却器全停的原因：若为电源故障，切换至备用电源（检查备自投是否动作，未动作则手动切换）；若为控制回路故障（如热继电器动作、接触器烧毁），尝试恢复一路冷却器运行；若短时间无法恢复，需立即汇报调度，按主变过负荷能力限制负荷（油浸自冷变压器带额定负荷允许运行20分钟，顶层油温不超过75℃；强油风冷变压器带额定负荷允许运行10分钟，顶层油温不超过65℃）。运行中每10分钟记录一次顶层油温，若油温超过85℃或达到允许时间仍未恢复冷却器，应立即申请停运主变。同时检查冷却器控制箱内各元件（如空开、接触器、电机）状态，联系检修人员处理。7.简述35kV电容器组单台熔管熔断后的处理流程？首先将电容器组退出运行（拉开断路器及两侧隔离开关，验电接地），逐台检查电容器外观（有无鼓包、渗漏油、接线端子过热），测量单台电容器电容值（正常应为额定值的90%-110%）。若熔管熔断但电容器外观正常、电容值偏差在允许范围内，可能是外部短路或涌流导致，可更换同规格熔管后试投。若电容器鼓包或电容值偏差超过±10%，需退出该电容器（将其两端短接并隔离），检查同相其他电容器熔管是否有过流痕迹（如熔管尾线熔断、熔管内壁发黑）。试投前需测量电容器组三相电容值是否平衡（偏差不超过5%），检查放电线圈二次回路是否正常（防止残余电压未放尽导致合闸过电压）。8.高压电动机启动时，电流表指示过大且不返回，可能的原因及处理方法？可能原因：电动机内部短路（定子绕组匝间或相间短路）、机械卡阻（轴承损坏、转子与定子摩擦、所带负载卡死）、电源电压过低（导致启动电流持续时间过长）、启动装置故障（如自耦变压器抽头选择错误、软启动器晶闸管击穿）。处理方法：立即停止启动，断开电源，测量电动机绝缘电阻（3kV电机不低于3MΩ，6kV电机不低于6MΩ），检查定子绕组直流电阻（三相偏差不超过2%）；盘动转子检查是否灵活；测量电源电压（三相电压偏差不超过±5%）；检查启动装置二次回路（如接触器触头是否熔焊、控制回路接线是否松动）。确认故障点后联系检修处理，禁止盲目再次启动。9.简述变电站直流系统接地的查找步骤？首先区分接地极性（用万用表测量正、负极对地电压，若正极对地电压降低、负极升高，为负极接地，反之亦然）。然后采用拉路法：先拉信号回路、照明回路、充电装置等不重要负荷，后拉保护、控制回路；先拉室外回路，后拉室内回路；先拉备用设备，后拉运行设备。每拉一路需观察绝缘监察装置电压变化，若接地消失，说明该回路接地。对重要回路（如主变保护、母线保护）需申请退出保护压板后再拉路，拉路时间不超过3秒。找到接地支路后，进一步用分段法（如分线箱、端子排）缩小范围，最终定位到具体点（如电缆破损、端子排受潮、设备接线盒进水）。处理时需戴绝缘手套，使用绝缘工具，避免两点接地导致保护误动。10.线路重合闸动作后再次跳闸，应重点检查哪些内容？首先查看故障录波器波形，确认两次跳闸的故障类型（单相、相间或接地）、故障相别及测距结果。检查线路断路器（SF6压力、操动机构状态）、线路侧隔离开关、电流互感器有无放电痕迹。若为架空线路，需联系运维人员巡线，重点检查绝缘子（有无闪络、击穿）、导线（有无断股、对地距离不足）、杆塔（有无倾斜、基础下沉）、避雷器（有无爆炸、计数器动作次数）。若为电缆线路，需测量电缆绝缘电阻（20℃时，35kV电缆不低于500MΩ），检查电缆头（有无击穿、放电痕迹）、接地箱（接地电阻是否合格）。同时检查重合闸装置（定值是否正确、充电时间是否满足、沟通三跳压板是否投入），确认二次回路（如断路器辅助接点、重合闸启动回路）无异常。11.主变中性点接地方式改变时，需注意哪些问题？首先核对调度下令的接地方式（直接接地、经消弧线圈接地或不接地），确认主变零序保护定值是否与当前接地方式匹配（如直接接地时投零序Ⅰ段，不接地时投零序过压保护）。操作中性点隔离开关前，需检查主变各侧断路器确在断开位置（防止带负荷拉合隔离开关），测量中性点绝缘电阻（不低于1000MΩ），检查隔离开关触头（无氧化、接触良好）。操作后核对隔离开关位置指示，检查零序电流互感器（无开路、接线牢固），测量中性点对地电压（直接接地时应接近0V，不接地时应等于相电压）。若系统中存在多台主变，需确保至少有一台主变中性点直接接地，防止系统零序阻抗过大导致过电压。12.简述站用变低压侧三相电压不平衡的可能原因及处理？可能原因：三相负荷严重不平衡（如单相负载过多）、低压母线或电缆单相接地（金属性接地时故障相电压接近0，非故障相升高至线电压）、站用变绕组匝间短路（故障相电阻降低，电压下降）、低压侧熔断器一相熔断（故障相电压降低，非故障相电压正常）。处理方法：测量低压母线三相电压及电流，若电流不平衡率超过25%（规程要求），需调整负载分配；若某相电压接近0且有接地信号，检查低压柜内各支路（用验电器逐段排查），找到接地点后隔离；若变压比测试发现三相偏差超过0.5%，需停运变压做绕组变形试验；若熔断器熔断，检查对应支路有无短路（测量绝缘电阻），更换同规格熔断器后试投。13.高频保护投退时，为何要与对侧保护配合？高频保护通过两侧交换高频信号判断故障方向，若单侧重投或单侧重退，会导致区内故障时对侧收不到本侧允许信号（或本侧收不到对侧闭锁信号），可能造成保护拒动或误动。例如，本侧投入高频保护而对侧退出，当本侧出口故障时，本侧保护判断为正方向，但对侧因保护退出不发闭锁信号，本侧可能误动；若本侧退出而对侧投入，当区外故障时，本侧不发闭锁信号，对侧可能误动。因此投退时需先联系对侧，确认两侧状态一致，且投运前需进行通道试验（测试收信、发信电平，确认3dB告警正常），确保通道衰耗符合要求（一般不超过23dB）。14.简述断路器“偷跳”的判断方法及处理？“偷跳”指断路器无保护动作、无操作指令的情况下自行跳闸。判断方法：检查监控系统是否有保护动作报文（如无则排除保护误动），查看断路器操作机构（弹簧机构是否未储能、液压机构压力是否低于分闸闭锁值），检查控制回路（控制电源是否正常、分闸线圈是否有电流（用钳形表测量）、分闸按钮是否卡涩），查看断路器辅助接点（是否因振动导致分闸回路接通）。处理步骤：若线路无故障（测量线路绝缘电阻合格），可试送一次；若试送成功，检查操作机构（如弹簧机构补储能、液压机构打压至额定压力）、控制回路（紧固接线端子、更换老化继电器）；若试送失败，说明线路有故障，需隔离后检查。15.主变过负荷运行时，应采取哪些监控措施？每30分钟记录一次顶层油温、绕组温度、负荷电流及各侧电压；检查冷却器运行情况（强油风冷需全部投入，备用冷却器自动启动）；核对过负荷定值（正常过负荷倍数不超过1.3倍，时间不超过120分钟；事故过负荷倍数不超过1.5倍，时间不超过30分钟）；监测绕组热点温度（不超过105℃），若超过需限制负荷；检查各连接部位（套管将军帽、低压侧出线排）有无过热（用红外测温，温差不超过15℃）；联系调度申请转移负荷，若无法转移且温度持续上升，需做好停运准备。16.简述智能变电站SV、GOOSE网络异常的处理流程？SV（采样值）异常表现为保护装置“SV接收异常”告警，可能导致保护拒动或误动；GOOSE（通用面向对象的变电站事件）异常表现为“GOOSE断链”告警，可能导致开关拒动。处理流程：首先检查交换机（电源是否正常、指示灯是否闪烁，用网管软件查看端口流量、误码率）；查看装置光功率（接收光功率应在-18dBm至-3dBm之间，低于-20dBm可能衰耗过大）；检查光纤链路（有无弯折、断裂，尾纤接口是否清洁）；核对虚端子连接（确保SV/GOOSE订阅与发布一致）；若为单装置异常，重启装置或更换光模块；若为多装置异常，检查母线交换机或主干光纤。处理期间需退出相关保护压板（如母线保护需退出跳母联、跳各支路压板），防止误动。17.高压开关柜“五防”功能具体指什么？实际操作中如何验证？“五防”指：防止误分合断路器（通过断路器与隔离开关的机械闭锁）、防止带负荷拉合隔离开关（断路器分闸后才能操作隔离开关）、防止带电合接地刀闸（母线带电时接地刀闸无法合闸）、防止带接地刀闸合闸（接地刀闸合位时断路器无法合闸）、防止误入带电间隔（带电间隔柜门电磁锁闭锁）。验证方法：操作前检查闭锁装置（如电磁锁是否得电、机械锁是否卡死）；模拟操作时观察闭锁是否起作用（如断路器合位时拉隔离开关应无法操作）；定期用五防模拟屏测试逻辑（输入设备状态，验证闭锁是否正确）；检修后做传动试验（实际操作隔离开关，检查接地刀闸是否联动闭锁）。18.线路纵联零序保护与阶段式零序保护的配合原则是什么？纵联零序保护作为主保护，动作时间为0秒，保护范围为线路全长；阶段式零序保护作为后备，其中零序Ⅰ段保护本线路80%-90%，动作时间0.5秒；零序Ⅱ段与相邻线路零序Ⅰ段配合，动作时间0.5+Δt（Δt=0.3-0.5秒）；零序Ⅲ段作为远后备，与相邻线路零序Ⅱ段配合，动作时间1.5-2.0秒。配合时需校核灵敏度：纵联零序保护在高阻接地时（过渡电阻100Ω）仍能动作；零序Ⅰ段最小保护范围不小于线路全长的15%；零序Ⅱ段对本线路末端故障灵敏度不小于1.5；零序Ⅲ段对相邻线路末端故障灵敏度不小于1.2。19.主变轻瓦斯保护动作后，如何判断故障性质？首先检查气体继电器内气体量（少量气体可能是空气，大量气体为内部故障）；观察气体颜色（无色无味为空气，黄色可燃为木质故障，灰白色有臭味为纸质故障，黑色有焦油味为油故障）；取气做色谱分析（氢气（H₂）>150μL/L、甲烷（CH₄）>100μL/L、乙炔（C₂H₂）>5μL/L为放电性故障，一氧化碳（CO）>300μL/L为过热性故障）；测量主变绝缘电阻、吸收比（35kV主变绝缘电阻不低于400MΩ，吸收比>1.3）；检查油位（是否因漏油导致空气进入）、油温（是否异常升高）。若气体不可燃且色谱正常，可能是滤油、加油后空气未排尽，可放气后继续运行；若气体可燃且色谱超标，需停运主变检查。20.全站交流