高频电气主操面试题库及答案

高频电气主操面试题库及答案1.请简述变压器并列运行的基本条件及不符合条件时的危害。变压器并列运行需满足四个核心条件：变比相同（误差≤±0.5%）、连接组别一致、短路阻抗相近（误差≤±10%）、容量比不超过3:1。若变比不同，并列后会在绕组间形成环流，导致空载损耗增加；连接组别不一致会产生30°相位差，引发数倍于额定电流的环流，损坏设备；短路阻抗差异过大时，阻抗小的变压器易过负荷，阻抗大的则无法充分利用容量；容量比超限会导致小容量变压器因过载跳闸，破坏系统稳定性。实际操作中需通过核对接线组别牌、测量变比误差、核查出厂试验报告等方式验证条件，并列前需投入同期装置确认电压相位一致。2.倒闸操作中“五防”具体指什么？实际操作中如何防止漏项？“五防”是防止误分/合断路器、防止带负荷拉/合隔离开关、防止带电挂（合）接地线（接地刀闸）、防止带接地线（接地刀闸）合断路器（隔离开关）、防止误入带电间隔。防漏项需严格执行“三核对”（核对设备名称、编号、位置）和“双监护”制度：操作前监护人逐项核对操作票与现场设备状态，操作中每执行一步唱票复诵并打“√”，操作后全面检查设备实际位置（如观察机械位置指示、指示灯、表计变化）。对复杂操作需提前绘制一次系统模拟图，模拟预演后再执行，重点关注多间隔操作中的跨单元步骤（如母线倒排时需确认母联断路器状态、二次电压切换是否完成）。3.35kV线路零序保护动作跳闸，可能的故障原因有哪些？如何快速排查？可能原因包括：线路单相接地（永久性或瞬时性）、电缆头绝缘击穿（尤其潮湿环境）、用户侧设备单相短路（如避雷器爆炸、变压器绕组接地）、零序电流互感器回路异常（接线松动、二次线开路）、保护装置误动（定值漂移、采样板故障）。排查步骤：①查看保护报文，确认零序Ⅰ段/Ⅱ段动作，记录动作电流值与时间；②检查线路出线套管、绝缘子是否有闪络痕迹，电缆头是否发热碳化；③用摇表测量线路各相对地绝缘（注意退出重合闸）；④测试零序CT变比及二次回路绝缘，检查端子排是否有锈蚀松动；⑤若站内设备无异常，联系调度对侧变电站配合检查；⑥确认故障点后，汇报调度隔离故障段，恢复非故障段供电。需注意瞬时性接地可能由树枝碰线引起，需结合天气（如雷雨）、故障前负荷情况综合判断。4.主变过负荷时应如何处理？事故过负荷与正常过负荷的区别是什么？处理步骤：①检查主变负荷电流、上层油温、绕组温度，确认过负荷倍数及持续时间；②核对有功、无功表计，排除表计误差；③检查冷却装置运行状态（如风扇是否全投、潜油泵是否正常），必要时手动启动备用冷却器；④汇报调度，申请转移负荷（如调整母线运行方式、投切电容器）；⑤若过负荷超1.3倍且持续30分钟（或1.5倍持续10分钟），立即准备倒闸操作限荷；⑥全程监视差动、瓦斯等主保护是否有异常信号，防止过负荷引发绝缘过热导致内部故障。正常过负荷指在允许的负载曲线下，利用变压器的热储备短时过载（一般不超过额定容量的1.3倍，且上层油温不超85℃），不影响寿命；事故过负荷是系统故障时为保证重要用户供电的临时措施（可至1.6-1.8倍），需严格控制时间（如1.6倍不超过15分钟），且需密切监视油温，超过规定时间必须拉闸限电，避免绝缘加速老化。5.简述双母线接线方式下，线路由运行转检修的倒闸操作步骤及关键风险点。步骤：①核对调度指令，确认线路名称、编号及检修范围；②检查母联断路器确在合闸位置，投入母联断路器控制电源及保护（防止倒排过程中母联跳闸导致母线失压）；③将线路二次电压切换把手切至检修母线（若为自动切换需确认切换成功，用高内阻电压表测量二次电压是否正常）；④断开线路断路器，检查三相电流确为零；⑤拉线路侧隔离开关（先拉负荷侧，后拉母线侧），检查分闸到位（机械指示+辅助接点）；⑥拉母线侧隔离开关（注意核对母线编号，防止误拉运行母线的隔离开关）；⑦在线路出线侧验电（验电笔需先在有电设备上试验，确保良好），确认无电压后装设接地线（先接接地端，后接导体端，接地电阻≤4Ω）；⑧在断路器、隔离开关操作把手上悬挂“禁止合闸，线路有人工作”标示牌，在检修设备处设遮栏。风险点：母联断路器未合或控制电源断开，倒排时母线电压差导致环流；二次电压切换失败，造成保护失压误动；隔离开关拉合顺序错误（带负荷拉隔离开关）；验电不规范（未逐相验电、验电器失效）；接地线装设不牢（接地端未与主地网可靠连接）。6.站用变全停导致站用电失电时，应如何应急处置？处置流程：①立即检查站用变低压侧断路器、高压侧熔断器是否熔断，确认失电范围（是否影响直流系统、保护电源）；②若为站用变本体故障（如冒烟、异响），断开高低压侧电源，投入备用站用变（检查备用变是否有载，低压侧电压是否正常）；③若备用站用变无法自投，手动合备用电源进线断路器（注意核相，防止非同期并列）；④若全站无备用站用变，启动柴油发电机（检查启动电池电压，确认输出电压400V、频率50Hz后，通过切换开关接入站用电系统）；⑤重点恢复直流充电装置（保证保护、控制电源）、主变冷却器（若主变带负荷需每30分钟手动启动冷却器10分钟）、监控系统（维持设备监视）；⑥检查失电期间是否有保护装置因失压闭锁（如距离保护），恢复供电后需手动复归；⑦汇报调度，限制主变负荷（防止冷却器停运导致过热），通知检修人员排查站用变故障原因（如绕组短路、低压侧电缆接地）。7.高压设备发生接地故障时，运行人员接近设备的安全距离是多少？需采取哪些防护措施？室内高压设备接地时，故障点周围4米内为危险区域；室外为8米内。接近时需穿绝缘靴，接触设备外壳或架构时应戴绝缘手套。具体操作：①发现接地信号（绝缘监察装置报警，零序电压升高）后，禁止单人进入危险区域；②用高压验电器在故障点外围验电，确认接地相别（如A相电压0，B、C相电压升高至线电压）；③若需进入危险区域检查设备（如避雷器爆炸、电缆头击穿），必须两人以上，且与故障点保持足够距离（室内≥4米，室外≥8米）；④穿绝缘靴时人体与大地绝缘，可避免接触电压伤害；戴绝缘手套可防止接触设备外壳时的感应电压；⑤若故障点在电缆沟内，需先通风检测（防止SF6泄漏或电缆燃烧产生有毒气体），再进入检查；⑥接地故障持续时间超过2小时（110kV及以上）或4小时（35kV及以下），需申请调度停电处理，避免设备绝缘进一步损坏。8.电容器组爆炸起火时，现场应如何处置？处置步骤：①立即断开电容器断路器及两侧隔离开关，切断电源（注意戴绝缘手套操作，防止残余电荷触电）；②使用干粉灭火器或二氧化碳灭火器灭火（禁止用水，防止电解产生氢气爆炸），重点喷射火焰根部；③若火势蔓延至相邻电容器，用防火隔板隔离，同时启动站内消防水系统冷却周边设备（如主变、母线）；④检查电容器外壳是否有鼓包、喷油，熔丝是否熔断（单台电容器熔丝熔断可能是内部故障，多台熔断需考虑母线短路）；⑤测量电容器极间及对地绝缘（需先放电10分钟以上，用放电棒短接两极），确认无残留电荷；⑥汇报调度，将电容器组转检修，通知检修人员检查放电线圈、避雷器是否损坏（爆炸可能由过电压或内部绝缘击穿引起）；⑦恢复送电前需做耐压试验（1.5倍额定电压持续1分钟），检查熔断器额定电流是否匹配（一般为1.5-2倍电容器额定电流）。9.SF6断路器气压低报警时，应如何处理？不同压力等级的操作限制是什么？处理流程：①查看密度继电器指示值，核对报警定值（如额定压力0.6MPa，报警值0.55MPa，闭锁值0.5MPa）；②检查断路器本体、管道接头、阀门是否有SF6泄漏（用检漏仪检测，或观察是否有白霜）；③若轻微泄漏（压力下降缓慢），汇报调度申请停电补气（补气前需确认新气湿度≤8ppm，与原气同型号）；④若压力持续下降至闭锁值（如0.5MPa），断路器分合闸回路被闭锁，此时严禁手动分闸（可能无法灭弧），应立即断开该断路器的控制电源，用母联断路器或旁路断路器转移负荷，将故障断路器隔离；⑤补气后需静置24小时，待气体均匀后测量微水含量（≤150ppm），并做耐压试验（42kV/1分钟）；⑥若密度继电器误报（如温度补偿失效），用红外测温仪测量断路器本体温度，换算实际压力值确认。操作限制：压力高于报警值时可正常操作；压力在报警值与闭锁值之间时，禁止重合闸（防止重合于故障时压力不足无法灭弧）；压力低于闭锁值时，必须通过旁路或母联转移负荷，禁止操作该断路器。10.倒闸操作中遇到防误闭锁装置解锁时，应遵循哪些规定？解锁操作需严格执行“三级审批”制度：①确认操作票无误、设备名称编号正确，检查闭锁装置是否因机械卡涩（如锁具生锈）、电气回路故障（如接点接触不良）导致无法解锁；②单人操作禁止解锁，必须两人在场（一人监护、一人操作）；③轻微卡涩可使用专用工具轻敲锁具（禁止暴力破坏），若无效需汇报值班负责人；④值班负责人确认无法通过正常方式解锁后，汇报车间主任或主管领导；⑤经批准后使用万能钥匙解锁（解锁钥匙需登记领用，用后立即归还），解锁后立即操作并重新闭锁，禁止长时间留存解锁状态；⑥操作结束后记录解锁原因（如“1011隔离开关电磁锁接点松动”），通知检修人员修复闭锁装置（检查二次回路电压、锁具机械部分）；⑦特殊情况下（如火灾、地震需紧急停电），可先解锁操作，但事后2小时内补全审批手续。11.主变差动保护动作跳闸，可能的故障点有哪些？如何区分是区内还是区外故障？可能故障点：主变内部绕组短路（相间或匝间）、引出线绝缘击穿、差动CT之间的一次设备故障（如套管闪络）、差动保护装置误动（CT饱和、二次回路短路）。区分方法：①检查差动保护报文，确认是“比率差动”还是“差动速断”动作（速断一般为严重故障）；②测量主变各侧绝缘（高压侧对低压侧及地、低压侧对地），若绝缘电阻低于1000MΩ（25℃），说明内部故障；③取油样做色谱分析（重点关注H2、C2H2含量，若C2H2＞5ppm，可能存在电弧放电）；④检查差动CT二次回路（用钳形表测各侧CT电流，若某侧无电流，可能CT断线）；⑤区外故障时（如线路出口短路），差动保护不会动作，但可能因CT饱和导致误动（此时故障线路的后备保护应动作）；⑥若主变外部无明显故障（如套管无放电痕迹、油位正常），且色谱分析无异常，可能是保护误动（需检查保护定值、CT变比是否匹配）。12.雷雨天气巡视户外设备时，应重点检查哪些项目？需注意哪些安全事项？重点检查项目：①避雷器动作计数器是否增加（记录动作次数，若异常增多可能是过电压频繁）；②绝缘子、套管是否有闪络痕迹（瓷质表面是否有白斑或裂纹）；③户外端子箱、机构箱密封是否良好（有无进水，加热器是否自动投退）；④主变、电容器的油位/气压是否因温度变化异常（如油位过高需防假油位）；⑤电缆沟、排水井是否积水（防止设备基础被泡）；⑥构架接地引下线是否锈蚀（接地电阻≤4Ω，连接点是否松动）。安全事项：①穿绝缘靴，禁止打伞（防止伞尖引雷）；②与避雷器、避雷针保持5米以上距离（防止反击过电压）；③不得靠近避雷器放电间隙（放电时可能产生跨步电压）；④发现设备放电（如电晕声异常增大），记录位置后远离，待雨停后详细检查；⑤单人巡视禁止进入电缆沟（防止积水漏电），必须两人同行并携带对讲机；⑥若遇强雷电，立即停止巡视，返回主控室，待雷电活动减弱后再继续。13.操作票填写的关键要素有哪些？如何避免填写错误？关键要素：①操作任务（明确设备状态转换，如“110kVⅠ母线由运行转冷备用”）；②操作顺序（严格按“停电拉闸先断断路器，后拉隔离开关；送电合隔离开关，后合断路器”）；③设备双重名称（如“110kV旁路102断路器”）；④检查项（如“检查102断路器确已断开”“检查1021隔离开关确已分闸”）；⑤操作时间（开始和结束时间精确到分钟）；⑥监护人、操作人签名（手写，禁止代签）。防错措施：①使用标准操作票库（按典型操作任务预存模板），避免临时编写；②填写后由第二人核对（重点核对设备编号、操作顺序、检查项是否遗漏）；③复杂操作（如母线倒排）需绘制一次系统图，标注操作步骤；④涉及二次设备的操作（如压板投退），需注明压板名称及编号（如“110kV线路L1保护A屏零序Ⅰ段压板”）；⑤禁止使用模糊术语（如“拉开开关”应写“断开101断路器”）；⑥操作票编号连续，作废票注明“作废”并留存，防止重复使用。14.站用直流系统接地时，如何快速查找接地点？查找步骤：①用接地选线装置初步判断接地极（正接地或负接地）及大概支路（如控制回路、信号回路）；②采用“拉路法”分段排查（先拉不重要回路，后拉重要回路；先拉户外回路，后拉室内回路），每拉一路观察绝缘监察装置电压变化；③拉路前确认该回路无保护、自动装置（如母差保护、重合闸），必要时申请退出；④重点检查端子箱（尤其户外）、机构箱（如断路器机构箱接线端子锈蚀）、电缆头（穿管处磨损）；⑤对直流屏内回路（如充电模块、馈线开关）用万用表测量对地电压（正常时正、负对地电压约为85V，接地时一极接近0，另一极接近170V）；⑥找到接地点后，若为绝缘老化（如电缆外皮破损），用绝缘胶带包扎；若为端子松动，重新紧固并涂抹防氧化脂；⑦处理后测量直流系统对地绝缘（正、负对地电阻均≥25kΩ），恢复所有退出的保护压板。需注意220V直流系统接地时，禁止同时拉两路以上回路，防止寄生回路导致保护误动。15.发电机并网时，同期装置异常无法自动并网，应如何手动操作？需满足哪些条件？手动同期操作步骤：①检查发电机电压与系统电压差≤5%（如系统10.5kV，发电机电压应在10.0-11.0kV）；②调整发电机转速，使频率差≤0.2Hz（系统频率50Hz，发电机频率49.8-50.2Hz）；③观察同期表指针，当指针缓慢顺时针旋转（发电机频率略高于系统），接近12点（相位差≤20°）时，手动合发电机出口断路器；④并网后检查有功、无功表计（有功应正向，无功根据需要调整），确认无冲击电流（冲击电流≤1.5倍额定电流）。条件：必须满足“三相同期”（电压幅值、频率、相位一致），禁止非同期并网（否则会产生巨大冲击电流，损坏发电机绕组及主变）；手动操作前需确认同期开关在“手动”位置，同期表校验合格（误差≤±5°）；若发电机为首次并网，需核对接线组别（如主变Yd11，发电机出口电压相位应与系统一致）；并网后立即检查保护装置（如差动保护、失磁保护）是否正常投入。16.高压熔断器（如10kV电压互感器熔断器）熔断时，如何判断是一次侧还是二次侧故障？判断方法：①观察熔断器外观（一次侧熔断器装于电压互感器高压侧，瓷套式；二次侧为低压熔断器，装于端子箱内）；②测量二次电压（用万用表测开口三角电压，一次侧熔断时，故障相电压降低，非故障相电压正常；二次侧熔断时，所有二次电压均降低）；③检查二次回路绝缘（用500V摇表测二次绕组对地绝缘，若＜1MΩ，说明二次侧短路）；④用高压验电器验一次熔断器上口（若上口有电、下口无电，为一次侧熔断；若上下口均无电，可能是母线失压或上一级熔断器熔断）；⑤若为一次侧熔断（常见原因：系统单相接地过电压、互感器内部短路），需退出电压互感器，测量其绝缘电阻（一次对二次及地≥1000MΩ，二次对地≥10MΩ）；⑥二次侧熔断多因二次回路短路（如端子排受潮、表计线圈短路），需检查所有接入该电压互感器的保护、计量装置（如电能表、低电压保护）。17.主变冷却器全停时，应采取哪些措施？允许运行的最长时间是多少？措施：①立即检查冷却器电源（交流电源是否失电、控制回路熔断器是否熔断），投入备用电源（如切换至站用变Ⅱ段）；②若电源正常，检查冷却器控制箱（如接触器是否吸合、热继电器是否动作），手动启动备用冷却器；③无法恢复时，汇报调度降低主变负荷（按额定容量的70%控制）；④每10分钟记录一次主变上层油温（正常≤85℃，最高不超95℃）；⑤若油温持续上升至95℃，立即申请停电；⑥全程监视主变声音（是否有异响）、油位（是否因温度升高膨胀）、瓦斯继电器（是否有气体聚集）。允许运行时间：额定负荷下，强油风冷变压器冷却器全停可运行20分钟；负荷≤50%时可运行1小时；若上层油温未达75℃，可延长至油温达75℃后再运行1小时（但总时间不超2小时）。实际操作中需严格按厂家说明书执行（如某些型号主变冷却器全停后仅允许运行15分钟）。18.如何判断断路器操动机构（如弹簧机构）是否储能正常？储能异常时的处理方法？判断方法：①观察机构箱上的储能指示灯（绿灯亮表示已储能，红灯亮表示未储能）；②检查储能电机是否运转（正常储能时间15-20秒，超时可能卡涩）；③手动按压分合闸指示器（已储能时，分闸指示器应能弹出）；④测量储能电机电源电压（AC220V±10%，过低会导致电机无法启动）；⑤查看二次回路（如储能行程开关接点是否闭合，接触器是否吸合）。异常处理：①若电机不转（无声音），检查熔断器（如FU1、FU2是否熔断）、接触器线圈（用万用表测电阻，正常约1kΩ）；②若电机空转但不储能（有声音无机械动作），可能是传动齿轮断裂或弹簧卡涩，禁止强行储能（防止弹簧断裂伤人）；③若储能后自动释能（指示灯灭），检查储能保持掣子是否到位（机械卡涩）或行程开关接点接触不良（储能到位后接点未断开，电机持续运转烧损）；④无法处理时，汇报调度将断路器转为“非自动”状态（禁止重合闸），用旁路断路器代路后检修。19.线路重合闸动作失败（重合于永久性故障），应如何分析原因？分析步骤：①检查重合闸装置报文（确认是“重合闸出口”还是“重合闸闭锁”）；②核对保护动作情况（若零序Ⅰ段再次动作，说明故障未消除；若距离保护动作，可能是弧光过电压导致绝缘未恢复