变电运行及设备管理技术问答

1、变电所的主设备有哪些？答：变电所的主设备包括：3kV及以上变压器、高压母线、断路器、隔离开关、线路和电缆等传送和分配负荷及调相机、静止补偿器、电容器和电抗器等用于无功补偿和调压的一次设备，以及继电保护、自动化控制、直流系统等二次设备。2、变电所的辅助设备有哪些？答：变电所的辅助设备主要是指那些发生了故障就能直接影响供电主要设备安全运行的设备，如所用变压器、所用母线及其3kV及以上的隔离开关、互感器、避雷器、蓄电池、电动给水泵及与之配套的电动机，冷却水泵和架构、建筑等设备。3、什么是二次设备和二次回路？答：二次设备是指对一次设备的工作进行监测、控制、调节、保护，以及为运行、维护人员提供运行工况或生产指挥信号所需要的低压电气设备，如测量仪表、检查装置、信号装置、熔断器、控制开关、继电器、控制电缆等。由二次设备相互连接，构成对一次回路设备进行测量、调节、控制、保护和监视运行状况、开关位置等信号的电气回路称为二次回路或二次接线系统。连接保护装置的二次回路包括交流电流回路、交流电压回路、直流操作控制回路和信号回路及测量回路。4、跨步电压和接触电压的含义是什么？答：当电气设备发生接地短路故障，短路电流流经接地装置的接地体时，就向大地散流，此时接地体周围的地表上就形成了不同的电位，随之也就产生了跨步电压和接触电压。跨步电压就是人在接地故障点周围行走，两脚之间（跨距约为0.8m）的电位差。接触电压是人站在发生接地故障的电气设备旁边，手触及设备外壳，此时人所接触的两点（手与脚，其垂直距离约为1.8m）之间所呈现的电位差。为了减少跨步电压和接触电压，接地装置的布置原则是尽量减小接地电阻且使电位分布均匀。5、什么是并联电抗器？答：并联电抗器是吸收无功功率的电感设备，电感量是电抗器的基本参数，其电感量的大小决定于电抗器的几何尺寸（直径和高度）及介质的导磁系数和匝数。6、电网合环运行时应具备的条件有哪些？答：（1）相位一致，相序一致。如首次合环或检修后可能引起相位变化，必须检测证明合环点两侧相位和相序一致。（2）如果是电磁环网，则环网内的变压器接线组别应一致。特殊情况下，当保护不会误动作和环路设备不过载时，允许变压器接线差30。进行合环操作。（3）合环后环网内的各元件不过载。（4）各母线电压在规定值范围内。（5）继电保护和安全自动装置满足环网运行方式。（6）稳定符合规定的要求。7、什么是并列运行？答：电网在正常运行情况下，与电网相连的所有同步发电机的转子均以相同的角速度运转，且各发电机转子间的相对电角度也在允许的极限值范围内，这种运行方式称之为发电机的并列运行，并称参加运行的各发电机为同步运行。对两个电网而言，则为电网并列运行。8、两个电网同期并列时必须满足哪些条件？答：（1）两个电网的频率调整到一致，最大允许差为0.5Hz，否则将使并列处产生一定的有功功率流动和电网频率的变化；（2）两个电网的电压差应调整到最小，最大允许电压差为20%，否则将使并列处产生一定的无功流动和电网电压的变化。（3）并列瞬间的两侧电网电动势的相角接近一致，否则电网将产生长时间振荡，严重时甚至可能造成振荡中心附近的电压下降或某些继电保护装置误动。9、电容器如何接入35kV及以上变电所？目的是什么？答：35kV及以上电压等级的变电所，其并联补偿电容器一般分成容量均等的若干组，分接于变压器低压侧，以便按变压器负荷情况进行分组投切，若母线分段时，则应将电容器按组平均分到各段母线上，但分组过多会增加操作和设备的复杂比。35kV及以上变电所无功补偿的目的一般是考虑补偿变压器本身所吸收的无功功率，包括空载无功损耗和负载无功损耗；当二次负荷较重，且母线电压很低，仅靠变压器调压不能满足要求时，可适当增加补偿容量，以提高母线电压。当二次出线很短时，也可增加补偿容量，以补偿附近地区的无功负荷。10、引起电容器组过负荷的原因有哪些？答：一般引起电容器组过负荷或过电流的原因主要有以下几个方面：（1）实际运行电压高于电容器组的额定电压；（2）谐波电压所引起的过电流；（3）电容器电容量的正偏差。11、如何解决电容器组的严重过负荷？答：并联电容器组投入运行后，如发现严重过负荷或过电流现象，应进行具体分析，找出产生过负荷或过电流的原因并加以解决。(1)若安装地点运行电压过高，且变压器在用电高峰时段输出负荷功率因数高于原能源部1989年发布的《电力系统电压和无功电力技术导则》(试行)规定的电力用户功率因数标准时，说明此地不需补偿，应将电容器组移装于其他地点。(2)若安装地点运行电压过高，且负荷相当分散，变压器输出负荷功率因数较低，则应采取措施降低连接电容器组的母线电压，如调整变电所主变压器的分接头等；如果由于电压波动幅值较大，可装设按电压自动投切电容器组的装置；如果因受配电线末端电压限制，无法降低变电所母线电压时，只好将电容器组移装于其他地点，并在无功负荷较大的配电线末端进行无功补偿。(3)若安装地点运行电压并不高，但过电流又很严重，则应考虑波形畸变问题，首先应对附近用户的负荷性质进行了解，用谐波分析仪测定其谐波成分和比例，找出谐波的来源，然后根据实际情况要求用户采取措施，以降低高次谐波分量。(4)当电网中有无法消除的谐波源影响电容器安全运行时，可改变补偿容量，使参数偏离谐振区；也可在电容器回路中串联一组电抗器，其感抗值的选择应该在可能产生任何谐波下均使电容器回路的总电抗对谐波为感抗而不是容抗，从而从根本上消除谐波产生的影响。12、当用母线联络断路器向空载母线充电时发生谐振如何处理？送电时，如何防止谐振发生？答：当用母线联向空载母线充电时发生谐振，应立即拉开母线联络断路器使母线停电，从而消除谐振。送电时，防止谐振发生的办法是：采用线路和母线一起充电的方式或者对母线充电前退出电压互感器，充电正常后再投入电压互感器。13、如何防止变压器向空载母线充电时的串联谐振过电压？答：防止变压器向空载母线充电时产生串联谐振过电压的措施是：当变压器向接有电压互感器的空载母线合闸充电时，在可能条件下，应将变压器中性点接地或经消弧线圈接地。其目的是防止由于电磁场和电场参数的偶合，以避免在回路中，因感抗等于容抗，而发生串联谐振，使谐振过电压引起电气设备损坏。14、防止电压互感器因铁芯饱和而引起铁磁谐振过电压的措施有哪些？答：在电网运行中，为了防止铁磁式电压互感器因铁芯饱和而引起铁磁谐振过电压，烧毁互感器，应选用励磁特性较好的电压互感器，同时在电网运行方式和倒闸操作中避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线。当运行方式不能满足要求时，应做好事故预想再进行操作。当在操作过程中，发生电压互感器谐振时，一般可采取以下措施：(1)可投入一台主变压器或一条线路于互感器所在母线，破坏谐振条件达到消除谐振。(2)在电压互感器的二次绕组开口三角处接入阻尼电阻R(一般R≤XT，XT为互感器在线电压下单相换算至辅助绕组的励磁电抗)或消谐器；(3)将三相五柱式电压互感器的中性点接地运行，以保证三相对地阻抗平衡，从而避免中性点位移。15、变电所运行分析的内容有哪些？答：变电所运行分析分为综合分析和专题分析。一般综合分析每月一次，分析本所安全运行、经济运行、运行管理隋况及找出影响安全、经济运行的因素和可能存在的问题。然后针对其薄弱环节，提出实现安全、经济运行的措施。内容包括：(1)电网的运行方式分析；(2)设备保护装置的配备分析；(3)保护、断路器的正确动作率统计分析；(4)两票合格率统计分析；(5)倒闸操作情况分析；(6)设备事故、障碍、异常、重大(紧急)缺陷分析；(7)试验数据、仪表指示分析；(8)安全活动的开展和规章制度执行情况分析；(9)变电所电量平衡及线损指标完成情况、电压质量、母线电量不平衡率统计和分析；(10)设备的健康水平和绝缘水平，以及设备完好率的统计分析；(12)继电保护及自动装置的投、退和动作情况分析；(13)通信及远动、自动化设备的运行情况分析；(14)其他。包括记录的填写、培训情况、资料的管理和文明生产等。变电所的专题分析，可不定期进行，并针对上述某问题，进行专门深入的分析。16、什么是温升？变压器温升额定值的规定值是多少？为什么要限制变压器的温升？答：温升就是设备在运行中的本体温度高出环境温度的数值。变压器温升额定值，油为55℃，线圈为65℃。由于变压器绕组正常老化温度为98℃。运行中绕组最热点温升约比其平均温升高13℃，在环境温度等于20℃时，按以上温升标准设计的变压器，其绕组最热点温度为20+65+13＝98℃，恰与绕组正常老化温度一致。而变压器过负荷时，其各部分温升将超过额定值，使变压器的绝缘老化加速。一般认为，绕组绝缘温度比98℃每高6℃，其寿命老化损失将增加一倍。因此，对变压器的过负荷时间必须加以限制，否则会影响变压器的寿命。17、变压器正常运行参数的变化范围如何？答：(1)变压器在运行中绝缘所承受的温度越高，绝缘的老化也就越快，所以必须规定绝缘的允许温度。一般认为：当油浸变压器绕组绝缘最热点温度为98℃时，变压器具有正常的使用寿命，约20～30年。(2)上层油温的规定允许值应遵循制造厂的规定，对自然油循环自冷、风冷的变压器最高不得超过95℃，为防止变压器油劣化过速，上层油温不宜经常超过85℃；对强油导向风冷式变压器最高不得超过80℃；对强迫油循环水冷变压器最高不得超过75℃。(3)上层油温与冷却空气的温度差(温升)，对自然油循环自冷、风冷的变压器规定为55℃，而对强油循环风冷变压器规定为40℃。(4)一般线圈温度规定线圈最热点温度不得超过105℃，但如在此温度下长期运行，则变压器使用年限将大为缩短，所以此规定仅限于当冷却空气温度达到最大允许值且变压器满载的情况。(5)规程规定变压器电源电压变动范围应在其所接分接头额定电压的±5％范围内，此时额定容量也保持不变，即当电压升高(降低)5％时，额定电流应降低(升高)5％。变压器电源电压最高不得超过额定电压的10％。18、变压器运行中哪些现象属于异常状态?答：当变压器在运行中出现下列情况之一者属异常状态：(1)严重漏油；(2)油位过低或过高；(3)油枕、套管上看不到油位；(4)变压器油碳化；(5)绝缘油定期色谱分析试验有乙炔或氢气，总烃超标且不断趋于严重；(6)变压器内部有异常声音；(7)有载调压分接开关调压不正常滑档，无载分接开关直流电阻数值异常；(8)变压器套管有裂纹或较严重破损，有对地放电声，接线桩头接触不良有过热现象；(9)气体继电器轻瓦斯连续动作，且间隔趋短，气体继电器内气体不断集聚；(10)在同样环境温度和负荷下，变压器温度不正常，且不断上升；（11）其他如冷却系统等有不正常情况。19、怎么判断变压器的油温是否正常？94答：变压器运行时铁芯和绕组中的损耗将转化为热量，引起各部位发热，使温度升高，将热量向周围以辐射、传导等方式扩散，当发热与散热达到平衡时，各部分的温度便趋于稳定。因此巡视检查变压器时，应记录环境温度、上层油温、负荷及油面高度，并与以前的数值对照，进行分析、以判断变压器是否运行正常。如发现在同样条件下油温比平时高出10℃以上或负荷不变但温度不断上升，而冷却器又运行正常、温度表无误差及失灵时，则可认为变压器内部出现异常现象。20、怎么判断变压器的油面是否正常？为什么会出现假油面？答：变压器的油面正常变化(排除渗漏油)决定于变压器的油温变化，因为油温的变化直接影响变压器油的体积，使油面上升或下降。影响变压器油温的因素有负荷的变化、环境温度和冷却器装置的运行状况等。如果油温的变化是正常的，而油标管内油位不变化或变化异常，则说明油面是假的。运行中出现假油面的原因可能有：油标管堵塞、呼吸器堵塞、防爆管通气孔堵塞等。此时处理时，应先将气体继电器的跳闸出口解除。21、影响变压器油位和油温的因素有哪些？缺油对变压器有何影响？答：变压器的油位在正常情况下随着油温的变化而变化，因为油温的变化直接影响变压器油的体积，使油位上升或下降，而影响油温变化的因素包括负荷的变化、环境温度的变化、内部故障及冷却装置的运行状况等。造成变压器缺油的原因包括：变压器长期渗油或大量漏油；在修试变压器时，放油后没有及时补油；油枕的容量小，不能满足运行要求；气温过低、油枕的储油量不足等都会使变压器缺油。变压器油位过低会使轻瓦斯动作，而严重缺油时，铁芯暴露在空气中容易受潮，并可能造成导线过热，而发生绝缘击穿的事故。22、变压器哪些部位易造成漏油？答：(1)套管升高座电流互感器小绝缘子引出线的桩头处，所有套管引线桩头、法兰处；(2)气体继电器及连接管道处；(3)潜油泵接线盒、观察窗、连接法兰、连接螺丝紧固件、胶垫；(4)冷却器散热管；(5)全部连接通路碟阀；(6)集中净油器或冷却器净油器油通路连接处；(7)全部放气塞处；(8)全部密封部位胶垫处；(9)部分焊缝不良处。23、变压器运行中可能发生高温过热的部位有哪些？原因是什么？答：(1)铁芯局部过热。铁芯是由绝缘的硅钢片叠成的，由于外力损伤或绝缘老化使钢片间的绝缘损坏，涡流造成局部过热；另外，铁芯穿心螺杆绝缘损坏会造成短路，短路电流也会使铁芯局部过热。(2)线圈过热。当相邻几个线圈匝间的绝缘损坏，将造成一个闭合的短路环路，同时，使一相的绕组匝数减少，此时在短路环路内的交变磁通会感应出短路电流并产生高温，使线圈过热。匝间短路在变压器故障中所占比重较大。引起匝间短路的原因很多，如：线圈导线有毛刺或制造过程绝缘机械损伤；绝缘老化或油中杂物堵塞油道产生高温损坏绝缘；穿越性短路故障；线匝轴向、辐向位移磨损绝缘等。较严重的匝间短路将导致发热严重，使油温急剧上升，油质变坏，因此容易被发现。而轻微的匝间短路则较难发现，需通过测量直流电阻或变比试验来判断。(3)分接开关过热。当分接开关接触不良，接触电阻过大时，易造成局部过热，因此分接开关过热时一般油闪点迅速下降。调节分头或变压器过负荷运行时应特别注意分接头开关局部过热问题。分接开关接触不良的原因有：触点压力不够；动静触点间有油泥膜；接触面有烧伤；定位指示与开关接触位置不对应；DW型鼓形分接开关几个接触环与接触柱不同时接触等。分接开关接触不良最容易在大修或切换分接头后发生，同时穿越性故障后也可能烧伤接触面。一般分接开关过热可以通过油化验来判断，如变压器能停电，也可由三相分接头直流电阻来判断。除上述集中局部过热情况外，还有接头发热和因压环螺钉绝缘损坏或压环触碰铁芯造成环漏磁使铁件涡流增大等都会使温度升高。运行中判断具体过热部位是很困难的，必要时，需吊芯检查。24、三绕组变压器停一侧，其他侧能否继续运行，应注意什么？答：(1)高压侧停止运行，中性点接地隔离开关必须投入；(2)应根据运行方式考虑继电保护的运行方式和整定值；(3)若低压侧为三角形接线，一侧停运后应投入避雷器。此外还应注意容量比，并在运行中监视负荷情况。25、拉合主变压器中性点隔离开关时应遵循什么原则？答：断开和投入电压为1lOkV及以上的中性点直接接地电网的空载变压器时，应先合上变压器中性点接地隔离开关，以防在拉合变压器时，因断路器三相不同期而产生的操作过电压危及变压器绝缘，待变压器带电后，再根据电网要求将隔离开关断开或保持在合闸状态。在倒换不同变压器的中性点接地隔离开关时，应先合上不接地变压器的中性点隔离开关，然后再拉开接地变压器的中性点隔离开关，且两个接地点的并列时间越短越好，这样可防止在此期间电网发生接地故障时，因单相接地短路电流大幅度增大，而扩大电网中零序保护的动作范围，使电网中的保护有可能出现越级掉闸。同时对并列接地的变压器而言，在两个中性点并列接地时，当变压器某侧母线发生接地故障时，由于并列接地隔离开关的分流作用，使变压器零序保护的灵敏度降低，有可能造成变压器保护拒动。26、什么情况下应切断操作电源？答：（1）断路器检修时；（2）在该断路器二次回路或保护装置上工作时；（3）倒母线过程中，在拉、合母线隔离开关时，必须先取下母线联络断路器的操作熔断器。但对配有失灵保护的断路器，则一般不应轻易切断其操作电源。27、变电所全站停电后，为什么必须将电容器开关拉开？答：变电所全所停电后，一般都将所有的馈线断路器拉开，因此变电所来电后，母线负荷为零，电压较高，此时电容器如不先切除，在较高的电压下突然充电，有可能造成电容器严重喷油或鼓肚。同时由于母线没有负荷，电容器充电后，大量无功向电网倒送，致使母线电压升高。即使是将各级负荷送出，但由于从来电到送出也需要一段时间，这时母线电压仍维持在较高的电压水平，且往往超过了电容器允许的连续运行电压值(一般制造厂家规定电容器的长期运行电压不应超过额定电压1.1倍)；此外，当空载变压器投入运行时，其充电电流在大多数情况下是以3次谐波为主，这时如电容器的电路和电源侧的阻抗接近于共振条件，那么通过电容器的电流将达额定电流的2～5倍，其持续时间为1～30s，可能引起过流保护动作或造成电容器损坏。因此，当变电所全所停电后，必须将电容器开关拉开，在各路馈线送出负荷后，再根据母线电压及无功负荷情况决定电容器是否投入。28、断路器误合闸的原因有哪些？如何处理？答：未经操作(含自动装置未动作)断路器自动合闸，称该断路器为误合闸。断路器误合闸的原因主要有：(1)直流两点接地，使合闸回路接通；(2)自动装置元件故障，使自动重合闸或备用电源自动投入装置误动作；(3)机械振动使断路器误合闸。误合闸后，应立即拉开合闸断路器，拉开后又自动合闸时，可先取下合闸熔断器，再拉开断路器，然后查明原因。29、非全相运行时断路器不能进行合、分闸，应如何处理？答：(1)用旁路断路器与非全相断路器并联，将旁路断路器的操作直流停用后，用隔离开关解环，使非全相断路器停电；(2)用母线联络断路器与非全相断路器串联，拉开线路对侧断路器，用母线联络断路器断开线路空载电流，在线路和非全相断路器停电后，再拉开非全相断路器两侧的隔离开关，使非全相断路器停电；(3)如果非全相断路器所带元件(线路、变压器等)有条件停电，则可先将对侧断路器拉开，再按上述方法将非全相断路器停电；(4)非全相断路器所带元件为发电机时，应迅速降低该发电机的有功和无功出力到零，然后再按(1)、(2)项处理。30、弹簧操动机构出现异常时如何处理？答：弹簧操动机构出现异常时，若机构不能储能，可检查电动机电源、电动机及电动机启动回路。若电动机损坏，又急于送电，可断开储能电源开关，手动储能，储能完毕后应立即取下手柄，合上断路器后立即再手动储能。如合闸锁扣滑扣而空合时，应立即拉开电动机电源。31、隔离开关在满足操作条件情况下出现操作失灵的原因有哪些？答：(1)三相操作电源不正常；(2)闭锁电源不正常；(3)热继电器动作未复归；(4)操作回路断线，端子松动，接线错误等；(5)接触器或电动机故障；(6)开关辅助触点转换不良；(7)接地开关与辅助触点闭锁；(8)控制开关把手接触切换不良；(9)隔离开关辅助接触切换不良；(10)机构失灵。32、隔离开关和接地开关不能机械操作时应如何处理？答：隔离开关和接地开关不能机械操作时，运行人员应进行下列检查：（1）隔离开关和接地开关之间机械闭锁是否解除；（2）机械传动部分的各元件有无明显的松脱、损坏、卡阴和变形等现象；（3）动、静触头是否变形卡阻。当隔离开关发生机械故障时，运行人员应尽可能将隔离开关恢复到操作前的运行状态，并通知专业人员进行处理。33、电容器组切除后，为什么必须经3min后才允许再次合闸？答：因为电容器组断电后，必须经3min才能使电容器板上的电荷放尽，否则会使电容器因带电荷合闸，而可能造成电容器过电压损坏。为此电容器组切除后，必须3min后才允许再次合闸。34、为什么断路器在断开5min后才允许拉开电容器（含晶闸管投切）的隔离开关？答：因为运行电容器在断路器跳闸时，电容器两端的电压等于断开时的电网电压，电容器此时只通过放电电阻放电，且当经过5min的放电时间后，电容器两端的电压才能从额定电压降到50V。因此，为了不使隔离开关造成极间闪络，电容器（含晶闸管投切）的隔离开关必须在电容器断路器断开5min后才允许拉开。35、为什么要采用胶囊式油枕？其原理如何？答：油的老化，除了由于油本身的质量原因外，油和大气相接触是一个非常主要的原因。因为变压器油中溶解了一部分空气，空气中的氧将促使变压器油及浸泡在油中的纤维老化。因此为了防止和延缓油的老化，必须尽量避免变压器油直接和大气相接触。变压器油面与大气相接触的部位有两处：一是安全气道的油面，二是油枕中的油面。安全气道改用压力释放阀，油枕采用胶囊密封，可以减少油与大气接触的面积，并能防止和减缓油质的老化。胶囊式油枕是在油枕的内壁增加了一个胶囊袋。胶囊袋内部经过呼吸器及其连管与大气相通，胶囊袋的底面紧贴地浮在油枕油面上，当油面随温度变化时，胶囊袋也会随之膨胀和压缩，起到了呼吸的作用，从而使胶囊袋和油面之间没有空气，隔绝了油面和空气的接触使空气中的氧不再和油中的气体相交换，油中溶解氧的含量渐渐下降，直到全部消耗完止，从而可达到阻止油氧化的目的。用胶囊袋还可以防止外界的湿气、杂质等侵入变压器内部，使变压器能保持一定的干燥程度。36、变压器呼吸器的作用是什么？答：变压器呼吸器的作用是提供变压器在温度变化时内部气体出入的通道，解除正常运行中因温度变化而产生的对油箱的压力。其中呼吸器内硅胶的作用是在变压器温度下降时对吸进的气体去潮气；油封杯的作用是延长硅胶的使用寿命，把硅胶与大气隔离开，使只有进入变压器的空气才能通过硅胶。37、引起呼吸器硅胶变色的原因有哪些？答：正常干燥时呼吸器硅胶为蓝色。当硅胶颜色变为粉红色时，表明硅胶已受潮而且失效。一般变色硅胶达2/3时，运行人员应通知检修人员更换。硅胶变色过快的原因主要有：(1)长时期天气阴雨，空气湿度较大，因吸湿量大而过快变色；(2)呼吸器容量过小；(3)硅胶玻璃罩罐有裂纹、破损；（4）呼吸器下部油封罩内无油或油位太低，起不到良好的油封作用，使湿空气未经油封过滤而直接进入硅胶罐内；（5）呼吸器安装不当。如胶垫龟裂不合格、螺丝松动、安装不密封等。38、为什么变压器上层油温不宜超过85℃？答：上层油温的允许值应遵守制造厂的规定，对自然油循环自冷、风冷的变压器最高不得超过95℃，为了防止变压器油劣化过速，上层油温一般不宜经常超过85℃。这是因为温度升高，油的氧化速度增大，油的老化加快。根据试验得出，当平均温度每升高10℃，油的劣化速度就会增加1.5～2倍。当然，规定再低一些对油的运行虽然有利，但却限制了变压器的出力。因此，为了兼顾二者，变压器油温就不宜经常超过85℃。39、为什么降低变压器温升，即可节能又可处长使用寿命？答：由于变压器绕组通常采用的导体是铜和铅，而变压器的负载损耗正比于绕组的电阻，对于一定结构的变压器，绕组电阻随着导体温度的变化，电阻也会变化，并不是常数。温度每增减1℃，其电阻值相应增减0.32％～0．39％，这样变压器温升下降，绕组电阻下降，就可减少电能损耗。变压器寿命直接决定于绝缘材料的温度，根据“6℃规则”，每降低6℃，则寿命延长一倍。另外，变压器油老化的基本因素是氧化和温度，高温会加速油的老化，同时加强氧化作用，因此温升下降，可减缓油的老化。因此，采用扩大散热面或由自冷改为风冷加强冷却，降低温升，就可节能和延长变压器的使用寿命。一般绝缘温度经常保持在95℃时，变压器的使用年限为20年；温度为105℃，约为7年，温度为120℃时，约为2年，温度为170℃时，仅约为10～12d(天)。40、什么是变压器的接线组别？答：由于变压器的高低压绕组间存在有极性关系，而三相变压器两侧都有3个绕组，因此它们之间就有一个怎样连接的问题，如连成星形Y(y)或三角形D(d)。对于三相变压器来说，除了三相间可有不同的连接方法之外，每相的一、二次绕组相别也可以互换，如原来的A相，可人为地把它改标为B相，B相可标为C相等，这样就使三相变压器的一、二次绕组有不同的组合，从而使一、二次侧电压、电流各量的相位和大小的关系有好多种情况。为此在使用一台变压器时，首先要了解这台变压器的一、二次侧各量的相位关系，而这种关系的通用术语，就是所谓的变压器接线组别。也就是说，三相变压器的一次绕组和二次绕组间电压或电流的相位关系，叫做变压器的接线组别。41、变压器的接线组别受哪些因素影响？常见接线组别有哪些？答：一般变压器接线组别的变化受以下因素影响：(1)首、尾标号改变(如A改成X，X改成A等)会改变组别；(2)相别的改变(如原来的A相改为C相，C相改成A相等)会改变组别；(3)接线方式的改变(如原来的Y改成D，D改成Y)会改变组别。因此，在实际工作中必须注意变压器的接线组别，否则接线组别搞错了，就破坏了变压器原有的并列条件。一般国产变压器有三种常见的接线组别，它们是：YN，d11、Y，d11、Y，yn0。其中前面是高压绕组的连接图，中间是低压绕组的连接图，后面的数字表示高低压绕组电势的相位差，即变压器的接线组别。42、为什么变压器的铁芯要接地，且只能一点接地？答：因为运行中变压器的铁芯和其他附件都处于绕组周围很强的电磁场内，如果不接地，必然由于电磁场的作用使铁芯和其他附件产生一定的悬浮电位，由于变压器铁芯和其他金属附件各自所处的位置不同，因而电位也不同，在外加电压的作用下，当两点间或某点对地电位差大于两者间的绝缘耐压强度，即超过放电电压时，就会出现火花放电，使绝缘油分解或固体绝缘介质损坏，发生事故。因此为了避免变压器的放电，变压器铁芯一定要接地。如变压器铁芯几点接地，则会通过接地点形成涡流通路，造成铁芯局部发热，这是不允许的，因此只许一点接地。事实上，硅钢片之间虽然涂有绝缘漆，但其绝缘电阻较小，只能隔断涡流而不能阻止高压感应电流，因而只要将一片硅钢片接地，就相当于整个铁芯都接地了。43、对变压器有载调压开关的动作次数有何规定？(1)35kV变压器的有载调压开关每天调节不得超过20次，110kV及以上变压器的有载调压开关每天调节不得超过10次，每次调节间隔时间不得超过1min；(2)电阻型的有载调压开关调节次数达5000次，电抗型的有载调压开关调节次数达2000次时，应报检查。44、什么情况下不允许调整有载调压变压器的分接头？答：(1)变压器过负荷运行时(特殊情况除外)；(2)有载调压装置的瓦斯保护频繁发出信号时；(3)有载调压装置的油标中无油位时；(4)调压装置的油箱温度低于-40℃时。45、并联电容器组的接线形式和类型有哪些？答：设置在变电所和配电所中的并联电容器补偿装置一般都分组安装。在配电所主要用以改善功率因数，在变电所主要用以提高电压和补偿变压器无功损耗。前者电容器组可随负荷变化自动投切，后者可随电压波动自行投切。各分组容量一般为数千乏，各分组容量不一定相等，主要以恰当的调节为原则。并联电容器的接线可分为三角形和星形(包括双星形或双三角形)。三角形接线的优点是不受三相电容器容抗不平衡的影响，可补偿不平衡负荷，形成3n次谐波通道，对消除3n次谐波有利；缺点是当电容器等发生短路故障时，短路电流大，可选用的继电保护方式少。因此一般只选用可补偿不平衡负荷时的3n次交流滤波器和用于6kV及以下的小容量并联电容器组。星形接线广泛用于6kV及以上并联电容器组，其优点是设备故障时短路电流较小，继电保护构成也方便，而且设备布置清晰；缺点是对3n次谐波没有通路。特别应注意的是：星形接线的中性点不能接地，以免单相接地时对通信线路构成干扰。46、并联电容器的额定电压与电网的额定电压相同时，应采用三角形接线还是星形接？何时用星形接线？答：并联电容器的额定电压与电网的额定电压相同时，应采用三角形接线，这样作用在每相电容器上的电压为额定电压，能达到电容器的铭牌容量，无功出力大，补偿效果好。若按星形接线，作用在每相电容器上的电压只有额定电压的1/3，无功出力只有三角形接线时的1/3(无功出力Q=U2/Xc)，不能达到电容器的铭牌容量。只有当并联电容器的额定电压为电力网额定电压的1/3时，才采用星形接线，此时作用在电容器上的电压为额定电压，无功出力不会降低。如6kV电容器接于lOkV系统就只能星形接线，否则电容器将击穿、无法运行。当然中性点不接地的星形接线的各相电容器之间，并联电容器和串联电容器的各串段之间，为防电容量较小的电容器过电压，电容量的差应尽可能小，一般不得超过每相额定容量的5％。值得注意的是，对高压并联补偿电容器组则禁止使用三角形接线方式，且电容器连接线应为软连接，或采用有伸缩节的铜排(或铝排)，以避免电容器因连接线的热胀冷缩使套管受力而发生渗漏油故障。47、电容器组的接线方式为星形接线时，如何计算三相电流？答：电容器组的接线方式为星形接线时，星形接线中线电流等于相电流，线电压是相电压的3倍，每相电流为：I＝IP＝Q3U式中：I—线电流，A；IQ—三相总容量，kvar;U—电网线电压，kV。48、并联电容器为什么必须设置放电回路？答：因为并联电容器从运行转为停运后，其极板上有剩余电荷，若不将电荷放掉，一方面不安全，另一方面当电容器带剩余电荷再次投入电网运行时，会产生很高的过电压，严重时甚至可能击穿电容器。因此并联无功电容补偿装置中必须设置放电回路，并要求在电容器断开电源后，能自动放电，使其在30s时间内残余电压能降到65V以下。49、为什么电容器组所用断路器不准加装重合闸？答：电容器组所用断路器不准加装重合闸的原因为：如果电容器组因故跳闸后，由于跳闸后的电容器组带有剩余电荷，再次合闸，将形成叠加电压，出现2倍以上的电压峰值，电容器将产生过电压，同时会出现很大的冲击电流，轻者出现熔丝熔断、断路器跳闸等分不清是否故障的现象：重者则会造成介质击穿，电容器损坏。50、并联电容器组前为什么要加装电抗器？其感抗值如何选择？答：投入电容器时，电网对电容器充电将产生比额定电流高几倍到几十倍的电工频和高频两部分组成的暂态涌流，其持续时间可达几十个周波。过大的涌流，可能使开关触头熔焊或烧损，而涌流产生的电动力则可能使开关零件损坏或电流互感器、电容器等设备的绝缘损坏。同时在投人的暂态过程中，还会出现过电压。相反在切断电容器时，则可能产生重燃过电压，在极端情况下，可能出现3～5倍电压峰值的过电压，造成对设备绝缘的威胁，如某电网在运行中就发生过因断路器重燃过电压使电容器闪络和击穿的情况，现场试验时也曾实测到相对地5倍过电压和电容器极间2.5倍过电压。同样由于电容器对谐波的放大作用也会引起电容器过电流，为此运行中均在并联电容器组前加装串联电抗器以达到4个目的：(1)抑制母线电压畸变，减少谐波电流；(2)限制合闸涌流，当接入电容器组容抗量的5％串联电抗器后，合闸的最大涌流可限制在5倍额定电流以下，振荡持续时间可缩短至几个周波；(3)限制操作过电压(即重燃过电压)；(4)限制电容器内部发生故障时的故障电流，使油箱爆炸的概率大为减少。串联电抗器的每相感抗值XL与并联电容器的每相总容抗值Xc的比值，即A＝XL/Xc，为调谐度。调谐度的大小在限制合闸涌流时，取A=5％～6％。在考虑抑制高次谐波时，对3次谐波，取A=12％～13％；对5次谐波；取A=5％～6％；对7次谐波，取A＝2.5％～3％。51、并联电抗器接入超高压电网的形式有几种？作用如何？答：并联电抗器接人超高压电网的形式有直接接于电网和经变压器低压侧以35kV接入电网两种方式。当并联电抗器直接接入超高压电网时，其作用是：(1)改善长输电线路上的电压分布，从而提高电网稳定性，增加送电能力；(2)减轻空载或轻负荷线路上的电容效应，从而限制超高压线路的工频过电压和操作过电压，降低线路和电气设备的绝缘水平；(3)使轻负荷时线路中的无功分布尽可能就地平衡，防止无功功率不合理流动，从而降低线路上的有功功率损失，提高送电效率；(4)在大机组与电网并列时，降低高压母线上的工频稳态电压，便于发电机同期并列，同时降低电网的工频暂态过电压，也便于电网间同期并列；(5)有利于消除同步电机带空载长线路时可能出现的自励磁谐振现象；(6)当采用电抗器中性点经小电抗接地时，可加速潜供电弧自动熄灭，帮助超高压长距离线路在单相重合闸过程中限制潜供电流，使故障相易于消弧从而缩短单相重合闸时间，以便采用单相快速重合闸。当并联电抗器经变压器三次侧接入电网时，其优点是造价较低，操作方便。此外低压并联电抗器还用于静补装置。52、并联电抗器中性点小电抗的作用是什么？答：(1)中性点电抗器与三相并联电抗器相配合，以补偿相间及相地电容，限制过电压，消除潜供电流，从而保证单相自动重合闸装置的正常工作；(2)由于非全相断开是一个谐振过程，在谐振过程中可能产生很高的谐振电压，因此采用并联电抗器中性点经小电抗接地时，可限制电抗器非全相断开时的谐振过电压。53、并联电抗器正常运行时有哪些规定？答：(1)允许温度和温升。对采用A级绝缘材料的并联电抗器，其油箱上层油温度一般不超过85℃，最高不超过95℃。运行时，绕组允许温升不超过65℃，上层油温升不超过55℃，铁芯本体、油箱及结构件表面不超过80℃。当上层温度达到85℃时报警，并在105℃时跳闸。(2)允许电压和电流。并联电抗器运行时，一般按不超过铭牌规定的额定电压和额定电流长期连续运行，运行电压的允许变化范围为额定值的±5％。当运行电压超过额定值时，在不超过允许温升的前提下，电抗器过电压的允许运行时间应遵守表4-1的规定，当运行电压低于0.95UN时，应考虑退出部分并联电抗器运行，以保证电网的电压水平。表4-1500kV并联电抗器最大允许过电压时间过电压倍数(U/UN)1.051.121.141.161.181.281.451.5最大允许时间连续60min20min10min3min20s8s6s(3)直接并联接在线路上的电抗器，一般情况下，线路与并联电抗器应同时运行，不允许线路单独运行。54、运行中的并联电抗器在哪些情况下应退出运行？答：(1)电抗器内部有强烈的爆炸和严重的放电声。(2)释压装置向外喷油或冒烟。(3)电抗器着火。(4)在正常情况下，电抗器的温度不正常并不断上升超过105℃时。(5)电抗器严重漏油使油位下降，并低于油位计的指示限度。(6)电网运行电压低于额定电压0.95UN时。55、高压断路器采用多断口的作用是什么？答：高压断路器每相有两个或我个串联断口，其作用为：（1）可使加在每个断口上的电压降低，从而使弧隙的恢复电压降低；（2）可把电弧分割成多个小电弧段，在相等的触头行程下，多断口比单断口的电弧柱长，从而增加了弧隙电阻；（3）多断口总的分闸速度增加，介质恢复速度也就增大，这能使断路器有较好的灭弧性能。为此，高压断路器都采用多个断口。56、断路器操动机构型号的含义是什么？答：断路器操动机构的型号由4部分组成，各字母所代表的含义是：(1)第一个字母表示操动机构，为C；(2)第二个字母表示机构的种类，如：S-手动、D-电磁、J-电动机、T-弹簧、Q-气动、Z-重锤；Y-液压；(3)用一个数字表示设计序列；(4)用数字表示最大合闸力矩及其他特征标志。57、断路器操动机构按结构可分为哪几种？答：断路器的分、合闸动作是靠操动机构来实现的，操动机构按其所用的操作能源的能量形式不同，可分为：(1)手动机构(Cs)：指用人力合闸的操动机构；(2)电磁机构(CD)：指用电磁铁合闸的操动机构；(3)弹簧机构(CT)：指事先用人力或电动力使弹簧储能实现合闸的弹簧合闸操动机构；(4)电动机机构(CJ)：指用电动机合闸与分闸的操动机构；(5)液压机构(CY)：指以高压油推动活塞实现合闸与分闸的操动机构；(6)气动机构(CQ)：指用压缩空气推动活塞实现合闸与分闸的操动机构。58、弹簧操动机构为什么必须装有“未储能信号”及相应的合闸回路闭锁装置？答：由于弹簧机构只有当它已处在储能状态后才能进行合闸操作，因此必须将合闸控制回路经弹簧储能位置开关触点进行闭锁，即弹簧未储能或正在储能过程中均不能合闸操作，并且要发出相应的信号。此外，在运行中，一旦发出弹簧未储能信号，就说明该断路器不具备一次快速自动重合闸的能力，应及时进行处理。59、SF6电气设备新投运时的注意事项有哪些？答：为了检验SF6电气设备气室的密封性是否良好，或新装部件是否有吸附的水分向气室内扩散，设备投运前，应检验设备气室内SF6气体水分和空气含量。设备投运后，由于气室内安装的吸附剂会使气室内含水量下降并低于初始值，且在3～6个月内会保持稳定，因此，应每三个月检查一次SF6气体含水量，直至稳定后，方可每年检测一次含水量。SF6气体有明显变化时应请上级复核。60、什么是SF6全封闭组合电器GIS？它包括哪些元件？如何分类？答：SF6全封闭组合电器就是将SF6断路器和其他高压电器元件(不包括变压器)按所需的电气主接线，安装在充有一定压力(如0.3～0.4MPa)的SF6气体金属壳内所组成的一套变电所设备，也称为气体绝缘变电所，英文全称为GasInsulatedSwitchgear(简称GIS)。一般包括断路器、过渡元件、隔离开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线、进出线套管或电缆连接头等元件。SF6全封闭组合电器按充气外壳的结构形状可分为圆筒形和柜形两类：圆筒形依据主回路的配置方式还可分为单相一壳型(即分相型)、部分三相一壳型(也称为主母线三相共筒型)、全三相一壳型和复合三相一壳型四种；柜形也称为C—GIS，俗称充气柜，它依据柜体结构和元件间是否隔离可分为箱型和铠装型两种。目前用于西北电网官亭—兰州东交流750kV输变电示范工程的GIS组合电器为国内电网最高运行电压等级的GIS设备，该设备由韩国晓星公司与中国沈阳高压开关有限公司合作生产。61、SF6全封闭组合电器GIS有哪些类型？答：(1)按绝缘介质可分为全SF6气体绝缘型(也称为SF6全封闭组合电器F—GIS)和部分气体绝缘型(也称为高压和超高压紧凑型组合电器)，前者是全封闭的，后者则有两种情况：一种是除母线外，其他元件均采用气体绝缘，并构成以断路器为主体的复合电器；另一种则相反，只有母线是采用气体绝缘的封闭母线，而其他元件则均为常规的敞开式电器。(2)按主接线方式，与常规母线接线一样可分为章母线、双母线、3/2接线、桥型和角型等多种接线方式。(3)按安装场所可分为户内型和户外型。62、GIS出线方式主要有哪些?答：(1)在母线筒出线端装设充气(SF6)套管的架空线引出方式；(2)母线筒出线端直接与电缆头组合的电缆引出方式；(3)母线筒出线端直接与主变压器对接，此时连接套管的一侧充有SF6气体，另一侧则有变压器油。63、GIS母线筒在结构上有哪几种形式?答：(1)全三相共箱式结构，即不仅三相母线，而且三相断路器和其他电器元件也共同采用共箱筒体；(2)不完全三相共箱式结构，母线采用三相共箱式，而断路器和其他电器元件采用分箱式；(3)全分箱式结构，包括母线在内的所有电器元件都采用分箱式筒体。三相共箱式结构的体积和占地面积小，消耗钢材少，加工工作量小，但其技术要求高。且额定电压越高，制造难度越大。64、对GIS外壳接地有什么特殊要求?答：GIS为密集型布置结构方式，对接地要求很高，一般需采取以下措施：(1)接地网应采用铜质材料，以保证接地装置的可靠和稳定，且所有接地引出线端都必须采用铜排，以减小总的接地电阻；(2)由于GIS各气室外壳之间的对接面均设有盆式绝缘子或者橡胶密封垫，两个筒体之间均需另设跨接铜排，且其截面需按主接地网截面考虑；(3)正常运行，特别是电网发生短路接地故障时，外壳上会产生较高的感应电势，为此要求所有金属筒体之间要用铜排连接，并应有多点与主接地网相连，以使感应电势不危及人身和设备(特别是控制保护回路设备)的安全；（4）一套GIS外壳需要几个点与主接地网连接，要由制造厂根据订货单位所提供的接地网技术参数来确定。65、什么是气隔？GIS为什么要设计很多气隔？答：GIS内部相同压力或不同压力的各电器元件的气室间设置的能使气体互不相同的密封间隔称为气隔。设置气隔的好处及作用是：(1)可以将不同SF6气体压力的各电器元件分隔开；(2)对特殊要求的电器元件(如避雷器等)可以单独设立一个气隔；(3)在检修时可以减少停电范围，并减少检修时SF6气体的回收和充放气工作量；(4)有利手安装和扩建工作。66、为什么GIS中断路器与其他电器元件发为不同的气室？答：(1)断路器气室内的SF6气体压力选定要满足灭弧和绝缘两方面的要求，而其他电器元件气室内SF6气体的压力只需考虑绝缘性能方面的要求，因此两种气室的SF6气体不同，不能连为一体；(2)断路器气室内的SF6气体在电弧高温作用下有可能分解成多种有腐蚀性和毒性的物质，这样各气室只要在结构上不连通就不会影响其他气室的电器元件；(3)断路器的检修几率比较高，气室分开后，检修断路器就不会影响其他电器元件的气室，因而可缩小检修范围。67、什么是GIS的智能化？它包括哪些内容？答：GIS的智能化主要是指二次监控系统的智能化。由于传统GIS的二次监控系统是由众多的电磁式继电器、多触点辅助开关、行程开关及压力开关等元件组成，可靠性较差，同时GIS的维护也因产品的运行状况不明而只能采用传统方式，为解决以上问题，有必要采用二次监控智能化系统。二次监控智能化系统主要包括：①电压电流传感器；②断路器执行机构；③气体密度测量传感器；④隔离开关和接地开关执行机构；⑤其他物理现象传感器，如电弧、局部放电、温度和长度变化等。68、GIS智能化二次监控方式的特点有哪些？答：（1）如果用高可靠性、长寿命的信息传感器，如近年来，Rogowski线圈被用作电流传感器，它是空心环状线圈，测量电流范围大，频带响应范围宽，信号无畸变，在测量范围内没有磁饱和问题，结构简单，且体积较传统电流互感器小得多。（2）微机数据处理系统体积小，功能强，可以对采集所得的数据进行A/D转换、算术和逻辑运算以及记录等操作，实时性好，准确可靠，因此在GIS内对数据处理采用了微机数据处理系统。（3）分析微机数据处理系统处理好的数据，根据运行经验和动作规则，决定是否需要检修，即按状态维修，从而最大限度地减少GIS维护工作量，使GIS的使用寿命提高。目前监控系统主要可以完成对GIS的绝缘性能、机械性能和电气性能3个方面的监控工作，并且采用了一些较新的技术，如红外技术和超声波技术等。69、GIS组合电器在运行中的主要监视项目有哪些？答：(1)检查并记录好各气室的SF6气体压力及当时的环境温度；(2)检查合、分指示器及指示灯显示是否正确；(3)检查动作计数器的指示状态和动作情况；（4）注意辨别各种异常声音，如放电声、励磁声等；（5）注意辨别外壳、扶手端子等处温升是否正常，有无过热变色，有无异常气味；(6)检查压缩空气系统和油压系统中贮气(油)罐、控制阀、管路系统密封是否良好，有无漏气、漏油痕迹，油压和气体是否正常；（7）检查法兰、螺栓、接地导体的外部连接部分有无生锈；（8）检查操动机构联板、联杆有无脱落下来的开口销、弹簧、挡圈等连接部件；(9)检查结构是否变形、油漆是否脱落、气体压力表有无生锈和损坏、SF6气体管路和阀门有无变形，以及导线绝缘是否完好；（10）检查SF6气体监控箱（GMB）门是否关紧，箱内有无地、生锈等情况。70、SF6断路器在外形结构上有哪几种？各有什么特点？答：SF6断路器从外形结构上可分为下面两类：(1)瓷柱式SF6GCB.P称GCB.P)，是目前生产和使用较多的一种。瓷柱式SF6断路器在结构上和户外少油断路器相似，它有系列性好、单断口电压高、开断电流大、运行可靠性高和检修维护工作量小等优点，但不能内附电流互感器，且抗地震能力相对较差。(2)落地罐式SF6GCB.T称GCB.T)。落地罐式SF6断路器是在瓷柱式基础上发展起来的，它具有瓷柱式SF6断路器的所有优点，而且可以内附电流互感器，产品整体高度低，抗振能力相对提高，但造价比较昂贵。71、SF6断路器装设哪些SF6气体压力报警、闭锁及信号装置？答：(1)SF6气体压力降低信号，也叫补气报警信号。—般它比额定工作气体压力低5％～10％。(2)分、合闸闭锁及信号回路。当压力降到某数值时，它就不允许进行合闸和分闸操作，一般该值比额定工作气压低8％～15％。72、SF6断路器气体水分的主要来源有哪些？答：(1)制造厂装配过程中吸附过量的水分；(2)密封件的老化和渗透；(3)各阀兰面密封不严，吸附剂的饱和失效；(4)在测试SF6气体压力、水分以及补气过程中带入水分。73、什么是纵联保护？答：纵联保护就是用某种通信通道(简称通道)将被保护设备各端的保护连接起来，根据输入与输出电流相位和幅值差的大小而构成的一种差动原理的保护装置。它将被保护设备的输入与输出电流按差接法接人差动继电器。在区外故障时，由于被保护设备的输入与输出电流相位和幅值相等，流人差动继电器的动作量为零，因此保护不动作；相反，当被保护设备内部故障时，流入差动继电器的动作量为两者之和，此时保护动作。74、纵联保护在电网中的作用是什么？答：纵联保护在电网中的作用是由于纵联保护在电网中可实现全线速动，因此它可保证电网并列运行的稳定性，提高输送功率，缩小故障造成的损坏程度，同时改善与后备保护的配合性能。它能很好地区别被保护设备的内部和外部故障，而不需要与其他保护配合，所以可采用无延时跳闸，来作为超高压输电线路、发电机和变压器的主保护。75、线路纵联保护的信号有哪几种？答：在高压电网中，高压线路纵联保护主要是依赖于通道，使线路两端的保护装置进行故障信息的交换，进而判别出是本线区内故障，还是区外故障。在区内故障时，两端的保护装置快速动作并切除故障；区外故障时，则不动作。一般构成高压线路纵联保护的信号有以下几种：(1)闭锁信号，它是阻止保护动作于跳闸的信号，即无闭锁信号是保护作用于跳闸的必要条件，此时保护装置只有同时满足本端保护元件动作和无闭锁信号两个条件时，才作用于跳闸；(2)允许信号，它是允许保护动作于跳闸的信号，即有允许信号是保护作用于跳闸的必要条件，此时保护装置只有同时满足本端保护元件动作和有允许信号两个条件时，才作用于跳闸；(3)跳闸信号，它是直接引起跳闸的信号，此时保护装置与保护元件是否动作无关，只要收到跳闸信号，保护就作用于跳闸，如远方跳闸式保护就是利用跳闸信号跳闸的保护装置。76、构成纵联保护通道的类型有几种？答：(1)电力线载波纵联保护(简称高频保护)，包括专用载波(专用收发信机)和复用载波(与通信或远动合用收发信机)两种；(2)微波纵联保护(简称微波保护)，一般复用；(3)光纤纵联保护(简称光纤保护)，包括专用光纤、复用光纤和光纤纵联电流差动保护三种；(4)导引线纵联保护(简称导引线保护)。77、什么是光纤纵联保护？答：光纤通道是基于用光导纤维作为传输介质的一种能手段，光纤纵联保护就是利用光纤通道来传送输电线路两端比较信号的继电保护装置。光纤通道与继电保护相结合，是光纤之前保护所采用的其他形式常规通道所无法比拟的。78、为什么220kV及以上线路均采用单相重合闸方式？答：在220kV及以上线路上，由于线间距离大，大部分故障都是单相接地短路，这种情况下，如果将发生故障的一相断开，而未发生故障的两相仍继续运行，然后再进行单相重合。此时，如果线路发生的是瞬时陛故障，则单相重合闸将重合成功，即三相恢复正常运行，这样就能够极大地提高电网供电的可靠性和电网并列运行的稳定性；如果是永久性故障，单相重合不成功，则根据电网的具体情况进行处理，如不允许长期非全相运行，则立即切除三相而不再进行重合闸。78、什么是稳定控制装置？其作用是什么？答：电网稳定控制装置就是为了提高某一区域电网的运行暂态稳定水平，而在该区域电网的控制中心厂站和其他不同厂站分别设置的所有控制执行设备的总称。它由控制中心确定本区域的全网在线稳定措施并向各就地执行装置发出执行命令，使电网的运行方式或机组出力发生改变或调整，从而保持电网在特殊状态下的稳定安全运行。对于一个复杂的电网稳定控制问题，必须靠区域电网中的几个厂站的稳定控制装置协调统一才能完成，即每个厂站的稳定控制装置不仅靠就地测量信号，还要接受其他厂站传来的信号，只有综合判断才能正确进行稳定控制，这些分散的稳定控制装置的组合，统称为区域性稳定控制系统。稳定控制的作用是电力系统承受扰动时保持运行稳定性和防止事故扩大，并保持供电的持续性。79、备用电源自动投入装置的投入方式有几种？答：备用电源自动投入装置投入的常用方式有变压器自动投入、线路自动投入、线路和变压器综合自动投入和母联断路器自动投入四种。80、故障录波器的启动方式有哪些？答：（1)由正序电流、正序电压(过电压、低电压)，负序电压、负序电流，零序电流、零序电压组成的模拟量启动；（2)开关量启动和手动启动。81、母线保护采用什么原理？其保护范围如何？答：为了满足速动性和选择性的要求，母线上的保护都是按差动原理构成，即在正常时流入母差保护的电流为不平衡电流，在故障时流入母差保护的电流是故障电流，这样继电器只要躲过不平衡电流就能正确动作。母差保护的保护范围是母线各段所有出线开关母线电流互感器之间的电气部分，即全部母线和连接在母线上的所有电气设备。这就要注意母差用的电流互感器二次绕组的交叉接线问题，允许有重复保护区，但不允许有死区存在。82、什么是母差双母线方式和母差单母线方式？答：母差双母线方式是指：母差有选择性(一次接线与二次直流跳闸回路要对应)，先跳开母联以区分故障点，再跳开故障母线上所有开关。母差单母线方式是指：一次为双母线运行；母差无选择性，一条母线故障，引起两跳母线上所有开关跳闸。或一次为单母线运行；母线故障，母线上所有开关跳闸。83、母线电流差动保护中为什么要采用电压闭锁元件？如何实现？答：为了防止差动继电器误动作或误碰出口中间继电器造成母线保护误动作，故采用电压闭锁元件。电压闭锁元件是利用接在每条母线上的电压互感器反映各种相间短路故障，零序过电压继电器反映各种接地故障。母线差动保护低电压或负序及零序电压闭锁元件的整定，按躲过最低运行电压整定，在故障切除后能可靠返回，并保证对母线故障有足够的灵敏度，一般整定为母线正常运行电压的60％～70％。负序、零序电压闭锁元件按躲过正常运行的最大不平衡电压整定。84、双母线接线中电压切换的作用是什么？答：对于双母线系统上所连接的电气元件，在两组母线分开运行时(例如母线联络断路器断开)，为了保证一次系统和二次系统在电压上保持对应，以免发生保护或自动装置误动、拒动，就要求保护及自动装置的二次电压回路随同主接线一起进行切换，即用隔离开关辅助触点并联后去启动电压切换中间继电器，并利用其触点实现电压回路的自动切换。85、为什么要设置母线充电保护？222答：母线差动保护应保证在一组母线或某一段母线合闸充电时，快速而有选择地断开有故障的母线，因此为了更可靠地切除被充电母线上的故障，就在母联断路器或母线分段断路器上设置相电流或零序电流保护，作为母线充电保护。母线充电保护接线简单，在定值上可保证较高的灵敏度，只在母线充电时投入，当充电良好后，应及时退出。在有条件的地方，该保护也可作为专用母线单独带新建线路充电时的临时保护。86、什么是断路器失灵保护？答：母线引出线上发生故障，当故障所在线路的的保护动作而断路器拒绝动作时，为了缩小事故范围，利用故障线路的动作保护，在较短的时间内跳开母线上其他有关断路器的装置称为断路器失灵保护，又称母线后备接线。87、三相不一致保护的作用是什么？答：三相不一致保护是为防止某相合闸线圈开路或合闸机构失灵，三相断路器不能全部合上，或断路器在合闸状态下一相或两相偷跳，造成长期非全相运行，使电网出现不对称分量，引起其他保护误动而配置的保护装置。该装置一般用于500kV电网。88、为什么变压器差动保护不能代替瓦斯保护？答：由于瓦斯保护能反映油箱内的任何故障，如铁芯过热烧伤、油面降低等，而(纵联)差动保护对此却无反映；又如变压器绕组发生少数线匝短路，虽然短路匝内短路电流很大会造成局部绕组严重过热，并产生强烈的油流向油枕方向冲击，但表现在相电流上其量值却并不大，对此差动保护同样没有反映，而瓦斯保护却能灵敏地给予反映，因此变压器差动保护不能代替瓦斯保护。89、什么是复合电压过电流保护？有何优点？答：复合电压过电流保护是由一个负序电压继电器和一个接在相间电压上的低电压继电器的电压复合元件和过电流继电器共同组成，当电压复合元件的两个继电器只要有一个动作，同时过电流继电器也动作，则整套装置即能启动。复合电压过电流保护与低电压闭锁过电流保护相比，有下列优点：(1)在后备保护范围内发生不对称短路时，有较高的灵敏度；(2)在变压器后发生不对称短路时，电压启动元件的灵敏度与变压器的接线方式无关；(3)由于电压启动元件只接在变压器的一侧，因此接线比较简单。90、电容器运行中应有哪些保护？作用是什么？答：(1)熔丝保护，主要用于单只电容器保护，不影响整组运行，只要故障相电压不超过1.1％额定电压，就可继续运行，熔断器保护熔丝的额定电流可为电容器额定电流的1.5～2.0倍。(2)过流保护，主要是防止电容器组过负荷运行。(3)不平衡电流保护，当电容器组为双星形接线时，通常采用中性线电流平衡电流(横差)保护，保护延时0.2s动作于跳闸。主要防止单只电容器在一相中损坏过多，造成双星形阻抗破坏；同时也可防止因电网电压不平衡而造成的电流差过大。(4)不平衡过电压保护，多用于单星形接线的电容器组，以防止三相电压不平衡，造成中性点偏移，也叫电压差保护。(5)当电容器组为三相星形接线时，也可以采用零序电压保护，带一定延时0.2～0.5s，动作后只发信号。(6)当电容器组接成单三角形接线时，可采用零序电流保护。零序电流保护适用于总容量较小的电容器组。(7)横差电流保护适用于每相两分支、双三角形接线的补偿电容器组，采用速断方式。(8)用于三角形接线或星形接线电容器组的反映故障段和正常段电压差构成的电容器内部故障的差电压保护。(9)过电压保护，主要防止工频过电压和大气过电压，带时限动作于信号或跳闸。(10)低压保护，即当电网电压低于0.6UN时，将电容器切除，防止空载变压器与电容器同时合闸而造成振荡，以避免振荡引起的过电压对电容器构成危险。应带时限动作于跳闸。91、什么是重合闸前加速和重合闸后加速？答：重合闸前加速和重合闸后加速是指重合闸与继电保护之间的一种配合方式。■重合闸前加速，是指在重合闸动作前，保护将无选择性地瞬时切除故障；在重合闸重合后，保护将有选择性地延时切除故障。可见保护在重合闸动作前得到了加速。■重合闸后加速，是指当线路发生故障后，保护将有选择性地跳开断路器，然后进行重合闸。若是瞬时性故障，在线路断路器跳开后故障随即消失，重合成功，线路将恢复供电；若是永久性故障，重合后，保护装置的时间元件将被退出，此时保护无选择性地瞬时跳开断路器以切除故障。92、重合闸装置中闭锁重合闸的措施有哪些？答：(1)停用重合闸方式时，直接闭锁重合闸。(2)手动跳闸时，直接闭锁重合闸。（3）不经重合闸的保护跳闸时（断路器失灵、母差、远方跳闸、电抗器保护、距离II段、III段），闭锁重合闸。（4）在使用单相重合闸方式时，断路器三相跳闸，用位置继电器触点闭锁重合闸；保护经综重三跳时，闭锁重合闸。（5）断路器气压或液压降低到不允许重合闸时，闭锁重合闸。（6）线路保护后加速动作：当优先合闸的母线断路器重合于永久性故障线路上时，通过后加速保护动作脉冲，一方面对本断路器重合闸闭锁，同时对相应的中间断路器发出闭锁重合闸脉冲。93、如何对继电保护和自动装置的二次回路进行操作？答：在对继电保护和自动装置的二次回路进行操作时，为防止投退保护时保护误动，应遵循投入继电保护和自动装置时，先送交流电源，后送直流电源，待检查继电器运行正常后，再投入有关连接片；退出时，顺序相反。94、对继电保护和安全自动装置电源进行操作的要点是什么？答：(1)退出保护装置，拔熔断器时，应先拔“+”电源，后拔“-”电源，恢复时应先合“-”电源，后合“+”电源；(2)线路备用电源自动投入装置在停用时，应先断开直流电源，然后再停交流电源。95、稳定控制装置在一次设备操作时的注意事项有哪些？答：(1)母线操作时的注意事项为：当其中一段母线检修或试验时，一定要注意先断开稳定控制装置相应的电压互感器空气开关，核对装置显示的母线电压确已消失，再进行母线的有关操作。防止在母线试验时引起误动作。停运的母线恢复运行后，应再合上被断开的电压互感器空气开关。(2)线路操作时的注意事项为：在线路拉闸前，应首先与调度部门联系，检查当时的线路潮流或断面潮流是否满足装置定值。如满足或超过定值，应先缓慢降低线路或断面潮流至动作定值以下，再进行操作。否则如在此运行方式下，线路拉闸时的潮流(或断面潮流)满足动作定值，装置会判断出线路无故障跳闸，装置将立即出口。(3)旁路操作时的注意事项为：当其中一线路检修或做保护试验需要用旁路代线路时，应严格按以下次序操作：1)先投入稳定控制屏上旁代相应线路的压板，合上本屏相应的旁路电压互感器空气开关；2)合上旁路开关，跳开线路开关；3)核对装置显示的线路电流确已消失，装置显示的旁路电压、电流已正确，然后再做有关的操作，防止在试验时引起误动作；4)如有旁路出口压板，应注意旁路出口压板的投退。(4)被旁代的线路在恢复运行前，应严格按照以下次序操作：1)先退出旁代相应线路的压板；2)合上线路开关，跳开旁路开关，断开稳定控制屏相应的旁路电压互感器空气开关；3)核对装置显示的线路电压、电流已正确，装置显示的旁路电压、电流确已消失。4)如有旁路出口压板，应注意旁路出口压板的投退。以上所有操作，在稳定控制装置是双机或三机配置时，各套装置应同步按次序操作，不能等一套装置操作完了再去操作另一套装置，这有可能会引起另一套装置的误动作。96、电网发生事故时，应对稳定控制装置进行哪些工作？答：当电网发生线路或主变压器跳闸、失步振荡、过载或频率、电压事故时，应检查装置动作情况是否正确，记录动作后的指示和事件记录内容，必要时还应记录数据记录的结果，复归动作信号，把装置动作情况上报调度部门及有关部门。接有打印机的装置，还应将打印结果送报调度部门分析事故及备案。97、电流互感器如何分类？答：电流互感器按用途可分为测量用电流互感器和试验用电流互感器；按结构可分为单匝式(单匝式又分为芯柱式和母线式)、多匝式(多匝式又分为浇注式、支柱式、瓷箱式电容型电绝缘和套管式5种)、SF6式和充氮式；按其工作原理可分为电磁感应型、光电型等。一般由铭牌知道其类型。98、电流互感器铭牌型号的含义是什么？答：第一个字母的含义为：L—电流互感器；第二个字母的含义为：D—单相(单匝贯穿)式，S—三相式，M—母线式，R—装入式，Z—支柱式，F—多匝式，Q—线圈式，A—穿墙式，C—瓷箱(套)式；第三个字母的含义为：C—瓷绝缘，K—塑料外壳式，Z—环氧浇注式绝缘，G—干式，Q—气体介质；第四个字母的含义为：B—有保护级，C或D—差动保护用，Q—加强型，J—加大容量型。如：LQC为线圈式干式电流互感器，LMZ为母线式浇注式绝缘电流互感器，LB为有保护级的电流互感器，LMZJ为加大容量母线式浇注式绝缘电流互感器，LR为装入式电流互感器(附装在断路器套管内使用)。99、什么是电流互感器的额定容量和额定变比？答：电流互感器的额定容量是指电流互感器在额定二次电流和额定二次阻抗下运行时，二次绕组的输出容量。电流互感器两侧电流的大小和它们的绕组成反比，并且等于常数，一般把此常数称为电流互感器的额定变比。100、电流互感器的负荷是指什么？通常以什么值表示？答：电流互感器的负荷是指接在二次绕组端子间的仪表、仪器和连接导线等的总阻抗，通常以阻抗值表示。101、电流互感器的二次侧接地有什么要求？答：对于高压电流互感器，二次侧应有一点接地。这样当一、二次绕组间因绝缘破坏而被高压击穿时，可将高压引入大地，使二次绕组保持地电位，从而确保人身和二次电气设备的安全。应当注意的是，电流互感器二次回路只许一点接地而不应再有接地点，若发生两点或以上接地则可能引起分流，使电气测量的误差增大或者影响继电保护装置的正确动作。102、电压互感器如何分类，其铭牌型号的含义是什么？答：电压互感器按结构可分为普通股油浸式、浇注绝缘式、串级式、电容式；按工作原理可分为双绕组型和三绕阻型，一般可由铭牌知道其类型。电压互感器铭牌型号的含义如下：第一个字母的含义为：J—电压互感器；第二个字母的含义为：D—单相，S—三相，C—串级绝缘；第三个字母的含义为：J—油浸式，Z—环氧浇注式，G—干式，Q—气体介质；第四个字母的含义为：B—三相带补偿绕组，C—串级式带剩余电压绕组结构：W—三绕组三相五铁芯柱结构，X—带剩余电压绕组，J—接地保护用。如：JDG为单相干式电压互感器，JDZJ为单相浇注式接地型电压互感器，JSB为三相油浸式带补偿绕组电压互感器，JSW为三相三绕组五铁芯柱油浸式电压互感器。103、什么是电压互感器的额定容量和额定变比？答：电压互感器的额定容量又称额定负载，是对电压互感器二次所允许连接的二次回路总负载的允许值，用视在功率表示，以二次额定电压100V、负荷功率因数0.8（滞后）为计算基准。电压互感器的额定变比就是电压互感器一、二次绕组的额定电压之比。104、为什么电压互感器二次回路要一点接地？答：电压互感器的一次绕组接于高压电网，如果在运行中，电压互感器的绝缘在运行电压或过电压下发生击穿，那么高电压将窜入二次回路，这时除使额定电压只有100V的二次回路中的仪表等电气设备损坏外，还会威胁到电气运行人员的人身安全。因此，为了保障二次设备和工作人员的人身安全，要求电压互感器的二次侧必须要有一点接地。105、对电压互感器二次接地的要求有哪些？答：对中性点直接接地电力网的电压互感器，如装置中的方向性元件是用相电压或零序电压，而且可由两组电压互感器供电(经切换设备)时，这两组电压互感器的二次及三次绕组只允许在一个公共地点直接接地，此时每一组电压互感器二次绕组的中性点再经放电器接地。对于其他使用条件的电压互感器，则在每组电压互感器二次绕组的中性点各自直接接地。106、互感器的哪些部位必须有良好的接地？答：(1)互感器的外壳；(2)分级绝缘的电磁式电压互感器一次绕组的接地引出端子、电容式电压互感器，应控制造厂的规定执行；(3)电容式电压互感器的一次绕组末屏引出端子，铁芯引出接地端子；(4)备用的电流互感器二次绕组端子，应短路后接地；(5)倒装式电流互感器二次绕组的金属导管。107、运行中电流互感器二次侧开路，其二次感应电压与哪些因素有关？答：(1)与开路时的一次电流值有关。一次电流越大，其二次感应电动势就越高，特别是在有短路故障电流的情况下，将更加严重。(2)与电流互感器的一、二次额定电流变比有关。电流互感器变比越大，二次绕组匝数也就越多，结果二次感应电动势也就越高。(3)与电流互感器励磁电流的大小有关。励磁电流与额定电流比值越大，其二次感应电动势就越高。108、电流互感器二次侧开路时如何处理？答：(1)通过调度尽可能减少该回路的负荷；(2)打开可能误动的保护连接片；(3)将电流互感器的二次侧短路，处理短路人员应穿绝缘靴，戴绝缘手套，用绝缘工具，当短路二次有困难时，应采取停用处理措施。109、电流互感器在什么情况下应立即停用?答：运行中，当电流互感器因自身原因出现下列情况之一时，应将互感器立即退出运行：(1)内部有异常响声、过热、并伴有冒烟或焦臭味。(2)油浸式电流互感器有严重漏油、瓷套管损坏或有严重放电及喷油现象。(3)金属膨胀器明显超过环境温度的对应值。110、什么是电流互感器的末屏接地?不接地有什么影响？答：在220kV及以上的电流互感器或60kV及以上的套管式电流互感器中，为了改善其电场分布，使电场分布均匀，在绝缘中布置了一定数量的均压极板—电容屏，