1-火电绝缘监督分册-修改

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2编审委员会名单主任：胡式海副主任：林伟杰张怀铭罗发青汪德良范长信委员：蒋宝平郭俊文于新颖何广仁马剑民马晋辉陈戎李焕文申一洲王德瑞鞠会亮余东淼许青松曲涛陈海平史章峰蔡红霞姜浩分册主编：陈志清陈仓张建海徐军井怀群分册修订和校阅：陈志清陈仓慈学敏程丹徐军梁志钰包裕生唐湘运曹晖分册审核：慈学敏程丹徐军李艳玲

3前言电力体制改革以来，中国华能集团公司电力产业快速发展。截止2011年7月，装机容量1.19亿千瓦，其中火电1.03亿千瓦，水电1082万千瓦，风电550万千瓦，太阳能1.5万千瓦。随着一大批600MW超临界、超超临界机组，1000MW超超临界机组、大型水电机组、流化床机组、燃气轮机组和风力发电机组相继建成投产，新设备、新技术、新工艺、新材料广泛应用，促进了企业的快速发展，提升了企业的经济效益，同时也给我们的生产管理、技术管理、人员技能素质等提出了更高、更新的要求。电力技术监督工作已由以前基于生产运行经验的监督发展为基于科学分析的监督，由原来设备本身的监督转变为生产的全过程、全方位监督。为加强集团公司技术监督管理，实现生产全过程质量和风险控制，防止重大设备事故发生，进一步提高电力技术监督专责人员的专业技术素质和管理水平，2011年3月，集团公司颁发了《中国华能集团公司电力技术监督专责人员上岗资格管理办法（试行）》，在公司系统实行技术监督专责人员持证上岗。2011年6月～9月，组织西安热工研究院、各电力产业和区域子公司、部分发电企业专业人员，编写了集团公司技术监督专责人员上岗资格考试题库，共分绝缘、继电保护、励磁、电测与水电热工计量、电能质量、热工.、火电金属、水电金属、节能（火电、水电）、环保（火电、水电）、化学（火电、水电）、监控自动化（水电）、汽轮机、水轮机、水工等15个专业。试题库包括专业知识、管理知识、标准规范知识三部分内容，是技术监督专责人员应了解、掌握的知识范围和内容，对开展技术监督专责人员培训，提高技术监督专责人员技术水平和综合素质大有裨益。集团公司将于2011年11月开始开展技术监督专责人员上岗资格考试工作，计划利用三年时间完成所有在岗技术监督专责人员的上岗资格考试。各产业、区域子公司和发电企业要组织相关技术监督专责人员进行培训学习，提高专业技术水平，确保在持证上岗考试中取得好成绩，进一步促进集团公司技术监督队伍的整体水平提高，为集团公司发电设备安全、可靠、经济、环保运行奠定坚实基础。在试题库即将出版之际，谨对所有参与和支持试题库编写。出版工作的单位和同志们表示衷心的感谢！寇伟2011年9月

4编写说明高压电气设备是发电厂设备的重要组成部分，对发电厂的安全、可靠、经济、环保运行起着至关重要的作用。随着大容量、高参数机组的大量投产，超高压大电网的形成，更多的600MW、1000MW发电机，电压等级500kV、750kV，直至1000kV的变压器，开关等设备投入运行。一旦重要的高压电气设备发生绝缘事故，不仅影响发电企业的经济效益，而且危及整个电网的安全。为此，对发电企业的生产管理、技术管理提出更高的要求。为了促进集团公司《电力技术监督管理办法》、《电力技术监督专责人员上岗资格管理办法（试行）》的贯彻和落实，加强绝缘技术监督人员的培训工作，有效地提高发电企业各级绝缘技术监督人员的素质，提升绝缘监督管理水平。2011年，集团公司安生部组织西安热工研究院有限公司、产业和区域子公司、发电企业等单位专家，依据集团公司绝缘监督技术监督专责人员上岗资格考核大纲，编写了集团公司《绝缘技术监督专责人员上岗资格考核题库》（以下简称《题库》）。该《题库》经现场使用，取得较好的效果，为及时反映新技术标准的要求，完善试题，2013年对《题库》进行了第一次修订。《题库》共分三章。第一章为专业基础知识，包括高压绝缘技术、高压电气设备绝缘，过电压保护及接地等基础知识；第二章为管理基础知识，包括技术监督知识和绝缘监督知识；第三章为标准规范知识，包括各类高压电气设备在设计选型审查、监造和出厂验收、安装和投产验收及生产运行、检修各寿命阶段中绝缘监督常用的标准规范知识。《题库》较全面地涵盖了绝缘监督专责人员应具备的专业、管理和标准规范知识，体现了对绝缘监督专责人员的专业素质要求。《题库》从形式编排上，按照专业知识、管理基础知识、标准规范知识三大部分进行编排。题量丰富，切合实际，应用性强，可作为绝缘技术监督及相关专业人员学习培训的工具。希望《题库》能对绝缘技术监督人员和相关专业技术人员了解、认知、掌握高电压设备有关专业和管理知识能有所帮助。由于编者水平有限，书中难免有不妥或错误之处，请读者批评指正。

5目录第一章专业知识·················································································11高压绝缘技术·····················································································11.1名词解释.................................................................................................................11.2判断题.....................................................................................................................21.3选择题.....................................................................................................................51.4问答题...................................................................................................................102汽轮发电机及高压电动机····································································172.1名词解释...............................................................................................................172.2判断题...................................................................................................................182.3选择题...................................................................................................................212.4问答题...................................................................................................................273水轮发电机······················································································363.1名词解释...............................................................................................................363.2判断题...................................................................................................................373.3选择题....................................................................................................................393.4问答题...................................................................................................................444电力变压器······················································································474.1名词解释...............................................................................................................474.2判断题...................................................................................................................494.3选择题...................................................................................................................514.4问答题...................................................................................................................575互感器及高压套管·············································································63

65.1名词解释................................................................................................................635.2判断题...................................................................................................................645.3选择题...................................................................................................................665.4问答题....................................................................................................................706开关设备·························································································746.1名词解释...............................................................................................................746.2判断题...................................................................................................................756.3选择题...................................................................................................................786.4问答题...................................................................................................................817升压站设备外绝缘及绝缘子·································································857.1名称解释................................................................................................................857.2判断题....................................................................................................................867.3选择题...................................................................................................................887.4问答题...................................................................................................................918电力电缆及母线················································································938.1名称解释...............................................................................................................948.2判断题...................................................................................................................948.3选择题....................................................................................................................968.4问答题...................................................................................................................989金属氧化物避雷器及接地装置·····························································1009.1名词解释.............................................................................................................1009.2判断题.................................................................................................................1019.3选择题..................................................................................................................1039.4问答题.................................................................................................................107第二章管理基础知识········································································1101技术监督管理知识············································································110

71.1名词解释.............................................................................................................1101.2判断题.................................................................................................................1111.3选择题.................................................................................................................1121.4问答题.................................................................................................................1172绝缘监督管理知识············································································1222.1名词解释.............................................................................................................1222.2判断题.................................................................................................................1232.3选择题.................................................................................................................1262.4问答题.................................................................................................................130第三章标准规范知识········································································1341汽轮发电机及高压电动机···································································1341.1名词解释.............................................................................................................1341.2判断题.................................................................................................................1361.3选择题.................................................................................................................1421.4问答题.................................................................................................................1492水轮发电机·····················································································1572.1名词解释.............................................................................................................1582.2判断题.................................................................................................................1592.3选择题..................................................................................................................1622.4问答题.................................................................................................................1663电力变压器·····················································································1713.1名词解释.............................................................................................................1723.2判断题.................................................................................................................1733.3选择题.................................................................................................................1773.4问答题.................................................................................................................1834互感器及高压套管············································································194

84.1名词解释..............................................................................................................1944.2判断题..................................................................................................................1944.3选择题..................................................................................................................1974.4问答题..................................................................................................................2005开关设备························································································2045.1名词解释.............................................................................................................2045.2判断题.................................................................................................................2065.3选择题.................................................................................................................2085.4问答题.................................................................................................................2136升压站设备外绝缘及绝缘子································································2176.1名称解释..............................................................................................................2176.2判断题.................................................................................................................2186.3选择题.................................................................................................................2216.4问答题.................................................................................................................2257电力电缆及母线···············································································2287.1名词解释..............................................................................................................2287.2判断题.................................................................................................................2287.3选择题.................................................................................................................2307.4问答题.................................................................................................................2338金属氧化物避雷器及接地装置·····························································2368.1名词解释.............................................................................................................2368.2判断题.................................................................................................................2378.3选择题.................................................................................................................2418.4问答题.................................................................................................................245参考文献·······················································································1

9第一章专业知识1高压绝缘技术1.1名词解释1）高电压技术［GB/T2900.19-1994电工术语高电压试验技术和绝缘配合］高电压下的有关技术问题，如高压电场、高压绝缘、过电压和绝缘配合、高压试验技术等。2）高压电力设备［GB/T2900.19-1994电工术语高电压试验技术和绝缘配合］电力系统中，发电、输电和配电高压设备的总称。3）三相系统的标称电压［GB/T2900.19-1994电工术语高电压试验技术和绝缘配合］用以标称或区别系统的相间电压（有效值）的一个适当的设定。4）设备额定电压［GB/T2900.19-1994电工术语高电压试验技术和绝缘配合］设备上标志的，并与系统某些运行特性有关的相间电压（有效值）。5）电介质［《中国电力百科全书》电工技术基础卷第二版］在电场作用下具有电极化现象并存在较强电场的一种物质。6）电介质极化［《中国电力百科全书》电工技术基础卷第二版］在外电场作用下，电介质内部沿电场方向产生感应偶极矩，电介质表面出现与电极极性相反的电荷，这种现象称为电介质极化。7）介质损耗［《中国电力百科全书》电工技术基础卷第二版］电介质从交变电场中吸收并以热的形式耗散的能量。8）沿面放电［《中国电力百科全书》电工技术基础卷第二版］沿着不同凝聚态电介质交界面的放电。9）电晕放电［《中国电力百科全书》电工技术基础卷第二版］1

10气体间隙在极不均匀电场下产生的局部放电现象。10）局部放电［《中国电力百科全书》电工技术基础卷第二版］电气设备绝缘结构中局部区域内的放电现象。11）沿污染电介质表面放电［《中国电力百科全书》电工技术基础卷第二版］在电压作用下，暴露在大气中受污染的固体电介质表面，出现泄漏电流、局部电弧和闪络的现象。12）液体电介质小桥击穿［《中国电力百科全书》电工技术基础卷第二版］在电场作用下，工程用液体电介质小桥中因杂质形成小桥，导致液体电介质由绝缘状态突变为良导电状态的过程。13）电介质老化［《中国电力百科全书》电工技术基础卷第二版］电介质受各种老化因素长期作用后发生的性能恶化现象。14）电气绝缘性能［《中国电力百科全书》电工技术基础卷第二版］电介质将带电导体互相绝缘并且长期耐受高电场强度作用的特性。15）电气设备绝缘水平［《中国电力百科全书》输电与配电卷第二版］电气设备绝缘耐受电压的能力。16）绝缘材料的长期耐热性［《中国电力百科全书》电工技术基础卷第二版］电气绝缘材料耐受长期暴露于高温下的能力。1.2判断题1）电气绝缘的基本作用是分隔电位不等的导体，使之保持不同的电位。（√）2）电介质大多数是优良的绝缘材料，其电阻率随温度上升而呈指数式下降。（√）9193）电气绝缘材料的电阻率很高，在10～10Ω·m范围内。（√）4）电介质的电气性能主要包括：电导、极化、损耗和击穿。（√）5）介质表面电阻不均匀及介质表面粗糙会畸变电场分布，使闪络电压降低。（√）6）空气湿度及固体介质表面吸附水分对设备闪络电压有显著影响。（√）7）沿面闪络电压高于纯空气间隙的击穿电压。（×）2

118）越易吸湿的固体，其沿面闪络电压越高。（×）9）绝缘材料如超过规定的工作温度，寿命将大大地缩短。（√）10）变压器油纸绝缘系统中的水分是由绝缘油和油浸纸平均分担的。（×）11）在变压器的油纸绝缘系统中，纸对水比变压器油对水有大得多的亲和力。（√）12）水分是变压器油浸纸绝缘的最严重的危害因素。（√）13）变压器绕组的轴向固定比径向固定困难。（√）14）20kV发电机线棒出槽口采用多级碳化硅高阻层，目的是提高起晕电压。（√）15）交联聚乙烯电缆老化损坏的主要原因是树枝化。（√）16）介质损耗tanδ主要反映设备绝缘的集中性缺陷。（×）17）海拔高度越高电气设备外绝缘的放电电压越高。（×）18）绝缘子清扫是为了提高外绝缘闪络电压。（√）19）受污染、受潮程度及爬电距离相同，直径大的绝缘子污闪电压低些。（√）20）云母绝缘材料具有很好的耐电晕性能。（√）21）油浸式变压器采用油-屏障绝缘结构，油隙距离越大其绝缘强度越高。（×）22）电机在槽口处由于电场集中，容易发生绝缘击穿。（√）23）氢冷发电机的定子机座可看作一个含氢的压力容器。（√）24）变压器受潮，会使油中氢气含量升高。（√）25）变压器油中溶解气体组分主要为H2、C2H2时，故障类型是油中火花放电。（√）26）变压器油中H2含量的注意值比套管油中H2含量的注意值低。（×）27）绝缘油中特征气体含量超过注意值，可作为判断变压器故障的唯一标志。（×）28）电气设备局部放电试验是破坏性试验。（×）29）电容式套管是用电容芯子改善电场分布。（√）30）下大雨时比毛毛雨时套管更容易发生闪络。（×）31）变压器空载时绕组中没有电流流过。（×）32）变压器中性点接地属于保护接地。（×）3

1233）隔离开关可以拉合无故障的电压互感器和避雷器。（√）34）隔离开关可以拉合主变压器中性点。（√）35）变压器的铁芯不应多点接地。（√）36）消弧线圈与变压器的铁芯结构是相同的。（×）37）变压器铭牌上的阻抗电压就是短路电压。（√）38）强油循环风冷变压器的冷却器投入数量应根据变压器温度、负荷来决定。（√）39）电气设备的金属外壳接地属于工作接地。（×）40）用兆欧表测设备绝缘电阻时，E端接导线，L端接地。（×）41）变压器铁芯损耗是无功损耗。（×）42）电气设备耐压试验会对绝缘造成累积性损伤。（√）43）判断套管绝缘已受潮，应首先干燥，消除受潮现象后才能做耐压试验。（√）44）200MW及以上发电机绝缘的吸收现象过程很长，推荐测量极化指数。（√）45）测量电压分布是不停电检查劣化绝缘子的有效方法。（√）46）用短路叉检测悬式绝缘子串，零值绝缘子上没有火花。（√）47）高压设备预防性试验的耐压试验电压与出厂时的耐压试验电压相同。（×）48）发电机内冷水箱中含氢量超标，可能是空心导线、引水管、水接头泄漏。（√）49）对F级绝缘的发电机，其耐热性应用B级来考核。（√）50）新变压器的油中不含C2H2。（√）51）氢冷发电机内发生电晕对绝缘的危害比空冷发电机对绝缘的危害更大。（×）52）氢气压力增加对氢冷发电机的输出功率没有影响。（×）53）超高压系统中，系统的绝缘水平主要决定于内部过电压。（√）54）220kV及以下电压等级系统中，系统的绝缘水平主要决定于大气过电压。（√）55）电力设备预防性试验都必须在停电时完成。（×）56）电力设备带大负荷运行时应该增加红外成像测温次数。（√）57）复合绝缘子及外套应定期进行绝缘表面的憎水性试验。（√）4

1358）氧化锌避雷器的伏安特性是非线性的。（√）59）直流耐压试验后需要放电，交流耐压试验后不需要放电。（×）60）6kV真空断路器可以用交流耐压试验检测真空泡的真空状况。（√）1.3选择题（有※标志的试题为多选题）1）变压器油中溶解气体以CH4、C2H4为主要组分时，其故障类型是（a）。a．油中过热；b．油和纸过热；c．油中局部放电；d．油中火花放电。2）绝缘纸纤维的吸湿能力与绝缘油的吸湿能力相比，其吸湿能力（d）。a．差不多；b．大一个数量级；c．大两个数量级；d．大三个数量级。3）（a）材料具有最好的憎水性。a．硅橡胶；b．电瓷；c．玻璃；d金属。4）支持绝缘子加装均压环，由于（a）的原因，可提高闪络电压。a．改善电极附近电场分布；b．增大电极面积；c．减小支持绝缘子两端电压；d．减小绝缘子两端的平均电场强度。5）GIS内的（b、d）会剧烈降低SF6的击穿电压。※a．绝缘微粒；b．金属微粒；c．气体杂质；d．灰尘。6）常用的防污闪措施有（a、b、c）。※a．增加爬距；b．加强清扫；c．涂覆憎水性涂料；d．定期测试盐密。7）雷电流具有冲击波形的特点（c）。a．缓慢上升，平缓下降；b．缓慢上升，快速下降；c．快速上升，平缓下降；d．快速上升，快速下降。8）A级绝缘材料的最高持续工作温度是（b）。a．90℃；b．105℃；c．120℃；d．130℃；e．155℃；f．180℃。9）F级绝缘材料的最高持续工作温度是（e）。5

14a．90℃；b．105℃；c．120℃；d．130℃；e．155℃；f．180℃。10）对于500kV线路悬式绝缘子串，通常悬挂的瓷绝缘子片数为（c）。a．24片；b．26片；c．28片；d．30片。11）中性点经消弧线圈接地是为了（b）。a．根除电弧过电压；b．限制电弧过电压；c．不发生接地故障；d．限制接地故障次数。12）与瓷或玻璃绝缘子相比，硅橡胶复合绝缘子的优点是（a、b、c）。※a．耐污闪；b．运行维护费用低；c．耐湿闪；d．耐老化。13）复合绝缘子损坏的主要原因有：（b、c、d）。※a．受潮；b．外绝缘严重劣化；c．芯棒断裂；d．界面击穿。14）SF6气体绝缘强度高，主要原因是（d）。a．平均自由行程短；b．电离电位高；c．分子直径大；d．电负性强。15）（d）不是发生污闪最危险的气象条件。a．大雾；b．毛毛雨；c．凝露；d．大雨。16）（a）用于发电厂、变电所，防护雷电侵入波过电压和操作过电压。a．避雷器；b．避雷线；c．断路器并联电阻；d．避雷针。17）（b）属于操作过电压。a．工频电压升高；b．切断空载变压器过电压；c．变电所侵入波过电压；d．铁磁谐振过电压。18）保护接地是将电气设备的（c）与接地网的接地极连接起来。a．带电部分；b．绝缘部分；c．金属外壳；d．电源线。19）六氟化硫介质具有优越的（a、d）性能。※a．绝缘；b．耐腐蚀；c．防潮性；d．灭弧。20）（d）的耐热等级是F级。a．聚乙烯；b．矿物油浸电缆纸；c．环氧树脂；d．聚酯亜胺云母带。6

1521）变压器油浸纸及纸板属（c）绝缘材料。a．H级；b．C级；c．A级；d．F级。22）变压器局部放电试验可检出变压器（a、b、c、d）各环节的缺陷。※a．设计；b．工艺位；c．材料；d．装配。23）（b）试验能给出电气设备的绝缘水平。a．泄漏电流；b．耐压试验；c．tanδ；d．绝缘电阻。24）变压器寿命主要取决于（c）。a．绝缘油耐电强度；b．纸绝缘耐电强度；c．纸绝缘机械强度；d．变压器局部放电量。25）水在变压器油中以不同的形式存在，其中（b）对变压器油tanδ有显著影响。a．游离水；b．悬浮水；c．溶解水；d．“化合”水。26）（a、c、d）是表征变压器老化的主要状态量。※a．纸绝缘的聚合度；b．绝缘油的酸值；c．油中糠醛含量；d．油中CO2和CO含量及CO2/CO。27）变压器寿命损失可根据（a）来计算。a．“6度法则”；b．“8度法则”；c．“10度法则”；d．“12度法则”。28）发电机损耗的来源有（a、b、c、d）。※a．铁心损耗；b．负载损耗；c．机械损耗；d．电刷损耗。29）水、氢、氢发电机各部件采用的冷却方式有（a、b、c）。※a．氢外冷；b．氢内冷；c．水内冷；d．空冷。30）采用油纸绝缘的高压电气设备通常有（a、b、c、d）。※a．变压器；b．电缆；c．套管；d．互感器；e．发电机；f．断路器。31）采用SF6气体作为绝缘介质的高压电气设备有（a、b、c、d、f）。※a．变压器；b．断路器；c．套管；d．互感器；e．发电机；f．电缆。32）对发电机定子线圈的绝缘性能要求是：（a、c、d）。※7

16a．耐电强度高；b．tanδ大；c．耐电晕；d．耐油、耐腐蚀。33）定子线圈的绝缘强度与（a、b、c）有关。※a．绝缘材料性能；b．线圈的整体性；c．绝缘厚度；d．试验电压。34）绝缘油在高压电气设备中可作为（a、b、c）介质。※a．冷却；b．绝缘；c．灭弧。35）发电机转子振动超标的原因有：（a、b、c）。※a．匝间短路；b．热变形；c．通风受阻；d．绕组绝缘老化。36）发电机的静态稳定是指发电机（c）的能力。a．运行中承受过电压，继续保持输出电压稳定；b．运行中经受突然的大扰动后，继续保持与系统同步运行；c．运行中经受微小扰动后，继续保持与系统同步运行；d．运行中承受过电流，继续保持输出电流稳定。37）三相电流不对称会造成发电机（b、d）。※a．转子接地；b．转子表面发热；c．通风受阻；d．转子振动。38）对电介质施加直流电压时，由电介质的电导所决定的电流称为（a）。a．泄漏电流；b．电容电流；c．吸收电流；d．位移电流。39）发电厂110kV及以上的主母线，每组工作母线上都应装设（b）。a．保护间隙；b．保护避雷器；c．保护电阻；d．保护电容。40）有些断路器的断口装设并联电容器，其目的是（a）a．对断口进行均压；b．限制过电压；c．灭弧；d．加强绝缘。41）在超高压电力系统中，只有发生（b）时才会出现零序电流。a．相间短路；b．接地故障或非全相运行；c．振荡时；d．三相短路。42）（b）对电力系统的稳定性破坏最严重。a．投、切大型变压器；b．发生三相短路；c．发生两相短路；d．发生单相短路。8

1743）电力设备预防性试验应在天气良好，环境温度（c）的条件下进行。a．不做规定；b．0℃以上；c．+5℃以上；d．+10℃以上。44）变压器中油流的带电度是以（d）来表示。a．电流；b．电流密度；c．电荷量；d．电荷密度。45）进行电气设备绝缘试验时，空气相对湿度一般不高于（d）。a．不做规定；b．60%；c．70%；d．80%。46）大容量电力设备的极化指数是指（b）两个测量时间的绝缘电阻比值。a．15s/60s；b．1min/10min；c．1min/5min；d．任意时间。47）进行直流高压试验时，设备高压端应采用（a）接线。a．负极性；b．不做规定；c．正极性；d．正、负极性轮换。48）由于存在夹层介质界面极化，测量（c、d）绝缘电阻时会出现吸收现象。※a．绝缘子；b．套管；c．发电机；d．变压器。49）下列试验中，（a、b、d）可检测出设备的集中性绝缘缺陷。※a．局部放电试验；b．耐压试验；c．绝缘电阻测量；d．tanδ～U关系曲线测量。50）汽轮发电机空载特性试验规定在额定转速下定子电压最高值为（b、c）。※a．1.5Un；b．1.3Un；c．带变压器时为1.1Un；d．1.2Un。51）水、氢、氢冷却方式的发电机运行中应始终保持（c）。a．水压等于氢压；b．水压大于氢压；c．水压低于氢压；d．不作规定。52）氢冷发电机机内氢气压力不变时，氢气纯度每降低1%，风摩损耗约增加（c）。a．5%；b．8%；c．11%；d．15%。53）大容量氢冷发电机内要求保持高纯度的氢气，其主要目的是（a）。a．提高发电机效率；b．降低氢气湿度；c．提高绕组绝缘性能；d．提高发电机功率因数。54）发电机定子绕组绝缘中，定子绕组的对地绝缘（主绝缘）是指（d）。9

18a．股间绝缘；b．排间绝缘；c．换位部位的加强绝缘；d．线棒绝缘。55）（b、c、d）属于发电机环氧云母定子绕组绝缘老化的鉴定项目。※a．绝缘电阻；b．△tanδN；c．tanδN；d．电容增加率△C。56）用（c）可更好地检出水内冷发电机定子绕组端部手包绝缘存在的缺陷。a．交流耐压试验；b．tanδ试验；c．施加直流电压测量；d．测量吸收比。57）测量金属氧化物避雷器0.75U1mA下的泄漏电流的主要目的是检查（d）。a．阀片是否受潮；b．内部绝缘部件是否受损及表面严重污秽；c．阀片是否老化；d．长期工作电流是否符合设计要求。58）（d）不属于氢冷发电机双流环密封油系统中配置的设备。a．平衡阀；b．压差阀；c．冷油器；d．真空处理系统。59）系统运行中出现在设备绝缘上的电压有：（a、b、c、d）。※a．正常工作电压；b．暂时过电压；c．操作过电压；d．雷电过电压。60）（b）是检测运行中绝缘串中劣化绝缘子的有效方法。a．测量绝缘电阻；b．测量电压分布；c．红外测温；d．交流耐压试验。1.4问答题1）绝缘材料为什么会有介质损耗？答：介质损耗来自于两个方面：（1）电介质在电场作用下，通过很小的泄漏电流，它具有有功电流的性质，引起能量的损耗，称为介质电导损耗。（2）介质中各种极化的建立需要一定的时间，当极化建立的时间滞后于外加电场变化频率，因而产生损耗，这种损耗叫做松弛损耗。2）发电机转子接地有何危害？答：（1）转子绕组的一部分被短路，另一部分的电流增加，这就破坏了发电机气隙磁场的对称性，引起发电机的剧烈振动，同时降低无功出力。（2）转子电流通过转子本体，如果转子电流比较大就可能烧损转子，有时甚至造成转子和汽轮机叶片等部件被磁化。10

19（3）由于转子本体局部通过转子电流，引起局部发热，使转子缓慢变形而形成偏心，进一步加剧振动。3）高压断路器的作用是什么？答：（1）控制作用：根据电网运行的需要，将部分或全部电气设备，以及部分或全部线路投入或退出运行。（2）保护作用：当电网某一部分发生故障时，它和保护装置、自动装置相配合，将该故障部分从系统中切除，减小停电范围，防止事故扩大。以减少故障设备的损坏，保护系统无故障部分安全运行。4）为什么变压器铁芯及其它所有金属构件必须可靠接地？答：变压器在试验或运行中，铁芯和不接地金属构件会产生悬浮电位。由于在电场中所处的位置不同，产生的电位也不同，当金属构件之间或金属构件对其它部件的电位差超过其绝缘强度时就会放电，因此铁芯及其它所有金属构件必须可靠接地。5）过电压防护的原理？答：过电压防护的基本原理是设法将形成过电压的电磁能量泄放掉或消耗掉，以达到削弱过电压幅值的目的。对于谐振过电压，则是设法避免产生谐振的条件，如增大谐振回路的阻尼、选择适当的系统运行方式等。6）过电压防护的措施？答：（1）安装避雷针、避雷线，用于变电所和输电线路，避免雷电直击设备。（2）装设避雷器，用于发电厂、变电所防护雷电侵入波过电压和操作过电压。（3）安装接地装置，连接于避雷针、避雷线及避雷器下部，将雷电流或操作冲击电流引入大地。（4）断路器并联电阻，以限制与断路器操作有关的过电压。（5）设置消弧线圈，用于中性点绝缘的电力系统，减少高幅值弧光接地过电压。上述措施常常综合使用，其中尤以安装合适的避雷器最为重要。7）SF6气体绝缘强度高的原因？11

20答：主要原因是卤族元素中氟的电负性最强，SF6分子具有很强的电负性，容易吸附电子形成负离子，阻碍放电的形成和发展。其次，SF6分子的直径比氧、氮分子的要大，使得电子在SF6气体中的平均自由行程缩短，不易积累能量，而SF6的电离电位又比氧、氮分子的大，因此减小了电子碰撞电离的可能性；电子与SF6气体分子相遇时，还会因极化等过程增加能量损失，减弱其碰撞电离能力。8）电气设备的绝缘水平如何表征和考核？答：电气设备的绝缘水平是用设备绝缘可以耐受的试验电压值来表征。为考核设备绝缘可能承受的各种作用电压应进行绝缘耐压试验，通常有：（1）直流耐压试验；（2）交流耐压试验；（3）操作冲击耐压试验；（4）雷电冲击耐压试验。9）简述电力系统过电压的种类？答：根据其形成机理，过电压可分为外部（雷电）过电压和内部过电压。（1）外部（雷电）过电压：大气中的雷云放电时，在导线或电气设备上引起的过电压称为雷电过电压。雷电过电压可分为直击雷过电压和雷电感应过电压。（2）内部过电压：是指电力系统中由于断路器的操作、各种故障或其他原因，使系统参数发生变化，引起电网内部电磁能量的转化和积累所导致的电压升高。内部过电压可分为操作过电压和暂时过电压。10）电力电容器的主要用途有哪些？答：（1）并联电容器它并联在电力线路上用以补偿感性负荷，提供系统的功率因数。（2）串联电容器它与线路串联，用以补偿长距离线路的感抗，从而减小线路压降，改进电压调整率，提高传输容量。（3）耦合电容器及电容式电压互感器耦合电容器用以实现载波通讯及测量、保护的功能。耦合电容器与中间变压器等所组成的电容式电压互感器用于高电压系统电压测量，其准确度高于铁磁式互感器。12

21（4）脉冲电容器常用于高压试验装置中，构成冲击电压或电流发生器等。11）什么是变压器的主绝缘和纵绝缘？答：（1）变压器的主绝缘是指：a．高压与低压绕组之间、相间及对地绝缘；b．引线或分接开关对地绝缘或对其它绕组的绝缘。（2）变压器的纵绝缘是指：a．同一绕组中不同匝间、层间、段间绝缘；b．同一绕组各引线间、分接开关各部分之间的绝缘。12）现场判断变压器绝缘状态有哪些试验项目？答：（1）油中溶解气体色谱分析；（2）绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数；（3）绕组的tanδ；（4）交流耐压试验；（5）绕组泄漏电流；（6）局部放电测量。13）说明电介质的耐热等级和相应的工作温度，并各举一例？答：电介质的耐热等级分7级：Y级工作温度90℃，如聚乙烯；A级工作温度105℃，如矿物油；E级工作温度120℃，如胶布板；B级工作温度130℃，如环氧树脂；F级工作温度155℃，如改性环氧树脂云母带；H级工作温度180℃，如硅橡胶；C级工作温度高于180℃，如云母。14）对变压器过电压保护的措施有哪些？答：（1）外部过电压保护：在变压器入口安装避雷器以限制高峰值的雷电过电压侵入，但变压器仍要受到峰值低于避雷器放电电压的冲击波的作用。13

22（2）内部过电压保护：主要是增大纵向电容，以改善绕组在冲击电压下的电位分布，设置：a．采用静电板；b．绕组采用纠结式绕法；c．内屏蔽（插入电容）。15）简述六氟化硫气体的特性？答：（1）六氟化硫气体的物理性质：六氟化硫在常温常压下呈气态，在20℃和101.3kPa时的密度约为空气的5倍。纯净的六氟化硫气体是无色、无味、无嗅、无毒和不可燃。（2）六氟化硫气体的电气性质：a．六氟化硫气体是负电性气体（有吸附自由电子的能力），具有良好的灭弧和绝缘性能。在101.3kPa压力下的均匀电场中，六氟化硫气体的耐电压强度约为氮气的2.5倍。b．纯净的六氟化硫是一种惰性气体，在电弧的高温作用下将会分解为硫和氟的单原子。电弧熄灭后，绝大部分的分解产物又重新结合成稳定的六氟化硫分子，其中极少量的分解物在重新结合的过程中与游离的金属原子、水和氧发生化学反应，产生金属氟化物及氧、硫的氟化物及氢氟酸（HF）、SO2。16）六氟化硫气体的安全使用有哪些措施？答：（1）由于六氟化硫比空气重，会积聚在地面附近，要注意防止因缺氧而窒息。设备的安装室内应具有良好的通风系统，通风量应保证在15min内换气一次。抽风口应设在室内下部。（2）设备解体时，应注意六氟化硫气体中存在的有毒气体和设备内产生的粉尘，对人体呼吸系统有一定的危害，一般中毒后会出现不同程度的不适症状。发生上述中毒现象时，应迅速将中毒者移至空气新鲜处，并及时进行治疗。（3）将清出的吸附剂、金属粉末等废物放入酸或碱溶液中处理至中性后进行深埋处理，深度应大于0.8m，地点选在野外边远地区、下水处。17）受潮对发电机、变压器及GIS性能的有什么影响？答：（1）对于发电机，受潮不仅降低发电机定子、转子绕组的绝缘强度，而且会14

23使转子护环产生应力腐蚀裂纹。（2）对于变压器，油纸绝缘受潮不仅降低绝缘的电气和机械强度，而且及易引起绝缘放电，甚至导致击穿事故。同时，水分对纤维绝缘的老化有极大的加速作用。（3）对于GIS，当六氟化硫气体含有水分时，水分一方面和SF6发生水解作用，生成腐蚀性很强的氢氟酸（HF），使绝缘劣化，另一方面，水分可能会凝结在固体介质表面而大大降低闪络电压。18）氢气作为发电机的冷却介质，其性能有哪些特点？答：（1）氢气的优点：a．氢气导热系数为空气的7倍，在同一温度的流速下，相对传热系数为空气的1.4～1.5倍；b．纯氢的密度为空气的1/14，若氢气纯度为95%～96%时，则密度为空气的1/10，通风、风摩损耗均仅为空气的1/10；c．氢的体积比热与空气几乎相等，当加压后与绝对压力（Pa）成正比增大；而与氢的温升成反比减小；d．虽然氢气中起电晕电压比空气中低40%，因在氢气中，不会产生对绝缘有害的臭氧O3和氮的氧化物；e．氢不助燃，有利于防火。（2）氢气的缺点：a．需增加供氢装置和控制设备，结构复杂，投资维修费用大；b．在一定条件下，可能发生爆炸。19）水作为发电机的冷却介质，其性能有哪些特点？答：（1）用水作为冷却介质的优点：a．水无毒、不助燃、价廉；b．水的比热、导热系数比气体大，其散热能力较空气、氢气冷却大为提高，相对传热系数为空气的50倍，为氢气（0.31MPa表压时）的12.5倍；15

24c．所需的水流量小；d．水与发热体之间的温差很小。（2）用水作为冷却介质的缺点：a．对水的电导率、pH值、含氧量、硬度等都有严格的要求，应设置水处理系统，或采用凝结水；b．要求内冷水系统严格的密封。20）影响污秽绝缘子闪络电压的主要因素是什么？答：脏污表面沿面放电过程中，表面泄漏电流是起主导作用的因素。泄漏电流与污秽层的电导、大气湿度、电源和加电压的方式，以及介质表面形状和极间距离有关。影响污闪电压的主要因素有：（1）污秽性质与污染程度。一般来说，绝缘子的污闪电压随着污染程度的增加而降低，污染严重时其污闪电压常常会低于工作电压；（2）大气湿度。干燥污秽的电阻很大，通常它不降低绝缘子的闪络电压，但当空气相对湿度超过50%～70%时，随湿度增加，闪络电压迅速下降；（3）爬电距离。爬电距离增加时污闪电压也增加，两者近似呈正比关系；（4）绝缘子直径。同样的污染、受潮情况下，直径大的绝缘子的表面电阻小，尽管爬电距离相同，但污闪电压也会低一些。21）简述谐振过电压的危害？答：电力系统中含有许多电感和电容（包括分布电容）元件，当系统进行断路器操作或发生故障时，某些电感、电容元件构成的回路可能发生串联谐振，从而在有关元件上出现严重的谐振过电压。谐振过电压不仅会在操作或事故的过渡过程中产生，而且还可能在过渡过程结束以后较长时间内稳定存在，直到进行新的操作或谐振条件受到破坏为止，所以谐振过电压的持续时间比操作过电压长得多。出现串联谐振时，过电压可能危及电气设备的绝缘，也可能因持续的过电流而烧坏小容量的电感元件（如电压互感器等），还可能影16

25响保护装置的工作条件，如影响避雷器的灭弧等。22）工频耐压的试验电压为什么要从零升起，试验完毕又应将电压降到接近零后再切断电源？答：工频耐压试验时，电压若不是由零逐渐升起，而是在试验变压器突然加压，这时将由于励磁涌流在试品上出现过电压。若在试验过程中突然切断电源，由于自感电势而引起过电压。因此，对试品做工频耐压试验时，必须逐渐升压或降压。2汽轮发电机及高压电动机2.1名词解释1）旋转电机［GB/T2900.25-2008电工术语旋转电机］依靠电磁感应而运行的电气装置，它具有能作相对旋转运动的部件，用于转换能量。2）同步电机［GB/T2900.25-2008电工术语旋转电机］一种交流电机，其电动势的频率与电机转速之比为恒定值。3）异步电机［GB/T2900.25-2008电工术语旋转电机］一种交流电机，其负荷时的转速与所接电网频率之比不是恒定值。4）励磁机［GB/T2900.25-2008电工术语旋转电机］供给另一台电机磁场绕组全部或部分励磁功率的电源。注：励磁机可以是直流电机、带整流器的交流电机或静止的固态整流器。它是励磁系统的一部分。5）直接冷却（内冷）绕组［GB/T755-2008旋转电机定额和性能］一种绕组，其冷却介质流经位于主绝缘内部且与绕组形成整体的空心导体、导管风道或通道，与被冷却部分直接接触，不管其取向如何。6）初级冷却介质［GB/T755-2008旋转电机定额和性能］温度低于电机某部件的液体或气体介质，它与电机的该部件接触，并将其放出的17

26热量带走。7）次级冷却介质［GB/T755-2008旋转电机定额和性能］温度低于初级冷却介质液体或气体介质，通过冷却器或电机的外表面将初级冷却介质放出的热量带走。8）短路特性［GB/T755-2008旋转电机定额和性能］电机在规定的转速下，电枢绕组短路电流与励磁电流之间的关系。9）空载特性［GB/T755-2008旋转电机定额和性能］在规定的转速或频率条件下电机空载状态时的饱和特性。10）功角特性［GB/T755-2008旋转电机定额和性能］在电枢绕组电压和励磁电流恒定的情况下，同步电机转子位移角与有功负载之间的关系。2.2判断题1）发电机负序电流会引起发电机转子表面发热。（√）2）发电机失磁后将从系统吸收无功功率，发电机定子端部发热增大，有可能引起局部过热。（√）3）大型汽轮发电机不允许进相运行。（×）4）自动励磁调节装置在系统发生短路时，能自动使短路电流减小，从而提高保护的灵敏度。（×）5）大型汽轮发电机失步运行会产生很大的有功和无功功率振荡，对系统产生强烈的扰动。（√）6）发电机密封油系统中的油氢自动跟踪调节装置是在氢压变化时自动调节密封油压的。（√）7）大容量汽轮机联跳发电机，一般通过发电机逆功率保护动作来实现。（√）8）发电机冷却方式中效果最好的是水内冷。（√）9）同步发电机的同步转速n，磁极对数p与交流电频率f的关系表达式为18

27（ｎ=60ｆ/p）（√）10）发电机电压允许在额定值（±15％）范围内变动。（×）11）发电机是根据电磁感应原理，将机械能转换为电能的旋转电机。（√）12）同步电机的“同步”是指定子磁场和转子磁场以相同的方向、相同的速度旋转。（√）13）同步发电机定子的旋转磁场旋转的方向与三相电流的相序相反。（×）14）发电机的额定功率因数等于额定有功功率与额定视在功率的比值。（√）15）发电机准同期法并列的优点是合闸时冲击电流小，对电力系统没有什么影响。（√）16）发电机变为电动机运行对发电机及汽轮机不会产生影响。（×）17）运行中的发电机主断路器突然跳闸，发电机转速瞬间可能升高，此时若发电机灭磁开关不断开，会导致发电机过电压。（√）18）汽轮发电机在额定负载运行时，其功角约为90°。（×）19）发电机正常运行时调整无功出力时有功不变；调整有功出力时无功不变。（×）20）发电机绕组接地的主要危害是故障点电弧灼伤铁芯。（√）21）水内冷发电机水质不合格时，会引起导电率增加，管道结垢。（√）22）发电机进相运行是指发电机发出有功而吸收无功的稳定运行状态。（√）23）200MW以上的发电机轴承出油温度应不超过70℃，轴瓦温度报警值不超过105℃（√）24）氢冷发电机机内氢压应低于定子内冷水水压。（×）25）运行中，若发现发电机氢压降低和内冷水压升高的现象同时发生，应立即检查内冷水箱顶部是否出现氢气或箱内充气压力有无变化，并降低负荷。一旦判定机内漏水，应安排停机处理。（√）26）发电机进相运行属于正常运行范畴的特殊运行方式。（√）27）当失步振荡中心在发电机–变压器组内部时，应立即解列发电机。（√）19

2828）发电机开始转动后，即应认为发电机及其全部设备均已带电。（√）29）发电机功角特性就是同步发电机转子的相对电磁位置角与发电机输出有功功率之间的关系曲线。（√）30）发电机突然甩负荷会引起过电流保护动作。（×）31）发电机升压速度不作规定，可以立即升至额定值。（√）32）同步发电机失去励磁时，无功电力表指示为零。（×）33）发电机在负荷不平衡条件下运行时，定子绕组的温度最高。（×）34）氢冷发电机双流环式油密封中，平衡阀的作用是维持空侧油压与氢侧油压的平衡。（√）35）发电机定子绕组绝缘系统由股绝缘、匝绝缘、主绝缘、换位绝缘和绝缘垫条、绝缘紧固件组成。（√）36）将定子绕组的导体分成多股线是为了减少集肤效应损耗和涡流损耗。（√）37）发电机定子绕组匝绝缘的作用是防止线圈中发生对地短路。（×）38）发电机定子槽底设置半导体层，目的是防止线棒表面与铁心之间的气隙放电。（√）39）发电机定子绕组端部承受的振动力频率是倍频。（√）40）发电机转子的主要机械力是来自旋转离心力。（√）41）大型发电机转子槽衬底部设置滑移层，目的是消除转子导线与铁心之间的热膨胀应力。（√）42）定子绕棒出槽口的电场比较集中，需涂覆碳化硅涂层以使电场趋于均匀。（√）43）影响发电机定子、转子绕组绝缘劣化的各种应力，包括：热、电、机械和环境应力。（√）44）发电机失磁运行受到机组设计特点、电网条件等限制，所以机组失磁后的处理，要根据机组本身特点及所处电网条件而定。（√）45）当发电机在进相（欠励磁）运行时，其端部发热比迟相（过励磁）运行时低20

29得多。（×）46）发电机在过电压和低频情况下运行会增加磁场绕组温升。（√）47）发电机所有的水、气、油管路及封闭母线均应按规定着色。充氢管道为橙色，充二氧化碳管道为浅灰色，压缩空气管道为天蓝色。（√）48）发电机应有适当的灭火装置，氢气冷却的发电机应用泡沫灭火器灭火。（×）49）当发电机的转子绕组发生一点接地时，应立即停机处理。（×）50）防止氢气从转轴与机座之间的间隙泄漏，氢冷发电机用压力油密封氢气。（√）51）单流环密封系统中必须有一个真空处理系统。（√）52）双流环密封系统中，观察氢侧回油箱的油位变化，可判别空侧油压与氢测油压的平衡情况。（√）53）发电机定子绕组端部振动主要由端部绕组自身振动和定子铁心振动两部分共同产生。（√）54）运行中每根绝缘引水管都承受一定的电压，引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。（√）55）水内冷发电机定子绕组内冷水进水温度应低于发电机进风(冷风)温度。（×）56）为防止槽部线棒松动，应定期进行定子绕组波纹板间隙测量。（√）57）若密封油向发电机内泄漏，线圈和半导体漆受到油的侵蚀、溶解，会使绝缘强度和防晕性能降低。（√）58）用水压试验可判定水内冷定子线棒空心导线是否存在堵塞现象。（×）59）防止定子绕组端部异相及紧固件间发生电晕，可用耐电晕的适形材填塞各紧固件间的间隙。（√）60）氢冷发电机的耗氢量与漏氢量的含义相同。（×）2.3选择题（有※标志的试题为多选题）21

301）出现（b）时发电机应紧急手动停运。a．系统振荡；b．发电机主要保护拒动；c．发电机进相运行；d．发电机异常运行。2）发电机运行中应监督和控制（a、b、c、d），并做好运行记录。※a．电气运行参数；b．各部分温度；c．冷却介质品质和参数；d．振动值。3）调整发电机无功功率应改变（c）的大小。a．进汽量；b．功率因数；c．励磁电流；d．定子电流。4）发电机承受连续不平衡负荷运行时，会使（a）产生附加发热。a．转子表面金属部件；b．定子端部构件；c．定子铁心；d．转子绕组。5）发电机在运行中失去励磁后，其运行状态是（b）运行。a．继续维持同步；b．由同步进入异步；c．时而同步时而异步；d．不确定。6）发电机励磁电流通过转子绕组和电刷时，产生的励磁损耗，属于（a）损耗。a．电阻；b．电抗；c．机械；d．电感。7）若发电机运行中定子电压过低，会使定子铁芯处在不饱和状态，而引起（b）。a．电压继续降低；b．电压不稳定；c．电压波形畸变；d．电压升高。8）发电机调峰运行，可能产生的主要问题是（a、b、c、d）。※a．转子绕组铜线变形；b．发电机结构件应力疲劳损伤；c．定子绕组端部结构松动及磨损；d．绕组绝缘加速老化。9）可能引起发电机转子过电压的因素是（b）。a．灭磁开关合闸时；b．定子电流突变时或灭磁开关断开时；c．发电机励磁电流过大时；d．转子回路一点接地时。10）发电机的允许温升主要取决于发电机的（c、d）。※a．有功负荷；b．运行电压；c．冷却方式；d．绝缘材料等级。11）发电机与系统并列运行时，调整发电机无功，其有功（b）。a．成正比变化；b．不变化；c．成反比变化；d．增加。22

3112）发电机并列过程中，当发电机电压与系统电压相位不一致时，将产生冲击电流，此冲击电流最大值发生在两个电压相位差为（c）时。a．0°；b．90°；c．180°；d．270°。13）发电机发生（b）时，应立即解列停机。a．转子一点接地；b．转子两点接地；c．定冷水出水温度达到70℃；d．发电机进相运行。14）当发电机失掉励磁时的现象为（a）。a．转子电流等于或接近于零；b．发电机电压升高；c．无功功率指示不变；d．定子电流降低。15）汽轮机进气量增大，发电机（a）a．有功增加，无功不变；b．有功增加，无功增加；c．有功增加，无功减小；d．有功不变，无功增加。16）判断发电机转子绕组有无匝间短路，可检测发电机的（c）。a．负载特性曲线；b．调整特性曲线；c．短路特性曲线；d．空载特性曲线。17）发电机采用（a）方式，发生接地故障时的故障电流较大。a．中性点直接接地；b．中性点经消弧线圈；c．中性点不接地；d．中性点经电阻接地。18）水氢氢冷却的发电机，氢气主要是用以冷却（b、c）。※a．定子绕组；b．定子铁心；c．转子绕组；d．轴承。19）发电机可用空气、氢气、绝缘油、水作为冷却介质，其中（b）传热能力最强。a．空气；b．水；c．绝缘油；d．氢气。20）为保证氢冷发电机的氢气不泄漏到机外，运行中要保持（c）。a．油压等于氢压；b．油压小于氢压；c．油压大于氢压；d．与压力无关。21）氢冷发电机中，密封油的作用是（a、b、c）。※a．密封；b．润滑；c．冷却；d．防潮。23

3222）发电机正常运行时，定子线棒承受很大的磁场力作用，其磁场力的频率为（b）。a．50Hz；b．100Hz；c．150HZ；d．200Hz。23）若发电机定子绕组的固定不良，在运行中会造成（a、b、c、d）等故障。※a．主绝缘磨损；b．电晕腐蚀；c．导线断裂；d．定子绕组接地。24）大型汽轮发电机定子绕组端部采用刚柔固定结构，目的是（a）。a．补偿铜铁热膨胀系数不同而产生的应力；b．减少定子绕组摩擦；c．加强端部机械强度；d．减少端部绕组温升；25）定子线棒出槽口处用碳化硅涂层均匀电场，是利用碳化硅的（d）性能。a．耐热性；b．耐磨性；c．耐潮性；d．非线性伏安特性。26）发电机定子线棒采用换位技术的目的是（b）。a．减少振动；b．减少线棒内环流损耗；c．提高机械强度；d．减少线棒之间摩擦。27）发电机应避免而又不能完全排除的非正常运行状态有（b、c、d）。※a．进相运行；b．失步运行；c．失磁异步运行；d．频率异常。28）发电机属于正常运行范畴的特殊运行方式有（a、d）。※a．进相运行；b．失步运行；c．失磁异步运行；d．调峰运行。29）发电机内氢气湿度和供给充氢、补氢用的新鲜氢气湿度，规定用（a）表示。a．露点温度；b．绝对湿度；c．相对湿度；d．任意量纲。30）发电机中性点经变压器接地的作用是（a、c）。※a．限制过电流；b．限制过电压；c．消除电弧；d．电气隔离。31）氢冷发电机着火时，则应切断氢源和电源，用（b）灭火。a．水灭火装置；b．二氧化碳灭火装置；c．干沙；d．泡沫灭火器。32）水氢氢冷却的发电机，氢气内漏的主要途径（a、b、c、d）。※a．主油箱内；b．封闭母线外套内；c．氢冷器冷却水中；d．内冷水箱内。33）氢气燃烧和爆炸必须有能量诱发过程，其着火、爆炸诱发的能量很小。最低24

33引爆能量仅为（b）。a．0.01mJ；b．0.02mJ；c．0.05mJ；d．0.1mJ。34）发电机安全运行极限决定于（a、b、c、d）。※a．汽轮机输出功率极限；b．定子电流的安全运行极限；c．转子电流的安全运行极限；d．进相运行的稳定度。35）在密闭容器中，当氢气与空气混合，氢气的含量为（c）时，将成为一种易爆炸性的混合气体。a．5%～75%；b．5%～80%；c．4%～75%；d．4%～80%。36）发电机的出力由（a、b、c、d）所限制。※a．励磁绕组温升；b．定子绕组温升；c．定子端部局部发热；d．汽轮机最大出力。37）限制发电机承受连续不平衡负荷能力的主要因素是（a、c）。※a．转子绕组绝缘的热老化极限；b．发电机超速；c．转子部件如槽楔等机械破坏；d．定子绕组过热。38）限制发电机承受短暂不平衡负荷能力的主要因素是（c）。a．转子绕组绝缘的热老化极限；b．机组振动；c．转子部件如槽楔等机械破坏；d．定子绕组过热。39）限制汽轮发电机组承受频率异常的运行能力主要因素是（a）。a．汽轮机调频叶片谐振；b．厂用电动机出力降低；c．通风系统冷却效率降低；d．系统频率降低。40）限制发电机进相运行能力的主要因素是（b）。a．发电机静稳定；b．定子端部发热；c．厂用电压降低；d．机端电压降低。41）当发电机变成同步电动机的方式运行时，则有功功率指示反向，无功功率通常指示（c）。a．降低；b．不变；c．升高；d．升降不稳定。25

3442）发电机定子绕组的耐热等级为F级时，温度每升高（b），寿命将缩短一半。a．8℃；b．10℃；c．12℃；d．14℃。43）运行的发电机部件中，（a）所承受的应力最大。a．护环；b．中心环；c．集电环；d．转子转轴。44）发电机运行中，正、负两个集电环所受的电腐蚀程度是：（d）。a．有随机性；b．两环相同；c．负环小于正环；d．负环大于正环。45）氢冷发电机内要求保持氢气的高纯度，其主要目的是（c）。a．提高冷却效果；b．提高绝缘性能；c．提高发电机效率；d．提高寿命。46）定子端部存在（c、d），引起铁心和金属结构件中涡流和磁滞损耗而发热。※a．励磁磁通；b．电枢反应磁通；c．定子漏磁通；d．转子漏磁通。47）引起水内冷发电机定子绕组堵塞的主要原因有（a、b、c）。※a．内冷水系统中遗留异物；b．pH值长期超标，形成结垢堵塞；c．各种原因造成的“气堵”；d．内冷水电导率不合格。48）控制氢冷发电机内氢气湿度的主要目的是（b、c、d）。※a．减少氢气干燥器负荷；b．防止危害绕组耐电强度；c．避免绝缘件收缩开裂；d．防止护环产生应力腐蚀裂纹。49）水氢氢冷发电机中，氢气主要是用以冷却（ac）。※［GB/T7064—2008隐极同步发电机技术要求］a．定子铁芯；b．定子绕组；c．转子绕组；d．轴承。50）双流环式密封油系统的氢冷发电机，湿度超标的主要原因是（a、b、d）。※a．制氢站出口氢气的含水量大；b．氢冷器漏水；c．空侧油压与氢侧油压相等；d．密封油的含水量大。51）（d）是判定水内冷发电机的内冷水绝缘性能的最重要参数。a．pH值；b．含氧量；c．含铜量；d．电导率。52）鼠笼式电动机的转子结构不同，其中（b）电动机的启动特性最好。26

35a．单鼠笼式；b．双鼠笼式；c．深槽式。53）电动机的机械特性是指电动机（a）的关系。a．电磁转矩～转速；b．定子电流～转速；c．电磁转矩～电压；d．电磁转矩～频率。54）电动机的负载转矩保持不变，当电源电压U额定，频率f低于额定值时，其电磁转矩Tem（a）。a．增大；b．降低；c．近似不变。55）发电机油密封系统的事故备用油泵的电动机应采用（d）。a．鼠笼式电动机；b．绕线式电动机；c．变频电动机；d．直流电动机。56）旋转电机整体结构防护等级（IP代码）规定了对（b）防护的要求。a．机械损伤；b．外壳；c．腐蚀性气体；d．微生物。57）当旋转电机整体结构防护等级（IP代码）只需用一个数字表示某一防护等级时，被省略的数字应以字母（c）代替。a．A；b．D；c．X；d．W。58）旋转电机整体结构防护等级（IP代码）的第一位表征数字表示（a、d）。※a．外壳对人提供的防护等级；b．对机械损伤的防护等级；c．对外壳进水而引起有害影响的防护等级；d．对壳内部件的防护等级。59）发电机中性点经变压器接地的作用是（a、b）。※a．限制过电流；b．消除电弧；c．限制过电压；d．电气隔离。60）发电机并入电网以后，有功负荷增加的速度决定于(d)。a．发电机；b．主励磁机；c．副励磁机；d．汽轮机。2.4问答题1）说明发电机发生剧烈的振荡或失步时的现象及处理？答：（1）发电机发生剧烈的振荡或失步时的现象a．定子电流来回剧烈地摆动，并超过正常值；27

36b．发电机和母线的电压都发生剧烈的摆动；c．有功及无功功率摆动；d．转子电流在正常值附近摆动。e．同时发电机发出蜂鸣声，其节奏与上列各数值的摆动合拍。（2）发电机发生剧烈的振荡或失步时的处理a．对自动励磁调节装置在自动方式运行的发电机，应适当降低发电机的有功负荷；b．对自动励磁调节装置在手动方式运行的发电机，应尽可能增加其励磁电流，并适当降低发电机的有功负荷，以创造恢复同步的有利条件；c．如果采取上述两项措施仍不能恢复同步时，则根据现场规程规定的时间（或振荡次数）或调度的命令，将发电机或发电厂的一部分与系统解列。2）发电机进相运行时有那些特点？答：发电机进相运行是指发电机发出有功而吸收无功的稳定运行状态。发电机进相运行时的特点：（1）运行的稳定性降低进相运行时，由于发电机内部电势降低，静态储备降低，使静态稳定性降低。发电机的输出功率P=E0U/Xd·sinδ，在进相运行时E0、U均有所降低，在输出功率P不变的情况下，功角δ增大，同样降低动稳定水平。（2）定子端部铁芯和金属结构件的温度增高发电机端部漏磁通为定子绕组端部漏磁通和转子端部磁通的合成。进相运行时，由于两个磁场的相位关系使得合成磁通较非进相运行时大，导致定子端部温度升高（3）厂用电电压降低厂用电一般引自发电机出口电压母线，进相运行时，由于发电机励磁电流降低和无功潮流倒送，引起机端电压降低同时造成厂用电电压降低。（4）由于机端电压降低在输出功率不变的情况下，发电机定子电流增加易造成过负荷。28

373）简述定子铁心振动的原因及危害？答：引起定子铁心振动的原因是多方面的，主要有基频振动和倍频振动，以及系统短路等因素引起定子铁心的振动。其中，转子磁通对定子铁心的磁拉力引起的倍频振动是定子铁心振动主要来源。铁心振动对定子线圈、机座、基础及与它相连接的附属系统将产生有害的影响，尤其严重的是定子铁心和机座的固有振动倍频大小相等时，会产生共振，造成铁心松动，并对定子绕组绝缘、基座焊缝、基础都有损害；振动很大时，能量还以声波的形式传播，造成很大的噪声，影响周围的工作环境。4）发电机定子铁心和机座之间的弹性连接有哪几种？答：我国大型汽轮发电机的机座隔振形式主要有两类：（1）轴向组合式卧式弹簧板隔振这种隔振结构特点为弹性元件与定位筋组合在一起，占用径向尺寸较小，机座一般是整体的。该结构的铁心和机座的隔振系数为4～5。（2）切向立式弹簧板隔振立式弹簧板用于整体的机座和铁心及内机座和外机座间的联接。立式弹簧板沿定子机座内圆切向分布，可以有3处、4处等几种，弹簧板在轴向有数段。该结构的铁心和机座的隔振系数达5～10。5）试述定子线圈的绝缘性能要求？答：因为发电机的定子线圈在运行中，要长期经受高电压、高温、交变电磁力和环境等因素的作用，故定子线圈的绝缘性能提出严格的要求：（1）在电气性能上应具有高的耐电强度和小的介质损失、耐电晕及耐电腐蚀；（2）在机械性能上应具有高的机械强度、弹性和韧性；（3）在热性能上应具有高的耐热性和良好的导热能力；（4）从发电机的工作环境考虑，绝缘材料必须耐油、耐潮、耐化学腐蚀。6）发电机并列运行的条件是什么？29

38答：（1）待并发电机的端电压应与母线电压大小相等。（2）待并发电机的频率应与母线电压的频率相等。（3）待并发电机的相序应与母线电压的相序相同。（4）待并发电机的端电压应与母线电压相位相同。7）发电机电压过高运行有哪些危害？答：（1）转子表面和转子绕组温度升高；（2）定子铁心温度升高；（3）定子结构部件可能出现局部过热；（4）过电压运行，定子绝缘有被击穿的危险。8）发电机电压过低运行有哪些危害？答：发电机的最低运行电压应根据稳定的要求来确定，一般不应低于额定电压的90%。电压过低造成的危害是：（1）引起系统并列运行稳定性和发电机本身励磁调节稳定性降低。（2）定子绕组温度可能升高。（3）引起厂用电动机和用户电动机运行情况恶化。9）发电机频率过低运行有哪些危害？答：（1）当发电机的转速降低时，使发电机端部通风量减少，冷却条件变坏，使绕组和铁心的温度增高，造成机组的出力降低。（2）发电机的感应电动势与频率和磁通成正比，若频率降低，要在同样负荷情况下保持母线电压不变，必须相应地增加磁通，即增大转子的电流，将导致使转子过热，要避免过热就要降低负荷。（3）汽轮机在较低转速下运行时，将造成叶片的过负荷，承受的应力比正常大许多倍，可能产生机组振动，影响叶片寿命，同时容易引起其它事故。（4）当频率降低时，厂用电动机转速也相应下降，将会影响发电厂的正常生产。10）调整和更换碳刷的注意事项有哪些？30

39答：（1）注意工具和擦拭物品不能掉进发电机内；（2）防止正负两极短路或接地；（3）着装应符合《安规》规定，工作时要站在绝缘垫上；（4）头、手或身体其它部位不要碰到发电机外壳或其它的接地体。11）发电机中性点有哪几种接地方式？各有什么特点？答：发电机中性点接地方式主要有：中性点不接地；经消弧线圈接地；经电阻或直接接地三种方式。（1）中性点不接地方式当发电机单相接地时，接地点仅流过系统另两相与发电机有电气联系的电容电流，当这个电流较小时，故障点的电弧常能自动熄灭，故可大大提高供电的可靠性。当采用中性点不接地方式而电容电流小于规定值时，单相接地保护发信号。中性点不接地方式的主要缺点是发电机接地时发电机过电压对相电压倍数较高。（2）中性点经消弧线圈接地当发电机电容电流较大时，一般采用中性点经消弧线圈接地。这主要考虑接地电流大到一定程度时接地点电弧不能自动熄灭。而且若接地电流烧坏定子铁芯时难以修复。中性点经消弧线圈接地后，单相接地时可产生电感电流，补偿接地点的电容电流而使接地点电弧自动熄灭。（3）中性点经电阻或直接接地这种方式虽然单相接地较为简单和内部过电压对相电压的倍数较低，但是单相接地短路电流很大，甚至超过三相短路电流，可能使发电机定子绕组和铁芯损坏，而且在发生故障时会引起短路电流波形畸变，使继电保护复杂化。12）试述发电机异步运行时的特点？答：发电机的异步运行指发电机失去励磁后进入稳态的异步运行状态。发电机失磁时，励磁电流逐渐衰减为零，发电机电势相应减小，输出有功功率随之下降，原动机输入的拖动转矩大于发电机输出的制动转矩，转子转速增加，功角逐31

40步增大，这时定子的同步旋转磁场与转子转速之间出现滑差。定子电流与转子电流相互作用，产生异步转矩。与此对应，定、转子之间由电磁感应传送的功率称为异步功率，随功角的增大而增大；同时原动机输入功率随功角增大而减小，当两者相等时，发电机进入稳定异步运行状态。发电机异步运行主要有两个问题。其一，对发电机本身有使转子发生过热损坏的危险；其二，对系统而言，此时发电机不仅不向系统提供无功反而要向系统吸收无功，势必引起系统电压的显著下降，造成系统的电压稳定水平大大降低。13）发电机定子绕组中为什么会出现的负序电流？答：发电机转子的旋转方向和旋转速度，与三相正序对称电流所形成的正向旋转磁场的转向和转速一致，即转子的转动与正序旋转磁场之间无相对运动，此即“同步”的概念。当电力系统发生不对称短路或负荷三相不对称时，在发电机定子绕组中就流有负序电流。14）发电机定子绕组中的负序电流对发电机有什么危害？答：（1）负序电流在转子中产生附加损耗与发热烧坏转子该负序电流在发电机气隙中产生反向旋转磁场，它相对于转子来说为2倍的同步转速，因此在转子中就会感应出100Hz的电流，即所谓的倍频电流。该倍频电流主要部分流经转子本体、槽楔和阻尼条，在转子端部附近沿周界方向形成闭合回路，这就使得转子端部、护环内表面、槽楔和小齿接触面等部位局部灼伤，严重时会使护环受热松脱，给发电机造成灾难性的破坏。（2）负序电流产生附加力矩增加机组振动发电机三相电流不对称运行时，负序气隙旋转磁场与转子电流之间，正序气隙旋转磁场与定子负序电流之间所产生的频率100Hz交变电磁力矩，将同时作用于转子大轴和定子机座上，引起频率为100Hz的振动，故负序磁场会增加机组的振动，甚至导致金属疲劳和机械损伤。对于汽轮发电机承受负序电流的能力取决于转子的负序电流发热条件。32

4115）发电机不符合并列条件时而并列，会产生的什么结果？答：（1）电压不等的情况下，并列后，发电机绕组内出现冲击电流，而且这个电流很大；（2）相位不一致时，可能产生很大的冲击电流而使发电机烧坏，或者使发电机大轴扭曲；（3）频率不相等，将使发电机产生机械振动；（4）相序不相同时，会使定子绕组短路，烧毁设备。16）发电机运行时应监测哪些参数？答：（1）电气参数：有功功率、无功功率、定子电压、定子电流、励磁电流、励磁电压。（2）发电机各部分温度：定子绕组温度、定子引水管温度、定子铁心温度、轴瓦温度、轴承回油温度。（3）氢气系统参数：冷氢温度、热氢温度、氢气压力、油氢压差、氢侧油与空侧油压差、氢气品质（湿度、纯度），及漏氢监测（封闭母线外壳内氢气含量、轴承室氢气含量、内冷水箱氢气含量）。（4）内冷水系统参数：内冷水进（出）水温度、内冷水进（出）水压力、水流量和内冷水品质（pH值、电导率）。（5）密封油系统参数：密封油温度和油量、密封油含水量。（6）励磁变或励磁机：各相绕组温度。17）发电机励磁系统的作用是什么？答：励磁系统是发电机的重要组成部分，它对电力系统及发电机本身的安全稳定运行有很大的影响。励磁系统的主要作用有以下几点：（1）根据发电机负荷变化，相应地调节励磁电流，以维持机端电压恒定。（2）控制并列运行各发电机间的无功功率分配。（3）提高发电机并列运行的静态稳定性。33

42（4）提高发电机并列运行的暂态稳定性。（5）在发电机内部出现故障时，进行灭磁，以减小故障损失程度。（6）根据运行要求，对发电机实行最大励磁限制及最小励磁限制。18）试述发电机的励磁方式？答：（1）按照励磁电源的性质可分为：直流励磁机励磁方式和交流励磁机励磁方式。（2）按照整流装置是否旋转可分为：静止整流器励磁方式和旋转整流器励磁方式。（3）按照励磁机励磁绕组的供电方式可分为：自励式励磁方式和他励式励磁方式。（4）按照有无励磁机可分为：励磁机励磁方式和无励磁机励磁方式。19）试述调峰运行对发电机的影响？答：调峰运行时负荷的频繁交替变化可能缩短发电机使用寿命，产生如下的问题：（1）转子绕组变形；（2）加速绕组绝缘老化；（3）定子绕组端部结构的松动和磨损故障；（4）发电机结构件，特别是转动部件的疲劳损伤；（5）附属设备如电动机、开关等故障率增高。20）试述提高调峰运行对发电机的措施？答：发电机调峰运行时，负荷产生较大的变动，在发电机的有关结构件（如定子线圈和转子线圈）上产生较大的热胀冷缩现象，部件将承受较大的热应力，并由于机组频繁起停，还将在转子部件中产生低周疲劳应力。提高发电机可靠性的措施：（1）定子绕组端部采用有轴向伸缩装置的刚柔紧固结构；（2）转子绕组采用含银铜线，以提高其弹性极限；（3）转子槽楔下绝缘、护环下绝缘及槽衬内壁敷设耐温滑移层，以减小摩擦系数，降低摩擦应力，使线圈变形减小；（4）控制转子绕组的运行温度在合理范围内；34

43（5）在冷态起动电机时，需低速预热，使转子线匝预膨胀，以减少其升到额定转速时的应力及变形；（6）护环采用具有良好的机械特性的18Mn18Cr高强度反磁合金钢。21）发电机启停的注意事项有哪些？答：（1）启动时注意控制内冷水温大于氢温，氢压和内冷水压可适当降低。待发电机并网后，再投入氢冷器冷却水。以后随负荷和氢温的提高，逐渐开大氢冷器水门，提高氢压和内冷水压，及时投入水冷却器的冷却水；（2）氢冷发电机启停时应特别注意控制油压与氢压的差值在规定范围内，以防漏氢和发电机膛内进油；（3）停机时在达盘车转速之前应将氢气冷却器冷却水流量调至额定流量的5～10%，并在该流量下运行大约15h。22）发电机轴承在运行中应注意哪些？答：（1）正常运行时，发电机润滑油的入口温度和压力应按制造厂规定控制。（2）发电机励端的轴承及励磁机轴承与台板和油管间，油密封与油管间，转子进水支座与台板间必须设置双层绝缘，在绝缘层间应垫金属板，定期测量绝缘板的绝缘。当用1000V兆欧表测量时，其绝缘电阻应不低于1MΩ。（3）发电机汽端大轴应装设接地装置（接地电刷），定期测量轴电压。当轴电压大于20V时，应查明原因。23）某电厂发电机组跳闸，首出为发电机“定子接地”。检查发现高厂变高压侧封闭母线套管绝缘波纹法兰盘上结冰且有放电迹象。事故原因为：发电机封闭母线微正压装置运行的压缩空气湿度大，封闭母线内外温差导致封母内壁结露，顺势流到套管法兰盘上导致闪络，造成发电机定子接地保护动作跳闸。请根据事故案例制定相应的防范措施。答：防范措施：（1）可考虑更换封母微正压装置用的压缩空气干燥气源，或增加气体干燥器；35

44（2）加强发电机微正压装置的管理工作，定期巡检、排污；（3）做好微正压装置的投、退整定；（4）利用检修机会检查封闭母线的密封情况，确保满足要求。24）某电厂发电机运行中发现转子碳刷靠发电机侧的正极打火严重，立即停机处理。停机后检查发现正极有部分碳刷已烧损，刷架有部分烧伤。负极正常。此事件的诱因可能有:①发电机转子碳刷正极部分刷握弹簧疲劳、压力不匀；②长周期运行积累的碳粉较多，碳刷在刷握边缘卡涩、在刷盒内运动不畅；③AVC投运后励磁电流大幅增加，客观上加大了电流分配不匀带来的碳刷打火发生机率，并加快了形成环火的发展速度。请根据事故案例制定相应的防范措施。答：防范措施：（1）每次巡查时，用红外线测温仪测量碳刷有无过热现象，及时处置异常现象；（2）购置适当的直流钳型表，每天测量各碳刷的电流分配情况；（3）及时消除碳刷过短、刷握边缘卡涩或在刷盒内运动不畅等异常现象；（4）及时清扫碳粉，避免造成积粉打火现象；（5）检测刷握弹簧疲劳、压力不匀，必要时进行刷握更换。3水轮发电机3.1名词解释1）水轮发电机［《中国电力百科全书》水力发电卷］用水轮机驱动，将机械能转换为电能的交流同步电机。2）水轮发电机定子［《中国电力百科全书》水力发电卷］水轮发电机的静止部件，由机座、铁芯、绕组、铜环及基础螺杆等组成。3）水轮发电机额定电压［《中国电力百科全书》水力发电卷］水轮发电机端连续输出电压值，是由许多因素综合确定的参数，其单位为V或kV。36

454）水轮发电机额定容量［《中国电力百科全书》水力发电卷］额定条件（额定电压、电流及功率因数）下，水轮发电机连续输出的kV·A值。5）水轮发电机转子磁极［《中国电力百科全书》水力发电卷］水轮发电机转子磁极是产生磁场的部件。由磁极铁芯、线圈、托板、阻尼绕组等零部件组成。6）水轮发电机轴电流［《中国电力百科全书》水力发电卷］流过发电机轴颈与轴瓦之间的电流。7）水轮发电机导轴承［《中国电力百科全书》水力发电卷］用于承受水轮发电机转动部分的径向不平衡力和电磁不平衡力。8）水轮发电机推力轴承［《中国电力百科全书》水力发电卷］应用液体润滑承载原理承载水轮发电机转动部分全部重量及水推力的机械结构部件。9）水轮发电机组调相［《中国电力百科全书》水力发电卷］发电机组只发无功功率，并消耗电力系统有功功率的一种运行方式。10）水轮发电机组调频［《中国电力百科全书》水力发电卷］水轮发电机组根据电力系统频率的变化随时调节其有功功率，以保持电力系统频率在合格范围内的一种运行方式。3.2判断题1）负序电流会引起发电机转子表面发热。（√）2）发电机失磁将从系统吸收无功功率，发电机定子端部发热增大，有可能引起局部过热。（√）3）自动励磁调节装置在系统发生短路时能自动使短路电流减小，从而提高保护的灵敏度。（×）4）同步发电机的同步转速n，磁极对数p与频率f的关系表达式为ｎ=60ｆ/p（√）。5）发电机允许在电压与其额定值的偏差±10%时连续运行。（×）37

466）发电机是根据电磁感应原理，将机械能转换为电能的旋转电机。（√）7）同步电机的“同步”是指定子磁场和转子磁场以相同的方向、相同的速度旋转。（√）8）同步发电机定子的旋转磁场旋转的方向与三相电流的相序相反。（×）9）发电机的额定功率因数等于额定有功功率与额定视在功率的比值。（√）10）发电机准同期并列的优点是合闸时冲击电流小，对电力系统没有什么影响。（√）11）运行中的发电机主断路器突然跳闸，发电机转速瞬间可能升高，此时若发电机灭磁开关不断开，会导致发电机过电压。（√）12）发电机按照制造厂铭牌规定数据运行的方式称为额定运行方式，发电机可在这种方式下长期连续运行。（√）13）发电机绕组接地的主要危害是故障点电弧灼伤铁芯。（√）14）发电机进相运行是指发电机发出有功而吸收无功的稳定运行状态。（√）15）发电机进相运行属于正常运行范畴的特殊运行方式。（√）16）当失步振荡中心在发电机–变压器组内部时，应立即解列发电机。（√）17）发电机开始转动后，即应认为发电机及其全部设备均已带电。（√）18）发电机功角特性就是同步发电机转子的相对电磁位置角与发电机输出有功功率之间的关系曲线。（√）19）发电机突然甩负荷会引起过电流保护动作。（×）20）发电机升压速度不作规定，可以立即升至额定值。（√）21）同步发电机失去励磁时，无功电力表指示为零。（×）22）发电机在负荷不平衡条件下运行时，定子绕组的温度最高。（×）23）发电机定子绕组绝缘系统由股绝缘、匝绝缘、主绝缘和绝缘垫条、绝缘紧固件组成。（√）24）将定子绕组的导体分成多股线是为了减少集肤效应损耗和涡流损耗。（√）38

4725）发电机定子绕组匝绝缘的作用是防止线圈中发生对地短路。（×）26）定子绕组主绝缘的电气击穿强度由施加在绝缘上的电压决定。（×）27）定子绕棒出槽口的电场比较集中，需涂覆碳化硅涂层以使电场趋于均匀。（√）28）集电环负极运行中磨损较快，为使两集电环磨损一致，必要时将极性调换。（√）29）允许作调相机运行的发电机，在调相运行时，其励磁电流可以超过额定值。（×）30）现场组装的转子，应在全部组装完吊入定子前进行交流耐压试验，转子吊入后或机组升压前，一般不再做交流耐压试验。（√）31）水轮发电机定子绕组在实际冷态下，校正了由于引线长度不同引起的误差后，各相各分支间直流电阻最大与最小两相间的差值，应不超过最小值的2%。（√）32）发电机出口、中性点引线连接部分应可靠，否则会造成接头过热损坏。（√）33）制造、运输、安装及检修过程中，应注意防止焊渣或金属屑等微小异物掉入定子铁心通风槽内。（√）34）带有高压油顶起装置的推力轴承设计应保证在高压油顶起装置失灵的情况下，推力轴承不投入高压油顶起装置时安全停机无损伤。（√）35）水轮发电机不允许失磁运行。（√）36）冷却水含泥沙杂质较多的电厂，水冷却器的供排水方向应定期轮换。（√）37）当发电机海拔高度超过1500m时，电晕起始电压试验值应按进行修正。（×）38）水轮发电机组组装完毕后，机组转动部分的第一阶临界转速应不小于最大飞逸转速的100%。（×）39）当调速系统正常工作时，允许水轮发电机在甩负荷后，不经任何检查并入系统。（√）40）定子线棒（线圈）绝缘的工频击穿电压一般为4倍额定电压。（×）3.3选择题（有※标志的试题为多选题）39

481）出现（b）时发电机应紧急手动停运。a．系统振荡；b．发电机主要保护拒动；c．发电机进相运行；d．发电机异常运行。2）同步发电机的并列有（b）方法。a．手动和自动两种；b．准同期和自同期两种；c．手动、自动和半自动三种；d．手动准同期和自动准同期。3）调整发电机无功功率应改变（c）的大小。a．进汽量；b．功率因数；c．励磁电流；d．定子电流。4）大容量和绝缘老化的发电机应装设（a）定子接地保护装置。a．100%；b．90%；c．80%；d．70%。5）发电机在运行中失去励磁后，其运行状态是（b）运行。a．继续维持同步；b．由同步进入异步；c．时而同步时而异步；d．不确定。6）发电机励磁电流通过转子绕组和电刷时，产生的励磁损耗，属于（a）损耗。a．电阻；b．电抗；c．机械；d．电感。7）当发电机运行中定子电压过低，会使定子铁心处在不饱和状态，将引起（b）。a．电压继续降低；b．电压不稳定；c．电压波形畸变；d．电压升高。8）可能引起发电机转子过电压的条件是（b）。a．灭磁开关合闸时；b．定子电流突变时或灭磁开关断开时；c．发电机励磁电流过大时；d．转子回路一点接地时。9）发电机的允许温升主要取决于发电机的（c、d）。※a．有功负荷；b．运行电压；c．冷却方式；d．绝缘材料等级。10）发电机与系统并列运行时，调整发电机无功，其有功（b）。a．成正比变化；b．不变化；c．成反比变化；d．增加。11）发电机并列过程中，当发电机电压与系统电压相位不一致时，产生冲击电流最大值发生在两个电压相位差为（c）时。40

49a．0°；b．90°；c．180°；d．270°。12）判断发电机转子绕组有无匝间短路，可检测发电机的（c）。a．负载特性曲线；b．调整特性曲线；c．短路特性曲线；d．空载特性曲线。13）当发电机的电压下降到低于额定值的95％时，定子电流长时期允许的数值，仍不得超过额定值的（c）。a．95％；b．100%；c．105%；d．90%。14）发电机运行电压的变动范围：在额定电压的（b）以内，功率因数为额定值时，其额定容量不变。a．±3％；b．±5％；c．±10％；d．±15％。15）当发电机失掉励磁时的现象为（a）。a．转子电流等于或接近于零；b．发电机电压升高；c．定子电流表指示降低；d．无功功率表指示不变。16）下列（b）对发电机大轴接地电刷用途描述不正确。a．消除大轴对地的静电电压；b．供转子接地保护装置用；c．供测量转子线圈正、负极对地电压用；d．保护励磁回路。17）水轮发电机励磁系统允许强励时间不小于（a）a．10s；b．8s；c．5s；d．3s。18）发电机接地方式为（a）时，发生接地故障的故障电流较大。a．中性点直接接地；b．中性点经消弧线圈；c．中性点不接地；d．中性点经电阻接地。19）发电机正常运行时，线棒将承受很大的磁场力作用，其磁场力的频率为（b）。a．50Hz；b．100Hz；c．150Hz；d．200Hz。20）发电机定子线棒采用换位技术的目的是（b）。a．减少振动；b．减少股线间环流损耗、电势差和温差；c．提高机械强度；d．减少线棒之间摩擦。41

5021）发电机应避免而又不能完全排除的非正常运行状态有（b、c、d）。※a．进相运行；b．失步运行；c．失磁异步运行；d．频率异常。22）发电机属于正常运行范畴的特殊运行方式有（a、d）。※a．进相运行；b．失步运行；c．失磁异步运行；d．调峰运行。23）进入发电机内部时，（a、b、c、d）需要登记，工作结束后应注销。※a．人员；b．工具；c．材料；d．手机及钥匙。24）检查转子磁极圆度，各半径与平均半径之差，不应大于设计空气间隙值的（a）。a．±5%；b．±4%；c．±3%；d．±2%。25）槽楔应与线圈及铁心齿槽配合紧密。槽楔打入后按制造厂规定的方法检查槽楔紧度，每块槽楔允许空隙的长度，不应超过槽楔长度的（b）。a．1/2；b．1/3；c．1/4；d．1/5。26）水轮发电机和与其连接的辅机，应能在最大飞逸转速下运转（c）而不发生有害变形和损坏。a．1min；b．3min；c．5min；d．10min。27）水轮发电机与水轮机组装完毕后，机组转动部分的第一阶临界转速应不小于最大飞逸转速的（c）。a．100%；b．105%；c．120%；d．150%。28）采用轴承合金瓦的推力轴承和导轴承，当其油冷却系统冷却水中断后，一般允许机组无害继续运行的时间不少于（a）。a．10min；b．20min；c．25min；d．30min。29）水轮发电机应设置灭火系统。该系统应设有（a、b、c）控制功能。※a．自动控制；b．手动控制；c．应急操作；d．紧急停机。30）为防止定子绕组绝缘损坏，应定期检查发电机定子（a、b、c、d），如出现以上情况应及时处理。※a．铁心螺杆是否紧力；b．硅钢片叠压是否整齐、有无过热痕迹；42

51c．燕尾槽有无开裂和脱开现象；d．硅钢片是否滑出。31）推力轴承油槽绝缘，未充油前用1000V兆欧表测量时，其绝缘电阻不低于（a）。a．1.0MΩ；b．2.0MΩ；c．3.0MΩ；d．5.0MΩ。32）水轮发电机在正常运行工况下，其推力轴承巴氏合金瓦的最高温度为（b）。a．70℃；b．80℃；c．90%℃；d．100℃。33）发电机运行中，正、负两个集电环所受的电腐蚀程度是（d）。a．有随机性；b．两环相同；c．负环小于正环；d．负环大于正环。234）为确定发电机绕组的IR损耗值，绝缘结构的热分级为F时，其规定的基准工作温度为（b）。a．95℃；b．115℃；c．130℃d．155℃。35）水轮发电机整根定子线棒（线圈）常态介质损耗tanδ0.2Un和介质损耗增量△tanδ应符合相关规程（a）的规定。（注：△tanδ=tanδ0.6Un-tanδ0.2Un）a．2%，1%；b．2%，1.5%；c．1%，1%；d．1.5%，1%。36）水轮发电机定子线棒（线圈）与线槽应紧密配合，要求槽电位实测值小于（c）。a．6V；b．8V；c．10V；d．12V。237）空冷水轮发电机在故障运行时，允许的不平衡负载运行限值I/It为（a）。2Na．40s；b．30s；c．20s；d．10s。38）额定容量大于125MW的水轮发电机在不对称运行时，如I2/IN值为（b）时应能长期运行。a．不超过12%；b．不超过9%；c．不超过7%；d．不超过5%。39）空冷水轮发电机的转子绕组应能承受2倍额定励磁电流，持续运行（c）。a．不少于100s；b．不少于80s；c．不少于50s；d．不少于30s。40）发电机做空载试验时，除注意稳定发电机转速外，在调节励磁电流的上升或下降曲线的过程中，不允许（b）。a．间断调节；b．反向调节；c．过量调节。43

523.4问答题1）简述发电机发生剧烈的振荡或失步时的现象？答：发电机发生剧烈的振荡或失步时的现象：（1）定子电流来回剧烈地摆动，并超过正常值；（2）发电机和母线的电压都发生剧烈的摆动；（3）有功及无功功率摆动；（4）转子电流在正常值附近摆动。（5）同时发电机发出蜂鸣声，其节奏与上列各数值的摆动合拍。2）发电机发生剧烈的振荡或失步时应如何处理？答：发电机发生剧烈的振荡或失步时的处理：（1）对自动励磁调节装置在自动方式运行的发电机，应适当降低发电机的有功负荷；（2）对自动励磁调节装置在手动方式运行的发电机，应尽可能增加其励磁电流，并适当降低发电机的有功负荷，以创造恢复同步的有利条件；（3）如果采取上述两项措施仍不能恢复同步时，则根据现场规程规定的时间（或振荡次数）或调度的命令，将发电机或发电厂的一部分与系统解列。3）立式水轮发电机定子绕组在什么情况下应当更换？答：（1）耐压试验不合格的绕组；（2）主绝缘受到机械损伤，单边厚度达25%以上；（3）接头股线损伤其导体截面减少达15%以上；（4）绕组严重变形、主绝缘可能损伤者；（5）绕组防晕层严重破坏者。4）立式水轮发电机升压试验应该具备哪些条件？答：（1）发电机保护投入，励磁调节器回路电源投入，辅助设备及信号回路电源投入；44

53（2）发电机振动、摆度及空气间隙监测装置投入，定子绕组局部放电监测系统投入。5）水轮发电机效率采用量热法测定，其中损耗包括什么？答：水轮发电机效率采用量热法测定，其中损耗包括如下：（1）定子绕组的铜损耗；（2）转子绕组的铜损耗；（3）铁心损耗；（4）风损耗和摩擦损耗；（5）导轴承损耗；（6）推力轴承损耗；（7）杂散损耗；（8）励磁系统损耗；（9）电刷的电气和摩擦损耗；（10）水直接冷却系统损耗；（11）其他损耗。6）水轮发电机有哪些交接试验项目？答：（1）定子铁心磁化（铁损）试验；（2）水直接冷却定子绕组的水压、流量和检漏试验；（3）定子绕组对机壳及绕组相互间绝缘电阻测定；（4）测温元件绝缘电阻测定；（5）定子绕组在实际冷态下直流电阻测试；（6）定子绕组对机壳直流耐电压试验；（7）定子绕组对机壳及绕组相互间工频交流耐电压试验；（8）定子绕组整体起晕电压试验；（9）定子绕组对地电容电流测定；45

54（10）转子绕组工频交流耐电压试验；（11）转子单个磁极交流阻抗测定；（12）油、气、水系统试验（压力和功能试验）。7）水轮发电机起动试运行有哪些试验项目？答：（1）轴承温度测定；（2）振动、摆度测定；（3）动平衡校准；（4）过速试验；（5）相序测定；（6）轴电压测定；（7）空载特性测定；（8）三相稳态短路特性测定；（9）甩负荷试验。8）水轮发电机性能试验有哪些试验项目？答：（1）定子绕组和转子绕组短时过电流试验；（2）电压波形全谐波畸形变因数（THD）测定；（3）噪声水平测定；（4）定、转子绕组电抗和时间常数测定；（5）出力试验；（6）效率及损耗测定；（7）温升试验；（8）过励调相及欠励进相运行试验（可按用户要求进行）；（9）三相突然短路试验（可按用户要求进行）；（10）飞逸转速试验（可按用户要求进行）；（11）飞轮力矩测定；46

55（12）通风试验（如有必要）。9）在哪些情况下，发电机可按额定容量运行？答：（1）在额定转速及额定功率因数时，电压与其额定值的偏差不超过±5%。（2）在额定电压时，频率与其额定值的偏差不超过±1%。（3）在电压和频率同时偏差（两者偏差分别不超过±5%和±1%）且均为正偏差时，两者偏差之和不超过6%；若电压和频率不同时为正偏差时，两者偏差的百分数绝对值之和不超过5%。（4）当电压和频率偏差超过上述规定时应能连续运行，此时输出功率以励磁电流不超过额定值，定子电流不超过额定值的105%为限。10）发电机励磁系统的作用是什么？答：励磁系统是发电机的重要组成部分，它对电力系统及发电机本身的安全稳定运行有很大的影响。励磁系统的主要作用有以下几点：（1）根据发电机负荷变化，相应地调节励磁电流，以维持机端电压恒定；（2）控制并列运行各发电机间的无功功率分配；（3）提高发电机并列运行的静态稳定性；（4）提高发电机并列运行的暂态稳定性；（5）在发电机内部出现故障时，进行灭磁，以减小故障损失程度；（6）根据运行要求，对发电机实行最大励磁限制及最小励磁限制。4电力变压器4.1名词解释1）电力变压器［GB1094.1-2013电力变压器第1部分总则］具有两个或多个绕组的静止设备，为了传输电能，在同一频率下，通过电磁感应将一个系统的交流电压和电流转换为另一系统的电压和电流，通常这些电流和电压的值是不同的。47

562）液浸式变压器［GB1094.1-2013电力变压器第1部分总则］铁芯和绕组都浸入液体中的变压器。3）绕组的额定电压Ur［GB1094.1-2013电力变压器第1部分总则］在处于主分接的带分接绕组的端子间或不带分接的绕组端子间，指定施加的电压或空载时感应出的电压。对于三相绕组，是指线路端子间的电压。4）绕组的全绝缘［GB/T2900.15-1997电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器］变压器（电抗器等）绕组的所有与端子相连接的出线端，都具有相同的对地工频耐受电压的绝缘。5）绕组的分级绝缘［GB/T2900.15-1997电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器］变压器（电抗器等）绕组的一端作成直接或间接接地时，此接地端或中性点端的绝缘水平比线端低。6）变压器联结组别［《中国电力百科全书》输电与配电卷第二版］用一组字母和时钟序数指示高压、中压（如果有）及低压绕组的联结方式，且表示中压、低压绕组对高压绕组相位移关系的通用标号，也称连结组标号。7）变压器的并列运行［《中国电力百科全书》输电与配电卷第二版］就是将两台或两台以上变压器的一次绕组并联在同电压等级的母线上，二次绕组并联在另一电压及母线上运行。8）液体保护系统［GB1094.1-2013电力变压器第1部分总则］在液浸式变压器中，为适应液体的热膨胀而设置的保护系统。9）过渡阻抗［GB/T2900.15-1997电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器］由一个或几个元件组成的电阻器或电抗器，用以把使用中的分接头和将要使用的分接头桥接起来，使负载从一个分接转移到另一个分接而不切断负载电流或不使负载电流有明显的变化。同时，也在两个分接头均被使用时的期间内限制其上的循环电流。48

574.2判断题1）水分对变压器油纸绝缘的老化速度有极大的加速作用。（√）2）油浸式变压器寿命一般是指油纸绝缘系统的寿命。（√）3）油浸式变压器纸绝缘寿命的判据，主要取决于耐电强度。（×）4）判断变压器纸绝缘老化时测定油中的糠醛含量，是因为油中的糠醛唯有纸绝缘老化才生成的产物。（√）5）强油循环变压器的冷却系统必须有两个独立的工作电源并能自动切换。（√）6）强油循环冷却的变压器，应能按温度和（或）负载控制冷却器的投切。（√）7）变压器在运行情况下，应能安全地查看储油柜和套管油位、顶层油温，以及能安全取气样等，必要时应装设固定梯子。（√）8）变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%。（√）9）无励磁调压变压器在额定电压±5%范围内，改换分接位置运行时，其额定容量不变。（√）10）强迫油循环风冷变压器顶层油温一般不允许超过95℃。（×）11）在变压器的正常运行温度下，绝缘油不会产生热分解。（√）12）强油循环冷却变压器运行时，按照变压器温度决定是否投入冷却器。（√）13）变压器的充电应在有保护装置的电源侧用断路器操作，停运时应先停电源侧，后停负载侧。（×）14）变压器运行时瓦斯保护装置应接信号和跳闸，有载分接开关的瓦斯保护应接信号。（×）15）变压器的纸绝缘在热的作用下，将会发生分子裂解的化学反应。（√）16）当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时，应先将重瓦斯保护改接为信号。（√）17）变压器的压力释放器接点宜作用于跳闸。（×）18）新装或变动过内外连接线的变压器，并列运行前必须核定相位。（√）49

5819）变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。（√）20）变压器线圈温度计和顶层油温度计的动作接点应接跳闸，不宜接信号。（×）21）变压器的日常巡视，每周至少一次。（×）22）改造后的变压器应进行温升试验，以确定其负荷能力。（√）23）变压器是利用电磁感应原理工作的。（√）24）变压器空载状态下，空载电流在铁心中产生的交变磁通称为漏磁通。（×）25）新安装的变压器必须冲击合闸3次。（×）26）变压器是传递电能的设备，原边有多少能量输入，副边有多少能量输出。（×）27）变压器内的绝缘油是起灭弧作用。（×）28）运行中的变压器如果冷却装置全部失去时，应紧急停运。（×）29）变压器的铁耗与负荷大小成正比。（×）30）变压器是电力系统中重要电气设备之一，起到传递电能的作用。（√）31）变压器电压比等于其一、二次匝数之比。（√）32）发电机变压器的一次侧是指高压侧。（×）33）变压器空载损耗主要是铁损耗。（√）34）变压器短路损耗主要是铜损耗。（√）35）变压器的铁芯不能多点接地。（√）36）变压器的温度指示器所指示的是变压器绕组温度。（×）37）双绕组变压器的分接开关装在高压侧。（√）38）变压器装设避雷器可以保护变压器绕组不因过电压而损坏。（√）39）变压器铁芯损耗是无功损耗。（×）40）变压器额定负荷时强油风冷装置全部停止运行，此时其上层油温不超过75℃就可以长时间运行。（×）41）变压器每隔1～3年应做一次预防性试验。（√）50

5942）变压器过负荷运行时可以调节有载调压装置的分接开关。（×）43）变压器空载时，一次绕组中仅流过励磁电流。（√）44）变压器温升是指对变压器周围的环境温度而言。（×）45）变压器在空载时，一次绕组中没有电流流过。（×）46）无载调压变压器可以在变压器空载运行时调整分接开关。（×）47）变压器过负荷时，应立即将变压器停运。（×）48）变压器呼吸器的功能是平衡因油温变化而产生油箱内的压力增减。（√）49）变压器最热处是在变压器下部的1/3处。（×）50）变压器铜损等于铁损时最经济。（√）51）变压器硅胶受潮变粉红色。（√）52）变压器中性点接地属于工作接地。（√）53）变压器外部有穿越电流流过时，气体继电器动作。（√）54）在变压器中性点装设消弧线圈目的是补偿电网接地时电容电流。（√）55）变压器温度升高时绝缘电阻值不变。（×）56）变压器感应耐压试验，其试验电压频率可以比额定频率高，以免铁芯饱和。（√）57）在变压器中不同电压绕组的相位移是指某两个不同电压的绕组中，各相应端子与中性点间电压向量之间的角度差。（√）4.3选择题（有※标志的试题为多选题）1）根据电力变压器型号规定，（d）代表强油导向风冷变压器。a．F；b．SF；c．FP；d．DF。2）电力变压器的型号ODAF是指（c）。a．油浸自冷；b．强迫油循环风冷；c．导向油循环风冷；d．强空气自冷。3）对于变压器油三种规格：10号、25号、45号油，用户是根据（b）选择不同牌51

60号的变压器油。a．地区湿度；b．地区气温；c．地区风速；d．变压器的运行温度。4）对运行中变压器绝缘的老化状态，可进行（b、c、d）老化诊断。※a．油中溶解气体三比值法；b．CO、CO2含量及CO/CO2比值；c．变压器绝缘纸板聚合度测量；d．变压器油中糠醛含量。5）用变压器判断故障类型的改良三比值法，其编码组合为022时，可判断故障类型为（a）。a．高温过热（大于700℃）；b．低温过热（低于150℃）c．低温过热（150～300℃）；d．中温过热（300～700℃）。6）导致变压器油标管内出现假油位的原因，主要有：（a、b、c、d）。※a．吸湿器堵塞；b．胶囊堵塞本体油箱与储油柜的联管口；c．安装注油时，柜内空气未排尽；d．储油柜内（胶囊外）进入空气。7）变压器用油纸电容型套管的主要组件包括：（a、b、c、d）。※a．电容芯；b．瓷套；c．储油柜；d．均压球。8）电力变压器下列的故障中（a）属于磁回路故障。a．铁芯多点接地故障；b．绕组层间短路；c．引线故障；d．分接开关故障。9）变压器空载时一次绕组中有（b）流过。a．负载电流；b．空载电流；c．冲击电流；d．短路电流。10）下列情况中，（a、b、d）可能导致变压器铁芯多点接地，产生环流过热。※a．穿心螺栓绝缘破坏引起多点接地；b．测温屏蔽线碰铁轭；c．铁芯冷却油道堵塞；d．金属异物、大量焊渣或硅胶引起多点接地。11）下列情况中，（a、b、c、d）可能导致变压器引线局部接触不良引起过热。※a．低压引线焊接不良；b．低压引线与出线套管之间的接头螺母松动；c．高压套管螺母松动；d．分接抽头铜铝过渡接头焊接不良。52

6112）下列异常状况中，（a、b、c）有可能导致电力变压器绕组匝、层间、饼间放电。※a．雷击过电压作用；b．绝缘严重受潮；c．变压器出口短路事故；d．变压器油位异常升高。13）测量绝缘油击穿强度时，（a、b、c）对油的击穿强度测量值有影响。※a．电极形状；b．电极面积；c．采用的电极材料；d．测量时电极间施加的电压。14）进行变压器油击穿试验时，第一次击穿后需要足够的时间再进行下次试验，这是因为（b）。a．试验后油温过高；b．试验后变压器油中产生的残炭需要足够的自净时间；c．高压源需要充电；d．试验后电极需要恢复。15）从防火安全的角度，应了解变压器油的燃点。变压器油燃点一般约为（c）。a．150～200℃；b．250～300℃；c．350～400℃；d．大于500℃。16）油浸风冷变压器当冷却系统故障停风扇后，顶层油温不超过（d）时，允许带额定负载运行。a．35℃；b．45℃；c．55℃；d．65℃。17）国厂25#变压器油其凝固点为（a）。a．－25℃；b．－25℃±2℃；c．高于25℃；d．低于－25℃。18）全绝缘变压器指的是指（c）。a．整个变压器是用绝缘物支起来的；b．变压器外壳内部无裸露金属；c．变压器的中性点绝缘水平与首端绝缘水平相同；d．变压器的中性点绝缘水平与首端绝缘水平不相同。19）变压器在运行中进行脱气滤油或加油前，应将瓦斯跳闸改为信号，滤油或加油完毕（c）小时后，方可投入跳闸。a．24h；b．36h；c．48h；d．72h。20）变压器在运行中，各部分的温度是不同的，其中（a）的温度最高。53

62a．绕组；b．铁芯；c．绝缘油；d．套管。21）运行的变压器空载损耗明显增大，油质下降，各项油化指标出现不合格现象，这表明变压器存在（c）。a．铁芯接地不合格；b．铁芯芯片间绝缘损坏；c．线圈局部短路故障；d．绕组有接地。22）无载调压的变压器在进行调压操作前，该变压器必须（a）。a．停电；b．把负载降到零；c．将高压侧开路；d．低压侧开路。23）变压器纸绝缘的老化机理是（d）。a．热解降解；b．水解降解；c．氧化降解；d．三种降解作用共存。24）变压器中油的老化主要是氧化导致，其中铜起着（a）的作用。a．催化剂；b．减缓油的氧化；c．不起任何作用。25）发电厂中的主变压器空载时，其副边的额定电压应比电力网的额定电压（c）。a．相等；b．高5％；c．高10％；d．低5%。26）变压器空载损耗是指（d）。a．空载铜损耗；b．铁损耗；c．磁滞损耗和涡流损耗；d．空载铜损耗和铁损耗27）并列运行的变压器容量比一般不超过（b）a．2:1；b．3:1；c．4:1；d．5:1。28）变压器运行中发生短路时，短路瞬间电源电压的初相角为（a）时，短路电流最大。a．0°；b．45℃；c．90°；d．180°。29）变压器运行中发生短路，短路瞬间电源电压的初相角为（c）时，短路电流最小。a．0°；b．45°；c．90°；d．180°。30）变压器运行中发生短路，最大短电流是额定电流的（d）倍。54

63a．5～8；b．10～15；c．15～20；d．25～30。31）三相三线制变压器中，各相负荷的不平衡度不允许超过（d）。a．5%；b．10%；c．15%；d．20%。32）（b）对变压器轻瓦斯动作原因描述错误的。a．变压器故障产生少量气体；b．变压器运行产生振动；c．发生穿越性短路；d．气体继电器或二次回路故障。33）变压器出现（c）情况时，应立即停运。a．轻瓦斯发信号告警；b．变压器过负荷；c．变压器冒烟着火；d．变压器油位指示偏低。34）油浸风冷变压器绕组平均温升的允许值为（a）a．65K；b．55K；c．45K；d．35K。35）变压器带感性负载时，由轻载到满载其输出电压将会（c）。a．不变；b．升高；c．降低；d．无法确定。36）变压器带容性负载时，由轻载到满载其输出电压将会（b）。a．不变；b．升高；c．降低；d．无法确定。37）接线组别不同的变压器并列运行则变压器（b）。a．负荷分配不合理；b．环流很大；c．短路电流大；d．额定电流变化。38）变压器绕组的感应电动势E与频率f（Hz），绕组匝数N，磁通Φm（Wb）之间的关系式为（a）。a．E=4.44fNΦm；b．E=3.33fNΦm；c．E=2.22fNΦm；d．E=1.11fNΦm。39）变压器温度升高时，绝缘电阻测量值（b）。a．增大；b．降低；c．不变；d．成比例增大。40）变压器铭牌上的额定容量是指（c）。a．有功功率；b．无功功率；c．视在功率；d．平均功率。41）变压器油中的（c）对油的绝缘强度影响最大。55

64a．凝固点；b．粘度；c．水分；d．闪点。42）变压器中主磁通是指在铁心中成闭合回路的磁通，漏磁通是指（b）。a．在铁心中成闭合回路的磁通；b．与一次．二次绕组交链的磁通；c．在铁心柱的中心流通的磁通；d．在铁心柱的边缘流通的磁通。43）变压器有载分接开关中过渡电阻的作用是（c）。a．限制分头间的过电压；b．限制切换过程中的负载电流；c．限制切换过程中的循环电流；d．熄弧。44）变压器的负载损耗包括（a、b、c、d）。※a．绕组直流电阻损耗；b．导线的涡流损耗；c．并联导线间环流损耗；d．结构件的杂散损耗。45）变压器的空载损耗主要是铁心损耗，取决于（a、b、c、d）。※a．磁通密度；b．导磁材料厚度及重量；c．导磁材料材质；d．频率。46）变压器总损耗的实测值与规定值的偏差不得超过（d）。a．–5%；b．–10%；c．+5%；d．+10%。47）变压器的接线组别表示是变压器的高压，低压侧（a）间的相位关系。a．线电压；b．线电流；c．相电压；d．相电流。48）变压器短路阻抗值与阻抗电压值是（a）的。a．相同；b．不同；c．阻抗电压大于短路阻抗；d．阻抗电压小于短路阻抗。49）变压器在额定电压下，二次开路时在铁芯中消耗的功率为（c）。a．铜损；b．无功损耗；c．铁损；d．热损。50）两台阻抗电压不相等变压器并列运行时，在负荷分配上（a）。a．阻抗电压大的变压器负荷小；b．阻抗电压小的变压器负荷小；c．负荷分配不受阻抗电压影响；d．一样大。51）变压器气体继电器内有气体（b）。a．说明内部有故障；b．不一定有故障；c．说明有较大故障；d．没有故障。56

6552）对500kV变压器距外壳2m外的噪声水平，宜不超过（c）dB。a．65dB；b．75dB；c．85dB；d．90dB。53）变压器在（d）后，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。a．大修；b．更换绕组；c．真空注油；d．遭受近区突发短路。54）强迫油循环的变压器油泵停运后，（c）。a．变压器还准许继续运行半小时；b．可以降负荷运行；c．变压器不准许继续运行；d．变压器还准许继续运行1小时。1.5U/355）大修后，变压器局部放电试验电压为m时，其放电量一般不大于（c）。a．300pC；b．400pC；c．500pC；d．600pC。1.3U/356）大修后，变压器局部放电试验电压为m时，其放电量一般不大于（b）。a．150pC；b．300pC；c．450pC；d．600pC。57）区分变压器油中还是固体绝缘内部或附近过热，应分析油色谱的（a、c）。※a．CO和CO2增量；b．总烃增量；c．CO和CO2的比值；d．氢增量。58）变压器绕组变形故障的主要原因是（a、d）。※a．运输中受到冲击；b．冲击合闸；c．雷电冲击试验；d．短路电流冲击。59）变压器油箱磁屏蔽接地不良，其油中溶解气体色谱以（a）为主要组分。a．C2H2；b．H2；c．CH4；d．C2H6。60）（c）不是用于判断充油电气设备故障类型的改良三比值法的比值。a．C2Ｈ2/C2H4；b．CH4/H2；c．CH4/C2H6；d．C2H4/C2H6。4.4问答题1）常用的变压器按绕组形式、铁芯形式和冷却部件分有哪些种类？答：（1）按绕组的形式分类有：①自耦变压器；②双绕组变压器；③三绕组变压器；57

66（2）按铁芯的形式分类：①芯式变压器；②壳式变压器；（3）按冷却方式：①油浸式变压器：包括油浸自冷、油浸风冷；油浸水冷；强迫油循环风冷或水冷等；②干式变压器；③六氟化硫气体变压器。2）变压器无励磁分接开关常见的故障有哪些？答：（1）触头接触不良；（2）分接档位调整不到位；（3）分接档位错位或乱档；（4）分接引线连接或焊接不良而导致的过热。3）现场鉴别变压器有载分接开关的切换开关室是否渗漏油，有哪些方法？答：（1）向切换开关室注入某一特定气体，如氦气或氩气，经一定时间，分析变压器本体油中溶解气体；（2）变压器停电后，向本体油箱充入干燥的氮气或氩气，当其压力达到200～300Pa时，仔细观察开关室油位计的指示，若油位上升明显，则说明存在渗漏情况；（3）排尽切换开关的绝缘油，吊出切换开关芯子，用干燥的海绵擦干切换开关室内标，从开关室内侧观察是否渗漏。4）变压器有载分接开关的操作，应注意什么？答：（1）应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化；（2）单相变压器组和三相变压器分相安装的有载分接开关，宜三相同步电动操作；（3）有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级或同步进行；（4）有载调压变压器与无励磁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。5）变压器并列运行的基本条件是什么？答：（1）联结组标号相同；58

67（2）电压比相等；（3）阻抗电压值相等；（4）容量比不超过3:1。6）查明变压器瓦斯保护动作跳闸的原因，应重点考虑哪那些因素？答：（1）是否呼吸不畅或排气未尽；（2）保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）变压器其它继电保护装置动作情况。7）变压器着火如何处理?答：发现变压器着火时，首先检查变压器的断路器是否已跳闸。如未跳闸，应立即断开各侧电源的断路器，然后进行灭火。如果油在变压器顶盖已燃烧，应立即打开变压器底部放油阀门，将油面降低，并往变压器外壳浇水使油冷却。如果变压器外壳裂开着火时，则应将变压器内的油全部放掉。扑灭变压器火灾时，应使用二氧化碳、干粉或泡沫灭火枪等灭火器材。8）变压器超压运行的影响有哪些？答：变压器最高运行电压不得高于该分接头额定电压的10%，且额定容量不变。当电压过高，铁芯饱和度增加，负载电流和损耗增大，导致磁通波形严重突变，电压波形中的高次谐波大大增加，不仅增加线路和用户的电机损耗，甚至可能引起系统谐振和绝缘损坏，还影响保护和自动装置的正常工作。9）什么时候不允许调整变压器有载调压装置的分接头开关？答：（1）变压器过负荷运行时（特殊情况除外）；（2）有载调压装置的轻瓦斯保护频繁出现信号时；59

68（3）有载调压装置的油标中无油时；（4）调压次数超过规定时；（5）调压装置发生异常时。10）变压器轻瓦斯动作的原因有哪些？答：（1）因滤油、加油或冷却系统不严密致使空气进入变压器；（2）因温度下降或漏油致使油面低于气体继电器轻瓦斯浮筒以下；（3）变压器故障产生少量气体；（4）发生穿越性短路；（5）气体继电器或二次回路故障。11）变压器油枕的作用？答：油枕能容纳变压器油箱因温度升高膨胀的变压器油，当变压器油的体积随温度变化膨胀或缩小时，油枕起着储油及补油的作用，以保证油箱内充满油；并限制变压器油与空气的接触面积，减少油受潮和氧化的程度，降低了浸泡在油中的纤维老化速度，使变压器保持良好的绝缘性能，延长使用寿命。12）气体继电器安装在变压器的什么部位？有什么作用？答：气体继电器安装在变压器的油箱和储油柜之间。气体继电器是变压器的主要保护装置，当变压器内部发生故障时，气体继电器在油流或气体的作用下动作，上触点接通信号回路而发出告警信号，下触点接通断路器的跳闸回路，发出信号并使断路器跳闸。13）简述变压器的主要部件组成及其作用？答：（1）绕组：变压器输入和输出电能的电气回路。（2）铁芯：变压器的磁路，是电磁能量转换的媒介。（3）绝缘套管：引出绕组接线，固定引线，是引线对地的绝缘元件。（4）油箱：作为保护变压器器身的外壳和盛油的容器，又是装配变压器外部结构件的骨架。60

69（5）冷却装置：散发变压器在运行中损耗所产生的热量。（6）储油器：起着补油及储油的作用，以保证油箱内充满油。（7）气体继电器：在变压器内部故障时起保护作用。（8）分接开关：调节变压器的输出电压，维持在要求范围内。14）变压器绕组绝缘损坏是由哪些原因造成的？答：（1）线路短路故障；（2）长期过负荷运行，绝缘严重老化；（3）绕组绝缘受潮；（4）绕组接头或分接开关接头接触不良；（5）雷电波侵入时绕组过电压。15）运行中，现场进行什么工作需将变压器重瓦斯保护由“跳闸”位置改为“信号”位置运行？答：（1）现场注油或滤油时；（2）呼吸器畅通工作或更换硅胶时；（3）除取油样和气体继电器上部放气阀放气外，其它所有地方打开放气、放油和进油阀时；（4）关闭气体继电器连接管上的阀门时；（5）瓦斯保护及二次回路上进行工作时。16）变压器运行中发生短路，其短路电流有何特点？答：（1）发生短路瞬间若电源电压的初相角为90度时，短路电流最小。（2）发生短路瞬间若电源电压的初相角为0度时，短路电流最大。（3）变压器短路阻抗越小，短路电流越大。（4）最大短路电流是额定电流的25～30倍。17）什么原因会使变压器发出异常音响？答：（1）过负荷。61

70（2）内部接触不良，放电打火。（3）个别零件松动。（4）系统中有接地或短路。（5）大电动机启动使负荷变化较大。18）冷却器故障的原因有哪些？答：（1）冷却的风扇或油泵电动机过载，热继电器故障。（2）风扇、油泵本身故障（轴承损坏，摩擦力过大等）。（3）电动机故障（缺相或断线）。（4）热继电器整定值过小或在运行中发生变化。（5）控制回路继电器故障。（6）回路绝缘损坏，冷却器电源跳闸。（7）冷却器控制回路电源消失。（8）一组冷却器故障后，备用冷却器由于自动切换回路问题而不能自动投入。19）为什么要规定变压器绕组的温升？国家规定允许温升是多少？答：变压器运行中，铁芯主磁通产生的铁耗，负载电流产生的铜耗，使绝缘材料受热劣化，影响变压器的使用寿命。油浸式变压器多采用A级绝缘材料，其最高允许工作温度为105℃。由于变压器绕组温升决定于负载电流，所以运行中必须监视和控制负载电流，使变压器油箱内上层油温不超过最大限值。国家规定变压器绕组为A级绝缘时，绕组温升为65℃（绕组温度为105℃，环境温度为40℃）。20）变压器在哪些情况下进行干燥处理？答：变压器遇到下列情况应进行干燥处理：（1）更换绕组或绝缘时；（2）在修理或安装时，器身在空气中暴露的时间超过规定的时间；（3）经绝缘电阻和吸收比测量证明变压器绕组受潮时。21）变压器干燥处理的一般要求是什么？62

71答：（1）不管采用哪种方法加热干燥变压器，在无油时器身温度不得高于95℃，在带油干燥时，油温不得高于80℃.（2）采用带油干燥时，应每4小时测量一次绝缘电阻和油的击穿电压。当油的击穿电压呈稳定状态，绝缘电阻也连续6小时保持稳定，即可停止干燥。（3）干燥时如不抽真空，则在箱盖上应开通气孔或利用油门等使潮气排出；（4）采用带油加热时，应在油箱外装设保温。保温层可用石棉布、玻璃布等绝热材料，不得使用易燃材料，并应采取相应的防火措施。5互感器及高压套管5.1名词解释1）互感器[GB20840.1-2010]旨在向测量仪器、仪表和保护或控制装置或者类似电器传送信息信号的变压器。2）电压互感器[GB20840.3-2013]一种在正常使用条件下其二次电压与一次电压实际成正比，且在联结方法正确时其相位差接近于零的互感器。3）电流互感器[GB20840.2-2014]在正常使用条件下，其二次电流与一次电流实质成正比、且在联结方法正确时其相位差接近于零的互感器。4）电容式电压互感器［GB/T20840.5-2013］由电容分压器单元和电磁单元组成的电压互感器，其设计和相互连接使电磁单元的二次电压实际上正比于一次电压成正比，且其相位差在连接方向正确时接近于零。5）准确级［GB/T2900.15-1997电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器］对互感器所标出的误差等级。其比值差和相位差，在规定使用条件下应在规定的限值内。6）套管［GB/T4109-2008交流电压高于1000V的绝缘套管］63

72供一个或几个导体穿过诸如墙壁或箱体等隔断，起绝缘和支持作用的器件。7）电容式套管［GB/T4109-2008交流电压高于1000V的绝缘套管］在绝缘内部布置导电或半导电层，以获得所要求的电位梯度的套管。8）油浸纸套管［GB/T4109-2008交流电压高于1000V的绝缘套管］主绝缘由纸卷绕的芯体，经处理后用绝缘液体（通常为变压器油）浸渍而构成的套管。9）全浸入式套管［GB/T4109-2008交流电压高于1000V的绝缘套管］两端均浸入不同于周围空气的绝缘介质（如油或气体）中的套管。10）浇铸或模塑树脂绝缘套管［GB/T4109-2008交流电压高于1000V的绝缘套管］主绝缘由浇铸或模塑有机材料（含或不含无机填料）组成的套管。5.2判断题1）电容式电压互感器给定的准确度等级标识，其误差在指定使用条件下应在规定的限值内。（√）2）电容式电压互感器的额定绝缘水平就是用一个电压值表征其互感器绝缘耐受电压的能力（×）3）对电压互感器二次绕组绝缘要求是：二次绕组（包括剩余电压绕组）之间及对地的短时工频耐受电压为2kV。（×）4）户内树脂浇注互感器外绝缘应有满足使用环境条件的爬电距离，并通过凝露试验。（√）5）电流互感器允许在设备最高电压下和额定连续热电流下长期运行。（√）6）所有保护用电压互感器，应给出相应的测量准确级和保护准确级。（√）7）电压互感器停用前，应将二次回路主熔断器或自动开关断开，以防止电压反送。（√）8）电压互感器高压熔断器连续熔断3～5次，应立即停用。（×）9）互感器本体或引线端子有严重过热时，应立即停用。（√）64

7310）互感器高压套管严重裂纹、破损，互感器有严重放电，已威胁安全运行时应立即停用。（√）11）互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火时，应立即停用。（√）12）油浸式互感器严重漏油，看不到油位时应立即停用。（√）13）电容套管、充油套管是以瓷套作为主绝缘。（×）14）瓷套管以瓷作为主要绝缘。（√）15）互感器轻微受潮可采用热油循环干燥法进行干燥处理，油温控制在75℃。（×）16）对变电站中的电气设备应定期开展带电热成像工作，尤其是对套管及其引线接头、隔离开关触头、复合地线光缆等。（√）17）在运行方式上和倒闸操作过程中，可以用带断口电容器的断路器切带电磁式电压互感器的空载母线。（×）18）油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压的结构型式。（√）19）电容式电压互感器的中间变压器高压侧可装设氧化锌避雷器。（×）20）对220kV及以上电压等级互感器可以进行任意电压下的介损试验。（×）21）在工厂试验时，变压器套管应安装在供货的变压器上进行试验。（√）22）防止套管、引线、分接开关引起事故。套管的伞裙间距低于标准的，应采取加伞裙套或涂RTV等措施，防止雨闪事故。（√）23）套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。（√）24）套管所有外露的金属附件应无毛刺、尖角、开裂并应有防护层（或镀层）。（√）25）套管与变压器油接触的金属零件表面应涂耐油性绝缘漆，胶纸电容芯子表面涂防潮耐油绝缘漆，漆层应光滑，无开裂。（√）26）套管出厂时，应在试验电压30kV下测量套管的tanδ和电容量，作为套管在运行以后进行监测的参考值。（×）27）套管在逐个绝缘试验前和试验后应进行介质损耗因数（tanδ）和电容量的测量以校验是否出现了损伤。最后一次tanδ测量前应进行局部放电量测量（√）65

7428）套管由供方选定试验的次序和可能合并的项目，但当含有冲击耐受电压试验时，该冲击耐受电压试验应在工频耐受电压试验后进行。（×）29）应保持套管油位正常，油纸电容套管在最低环境温度下不应出现负压，应避免频繁取油样分析而造成其负压。（√）30）每次拆接末屏后应检查末屏接地状况，在变压器投运时和运行中开展套管末屏接地状况带电测量。（√）31）互感器测量一次绕组对二次绕组及外壳的绝缘电阻时用2500V摇表；测量各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻时用500V摇表。（×）32）电容式套管是用电容芯子改善电场分布。（√）33）无励磁分接开关在改变分接位置后，必须测量全程的直流电阻和变比，合格后方可投运。（×）34）有载分接开关检修后，应测量使用分接的直流电阻和变比，合格后方可投运。（√）5.3选择题（有※标志的试题为多选题）1）互感器一次绕组引出的焊接或压接均应完好可靠，无（a、b、d）现象。※a．虚焊；b．脱焊；c．接触面大；d．压板松动。2）若运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖时，应按（b）的要求处理。a．运行监视；b．立即停止运行；c．计划检修；d．缩短试验周期。3）当电压互感器二次电压异常时，应按（d）的要求处理。a．运行监视；b．立即停止运行；c．计划检修；d．迅速查明原因及处理。4）运行中套管的主绝缘的绝缘电阻值不应低于（c）。a．5000MΩ；b．8000MΩ；c．10000MΩ；d．12000MΩ。5）运行中电压等级220～500kV胶纸电容型套管主绝缘，在20℃时的tanδ值应不66

75大于（b）。a．1.5%；b．1.0%；c．0.8%；d．0.5%。6）运行中电压等级220～500kV的油纸电容型套管主绝缘，在20℃时的tanδ值应不大于（b）。a．0.5%；b．0.8%；c．1.0%；d．1.2%。7）电容式电压互感器的电容器分压器应（a）进行渗漏油检查。a．6个月；b．12个月；c．1年半；d．2年。8）CTV的电容器分压器漏油时，应按（c）来处理。a．查找原因；b．计划检修；c．停止使用；d．监督运行。9）套管的型号中除包含产品型式代号、结构特征代号、设计顺序号外，还包含（a、b、c、d）等信息。※a．额定电压；b．额定电流；c．安装方式代号；c．污秽等级。10）套管安装成与垂线夹角为（d）则认为是垂直套管。a.＜15°；b.≤15°；c.＜30°；d.≤30°。11）检修时当套管水平存放，安装就位后，带电前必须进行静放，其中500KV套管静放时间应大于（b）。a．24h；b．36h；c．48h；d．72h。12）作为备品的110（66）kV及以上套管，水平放置保存期超过一年，当不能确保电容芯子全部浸没在油面以下时，安装前应进行（b、c、d）检验。※a．交流耐压试验；b．局部放电试验；c．额定电压下的介损试验；d．油色谱分析。13）测量电容式电流互感器的接地端（N）对外壳（地）的绝缘电阻，绝缘电阻值不宜小于（c）。a．100MΩ；b．500MΩ；c．1000MΩ；d．1500MΩ。14）交接试验时，对电压等级220kV及以上互感器的绝缘性能有怀疑时，宜进行67

76（d）试验。a．介损；b．绝缘电阻；c．交流耐压；d．局部放电。15）交接试验时，互感器交流耐压试验应按出厂试验电压的（b）进行。a．75%；b．80%；c．85%；d．100%。16）交接试验时气体互感器内的SF6气体水分含量不得大于（b）（20℃体积分数）。a．150μL/L；b．250μL/L；c．300μL/L；d．500μL/L。17）交接试验时互感器油中溶解气体色谱分析，氢气含量不宜超过（a）。a．50μL/L；b．20μL/L；c．10μL/L；d．5μL/L。18）交接试验时电压互感器一次绕组直流电阻测量值与换算到相同温度下的出厂值比较，相差不宜大于（d）。a．2%；b．5%；c．8%；d．10%。19）交接试验时，同型号、同规格、同批次电流互感器一、二次绕组的直流电阻和平均值的差异不宜大于（d）。a．2%；b．5%；c．8%；d．10%。20）CVT电容分压器在测量单节电容器在10kV至额定电压范围内电容量的变化量大于（a）时判为不合格。a．1%；b．-5%；c．5%；d．10%。21）互感器铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻应用（d）兆欧表测量。a．250V；b．500V；c．1000V；d．2500V。22）电压等级66kV及以上的电磁式电压互感器励磁曲线最高测量点为额定电压的（c）。a．100%；b.120%；c.150%；d.190%。23）电磁式电压互感器励磁曲线测量点为额定电压时，励磁电流不宜大于其出厂试验报告和型式试验报告测量值的（a）。a．30%；b.50%；c.100%；d.120%。68

7724）套管在1.05U/3电压下测量时，在耐压试验前后所测得的电容量的最大值r应小于相当于一层电容量的（b）。a．70%；b.75%；c.80%；d.85%。25）500kV油浸纸套管介损tanδ不大于（a）。a．0.5%；b．0.6%；c．0.7%；d．0.8%。26）新投运的500kV套管油中溶解气体色谱分析，总烃含量不宜超过（c）。a．50μL/L；b．20μL/L；c．10μL/L；d．5μL/L。27）新投运的500kV套管油中溶解气体色谱分析，氢气含量不宜超过（b）。a．250μL/L；b．150μL/L；c．100μL/L；d．50μL/L。28）套管的热像特征为套管整体发热热像，其特征为（b）。a．柱头内部并线压接不良；b．介损偏大；c.缺油；d．局部放电，油路或气路堵塞。29）电流互感器的热像特征为以瓷套整体温升增大，且瓷套上部温度偏高，其特征为（b）。a．螺杆接触不良；b．介损偏大；c．缺油；d．局部放电增大或铁芯短路。30）电容式电压互感器在1.2Um/电压下的局部放电不大于（c）。a．5pC；b．7pC；c．10pC；d．15pC。31）电容式电压互感器的例行试验项目有（a、c、d）。a．红外热像检测；b．局部放电；c．分压电容器试验；d．二次绕组绝缘电阻。32）500kV及以上电容型高压套管介质损耗因数的注意值是（b）。a．0.005；b．0.006；c．0.007；d．0.008。33）电压等级（b）及以上互感器应真空注油。a．66kV；b．110kV；c．220kV；d．330kV。34）SF6绝缘电流互感器故障跳闸后，应进行（c）检测，以确定内部有无放电。69

78避免带故障强送再次放电。a．局部放电；b．气体密度表；c．SF6分解产物；d．微水量。5.4问答题1）防止各类油浸式互感器事故，在运行阶段应注意哪些问题？答：（1）事故抢修安装的油浸式互感器应保证静放时间，其中500kV油浸式互感器静放时间应大于36小时，110～220kV油浸式互感器静放时间应大于24小时。（2）对新投运的220kV及以上电压等级电流互感器，1～2年内应取油样进行油色谱、微水分析；对于厂家明确要求不取油样的产品，确需取样或补油时应由制造厂配合进行。（3）互感器的一次端子引线连接端要保证接触良好，并有足够的接触面积，以防止产生过热性故障。一次接线端子的等电位连接必须牢固可靠。其接线端子之间必须有足够的安全距离，防止引线线夹造成一次绕组短路。（4）老型带隔膜式及气垫式储油柜的互感器，应加装金属膨胀器进行密封改造。现场密封改造应在晴好天气进行。对尚未改造的互感器应每年检查顶部密封状况，对老化的胶垫与隔膜应予以更换。对隔膜上有积水的互感器，应对其本体和绝缘油进行有关试验，试验不合格的互感器应退出运行。绝缘性能有问题的老旧互感器，退出运行不再进行改造。（5）对硅橡胶套管和加装硅橡胶伞裙的瓷套，应经常检查硅橡胶表面有无放电现象，如果有放电现象应及时处理。（6）运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗漏油的互感器，应根据情况限期处理，必要时进行油样分析；对含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗漏油的立即停止运行。（7）应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器。对怀疑存在缺陷的互感器，应缩短试验周期进行跟踪检查和分析查明原因。对于全密封型互感器，油中气体色谱70

79分析仅H2单项超过注意值时，应跟踪分析，注意其产气速率，并综合诊断：如产气速率增长较快，应加强监视；如监视数据稳定，则属非故障性氢超标，可安排脱气处理；当发现油中有乙炔时，按状态检修规程规定进行。对绝缘状态有怀疑的互感器应运回实验室进行全面的电气绝缘性能试验，包括局部放电试验。（8）如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，应立即退出运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当电压互感器二次电压异常时，应迅速查明原因并立即处理。（9）当采用电磁单元为电源测量电容式电压互感器的电容分压器C1和C2的电容量和介损时，必须严格按照制造厂说明书规定进行。（10）根据电网发展情况，应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。若互感器所在变电站短路电流超过互感器铭牌规定的动热稳定电流值时，应及时改变变比或安排更换。（11）严格按照DL/T664-2008的规定，开展互感器的精确测温工作。新建、改扩建或大修后的互感器，应在投运后一个月内（但至少在24h以后）进行一次精确检测。220kV及以上电压等级的互感器每年在季节变化前后应至少各进行一次精确检测。在高温大负荷运行期间，对220kV及以上电压等级互感器应增加红外检测次数。精确检测的测量数据和图像应存入数据库。（12）加强电流互感器的末屏接地检测、检修及维护管理。对结构不合理、截面偏小、强度不够的末屏应进行改造；检修结束后应检查确认末屏接地是否良好。2）如何对套管进行密封性能试验？答：(1)对充液体绝缘介质的套管进行密封试验时，套管应按运行状态全部装配好，然后用液压泵（或者有氮气瓶经过过滤器）经管道分别与套管油枕处的抽气孔或中心导管相连，使套管及导管内压力均匀升至比运行压力高（0.1±0.01）MPa的压力，维持1h，并仔细检查各部位密封面，若无渗漏现象，则认为套管通过本试验。(2)对充气、气体绝缘和气体浸渍套管应按标准运行方式进行安装，并在环境温度71

80下充以气体到最大运行压力。套管应封闭在一个外壳内（例如塑料外壳），在2h或大于2h的时间周期中测量两次，外壳内空气中含该气体浓度。如果测得泄漏的气体经计算每年泄漏量等于或小于套管内气体总量的1%，则认为套管通过本试验。3）防止110kV（66kV）～500kVSF6绝缘电流互感器事故在运行阶段应注意哪些问题？答：（1）运行中应巡视检查气体密度表，产品年漏气率应小于0.5%。（2）若压力表偏出绿色正常压力区时，应引起注意，并及时按照制造厂要求停电补充合格的SF6新气。一般应停电补气，个别特殊情况需带电补气时，应在厂家指导下进行。（3）补气较多时（表压小于0.2MPa），应进行工频耐压试验。（4）交接时SF6气体含水量小于250μL/L，运行中不超过500μL/L（换算至20℃），若超标时应进行处理。（5）设备故障跳闸后，应进行SF6气体分解产物检测，以确定内部有无放电。避免带故障强送再次放电。（6）对长期微渗的互感器应重点开展SF6气体微水量检测，必要时可缩短检测周期，以掌握SF6电流互感器气体微水量变化趋势。4）电磁式电压互感器诊断试验有那些项目？答：（1）交流耐压试验；（2）局部放电；（3）绝缘油试验（油纸绝缘）；（4）SF6气体成分分析（SF6绝缘）；（5）支架介质损耗因数；（6）电压比校核；（7）励磁特性；（8）绕组电阻；72

81（9）气体密封性检测（SF6绝缘）；（10）气体密度表（继电器）校验（SF6绝缘）。5）变压器套管在测量电容量和介质损耗因数时应注意些什么？答：（1）对于变压器套管，被测套管所属绕组短路加压，其它绕组短路接地。不便断开高压引线且测量仪器负载能力不足时，试验电压可加在套管末屏的试验端子，套管高压引线接地，把高压接地电流接入测量系统。此时试验电压必须严格控制在设备技术文件许可值以下（通常为2000V），否则可能导致套管损坏。要求与上次同一方法的测量结果相比无明显变化。出现异常时，需采用其它测量方法验证。（2）测量前应确认外绝缘清洁、干燥。如果测量值异常（测量值偏大或增量偏大），可测量介质损耗因数与测量电压之间的关系曲线，测量电压从10kV到Um/，介质损耗因数的变化量应在0.0015之内，且介质损耗因数不超过0.007（Um≥550kV）、0.008(Um为363kV/252kV)、0.01（Um为126kV/72.5kV）。分析时应考虑测量温度的影响。6）变压器套管安装应符合哪些规定？答：（1）套管试验应合格。（2）套管采用瓷外套时，瓷套管与金属法兰胶装部位应牢固密实并涂有性能良好的防水胶，瓷套管外观不得有裂纹、损伤；套管采用硅橡胶外套时，外观不得有裂纹、损伤、变形；套管的金属法兰结合面应平整、无外伤或铸造砂眼；充油套管无渗油现象，油位指示正常。（3）套管竖立和吊装应符合产品技术文件要求。（4）套管顶部结构的密封垫应安装正确，密封良好。顶部引线连接可靠。（5）充油套管的油位指示应面向外侧，末屏连接符合产品技术文件要求。（6）均压环表面应光滑无划痕，安装牢固且方向正确；均压环易积水部位最低点应有排水孔。7）互感器哪些部位应可靠接地？73

82答：（1）分级绝缘的电压互感器，其一次绕组的接地引出端子；（2）电容型绝缘的电流互感器，其一次绕组末屏的引出端子、铁芯引出接地端子；（3）互感器外壳；（4）电流互感器的备用二次绕组端子应先短路后接地；（5）倒装式电流互感器二次绕组的金属导管；（6）应保证工作接地点有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线。8）互感器技术监督的内容有哪些？答：（1）按DL／T596对互感器进行定期预试，并将试验结果、发现缺陷及处理情况记入档案；（2）根据系统发展情况，及时对电流互感器进行动、热稳定电流校核；（3）定期对互感器设备状况进行运行分析，内容应包括：a)异常现象、缺陷产生原因及发展规律；b)故障或事故原因分析、处理情况及采取对策；c)根据系统变化、环境情况等作出事故预想；d)对涉及结算电量的互感器，按DL／T448要求定期进行误差性能试验；（4）定期检查互感器反事故技术措施执行情况，定期对油浸式互感器密封性能、防雨防潮情况进行检查；（5）对互感器在线监测装置，及时做好运行记录，总结效果；（6）按DL/T596的规定进行绝缘油、SF6气体监督。6开关设备6.1名词解释1）开关设备［DL/T617-2010气体绝缘金属封闭开关设备技术条件］主要用于与发电、输电、配电和电能转换有关的开关电器，以及与这些开关电器和与其相关的控制、测量、保护及调节设备的组合的统称。也可指由这些开关电器和74

83设备以及有关的互连件、附件、外壳和支撑构件组成的成套设备。2）断路器［《中国电力百科全书》输电与配电卷第二版］能承载、关合和开断运行线路的正常电流，也能在规定时间内承载、关合和开断规定的异常电流（如短路电流）的开关设备，是电力系统的保护和操作的重要电气装置。3）少油断路器［《中国电力百科全书》输电与配电卷第二版］利用变压器油或专用断路器油作为触头间的绝缘和灭弧介质，而对地绝缘采用支持瓷柱的断路器。4）六氟化硫断路器［《中国电力百科全书》输电与配电卷第二版］以六氟化硫（SF6）气体为灭弧介质或兼作绝缘介质的断路器。5）真空断路器［《中国电力百科全书》输电与配电卷第二版］以真空状态作为灭弧和绝缘的断路器。6）隔离开关［《中国电力百科全书》输电与配电卷第二版］在分闸位置时其触头之间有符合规定的绝缘距离和可见断口，在合闸位置时能承载正常工作电流及短路电流的开关设备。7）气体绝缘金属封闭开关设备［《中国电力百科全书》输电与配电卷第二版］将变电所的电气元件（变压器除外）如母线、断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、母线接地开关、避雷器等全部（至少部分）封闭在充有压力高于大气压的绝缘气体的接地金属压力密闭容器内的成套装置，简称GIS。绝缘气体通常为六氟化硫（SF6）气体。8）负荷开关［《中国电力百科全书》输电与配电卷第二版］一种主要用于承载、关合、开断运行线路中正常条件下（也包括规定的过负荷条件）的电流，并能开关和承载规定的异常电流（如短路电流）的开关设备。6.2判断题1）高压断路器按照采用的灭弧介质不同，可分为油断路器、空气断路器、真空断75

84路器、六氟化硫（SF6）断路器等。（√）2）断路器的作用是承载、关合和开断运行线路的正常电流。（×）3）隔离开关仅能承载、关合和开断运行线路的正常电流。（×）4）少油断路器的灭弧方法有纵吹、横吹和压油吹弧等。（√）5）SF6气体是无色、无味、无毒、不可燃亦不助燃的非金属化合物。（√）6）SF6气体的绝缘能力随压力升高而增强。（√）7）SF6气体的灭弧能力相当同等条件下空气的100倍。（√）8）在常温常压下，SF6气体密度比空气大。（√）9）高压熔断器主要由熔体和本体两部分构成。（√）10）高压熔断器分为限流型和非限流型两种。（√）11）低压熔断器分为限流型和非限流型两种。（×）12）高压开关设备的闭锁装置按实现闭锁的方式不同，分为电气闭锁、电磁闭锁和机械闭锁三种。（√）13）我国规定断路器的额定电流为200、400、630、（1000）、1250、（1500）、1600、2000、3150、4000、5000、6300、8000、10000、12500、16000、20000A。（√）14）我国规定额定短路开断电流的周期分量有效值为：1.6，3.15，6.3，8，10，12.5，16，20，25，31.5，40，50，63，80，100kA等。（√）15）用红外成像仪测量断路器动静触头发热情况，当热点温度大于80℃时，属危急缺陷。（√）16）SF断路器年漏气率应小于2%。（×）617）隔离开关可以切无故障电流。（×）18）用隔离开关可以断开系统中发生接地故障的消弧线圈。（×）19）隔离开关可以拉合无故障的电压互感器和避雷器。（√）20）隔离开关仅用来倒闸操作，不能开断任何电流。（×）21）隔离开关可以拉合主变压器中性点。（√）76

8522）进行熔断器更换时，应更换型号和容量相同的熔断器。（√）23）石英砂熔断器可以限制短路电流。（√）24）熔断器熔丝的熔断时间与通过熔丝的电流间的关系曲线称为安秒特性。（√）25）断路器中的油起冷却作用。（×）26）高压断路器在大修后应调试开关行程。（√）27）断路器油量过多在遮断故障时会发生爆炸。（√）28）分闸速度过低会使燃弧时间加长，使断路器爆炸。（√）29）油断路器跳闸后应检查喷油情况、油色、油位变化。（√）30）真空断路器的触头接触后的弹跳时间长，弹跳次数多，引起的操作过电压也高。（√）31）真空断路器的触头行程一般较小，限制了真空断路器单断口的电压水平。（√）32）备用母线无须试充电，可以直接投入运行。（×）33）少油断路器只需通过观察窗能看见有油就是能运行。（×）34）隔离开关可以拉合负荷电流和接地故障电流。（×）35）只有油断路器可以在断路器现场就地用手动操作方式进行停送电操作。（×）36）将检修设备停电，对已拉开的断路器和隔离开关取下操作电源，隔离开关操作把手必须锁住。（√）37）隔离开关可以进行同期并列。（×）38）动稳定电流以短路电流的第一个半波最大峰值来表示。（√）39）在SF6断路器中，密度继电器指示的是SF6气体的压力值。（√）40）各种断路器在新装和大修后必须测量分、合闸速度特性，并应符合技术要求。（√）41）发现隔离开关过热时，应采用倒闸的方法，将故障隔离开关退出运行，如不能倒闸则应停电处理。（√）42）在断开有电流的电路时，SF6断路器和真空断路器触头间产生电弧的机理是相77

86同的。（×）43）断路器触头的分、合动作是依靠操动机构来实现的。（√）44）断路器的操作能源（如电压、气压或液压）在一定范围内变化，应能正确、可靠的工作。（√）45）断路器中的电弧电流在过零后，电弧便会立即熄灭。（×）46）断路器操作时的速度很高，为减少撞击损坏部件，需装置分、合闸缓冲器。（√）47）GIS各隔室之间的SF6气体额定密度可以不同。（√）-248）真空断路器要求灭弧室内气体压强不得大于1.33×10Pa。（√）49）真空断路器的触头结构不同，其真空灭弧的工作原理相同。（×）50）监测真空断路器灭弧室的真空度可用来评定断路器的绝缘和灭弧性能。（√）6.3选择题（有※标志的试题为多选题）1）线路断路器两侧的隔离开关合上，断路器在断开位置，这种状态称为（c）。a．运行状态；b．冷备用；c．热备用。2）GIS全封闭组合电器中，SF6气体压力通常使用范围为（b）。a．＜0.2MPa；b．0.2～0.6MPa；c．＞0.6MPa。3）《断路器技术条件》中规定：330kV及以上电压等级断路器额定热稳定时间为（d）。a．1s；b．2s；c．3s；d．4s。4）《断路器技术条件》中规定：500kV及以上电压等级断路器额定热稳定时间为（c）。a．1s；b．2s；c．3s；d．4s。5）用于架空输电线路中的断路器，应能在短时间内连续可靠的关合（b）短路故障。78

87a．1次；b．2次；c．3次；d．4次。6）在常温常压下，SF6气体密度为空气的（c）。a．1倍；b．3倍；c．5倍；d．7倍。7）10kV电压等级真空断路器的触头开距只有（b）左右。a．5mm；b．10mm；c．15mm；d．20mm。8）表征断路器开断能力的参数是（a）。a．开断电流；b．额定电流；c．额定电压；d．额定容量。9）断路器接地金属外壳应有明显的接地标志，接地螺栓不小于（c），且接触良好。a．M8；b．M10；c．M12；d．M14。10）发现断路器严重漏油时，应按（c）处理。a．立即将重合闸停用；b．立即断开断路器；c．采取禁止跳闸的措施；d．不用采取措施。11）断路器额定电压指（c）。a．正常工作电压有效值；b．正常工作相电压峰值；c．正常工作线电压有效值；d．正常工作线电压峰值。12）在多断口断路器断口上并联电容器的作用是（d）。a．限制过电压；b．改变电流；c．改变参数；d．断口间均压。13）少油断路器为了防止慢分，一般都在断路器（b），加装防慢分装置。a．传动机构；b．传动机构和液压机构；c．传动液压回路和油泵控制回路；d．远方控制装置。14）220kV断路器（少油）超行程是（c）。a．75mm；b．55mm；c．70mm；d．35mm。15）电磁操动机构，合闸线圈动作电压不低于额定电压的（c）。a．75%；b．85%；c．80%；d．90%。16）断路器液压操动机构应使用（a）航空油。79

88a．10号；b．15号；c．30号；d．35号。17）因隔离开关传动机构本身故障而不能操作的，应（a）处理。a．停电；b．自行；c．带电处理；d．以后。18）发生误操作隔离开关时，应采取（d）的处理。a．立即拉开；b．立即合上；c．停止操作；d．误合时不许再拉开，误拉时在弧光未断开前再合上。19）充有SF6气体的隔室中，因内部故障造成的压力升高与（b、c、d）有关。※a．额定电流；b．故障电弧电流；c．隔室的容积；d．电弧持续时间。20）全开断时间是表征断路器开断过程快慢的主要参数，它是指（c）。a．断路器接到分闸命令瞬间到各相触头都分离的时间间隔；b．某一相首先起弧瞬间到各相电弧全部熄灭的时间间隔；c．断路器接到分闸命令瞬间到各相电弧全部熄灭的时间间隔；d．继电保护装置动作瞬间到各相电弧全部熄灭的时间间隔。21）限流型高压熔断器的瓷套管内充入石英砂的作用是（a、c）。※a．限流；b．防潮；c．灭弧；d．防进水。22）真空接触器的主要功能是（a、b）。※a．频繁接通工作电流；b．频繁开断工作电流；c．开断短路电流；d．开断过负荷电流。23）隔离开关可用来分合的小电流，是指流经（a、b、c、d）的电流。※a．套管、母线、连接头和短电缆的充电电流；b．双母线换接时的环流；c．断路器的并联均压电容的电容电流；d．电压互感器的励磁电流。24）隔离开关当额定电压在363kV及以下时，可用来分合不超过（c）的小电流。a．2A；b．1A；c．0.5A；d．0.2A。25）隔离开关的断口绝缘与断路器的断口绝缘相比，一般要求比断路器（a）。a．高；b．低；c．相同；d．不限定。80

8926）断路器关合能力是指（d）的能力。a．关合工作电流；b．关合极限电流；c．故障后自动关合；d．关合短路故障。6.4问答题1）交流电弧熄灭的基本条件是什么？答：交流电弧熄灭的条件必须满足：（1）电弧电流过零；（2）电弧电流过零，电弧熄灭后，弧隙的介电强度始终维持高于弧隙上的恢复电压。2）什么叫断路器额定电流？什么叫额定短路开断电流？答：额定电流是指在额定频率下长期通过断路器且使断路器无损伤、各部分发热不超过长期工作的最高的允许发热温度的电流。额定短路开断电流I是指在额定电压下能保证正常开断的最大短路电流。它是标brN志断路器开断能力的一个重要参数。3）什么叫断路器关合能力？断路器关合能力是指关合短路故障的能力，用参数i(额定短路关合电流)来表征。mc其数值以关合操作时，瞬态电流第一个大半波峰值表示。制造部门对关合电流一般取额定开断电流I的1.8×2倍，即brNimc=1.82IbrN=2.55IbrN断路器关合短路故障远比在合闸状态下通过极限电流的情况更为严重。它会影响动触头合闸速度及触头的接触压力，当操动机构合闸力不足时，甚至出现触头弹跳、熔化、焊接以至断路器爆炸等事故。断路器关合短路电流的能力除与灭弧装置性能有关外，还与断路器操动机构的合闸功的大小有关。因此，在选择断路器的同时，应选择与之匹配的操动机构，方能保证足够的关合能力。4）什么是断路器的耐受能力，用什么参数表征？答：断路器在开断短路故障时，短路电流将流过动、静触头，因此，要求断路器不致因发热和电动力的冲击而损坏，即断路器应有足够的耐受短路电流作用的能力，81

90简称为耐受能力。表征耐受能力的参数是：（1）额定短时耐受电流（Ik）在规定的使用和性能条件下，在规定的短时间内，开关设备和控制设备在合闸位置能够承载的电流有效值。（2）额定短路持续时间（tk）开关设备和控制设备在合闸位置能够承载额定短时耐受电流的时间。额定短路持续时间的标准值为2s。如果需要，可以选取大于2s，推荐值为3s和4s。（3）额定峰值耐受电流（Ip）在规定的使用和性能条件下，开关设备和控制设备在合闸位置能够承载的短时耐受电流第一个大半波的电流峰值。5）什么叫断路器操作性能？答：断路器操作性能是表征断路器开断过程快慢的主要参数，它用全开断时间t来t表示。全开断时间t是指断路器接到分闸命令瞬间起到电弧熄灭为止的时间，它由两t部分组成，即tt=t1t2。式中：t1称为固有分闸时间，是指从断路器接到分闸命令瞬间到所有各相的触头都分离的时间间隔；t称为燃弧时间，是指某一相首先起弧瞬间2到所有相电弧全部熄灭的时间间隔。全开断时间t直接影响故障对设备的损坏程度、故障范围、传输容量和系统的稳定t性。6）SF6断路器有哪些特点？答：（1）断口耐压高。（2）允许断路次数多，检修周期长。（3）开断性能很好。（4）占地少。82

91（5）无噪声和无线电干扰。（6）加工精度高．密封性能良好。SF6气体本身虽无毒，但在电弧作用下，少量分解物（如SF4）对人体有害，一般需设置吸附剂来吸附。运行中要求对水分和气体进行严格检测，而且要求在通风良好的条件下进行操作。7）试述隔离开关功能？答：隔离开关的主要特点是在有电压、无负荷电流情况下分、合闸。其主要功用为：（1）分闸后，建立可靠的绝缘间隙，将需要检修的线路或电气设备与电源隔开，使有可见的断开点，以保证检修人员及设备的安全。（2）根据运行需要进行倒闸操作。（3）可用来分、合小电流，如套管、母线、连接头和短电缆的充电电流；断路器均压电容的电容电流；双母线倒闸操作时的环流以及电压互感器的励磁电流等。（4）根据不同结构类型的具体情况，可用来分、合一定容量的空载变压器的励磁电流。8）隔离开关有哪些技术要求？答：（1）应具有明显可见的断口：使运行人员能清楚地观察隔离开关的分、合状态。（2）绝缘稳定可靠：特别是断口绝缘，一般要求比断路器高出约10%～15%，即使在恶劣的气候条件下，也不能发生漏电或闪络现象，确保人员的人身安全。（3）导电部分要接触可靠：除能承受长期工作电流和短时动、热稳定电流外，户外产品应考虑在各种严重的工作条件下（包括母线拉力、风力、地震、冰冻、污秽等不利情况），触头仍能正常分合和可靠接触。（4）尽量缩小外形尺寸：特别是在超高压隔离开关中，缩小导电闸刀运动时所需要的空间尺寸，有利于减少变电站的占地面积。（5）隔离开关与断路器配合使用时，要有机械的或电气的闭锁，以保证动作的次83

92序：即在断路器开断电流之后，隔离开关才能分闸；在隔离开关合闸之后，断路器再合闸。（6）在隔离开关上装有接地刀闸时，主刀闸与接地刀闸之间应具有机械的或电气的连锁，以保证动作的次序：即主刀闸在合闸状态时，保证接地刀闸不能合闸，接地刀闸在合闸状态时，保证主刀闸不能合闸。（7）隔离开关要有好的机械强度，结构简单、可靠；操动时，运动平稳，无冲击。9）断路器操动机构有哪些性能要求？答：（1）合闸：不仅能关合正常工作电流，而且在关合故障回路时，能克服短路电流产生的电动力的阻碍，关合到底。在操作能源（如电压、气压或液压）在一定范围内（80%～110%）变化时，仍能正确、可靠的工作。（2）保持合闸：由于合闸过程中，合闸命令的持续时间很短，而且操动机构的操作力也只在短时内提供，因此操动机构中必须有保持合闸的部分，以保证在合闸命令和操作力消失后，断路器仍能保持在合闸位置。（3）分闸：操动机构不仅要求能够遥控分闸，在某些特殊情况下，应该可以在操动机构上进行手动分闸，而且要求断路器的分断速度与操作人员的动作快慢和下达命令的时间长短无关。（4）自由脱扣：断路器在合闸过程中，又接到分闸命令，则操动机构不应继续合闸而应能立即分闸。（5）防跳跃：断路器关合短路后又自动分闸，即使合闸命令尚未解除也不会再次合闸。（6）复位：断路器分闸后，操动机构中的每个部件应能自动地恢复到准备合闸的位置。（7）闭锁：为了保证操动机构的动作可靠，要求操动机构具有一定的闭锁装置。10）简要介绍断路器操动机构常用闭锁有哪些？答：（1）分合闸位置闭锁：保证断路器在合闸位置时，操动机构不能进行合闸操84

93作；在分闸位置时，不能进行分闸操作。（2）低气（液）压与高气（液）压闭锁：当气体或液体压力低于或高于额定值时，操动机构不能进行分、合闸操作。（3）弹簧操动机构中的位置闭锁：弹簧储能不到规定要求时，操动机构不能进行分、合闸操作。11）断路器操动机构有哪些种类？答：（1）手动操动机构（CS）：靠人手的力量直接合闸的操动机构称为手动操动机构。（2）电磁操动机构（CD）：靠电磁力合闸的操动机构称为电磁操动机构。（3）电动机操动机构（CJ）：利用电动机经减速装置带动断路器合闸的操动机构称为电动机操动机构。（4）弹簧操动机构（CT）：利用已储能的弹簧为动力使断路器动作的操动机构称为弹簧操动机构。（5）气动操动机构：靠压缩空气力分、合闸的操动机构称为气动操动机构。（6）液压操动机构：利用液压传动系统的工作原理的操动机构。7升压站设备外绝缘及绝缘子7.1名称解释1）统一爬电比距（USCD）［GB/T26218.1-2010污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第1部分］绝缘子的爬电比距与该绝缘子上承载的最高运行电压的均方值之比。2）等值盐密(ESDD)［GB/T26218.1-2010污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第1部分］溶解在给定的去离子水中时，与从绝缘子一个给定表面清洗下的自然沉积物有相2同体积电导率的氯化钠（NaCI）的量，除以该表面的面积，一般用mg/cm表示。85

943）不溶沉淀物密度（NSDD），简称盐密［GB/T26218.1-2010污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第1部分］从绝缘子一个给定表面上清洗下的不溶残留物的量，除以该表面的面积，一般用2mg/cm表示。4）现场等值盐度（SES）［GB/T26218.1-2010污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第1部分］3按GB/T4585盐雾试验的盐度，一般以kg/m表示。该盐度能够在相同电压下，在相同绝缘子上产生与自然污秽可比较的泄漏电流峰值。5）现场污秽度（等值SPS）［GB/T26218.1-2010污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第1部分］在经过适当的积污时间后，记录到的ESDD/NSDD或SES的最大值。6）瓷、玻璃绝缘子的劣化［DL/T626-2005劣化盘形悬式绝缘子检测规程］在施工和运行中，由于自然老化及产品质量等原因，造成绝缘子机电性能下降，玻璃绝缘子自爆等。7）低（零）值绝缘子［DL/T626-2005劣化盘形悬式绝缘子检测规程］对运行中500kV电压等级用的绝缘子表面干燥时的绝缘电阻低于500MΩ和运行中500kV电压等级以下用的运行中绝缘子的绝缘电阻低于300MΩ为低（零）值绝缘子。7.2判断题1）现场污秽度是在经过适当的积污时间后记录到的等值盐密/灰密或现场等值盐度的平均值。（×）2）现场污秽度等级从很轻到很重，划分为：a、b、c、d、e五个等级。（√）3）为避免造成不可恢复的损坏，绝缘子的击穿电压应比干闪络电压高。（√）4）污闪事故的发生，除了与电气设备的外绝缘强度有关外，还与气象、环境条件密切相关。（√）86

955）污秽绝缘子的选择和尺寸确定不必考虑瞬时过电压。（√）6）B类污秽是一种“瞬时污秽”，使绝缘子的状态在很短的时间（＜1h）内，从高阻状态发展到闪络。（√）7）电瓷的介电强度（kV/cm）随着壁厚d（cm）增加而增加。（×）8）固体介质的闪络电压比纯空气的击穿电压高。（×）9）污秽地区绝缘子的污闪事故远高于雷击事故。（√）10）各类污秽中以化工污秽对绝缘子沿面放电的影响最大。（√）11）清洁绝缘子与污秽绝缘子的闪络放电过程是一样的。（×）12）火电厂在考查污湿特征时，应注意到与炉烟污秽的距离。（√）13）采用均压环增加了绝缘子对导线的电容，可改善电压分布，提高电晕起始电压。（√）14）复合绝缘子的阻燃性是指伞套材料在火焰中燃烧的能力。（√）15）复合绝缘子的选择应遵循“技术成熟、工艺先进、质量可靠、有运行经验”的原则。（√）16）瓷、玻璃绝缘子更换为复合绝缘子时，除应考虑尺寸、机械负荷及电气性能的等效互换外，还应校核复合绝缘子的风偏距离和导线弧垂。（√）17）用于电力系统的复合绝缘子伞套材料要选用硅橡胶绝缘材料。（√）18）330kV及以上用于电力系统的复合绝缘子的产品采用耐应力腐蚀芯棒。（√）19）复合绝缘子的检验一般分设计试验、型式试验、抽样试验和逐个试验。（√）20）搬运去除外包装的330kV及以上等级复合绝缘子，应平稳搬运，防止绝缘子挠度过大。（√）21）对清洁区和一般污秽地区的绝缘子，当其表面憎水性尚未永久消失时，可以免清扫。（√）22）绝缘子用常温固化硅橡胶防污闪涂料施工可用刷涂或喷涂。（√）23）绝缘子用常温固化硅橡胶防污闪涂料涂层在其有效期内一般不需清扫或水87

96洗。（√）25）棒式支柱绝缘子需要进行绝缘电阻检测。（×）26）绝缘子盐密值超过规定时，应根据情况采取调爬、清扫、涂料等措施。（√）27）对160kN及以上复合绝缘子应逐只检查锌层并探伤缺陷。（√）28）当绝缘子用于海拔高度超过1500m时，其绝缘强度应进行海拔校正。（×）29）污秽绝缘子的选择和尺寸确定要求考虑系统要求、环境条件及制造商样本中绝缘子参数。（√）30）玻璃或瓷绝缘子表面干燥和清洁时，具有憎水性。（√）31）表面电阻是决定污秽绝缘子是否会闪络的根本因素。（√）32）对电压分布的不均匀性的影响，在绝缘子表面的污秽水平较高时更明显。（×）7.3选择题（有※标志的试题为多选题）1）常用的外绝缘材料有（a、b、c）。※a．电瓷；b．硅橡胶；c．玻璃；d．水泥。2）影响复合绝缘子老化的主要因素是（c）。a．机械负荷；b．环境因素；c．表面放电；d．雷击。3）与瓷或玻璃绝缘子相比，硅橡胶复合绝缘子的优点是（c、d）。※a．耐老化；b．耐电弧；c．耐污闪；d．耐湿闪。4）影响污秽绝缘子闪络的主要因素是（a、b、c、d）。※a．污秽物性质和污染程度；b．大气湿度；c．爬电距离；d．绝缘子直径。5）污层等值附盐密度的计量单位是用（d）表示。3322a．kg/m；b．g/cm；c．g/cm；d．mg/cm。6）外绝缘放电电压随着海拔高度的增加而（b）。a．增加；b．降低；c．不变。88

977）计算统一爬电比距时，其计算电压取（b）的有效值。a．系统最高电压；b．绝缘上承载的最高运行电压；c．系统标称电压；d．绝缘上承载的运行电压。8）现场等值盐度（SPS）的计量单位是（a）。3322a．kg/m；b．g/cm；c．mg/mm；d．mg/cm。9）绝缘子串上绝缘子产生电晕，其危害是（a、b、c）。※a．干扰通信线路；b．氮的氧化物腐蚀附件；c．污染绝缘子表面。10）提高避雷器外套防污闪的措施有（b、c、d）。※a．加装防污闪辅助伞裙；b．涂复RTV涂料；c．加装辅助伞裙和涂复RTV涂料；d．采用复合绝缘外套。11）污闪大多发生于（c、d）的天气。※a．大雨；b．小雨；c．大雾；d．毛毛雨。12）防污闪涂料基本技术条件要求其固体含量不小于（b）。a．30%；b．50%；c．60%；d．70%。13）防污闪涂料基本技术条件要求，户外使用寿命一般不少于（b）年。a．3年；b．5年；b．6年；d．8年。14）防污闪涂料基本技术条件要求，在25℃±2℃，40％～70％RH条件下，固化时间不大于（c）h。a．24h；b．48h；c．72h；d．96h。15）运行复合绝缘子的性能检验周期暂定为(c)年一次。a．1～3年；b．2～3年；c．3～5年；d．5～6年。16）对沿海型区域，（a、b）会很快沉积在绝缘子表面形成污秽层。※a．浓盐雾；b．海水喷溅；c．导电颗粒；d．灰尘。17）确定A类污秽的现场污秽度，通常测量（a、b）。※a．等值盐密；b．灰密；c．表面泄漏电流；d．表面电导率。89

9818）确定B类污秽的现场污秽度测量，通常测量（c、d）。a．等值盐密；b．灰密；c．表面泄漏电流；d．表面电导率。19）用于海拔高于1000m，但不超过4000m处的设备外绝缘，海拔每升高100m，绝缘强度降低（a）。a．1%；b．1.5%；c．2%；d．2.5%。20）GB/T26218将环境划分为（c）类型。a．3种；4．5种；c．5种；d．6种。21）复合绝缘子具有优异的耐污闪性能，其主要原因是（d）。a．耐潮性；b．耐腐蚀；c．较小的直径；d．憎水性。22）由于（c）的原因，试验规程规定棒式绝缘子不进行交流耐压试验。a．试验电压过高；b．试验设备所限；c．试品属不击穿型；d．简化试验项目。23）当复合绝缘子闪络后伞裙表面被电弧灼伤，应按（b）处置。a．加强定期监测；b．应予更换；c．喷涂RTV涂料；d．清洁处理。24）运行复合绝缘子的憎水性检验周期应由（a）确定。a．憎水性级别；b．现场污秽度；c．现场污秽等级；d．等值盐密。25）悬式绝缘子串的低值瓷绝缘子的红外热像特征是（c）。a．与正常绝缘子相比，热像呈暗色调；b．以瓷盘为发热中心的热像图；c．以铁帽为发热中心的热像图。26）绝缘子的发热属性为（a）设备，应用图像特征判断法对设备缺陷进行诊断。a．电压致热型；b．电流致热型；c．综合致热型。27）测量现场污秽度所用的参照绝缘子串应由（d）盘式绝缘子构成。a．2-4个；b．4-5个；c．5-6个；d．7-9个。28）A类现场污秽度是由参照盘式绝缘子（c）的测量值决定的。a．等值盐密；b．灰密；c．等值盐密/灰密；d．现场等值盐度。90

9929）沿海地区（瞬时污秽型）的现场污秽度测量，通常以（b）方式表达。a．表面电导率；b．现场等值盐密(SES)；c．灰密；d．等值盐密和灰密。30）（a）绝缘子对以很长干燥期为特征的地区，如严重污染工业地区的防污闪很有效。a．开放外形；b．标准外形；c．防雾外形；d．双伞外形。31）沿海B污秽地区最适宜采用选择（c）绝缘子。a．开放外形；b．标准外形；c．防雾外形；d．双伞外形。7.4问答题1）防污闪的主要措施有哪些？答：（1）新建和扩建选址时应避让d、e级污区；如不能避让，宜采用屋内配电装置或GIS。（2）加强绝缘子全过程管理，确保使用伞型和爬距合理、质量良好的绝缘子。（3）定期对设备外绝缘的现场污秽度测量及绝缘子的绝缘测量或零值测量。（4）适时地进行的绝缘清扫；（5）绝缘子表面涂“RTV涂料”和加装“防污闪辅助伞裙”是防止设备发生污闪的重要措施。其中避雷器不宜单独加装辅助伞裙，宜将防污闪辅助伞裙与防污闪涂料结合使用。2）固体介质的闪络电压与哪些因素有关？答：（1）环境的空气湿度；（2）表面吸附水分能力；（3）作用电压的变化速度；（4）固体介质与电极的接触状况；（5）介质表面的粗糙度、清洁度。3）简述沿套管表面放电的过程？答：（1）由于法兰边缘电场极强，放电首先在这里开始，出现电晕放电；91

100（2）随电压升高电晕延伸，发生碰撞电离形成细线状辉光放电；（3）电压升高，放电通道通过的带电粒子增多，使介质表面局部温度升高，当温度高达足以引起气体热电离时，通道的带电粒子剧增，形成滑闪放电；（4）随电压增加，滑闪火花增长，当延伸到另一电极，形成完全击穿（闪络）。4）简述在A类污秽条件下污秽绝缘子的污闪放电过程？答：可分为6个阶段：（1）绝缘子表面受污染而形成预沉积的污秽层；（2）由于受潮、冷暖、小雨等使污层受潮，形成导电污层，其表面通过泄漏电流；（3）由于绝缘子的结构形状、污秽分布和受潮不均匀等原因，绝缘子表面各处电流密度不同。在电流密度大的地方，水分蒸发快，形成高电阻的干燥带（尺度可仅数mm）；（4）干燥带的电阻高，电压降集中于此，产生辉光放电；（5）放电时的热量使干燥带扩大，湿润区不断缩小，即使得回路中与放电间隙串联的电阻减少，电流增加，以致引起热电离，形成局部电弧；（6）局部电弧不断熄灭、重燃，局部电弧长度增加。当条件合适时，电弧接通两个电极，最终发生表面闪络。5）简述复合绝缘子的优点？答：（1）抗拉性能好。承受机械负荷的复合绝缘子芯棒，采用合成树脂玻璃纤维，它的抗拉强度是瓷的5～10倍；（2）重量轻，体积小，弹性好。例如220kV悬式复合绝缘子只有10kg重，而普通盘形悬式瓷绝缘子串的重量为73kg，为瓷绝缘子串的14%，而且硅橡胶伞盘柔软，不易损坏；（3）防污闪性能好；（4）工艺简单，成型温度低。6）瓷、玻璃绝缘子运行巡检的主要内容有哪些？答：巡检的主要内容：（1）瓷件裂纹、破损；92

101（2）玻璃绝缘子自爆；（3）钢脚及铁帽锈蚀、钢脚弯曲、电弧烧损；（4）钢脚与水泥松动及锁紧装置缺少等。7）复合绝缘子安装注意事项有哪些？答:（1）轻拿轻放，不应投掷，并避免与尖硬物碰撞、摩擦；（2）起吊时绳结要打在金属附件上，禁止直接在伞套上绑扎，绳子触及伞套部分应用软布包裹保护；（3）禁止踩踏绝缘子伞套；（4）正确安装均压装置，注意安装到位，不得装反，并仔细调整环面与绝缘子轴线垂直。对于开口型均压装置，注意两端开口方向一致。8）绝缘子防污闪涂料的运行维护要求有哪些？答：涂层在其有效期内一般不需清扫或水洗。当设备出现漏油并污染涂层时，应及时处理渗漏，并将油污染的涂层彻底清除，重新涂敷涂料。清洗时禁止使用皂类和表面活性剂等物质，在表面仍有亲水性时禁止涂敷或投运。9）绝缘子防污闪涂料失效涂层的复涂有哪些要求？答：复涂应在牢固、无污秽的底面上进行，保证新涂层可靠有效。复涂工艺可采取彻底清除残留失效涂层后再复涂；也可在常规清扫后，在旧涂层上重涂，必要时可采用偶联剂。清除失效涂层时，应注意不得刮伤瓷件釉面，并禁止使用强氧化性物质，避免对瓷件和钢帽造成损害。复涂前瓷表面应干燥，不得残留清洗液或水分。10）什么是憎水性？如何确定复合绝缘子（RTV涂层）的憎水性状态？答：憎水性是固体材料的一种表面性能，水在憎水性的固体表面形成的是一种相互分离的水滴或水珠状态，而不是连续的水膜或水片状态。复合绝缘子（RTV涂层）的憎水性状态用静态接触角（θ）和憎水性分级（HC）来表示，根据DL/T810规定的憎水性测量方法和判定准则，测量和评定试品表面的静态接触角或憎水性分级HC值。8电力电缆及母线93

1028.1名称解释1）电缆［GB50168-2006电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范］指电缆线路中除去电缆接头和终端等附件以外的电缆线段部分，通常称为电缆。2）铠装层［GB50168-2006电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范］由金属带或金属丝组成的包覆层，通常用来保护电缆不受外界的机械力作用。3）交联聚乙烯电缆［《中国电力百科全书》输电与配电卷第二版］用物理或化学方法将聚乙烯材料从线性结构转变为体型结构（三维网络结构）后作为绝缘的一种挤包绝缘电缆，简称XLPE电缆。4）金属封闭母线［GB/T8349-2000金属封闭母线］用金属外壳将导体连同绝缘等封闭起来的组合体。5）离相封闭母线［GB/T8349-2000金属封闭母线］每相具有单独金属外壳且各相外壳间有空隙隔离的金属封闭母线。6）全连式离相封闭母线［GB/T8349-2000金属封闭母线］每相外壳电气上连通，分别在三相外壳首末端处短路并接地的离相封闭母线。7）共箱封闭母线［GB/T8349-2000金属封闭母线］三相母线导体封闭在同一个金属外壳中的金属封闭母线。8.2判断题1）不允许将三芯电缆中的一芯接地运行。（√）2）除了充油电缆和水底电缆外，单芯电缆的排列应尽可能组成紧贴的正三角形。（√）3）电缆线路的正常工作电压，一般不应超过电缆额定电压的10％。（×）4）直接埋在地下的电缆，一般应使用铠装电缆。（√）5）直埋电缆的埋置深度(由地面至电缆外皮)不应小于0.7m。（√）6）电缆隧道和电缆沟的全长应装设有连续的接地线，接地线的两头和接地网联通。（√）7）电缆隧道和电缆沟应有良好的排水设施，电缆隧道还应具有良好的通风设施。94

103（√）8）水底电缆不应有接头，当整根电缆超过制造厂的制造能力时，可采用软接头连接。（√）9）电缆中间接头和终端头应有可靠的防水密封，以防水分侵入。（√）10）电缆沟、隧道及电缆井内的电缆和中间接头，以及电缆两端的终端头均应安装铭牌、记载线路名称或号数等。（√）11）安装电缆、接头或终端头的施工人员应为经过专门训练的合格的电缆技工。（√）12）额定电压10kV的交联聚乙烯电缆导体的长期允许工作温度100℃。（×）13）额定电压20～35kV交联聚乙烯电缆导体的长期允许工作温度90℃。（×）14）电缆原则上不允许过负荷，即使在处理事故时出现的过负荷，也应迅速恢复其正常电流。（√）15）检查电缆的温度，应选择电缆排列最密处或散热情况最差处或有外界热源影响处。（√）16）测量电缆的温度，应在夏季或电缆最大负荷时进行。（√）17）发电厂、变电所的电缆沟、隧道、电缆井、电缆架及电缆线段等的巡查，至少每三个月一次。（√）18）新敷设的有中间接头的电缆线路，在加入运行6个月后，应试验一次，以后按一般周期试验。（×）19）电缆故障修复后，必需核对相位并做耐压试验，经合格后才可恢复运行。（√）20）主厂房内架空电缆与热体管路应保持足够的距离，控制电缆不小于0.5m，21）动力电缆不小于1m，不能满足要求时必须采取可靠的隔离措施。（√）22）在密集敷设电缆的主控制室下电缆夹层、电缆沟和电缆竖井内，不得布置热力管道、油气管道以及其它可能引起着火的管道和设备。（√）23）电缆夹层内必须有良好的通风设备和留出足够的人行通道。（√）24）各类电缆按规定分层布置，电缆的弯曲半径应符合要求，避免任意交叉。（√）25）电缆穿墙套管与电缆之间缝隙，可不需封堵。（×）26）电缆竖井和电缆沟不需分段做防火隔离。（×）27）对敷设在隧道和厂房内构架上的电缆要采取分段阻燃措施。（√）95

10428）靠近高温管道、阀门等热体的电缆应有隔热措施。（√）29）靠近带油设备的电缆沟盖板应密封。（√）30）设计时应尽量减少动力电缆中间接头的数量，对电缆中间接头定期测温，按规定进行预防性试验。（√）31）应定期清扫输煤系统、辅助设备、电缆桥架等处的积粉。（√）32）接入DCS的信号电缆必须采用合格的屏蔽电缆，不得和电源共用电缆，且要求电缆屏蔽层有良好的单端接地。（√）33）电缆及其附件安装用的钢制紧固件，除地脚螺栓外，应采用热镀锌或等同热镀锌性能的制品。（√）8.3选择题（有※标志的试题为多选题）1）为增加电缆的（a、b），较大面积的电缆线芯采用多根导线绞合而成。※a．柔软性；b．结构稳定性；c．机械强度；d．过载能力。2）聚氯乙烯绝缘电缆短路时导体最高允许温度（c）。a．80℃；b．100℃；c．120℃；d．150℃。3）交联聚乙烯绝缘电缆正常运行时导体最高允许温度（a）。a．90℃；b．100℃；c．120℃；d．150℃。4）电缆线路的正常工作电压，一般不应超过电缆额定电压的（c）。a．5％；b．10％；c．15％；d．20％。5）10kV电力电缆相互间或与控制电缆相互水平接近时，最小净距为（d）。a．0.1m；b．0.15m；c．0.20m；d．0.25m。6）电缆相互交叉的最小净距(c)。a．0.1m；b．0.3m；c．0.5m；d．0.8m。7）电缆与树木主干的距离，一般不宜小于(b)。a．0.5m；b．0.7m；c．1.0m；d．1.2m。8）周围环境温度低于（c）时，只有在紧急情况下并在敷设前和敷设中均用电流加热，才允许敷设绝缘电缆。a．-20℃；b．-15℃；c．-10℃；d．0℃。96

1059）测量直埋电缆温度时，应测量同地段的土壤温度。测量土壤温度的热偶温度计的放置点与电缆间的距离不小于（c）。a．1m；b．2m；c．3m；d．5m。10）电缆同地下热力管交叉或接近敷设时，电缆周围的土壤温度，在任何时候不应超过本地段其它地方同样深度的土壤温度(b)以上。a．5℃；b．10℃；c．20℃；d．30℃。11）电缆终端头，由现场根据运行情况（b），停电检查一次。a．每1～2年；b．每1～3年；c．每2～3年；d．每3～4年。12）主厂房内架空电缆与热体管路应保持足够的距离，动力电缆不小于（a），不能满足要求时必须采取可靠的隔离措施。a．1m；b．1.5m；c．2m；d．2.5m。13）每根电缆管的弯头不应超过（c）。a．1个；b．2个；c．3个；d．4个。14）在电力电缆接头两侧及相邻电缆（b）长的区段，应施加防火涂料或防火包。a．1～2m；b．2～3m；c．3～4m；d．4～5m。15）电缆廊道内宜每隔（c）划分防火隔段。a．30m；b．40m；c．60m；d．110m。16）电缆及其附件在安装前的保管，其保管期限应为（b）,当需长期保管时，应符合设备保管的专门规定。a．0.5年及以下；b．1年及以下；c．1.5年及以下；d．2年及以下。17）电缆管的内径与电缆外径之比不得小于（b）。a．1.0；b．1.5；c．2.0；d．2.5。18）当直线段钢制电缆桥架超过（c），应有伸缩缝，其连接宜采用伸缩连接板。b．10m；b．20m；c．30m；d．40m。19）6kV母线相间最小安全净距离为（c）。a．200mm；b．150mm；c．100mm；d．50mm。20）直流母线按规程正极涂（d）色。a．黄；b．绿；c．红；d．赭；e．蓝。21）直流母线按规程负极涂（e）色。97

106a．黄；b．绿；c．红；d．赭；e．蓝。22）大容量的发电机采用离相封闭母线，其目的主要是防止发生（b）。a．单相接地；b．相间短路；c．人身触电。23）母线接头的接触电阻一般规定不能大于同长度母线电阻值的（d）。a．5%；b．10%；c．15%；d．20%。24）铝及铝合金母线，其焊接接头的平均最小抗拉强度不得低于原材料的（c）。a．85%；b．80%；c．75%；d．70%。25）软母线架设中同一截面处损伤面积不得超过导电部分总截面的（b）。a．3%；b．5%；c．8%；d．10%。26）金属封闭母线的导体最高允许温度为（b）。a．80℃；b．90℃；c．100℃；d．105℃。27）当金属封闭母线通过短路电流时，外壳的感应电压应不超过（b）。a．12V；b．24V；c．36V；d．48V。28）由于（a、d），金属封闭母线可显著地减少母线周围钢结构的损耗和发热。※a．外壳上环流的屏蔽作用；b．外壳对热辐射的隔离作用；c．外壳可兼作冷却管道；d．外壳涡流的屏蔽作用。29）金属封闭母线外壳内的氢气含量超过1%时，应按（a）处理。a．停机查明原因；b．监督运行；c．计划停机消缺；d．立即停机处理。8.4问答题1）电力电缆的绝缘材料应具备哪些主要性能？答：（1）高的击穿场强（脉冲、工频、操作波）；（2）低的介质损耗（tanδ）；（3）相当高的绝缘电阻；（4）优良的耐树枝（移滑）放电、局部放电性能；（5）具有一定的柔软性和机械强度；（6）绝缘性能的长期稳定性。2）交，直流回路能合用一根电缆吗？答：简单地讲，交直流回路是不能合用一根电缆的。其它主要原因是：交、直流回路都是独立的系统，当交、直流合用一根电缆时，交、直流发生互相干扰，降低了98

107直流回路的绝缘电阻，同时直流回路是对地绝缘系统，而交流则是接地系统，两者这间容易造成短路，故交、直流不能合用一根电缆。3）为什么单芯电缆没有钢带铠装？答：单芯电缆只能通过一相电流。在电缆通过交流电时，将在钢带中产生交变磁力线，并且随着电流的增大，磁场强度也相应增大。由电磁感应原理在电缆钢带中产生涡流使电缆发热，这不仅增加了损耗，也降低了电缆的载流量，所以为保证单芯电缆的安全运行，在制造单芯电缆时不采用钢带铠装。4）电缆发生故障的原因有哪些？答：原因有：机械损伤、绝缘受潮、绝缘老化、运行中过电压、过负荷、电缆选型不当，或是电缆接头及终端头设计有缺陷、安装方式不当或施工质量不佳、电缆制造质量差，绝缘材料不合格、维护不良，地下有杂散电流流经电缆外皮。5）全连式分相封闭母线有何特点？答：沿母线长度方向上的外壳在同一相内从头到尾全部连通；在封闭母线的各个终端，将三相外壳用铝板制成互相连接起来，使三相外壳在电气上成一闭合回路。当载流导体通过电流时，便在外壳上感应出与载流导体大小相等方向相反的环流，使壳外磁场几乎等于零，载流导体间的短路电动力也大大减小，附近钢构件发热几乎消失，外壳起到了较好的屏蔽作用。6）软母线接头发热如何处理？答：（1）清除导体表面的氧化膜使导线表面清洁，并在线夹内表面涂以凡士林。（2）更换线夹上失去弹性或损坏的各个垫圈，拧紧已松动的螺栓。（3）对接头的接触面用0.5mm塞尺检查时，不应塞入5mm以上。（4）更换已损坏的各种线夹和线夹上钢制镀锌零件。7）矩形母线和圆形母线应用范围有何不同，为什么?答：同样截面积的矩形母线比圆形母线的周长大，因而矩形母线的散热面积大，即在同样的温度下，矩形母线的散热条件好。同时由于交流有效电阻要小，这样，在同样的截面积和相同的允许发热温度下，矩形截面通过的电流要大些。因此，在6-10kV的配电系统中，一般采用矩形母线；而在35KV以上的配电装置中，为了防止电晕都采用圆形母线。8）如何检修硬母线？99

108答：（1）清扫母线，清除灰尘；检查相序颜色，要求颜色显明，必要时应重新刷漆或补刷脱漆部分。（2）检查母线接头，应接触良好，无过热现象。其中，采用螺栓连接的接头，螺栓应拧紧，平垫圈和弹簧垫圈应齐全。用0.05mm塞尺检查,局部深度不得大于5mm,采用焊接连接的接头,应无裂纹\变形和烧毛现象，焊缝凸出成圆弧形。（3）检修母线伸缩节，要求伸缩节两端接触良好，能自由伸缩，无断裂现象。（4）检修绝缘子及套管，绝缘子及套管应清洁完好，无裂纹、放电现象。绝缘电阻应符合规定。（5）检查母线的固定情况，母线固定应平整牢固，并检修其它部件，要求螺栓、螺母、垫圈齐全、无锈蚀，片间撑条均匀。9）母线的相序排列应符合哪些规定？答：（1）上、下布置的交流母线，由上到下排列为A、B、C相，直流母线正极在上，负极在下；（2）水平布置的交流母线，由盘后向盘面排列为A、B、C相，直流母线正极在后，负极在前；（3）引下线的交流母线由左至右排列为A、B、C相，直流母线正极在左，负极在右。9金属氧化物避雷器及接地装置9.1名词解释1）避雷器［GB/T2900.12-2008电工术语避雷器、低压电涌保护器及元件］用于保护电气设备免受瞬态过电压危害，并限制续流时间也常限制续流幅值的一种电器。注1：避雷器通常连接在电网导线与地线之间，然而有时也连接在电器绕组旁或导线之间。注2：避雷器有时也称过电压保护器，过电压限制器。2）无间隙金属氧化物避雷器［GB/T2900.12-2008电工术语避雷器、低压电涌保护器及元件］由非线性金属氧化物电阻片串联和（或）并联组成，且无并联（或）串联放电间100

109隙的避雷器。3）有间隙金属氧化物避雷器［GB/T2900.12-2008电工术语避雷器、低压电涌保护器及元件］由金属氧化物电阻片与放电间隙串联和（或）并联组成的避雷器。4）气体绝缘金属封闭无间隙金属氧化物避雷器［GB/T2900.12-2008电工术语避雷器、低压电涌保护器及元件］金属氧化物电阻片（无串并联间隙），封闭在金属壳内，并以气体（如六氟化硫）作为绝缘介质组成的避雷器。5注1：气体压力通常高于1bar=10Pa。注2：用于气体绝缘开关。5）接地［GB/T50065-2011交流电气装置的接地设计规范］在系统、装置或设备的给定点与局部地之间做电连接。6）接地极［GB/T50065-2011交流电气装置的接地设计规范］埋入土壤或特定的导电介质（如混凝土或焦炭）中与大地有电接触的可导电部分。7）接地线［GB/T50065-2011交流电气装置的接地设计规范］在系统、装置或设备的给定点与接地极或接地网之间提供导电通路或部分导电通路的导体（线）。8）接地装置［GB/T50065-2011交流电气装置的接地设计规范］接地线和接地极的总和。9）接地电阻［GB/T50065-2011交流电气装置的接地设计规范］在给定频率下，系统、装置或设备的给定点与参考地之间的阻抗的实部。10）地电位升高［GB/T50065-2011交流电气装置的接地设计规范］电流经接地装置的接地极流入大地时，接地装置与参考地之间的电位差。9.2判断题1）避雷器与被保护设备的高压连线应尽可能短，因为连线长会增加的行波传播时间，增大设备上的过电压。（√）2）内部过电压的产生是由于系统的电磁能量发生瞬间突变引起的。（√）101

1103）在中性点不接地的系统中，发生单相接地故障，其线电压不变。（√）4）中性点直接接地系统发生单相接地时，非故障相电压升高。（×）5）消弧线圈经常采用的是过补偿方式。（√）6）在中性点直接接地的电网中，当过电流保护采用三相星形接线方式时也能保护接地短路。（√）7）发生接地故障时，特有的电气量是零序电压和零序电流。（√）8）操作过电压是外部过电压。（×）9）避雷针是由针的尖端放电作用，中和雷云中的电荷而不致遭雷击。（×）10）电力系统的中性点，经消弧线圈接地的系统称为大电流接地系统。（×）11）电力系统属于电感、电容系统，当发生单相接地（中性点不接地）时，有可能形成并联谐振，而产生过电压。（×）12）电力系统中内部过电压的幅值基本上与电网工频电压成正比。（√）13）在消弧线圈接地系统中补偿度越小，中性点电压越高。（√）14）内部过电压倍数是指内部过电压有效值与该处工频相电压有效值之比。（×）15）电气上的“地”的含义不是指大地，而是指电位为零的地方。（√）16）装设接地线必须先接导体端，后接接地端，且必须接触良好。（×）17）在220kV系统中电气设备的绝缘水平主要由大气过电压决定。（×）18）大气过电压的幅值取决于雷电参数和防雷措施，与电网额定电压无直接关系。（√）19）雷电流是指直接雷击时，通过被击物体而泄入大地的电流。（√）20）对发电机一变压器组的防雷保护，只考虑变压器，一般不再考虑发电机。（√）21）直流系统一点接地后，可以继续运行。（√）22）内部过电压的产生是由于系统的电磁能量发生瞬间突变引起的。（√）23）在中性点不接地的系统中，发生单相接地故障时，线电压不变。（√）24）避雷针是引雷击中针尖而起到保护作用的。（√）102

11125）雷电流所达到的最大有效值，称为雷电流的幅值。（×）26）在土壤中含有在电解时能产生腐蚀性物质的地方，宜敷设接地装置。（×）27）在中性点直接接地系统中，接在相对地的无间隙避雷器，其持续运行电压应不低于系统的最高工作相电压。（√）28）发电机中性点避雷器的额定电压，一般按发电机额定相电压1.25倍选择。（√）29）直流参考电压是避雷器在直流参考电流下测出的避雷器上的电压。（√）30）金属氧化物避雷器基座绝缘电阻不低于10MΩ。（×）31）独立避雷针及其接地装置与道路或建筑物的出入口等的距离应大于3m。当小于3m时，应采取均压措施或铺设卵石或沥青地面。（√）9.3选择题（有※标志的试题为多选题）1）由直接雷击或雷电感应而引起的过电压叫做（a）过电压。a．大气；b．操作；c．谐振；d．感应。2）对于电气设备而言，所谓接地电阻是指（c）。a．设备与接地装置之间连线的电阻；b．接地装置与土壤间的电阻；c．设备与接地体之间的连线电阻、接地体本身电阻和接地体与土壤间电阻的总和d．外加接地电阻。3）为了防止运行中的绝缘子被击穿损坏，要求绝缘子的击穿电压（a）闪络电压。a．高于；b．低于c．等于；d．低于或等于。4）为了保障人身安全，将电气设备正常情况下不带电的金属外壳接地称为（b）。a．工作接地；b．保护接地；c．工作接零；d．保护接零。5）中性点直接接地系统，当发生A相接地故障时，在A相通过很大的短路电流，B相和C相中（d）。a．通过和A相相同的短路电流；b．通过小于A相的短路电流；c．通过大于A相的短路电流；d．没有短路电流。103

1126）为避免输送功率较大等原因而造成负荷端的电压过低时，可以在电路中（a）。a．并联电容；b．串联电感和电容；c．串联电容；d．串联电感。7）在系统中性点（a）方式时，接地故障电流最大。a．直接接地；b．经电阻接地；c．经消弧电抗接地；d．不接地。8）电气设备大气过电压持续时间与内部过电压持续时间相比较（b）。a．前者大于后者；b．前者小于后者；c．两者相同；d．视当时情况而定。9）下列设备接地属于工作接地的是（a）。a．厂用变压器中性点接地；b．电动机外壳接地；c．电流互感器二次接地；d．配电盘盘体接地。10）我国220kV及以上系统的中性点均采用（a）。a．直接接地方式；b．经消弧线圈接地方式；c．经大电抗器接地方式；d．不接地方式。11）在中性点不接地的电力系统中，当发生一点接地后，其三相间线电压（b）。3a．均升高倍；b．均不变；c．一个不变两个升高；d．两个不变一个升高。12）中性点直接接地的系统中，当发生单相接地时，其非故障相的相对地电压（a）。3a．不变；b．升高不明显；c．升高倍；d．降低。13）在中性点不接地的三相对称系统中，当发生金属性单相接地时，其非故障相的相对地电压（c）。a．不变；b．升高不明显；c．升高3倍；d．升高2倍。14）中性点不接地的高压厂用电系统发生单相接地时（d）。a．不允许接地运行，立即停电处理；b．不许超过0.5h；c．不许超过1h；d．不许超过2h。15）在系统为中性点（d）方式时，操作过电压最高。a．直接接地；b．经电阻接地；c．经消弧电抗器接地；d．不接地。104

11316）工作接地是指（b）。a．在电气设备检修时，工人采取的临时接地；b．在电力系统电气装置中，为运行需要所设的接地；c．电气装置的金属外壳等，为防止其危及人身和设备安全而设的接地；d．为防止静电对易燃油、天然气储罐和管道等的危险作用而设的接地。17）接地装置是指（d）。a．埋入地中并直接与大地接触的金属导体；b．电气装置、设施的接地端子与接地极连接用的金属导电部分；c．垂直接地极；d．a与b的总和。18）接地电阻是指（c）。a．接地极或自然接地极的对地电阻；b．接地线电阻的总和；c．接地极或自然接地极的对地电阻和接地线电阻的总和。19）接地短路电流流过接地装置时，接触电位差是指（d）。a．在人接触设备外壳或构架时，人体手与脚之间的电位差；b．在地面上离设备水平距离0.8m处与设备外壳或架构间的电位差；c．在地面上离设备水平距离0.8m处与设备外壳、架构或墙壁离地面的垂直距离1.5m处两点间的电位差；d．在地面上离设备水平距离0.8m处与设备外壳、架构或墙壁离地面的垂直距离1.8m处两点间的电位差。20）在接地线引进建筑物的入口处，应设标志。明敷的接地线表面应涂15～100mm宽度相等的专用颜色的条纹来表示。正确的是（d）。a．黄色和黑色相间的条纹；b．黄色和红色相间的条纹；105

114c．红色和绿色相间的条纹；d．绿色和黄色相间的条纹。21）电气装置中电气设备接地线的连接可用螺栓连接的地方是（a）。a．接地线与电气设备的连接；b．接地线与接地线的连接；c．接地线与接地极的连接；d．接地线与管道等伸长接地极的连接处。22）接地短路（故障）电流流过接地装置时，最大跨步电位差是指（c）。a．接地网内的地面上，地面水平距离为0.8m的两点间的电位差；b．接地网孔中心对接地网接地极的最大电位差；c．接地网外的地面上，水平距离为0.8m处对接地网边缘接地极的电位差；d．接地网内的地面上，水平距离为1.0m的两点间的电位差。23）接地装置的冲击接地电阻与工频接地电阻的关系是（b）。a．前者总是大于后者；b．前者总是小于后者；c．两者总是相等；d．两者大小无法确定。24）（c）不是接地装置的组成部分。a．接地极；b．接地线；c．保护线；d．接地极之间的连接导体。25）以下过电压中（b）属于操作过电压。a．工频电压升高；b．电弧接地过电压；c．变电所侵入波过电压；d．铁磁谐振过电压。26）（c）的波形具有脉冲特性，其持续时间约几百μs至几ms。a．工频过电压；b．暂时过电压；c．操作过电压；d．雷电过电压。27）耐雷水平是指雷击线路时线路绝缘不发生冲击闪络的（a）a．最大雷电流幅值；b．最大电压幅值；c．雷电流平均值；d．雷电压平均值。106

11528）耐雷水平的计量单位是（a）。a．kA；b．A；c．kV；d．V。29）切除空载线路过电压的根本原因是（a）。a．断路器电弧重燃；b．绝缘子发生闪络；c．杆塔接地电阻过大；d．杆塔接地电阻过小。30）在切除（b）时，容易发生操作过电压。a．大负载；b．大电感；c．小电感；d．小负载。31）有效接地系统的电力设备的接地电阻约为（a）。a．0.5～5Ω；b．1～10Ω；c．10～20Ω；d．30Ω。32）为对直击雷保护，应在（a、c）上装设避雷针。※a．烟囱、冷水塔；b．土壤电阻率大于350Ωm的变压器门型架构；c．110kV及以上的配电装置架构；d．露天布置GIS外壳。9.4问答题1）试述金属氧化物避雷器的泄漏电流的特性？答：避雷器的泄漏电流包括三部分：（1）电阻片的泄漏电流；（2）绝缘支架的泄漏电流；（3）瓷套的泄漏电流。性能正常的避雷器中，电阻片的泄漏电流是主要的。避雷器老化或存在隐患时泄漏电流增大。电阻片的泄漏电流由电阻性分量Ir，和电容性分量Ic组成。避雷器内部受潮时，全电流Ix明显增大。电阻片性能劣化时，电阻性分量Ir反应最敏感。2）试述在不同电压等级中起主导作用的操作过电压类型？答：（1）6kV～10kV，35kV～60kV：电弧接地过电压；（2）110kV～220kV：切断空载变压器过电压，切断空载线路过电压；（3）330kV～500kV：空载线路合闸过电压。107

1163）什么叫雷电放电记录器?答：放电记录器是监视避雷器运行，记录避雷器动作次数的一种电器。它串接在避雷器与接地装置之间，避雷器每次动作，它都以数字形式累计显示出来，便于运行人员检查和记录。4）电力系统内部过电压的高低与哪些因素有关?答：系统内部过电压的高低，不仅取决于系统参数及其配合，而且与电网结构、系统容量、中性点接地方式、断路器性能、母线出线回路数量以及电网的运行方式、操作方式等因素有关。5）试说明电力系统中操作过电压的种类？答：电力系统中操作过电压有：（1）空载线路合闸过电压：包括正常空载线路合闸过电压和重合闸过电压；（2）切除空载线路过电压；（3）切除空载变压器过电压；（4）电弧接地过电压（一般对中性点不接地系统）。6）试说明电力系统中空载线路合闸过电压的产生及限制措施？答：空载线路合闸时，由于线路电感-电容的振荡将产生合闸过电压。在线路发生故障跳闸后自动重合闸时，由于电源较高及线路上残余电荷存在，使过电压进一步升高。限制这类过电压的主要措施是采用带并联电阻或合闸电阻的断路器，及采用氧化锌避雷器。7）试说明电力系统中切除空载线路产生过电压原因及限制措施？答：开断空载线路时，如断路器灭弧能量不足发生电弧重燃，将产生空载线路分闸过电压。限制这类过电压的根本措施是采用灭弧能力强，介质强度恢复快的断路器，减少或消除电弧重燃，如SF6断路器；或采用带并联电阻的断路器。8）试说明电力系统中切除变压器产生过电压原因及限制措施？答：切除空载变压器时，因开断的电流小，断路器在电弧电流过零前被截断（称108

117为截流），变压器中残余的电磁能对电容充电，形成振荡，产生过电压。这类过电压可用避雷器加以限制，或采用带并联电阻的断路器。9）试说明电力系统中间歇电弧接地产生过电压原因及限制措施？答：中性点不接地系统发生单相接地故障时，非故障相对地电压将升高到线电压。若单相接地为不稳定的电弧接地，即接地电弧会间歇性地灭弧和重燃，则在非故障相和故障相都会出现很高的过电压。装设消弧线圈，通过其电感电流补偿线路容性电流，减小接地电流，使接地电弧很快熄灭，且不易重燃，从而限制间歇电弧接地过电压。10）限制雷电过电压措施有哪些?答：基本措施是设置避雷针、避雷线、避雷器和接地装置。避雷针（线）可以防止雷电直接击中被保护物体，作为直击雷保护；避雷器可以防止沿输电线侵入变电所的雷电冲击波，作为侵入波保护；接地装置的作用是减少避雷针（线）或避雷器与大地之间的电阻值，达到降低雷电冲击电压幅值，并将雷电流引入大地。11）发电厂的哪些设施应装设直击雷过电压保护装置？答：（1）户外配电装置，包括组合导线和母线廊道；（2）火力发电厂的烟囱、冷却塔、输煤系统的高建筑物；（3）油处理室、燃油泵房、露天油罐及其架空管道、装卸油台、易燃材料仓库等建筑物；（4）乙炔发生站、制氢站、露天氢气罐、氢气储藏室、天然气调压站、天然气架空管道及露天储罐；（5）主厂房如装设直击雷过电压保护装置，并应有防止反击的措施。12）氧化锌避雷器的主要优点有哪些答：与SiC避雷器相比较，具有以下优点：（1）具有优良的非线性伏安特性，无续流，可无间隙；（2）通流容量大，有利于用来限制作用时间较长的内部过电压；（3）保护特性好，可降低电气设备所承受过电压；109

118（4）在绝缘配合方面可以做到陡波、雷电波和操作波的保护裕度接近一致；（5）体积小、重量轻、结构简单、运行维护方便。13）某电厂一座高95m的冷水塔，其上装有一支高5m的避雷针，附近距离50m处有个高25m的变电所，试计算塔上的避雷针能否保护这个变电所？(提示：高度影响系数为p，当h≤30m时，p=1；当30m＜h≤120m时，p=5.5/h）答：已知：避雷针的高度h=95+5=100m；被保护的变电所高度hx=25m。根据DL/T620-1997规定，hx＜0.5h时，避雷针在hx水平面上的保护半径rx为：rx=（1.5h–2hx）p已知30m＜h≤120m，P=5.5/h=5.5/1005.5/100.55rx=（1.5×100–2×25）×0.55=100×0.55=55m变电所处于避雷针在hx水平面上的保护半径内，将可得到保护。第二章管理基础知识1技术监督管理知识1.1名词解释110

1191）电力技术监督［DL/T1051-2007《电力技术监督导则》］在电力规划、设计、建设及发电、供电、用电全过程中，以安全和质量为中心，依据国家、行业有关标准、规程，采用有效的测试和管理手段，对电力设备的健康水平及与安全、质量、经济运行有关的重要参数、性能、指标进行监测与控制，以确保其安全、优质、经济运行。2）发电企业［DL/T1051-2007《电力技术监督导则》］从事电能生产及经营管理的企业。1.2判断题1）DL/T1051-2007《电力技术监督导则》由中华人民共和国国家发展和改革委员会发布。（√）2）DL/T1051-2007《电力技术监督导则》是为发电企业技术监督工作而制定。（×）3）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定：技术监督工作要贯彻“安全第一、预防为主”的方针，按照“超前预控、闭环管理”的原则，建立以质量为中心，以相关的法律法规、标准、规程为依据，以计量、检验、试验、监测为手段的技术监督管理体系，对发电布局规划、建设和生产实施全过程技术监督管理。（√）4）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定：发电企业技术监督专责人每年12月30日前应组织制定下年度技术监督工作计划，报送产业、区域子公司，同时抄送西安热工院。（×）5）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》适用于集团公司、产业、区域子公司、发电企业（含新、扩建项目）。各产业、区域子公司及所属发电企业，应根据本办法，结合各自的实际情况，制订相应的技术监督管理标准。（√）6）发电企业发生重大监督指标异常，受监控设备重大缺陷、故障和损坏事件，火灾事故等重大事件后48小时内，技术监督专责人应将事件概况、原因分析、采取措施按照附录B格式，填写速报并报送产业、区域子公司和西安热工院。（×）7）根据企业的具体情况，制定相关技术监督管理标准、考核细则及相关制度，明111

120确各项技术监督岗位资格标准和职责。（√）8）各发电企业每年1月15日前编制完成上年度技术监督工作总结，报送产业、区域子公司，同时抄送西安热工院。（×）9）被评价的发电企业按得分率高低分为四个级别，即：良好、符合、基本符合、不符合（×）10）各发电企业应按照本办法和《华能电厂安全生产管理体系要求》规定，编制本企业各专业技术监督管理标准。（√）11）一级预警通知单由集团公司安监部提出和签发（对于技术监督服务单位监督服务过程中发现的一级预警问题，技术监督服务单位填写预警通知单后发送西安热工院，由热工院签发），同时抄报集团公司安生部，抄送产业、区域子公司生产部。（×）12）集团公司、产业、区域子公司及所属发电企业应按照《电力工业技术监督管理规定》、DL/T1051、行业和集团公司技术监督标准开展技术监督工作，履行相应的技术监督职责。（√）13）集团公司技术监督工作实行三级管理。第一级为厂级，第二级为生技部（策划部），第三级为班组。（×）14）技术监督专责人应建立本专业监督档案资料目录清册，根据监督组织机构的设置和设备的实际情况，明确档案资料的分级存放地点，并指定专人整理保管。（√）15）发电企业技术监督专责人应按照各专业监督标准规定的季报格式和要求，组织编写上季度技术监督季报，每季度首月5日前报送产业、区域子公司和西安热工院。（√）1.3选择题（有※标志的试题为多选题）1）DL/T1051-2007《电力技术监督导则》由中华人民共和国国家发展和改革委员会于2007年7月20日发布，自（b）实施。［DL/T1051-2007《电力技术监督导则》］112

121a.2007年7月20日；b.2007年12月1日；c.发布之日。2）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》由中国华能集团公司于2015年5月1日发布，自（c）实施。［Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》］a.2015年12月1日；b.2016年1月1日；c.2015年5月1日。3）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定了中国华能集团公司（以下简称“集团公司”）电力技术监督（以下简称“技术监督”）管理工作的（a）。［Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》1范围］a.机构职责、监督范围和管理要求；b.组织机构、监督范围和工作要求。4）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》适用于（a）的技术监督管理工作。［Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》1范围］a.集团公司及所属产业、区域子公司和发电企业；b.集团公司所属电力企业。5）技术监督管理的目的是通过建立高效、通畅、快速反应的技术监督管理体系，确保国家及行业有关技术法规的贯彻实施，确保集团公司有关技术监督管理指令畅通；通过（b），提高发电设备的安全可靠性，最终保证集团公司发电设备及相关电网安全、可靠、经济、环保运行。［Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》3总则3.1条］a.有效的手段，及时发现问题，采取相应措施尽快解决问题；b.采用有效的测试和管理手段，对发电设备的健康水平及与安全、质量、经济、环保运行有关的重要参数、性能、指标进行监测与控制，及时发现问题，采取相应措施尽快解决问题。6）技术监督工作要贯彻“（c）”的方针，按照“超前预控、闭环管理”的原则，建立以质量为中心，以相关的法律法规、标准、规程为依据，以计量、检验、试验、监测为手段的技术监督管理体系，对发电布局规划、建设和生产实施全过程技术监督管理。Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》3总则3.2条］a.安全、经济、环保；113

122b.安全第一、预防为主、综合治理；c.安全第一、预防为主。7）本办法适用于集团公司、产业、区域子公司、发电企业（含新、扩建项目）。各产业、区域子公司及所属发电企业，应根据本办法，结合各自的实际情况，制订相应的（b）。Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》3总则3.4条］a.技术管理规定；b.技术监督管理标准。8）集团公司技术监督工作实行三级管理。（b）。集团公司委托西安热工院有限公司（以下简称“西安热工院”）对集团公司系统技术监督工作开展情况进行监督管理，并提供技术监督管理技术支持服务。Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》4机构与职责4.1条］a.第一级为厂级，第二级为生技部（策划部），第三级为班组；b.第一级为集团公司，第二级为产业、区域子公司，第三级为发电企业；c.第一级为产业公司，第二级为区域子公司，第三级为发电企业。9）各发电企业是设备的（c），对技术监督工作负直接责任。Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》4机构与职责4.4条］a.管理者和监督者；b.维护者和监督管理者；c.直接管理者，也是实施技术监督的执行者，对技术监督工作负直接责任。10）应成立以主管生产（基建）的领导或总工程师为组长的技术监督领导小组，建立完善的技术监督网络，设置各专业技术监督专责人，负责日常技术监督工作的开展，包括本企业技术监督（a）等的收集上报、信息的传递、协调各方关系等。Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》4机构与职责4.4条］a.工作计划、报表、总结；b.速报、季报、总结；114

123c.各种报表。11）建立健全企业技术监督工作网络，落实各级技术监督岗位责任制，确保技术监督专责人员（b）。Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》4机构与职责4.7.3条］a.实名上岗；b.持证上岗。12）对于技术监督服务合同履约情况，接受（a）和发电企业的监督检查。Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》4机构与职责4.9.10条］a.集团公司、产业、区域子公司；b.上级安监部门。13）发电企业要严格按技术标准、规程、规定和反措开展监督工作。当国家标准和制造厂标准存在差异时，按高标准执行；由于设备具体情况而不能执行技术标准、规程、规定和反措时，应（b），由发电企业技术监督负责人批准，并报上级技术监督管理部门。Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》6技术监督管理6.6.3条］a.放弃监督；b.进行认真分析、讨论并制定相应的监督措施。14）发电企业要积极利用机组检修机会开展技术监督工作。在修前应广泛采集机组运行各项技术数据，分析机组修前运行状态，有针对性的制定大修重点治理项目和技术方案，在检修中组织实施。在检修后要对技术监督工作项目（a），对监督设备的状况给予正确评估，并总结检修中的经验教训。Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》6技术监督管理6.6.4条］a.做专项总结；b.做专项检查。15）技术监督工作实行动态检查评价制度。技术监督评价依据本办法及相关火电、115

124水电、风电、光伏监督标准，评价内容包括（c）。Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》7评价与考核7.1.1条］a.监督机构、挡案管理、监督过程；b.监督管理标准、监督技术标准、挡案资料管理；c.技术监督管理与监督过程实施情况。16）被评价的发电企业按得分率高低分为四个级别，即：（a）。Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》7评价与考核7.2.1条］a.优秀、良好、合格、不符合；b.良好、符合、基本符合、不符合；c.优秀、良好、基本符合、不符合。17）技术监督评价包括：（c）。Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》7评价与考核7.3.1条］a.班组自我评价、监督专责人评价、厂级评价；b.班组自我评价、厂级评价、产业、区域子公司评价；c.集团公司技术监督评价，属地电力技术监督服务单位技术监督评价，发电企业技术监督自我评价。18）集团公司定期组织西安热工院和公司系统内部专家，对发电企业开展动态检查评价，评价工作按照各专业技术监督标准执行，分为（b）。Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》7评价与考核7.3.2条］a.厂级评价和第三方评价；b.现场评价和定期评价；c.集团公司评价和专家组评价。19）技术监督服务单位应对所服务的发电企业每年开展1～2次技术监督动态检查评价。评价工作按照（a）的规定执行，检查后三周内应应参照附录C编制完成评价报告，并将评价报告电子版和书面版报送产业、区域子公司及发电企业。116

125Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》7评价与考核7.3.3条］a.各专业技术监督标准；b.附录D3（规范性附录）中国华能集团公司火力发电企业技术监督动态检查考核表。20）发电企业收到评价报告后两周内，组织有关人员会同（b），在两周内完成整改计划的制定，经产业、区域子公司生产部门审核批准后，将整改计划书报送集团公司，同时抄送西安热工院、技术监督服务单位。电厂应按照整改计划落实整改工作，并将整改实施情况及时在技术监督季报中总结上报。Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》7评价与考核7.3.5条］a.设备厂家或技术服务单位；b.西安热工院或技术监督服务单位。1.4问答题1）中国华能集团公司技术监督管理的目的是什么?答：技术监督管理的目的是通过建立高效、通畅、快速反应的技术监督管理体系，确保国家及行业有关技术法规的贯彻实施，确保集团公司有关技术监督管理指令畅通；通过采用有效的测试和管理手段，对发电设备的健康水平及与安全、质量、经济、环保运行有关的重要参数、性能、指标进行监测与控制，及时发现问题，采取相应措施尽快解决问题，提高发电设备的安全可靠性，最终保证集团公司发电设备及相关电网安全、可靠、经济、环保运行。2）按照Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》的规定，发电企业如何建立技术监督管理机构?答：应成立以主管生产（基建）的领导或总工程师为组长的技术监督领导小组，建立完善的技术监督网络，设置各专业技术监督专责人，负责日常技术监督工作的开展，包括本企业技术监督工作计划、报表、总结等的收集上报、信息的传递、协调各方关系等。已投产发电企业技术监督工作由生产管理部门归口管理，新建项目的技术117

126监督工作由工程管理部门归口管理。3）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定的发电企业技术监督主要职责有几条?答：共14条。4）各专业技术监督管理标准的编制依据有哪些?答：各专业技术监督管理标准的编制依据是：Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》和Q/HN-1-0000.08.049-2015《华能电厂安全生产管理体系要求》。5）如何确定监督标准的符合性?答：（1）国家、行业的有关技术监督法规、标准、规程及反事故措施，以及集团公司相关制度和技术标准，是做好技术监督工作的重要依据，各产业、区域子公司、发电企业应对发电技术监督用标准等资料收集齐全，并保持最新有效。（2）发电企业应建立、健全各专业技术监督工作制度、标准、规程，制定规范的检验、试验或监测方法，使监督工作有法可依，有标准对照。（3）各技术监督专责人应根据新颁布的国家、行业标准、规程及上级主管单位的有关规定和受监设备的异动情况，对受监设备的运行规程、检修维护规程、作业指导书等技术文件中监督标准的有效性、准确性进行评估，对不符合项进行修订，履行审批流程后发布实施。6）如何确认仪器仪表有效性?答：（1）发电企业应配备必需的技术监督、检验和计量设备、仪表，建立相应的试验室和计量标准室。（2）发电企业应编制监督用仪器仪表使用、操作、维护规程，规范仪器仪表管理。（3）发电企业应建立监督用仪器仪表设备台账，根据检验、使用及更新情况进行补充完善。（4）发电企业应根据检定周期和项目，制定仪器仪表年度检验计划，按规定进行检验、送检和量值传递，对检验合格的可继续使用，对检验不合格的送修或报废处理，保证仪器仪表有效性。7）技术监督专责人如何确保技术监督原始档案和技术资料的完整性和连续性?答：（1）应按照集团公司各专业技术监督标准规定的技术监督资料目录和格式要118

127求，建立健全技术监督各项台账、档案、规程、制度和技术资料；（2）技术监督专责人应建立本专业监督档案资料目录清册，根据监督组织机构的设置和设备的实际情况，明确档案资料的分级存放地点，并指定专人整理保管。8）发电企业技术监督年度计划的制定依据至少应包括那几方面?答：a）国家、行业、地方有关电力生产方面的政策、法规、标准、规程和反措要求；b）集团公司、产业、区域子公司和发电企业技术监督管理制度和年度技术监督动态管理要求；c）集团公司、产业、区域子公司和发电企业技术监督工作规划与年度生产目标；d）技术监督体系健全和完善化；e）人员培训和监督用仪器设备配备与更新；f）主、辅设备目前的运行状态；g）技术监督动态检查、预警、月（季）报提出问题的整改；h）收集的其它有关发电设备设计选型、制造、安装、运行、检修、技术改造等方面的动态信息。9）发电企业年度监督工作计划主要包括那些内容?答：a）技术监督组织机构和网络完善；b)监督管理标准、技术标准规范制定、修订计划；c)人员培训计划（主要包括内部培训、外部培训取证，标准规范宣贯）；a）技术监督例行工作计划；b）检修期间应开展的技术监督项目计划；c）监督用仪器仪表检定计划；d）技术监督自我评价、动态检查和复查评估计划；e）技术监督预警、动态检查等监督问题整改计划；f）技术监督定期工作会议计划。10）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》对被监督设备（设施）的技术监督要求有那些?答：a)应有技术规范、技术指标和检测周期；119

128b)应有相应的检测手段和诊断方法；c)应有全过程的监督数据记录；d)应实现数据、报告、资料等的计算机记录；e)应有记录信息的反馈机制和报告的审核、审批制度。11）发电企业发生那些异常或事件时，应在事件后24小时内，将事件概况、原因分析、采取措施按照附录B格式，填写速报并报送产业、区域子公司和西安热工院。答：发电企业发生重大监督指标异常，受监控设备重大缺陷、故障和损坏事件，火灾事故等重大事件后24小时内，技术监督专责人应将事件概况、原因分析、采取措施按照附录B格式，填写速报并报送产业、区域子公司和西安热工院。12）年度监督工作总结主要应包括那些内容?答：a）主要监督工作完成情况、亮点和经验与教训；b)设备一般事故、危急缺陷和严重缺陷统计分析；c)存在的问题和改进措施；d)下一步工作思路及主要措施。13）技术监督工作的评价依据和内容是?答：技术监督工作实行动态检查评价制度。技术监督评价依据本办法及相关火电、水电、风电、光伏监督标准，评价内容包括技术监督管理与监督过程实施情况。14）被评价的发电企业按得分率高低分为那四个级别?答：得分率高于或等于90%为“优秀”；80%～89%为“良好”；70%～79%为“合格”；低于70%为“不符合”。15）技术监督工作评价包括那三个层次的评价?答：技术监督评价包括：集团公司技术监督评价，属地电力技术监督服务单位技术监督评价，发电企业技术监督自我评价。16）技术监督工作定期评价的主要内容是?答：技术监督定期评价按照发电企业生产技术管理情况、机组障碍及非计划停运120

129情况、监督工作报告内容符合性、准确性、及时性等进行评价，通过年度技术监督报告发布评价结果。17）技术监督预警分为几级管理?答：分为三级管理。其中第一级为严重预警，第二级为重要预警，第三级为一般预警。18）一级预警通知单由哪个单位提出?哪个主管部门签发?答：一级预警通知单由西安热工院提出和签发（对于技术监督服务单位监督服务过程中发现的一级预警问题，技术监督服务单位填写预警通知单后发送西安热工院，由热工院签发），同时抄报集团公司安生部，抄送产业、区域子公司生产部。19）水力发电厂的监督范围是?答：绝缘、继电保护及安全自动装置、励磁、电测与热工计量、电能质量、节能、环保、水轮机、水工、监控自动化、化学和金属等12项专业监督。20）你所负责的绝缘监督，一级预警、二级预警、三级预警项目各多少项?一级预警项目的主要内容?答：一级预警1项、二级预警4项、三级预警6项。一级预警：对二级预警项目未整改或未按期完成整改。21）你所负责的绝缘监督，二级预警项目的主要内容?答：1.高压电气设备已处在事故边缘，仍继续在运行。2.由于绝缘监督不到位，造成发电机、主变压器绝缘严重损坏。3.发生重大损坏、危急缺陷事件未及时报送速报。4.对一级预警项目未整改或未按期完成整改。22）你所负责的绝缘监督，三级预警项目的主要内容?答：1.设备设计、选型、制造和安装存在问题，影响投运后设备安全运行。2.设备出厂、投产、设备及材料采购验收中，不按照有关标准进行检查和验收。3.以下设备预试周期超过相关规定：121

1301）200MW及以上发电机；2）220kV及以上电压等级高压电气设备。4.对监督检查发现的问题具备整改条件未及时整改。5.大、小修和临修以及技改中安排的涉及设备安全运行的项目，有漏项及不上报。6.设备的试验数据和资料失实。23）你所负责的绝缘监督所规定的技术监督指标考核项是多少项?具体指标是哪些?答：监督考核指标共6项：监督预警问题整改完成率、动态检查存在问题整改完成率、试验仪器仪表校验率、预试完成率、缺陷消除率、设备完好率。24）你所负责的绝缘监督所规定的技术监督工作评价表中规定的评价项目数是多少项?考核满分是多少分?答：监督管理评价和考核项目31项，标准分400分；技术监督实施评价和考核项目71项，标准分600分，共计102项，标准分1000分。25）请按你厂的技术监督文件，画出当前绝缘监督网机构图。2绝缘监督管理知识2.1名词解释1）绝缘监督［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］以安全和质量为中心，以标准为依据，以有效的测试和管理为手段，对高压电气设备绝缘状况和影响到绝缘性能的污秽状况、接地装置状况、过电压保护等进行全过程监督，以确保高压电气设备在良好绝缘状态下运行，防止绝缘事故的发生。2）危急缺陷［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］直接危及人身和设备的安全须立即处理的绝缘缺陷。3）严重缺陷［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］暂时尚能坚持运行，但需尽快处理的绝缘缺陷。122

1314）一般缺陷［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］对安全运行影响不大但需尽快处理的绝缘缺陷。5）预防性试验［DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》］为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油样或气样进行的试验。6）在线监测［DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》］在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。7）带电测量［DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》］对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的测量。2.2判断题1）高压电气设备设计选型应优先考虑产品的安全可靠性。（√）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］2）电力变压器的设计、选型应保证设备有足够的抗短路能力、绝缘裕度和负荷能力。（√）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］3）高压开关设备有关参数选择应考虑电网发展需要，留有适当裕度，特别是开断电流、外绝缘配置等技术指标。（√）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］4）220kV及以上电压等级的油浸式互感器宜进行监造和出厂验收。（×）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］5）高压厂用变压器宜进行监造和出厂验收。（×）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］6）1000MW发电机的出口避雷器宜进行监造和出厂验收。（×）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］7）高压电动机宜进行监造和出厂验收。（×）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝123

132缘技术监督规程》］8）电力变压器工厂试验时应将与供货同型的套管安装在变压器上进行试验。（×）［华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》］9）电力变压器的所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装过。（√）［华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》］10）监造工作应全面落实订货技术协议和联络设计文件的要求，发现问题及时消除。（√）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］11）交接试验的全部试验项目应由电建单位负责实施。（×）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］12）投产验收时主要是审查技术资料，不必现场实地查看。（×）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］13）投产验收中发现安装施工及调试不规范，设备达不到相关技术要求，应验收后在生产阶段处理。（×）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］14）35kV以上电压等级的新设备交接后未投运，并已超过预试周期，投运前应进行预防性试验。（√）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］15）发电企业应明确电力设备预防性试验执行的具体周期。（√）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］16）运行设备与备用设备的预试周期有不同的要求。（×）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］17）对于试验中使用的有准确度要求的仪表仪器须定期送有检验资质单位溯源。（√）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］18）对新购置的仪器仪表不需溯源即可使用。（×）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］19）高压试验结果应以规程规定值作为唯一的判定依据。（×）［DL/T1051-2007《电力技术监督导则》］124

13320）试验报告应严格按相关要求履行审批手续。（√）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］21）各类高压电气设备检修关键工序必须指定人员签字验收。（√）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］22）在线监测装置的选用应遵循技术成熟、安全可靠的原则。（√）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］23）当带电和在线测试数据与停电或离线试验结果不一致时，以带电和在线测试数据为准。（×）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］24）设备检修应依据设备实际运行状况、绝缘状况和相关规程、规范、反事故措施等确定设备检修周期和项目。（√）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］25）退出运行但未报废，且没有异地安装的设备，可视为备品。（×）［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］26）主设备指连接在发电机出口的电气一次设备（包括启备变）。（√）［QHN-1-0000.08.017-2015《中国华能集团公司火力发电厂绝缘监督标准》］27）一般设备指连接在高压厂用工作母线上的6kV（或10kV）电气一次设备。（√）［QHN-1-0000.08.017-2015《中国华能集团公司火力发电厂绝缘监督标准》］28）缺陷统计时不必计入油浸设备绝缘油的色谱异常。（×）［QHN-1-0000.08.017-2015《中国华能集团公司火力发电厂绝缘监督标准》］29）统计绝缘监督考核指标时，应将设备划分为主设备和一般设备分别统计。（√）［QHN-1-0000.08.017-2015《中国华能集团公司火力发电厂绝缘监督标准》］30）主要设备完好率和一般设备完好率的考核值相同。（×）［［QHN-1-0000.08.017-2015《中国华能集团公司火力发电厂绝缘监督标准》］31）试验仪器仪表校验率的考核值为100%。（√）［QHN-1-0000.08.017-2015《中国华能集团公司火力发电厂绝缘监督标准》］125

1342.3选择题（有※标志的试题为多选题）1）DL/T1051-2007《电力技术监督导则》中规定了（a、b、c、d、e）各部门的监督职责。※［DL/T1051-2007《电力技术监督导则》］a．电力主管部门；b．电力行业协会；c．电网企业；d．发电企业；e．电力试验研究院。2）（c）不属于高压电气设备绝缘监督的范围。［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］a．6kV及以上电压等级的变压器；b．接地装置；c．6kV以下电压等级的电动机；d．50MW发电机。3）高压电气设备选型时应优先考虑产品的（a）。［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］a．安全可靠性；b．技术先进；c．工艺成熟；d．运行业绩。4）订购变压器时，应在（a）之前取得所订购变压器的抗短路能力计算报告。［华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》］a．设计联络会；b．出厂验收；c．交接验收；d．投产验收。5）大型变压器运输至现场后应重点检查（a、c）。※［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］a．运输中冲击记录；b．出厂合格证；c．密封情况；d．出厂试验报告。6）大型变压器运输到达现场就位后，应由（a、b、c）共同验收。※［华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》］a．制造厂；b．运输部门；c．用户；d．监理单位。7）对于设备安装竣工后无法验证的项目和环节，应（b、c）。※［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］a．由制造厂家提供质量证明；b．进行现场监督；126

135c．进行现场抽查；d．由建设单位确认。8）基建施工时接地装置的隐蔽工程必须经（b、c）验收合格后，方可回填土。※［华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》］a．用户；b．建设单位；c．监理单位；d．电力试验研究院。9）作为备品的110kV及以上油纸电容套管，应置于户内且（b）保管。［华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》］a．水平放置；b．垂直放置；c．随意放置。10）对水平放置保存期超过一年的110（66）kV及以上套管，当不能确保电容芯子全部浸没在油面以下时，安装前应进行（a、b、d）试验。※［《中国华能集团公司绝缘监督技术标准》］a．局部放电；b．额定电压下的介损；c．交流耐压；d．油中气相色谱分析。11）高压电气设备安装应严格按照（a、c、d）执行，确保设备安装质量。※［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］a．相关施工及验收规范；b．DL/T596；c．制造厂相关要求；d．反事故措施。12）投产验收时，定子绕组端部固有振动频率测试及模态分析应由（d）实施。［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］a．制造厂家；b．建设单位；c．监理单位；d．电力试验研究院。13）对运行中的发电设备，按实际情况需降低试验标准时，必须得到（b）的批准后方能进行。［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］a．技术监督领导小组；b．总工程师；c．绝缘监督专工；d．主管生产领导。14）对高压试验结果的判断不但应与规程规定值比较，还应（a．b．c．d），进行全面分析。※［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］a．与该设备历史数据比较；b．与同类设备数据相比较；c．分析数据的变化趋势；d．进一步检测和试验。15）应按运行规程的要求监控运行中发电机的（a、b、c、d）实时状况。※［DL/T127

1361054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］a．电气运行参数；b．各部分温度；c．冷却介质运行参数；d．冷却介质品质。16）发电机正常的特殊运行方式中不包括（d）。［DL/T970-2005大型汽轮发电机非正常和特殊运行及维护导则］a．进相运行；b．三相连续不对称运行；c．调峰运行；d．三相短暂不对称运行。17）汽轮发电机在（c）情况下，应进行定子绕组端部振型模态试验。［国能安全[2014]161号防止电力生产事故的二十五项重点要求］a．容量200MW及以上，投产前；b．火电机组，投产前；c．容量200MW及以上，安装、新投运1年后及每次大修；d．火电机组，大修时。18）应监视运行中氧化锌避雷器全电流的变化，定期记录数据及分析，运行证明对发现（c）比较有效。［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］a．内部元件接触不良；b．阀片早期老化；c．内部受潮；d．工艺不良。19）在（b、c、d），应加强进行带电设备红外监测，监视是否存在局部过热。※［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］a．大风雪时；b．负荷高峰期；c．新设备投运期；d．设备缺陷监督期。20）在停电状态下进入变压器油箱内部进行检修及对主要组、部件进行解体检修的工作，属于（a）检修。［DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》］a．A级；b．B级；c．C级；d．D级。21）加强对变压器检修中工艺及质量控制，大修时应特别注意（c、d）。※［DL/T1054-2007］a．热油循环的油温；b．螺栓紧固；c．大气状况的影响；d．控制器身暴露时间。22）220kV及以上电压等级变压器在大修后应进行（a）试验。［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］128

137a．局部放电；b．全电压下空载合闸；c．感应耐压；d．短路电流和短路损耗。23）检修中应进行全过程的质量监督，重点监督是（a、b、c）。※［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］a．项目是否完成；b．技术措施是否落实；c．检修质量是否达标；d．检修时间是否超时。24）检修计划应包括（a、b、c、d）等内容。※［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］a．检修原因；b．检修依据；c．检修项目；d．预期目标。25）制定设备技改计划，其内容应包括：（b、c、d）。※［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］a．参加人员；b．技改性质；c．原因和依据；d．项目和目标。26）当高压电气设备出现(b、d)的情况，继续运行不再合理，宜考虑退出运行和报废。※［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］a．事故设备损坏；b．设备参数或接线不再满足运行要求；c．存在危急缺陷；d．绝缘老化严重无修复价值。27）技术监督管理工作实行报告制度，应上报的工作包括：（a、b、d）。※［《华能集团技术监督管理办法》］a．年度绝缘监督工作总结；b．绝缘监督季报；c．预防性试验报告；d．设备突发事件速报。28）一级预警通知单由西安热工院、技术监督服务单位提出，并发送发电企业，同时抄送（a、b）。※［《华能集团技术监督管理办法》］a．区域公司；b．产业公司；c．集团公司安监部。29）预防性试验出现（b、c、d）情况之一，应发出一级预警通知单。［《华能集团技术监督管理办法》］a．未按期完成预防性试验；b．试验项目漏项、不合格，无反事故措施；129

138c．未经总工程师批准降低试验标准；d．预防性试验报告无审核。30）发电企业申报动态检查提出问题整改完成的验收，应向（c）提交自查报告和整改证明文件。［《华能集团技术监督管理办法》］a．提出问题的技术服务单位；b．区域（产业）公司；c．集团公司安监部；d．西安热工研究院。2.4问答题1）对设备出厂验收试验应重点监督什么？［DL/T1054-2007《高压电气设备绝缘技术监督规程》］答：（1）试验项目是否齐全；（2）试验方法是否正确；（3）试验环境是否满足相关标准要求；（4）仪器仪表及试验设备是否满足试验要求并受控，计量仪器仪表是否溯源；（5）试验人员是否具备相应资质；（6）试验报告是否规范，试验结论是否正确。2）对电气设备预防性试验的基本要求是什么？［DL/T1054-2007高压电气设备绝缘技术监督规程］答：（1）按年度预防性试验计划进行试验；（2）试验中使用的有准确度要求的仪器仪表须定期送到有检验资质的单位溯源，保证测量结果的不确定度满足相应试验要求；新购置的仪器仪表溯源合格后方可使用；（3）应重视现场试验数据的分析，排除其他因素造成数据的偏差；（4）试验结果的判断不但与标准规定值比较，应与历史数据、同类设备数据相比较，进行综合分析；（5）对于变压器等充油（或气体绝缘）电气设备，应将高压试验结果和变压器油（或气体绝缘）相关试验结果结合分析，综合评估设备的绝缘状况。（6）当试验测量数据出现异常时，应进行分析，必要时要进行进一步检测；130

139（7）当试验表明设备可能存在缺陷时，应采取措施予以消除，缺陷应闭环处理；（8）试验报告应严格按相关要求履行审批手续。3）电气设备检修质量监督的基本要求是什么？［DL/T1054-2007高压电气设备绝缘技术监督规程］答：（1）重点监督检修项目是否完备，技术措施是否完善；（2）设备检修关键工序必须指定人员签字验收；（3）检修后应按照DL/T596等相关规程和各项反事故措施的要求进行验收试验，重要试验项目应该由具备相当技术力量和资质的单位负责实施。（4）试验项目应齐全，试验结果合格、设备达到检修预期目标后方可投入运行；（5）及时编写检修报告并履行审批手续，有关检修资料应归档。4）为什么要进行高压电气设备绝缘状况分析评估，如何进行评估？［DL/T1054-2007高压电气设备绝缘技术监督规程］答：为准确掌握高压电气设备的健康状况，为运行、检修、改造等工作提供科学的依据，应适时开展高压电气设备绝缘状况的分析评估工作。分析评估工作包括投产验收时的评估和运行阶段的评估两大类。分析评估结果应结合制造及投运日期；运输、安装、交接验收；运行方式、历次检修和试验情况、运行情况、缺陷、故障以及必要的评估性试验情况等信息综合得出。5）高压电气设备出现什么情况宜考虑退出运行和报废？［DL/T1054-2007高压电气设备绝缘技术监督规程］答：当设备从技术经济性角度分析继续运行不再合理时，宜考虑退出运行和报废：（1）设备绝缘严重老化、故障损坏严重无修复价值；（2）超过预期运行寿命；（3）设备参数或接线不再满足运行的要求；（4）设备损耗过大、零部件缺陷较多；（5）对环境造成严重影响。131

1406）设备退出运行和报废时应做哪些技术监督管理工作？［DL/T1054-2007高压电气设备绝缘技术监督规程］答：（1）设备报废后要及时完成设备台账等技术资料的更新工作；（2）退出运行后需异地安装的设备，要确保资料移交的完整性，并应采取措施防止移交过程中的损坏。（3）退出运行但未报废，且没有异地安装的设备，应视为运行设备进行必要的巡视检查和试验；（4）退役拆去电气连接线后，可视为备品并妥善保管。7）发电企业应建立哪些基本的绝缘监督规章制度？［QHN-1-0000.08.017-2015《中国华能集团公司火力发电厂绝缘监督标准》］答：a）绝缘监督管理标准；b）电气设备运行规程；c）电气设备检修规程；d）电气设备预防性试验规程；e）高压试验设备、仪器仪表管理制度；f）安全工器具管理标准；g）设备检修管理标准；h）设备缺陷管理标准；i）设备点检定修管理标准；j）设备技术台账管理标准；k）设备异动管理标准；l）设备停用、退役管理标准；m）事故、事件及不符合管理标准。8）发电企业应建立哪些绝缘监督技术资料档案？［QHN-1-0000.08.017-2015《中国华能集团公司火力发电厂绝缘监督标准》］132

141答：（1）基建阶段技术资料：（2）设备清册及设备台账：（3）试验报告和记录：（4）运行维护报告和记录：（5）检修报告和记录：（6）缺陷闭环管理记录（7）事故管理报告和记录：（8）技术改造报告和记录：（9）监督管理文件：9）绝缘监督管理文件应包括哪些内容？［QHN-1-0000.08.017-2015《中国华能集团公司火力发电厂绝缘监督标准》］答：a)与绝缘技术监督有关的国家、行业、集团公司技术法规、标准、规范、规程、制度；b)电厂绝缘技术监督标准、规程、规定、措施等；c)绝缘技术监督年度工作计划和总结；d)绝缘技术监督季报、速报；e)绝缘技术监督预警通知单和验收单；f)绝缘技术监督会议纪要；g)绝缘技术监督工作自我评价报告和外部检查评价报告；h)绝缘技术监督人员技术档案、上岗考试成绩和证书；i)与设备质量有关的重要工作来往文件。10）试验报告管理应包括哪些内容？［QHN-1-0000.08.017-2015《中国华能集团公司火力发电厂绝缘监督标准》］答：应对下列试验报告进行整理、保存和动态管理：（1）出厂试验报告；133

142（2）交接试验报告；（3）预防性试验报告（含电气及绝缘油、SF6气体试验报告）；（4）特殊试验报告（如事故分析试验、诊断性试验、鉴定试验等）；（5）在线监测装置数据分析报告、与离线检测数据的对比分析报告。11）运行监督技术档案应包括哪些内容？［QHN-1-0000.08.017-2015《中国华能集团公司火力发电厂绝缘监督标准》］答：a)电气设备运行分析月报；b)发电机特殊、异常运行记录（调峰运行、短时过负荷、不对称运行等）；c)变压器异常运行记录（超温、气体继电器动作、出口短路、严重过电流等）；d)断路器异常运行记录（短路跳闸、过负荷跳闸等）；e)日常运行日志及巡检记录。12）检修监督技术档案应包括哪些内容？［QHN-1-0000.08.017-2015《中国华能集团公司火力发电厂绝缘监督标准》］答:a)检修文件包（检修工艺卡）记录；b)检修报告；c)变压器油处理及加油记录；d)SF6气体补气记录；e)日常设备维修记录；f)电气设备检修分析季（月）报。第三章标准规范知识1汽轮发电机及高压电动机1.1名词解释1）电阻防晕层［GB/T2900.25-2008电工术语旋转电机］134

143在线圈表面施以高电阻材料的电晕防护措施。2）线圈或线棒绝缘［GB/T2900.25-2008电工术语旋转电机］除导体绝缘或线匝绝缘之外，绕在线圈（线棒）上的对地或相间主绝缘。3）盘车运行［GB/T7064-2008隐极同步发电机技术要求］为保持汽轮机和/或发电机转子热均衡的低速旋转。4）露点温度［DL/T651-1998氢冷发电机氢气湿度的技术要求］压力为p、温度为T、混合比为r的湿气，其热力学露点温度Td是指在此给定压力下，该湿气为水面所饱和时的温度。5）（旋转电机）热稳定［GB/T755-2008旋转电机定额和性能］电机发热部件的温升在1h内的变化不超过2K的状态。6）模态试验分析［GB/T20140-2006透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定］为确定系统模态参数所作的振动试验分析。通常，先由激励和响应关系得出频率响应矩阵，再由曲线拟合等方法识别出模态参数。7）模态参数［GB/T20140-2006透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定］模态的特征参数，即振动系统的各阶固有频率、振型、模态质量、模态刚度和模态阻尼。8）振型［GB/T20140-2006透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定］机械系统的某一给定振动模态的振型是指由中性面（或中性轴）上的点偏离其平衡位置的最大位移值所描述的图形。各点振型值通常要按选定点的偏离值进行归一化。9）电晕起始试验［GB/T2900.25-2008电工术语旋转电机］测量导体表面或其绝缘层外表面出现局部放电时的最低电压的试验。10）介质损耗因数增量△tanδN［DL/T492-2009发电机环氧云母定子绕组绝缘老135

144化鉴定导则］指额定电压UN下的介质损耗因数tanδN和局部放电起始电压下（DL/T492-2009推荐定为0.2UN）的介质损耗因数tanδ0的差值。1.2判断题1）水内冷定子绕组的绝缘电阻采用通常的兆欧表测量。（×）［DL/T596-1996］2）发电机定子绕组的绝缘电阻各相或各分支绝缘电阻值的差值不应大于最小值的100%。（√）［DL/T596-1996］3）额定电压为1000V以上发电机，定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数测量采用2500V兆欧表，量程一般不低于10000MΩ。（√）［DL/T596-1996］4）汽轮发电机定子绕组各相或各分支的直流电阻值相互间差别，以及与初次（出厂或交接时）测量值比较，相差不得大于最小值的2%。（×）［DL/T596-1996］5）定子绕组的直流电阻应在冷态下测量，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于±5℃。（×）［DL/T596-1996］6）定子绕组泄漏电流随电压不成比例显著增长时，应注意分析。（√）［DL/T596-1996］［DL/T596-1996］7）转子绕组的绝缘电阻在室温时一般不小于0.5MΩ。（√）［DL/T596-1996］8）定子铁芯试验在试验磁密为1T下，持续试验时间为90min。（√）［DL/T596-1996］9）定子铁芯试验在磁密试验为1.4T下，持续时间为60min。（×）［DL/T596-1996］10）汽轮发电机转子绕组的绝缘电阻用2500V兆欧表测量。（×）［DL/T596-1996］11）水内冷发电机转子绕组的绝缘电阻用500V及以下兆欧表或其它仪器测量。（√）［DL/T596-1996］12）发电机和励磁机轴承的绝缘电阻大修时用1000V兆欧表测量。（√）［DL/T596-1996］13）发电机和励磁机轴承的绝缘电阻是在油管安装前进行测量。（×）136

145［GB/T7064-2008］14）投产前，宜进行定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量。（√）［DL/T596-1996］15）汽轮发电机轴电压采用低内阻的交流电压表测量。（×）［DL/T596-1996］16）交接时用于发电机极化指数测量时，兆欧表短路电流不应低于2mA。（√）［GB50150-2006］17）对于发电机变压器组，当发电机本身的短路特性有制造厂提供的试验报告时，可在交接时只测录发电机变压器组的短路特性，其短路点设在变压器高压侧。（√）［GB50150-2006］18）交接时水内冷发电机定子绕组交流耐压试验应在无水情况下进行。（×）［GB50150-2006］19）定、转子绝缘系统应采用耐热等级130或130以上的绝缘材料，155级按130级考核，180级按155级考核。（√）［GB/T7064-2008］20）发电机定子绕组在40℃时，其对地及相间的绝缘电阻，应不低于100MΩ。（√）［GB/T7064-2008］21）发电机定子绕组极化指数R10min/R1min，最小值为1.6。（×）［DL/T596-1996］22）励磁绕组的绝缘电阻（用水直接冷却的励磁绕组在未装绝缘引水管前测量），在冷态（25℃）不小于1MΩ。（√）［GB/T7064-2008］23）定子埋置检温计的对地绝缘电阻值，在冷态下（25℃）用1000V兆欧表测量时应不低于1MΩ。（×）［GB/T7064-2008］24）定子单个线棒应在1.5倍额定线电压下不起晕。（√）［GB/T7064-2008］25）发电机整机在1.5倍额定线电压下，定子绕组端部应无明显的晕带和连续的金黄色亮点。（×）［GB/T7064-2008］26）定子发电机转子应进行1.2倍额定转速的超速试验，历时1min。（×）［GB/T7064-2008］137

14627）发电机转子临界转速设计值应避开额定转速的90%～110%。（√）［GB/T7064-2008］28）额定容量1200MW及以下的发电机，应能承受1.5倍的额定定子电流历时30s而无损伤。（√）［GB/T7064-2008］29）对两班制调峰运行的发电机，转子在它的使用寿命期限内，在机械上应能承受的起动次数不少于10000次。（√）［GB/T7064-2008］30）发电机开式水冷却器的进水温度按33℃设计。（√）［GB/T7064-2008］31）发电机闭式水冷却器的进水温度按35℃设计。（×）［GB/T7064-2008］32）对氢冷和液体冷却发电机，冷却器设计工作水压不小于0.35MPa（表压）。（√）［GB/T7064-2008］33）冷却器的试验压力为1.5倍最大设计工作压力，历时15min。（√）［GB/T7064-2008］34）冷却器停运其中一个冷却器时，电机至少应能带80%的额定负荷连续运行，此时电机有效部分的温度不超过允许值。（×）［GB/T7064-2008］35）对氢冷和液冷发电机，冷却器应能承受0.8MPa的表压差。（√）［GB/T7064-2008］38）额定转速为3000r/min的发电机新机出厂时，在额定转速下轴振应不大于80μm。（√）［GB/T7064-2008］36）PN>200MW发电机，，轴承出油温度不超过70℃。（√）［GB/T7064-2008］37）PN>200MW发电机，轴瓦温度报警值不超过100℃。（×）［GB/T7064-2008］38）各轴承上均应装设测量出油温度的温度计，并在油管上设有视察窗，在轴承上还应装设遥测轴瓦温度的检温计。（√）［GB/T7064-2008］39）发电机新机投运一年后必须进行全面检查。（√）［GB/T7064-2008］40）空冷发电机运行时机内空气相对湿度应不大于60%。（×）［GB/T7064-2008］41）空冷发电机应配备加热装置，以保证停机时机内相对湿度低于60%。（×）138

147［GB/T7064-2008］42）氢冷电机在运行氢压下的氢气允许湿度应为-25℃≤td（露点）≤0℃。（√）［GB/T7064-2008］43）氢冷电机补氢用的新鲜氢气常压下的允许湿度td（露点）≤-25℃。（√）［GB/T7064-2008］44）发电机内最低温度5℃时，td（露点）≤0℃。（×）［GB/T7064-2008］45）对于贫氧系统，用空心铜线做定子绕组的发电机内冷水电导率（25℃）为0.2～2.0μS/cm。（√）［GB/T7064-2008］46）对于富氧系统，用空心铜线做定子绕组的发电机内冷水电导率（25℃）为＜0.3μS/cm。（√）［GB/T7064-2008］47）用空心铜线做定子绕组的发电机内冷水含铜量≤40.0μg/L。（×）［GB/T7064-2008］48）氢冷发电机的冷氢入口温度为35～46℃。（√）［GB/T7064-2008］49）容量200MW及以上水直接冷却的发电机的内冷水进口温度为40～50℃。（√）［GB/T7064-2008］50）双水内冷发电机的内冷水入口温度为30～45℃。（√）［GB/T7064-2008］51）氢冷发电机整个机座和端盖的水压试验为0.8MPa表压，历时30min。（×）［GB/T7064-2008］52）氢冷发电机出线设计时要考虑能承受不低于0.8MPa表压的气体压力。（√）［GB/T7064-2008］53）氢冷发电机出线绝缘子应单独在空气中进行工频介电强度试验，试验电压不低于电机定子绕组出厂耐压的1.5倍，持续1min。（√）［GB/T7064-2008］54）F级绝缘空冷发电机定子绕组温升限值为85K。（√）［GB/T7064-2008］55）F级绝缘空冷发电机定子铁心温升限值为80K。（√）［GB/T7064-2008］56）F级绝缘水氢氢发电机定子绕组温度限值为90℃。（√）［GB/T7064-2008］139

14857）F级绝缘水氢氢发电机定子绕组引水管出水温度限值为90℃。（√）［GB/T7064-2008］58）F级绝缘水氢氢发电机定子铁心温度限值为120℃。（√）［GB/T7064-2008］59）水内冷发电机允许的断水运行持续时间为45min。（×）［GB/T7064-2008］60）当轴承油系统或主油箱含氢量超过1%时应停机查明原因。（×）［GB/T7064-2008］361）若氢气消耗量与正常相比显著增加到1.5倍或超过18m/d（标准状态），应查找原因。（√）［GB/T7064-2008］362）当内冷水箱中漏氢量大于10m/d（标准状态）时应立即停机处理。（×）［GB/T7064-2008］63）当内冷水箱中含氢（体积含量）超过20%应立即停机处理。（×）［GB/T7064-2008］64）300MW以下的发电机失磁后应在60s内降负荷降至60%，90s内降负荷降至40%，总的失磁运行时间不超过15min。（√）［GB/T7064-2008］65）水氢冷或双水内冷的发电机应保持定子内冷水温度高于进风温度。（√）［GB/T7064-2008］66）密封瓦内氢侧油压与空侧油压应尽量相等。（√）［GB/T7064-2008］67）密封瓦内空侧密封油压应比机内氢压高。（√）［GB/T7064-2008］68）氢冷发电机用氮气排出空气时，如混合气体中的含氧量小于2%，可认为排气工作结束。（√）［GB/T7064-2008］69）氢冷发电机用氮气排出氢气时，如混合气体中含氢量小于3%，可认为排气工作结束。（√）［GB/T7064-2008］70）发电机实际漏氢量应每季定期测试一次。（×）［GB/T7064-2008］71）发电机排污管处的液位指示器应定期检查，不论有无液位显示，均应每周排放一次并做好记录。（×）［DL/T1164-2012］140

14972）200MW及以上容量汽轮发电机安装、新技运1年后及每次大修时都应检查定子绕组端部的紧固、磨损情况，并进行模态试验。（√）［国能安全[2014]161号防止电力生产事故的二十五项重点要求］73）大修时对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。必要时应做热水流试验。。（√）［国能安全[2014]161号防止电力生产事故的二十五项重点要求］74）当定子线棒温差达140℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，应立即降低负荷，在确认测温元件无误后，为避免发生重大事故，应立即停机，进行反冲洗及有关检查处理。（√）［国能安全[2014]161号防止电力生产事故的二十五项重点要求］75）水内冷发电机发出漏水报警信号，经判断确认为发电机漏水时，应立即停机处理。（√）［国能安全[2014]161号防止电力生产事故的二十五项重点要求］76）气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。（√）［华能24项反措］77）全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8℃，应立即停机处理。（√）［国能安全[2014]161号防止电力生产事故的二十五项重点要求］78）额定容量300～600MW发电机，单相接地故障电流允许值为2A。（×）［华能24项反措］79）当发电机的进风温度超过额定值时，如果定子绕组、转子绕组及定子铁心的温度，超过其绝缘等级和制造厂允许的温度，可以不降低发电机的容量。（×）［DL/T1164-2012］80）发电机连续运行的最高允许电压应遵守制造厂的规定，但最高不得大于额定值的110%，发电机的最低运行电压应根据稳定运行的要求来确定，不应低于额定值的90%。（√）［DL/T1164-2012］81）当发电机长期处于备用状态时，应该采取适当的措施防止绕组受潮，并保持绕组温度在20℃以上。（×）［DL/T1164-2012］82）对功率200MW及以上的电机，可根据需要配备必要的、质量可靠的监测器，141

150以提高电机运行的可靠性。（√）［GB/T7064-2008］83）发电机定子铁芯检温时，在预计的定子铁心热点应埋置检温计，其数量不少于3个。（×）［GB/T7064-2008］84）当发电机定子绕组绝缘电阻已符合启动要求，而转子绕组的绝缘电阻值不低于2000Ω时，可允许投入运行。（√）[GB50150-2006]85）在发电机空载额定电压下测录发电机定子开路时的灭磁时间常数。对发电机变压器组，可带空载变压器同时进行。（√）[GB50150-2006]86）氢冷电机的机内氢气的纯度不低于90％时，应能在额定条件下发出额定功率。（×）[GB/T7064-2008]87）当发电机的内冷水系统中含氢（体积含量）超过2％应加强对发电机的监视，若超过10％应立即停机处理。（√）[GB/T7064-2008]88）电刷在刷握内应能上下自由移动，电刷与刷握的间隙应符合产品的规定；当无规定时，其间隙可为0.10～0.20mm。（√）[GB50150-2006]89）经交流耐压试验合格的电动机，当接近运行温度或环氧粉云母绝缘的电动机在常温时，且按额定电压计算绝缘电阻值不低于5MΩ/kV均可投入运行。（×）[GB50150-2006]90）当发电机的转子绕组发生两点接地时，应立即查明故障点与原因。如系稳定性的金属接地，应尽快安排停机处理。（×）［DL/T1164-2012］91）当发电机失掉励磁时发电机电压通常不变，无功功率指示为零。（×）[DL/T970-2005]92）发电机发生剧烈的振荡或失步时，发电机和母线电压指示发生剧烈的摆动，经常是电压降低。（√）[DL/T970-2005]1.3选择题（有※标志的试题为多选题）1）发电机定子绕组直流电阻的检验周期为（b、d）。［DL/T596-1996］142

151a．小修时；b．大修时；c．1～3年；d．出口短路后。2）发电机在做定子泄漏电流试验时，泄漏电流（b、c、d）显著增长时，应注意分析。［DL/T596-1996］a．成比例；b．随电压不成比例；c．随时间延长；d．相间差值与上次值比较。3）水内冷发电机转子绕组绝缘电阻值在室温时一般不应小于（c）。［DL/T596-1996］a．1kΩ；b．2kΩ；c．5kΩ；d．10kΩ。4）200MW及以上容量发电机的密封油中含水量不得大于（c）。［DL/T596-1996］a．10μL/L；b．30μL/L；c．50μL/L；d．100μL/L。5）用空心铜线做定子绕组的发电机在运行中，内冷却水的电导率（25℃）不大于（a）。［GB/T7064-2008］a．2μS/cm；b．2.5μS/cm；c．3μS/cm；d．3.5μS/cm。6）补氢用的新鲜氢气在常压下的允许湿度td（露点）不大于（b）。［GB/T7064-2008］a．td≤-15℃；b．td≤-25℃；c．td≤-40℃；d．td≤-50℃。7）发电机做空载试验时，除注意稳定发电机转速外，在调节励磁电流的上升或下降曲线的过程中，不允许（b）。［DL/T596-1996］a．间断调节；b．反向调节；c．过量调节。8）发电机轴电压应在（a、c）时进行测量。［DL/T596-1996］a．交接时；b．小修后；c．大修后；d．1～3年。9）发电机轴电压测量时交流电压表内阻应不小于（b）。［DL/T596-1996］a．50kΩ/V；b．100kΩ/V；c．150kΩ/V；d．200kΩ/V。10）在进行与温度和湿度有关的各种试验，应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度，被试品温度不应低于（b）。［DL/T596-1996］a．+3℃；b．+5℃；c．+7℃；d．+10℃。11）吸收比是在同一次试验中，1min时的绝缘电阻值与（a）时的绝缘电阻值之143

152比。［GB/T7064-2008］a．15s；b．10s；c．5s；d．20s。12）若在相近试验条件（温度、湿度）下，发电机绝缘电阻值降低到历年正常值的（b）以下时，应查明原因。［DL/T596-1996］a．1/2；b．1/3；c．1/4；d．1/5。13）发电机大修试验时，转子绕组直流电阻与初次（交接或大修）所测结果比较，其差别一般不超过（a）。［DL/T596-1996］a．2%；b．2.5%；c．3%；d．3.5%。14）发电机定子线棒水压试验，在压力（表压）2.5Mpa下，保持时间为（b）。［DL/T607-1996］a．1h；b．2h；c．3h；d．4h。15）发电机局部更换绝缘引水管及水系统局部检修后，水压试验要求：压力（表压）0.5MPa，保持时间（d）。［DL/T607-1996］a．2h；b．4h；c．6h；d．8h。16）发电机氢系统气密试验应在达到额定氢压2h后进行。试验进行（b）及以上。［DL/T607-1996］a．12h；b．24h；c．36h；d．48h。17）发电机转子应进行1.2倍额定转速的超速试验历时（d）。［GB/T7064-2008］a．0.5min；b．1min；c．1.5min；d．2min。18）对于全氢冷发电机，定子线棒出口风温差达到（c），应立即停机处理。［国能安全[2014]161号防止电力生产事故的二十五项重点要求］a．5℃；b．6℃；c．8℃；d．10℃。19）发电机在全部更换绝缘引水管后，定子水压试验：压力（表压）0.8MPa，时间（d）。［DL/T607-1996］a．2h；b．4h；c．6h；d．8h。144

15320）发电机在机组交接后，定子水压试验：压力（表压）0.75MPa，时间（d）。［DL/T607-1996］a．2h；b．4h；c．6h；d．8h。21）水氢氢发电机大修后，定子内部水系统气密试验判据：1.1PN（额定氢压）下，24h的泄漏压降不大于起始试验压力（a）。［DL/T607-1996］a．0.2%；b．0.3%；c．0.4%；d．0.5%。22）额定氢压在（0.4＞PN≥0.3）MPa范围的水氢氢发电机大修后，规程规定氢冷系统给定状态(0.1013MPa，20℃)每昼夜最大允许空气泄漏量ΔVA不大于（c）为合格。［DL/T607-1996］333a．3.0m/d；b．3.4m/d；c．3.8%；d．4.2m/d。23）额定氢压在（0.5＞PN≥0.4）MPa范围的水氢氢发电机大修后，规程规定氢冷系统给定状态下，每昼夜最大允许空气泄漏量ΔVA不大于（b）为合格。［DL/T607-1996］333a．3.8m/d；b．4.2m/d；c．4.6%；d．5.0m/d。24）当内冷水箱中漏氢量标准状态下大于（a）时，应立即停机处理。［GB/T7064-2008］3333a．5m/d；b．10m/d；c．15m/d；d．20m/d。25）F级绝缘水氢氢发电机定子铁心温升限值为（a）。［GB/T7064-2008］a．120℃；b．130℃；c．140℃；d．150℃。26）氢冷发电机出线绝缘子应单独在空气中进行工频介电强度试验，试验电压不低于发电机定子绕组出厂耐压的（c）。［GB/T7064-2008］a．1.0倍；b．1.2倍；c．1.5倍；d．2.0倍。27）发电机停运其中一个冷却器时，发电机至少应能带（a）的额定负荷连续运行，此时发电机有效部分的温度不超过允许值。［GB/T7064-2008］a．2/3；b．3/4；c．4/5；d．5/6。28）当封闭母线外套内的氢含量超过（a）时应停机查明原因。［GB/T7064-2008］145

154a．1%；b．1.5%；c．2%；d．2.5%。29）发电机定子端部绕组振动模态试验和固有频率测量检测周期为（a、b）。［DL/T596-1996］※a．出厂时；b．投运前；c．1～3年；d．大修后。30）转子绕组的绝缘电阻在室温时一般不小于（a）。［DL/T596-1996］a．0.5MΩ；b．1.0MΩ；c．2.0MΩ；d．5.0MΩ。31）定子绕组的直流电阻在冷态下测量，绕组表面与周围温度之差应不大于（d）。［DL/T596-1996］a．±0.5℃b．±1℃c．±2℃d．±3℃。32）定子铁芯试验要求试验磁密及持续时间为（c）。[DL/T596-1996]a．1T、60min；b．1T、100min；c．1.4T、45min；d．1.4、T60min。33）在进相运行时发电机端电压短时允许降至（a）。［GB/T7064-2008］a．92%；b．95%c．90%d．91%。34）氢气冷却发电机的出线在设计时要考虑能承受不低于（d）表压的气体压力。［GB/T7064-2008］a．0.5MPa；b．0.7MPa；c．0.9MPa；d．0.8MPa。35）发电机旋转方向为（a）。［GB/T7064-2008］a．从汽轮机端向发电机看为顺时针方向；b．从汽轮机端向发电机看为顺时针方向；c．与汽轮机无关。36）一般情况下，转子在它的使用寿命期限内，在机械上应能承受的起动次数不少于(b)。［GB/T7064-2008］a．2500次；b．3000次；c．3500次；d．4000次。37）水内冷电机转子可采用直流电加热法干燥，当采用电阻法测量温度时，其温度不应高于（a）。［GB50170-2006］a．65℃；b．75℃；c．70℃；d．80℃。146

15538）用水直接冷却的励磁绕组在绝缘引水管安装后，其冷态（25℃）绝缘电阻应不小于（c）。［GB/T7064-2008］a．1kΩ；b．1.5kΩ；c．2kΩ；d．3kΩ。39）发电机突然短路试验后，如无需修理或对定子绕组稍加补修并能经受出厂耐受电压值的（c），则试验结果认为合格。［GB/T7064-2008］a．70%；b．50%；c．80%；d．90%；40）必须保证连续向发电机供给足够的内冷水量。每台发电机的水冷系统应设有（b）台内冷水泵。［GB/T7064-2008］a．1台；b．2台；c．3台；d．4台。41）发电机在空载额定电压和额定转速时，其线电压波形全谐波畸变应不超过（a）。［GB/T7064-2008］a．5%；b．2%；c．3%；d．10%。42）测量发电机绝缘电阻时，极化指数R10min/R1min最小推荐数值为（c）［GB/T7064-2008］a．1；b．1.5；c．2；d．3。43）电机定子绕组在40℃时，其对地及相间的绝缘电阻，应不低于（a）。［GB/T7064-2008］a．100MΩ；b．1000MΩ；c．500MΩ；d．10MΩ。44）转子应进行（b）额定转速的超速试验，历时2min。［GB/T7064-2008］a．1.0倍；b．1.2倍；c．1.5倍；d．2。；45）发电机进相试验时，厂用电压控制不低于额定电压的（a）。［DL/T970—2005］a．95%；b．90%；c．97%；d．99%。46）当额定电压为20kV的发电机定子回路发生单相接地故障时，允许的接地电流47）值为（a）。［GB/T7064-2008］a．1A；b．2Ac．3Ad．5A。147

15648）发电机中性点不接地系统中发生单相短路时，非故障相电压（a）。［GB/T7064-2008］33a．升高倍b．不变c．升高2倍d．降低倍49）与系统直接连接的发电机，在空载额定电压下于（b）进行三相短路试验。［GB/T7064-2008］a．励磁回路；b．出线端；c．进线端；d．中性点处。50）发电机定子本体密封性检验时如漏气量连续三点相互间差值不超过（d），可以认为漏气量已趋于稳定，此时可进行初步判断。［JB/T6227-2005］a．5%；b．10%；c．20%；d．15%。51）水内冷电机定子宜采用水质合格的热水循环干燥，初始阶段水与空心铜管的温度差不得大于（b），逐步加热后水温不宜高于70℃。［GB50170-2006］a．10℃；b．15℃；c．20℃；d．25℃。52）PN＞200MW的发电机，轴承出油温度不超过（a）［GB/T7064-2008］a．70℃；b．75℃；c．90℃；d．95℃。53）对于水氢冷定子线棒层间测温元件的温差达8℃或定子线棒引水管同层出水温差达8℃报警时，应检查（a、b）［DL/T970-2005］a．定子三相电流是否平衡；b．定子绕组水路流量与压力是否异常；c．定子三相电压是否平衡；d．定子绕组氢路流量与压力是否正常。54）当励磁系统发生（b）时，必须立即解列发电机，并切断励磁。［DL/T970-2005］a．一点接地；b．两点接地；c．两相短路；d．三相短路。55）空冷器全部停用后，机组带额定负荷运行的时间不得超过（c）。如不能在规定时间内恢复供水，则应立即停机处理。a．10s；b．10s；c．30s；d．60s。56）当发电机的定子电流过负荷运行时，应采取(a、c、d)。※［DL/T970-2005］148

157a．减少励磁电流；b．降低定子电压；c．降低发电机的有功负荷；d．切除一部分负荷。57）氢冷却的发电机着火时，则应切断氢源和电源，用（b）灭火。［DL/T970-2005］a．水灭火装置；b．二氧化碳灭火装置；c．干沙；d、泡沫灭火器。58）发电机的最低运行电压应根据稳定运行的要求来确定，不应低于额定值的（c）。［GB/T7064-2008］a．70%；b．80%；c．90%；d．95%。59）发电机励磁系统的集电环（滑环）表面应无变色、过热现象，其温度应不大于（b）。［GB/T7409.3-2007］a．100℃；b．120℃；c．200℃；d．300℃。60）封闭母线的外壳应可靠接地，接地导线的截面应具备承受短路电流的能力。当母线通过短路电流时，外壳的感应电压应不超过（b）。［GB/T8349-2000］a．12V；b．24V；c．36V；d．40V。1.4问答题1）发电机绝缘电阻应满足哪些要求？［GB/T7064-2008］答：发电机绝缘电阻应满足：（1）定子绕组在40℃时，对地及相间的绝缘电阻应不低于R1min100MΩ。（2）极化指数R10min/R1min最小推荐值为2。（3）励磁绕组的绝缘电阻：用水直接冷却的励磁绕组在未装绝缘引水管前测量，其冷态（25℃）不小于1MΩ；绝缘引水管安装后，其冷态（25℃）绝缘电阻应不小于2kΩ。（4）定子埋置检温计的对地绝缘电阻值，在冷态（25℃）用250V兆欧表测量时应不低于1MΩ。（5）发电机励磁机端的轴承、励磁机轴承与底板间和油管间、油密封与油管间，149

158进水支座与底板间必需绝缘，用1000V兆欧表测量时，其绝缘电阻应不低于1MΩ。2）轴电流有什么危害，应采取哪些防止措施？［GB/T7064-2008］答：轴电流出现会导致轴瓦和轴密封严重的电腐蚀损伤。防止有害的轴电流措施：（1）发电机励端轴承座和轴承定位销、轴承顶块、内外档油盖等部件与端盖绝缘，且励端轴承座采用双重式绝缘垫，使得在运行时可监测轴承及油密封等的对地绝缘电阻值。（2）发电机汽轮机端用电刷良好接地。（3）采用静止励磁系统的发电机，在励端通过接地电刷对地接入RC电路，消除静止励磁所引起的脉冲轴电压。（4）所有磁化部件应当退磁，以避免磁通引起单极轴电压。（5）轴电压大于20V时，应查明原因。3）试述控制发电机内氢气湿度的措施？［GB/T7064-2008］答：（1）保证氢源（储氢罐或氢瓶）的氢气常压下的湿度td（露点）≤-25℃；（2）氢气干燥器工作良好，按规定的要求投入或退出；（3）控制好发电机运行风温及水温：进风温度35～46℃；PN≥200MW时内冷水温40～50℃、PN≤200MW时内冷水温30～45℃，防止机内结露。（4）防止密封油中带水，关键是汽轮机轴封进汽自动调整装置应经常投入使用，及时调整轴封进汽压力，防止水汽混入油中，通过密封瓦进入机内。（5）净油装置要经常投入运行，定期检查油中含水量；（6）密封油系统平衡阀必须保证动作灵活、可靠，空侧油与氢侧油压差符合制造厂规定，防止空侧油向氢侧窜油。4）氢冷发电机氢气湿度的限值？为什么规定机内氢气湿度范围？［GB/T7064-2008］答：1）氢冷电机在运行氢压下的氢气允许湿度应为一25℃≤td（露点）≤0℃；补氢用的新鲜氢气常压下的允许湿度td（露点）≤-25℃；发电机内最低温度5℃时td150

159（露点）≤-5℃。2）氢冷发电机内氢气湿度过高，不仅危害发电机定子、转子绕组的绝缘强度，而且会使转子护环产生应力腐蚀裂纹；而氢气湿度过低，又可导致对绝缘部件产生有害的影响，如定子端部垫块的收缩和支撑环的裂纹。5）集电环定期检查时应检查哪些项目？答：（1）集电环上电刷的冒火情况；（2）电刷在刷框内有无跳动、摇动或卡涩的情况，弹簧压力是否正常；（3）电刷刷辫是否完整，与电刷连接是否良好，有无发热及触碰机构件的情况；（4）电刷边缘是否有剥落的情况；（5）电刷是否过短（电刷磨损程度应符合《现场运行规程》要求）；（6）各电刷的电流分担是否均匀，有无过热；（7）集电环（滑环）表面的温度是否超过规定；（8）刷握和刷架上有无积垢。6）防止发电机定子绕组故障应采取哪些措施？［国能安全[2014]161号防止电力生产事故的二十五项重点要求/《华能24项反措》］答：（1）防止定子绕组端部松动引起短路，200MW及以上容量汽轮发电机安装、新技运1年后及每次大修时都应检查定子绕组端部的紧固、磨损情况，并进行模态试验，试验不合格或存在松动、磨损情况应及时处理。多次出现松动、磨损情况应重新对发电机定子绕组端部进行整体绑扎；多次出现大范围松动、磨损情况应对发电机定子绕组端部结构进行改造，如设法改变定子绕组端部结构固有频率，或加装定子绕组端部振动在线监测系统监视运行，运行限值按照GB/T20140-2006设定。（2）严格检查定子端部绕组中的异物，必要时应用内窥镜逐一认真检查；积极采用在线监测和诊断技术。（3）定期进行定子绕组波纹板间隙测量工作，发现问题及时处理。（4）严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规程允许的范围内。151

160（5）防止密封油向发电机内泄漏，避免线圈和半导体漆受到油的侵蚀、溶解而使绝缘强度和防晕性能降低。7）防止水内冷发电机水路堵塞过热有哪些措施？［国能安全[2014]161号防止电力生产事故的二十五项重点要求］答：（1）水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈宜全部更换成聚四氟乙烯垫圈，并应定期（1~2个大修期）更换。（2）安装定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗，定期检查和清洗滤网，宜使用激光打孔的不锈钢板新型滤网，反冲洗回路不锈钢滤网应达到200目。（3）大修时对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。必要时应做热水流试验。（4）扩大发电机两侧汇水母管排污口，并安装不锈钢阀门，以利于清除母管中的杂物。（5）水内冷发电机的内冷水质应按照《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》（DL/T801-2010）进行优化控制，长期不能达标的发电机宜对水内冷系统进行设备改造。（6）定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差应加强监视。温差控制值应按制造厂规定，制造厂未明确规定的，应按照以下限额执行：定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时应报警，应及时查明原因，此时可降低负荷。定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。（7）严格保持发电机转子进水支座石棉盘根冷却水压低于转子内冷水进水压力，以防石棉材料破损物进入转子分水盒内。8）防止氢冷发电机漏氢应采取哪些措施？［国能安全[2014]161号防止电力生产事故的二十五项重点要求］、［GB/T7064-2008］答：（1）保证氢气系统的严密，氢冷发电机检修后必须进行气密试验，气密试验152

161不合格严禁投入运行。（2）氢冷发电机轴承油系统或主油箱内、封闭母线外套内、内冷水箱内装设漏氢监测装置；（3）漏氢监测装置定期检验，工作正常；（4）严密监测氢冷发电机油系统、主油箱内的氢气体积含量，确保避开含量在4%~75%的可能爆炸范围。内冷水箱中含氢(体积含量)超过2%应加强对发电机的监视，3超过10%应立即停机消缺。内冷水系统中漏氢量达到0.3m/d时应在计划停机时安排3消缺，漏氢量大于5m/d时应立即停机处理；（5）发电机出线箱与封阅母线连接处应装设隔氢装置，并在出线箱顶部适当位置设排气孔。同时应加装漏氢监测报警装置，当氢气含量达到或超过1%时，应停机查漏消缺；（6）密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙必须调整合格。若发现发电机大轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽，应及时处理。9）转子匝间短路的危害及防范措施？［国能安全[2014]161号防止电力生产事故的二十五项重点要求］、［GB/T7064-2008］答：转子绕组匝间绝缘损坏可导致转子局部过热和振动增大，严重时可发生转子接地和大轴磁化，严重威胁发电机安全运行。防范措施：（1）频繁调峰运行或运行时间达到20年的发电机，或者运行中出现转子绕组匝间短路迹象的发电机（如振动增加或与历史比较同等励磁电流时对应的有功和无功功率下降明显），或者在常规检修试（如交流阻抗或分包压降测量试验）中认为可能有匝间短路的发电机，应在检修时通过探测线圈波形法或RSO脉冲测试法等试验方法进行动态及静态匝间短路检查试验，确认匝间短路的严重情况，以此制订安全运行条件及检修消缺计划，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置。（2）防止发电机内油污染而造成转子绕组匝间短路。（3）大修中应检查转子绕组有无过热、变色、流胶等现象，并测量转子绕组的直153

162流电阻、交流阻抗，与历年记录比较差值应满足要求，否则应查明原因，并及时处理。（4）大修中应对每个通风孔进行通风检测，防止异物进入通风孔。10）发电机出现非全相运行应如何处理？［《华能24项反措》］答：发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时，其相关保护应动作跳开，主断路器同时起动断路器失灵保护，并联跳汽机和解列灭磁；在主断路器无法断开时，断开与其连接在同一电气连接点上的所有电源。11）防止发电机膛内遗留金属异物应采取哪些措施？［国能安全[2014]161号防止电力生产事故的二十五项重点要求］答：（1）建立严格的现场管理制度，防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留在定子内部，特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。（2）大修时应对端部紧固件（如压板紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和栓、定子铁芯穿心螺栓等）紧固情况以及定子铁心边缘硅钢片有无过热、断裂等进行检查。12）氢冷发电机运行中如何监视漏氢？［国能安全[2014]161号防止电力生产事故的二十五项重点要求］、［GB/T7064-2008］答：（1）运行中应持续监测氢气的密封并记录氢气消耗量，若氢气消耗量与正常3值相比显著增加到1.5倍或超过18m/d（在标准状态下），应查找原因。（2）应每月定期测试一次发电机实际漏氢量。发电机实际漏氢量应不超过制造厂在同一给定状态下的保证值。（3）装设在线漏氢监测装置，监测轴承油系统或主油箱、封母外套及内冷水箱的含氢量。当轴承油系统或主油箱内含氢量（体积）超过1%时应找出漏氢原因；封母外3套内含氢量（体积）超过1%时应停机查明原因；当内冷水箱的含氢量大于0.3m/d（标3准状态）可在计划停机时安排消缺；若含氢量大于5m/d（标准状态）时应立即停机处理，或者当内冷水箱中含氢量达到2%时，应加强对发电机监视，若超过10%时应立即停机处理。154

16313）发电机出现什么情况应立即停运？［《华能24项反措》］、［GB/T7064-2008］答：（1）当发电机或汽轮机故障（发电机内冒烟、着火，氢气爆炸、振动超标、威胁人身安全等）时；（2）当发电机的转子绕组发生稳定性的金属接地时；（3）当封闭母线外套内的氢含量超过1%时；3（4）当内冷水箱中漏氢量大于5m/d（标准状态）时或当内冷水箱中含氢（体积含量）超过10%时；（5）水内冷发电机发出漏水报警信号，经判断确认为发电机漏水时；（6）全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8℃时。14）当水内冷发电机的内冷水电导率突然增大应如何处理？［《华能24项反措》］、［GB/T7064-2008］答：当发电机的内冷水电导率突然增大时，应立即检查水冷器有无漏水，离子交换器是否失效，补充水的水质是否良好。如果水冷器漏水，则应停用漏水的水冷器，并进行检查和修理。如果补充水的水质不良，则应切换到水质良好的水源供水。15）运行中当机内氢气湿度超出允许值，用排污补氢方法处理无效时，应从哪些方面查找原因？［《华能24项反措》］、［GB/T7064-2008］答：（1）复查供氢母管内氢气的湿度是否合格；（2）检查从排污管排放的液体中水分的含量，并鉴别水分的来源；（3）检查氢气冷却器有无漏水情况；（4）检查内冷水系统有无渗漏；（5）检查主油箱中有无存水，并取样化验油中含水量；（6）检查内冷水温若低于氢温，应立即提高内冷水温，并保持内冷水温高于氢温；（7）检查氢气干燥装置工作是否正常。16）发电机定子绕组端部模态试验的检测周期及评定准则？［《华能24项反措》］、［GB/T20140-2006］155

164答：额定功率200MW及以上汽轮发电机在出厂前、新机交接、大修时及运行中发现有问题时（例如，承受突然短路、线圈磨损或者松动等）应做定子绕组端部振型模态试验。根据GB/T20140-2006规定的评定准则，线棒、引线固有频率和端部整体的椭圆固有频率的测量值应为：（1）线棒固有频率测量值≤95Hz，或≥106Hz；（2）引线固有频率测量值≤95Hz，或≥108Hz；（3）整体椭圆固有频率测量值：刚性支撑≤95Hz，或≥110Hz；柔性支撑≤95Hz，或≥112Hz。17）已知漏氢量试验数据为：H=24h；B1=B2=0.1MPa；t1=t2=56℃，试验结束时，机内氢压的表压力为测试起始时的95%。根据你厂发电机的额定氢压和充氢容积，求发电机的漏气量，并评定是否满足相关的技术要求？提示：漏氢量按下式计算：VPBPBV70320(1122)HH273t273t123式中：△VH—发电机的漏氢量，m/d；3V—发电机的充氢容积，m；H—测试持续时间，h；P1、P2—测试起始、结束时机内氢压的表压力，MPa；B1、B2—测试起始、结束时发电机周围环境的大气压力，MPa；t1、t2—测试起始、结束时机内平均氢温，℃。由上式计算出的实际漏氢量表示每昼夜漏泄到充氢容积外，并已换算到规定状态下的氢气体积。规定状态为氢气压力0.1MPa，温度20℃。18）某国产水氢氢300MW发电机运行中10天内日漏氢量由2.5m³/天逐渐增大到50m³/天，停机检查发现发电机励端和汽端密封瓦面均出现严重的电腐蚀现象。请分析漏氢原因、处理方法以及防范措施。156

165答：漏氢原因分析：发电机励端空侧密封油信号引出管绝缘损坏，励端和汽端密封瓦面电腐蚀，形成轴电流，造成发电机氢气密封效果不断恶化，氢气直接窜至空侧回油中，导致发电机日漏氢量不断增大。处理方法及防范措施：（1）更换电腐蚀发电机汽、励端密封瓦和励端空侧信号油管接头绝缘套管。（2）发电机励磁机侧的轴承和励磁机的轴承、水内冷汽轮发电机的进水支座，均应与基础台板或机壳绝缘（最好在两层绝缘间垫以金属板，以便测量绝缘）。（3）在轴承每一油管和进水支座的进水管的法兰盘之间，应安装两个绝缘的法兰盘，以便在发电机运行时检查管路的绝缘状况。在全部油管装好后，发电机和励磁机轴承的绝缘电阻用1000V兆欧表测量时，不得小于1MΩ。（4）按要求对运行的发电机轴电压进行定期监测，轴电压大于20V时应查明原因。（5）加大技术管理和设备管理力度。密封油系统垫片应选用耐油性能良好的法兰垫片，并加强检修过程的工艺质量控制及运行参数的异常分析，及时消除影响机组安全的设备缺陷。19）某电厂机组运行中发电机“定子接地保护”动作跳机，故障原因为发电机出口开关的电容器渗漏电解质溶液，请制定防范措施。答：防止发电机出口开关的电容器渗漏电解质溶液的措施是严格按照DL/T596-1996中断路器电容器的试验项目、周期进行预防性试验。（1）1～3年采用2500V兆欧表测试电容器极间绝缘电阻，电阻值不低于5000MΩ；（2）1～3年或断路器大修后，用电桥法测量电容值。电容值偏差应在额定值的±5%范围内；（3）1～3年或断路器大修后，测量断路器电容器tanδ。10kV下的tanδ值不大于下列数值：油纸绝缘0.005、膜纸复合绝缘0.0025。（4）每6个月进行渗漏油检查，漏油时停止使用。2水轮发电机157

1662.1名词解释1）额定效率［GB/T7894-2009水轮发电机基本技术条件］水轮发电机在额定容量、额定电压、额定功率因数及额定转速运行时的额定效率保证值应在专业技术协议中规定。2）水轮发电机组停机电制动［《中国电力百科全书》水力发电卷］在发电机定子外部三相短路条件下，转子回路输入恒定的励磁电流，利用定子绕组产生的能耗使机组制动停机。3）水轮发电机组轴线调整［《中国电力百科全书》水力发电卷］调整机组主轴线与机组的旋转中心线基本重合的工作。4）水轮发电机转子动平衡［《中国电力百科全书》水力发电卷］使水轮发电机转子在运行中的动力矩基本平衡的方法。5）水轮发电机空气冷却［《中国电力百科全书》水力发电卷］利用空气作为冷却介质，对水轮发电机定子、转子绕组及定子铁芯表面进行冷却，是水轮发电机的主要冷却方式。6）水轮发电机水内冷［《中国电力百科全书》水力发电卷］将水通入导体内部的直接冷却方式。7）短路比［《中国电力百科全书》水力发电卷］空载额定电压时的励磁电流与三相稳态短路电流为额定值时的励磁电流之比。8）水轮发电机额定转速［《中国电力百科全书》水力发电卷］额定工况下的转速，并对应于某个同步转速。9）水轮发电机组自动控制［《中国电力百科全书》水力发电卷］对水轮发电机组工况及其转换过程自动监控的技术。10）状态检修［DL/T817-2014《立式水轮发电机检修技术规程》］指根据状态监测和诊断技术提供的设备状态信息，评估设备状况，在故障发生前进行检修的方式。158

1672.2判断题1）水轮发电机预防性试验时，定子绕组的绝缘电阻各相或各分支绝缘电阻值的差值不应大于最小值的100%。（√）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］2）额定电压为1000V以上发电机，定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数测量采用2500V兆欧表，量程一般不低于10000MΩ。（√）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］3）水轮发电机定子绕组的直流电阻相间差别，以及与初次（出厂或交接时测量值比较，相差不得大于最小值的1.5%。（×）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］4）定子绕组的直流电阻应在冷态下测量，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于±5℃。（×）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］5）定子绕组泄漏电流随电压不成比例显著增长时，应注意分析。（√）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］6）转子绕组的绝缘电阻在室温时一般不小于0.5MΩ。（√）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］7）定子铁芯试验在试验磁密为1T下，持续试验时间为90min。（√）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］8）定子铁芯试验在磁密试验为1.4T下，持续时间为60min。（×）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］9）交接时用于发电机极化指数测量时，兆欧表短路电流不应低于2mA。（√）［GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准］10）交接时发电机定子绕组交流耐压试验电压为出厂试验电压的80%。（√）［GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准］11）交接时可只测录发电机变压器组的短路特性，其短路点设在变压器高压侧。（√）［GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准］12）水轮发电机在转动部件上进行电焊时，地线必须可靠地接在转动部件施焊部159

168位上，不需将转子接地后进行电焊作业。（×）［DL/T817-2014立式水轮发电机检修技术规程］13）水轮发电机新机投产后的一年左右可视设备运行状况安排一次大修。（√）［DL/T817-2014立式水轮发电机检修技术规程］14）在发电机运行或检修过程中，若发现有危及机组安全运行的重大设备缺陷，应立即停机检修或延长检修时间，并报上级主管部门审批。（√）［DL/T817-2014立式水轮发电机检修技术规程］15）水轮发电机组支持环装配应按制造厂规定进行，对于额定电压为18kV的发电机，搭接支持环绝缘包扎搭接长度为50mm。（√）［GB/T8564-2003水轮发电机组安装技术规范］16）水轮发电机的结构强度应能承受在额定转速及空载电压等于105%额定电压下，历时3s的三相突然短路试验而不产生有害形变。（√）［GB/T7894-2009水轮发电机基本技术条件］17）水轮发电机的结构强度应能承受在额定容量、额定功率因数和105%额定电压及稳定励磁条件下，历时60s的短路故障而无有害形变或损坏。（×）［GB/T7894-2009《水轮发电机基本技术条件》］18）水轮发电机的结构强度应能承受转子半磁极短路产生的不平衡磁拉力的作用，而不产生害形变或损坏。（√）［GB/T7894-2009水轮发电机基本技术条件］19）水轮发电机推力轴承油槽充油后，其绝缘电阻不得低于0.5MΩ。（×）［DL/T751-2014水轮发电机运行规程］20）水轮发电机推力轴承为巴氏合金轴瓦的机组运行中冷却水不得中断。（×）［DL/T751-2014水轮发电机运行规程］21）当发电机长期处于备用状态时，应采取适当的措施防止绕组受潮，并保持绕组温度在0℃以上。（×）［DL/T751-2014水轮发电机运行规程］22）水轮发电机并入电网以后，有功负荷增加的速度不受限制。（×）［DL/T160

169751-2014水轮发电机运行规程］23）水轮发电机需更换整流子或滑环电刷时，在同一时间内，每个刷架上只许换一个电刷。（√）［DL/T751-2014水轮发电机运行规程］24）为防止轴承绝缘损坏造成轴电流损伤镜板，应装设轴电流保护。（√）［DLT751-2014水轮发电机运行规程］25）推力轴承为巴氏合金轴瓦的机组运行中冷却水可以中断。（√）［DL/T751-2014水轮发电机运行规程］26）允许用提高功率因数的方法把发电机的有功功率提高到额定视在功率运行，但应满足电网稳定要求。（√）［DL/T751-2014水轮发电机运行规程］27）允许作调相机运行的发电机，在调相运行时，其励磁电流可以超过额定值。（×）［DL/T751-2014《水轮发电机运行规程》］28）发电机大小修和机组长期停运后，在重新启动前，应进行发电机断路器及自动灭磁开关的分、合闸试验（包括两者间的联锁）和电气及水轮机保护联动发电机断路器的动作试验。（√）［DL/T751-2014水轮发电机运行规程］29）在发电机断路器以外发生长时间的短路，且定子电流表的指针指向最大而电压剧烈降低时，如果发电机的保护装置拒绝动作，值班人员应立即手动将发电机解列。（√）［DL/T751-2014《水轮发电机运行规程》］30）如果发电机由于甩负荷后转速升高使过电压保护装置动作而与电网解列时，经过判断正确后，可将发电机并入电网带负荷。（√）［DL/T751-2014《水轮发电机运行规程》］31）当发电机的转子一点接地保护动作时，应迅速转移负荷，停机处理，一般不允许再继续运行。（×）［DLT751-2014《水轮发电机运行规程》］32）容量为6000kW及以上的同步发电机定子铁芯试验，磁密在1T下齿的最高温升不大于25K，齿的最大温差不大于15K，单位损耗不大于1.3倍参考值。（√）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］161

17033）额定电压为6.3kV及以上的水轮发电机，当使用地点在海拔高度为1000m及以下时，其定子单个线棒（线圈）应在1.5倍额定电压下不起晕。（√）［GB/T7894-2009水轮发电机基本技术条件］34）水轮发电机整机耐压时，在1.2倍的额定电压下，机端应无明显晕电和连续的金黄色亮点。（×）［GB/T7894-2009水轮发电机基本技术条件］35）水轮发电机的推力轴承底座机支架、推力轴承、导轴承、座式滑动轴承及埋置温度计等均应对地绝缘。（√）［GB/T7894-2009水轮发电机基本技术条件］36）测量水轮发电机的各类轴承及轴承的各部分绝缘电阻时，可使用相同电压的兆欧表。（×）［GB/T7894-2009水轮发电机基本技术条件］2.3选择题（有※标志的试题为多选题）1）发电机定子绕组直流电阻的检验周期为（b、d）。※［DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》］a．小修时；b．大修时；c．1～3年；d．出口短路后。2）发电机在做定子泄漏电流试验时，泄漏电流（b、c、d）显著增长时，应注意分析。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．成比例；b．随电压不成比例；c．随时间延长；d．相间差值与上次值比较。3）水轮发电机额定电压UN大于15.75kV的绕组，其绝缘电阻应采用电压为（d）的兆欧表测量。［GB/T7894-2009水轮发电机基本技术条件］a．不限定；b．1000V；c．2500V；d．5000～10000V。4）水轮发电机定子电流为1.1倍额定电流时，允许的持续运行时间为（c）。［GB/T7894-2009水轮发电机基本技术条件］a．30min；b．45min；c．60min；d．90min。5）水轮发电机转子磁极挂装后，转子整体绕组的绝缘电阻值应不小于（a）。［GB/T7894-2009水轮发电机基本技术条件］162

171a．0.5MΩ；b．1.0MΩ；c．3.0MΩ；d．5.0MΩ。6）发电机轴电压应在（a、c）时进行测量。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］、［GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准］a．交接时；b．小修后；c．大修后；d．1～3年。7）发电机轴电压测量时交流电压表内阻应不小于（b）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．50kΩ/V；b．100kΩ/V；c．150kΩ/V；d．200kΩ/V。8）进行绝缘试验时，被试品温度不应低于（b），户外试验应在良好的天气进行。［DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》］a．+3℃；b．+5℃；c．+7℃；d．+10℃。9）在进行与温度和湿度有关的各种试验时，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于（a）。［DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》］a．80%；b．85%；c．90%；d．95%。10）水轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后，相互间差别以及与初次测量值比较，相差不得大于最小值的（b）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a、0.5%；b．1.0%；c．1.5%；d．2.0%。11）吸收比是在同一次试验中，1min时的绝缘电阻值与（a）时的绝缘电阻值之比。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．15s；b．10s；c．5s；d．20s。12）极化指数是在同一次试验中，（b）时的绝缘电阻值与1min时的绝缘电阻值之比。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．15min；b．10min；c．5min；d．20min。13）若在相近试验条件（温度、湿度）下，发电机绝缘电阻值降低到历年正常值的（b）以下时，应查明原因。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］163

172a．1/2；b．1/3；c．1/4；d．1/5。14）在规定试验电压下，发电机定子绕组各相泄漏电流的差别不应大于（a）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．最小值的100%；b．最小值的150%；c．平均值的50%；d．平均值的100%。15）发电机大修试验时，转子绕组直流电阻与初次（交接或大修）所测结果比较，其差别一般不超过（a）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．2%；b．2.5%；c．3%；d．3.5%。16）转子绕组的绝缘电阻在室温时一般不小于（a）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．0.5MΩ；b．1.0MΩ；c．2.0MΩ；d．5.0MΩ。17）定子绕组的直流电阻在冷态下测量，绕组表面与周围温度之差应不大于（d）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．±0.5℃；b．±1℃；c．±2℃；d．±3℃。18）定子铁芯试验要求试验磁密及持续时间为（c）。[DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》]a．1T、60min；b．1T、100min；c．1.4T、45min；d．1.4T、60min。19）水轮发电机A级检修间隔(a)年，检修停用时间35天~90天。［DL/T817-2014立式水轮发电机检修技术规程］a．6年~10年；b．3年~5年；c．1年~2年；d．每年一次。20）发电机空气间隙测量，要求各点实测间隙的最大值或最小值与实测平均间隙之差同实测平均间隙之比不大于（c）为合格。［DL/T817-2014立式水轮发电机检修技术规程］a．±5%；b．±10%；c．±8%；d．±1%。21）水轮发电机组有绝缘要求的分块式导轴瓦在最终安装时，绝缘电阻一般在（b）以上。［GBT8564-2003水轮发电机组安装技术规范］164

173a．5MΩ；b．50MΩ；c．80MΩ；d．100MΩ。22）水轮发电机测温装置的绝缘电阻，一般不小于（a）。［GBT8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》］a．0.5MΩ；b．5MΩ；c．10MΩ；d．15MΩ。23）阻尼环接头连接，在各部连线接头连接后，宜进行连线接头的接触电阻检查。同类引线接头接触电阻相互比较，最大值与最小值之间之比不应大于(c)。［DL/T5230-2009水轮发电机转子现场装配工艺导则］a．1；b．1.1；c．1.2；d．1.5。24）定子绕组短时间过负荷电流为1.2倍额定电流时，持续运行时间不得超过(c)。［DL/T751-2014水轮发电机运行规程］a．1min；b．3min；c．6min；d．10min。25）大修或者小修后的直流电机绕组的绝缘电阻用1000V兆欧表，绝缘电阻值一般不低于（a）；［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．0.5MΩ；b．1.0MΩ；c．1.5MΩ；d．2.0MΩ。26）直流电机大修后，绕组直流电阻值与制造厂试验数据或以前测得值比较，相差一般不大于（b）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．1%；b．2%；c．5%；d．10%。27）大修后的直流电机磁场绕组对机壳和电枢对轴的交流耐压的试验电压为（c）；［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a、100V；b．500V；c．1000V；d．2000V。28）大修后的直流电机磁场可变电阻器的直流电阻与铭牌数据或最初测量值比较相差不应大于（c）；［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．2%；b．5%；c．10%；d．20%。29）大修后的直流电机绝缘电阻值一般不低于（a）；［DLT596-1996《电力设备预防性试验规程》］165

174a．0.5MΩ；b．1.0MΩ；c．1.5MΩ；d．2.0MΩ。30）大修或者小修后的中频发电机绕组的绝缘电阻用1000V兆欧表，绝缘电阻值一般不低于（a）；［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．0.5MΩ；b．1.0MΩ；c．1.5MΩ；d．2.0MΩ。31）大修后的中频发电机绕组的交流耐压试验的试验电压为出厂试验电压的（b）；［DLT596-1996电力设备预防性试验规程］a．50%；b．75%；c．80%；d．85%。32）大修后的中频发电机可变电阻器或起动电阻器的直流电阻与制造厂数值或最初测得值比较相差不得超过(c)；［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．1%；b．5%；c．10%；d．20%。33）交流同步电动机转子绕组交流耐压试验试验电压为（d）；［DLT596-1996《电力设备预防性试验规程》］a．5000V；b．3000V；c．2500V；d．1000V。34）对滑环和励磁机整流子使用压缩空气吹扫时，压力不应超过（b）。［GBT7894-2009水轮发电机基本技术条件］a．0.2MPa；b．0.3MPa；c．0.4MPa；d．0.5MPa。2.4问答题1）防止发电机内遗留金属异物应采取哪些措施？［《华能24项反措》］答：（1）建立严格的现场管理制度，防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留在定子内部，特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查；（2）大修时应对端部紧固件（如压板紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓等）紧固情况以及定子铁芯边缘硅钢片有无断裂等进行检查。2）立式水轮发电机转子在机坑内的检查，有哪些要求？［DL/T817-2014立式水轮发电机检修技术规程］166

175答：立式水轮发电机转子在机坑内的检查要求如下：（1）检查转子结构焊缝、转子配重块焊缝应完好，各把合螺栓点焊好、无松动。（2）转子挡风板焊缝无开裂，风扇应无裂纹。（3）磁极键和磁轭键无松动，点焊无开裂。（4）制动环板无损伤，把合螺栓无松动，点焊无开裂。3）水轮发电机定子绕组上下端部检查处理有哪些要求？［DL/T817-2014立式水轮发电机检修技术规程］答：水轮发电机定子绕组上下端部检查处理有下列要求：（1）绕组端部及支持环绝缘应清洁、包扎密实，无过热及损伤，表面漆层应无裂纹、脱落及流挂现象。（2）绕组接头绝缘盒及填充物应饱满，无流蚀、裂纹、变软、松脱等现象。（3）绕组端部各处绑绳及绝缘垫块应紧固，无松动与断裂。（4）绕组弯曲部分，支持环有无电晕放电痕迹。（5）上、下槽口处绕组绝缘无被硅钢片割破、磨损现象。（6）定子绕组无电腐蚀，通风沟处绕组绝缘有无电晕痕迹产生。4）立式水轮发电机转子磁极及磁极接头经检查处理后有哪些要求？［DL/T817-2014立式水轮发电机检修技术规程］答：经检查处理后有下列要求：（1）磁极绕组表面绝缘完好，匝间主绝缘及整体绝缘良好，按DL/T596的规定测试直流电阻、交流阻抗及功率损耗、绝缘电阻合格。主绝缘耐压合格。（2）磁极接头绝缘包扎完整。（3）磁极接头无松动、断裂、开焊，接头固定螺栓与绝缘夹板应完整无缺，螺栓连接的磁极接头，固定螺栓应紧固，锁定。5）立式水轮发电机升压时应进行哪些检查和试验？［DL/T817-2014立式水轮发电机检修技术规程］167

176答：应进行下列检查和试验：（1）分段升压，检查所有电压互感器二次侧电压应三相平衡，相序相位及仪表指示应正确，各电压保护装置端子电压正常。（2）发电机及引出母线、与母线相连的断路器、分支回路设备等带电后应正常。（3）运行中各部位振动及摆度应正常。（4）分别在50%、100%额定电压下跳开灭磁开关，检查消弧情况，录制示波图，并求取灭磁时间常数。（5）录制空载特性曲线。（6）在额定电压下测量发电机轴电压，检查轴电流保护装置。6）水轮发电机厂内主要检查试验项目有哪些？［GB/T7894-2009水轮发电机基本技术条件］答：水轮发电机厂内主要检查试验项目如下：（1）定子线圈股线间耐电压试验；（2）定子线圈槽部表面电阻试验；（3）定子线圈冷热状态的介质损耗角正切及其常态增量测定、起晕电压测定；（4）定子线圈工频击穿电压试验；（4）定子线圈工频耐电压试验；（5）水直接冷却定子线圈的水压、流量试验；（6）定子多匝叠绕线圈匝间耐电压试验（含耐雷电冲击电压试验）；（7）转子线圈匝间耐电压试验；（8）转子直流电阻测试；（9）转子磁极绝缘电阻测试；（10）转子磁极工频耐电压试验；（11）转子磁极交流阻抗测定；（12）对工件尺寸、装配尺寸进行校验，对部件进行必要的预组装；168

177（13）所有承受水压、油压、气压的部件和管路及其连接件均应进行气密、压力或功能试验等；（14）水轮发电机轴与水轮机轴的预组装（如有条件）及轴线偏差检查；水轮发电机轴和转子支架中心体的预组装（如有条件）及轴线偏差检查；（15）新型或大型水轮发电机推力轴承的模型试验及通风系统运行状态的模型试验（如有必要）。7）采用弹性金属塑料推力轴承的机组应遵守哪些规定？［DL/T751-2014《水轮发电机运行规程》］答：应遵守如下规定：a)在每年运行时间5000h以上和开停机1200次以下的情况下，弹性金属塑料推力瓦的使用年限不少于15年。b)当瓦体温度不超过55℃时，允许长期运行，瓦体温度达55℃时报瞥，达60℃时停机。c)运行中当泊冷却系统冷却水中断后，若瓦体温度不超过55℃、油槽的热油温度不超过50℃，推力瓦应能继续运行，其允许运行时间由制造厂家确定：在此期间应密切监视油温、瓦温变化情况，恢复冷却水时，应缓慢调整至正常压力。d)当油槽热油温度不超过50℃时，允许弹性金属塑料推力瓦长期运行：油槽热油温度达到℃时报警，达55℃时停机。e)当泊槽热油温度不超过40℃时，瓦温的报警和停机整定值分别比热油温度高出10℃～15℃和15℃～20℃。f)采用外循环冷却的弹性金属塑料推力瓦，不允许断油运行。g)弹性金属塑料推力瓦允许机组惰性停机，但每年不加闸惰性停机次数不应超过3次，且转速下降到平均线速度为lm/s时的持续运行时间不应超过15min。8）当发电机的断路器自动跳闸时，应立即检查哪些项目？［DL/T751-2014水轮发电机运行规程］169

178答：当发电机的断路器自动开断时，值班人员应立即检查一下项目：（1）检查自动灭磁开关是否拉开，如果未断开位置，就立即用远方操作按钮将其切断；如果在发电机与断路器之间有支线，则只有当支线开关也同时自动切断时，才可将自动灭磁开关切断。（2）检查发电机是否停机，监视停机过程。（3）检查由于何种保护装置动作。（4）如果确定断路器开断是由于人员过失或保护误动作引起，则应立即将发电机并网或恢复备用。9）发电机失掉励磁时，其表计的指示变化如何？［DLT751-2001《水轮发电机运行规程》］答：发电机失掉励磁时，其表计的指示变化如下：转子电流等于或接近零，发电机母线电压通常降低，无功功率指示为负值，定子电流升高，功率因数表指示进相，有功功率较正常数值低，定子电流和转子电压有周期性摆动。10）当发电机着火时，值班人员应当立即采取哪些措施？［DL/T751-2014《水轮发电机运行规程》］答：当发电机着火时，值班人员应当立即采取如下措施：a)拉开发电机出口断路器、灭磁开关，紧急停机；b)判断发电机已无电压后，应根据现场消防规程立即灭火，直到火灾完全扑灭为止；c)发电机着火时不得进入风洞，不应破坏发电机密封，如热风口在打开位置应立即关闭；d)确认火己全部熄灭后，进入发电机内部时应戴氧气罩或防毒面具，接触设备时应采取必要的安全措施；e）对发电机组进行全面检查、处理。170

17911）水轮发电机定子绕组在什么情况下应当更换？［DL/T817-2014《立式水轮发电机检修技术规程》］答：有下列情况之一应当更换：（1）耐压试验不合格；（2）主绝缘受到机械损伤严重；（3）接头股线损伤其导体截面减少达15%以上；（4）严重变形、主绝缘可能损伤者；（5）防晕层严重破坏。12）水轮发电机励磁设备的巡视检查主要项目有哪些？［DL/T751-2014水轮发电机运行规程］答：主要检查项目有：a)励磁变压器、功率整流器、自动励磁调节器、转子过电压保护及自动灭磁装置、起励设备等运行正常；b)各表计指示正常，信号显示与实际工况相符，定期测量监视励磁回路绝缘的电压表；c)各有关设备元器件在运行对应位置；d)各整流功率柜运行正常，功率柜输出电流的均流系数不小于0.9；e)各电磁部件无异声及过热现象；f)各通流部件的接点、导线及元器件无过热现象，各熔断器无异常；g)通风用元器件、冷却系统工作正常，通风孔滤网无墙塞；h)静止励磁装置的工/作电源、备用电源、起励电源、操作电源等正常可靠；i)励磁装置正常运行时工作在自动状态，如在手动状态，注意无功功率的变化；j)无异常报警信号等。3电力变压器171

1803.1名词解释1）温升［GB1094.1-2013中3.9］所考虑部位的温度与外部冷却介质的温度之差。2）特征气体［DL/T722-2014中3.1］对判断充油电气设备内部故障有价值的气体，即氢气（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）。3）总烃［DL/T722-2014中3.2］甲烷、乙烷、乙烯和乙炔四种烃类特征气体含量的总和。4）游离气体［DL/T722-2014中3.1］非溶解于油中的气体（如设备油面上部和气体继电器中气体）。5）变压器绕组变形［DL/T911-2004电力变压器绕组变形的频率响应分析法］指电力变压器绕组在机械力或电动力作用下发生的轴向或径向尺寸变化，通常表现为绕组局部扭曲、鼓包或移位等特征。6）带电倾向（油流带静电趋势或称带电度）［GB/T7595-2008运行中变压器油质量］表征变压器油在一定外界条件下流过固体绝缘表面时产生电荷的能力。它被定义3为单位体积的变压器油所产生电荷的总数，可用μC/m或pC/mL表示。7）变压器大修［DL/T573-2010电力变压器检修导则］停电状态下对变压器本体排油、吊罩(吊芯)或进入油箱内部进行检修及对主要组、部件进行解体检修。8）变压器例行检查与维护［DL/T573-2010电力变压器检修导则］指对变压器本体及组、部件检修进行的周期性污秽清扫，螺栓紧固，防腐处理，易损件更换等。9）真空处理［GB50148-2010电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范］172

181利用真空泵将变压器内部气体抽出，达到并保持真空状态。10）静放［GB50148-2010电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范］在变压器油满的情况下，变压器不进行任何涉及油路的工作，使绝缘油内的气体自然到达油的最上层。3.2判断题1）220kV及以上变压器、容量120MVA及以上发电厂主变、330kV及以上电抗器，在投运后的第1、4、10、30天应进行油中溶解气体色谱分析。（√）［DL/T596-1996］2）1.6MVA以上的变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的1.5%。（×）3）测量变压器绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数时，测量温度以绕组温度为准。（×）［DL/T596-1996］4）变压器测量绕组绝缘电阻、吸收比前，应对被试绕组应充分放电。（√）［DL/T596-1996］5）测量变压器电容型套管的tanδ和电容值用正接法测量。（√）［DL/T596-1996］6）变压器铁芯接地电流1年测一次。（×）［DL/T596-1996］7）220kV及以上变压器消缺性大修后应进行局部放电测量。（√）［DL/T596-1996］8）变压器油箱表面局部热点温升不超过50K。（×）［DL/T596-1996］9）套管主绝缘的绝缘电阻值不应低于1000MΩ；末屏对地的绝缘电阻不应低于100MΩ。（×）［DL/T596-1996］10）变压器及变压器上的套管油中溶解气体组分含量的注意值相同。（×）［DL/T596-1996］11）套管交流耐压试验的试验电压值为出厂值的85%。（√）［DL/T596-1996］12）变压器油中糠醛含量测定可判断绝缘受潮。（×）［DL/T596-1996］13）交接时，变压器绕组变形试验和绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放173

182电测量两项试验作为特殊试验项目，应由具备资质的试验单位完成。（√）［GB50150-2006］14）电压等级220kV及以上变压器，在新安装时，必须进行现场绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量（ACLD）。（√）［GB50150-2006］15）安装时应使顶盖沿气体继电器方向有2%～3%的升高坡度。（×）［DL/T572-2010］16）变压器中性点应有两根与主接地网不同干线连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定的要求。（√）［DL/T572-2010］17）更换绕组后的变压器其冲击合闸次数为5次。（×）［DL/T572-2010］18）强迫油循环风冷变压器顶层油温一般不应超过95℃。（×）［DL/T572-2010］19）220kV及以下的变压器新装、大修、事故检修或换油后，在施加电压前静止时间不应少于36h。（×）［DL/T572-2010］20）500kV及以下的变压器新装、大修、事故检修或换油后，在施加电压前静止时间不应少于72h。（√）［DL/T572-2010］21）变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%，且不得超过系统最高运行电压。（√）［DL/T572-2010］22）发电厂内变压器每天至少进行一次日常巡视；每月至少进行一次夜间巡视。（×）［DL/T572-2010］23）运行中，强油循环风冷变压器冷却器发生故障切除全部冷却器时，允许变压器在额定负荷下运行，允许油面温度达到75℃，但冷却器全停的最长运行时间不得超过1h。（√）［DL/T572-2010］24）新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内，应进行特殊巡视检查。（√）［DL/T572-2010］25）装有潜油泵的变压器跳闸后，应立即停油泵。（√）［DL/T572-2010］26）干式变压器温度突升至120℃时应查明原因。（×）［DL/T572-2010］174

18327）套管有严重的破损和放电现象时应查明原因。（×）［DL/T572-2010］28）变压器器身检修不应在空气相对湿度超过50%的气候条件下进行。（×）［DL/T573-2010］29）空气相对湿度≤75%时，器身暴露在空气中的时间不应超过16h。（×）［DL/T573-2010］30）变压器器身检修时，器身温度应不低于周围环境温度。（√）［DL/T573-2010］31）判定箱沿焊接的变压器，其本体严重渗漏油时，可进行大修。（√）［DL/T573-2010］32）变压器器身采用热风干燥时，进风温度不能超过120℃。（×）［DL/T573-2010］33）变压器器身干燥终结的判断：绕组绝缘电阻持续不变、且无凝结水析出。（√）［DL/T573-2010］34）变压器内部的引线、分接开关连接线等应充分拧紧。（×）［DL/T573-2010］35）110（66）kV及以上油浸式变压器必须进行真空注油。（√）［DL/T573-2010］36）运行中铁芯接地电流若大于300mA，应加装限流电阻限流，控制接地电流在100mA以下。（√）［DL/T573-2010］37）变压器要进行大修后试运行，试运时间12h。（×）［DL/T573-2010］38）检修试验以停电试验为主，带电检测试验和在线监测试验可做参考。（√）［DL/T573-2010］39）绝缘耐热等级为F级的干式变压器线圈最高温升为100K。（√）［GB1094.11-2007］40）绝缘耐热等级为H级的干式变压器线圈最高温升为125K。（√）［GB1094.11-2007］41）运行中66～220kV变压器油，每年至少一次的检验项目为：外状、水分、介质损耗因数（90℃）、击穿电压及色谱分析。（√）［GB/T7595-2008］、［DL/T596-1996］42）运行中330～1000kV变压器油，每年至少一次的检验项目为：外状、水分、175

184介质损耗因数（90℃）、击穿电压、油中含气量及色谱分析。（√）［GB/T7595-2008］、43）变压器油tanδ的定期检验是在室温中进行。（×）［DL/T596-1996］44）运行中≤330kV变压器油要求介质损耗因数（90℃）≤4%。（√）［GB/T7595-2008］45）运行中500～1000kV变压器油要求介质损耗因数（90℃）≤2%。（√）［GB/T7595-2008］46）新设备及大修后的设备投运前应至少做一次油中溶解气体色谱分析。（√）［GBT7252-2001］47）设备投运前后的两次油中溶解气体色谱分析结果不应有明显的区别。（√）［GBT7252-2001］48）对电压330kV及以上、容量240MVA及以上所有发电厂升压变，油中溶解气体色谱分析定期检测周期3个月一次。（√）［GBT7252-2001］49）对电压220kV及以上、容量120MVA及以上变压器，油中溶解气体色谱分析定期检测周期6个月一次。（√）［GBT7252-2001］50）对电压66kV及以上、容量8MVA及以上变压器，油中溶解气体色谱分析定期检测周期1年一次。（√）［GBT7252-2001］51）投运前的变压器油中不应含有C2H2。（√）［GBT7252-2001］52）运行中变压器和套管油中溶解气体中总烃含量的注意值为150μL/L。（×）［GBT7252-2001］53）运行中变压器和套管油中溶解气体中氢含量的注意值为150μL/L。（×）［GBT7252-2001］54）运行中变压器油中溶解气体中乙炔含量的注意值为5μL/L。（×）［GBT7252-2001］55）运行中变压器油中溶解气体注意值是划分设备有无故障的唯一标准。（×）［GBT7252-2001］176

18556）即使是正常变压器，有时油中会含有一定量的故障特征气体。（√）［GBT7252-2001］57）用油中溶解气体分析诊断设备故障必须考虑故障点的产气速率。（√）［GBT7252-2001］58）对于油中溶解气体含量正常的设备，用气体含量比值法分析变压器隐患发展趋势。（×）［GBT7252-2001］3.3选择题（有※标志的试题为多选题）1）充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间如无制造厂规定，额定电压220kV及330kV的设备应大于(b）。［DL/T596-1996］a．24h；b．48h；c．72h；d．96h。2）充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间如无制造厂规定，额定电压110kV及以下的设备应大于（a）。［DL/T596-1996］a．24h；b．48h；c．72h；d．96h。3）充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间如无制造厂规定，额定电压750kV的设备应大于（c）。［DL/T596-1996］a．48h；b．72h；c．96h；d．120h。4）充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验，静置时间如无制造厂规定，额定电压500kV的设备应大于（c）。［DL/T596-1996］a．24h；b．48h；c．72h；d．96h。5）66～220kV的变压器在运行中，绝缘油的击穿电压应不小于（b）。［GB/T7595-2008］a．30kV；b．35kV；c．45kV；d．50kV。6）500kV变压器在投运前或大修后，绝缘油击穿电压应不小于（c）。［GB/T7595-2008］177

186a．40kV；b．50kV；c．60kV；d．70kV。7）500kV变压器在运行中，绝缘油击穿电压应不小于（b）。［GB/T7595-2000］a．40kV；b．50kV；c．60kV；d．70kV。8）变压器油定期的介质损耗tanδ测量温度为（d）。［DL/T596-1996］a．20℃；b．室温；c．70℃；d．90℃。9）安装时应使顶盖沿气体继电器方向有（a）的升高坡度。［DL/T572-2010］a．1～1.5%；b．2～3%；c．3～4%；d．4～5%。10）变压器着火时，应立即（b、c、d）。※［DL/T572-2010］a．查明原因；b．断开电源；c．停运冷却器；d．迅速采取灭火措施。11）密封式变压器烃类气体总和的产气速率大于0.5mL/h，或相对产气速率（b）认为设备有异常。［DL/T596-1996］a．大于5%/月；b．大于10%/月；c．大于15%/月；d．大于20%/月。12）1.6MVA及以上的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的（a）。［DL/T596-1996］a．2%；b．3%；c．4%；d．5%。13）变压器绕组的tanδ值与历年的数值比较不应有显著变化（c）。［DL/T596-1996］a．一般不大于10%；b．一般不大于20%；c．一般不大于30%；d．一般不大于50%。14）变压器的温升是指（c）。［DL/T596-1996］a．一、二次绕组的温度之差；c．绕组与变压器周围环境温度之差；b．绕组与上层油面温度之差；d．变压器上层油温与变压器环境温度之差。15）变压器气体继电器内有气体（b）。［DL/T596-1996］a．说明内部有故障；b．不一定有故障；c．说明有较大故障；d．没有故障。16）220kV变压器绝缘纸(板)含水量一般不大于（c）。［DL/T596-1996］a．1%；b．2%；c．3%；d．4%。178

18717）有外引接地线的变压器在运行中铁芯接地电流一般不大于（a）。［DL/T596-1996］a．0.1A；b．0.5A；c．1A；d．1.5A。18）气体继电器及其二次回路试验时，整定值符合运行规程要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于（b）。［DL/T596-1996］a．0.5MΩ；b．1MΩ；c．1.5MΩ；d．2MΩ。19）运行15～20年的变压器，油中糠醛含量超过（d）时，一般为非正常老化,需跟踪检测。［DL/T596-1996］a．0.1mg/L；b．0.3mg/L；c．0.5mg/L；d．0.75mg/L。20）变压器油中糠醛含量测试值大于（c）时，认为绝缘老化已比较严重。［DL/T596-1996］a．2mg/L；b．3mg/L；c．4mg/L；d．5mg/L。21）变压器正常运行时最高顶层油温不超过（b）。［DL/T572-2010］a．60℃；b．85℃；c．100℃；d．105℃。22）变压器在更换绕组后，要进行全电压下空载合闸试验。全部更换绕组，空载合闸（c），每次间隔5min。［DL/T596-1996］a．3次；b．4次；c．5次；d．6次。23）变压器在更换绕组后，要进行全电压下空载合闸试验。部分更换绕组，空载合闸（a），每次间隔5min。［DL/T596-1996］a．3次；b．4次；c．5次；d．6次。24）大修后变压器整体密封检查时，对110kV及以上变压器，在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续时间（d）无渗漏。［DL/T596-1996］a．4h；b．8h；c．12h；d．24h。25）大修后变压器整体密封检查，35kV及以下管状和平面油箱变压器采用超过油枕顶部0.6m油柱试验（约5kPa压力），试验持续时间（c）无渗漏。［DL/T596-1996］179

188a．4h；b．8h；c．12h；d．24h。26）了解变压器固体绝缘老化情况可进行（d）试验。［DL/T596-1996］a．交流耐压试验；b．直流耐压试验；c．局部放电试验；d．油中糠醛含量。27）对变压器的有载调压装置，要试验和检查范围开关、（d）、切换开关的动作顺序，应符合制造厂的技术要求，其动作角度应与出厂试验记录相符。［DL/T596-1996］a．接触器；b．计时开关；c．空气开关；d．选择开关。28）变压器气体继电器内有气体、信号回路动作、油的闪点降低，且油色变黑并有一种特殊的气味，这表明变压器（b）。［DL/T596-1996］a．铁芯接片断裂；b．铁芯局部短路与铁芯局部熔毁；c．铁芯之间绝缘损坏；d．绝缘损坏。29）变压器的日常巡视，每天至少（a）。［DL/T572-2010］a．1次；b．2次；c．3次；d．多次。30）发电厂内的变压器夜间巡视（a）至少进行一次。［DL/T572-2010］a．每周；b．每月；c．每2月；d．每3月。31）检查变压器吸湿器中干燥剂的颜色，当大约（c）干燥剂的颜色显示已受潮时，应予更换或进行再生处理。［DL/T572-2010］a．1/2；b．1/3；c．2/3；d．3/4。32）有载调压变压器分接开关新投运1～2年或分接变换（c），切换开关或选择开关应吊芯检查一次。［DL/T572-2010］a．1000次；b．3000次；c．5000次；d．10000次。33）有载调压变压器运行中分接开关油室内绝缘油，每6个月至1年或分接变换（b），至少采样1次。［DL/T572-2010］a．1000～2000次；b．2000～4000次；c．5000～10000次。34）正常运行的变压器应至少每（c）年进行一次绕组变形试验。［DL/T572-2010］a．3年；b．5年；c．6年；d．10年。180

18935）对运行（c）及以上、温升过高的变压器可进行油中糠醛含量测定，以确定绝缘老化的程度；必要时可取纸样做聚合度测量，进行绝缘老化鉴定。［DL/T572-2010］a．5年；b．10年；c．15年；d．20年。36）停运时间超过（b）的变压器在重新投入运行前，应按预试规程要求进行有关试验。［DL/T572-2010］a．3个月；b．6个月；c．12个月；d．24个月。37）变压器红外检测的方法、周期、要求应符合DL/T664的规定：220kV及以上变压器每年不少于（b）检测。［DL/T664-2008］a．1次；b．2次；c．3次；d．4次。38）绝缘耐热等级为F级的干式变压器线圈最高温升为（a）。a．100K；b．105K；c．110K；d．115K。39）绝缘耐热等级为H级的干式变压器线圈最高温升为（c）。a．105K；b．115K；c．125K；d．135K。40）运行中，强油循环风冷变压器冷却器发生故障切除全部冷却器时，冷却器全停的最长运行时间不得超过（c）。［DL/T572-2010］a．30min；b．45min；c．60min；d．75min。41）新设备或经过检修、改造的变压器在投运（a）内，应进行特殊巡视检查。［DL/T572-2010］a．72h；b．96h；c．120h；d．144h。42）变压器油箱表面局部热点温升不超过（d）。［DL/T596-1996］a．20K；b．40K；c．60K；d．80K。43）变压器中进水受潮，根据气相色谱分析出来的特征，气体是（d）。［DL/T722-2014］a．一氧化碳；b．二氧化碳；c．乙炔；d．氢。44）测量变压器绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数时，测量温度以（b）为准。［DL/T181

190596-1996］a．绕组温度；b．顶层油温度；c．环境温度；d．油箱温度。45）套管交流耐压试验的试验电压值为出厂值的（c）。［DL/T596-1996］a．75%；b．80%；c．85%；d．90%。46）2500kVA及以下的干式配电变压器其绕组直流电阻的相间不平衡率应不大于（d）。［GB/T10288-2008］a．1%；b．2%；c．3%；d．4%。47）66～220kV的变压器在投运前或大修后，绝缘油击穿电压应不小于（b）。［GB/T7595-2000］a．35kV；b．40kV；c．45kV；d．50kV。48）运行中变压器油的水溶性酸pH值（c）。［DL/T596-1996］a．≥3；b．≥5．4；c．≥4．2；d．≤7。49）运行中220kV变压器油水分含量（d）。［DL/T596-1996］a．≥25mg/L；b．≤15mg/L；c．≤5mg/L；d．≤25mg/L。50）不同牌号变压器油混合使用的规定：油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用比不详，则采用（a）比例混合。［DL/T596-1996］a．1:1；b．1:2；c．1:3；d．1:5。51）运行中220kV及以下电压等级变压器、电抗器油中溶解气体总烃含量的注意值（b）。［GB/T7252-2001］a．100μL/L；b．150μL/L；c．200μL/L；d．250μL/L。52）运行中220kV及以下电压等级变压器、电抗器油中溶解气体乙炔含量的注意值（c）。［GB/T7252-2001］a．1μL/L；b．3μL/L；c．5μL/L；d．10μL/L。53）220kV及以下运行中变压器、电抗器油中溶解气体氢气含量的注意值（b）。［GB/T7252-2001］182

191a．100μL/L；b．150μL/L；c．200μL/L；d．250μL/L。54）出厂和新投运的变压器和电抗器油中溶解气体总烃含量的注意值（d）。［GB/T7252-2001］a．＜1μL/L；b．＜5μL/L；c．＜10μL/L；d．＜20μL/L。55）出厂和新投运的变压器和电抗器油中溶解气体氢气含量的注意值（c）。［GB/T7252-2001］a．＜1μL/L；b．＜5μL/L；c．＜10μL/L；d．＜20μL/L。67）出厂和新投运的变压器和电抗器油中溶解气体乙炔含量的注意值（a）。［GB/T7252-2001］a．0μL/L；b．＜1μL/L；c．＜2μL/L；d．＜5μL/L。68）新设备及大修后的设备投运前应至少做（a）油中溶解气体色谱分析。［GB/T7252-2001］a．1次；b．2次；c．3次；d．不需要。69）对电压330kV及以上、容量240MVA及以上所有发电厂升压变，油中溶解气体色谱分析定期检测周期（c）一次。［GB/T7252-2001］a．1个月；b．2个月；c．3个月；d．4个月。70）对电压220kV及以上、容量120MVA及以上变压器，油中溶解气体色谱分析定期检测周期（d）一次。［GB/T7252-2001］a．2个月；b．3个月；c．5个月；d．6个月。3.4问答题1）运行中的变压器油为什么会有气体产生？［DL/T722-2014］答：（1）绝缘油的分解。绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混***合物，分子中含有CH3、CH2和CH化学基团，并由C-C键键合在一起。由于电或热故障，使某些C-H键和C-C键断裂，伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基，这些氢原子或自由基通过复杂的化学反应迅速重新化合，形成氢气和低183

192分子烃类气体，如CH4、C2H6、C2H4、C2H2等。（2）固体绝缘材料的分解。纸、层压板或木块等固体绝缘材料分子内含有大量的无水右旋糖环和弱的C-O键及葡萄糖甙键，它们的热稳定性比油中的碳氢键要弱，并能在较低的温度下重新化合。聚合物裂解的有效温度高于105℃，完全裂解和碳化高于300℃，在生成水的同时，生成大量的CO和CO2及少量烃类气体和呋喃化合物。CO和CO2的生成量随温度、油中氧的含量和纸的湿度增加而增加。（3）气体的其它来源。例如，油中含有水，与铁作用生成氢气；过热的铁心层间的油膜裂解生成氢；切换开关油室的油向变压器主油箱渗漏或带入；变压器油箱补焊使油在高温下分解产生大量的氢等。2）说明介质损耗因数tanδ试验对判断绝缘缺陷的作用？答：介质损耗因数tanδ测量是预防性试验的一项基本试验项目，当绝缘受潮或劣化，tanδ值会增大，将测量值与相关标准规定的限值比较，并与初始值（或上次试验值）比较，可发现设备的绝缘缺陷。介质损耗因数tanδ表征绝缘材料能量损耗的大小（包括电导损耗和极化损耗），反映的是绝缘整体性缺陷，若绝缘内的缺陷不是分布性而是集中性的，当被试绝缘的体积大，或集中性缺陷所占的体积小时，tanδ检出缺陷的效果就差。例如，测量变压器绕组连同套管的tanδ时，因套管的体积小，不易检出套管内的缺陷，若分开单独测量套管的tanδ，可有利于发现套管的缺陷。当绝缘中存在气隙放电缺陷时，测量tanδ与试验电压的关系曲线，用tanδ增量判断结论比较明确。如DL/T596规定：对于电流互感器、套管，当tanδ增量（指额定相电压Un下的介质损耗因数和10kV下的介质损耗因数之差值）超过±0.3%时，设备不应继续运行。因为tanδ随试验电压明显地变化，表明在低于运行相电压U/3下，绝m缘内已有较多的气隙发生放电，继续运行其安全风险很大。3）用油中溶解气体含量判断充油设备故障时，除考虑气体含量的绝对值外，应注意些什么？［DL/T722-2014］184

193答：（1）考查故障点的产气速率来推断故障的发展趋势仅根据色谱分析结果的绝对值是很难对故障的严重性做出正确判断，因为故障常由低能量的潜伏性故障开始，发展成为较严重故障。产气速率与故障消耗能量大小、故障部位、故障点的温度等情况有直接关系。因此，必须考虑故障点的产气速率来推断故障的发展趋势。（2）结合设备类型、负荷情况、故障类型等因素分析例如，电抗器缺陷以铁芯夹件因漏磁发热涡流引起居多，这种金属表面低温过热，不致严重危及绕组和铁芯安全时，可在总烃超过注意值较大（数千μL/L）的情况下运行；但C2H2是放电性故障的特征气体，当出现痕量（小于1μL/L）时也应引起注意。（3）注意区别非故障情况下的气体来源某些情况下，有些气体不是设备故障造成的，如油中含有水，可以与铁作用生成H2。过热的铁心层间油膜裂解也可生成H2；有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器主油箱渗漏带进C2H2等，当利用色谱分析结果确定设备内部是否存在故障及其严重程度时，要注意加以区分。4）当油中气体分析有异常时，选择哪些诊断性试验并说明理由？［DL/T596-1996］答：（1）绕组直流电阻：诊断是否导电回路故障；（2）铁芯绝缘电阻和接地电流：诊断是否铁芯多点接地；（3）空载损耗和空载电流测量或长时间空载（或轻负载下）运行，用油中气体分析及局部放电检测仪监视：诊断是否铁芯故障或匝间绝缘损坏；（4）长时间负载（或用短路法）试验，并用油中气体色谱分析监视：诊断是否导电回路故障；（5）油泵检查试验：诊断是否油泵本身烧损使油热分解、或油泵滤网堵塞形成负压区漏气；（6）有载调压开关油箱渗漏检查试验：诊断是否开关油渗漏入本体油箱；（7）绝缘特性（绝缘电阻、吸收比、极化指数、tanδ、泄漏电流）：诊断是否受潮；185

194（8）绝缘油含水量：诊断是否受潮；（9）绝缘油含气量：诊断是否密封垫老化和破损、油循环系统进气等；（10）局部放电（可在变压器停运或运行中测量）：诊断是否存在放电性缺陷；（11）绝缘油中糠醛含量：诊断是否固体绝缘损伤。5）变压器出现绝缘受潮时进行哪些检查？［DL/T573-2010中6.3］答：由于进水受潮，出现了油中含水量超出注意值、绝缘电阻下降、泄漏电流增大、变压器本体介质损耗增大、油耐压下降等现象，进行下列检查：（1）冷却器检查；（2）变压器油色谱分析；（3）油中含气量分析；（4）各连接部位的渗漏检查；（5）吸湿器是否受潮；（6）储油柜的胶囊或隔膜；（7）整体密封性检查；（8）套管检查；（9）内部检查。6）变压器出现过热性异常时有哪些可能的原因？［DL/T573-2010中6.4］答：当出现总烃超出注意值，并持续增长；油中溶解气体提示过热；温升超标等过热异常情况时，可能的原因有：（1）铁芯、夹件多点接地；（2）铁芯局部短路；（3）导电回路接触不良；（4）导线股间短路；（5）油道堵塞；（6）悬浮电位、接触不良；186

195（7）结构件或磁屏蔽等形成短路环；（8）油泵轴承磨损或线圈损坏；（9）漏磁回路的异物和用错金属材料；（10）有载分接开关绝缘筒渗漏。7）变压器出现放电性异常时有哪些可能的原因？［DL/T573-2010中6.5］答：当油中出现放电性异常，H2、C2H2含量升高时，可能的原因有：（1）油泵内部放电；（2）悬浮杂质放电；（3）悬浮电位放电；（4）油流带电；（5）有载分接开关绝缘筒渗漏；（6）导电回路接触不良及分流；（7）不稳定的铁芯多点接地；（8）金属尖端放电；（9）气泡放电；（10）绕组或引线绝缘击穿；（11）油箱磁屏蔽接地不良；（12）箱沿放电。8）确定运行中变压器是否需要检修和检修项目，应综合分析哪些因素？［DL/T573-2010］答：（1）电力变压器检修工艺导则推荐的检修周期和项目；（2）结构特点和制造情况；（3）运行中存在的缺陷及其严重程度；（4）负载状况和绝缘老化情况；（5）历次电气试验和绝缘油分析结果；187

196（6）与变压器有关的故障和事故情况；（7）变压器的重要性。9）变压器有载分接开关是否需要检修和检修项目及要求，应综合分析哪些因素来确定？［DL/T573-2010］答：（1）有载分接开关运行维修导则推荐的检修周期和项目；（2）制造厂有关的规定；（3）动作次数；（4）运行中存在的缺陷及其严重程度；（5）历次电气试验和绝缘油分析结果；（6）变压器的重要性。10）变压器在遭受近区突发短路后应如何处理？［《华能24项反措》］答：变压器在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。经绕组变形测试发现有问题的变压器应通过调检和其他试验，如油中溶解气体分析、绕组直流电阻、短路阻抗、空载电流和损耗等进行综合判断，注意跟踪检查，防止变形的积累演变成绝缘事故。避免变压器在经历出口短路后未经任何试验和检查就试投。11）变压器在什么情况下应进行大修？［DL/T572-2010］答：（1）运行中的变压器承受出口短路后，经综合诊断分析判明有内部故障时，可进行大修；（2）箱沿焊接的变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时，可进行大修；（3）运行中的变压器，当发现异常状况或试验判明有内部故障时，应进行大修；（4）设计或制造中存在共性缺陷的变压器可进行针对性大修；（5）变压器大修周期一般应在10年以上。12）变压器出现哪些情况应立即停运？［DL/T572-2010］188

197答：（1）变压器声响明显增大，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℃。此外，下面情况值班人员应立即将变压器停运：（1）当发生危及变压器安全的故障，而变压器有关的保护装置拒动时；（2）当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时。13）什么情况下应对变压器进行特殊巡视检查？［DL/T572-2010］答：（1）新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内；（2）有严重缺陷时；（3）气象突变（如大风、大雾、大雷、冰雹、寒潮等）时；（4）雷雨季节特别是雷雨后；（5）高温季节、高峰负载期间；（6）变压器急救负载运行时。14）变压器特殊巡视时应监视什么？［DL/T572-2010］答：（1）过负荷运行时，应监视负荷、油温和油位的变化，接头接触是否良好，冷却系统是否运行正常；（2）短路故障后，检查有关组件、接头有无异常，变压器压力释放装置有无喷油现象；（3）大风天气时，应监视引线摇动情况及是否有搭挂杂物；（4）雷雨后，应检查变压器各侧避雷器计数器动作情况，检查套管应无破损，裂纹及放电痕迹；（5）大雾、毛毛雨、小雪天气时，应检查套管、瓷瓶有无电晕、放电打火和火花闪络现象，接头处有无冒热气现象，重点监视污秽瓷质部分；189

198（6）大雪天气，应检查引线接头有无积雪，观察融雪速度，以判断接头是否过热。检查变压器顶盖、油枕至套管出线间有无积雪、挂冰等情况，油位计、温度计、气体继电器有无积雪覆盖现象；（7）夜间时，要注意观察引线接头处、线卡，应无过热发红等现象。15）新投入或大修后的变压器运行时，应注意巡视哪些部位？［DL/T572-2010］答：（1）监视负荷和导线接头有无发热现象：（2）变压器运行时发出的声响是否正常；（3）试摸散热片温度是否正常，并证实各排管阀门确已打开；（4）检查瓷套管有无放电打火现象；（5）油位、油温变化是否正常；（6）气体继电器是否已充满油；（7）压力释放（防爆管）装置应完好；（8）各部件有无渗漏油情况；（9）冷却装置运行是否良好。16）变压器日常巡视检查应包括哪些内容？［DL/T572-2010］答：（1）变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗漏油；（2）套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象；（3）变压器声响均匀、正常；（4）各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵、水泵运转正常，油流继电器工作正常，特别注意变压器潜油泵负压区出现的渗漏油；（5）吸湿器完好，吸附剂干燥；（6）引线接头、电缆、母线应无发热迹象；（7）压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损；190

199（8）有载分接开关的分接位置及电源指示应正常；（9）有载分接开关的在线滤油装置工作位置及电源指示应正常；（10）气体继电器内应无气体（一般情况）；（11）各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮，温控装置工作正常；（12）干式变压器的外部表面应无积污；（13）变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常；（14）现场规程中根据变压器的结构特点补充检查的其它项目。17）说明防止变压器短路损坏的措施？［DL/T572-2010］答：（1）容性电流超标的35（66）kV及以下不接地系统，宜装设有自动跟踪补偿功能的消弧线圈或其它设备，防止单相接地发展成相间短路。（2）采取分裂运行及适当提高变压器短路阻抗、加装限流电抗器等措施，降低变压器短路电流。（3）电缆出线故障多为永久性，不宜采用重合闸，例如：对5kV～10kV电缆或短架空出线多，且发生短路事故次数较多的变电站，宜停用线路自动重合闸，防止变压器连续遭受短路冲击。（4）加强防污工作，防止相关变电设备外绝缘污闪，对110kV及以上电压等级变电站电瓷设备的外绝缘，可以采用调整爬距、加装硅橡胶辅助伞伞裙、涂防污闪涂料，提高外绝缘清扫质量等措施，避免发生污闪，雨闪和冰闪。特别是变压器的低压侧出线套管，应有足移的爬距和外绝缘空气间隙，防止变压器套管端头间闪络造成出口短路。（5）加强对低压母线及其所联接设备的维护管理，如母线采用绝缘护套包封等，防止小动物进入造成短路和其它意外短路；加强防雷措施；防止误操作；坚持变压器低压侧母线的定期清扫和耐压试验工作。（6）加强开关柜管理，防止配电室火灾蔓延。当变压嚣发生出口或近区短路时，应确保断路器正确动作切除故障，防止越级跳闸。191

200（7）对10kV的线路，变电站出口2km内可考滤采用绝缘导线。（8）随着电网系统容量的增大，有条件时可开展对早期变压器产品抗短路能力的校核工作，根据设备的实际情况有选择性地采取措施，包括对变压器进行改造。（9）对运行年久、温升过高或长期过载的变压器可进行油中糠醛含量测定，以确定绝缘老化的程度，必要时可取纸样做聚合度测量，进行绝缘老化鉴定。（10）对早期的薄绝缘、铝线圈变压器，应加强跟踪，变压器本体不宜进行涉及器身的大修。若发现严重缺陷，如绕组严重变形、绝缘严重受损等，应安排更换。18）说明运行中电压等级220kV、500kV变压器油每年的检验项目及质量要求？［GB/T7252-2008］、［DL/T596-1996］答：电压等级220kV变压器：（1）外状：透明、无杂质或悬浮物；（2）水分：≤25mg/L；（3）介质损耗因数（90℃）：≤0.040；（4）击穿电压：≥35kV。（5）油色谱分析。电压等级500kV变压器：（1）外状：透明、无杂质或悬浮物；（2）水分：≤15mg/L；（3）介质损耗因数（90℃）：≤0.020；（4）击穿电压：≥50kV。（5）油中含气量（体积分数）：≤3%。（6）油色谱分析。19）变压器油中气相色谱分析时，有哪些非设备故障的气体来源？［GB/T7252-2008］答：（1）油中含有水与铁作用生成氢；192

201（2）过热的铁心层间油膜裂解生成氢；（3）新的不锈钢在加工过程中或焊接时，吸附氢而又慢慢释放到油中；（4）在温度较高、油中有溶解氧时，设备中某些油漆（醇酸树脂），在某些不锈钢的催化下，可能生成大量的氢；（5）某些改型的聚酰亚胺型的绝缘材料可生成某些气体而溶解于油中；（6）油在阳光照射下可以生成某些气体。（7）设备检修时，暴露在空气中的油可吸收空气中的CO2等；（8）某些操作可生成故障气体，如：有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器主油箱渗漏，或选择开关在某个位置动作时，悬浮电位放电的影响；（9）设备曾经有过故障，而故障排除后绝缘油未经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中；设备油箱带油补焊；（10）原注入的油就含有某些气体等。20）判断充油电气设备故障类型的三比值法是指哪三个气体含量比值，应用时应注意什么？［GB/T7252-2008］答：三个气体含量比值是指：C2Ｈ2/C2H4；CH4/H2；C2H4/C2H6。应用比值法判断设备故障类型时应注意：（1）只有根据气体各组分含量的注意值或气体增长率的注意值有理由判断设备可能存在故障时，气体比值才是有效的，并应予计算。对气体含量正常，且无增长趋势的没备，比值没有意义。（2）假如气体的比值和以前的不同，可能有新的故障重叠在老故障或正常老化上。为了得到仅仅相应于新故障的气体比值，要从最后一次的分析结果中减去上一次的分析数据，并重新计算比值（尤其是在CO和CO2含量较大的情况下）。在进行比较时要注意在相同的负荷和温度等情况下并在相同的位置取样。（3）在使用比值法判断没备故障性质时，应注意各种可能降低精确度的因素。尤其是对正常值普遍较低的电压互感器、电流互感器和套管，更要注意这种情况。193

2024互感器及高压套管4.1名词解释1）额定动稳电流Idyn[GB20840.2-2014]在二次绕组短路的情况下，电流互感器能承受住电动力的作用而无电气或机械损伤的最大一次电流峰值。2）额定短时热电流Ith[GB20840.2-2014]在二次绕组短路情况下，电流互感器能承受1s且无损伤的一次电流方均根值。3）暂态响应（瞬变响应）[GB20840.5-2013]在暂态条件下，与高压端子的电压波形相比，所测得的二次电压波形的保真度。4）电磁单元[GB20840.5-2013]电容式电压互感器的组成部分，接在电容分电压器的中压端子与接地端子之间（或当使用载波耦合装置时直接接地），用以提供二次电压。5）电容式电压互感器的限压器件[GB20840.5-2013]跨接在排流线圈两端或接在电容分压器低压端子与地之间的一个器件，用以限制可能出现在排流线圈上的暂态过电压。6）主电容C1[GB/T4109-2008交流电压高于1000V的绝缘套管]电容式套管的高压导体和试验抽头或电压抽头间的电容。7）抽头电容C2[GB/T4109-2008交流电压高于1000V的绝缘套管]电容式套管的试验抽头或电压抽头与安装法兰间的电容。4.2判断题1）变压器电容型套管的tanδ和电容值测量应采用正接法。（√）［DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》］2）电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻采用2500V兆欧表测量。（√）［DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》］3）20～35kV固体绝缘互感器应定期（1～3年）进行局部放电测量。（√）［DL/T194

203596-1996电力设备预防性试验规程］4）电容型套管末屏对地的绝缘电阻不应低于100MΩ。（×）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］5）变压器及变压器上的套管油中溶解气体组分含量的注意值相同。（×）［DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》］6）套管交流耐压试验的试验电压值为出厂值的85%。（√）［DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》］7）套管有严重的破损和放电现象时应查明原因。（×）［DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》］8）电流互感器主绝缘tanδ的试验电压为10kV，末屏对地tanδ的试验电压为2kV。（√）［DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》］9）电流互感器当试验电压由10kV升到U/3时，tanδ增量超过土0.3%，不应继m续运行。（√）［DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》］10）电流互感器绕组的对地绝缘电阻一般不低于5000MΩ。（×）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］11）电流互感器油中溶解气体组分含量的注意值与变压器的相同。（×）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］12）电流互感器油中溶解气体组分含量的注意值与电压互感器的相同。（×）［DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》］13）互感器密封检查周期为一年。（×）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］14）电流互感器二次侧严禁开路。（√）［DL/T727-2013］15）电流互感器不允许在设备最高电压下和额定连续热电流下长期运行。（×）［DL/T727-2013］16）电容型电流互感器一次绕组的末（地）屏必须可靠接地。（√）［DL/T727-2013］195

20417）66kV及以上电磁式油浸互感器应装设膨胀器或隔膜密封，应有便于观察油位或油温压力指示器，并有最低和最高限值标志。（√）［DL/T727-2013］18）电磁式电压互感器一次绕组N（X）端必须可靠接地。（√）［DL/T727-2013］19）电容式电压互感器的电容分压器低压端子（N、δ、J）必须通过载波回路线圈接地或直接接地。（√）［DL/T727-2013］20）电容式电压互感器的电容分压器单元、电磁装置、阻尼器等在出厂时，均经过调整误差后配套使用，安装时可互换。（×）［DL/T727-2013］21）SF6气体绝缘互感器可不装设压力表和密度继电器。（×）［DL/T727-2013］22）中性点非有效接地系统中，作单相接地监视用的电压互感器，一次中性点应接地。（√）［DL/T727-2013］23）电压互感器（含电磁式和电容式电压互感器）不允许在1.2倍额定电压下连续运行。（×）［DL/T727-2013］24）中性点有效接地系统中的互感器，允许在1.5倍额定电压下运行1min。（×）［DL/T727-2013］25）运行中全密封互感器应保持微正压，充氮密封互感器的压力应正常。（√）［DL/T727-2013］26）油浸式互感器应标明绝缘油牌号。（√）［DL/T727-2013］27）SF6气体绝缘互感器在运行中气体压力应保持在制造厂规定范围内，设备年泄漏率应小于1%。（×）［DL/T727-2013］28）中性点非有效接地系统中的电压互感器，在系统无自动切除对地故障保护时，允许在1.9倍额定电压下运行2h。（×）［DL/T727-2013］29）中性点非有效接地系统中的电压互感器，系统有自动切除对地故障保护时，允许在1.9倍额定电压下运行60s。（×）［DL/T727-2013］30）进行固体绝缘互感器预防性试验时，可不进行tanδ测量。（√）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］196

20531）电磁式电压互感器感应耐压试验前后，应各进行一次额定电压时的空载电流测量，试验后的测量值可能比试验前的测量值要明显大一些。（×）[GB50510-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准]32）电磁式电压互感器感应耐压试验时，应在高压侧测量电压值。（×）[GB50510-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准]33）套管额定电压Ur为550kV，相应的系统标称电压Un为500kV。（√）[DL/T865-2004126kV～550kV电容式瓷套管技术规范]34）变压器套管应能耐受的热短时电流值为额定电流的25倍，持续时间为1min。（×）[DL/T865-2004126kV～550kV电容式瓷套管技术规范]35）试验电压为1.5U/3kV时，要求油浸纸套管的局部放电量最大值为10pC。r（√）[DL/T865-2004126kV～550kV电容式瓷套管技术规范]4.3选择题（有※标志的试题为多选题）1）变压器套管中的电流互感器，绝缘电阻一般不低于（b）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．0.5MΩ；b．1MΩ；c．1.5MΩ；d．2MΩ。2）电流互感器tanδ及电容量检测周期为（a、b、c、d）。※［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．投运前；b．1～3年；c．大修后；d．必要时。3）套管交流耐压试验的试验周期为（c、d）。※［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程]a．投运前；b．1～3年；c．大修后；d．必要时。4）220kV套管的红外热像检测周期为（b）。[DL/T393-2010输变电设备状态检修试验规程]a．1个月；b．3个月；c．6个月；d．1年。197

2065）互感器在（a、b、c、d）时应进行诊断试验。※[DL/T393-2010输变电设备状态检修试验规程]a．发现设备状态不良；b．经受了不良工况；c．受家族性缺陷警示；d．持续运行了较长时间。6）正常套管的红外热像显示（a、b、c）应无异常。※[DL/T393-2010输变电设备状态检修试验规程]a．温升；b．温差；c．相对温差；d．热像亮度。7）电流互感器电流比校核应在（a）额定电流范围内，从一次侧注入任一电流值，测量二次侧电流。[DL/T393-2010输变电设备状态检修试验规程]a．5%～100%；b．10%～100%；c．10%～90%；d．20%～100%。8）220kV套管的油位和渗漏油检查周期为（a）。[DL/T393-2010输变电设备状态检修试验规程]a．1个月；b．3个月；c．6个月；d．1年。9）高压套管的例行试验项目有（a、b、c、d）。※[DL/T393-2010输变电设备状态检修试验规程]a．红外热像检测；b．绝缘电阻；c．电容量和介质损耗因数（电容型）；d.气体湿度（充气）。10）长时间工频耐受电压试验（ACLD）适用于（c）的变压器套管。[GB/T4109-2008交流电压高于1000V的绝缘套管]a．＞170KV；b．＜170KV；c．≥170KV；d．≤170KV。11）雷电冲击干耐受电压试验（BIL）适用于（d）。[GB/T4109-2008交流电压高于1000V的绝缘套管]a．Um≤145kV所有套管；b．Um≥145kV所有套管；c．Um≥300kV的所有套管；d．所有型式套管。12）Um等于或高于72.5kV的变压器套管的试验抽头对地电容应不超过（a）。[GB/T198

2074109—2008《交流电压高于1000V的绝缘套管》]a．10000pF；b．5000pF；c．1000pF；d．500pF。15）油浸纸套管的温度极限为（c）。[DL/T865-2004126kV～550kV电容式瓷套管技术规范]a．75℃；b．90℃；c．105℃；d．120℃。18）电流互感器二次绕组之间及对地绝缘的额定短时工频耐压为（b）。[GB20840.1-2010]a．2kV；b．3kV；c．4kV；d．5kV。20）户内电流互感器有机材料外绝缘污秽等级为Ⅱ级的最小爬电比距标称值为（c）。[DL/T725-2013]a．16mm/kV；b．18mm/kV；c．20mm/kV；d．25mm/kV。21）当电流互感器的绝缘介质为SF6气体时，SF6气体的空气含量不超过（d）（质量分数）。[GB/T12022-2014]a.1%；b．0.5%；c．0.1%；d．0.04%。22）电流互感器的额定二次电流标称值为（a、c）。※[DL/T725-2013]a．1A；b．2A；c．5A；d．10A。23）电磁式电压互感器最高电压3.6kV≤Um＜300kV的绕组，其额定绝缘水平由(a、d)确定。※[GB20840.1-2010]a．额定雷电冲击耐受电压；b．额定操作冲击耐受电压；b．绝缘电阻；d．额定工频耐受电压确定。24）电磁式电压互感器最高电压Um≥300kV的绕组，其额定绝缘水平由(a、b、d)确定。※[GB20840.1-2010]a．额定雷电冲击耐受电压；b．额定操作冲击耐受电压；c．绝缘电阻；d．额定工频耐受电压确定。25）互感器的设备最高电压Um≥40.5kV，且一次绕组的接地端子与箱壳或底座绝199

208缘时，接地端子应能承受额定短时工频耐受电压（d）。[GB20840.3-2013]a．2kV；b．3kV；c．4kV；d．5kV。26）电压互感器的接地连接处应有直径不应小于（b）的接地螺栓。[GB20840.3-2013]a．6mm；b．8mm；c．10mm；d．12mm。27）电压互感器二次出线端子的螺纹直径不应小于（a）。[GB20840.3-2013]a．5mm；b．4mm；c．3mm；d．2mm。31）油浸式互感器的绕组平均温升限值为（c）。[GB20840.1-2010]a．50K；b．55K；c．60K；d．65K。32）套管电压抽头绝缘的1min工频耐受电压为两倍于抽头额定电压的对地电压，但不得小于（b）。[DL/T865—2004126kV～550kV电容式瓷套管技术规范]a．1kV；b．2kV；c．3kV；d．5kV。33）363kV套管的绝缘水平由(a、b、d)确定。※[DL/T865-2004126kV～550kV电容式瓷套管技术规范]a．雷电全波冲击干耐受电压；b．操作冲击耐受电压；c．局部放电；d．60s工频耐受电压。4.4问答题1）互感器什么情况下需进行特殊巡视？［DL/T727-2013］答：（1）新投产设备，应缩短巡视周期，运行72h后转入正常巡视；（2）夜间闭灯巡视：有人值班的站（所）每周不少于一次，无人值班的站（所）每月不少于一次；（3）高、低温季节，高湿度季节，气候异常时，高峰负荷，季节性高电压期间，设备异常时，应适当加强巡视。2）电容式电压互感器的电容分压器的预防性试验项目有哪些？［DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》］200

209答：（1）极间绝缘电阻；（2）电容值；（3）tanδ；（4）渗漏油检查；（5）低压端对地绝缘电阻；（6）局部放电检查；（7）交流耐压试验。3）电容式电压互感器运行中巡视检查项目有哪些？答：（1）设备外观是否完整无损，各部连接是否牢固可靠；（2）外绝缘表面是否清洁、有无裂纹及放电现象；（3）油色、油位是否正常，膨胀器是否正常；（4）吸湿器硅胶是否受潮变色；（5）有无渗漏油现象，防爆膜有无破裂；（6）有无异常振动，异常音响及异味；（7）各部位接地是否良好［注意检查电压互感器N（X）端连接情况］；（8）电压互感器端子箱内熔断器及自动开关等二次元件是否正常；（9）特殊巡视补充的其它项目，视运行工况要求确定。除上述巡视检查项目外，尚应注意检查项目如下：（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（δ、J）是否与载波回路连接或直接可靠接地；（3）电磁单元各部分是否正常，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。4）SF6气体绝缘互感器运行中巡视检查项目有哪些？［DL/T727-2013］答：a)设备外观是否完整无损，各部连接足否牢固可靠，有无锈蚀现象；201

210b)外绝缘表面是否清洁、有无裂纹及放电现象；c)油色、油位是再正常，膨胀器是否正常；d)吸湿器硅胶是否受潮变色；e)有无渗漏油现象，防爆膜有无破裂；f)有无异常振动、异常音响及异味；g)各部位（含备用的二次绕组端子）接地是否良好；h)电流互感器是否过负荷，引线端子是否过热或出现火花，接头螺栓有无松动现象；i)电压互感器端子箱内熔断器及自动开关等二次元件是否正常；j）检查压力表指示是否在正常规定范围，有无漏气现象，密度继电器是否正常；k）复合绝缘套管表面是否清洁、完整、无裂纹、无放电痕迹、无老化迹象，憎水性良好；l）特殊巡视补充的其它项目，视运行工况要求确定。5）树脂浇注互感器运行中巡视检查项目有哪些？［DL/T727-2013］答：（1）互感器有无过热，有无异常振动及声响；（2）互感器有无受潮，外露铁芯有无锈蚀；（3）外绝缘表面是否积灰、粉蚀、开裂，有无放电现象。6）电压互感器常见的异常有哪些？如何判断？［DL/T727-2013］答：（1）三相电压指示不平衡：一相降低（可为零），另两相正常，线电压不正常，或伴有声、光信号，可能是互感器高压或低压熔断器熔断。（2）中性点非有效接地系统，三相电压指示不平衡：一相降低（可为零），另两相升高（可达线电压），或指针摆动，可能是单相接地故障或基频谐振；如三相电压同时升高，并超过线电压（指针可摆到头），则可能是分频或高频谐振。（3）高压熔断器多次熔断：可能是内部绝缘严重损坏，如绕组层间或匝间短路故障。（4）在中性点有效接地系统，母线倒闸操作时，出现相电压升高并以低频摆动，一般为串联谐振现象；若无任何操作、突然出现相电压异常升高或降低，则可能是互202

211感器内部绝缘损坏，如绝缘支架、绕组层间或匝间短路故障。（5）中性点有效接地系统，电压互感器投运时出现电压表指示不稳定，可能是高压绕组N（X）端接地接触不良。（6）互感器着火时，应立即切断电源，用灭火器材灭火。（7）发生不明原因的保护动作，除核查保护定值选用是否正确外，还应设法将有关电压互感器退出运行，进行电压误差试验和二次回路压降测量。7）电压互感器回路断线如何处理？［DL/T727-2013］答：（1）根据继电保护和自动装置有关规定，退出有关保护，防止误动作。（2）检查高、低压熔断器及自动开关是否正常，如熔断器熔断，应查明原因立即更换，当再次熔断时则应慎重处理。（3）检查电压回路所有接头有无松动、断头现象，切换回路有无接触不良现象。8）电流互感器有哪些常见的异常？如何判断及处理？［DL/T727-2013］答：（1）电流互感器过热，可能是内、外接头松动，一次过负荷或二次开路。（2）互感器产生异音，可能是铁芯或零件松动，电场屏蔽不当，二次开路或电位悬浮，末屏开路及绝缘损坏放电。（3）绝缘油溶解气体色谱分析异常，应按GB／T7252进行故障判断并追踪分析。若仅氢气含量超标，且无明显增加趋势，其它组份正常，可判断为正常。（4）电流互感器二次回路开路处理：a．立即报告调度值班员，按继电保护和自动装置有关规定退出有关保护；b．查明故障点，在保证安全前提下，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。（5）互感器着火时，应立即切断电源，用灭火器材灭火。（6）发生不明原因的保护动作，除核查保护定值选用是否正确外，还应设法将有关电流互感器退出运行，进行电流复合误差试验。9）油浸式互感器检修时外部检修项目有哪些及各项目的质量标准？［DL/T203

212727-2013］答：（1）瓷套检修：瓷套外表清洁无积污，瓷套外表应修补完好，一个伞裙修补的破损面积不得超过单个伞裙10%，涂料及硅橡胶增爬裙的憎水性良好。（2）渗漏油检修：各组件、部件应无渗漏，密封件中尺寸规格与质量符合要求，无老化失效现象。（3）检查铭牌及各端子标志牌：铭牌及端子标志牌应齐全无缺；牌面干净清洁，字迹清晰。（4）检查油位或盒式膨胀器的油温压力指示：油位示值应与相应环境温度相符。（5）检查电流互感器储油柜的等电位连接：等电位连片应可靠连接，避免储油柜电位悬浮。（6）检查二次接线板：接线板应清洁、干燥；接线柱的紧固件齐全并拧紧。（7）检查接地端子：接地可靠，接地线完好。10）套管的的预防性试验项目有哪些？［DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》］答：（1）主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻。（2）主绝缘及电容型套管对地末屏tanδ与电容量。（3）油中溶解气体色谱分析。（4）交流耐压试验。（5）66kV及以上电容型套管的局部放电测量。5开关设备5.1名词解释1）开断时间［GB/T2900.20-1994电工术语高压开关设备］从断路器接到分闸命令瞬间起到各极均熄弧为止的时间间隔。2）额定短路关合电流［GB/T2900.20-1994电工术语高压开关设备］204

213在额定电压以及规定使用和性能条件下，开关能保证正常关合的最大短路峰值电流。3）开关合（闸）同期性［GB/T2900.20-1994电工术语高压开关设备］开关合时各极间及（或）同一极各断口的触头接触瞬间的最大时间差异。4）开关分（闸）同期性［GB/T2900.20-1994电工术语高压开关设备］开关分时各极间及（或）同一极各断口的触头分离瞬间的最大时间差异。5）合闸时间［GB/T2900.20-1994电工术语高压开关设备］从接到合（闸）指令起到所有极触头都接触的时间间隔。注：①合（闸）时间包括开关合闸所必需的并与开关组成一整体的任何辅助设备的动作时间。②对装有并联电阻的断路器，需把与并联电阻串联的触头都接触瞬间前的合闸时间和主触头都接触瞬间前的合闸时间作出区别。除非另有说明，合（闸）时间就是指直到主触头都接触瞬间的时间。6）分闸时间［GB/T2900.20-1994电工术语高压开关设备］从开关分闸操作起始瞬间（即接到分闸指令瞬间）起到所有极的触头分离瞬间的时间间隔。注：对装有并联电阻的断路器，需把直到弧触头都分离瞬间的分闸时间和直到带并联电阻的串联触头都分离瞬间的分闸时间作出区别。除非另有说明，分闸时间就是指直到主触头都分离瞬间的时间。7）最低合闸电压（气压）（液压）［GB/T2900.20-1994电工术语高压开关设备］能保证开关正常关合其规定电流值时所规定的合操作电压（气压、液压）的下限值。8）允许漏气率［GB/T11022-2011高压开关设备和控制设备技术标准的共用技术要求］制造厂对部件、组件或分装规定的最大允许绝对漏气率，或是使用密封配合图（TC）对连在一个压力系统上的部件、元件或分装规定的最大允许绝对漏气率。205

2145.2判断题1）SF6断路器和GIS内SF6气体年漏气率应不大于1%或按制造厂要求。（√）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］2）SF6断路器和GIS导电回路电阻采用直流压降法测量，电流不小于100A。（√）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］3）运行中额定电压24～40.5kV隔离开关的有机材料传动提升杆绝缘电阻值不得低于1000MΩ。（√）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］4）新装SF6断路器和GIS新装及大修后1年内，应复测1次SF6气体湿度。（√）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］5）GIS设备的分解检修周期不小于10年，或按制造厂要求。（×）［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］6）GIS隔气室内SF6气体的允许水分含量不应超过200μL/L。（×）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］7）运行中的GIS，对于运行、维修人员易触及的部位，在正常情况下，其外壳及构架上的感应电压不应超过36V。（√）［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］8）运行中的GIS，对于运行、维修人员易触及的部位，其温升不应超过30K。（√）［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］9）对运行、维修人员经常出入的室内GIS场所，每班至少通风1次（15min）。（√）［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］10）GIS中发现压力表在同一温度下，相邻两次读数的差值达0.01～0.03MPa时，应做气体泄漏检查。（√）［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］11）对装有密度继电器的GIS，发现报警后应进行补气。（√）［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］206

21512）GIS有电弧分解的气室，SF6气体含水量交接验收值应小于250μL/L。（×）［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］13）GIS无电弧分解的气室，SF6气体含水量运行允许值应小于500μL/L。（√）［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］14）GIS设备补气时，不同生产厂家的SF6气体不能混用。（×）［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］15）GIS设备解体时，检验确认合格后SF6气体含水量后可回收再用。（×）［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］16）根据可能出现的系统最大负荷运行方式，每年应核算开关设备安装地点的断流容量，并采取措施防止由于断流容量不足而造成开关设备烧损或爆炸。（√）［《华能24项反措》］17）252kV开关设备断口外绝缘应满足不小于1.15倍相对地外绝缘的要求。（√）［《华能24项反措》］18）550kV开关设备断口外绝缘应满足不小于1.15倍相对地外绝缘的要求。（×）［《华能24项反措》］19）断路器液压机构发生失压故障时，应立即查找原因。（×）［《华能24项反措》］20）断路器液压机构发生失压故障时，若无条件停电处理时，在未采取防慢分措施前，严禁人为启动油泵打压。（√）［《华能24项反措》］21）断路器液压系统泄压前应将卡具装好，严禁使用铁板、铁管支撑或钢丝绑扎。（√）［《华能24项反措》］22）断路器发生拒分时，应立即查找原因。（×）［《华能24项反措》］23）断路器发生拒分时，应立即采取措施将其停用，待查明拒动原因并消除缺陷后方可投入。（√）［《华能24项反措》］24）高压断路器分合闸操作后应进行位置核查。（√）［《华能24项反措》］25）交接时500kV隔离开关与负荷开关的有机材料传动杆的绝缘电阻值不应低于207

21610000MΩ。（√）［GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准］26）交接时，GIS每个气室年漏气率应小于0.5%。（√）［DL/T617-2010气体绝缘金属封闭开关设备技术条件］27）开关设备额定短路持续时间的标准值为4s。（×）［GB/T11022-2011高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求］28）充入GIS新气在额定密度下其露点不高于-5℃。（√）［DL/T617-2010气体绝缘金属封闭开关设备技术条件］29）GIS处于全部或部分停电状态下，专门组织的维修检查（定期检查），应每年5年进行1次。（×）［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］30）对GIS主回路元件进行大修，应每年12年进行1次。（×）［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］31）室内GIS发生故障有气体外逸时，全体人员迅速撤离现场，并立即投入全部通风设备。（√）［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］32）GIS的分解检修应在空气相对湿度不大于60%的环境条件下进行，施工现场应用防尘、防潮措施。（×）［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］33）断路器操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的30%～65%。（√）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］34）断路器使用电磁操动机构时，合闸电磁铁线圈流过时的端电压不低于操作电压额定值的60％时，应可靠动作。（×）［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］5.3选择题（有※标志的试题为多选题）1）GIS中SF6气体泄漏标准为每个隔室年漏气率小于（b）。a．0.5%；b．1.0%；c．1.5%；d．2.0%。2）运行中的断路器灭弧室的SF6气体在20℃时的湿度应不大于（d）。208

217a．150μL/L；b．200μL/L；c．250μL/L；d．300μL/L。3）大修后断路器灭弧室的SF6气体在20℃时的湿度应不大于（a）。a．150μL/L；b．200μL/L；c．250μL/L；d．300μL/L。4）GIS设备的分解检修周期不小于（c），或按制造厂要求。a．10年；b．12年；c．15年；d．18年。5）SF6开关气体泄漏试验时，对电压等级较高的断路器以及GIS，因体积大可用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时（c），测得的SF6气体含量（体积分数）不大于30μL/L。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．3h；b．4h；c．5h；d．6h。6）SF6开关辅助回路和控制回路测绝缘电阻时，采用500V或1000V兆欧表，绝缘电阻不低于（d）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．0.5MΩ；b．1MΩ；c．1.5MΩ；d．2MΩ。7）SF6开关耐压试验时，交流耐压的试验电压为出厂试验电压值的（d）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．50%；b．60%；c．70%；d．80%。8）测量SF6断路器的合闸电阻时，除制造厂另有规定外，阻值变化允许范围不得大于（c）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．±3%；b．±4%；c．±5%；d．±6%。9）对运行、维修人员经常出入的GIS室内场所，每班至少通风1次（a）。a．15min；b．20min；c．25min；d．30min。10）断路器发生拒分时，应（d）处理。［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］a．查找原因；b．监督运行；c．计划检修；d．停用待查。11）GIS每个隔室的年漏气率不应大于1%。检漏必须在充气（c）后进行。［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］209

218a．8h；b．12h；c．24h；d．48h。12）按交接验收标准，有电弧分解物的气隔（室），SF6气体湿度为（a）。［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］a．≤150μL/L；b．≤200μL/L；c．≤300μL/L；d．≤350μL/L。13）按交接验收标准，无电弧分解物的气隔（室），SF6气体湿度为（c）。［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］a．≤150μL/L；b．≤200μL/L；c．≤300μL/L；d．≤350μL/L14）新装投运的SF6断路器在投运后（a）内每小时巡视一次。［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］a．3h；b．6h；c．8h；d．24h。15）新投运的SF6断路器，投运（a）后应进行全面的检漏一次。［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］a．3个月；b．6个月；c．9个月；d．12个月。16）SF6断路器大修后，应满足相间合闸不同期不大于（c）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．3ms；b．4ms；c．5ms；d．6ms。17）SF6断路器大修后，应满足相间分闸不同期不大于（a）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．3ms；b．4ms；c．5ms；d．6ms。18）SF6断路器大修后，应满足同相各断口间合闸不同期不大于（a）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．3ms；b．4ms；c．5ms；d．6ms。19）SF6断路器大修后，应满足同相各断口间分闸不同期不大于（b）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．1ms；b．2ms；c．3ms；d．4ms。210

21920）SF6断路器操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的（c）之间。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．20%～50%；b．30%～50%；c．30%～65%；d．30%～70%。21）SF6断路器使用电磁操作机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的（c）（关合电流峰值等于及大于50kA时为85%）时应可靠动作。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．65%；b．75%；c．80%；d．85%。22）敞开式SF6断路器导电回路电阻的测量值不大于制造厂规定值的（c）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．85%；b．100%；c．120%；d．125%。23）少油断路器大修后，额定电压为72.5～252kV时，断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻不应低于（c）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．3000MΩ；b．4000MΩ；c．5000MΩ；d．6000MΩ；24）少油断路器大修后，额定电压为363kV时，断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻不应低于（c）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．5000MΩ；b．8000MΩ；c．10000MΩ；d．12000MΩ。25）72.5～252kV少油断路器大修后，每一元件在直流试验电压为40kV的情况下，泄漏电流一般不大于（b）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．5μA；b．10μA；c．15μA；d．20μA。26）40.5kV少油断路器大修后，每一元件在直流试验电压为20kV的情况下泄漏电流一般不大于（d）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．25μA；b．20μA；c．15μA；d．10μA。27）252kV及以上少油断路器在大修时，在按规程规定试验电压的情况下，提升杆（包括支持瓷套）的泄漏电流大于（a）时，应引起注意。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］211

220a．5μA；b．10μA；c．15μA；d．20μA。28）在试验电压为直流20kV的情况下，40.5kV空气断路器的支持瓷套管及提升杆的泄漏电流，一般不大于（d）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．5μA；b．7μA；c．9μA；d．10μA。29）运行中空气断路器的导电回路电阻值允许比制造厂规定值提高（b）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．0.5倍；b.1倍；c．1.5倍；d．2倍。30）空气断路器的分、合闸时间及合分时间，连续测量（a）均应符合制造厂规定。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．3次；b．4次；c．5次；d．6次。31）空气断路器相间合闸不同期应符合制造厂规定，制造厂无规定时，则相间合闸不同期不大于（c）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．3ms；b．4ms；c．5ms；d．6ms。32）空气断路器相间分闸不同期应符合制造厂规定，制造厂无规定时，则相间合闸不同期不大于（a）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．3ms；b．4ms；c．5ms；d．6ms。33）隔离开关大修后，在额定电压小于24kV时，有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻值不得低于（c）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．300MΩ；b．500MΩ；c．1000MΩ；d．1500MΩ。34）隔离开关大修后，在额定电压为24～40.5kV时，有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻值不得低于（d）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．1000MΩ；b．1500MΩ；c．2000MΩ；d．2500MΩ。35）隔离开关大修后，导电回路电阻值不大于制造厂规定值的（b）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．1倍；b．1.5倍；c．2.0倍；d．2.5倍。212

22136）隔离开关大修后，电动、气动或液压操动机构应在额定的操作电压（气压、液压）下分、合闸（d），动作正常。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．2次；b．3次；c．4次；d．5次。37）每天至少（a），对运行中的GIS设备进行外观检查。［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］a．1次；b．2次；c．3次；d．4次。38）SF6断路器和GIS导电回路电阻采用直流压降法测量，电流不小于（b）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．50A；b．100A；c．150A；d．150A；39）GIS室内设备通风系统运转正常，氧量仪指示大于18％，SF6气体不大于（a）。［DL/T603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程］a．1000mL/L；b．2000mL/L；c．3000mL/L；d．4000mL/L。40）断路器内的电容器在大修后，电容值偏差应在额定值的（c）范围内。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．±3%；b．±4%；c．±5%；d．±6%。41）断路器内的电容器大修后，10kV下的油纸绝缘tanδ值不大于（c）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．0.003；b．0.004；c．0.005；d．0.006。42）断路器内的电容器大修后，10kV下膜纸复合绝缘tanδ值不大于（b）。［DL/T596-1996电力设备预防性试验规程］a．0.003；b．0.0025；c．0.002；d．0.0015。5.4问答题1）GIS运行时的安全技术措施有哪些？答：（1）运行人员经常出入的GIS室，每班至少通风1次（15min）；对工作人员不经常出入的室内场所，应定期检查通风设施，进入前先通风15min。213

222（2）工作人员进入电缆沟或低凹处工作时，应测含氧量及SF6气体浓度，确认安全后方可进入。空气中含氧量不得小于18%（体积比）；空气中SF6气体浓度不得大于1000μL/L。（3）气体采样操作及处理一般渗漏时，要在通风条件下戴防毒面具进行。当GIS发生故障造成大量SF6外逸时，应立即撤离现场，并开启室内通风设备。事故发生后4h内，任何人进入室内必须穿防护服，戴手套，以及戴备有氧气呼吸器的防毒面具。事故后清扫GIS室或故障气室内固态分解物时，工作人员也应采取同样的防护措施。（4）处理GIS内部故障时，应将SF6气体回收加以净化处理，严禁排放到大气。（5）防止接触电势的危害。在GIS上正常操作时，任何人都应禁止触及外壳，并保持一定距离。手动操作隔离开关或接地开关时，操作人员应戴绝缘手套。2）GIS巡视检查的周期及项目有哪些？答：GIS的巡视检查每天至少1次，无人值班的另定。对运行中的GIS设备进行外观检查，主要检查设备有无异常情况，并做好记录。内容包括：（1）断路器、隔离开关及接地开关的位置指示正确，并与当时实际运行工况相符。（2）现场控制盘上各种信号指示、控制开关的位置及盘内加热器。（3）通风系统。（4）各种压力表、油位计的指示值。（5）断路器、避雷器的动作计数器指示值。（6）外部接线端子有无过热情况。（7）有无异常声音或异味发生。（8）各类箱、门的关闭情况。（9）外壳、支架等有无锈蚀、损伤，瓷套有无开裂、破损或污秽情况。（10）各类配管及阀门有无损伤、锈蚀，开闭位置是否正确，管道的绝缘法兰与绝缘支架是否良好。（11）有无漏气（SF6气体、压缩空气）、漏油（液压油、电缆油）。214

223（12）接地完好。（13）压力释放装置防护罩有无异样，其释放出口有无障碍物。3）GIS定期检查的周期及项目有哪些？答：每4年进行1次，或按实际情况而定。GIS处于全部或部分停电状态下，专门组织的维修检查，除操动机构外，不对GIS设备进行分解工作。内容包括：（1）对操动机构进行详细维修检查，处理漏油、漏气或某些缺陷，更换某些零部件。（2）维修检查辅助开关。（3）检查或校验压力表、压力开关、密度继电器或密度压力表。（4）检查传动部位及齿轮等的磨损情况，对转动部件添加润滑剂。（5）断路器的最低动作压力与动作电压试验。（6）检查各种外露连杆的紧固情况。（7）检查接地装置。（8）必要时进行绝缘电阻、回路电阻测量。（9）油漆或补漆工作。（10）清扫GIS外壳，对压缩空气系统排污。4）防止运行断路器绝缘拉杆断裂造成拒动有哪些措施？答：（1）应定期检查分合闸缓冲器，防止由于缓冲器性能不良使绝缘拉杆在传动过程中受冲击；（2）加强监视分合闸指示与绝缘拉杆相连的运行部件相对位置有无变化；（3）定期做断路器机械特性试验，及时发现问题。（4）改造采用“螺旋式”连接结构绝缘拉杆的断路器。［《华能24项反措》］5）防止运行断路器操作机构造成拒动有哪些措施？答：（1）断路器在投运前、检修后及运行中，应定期检查操作机构分合闸脱扣器215

224的低电压动作特性，防止低电压动作特性不合格造成拒动或误动。（2）在操作断路器时，如控制回路电源电缆压降过大，不能满足规定的操作电压，应将其更换为截面更大的电缆以减少压降，防止由于电源电压降过大造成断路器拒动。设计部门在设计阶段应考虑电缆造成的线路压降。（3）应保证辅助开关接点灵活，切换可靠、接触良好、性能稳定，不符合要求时应及时调整或更换。6）断路器运行中的特殊巡视有哪些规定？答：（1）新设备投运的巡视检查，周期应相对缩短。投运72h后可转入正常巡视；（2）夜间闭灯巡视，有人值班的变电站二个月一次；（3）气温突变，增加巡视；（4）雷雨季节雷击后应进行巡视检查；（5）高温季节高峰负荷期间应加强巡视。7）隔离开关的巡视检查项目有哪些？答：（1）载流回路及引线端子无过热；（2）瓷瓶无裂痕，无放电痕迹，瓷瓶与法兰粘合处无松散及起层现象；（3）传动机构外露的金属部件无明显锈蚀痕迹；（4）触头罩无异物堵塞，如鸟窝等；（5）接地良好。8）电磁操动机构巡视检查项目有哪些？答：（1）机构箱门平整，开启灵活，关闭紧密；（2）检查分、合闸线圈及合闸接触器线圈无冒烟异味；（3）直流电源回路接线端子无松脱、无铜绿或锈蚀；（4）加热器正常完好。9）液压操动机构巡视检查项目有哪些？答：（1）机构箱门平整，开启灵活，关闭紧密；216

225（2）检查油箱油位正常，无渗漏油；（3）高压油的油压在允许的范围内；（4）每天记录油泵电机启动次数；（5）机构箱内无异味；（6）加热器正常完好。10）弹簧操动机构的巡视检查项目有哪些？答：（1）机构箱门平整，开启灵活，关闭紧密；（2）断路器在运行状态时，储能电机的电源闸刀或熔丝应在闭合位置；（3）检查储能电机、行程开关接点无卡涩和变形，分、合闸线圈无冒烟异味；（4）断路器在分闸备用状态时，分闸连杆应复归，分闸锁扣到位，合闸弹簧应处在储能状态；（5）防凝露加热器良好。6升压站设备外绝缘及绝缘子6.1名称解释1）憎水性［DL/T864-2004标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则］固体材料的一种表面性能，水在固体表面形成的是一种相互分离的水滴或水珠状态，而不是连续的水膜或水片状态。2）（复合绝缘子）劣化［DL/T864-2004］复合绝缘子伞套材料明显出现变硬、变脆、粉化、裂纹和开裂、起痕、树枝状通道、蚀损、憎水性下降；绝缘子出现密封破坏、局部发热及机械强度明显下降的现象。3）爬电系数（C.F）［DL/T864-2004］指绝缘子总的爬电距离与绝缘子两电极间沿空气放电最短距离之比。4）年劣化率［DL/T626-2005］217

226在某一运行年限内，某一区域该批绝缘子出现劣化绝缘子片数的和与运行绝缘子片数的比值。5）低零值率［DL/T626-2005］在一定运行年限内，某一区域该批绝缘子出现低（零）值绝缘子片数的和与运行年限和运行绝缘子片数的比值。6）防污闪涂料［DL/T627-2012绝缘子用常温固化硅橡胶防污闪涂料］涂敷在污秽条件下运行绝缘子外绝缘表面上的一层常温固化硅橡胶涂料。6.2判断题1）零值绝缘子（66kV及以上）检测周期为1～5年。（√）［DL/T596-1996］2）悬式绝缘子绝缘电阻检测周期为1～2年。（×）［DL/T596-1996］3）悬式绝缘子交流耐压试验检测周期为1～5年。（√）［DL/T596-1996］4）盘式绝缘子通常用7个～9个这样的绝缘子组成绝缘串来测量现场污秽度。［GB/T26218.1-2010］5）对处于污秽环境中用于中性点绝缘和经消弧线圈接地系统的电力设备，其外绝缘水平一般可按高一级选取。（√）［DL/T864-2004］6）高压绝缘子的现场污秽度定性地划分为a、b、c、d、e五个等级。（√）［DL/T26218.1-2010］7）500kV电压等级绝缘子，其绝缘电阻低于300MΩ，判为低（零）绝缘子。（×）［DL/T626-2005］8）500kV电压等级以下绝缘子，绝缘电阻低于300MΩ，判为低（零）绝缘子。（√）［DL/T626-2005］9）瓷绝缘子安装时应逐只用不小于2500V兆欧表测量绝缘电阻。（×）［DL/T626-2005］10）瓷绝缘子安装时，在干燥情况下其绝缘电阻值应不小于500MΩ。检验不合格218

227的绝缘子不得安装使用。（√）［DL/T626-2005］11）加装防污闪辅助伞裙是防止避雷器发生污闪的措施之一。（×）［《华能24项反措》］12）户内树脂浇注互感器外绝缘应有满足使用环境条件的爬电距离并通过凝露试验。（√）［DL/T727-2013］13）复合绝缘子端部应有良好的屏蔽措施。220kV及以上电压等级产品在高压端和接地端各安装一个均压装置。（√）［DL/T864-2004］14）复合绝缘子端部应有良好的屏蔽措施，应正确选择和使用均压装置。110kV及以下电压等级产品可仅在高压端安装一个均压装置，但高压端均压装置与接地端应满足工频电弧对绝缘子的要求。（√）［DL/T864-2004］15）复合绝缘子新产品批量使用之前，试运行时间不得少于1年。（√）［DL/T864-2004］16）瓷、玻璃绝缘子更换为复合绝缘子时，只需考虑尺寸、机械负荷及电气性能的等效互换。（×）［DL/T864-2004］17）运行复合绝缘子的性能检验周期暂定3～5年一次。（√）［DL/T864-2004］18）对清洁区和一般污秽地区的复合绝缘子，当其表面憎水性尚未永久消失时，可以免清扫。（√）［DL/T864-2004］19）对较严重的工业和盐碱污染地区绝缘子，当表面憎水性丧失时，建议予以更换。（√）［DL/T864-2004］20）喷水分级法将材料表面的憎水性状态分为6级。分别表示为HC1-HC6。（√）［DL/T864-2004］21）绝缘子用常温固化硅橡胶防污闪涂料的固体含量不小于70％。（×）［DL/T627-2012］22）绝缘子用常温固化硅橡胶防污闪涂料户外使用寿命一般不少于5年。（√）［DL/T627-2012］219

22823）带电设备红外诊断进行一般检测时，要求环境温度一般不低于5℃，相对湿度不大于85%，风速一般不大于5m/S。（√）［DL/T664-2008］24）带电设备红外诊断进行精确检测时，除满足一般检测环境要求外风速一般不大于0.5m/S。（√）［DL/T664-2008］25）一般220kV及以上变（配）电设备红外诊断，每年不少于2次。（√）［DL/T664-2008］26）110kV及以下变（配）电设备红外诊断检测每年1次。（√）［DL/T664-2008］27）悬式绝缘子的交流耐压试验电压取50kV，1min。（×）［GB/T50510-2006］28）爬电系数是全面检查绝缘子爬电距离总密度的参数。（√）［GB/T26218.3-2011］29）正常运行时测量绝缘子串的电压分布，被测绝缘子电压值高于50％的标准规定值，同时明显低于相邻两侧合格绝缘子的电压值，判为劣化绝缘子。（√）［DL/T626-2005］30）正常运行时测量绝缘子串的电压分布，在规定火花间隙距离和放电电压下未放电，判为劣化绝缘子。（√）［DL/T626-2005］31）当绝缘子机械强度下降到70％额定机电破坏负荷时，判为劣化绝缘子。（×）［DL/T626-2005］32）瓷绝缘子发现瓷件裂纹、破损、钢脚与水泥处松裂等，判为劣化绝缘子。（√）［DL/T626-2005］33）运行中当绝缘子钢脚腐蚀进展很快，颈部出现腐蚀物沉积时，应在适当的机会更换。（×）［DL/T626-2005］34）运行中当绝缘子仅水泥界面锌层腐蚀，可继续运行。（√）［DL/T626-2005］35）运行的220kV瓷绝缘子串（片数≥13）在3次检测、检查中，其劣化片数累计达到3片，必须立即整串更换。（√）［DL/T626-2005］36）运行的500kV瓷绝缘子串（片数≥29）在5次检测、检查中，其劣化片数累计达到5片，必须立即整串更换。（×）［DL/T626-2005］220

22937）绝缘子的年劣化率大于0.2%，应分析原因，并采取相应的措施。（×）［DL/T626-2005］38）复合绝缘子承受的最大负荷一般宜不大于其额定负荷的1/4（×）［DL/T864-2004］39）闪络后伞裙表面被电弧灼伤的复合绝缘子可判定该绝缘子失效，应予更换。（√）［DL/T864-2004标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则］40）复合绝缘子伞套出现漏电起痕与蚀损，且累计长度大于绝缘子爬电距离的5％，可判定该绝缘子失效，应予更换。（×）［DL/T864-2004标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则］41）复合绝缘子伞套蚀损深度大于所处位置材料厚度的20％，可判定该绝缘子失效，应予更换。（×）［DL/T864-2004标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则］6.3选择题（有※标志的试题为多选题）1）110～500kV电压等级外绝缘每年清扫（a），宜安排在污闪频发季节前1～2个月内进行。［DL/T626-2005］a．1次；b．2次；c．3次；d．4次。2）安装前的瓷绝缘子应逐只进行工频耐压试验，160kN级以下瓷、玻璃绝缘子抽取不少于批量（c）的产品进行工频耐压试验。［DL/T626-2005］a．1％～2％；b．3％～5％；c．5％～10％；d．10％～20％。3）机械破坏负荷为60～300kN的盘形悬式绝缘子，交流耐压试验电压值均取（d）。［DL/T626-2005］a．30kV；b．40kV；c．50kV；d．60kV；4）瓷绝缘子安装时，应按GB50150所规定的试验方法，逐只用不小于5000V兆欧表测量绝缘电阻，在干燥情况下其绝缘电阻值应不小于（c）。［DL/T626-2005］221

230a．200MΩ；b．300MΩ；c．500MΩ；d．600MΩ。5）瓷绝缘子安装时，对同一批量中不合格数大于（b）时，应分析原因，并逐只进行工频耐压试验或抽样试验。［DL/T626-2005］a．0.01％；b．0.02％；c．0.04％；d．0.06％。6）电压等级500kV绝缘子的绝缘电阻低于（c），判为劣化绝缘子。［DL/T626-2005］a．200MΩ；b．300MΩ；c．500MΩ；d．600MΩ。7）电压等级500kV以下的绝缘子，其绝缘电阻值低于（b）判为劣化绝缘子。［DL/T626-2005］a．200MΩ；b．300MΩ；c．500MΩ；d．600MΩ8）运行单位应按DL/T596的要求，绝缘子投运后应在2年内普测一次，再根据所测劣化率和运行经验可延长检测周期，但最长不能超过（c）。［DL/T626-2005］a．5年；b．8年；c．10年；d．12年。9）当绝缘子的机械强度下降至（d）的额定机电破坏负荷时，应判为劣化绝缘子。［DL/T626-2005］a．50%；b．70%；c．75%；d．85%。10）瓷绝缘子机械强度试验每（a）一次；［DL/T626-2005］a．5年；b．6年；c．7年；d．8年。11）零值绝缘子应在（a）下检测。［DL/T596-1996］a．1.0倍运行电压；b．1.1倍运行电压；c．1.2运行电压；d．1.3倍运行电压。12）复合绝缘子新产品批量使用之前，试运行时间不得少于（a）。［DL/T864-2004］a．1年；b．2年；c．3年；d．4年。13）复合绝缘子端部应有良好的屏蔽措施，110kV及以下电压等级产品可仅在高压端安装(b)均压装置，但高压端均压装置与接地端应满足工频电弧对绝缘子的要求。［DL/T864-2004］222

231a．0个；b．1个；c．2个；d．3个。14）复合绝缘子端部应有良好的屏蔽措施，220kV及以上电压等级产品在高压端和接地端各安装(b)均压装置。［DL/T864-2004］a．0个；b．1个；c．2个；d．3个。15）复合绝缘子承受的最大负荷一般宜不大于其额定负荷的(b)。［DL/T864-2004］a．1/4；b．1/3；c．1/2；d．2/3。16）伞套出现漏电起痕与蚀损，且累计长度大于绝缘子爬电距离（c）的复合绝缘子则可判定该绝缘子失效。［DL/T864-2004］a．3％；b．5％；c．10％；d．15％。17）正常运行220KV及以上变（配）电设备，红外诊断检测每年不少于（b）。［DL/T664-2008］a．1次；b．2次；c．3次；d．4次。18）正常运行110kV及以下变（配）电设备，红外诊断检测每年不少于（a）。［DL/T664-2008］a．1次；b．2次；c．3次；d．4次。19）悬式绝缘子的交流耐压试验电压均取(d)。［GB/T50510-2006］a．30kV；b．40kV；c．50kV；d．60kV。20）正常运行时测量绝缘子串的电压分布，当被测绝缘子电压值低于（c）标准规定值，判为劣化绝缘子。［DL/T626-2005］a．70%；b．60%；c．50%；d．40%。21）运行的500kV瓷绝缘子串（片数≥29）在5次检测、检查中，其劣化片数累计达到（d），必须立即整串更换。［DL/T626-2005］a．5片；b．6片；c．7片；d．8片。22）现场污秽度等级为a，其基准统一爬电比距（RUSCD）最低要求的选用值为（b）［GB/T26218.3-2011］223

232a．18mm/kV；b．22mm/kV；c．26mm/kV；d．30mm/kV。23）现场污秽度等级为b，其基准统一爬电比距（RUSCD）最低要求的选用值为（a）［GB/T26218.3-2011］a．27.8mm/kV；b．34.7mm/kV；c．43.4mm/kV；d．53.7mm/kV。24）现场污秽度等级为c，其基准统一爬电比距（RUSCD）最低要求的选用值为（b）［GB/T26218.3-2011］a．27.8mm/kV；b．34.7mm/kV；c．43.4mm/kV；d．53.7mm/kV。25）现场污秽度等级为d，其基准统一爬电比距（RUSCD）最低要求的选用值为（c）［GB/T26218.3-2011］a．27.8mm/kV；b．34.7mm/kV；c．43.4mm/kV；d．53.7mm/kV。26）现场污秽度等级为e，其基准统一爬电比距（RUSCD）最低要求的选用值为（d）［GB/T26218.3-2011］a．27.8mm/kV；b．34.7mm/kV；c．43.4mm/kV；d．53.7mm/kV。27）绝缘子的年劣化率大于（a），应分析原因，并采取相应的措施。［DL/T626-2005］a．0.1%；b．0.3%；c．0.6%；d．0.8%。28）复合绝缘子伞套出现漏电起痕与蚀损，且累计长度大于绝缘子爬电距离的（b），可判定该绝缘子失效，应予更换。［DL/T864-2004标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则］a．5%；b．10%；c．15%；d．20%。29）复合绝缘子伞套蚀损深度大于所处位置材料厚度的（c），可判定该绝缘子失效，应予更换。［DL/T864-2004标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则］a．20%；b．25%；c．30%；d．35%。30）瓷、玻璃绝缘子更换为复合绝缘子时，应考虑和校核（a、b、c、d）等性能及参数。※［DL/T864-2004标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导224

233则］a．机械负荷及电气性能的等效性；b．绝缘子尺寸；c．复合绝缘子的风偏距离；d．复合绝缘子的导线弧垂。6.4问答题1）说明B类污秽的现场污秽等级与其相对应的现场等值盐度（SES）?［GB/T26218.1-2010］答：从一个污秽等级转变到另一个污秽等级不是突变的，每个等级的边界线不是对应唯一的现场等值盐度值。现场污秽等级划分为5个等级：3（1）很轻（a）：1～5kg/m；3（2）轻（b）：5～14kg/m；3（3）中等（c）：14～40kg/m；3（4）重（d）：40～112kg/m；3（5）很重（e）：≥112kg/m。2）说明户内绝缘子的划分及相应盐密？［DL/T729-2000户内绝缘子运行条件电气部分］答：户内绝缘子划分为4级，其相应的盐密如下：2（1）P0级：≤0.01mg/cm；2（2）PⅠ级：＞0.01～0.03mg/cm；2（3）PⅡ级：＞0.03～0.05mg/cm；2（4）PⅢ级：＞0.05～0.1mg/cm。3）设备外绝缘的污秽等级划分应考虑哪些因素？答：设备外绝缘的污秽等级应根据各地的污湿特征、运行经验并结合其表面污秽物质的等值附盐密度（简称盐密）三个因素综合考虑划分，当三者不一致时，应依据运行经验决定。225

234运行经验主要根据：（1）现有运行设备外绝缘的污闪跳闸和事故记录；（2）设备在系统中的重要性及其发生污闪事故损失和影响的程度：（3）应结合本地区采用其它防污闪措施的经验；（4）科学的预见性，工程设计应给运行管理留有适当的安全运行裕度。31）说明用电气检测方法判定劣化绝缘子的准则？［DL/T626-2005］答：（1）测量运行中电压分布a．被测绝缘子电压值低于50％标准规定值，判为劣化绝缘子；b．被测绝缘子电压值高于50％的标准规定值，同时明显低于相邻两侧合格绝缘子的电压值，判为劣化绝缘子；c．在规定火花间隙距离和放电电压下未放电，判为劣化绝缘子。（2）测量绝缘电阻（停电或带电）a．电压等级500kV：绝缘子绝缘电阻低于500MΩ，判为劣化绝缘子；b．电压等级500kV以下：绝缘子绝缘电阻低于300MΩ，判为劣化绝缘子。（3）工频耐压试验（停电）对机械破坏负荷为60kN～530kN级的绝缘子，施加60kV干工频耐受电压1min；对大盘径防污型绝缘子，施加对应普通型绝缘子干工频闪络电压值。未耐受者判为劣化绝缘子。4）复合绝缘子巡视项目有哪些？［DL/T864-2004］答：巡视时应对如下情况和现象的观察或检查，观察或检查结果应记录存档。（1）在雨、雾、露、雪等气象条件下绝缘子表面的局部放电情况及憎水性能是否减弱或消失；（2）硅橡胶伞套表面是否有蚀损、漏电起痕、树枝状放电或电弧烧伤痕迹；（3）是否出现硬化、脆化、粉化、开裂等现象；（4）伞裙是否有变形，伞裙之间粘接部位是否脱胶等现象；226

235（5）端部金具连接部位是否有明显的滑移，检查密封是否破坏；（6）钢脚或钢帽锈蚀，钢脚弯曲，电弧烧损，锁紧销缺少。5）什么情况下应当更换复合绝缘子？［DL/T864-2004］答：若出现以下情况之一，则可判定该绝缘子失效，应予更换。（1）伞套脆化、粉化或破裂；（2）伞套出现漏电起痕与蚀损，且累计长度大于绝缘子爬电距离的10％或蚀损深度大于所处位置材料厚度的30％；（3）绝缘子各联接部位密封失效、出现裂缝和滑移；（4）闪络后伞裙表面被电弧灼伤的绝缘子。6）试述复合绝缘子维护的一般要求？［DL/T864-2004］答：对清洁区和一般污秽地区的绝缘子，当其表面憎水性尚未永久消失时，可以免清扫；当憎水性永久消失后，应采取相应的维护措施。对较严重的工业和盐碱污染地区绝缘子，当表面憎水性丧失时，建议予以更换。绝缘子运行中伞裙受到外力或射击破坏，若发现在绝缘子护套上嵌入有异物或护套受损危及到芯棒时，应尽快更换。若仅个别伞裙上发现微小破损，且对绝缘子的电气性能没有影响，则可不更换。7）绝缘子防污闪涂料施工要求有哪些？［DL/T627-2012］答：应选择在无雨、无露、无风沙的气象条件下施工。施工时应将设备两端金属部分包裹保护。a)RTV涂料施工可用喷涂或刷涂，一般要求RTV涂层厚度不小于0.3mm。b)RTV涂层均匀完整，不堆积、缺损、流淌，避免拉丝现象。8）绝缘子防污闪涂料运行巡视与监视的内容有哪些？［DL/T627-2012］答：a)对现场涂敷的RTV涂料检查固化情况。b)对己涂敷RTV运行的瓷（玻璃）绝缘子，建议按下述要求进行检查：——在雨、雾、露等气象条件下绝缘子表面的局部放电情况；——RTV涂层表面是否有蚀损、漏电起痕、树枝状放电或电弧烧伤痕迹；——RTV涂层是否出现龟裂、起皮和脱落等现象。227

236观察或检查结果记录存档、若出现下列情况之一，可判定该RTV涂层失效，应予重涂。a)RTV涂层出现龟裂、起皮和脱落等现象。b)RTV涂层出现漏电起痕与蚀损。c)当设备出现漏油并污染涂层时，应及时处理渗漏，并将油污染的涂层彻底清除后，重新涂敷RTV涂料。d)经外观、憎水性检测后不满足运行要求的。7电力电缆及母线7.1名词解释1）电缆桥架［GB50168-20062.0.9］由托盘（托槽）或梯架的直线段、非直线段、附件及支吊架等组合构成，用以支撑电缆具有连续的刚性结构系统。2）水树［GB50217-2007电力工程电缆设计规范］交联聚乙烯电缆运行中绝缘层发生树枝状微细裂纹现象的略称。7.2判断题1）对电缆的主绝缘作直流耐压试验或测量绝缘电阻时，应分别在每一相上进行。对一相进行试验或测量时，其它两相导体、金属屏蔽或金属套和铠装层一起接地。（√）［DL/T596-1996］2）新敷设的电缆线路投入运行3～12个月，一般应作1次直流耐压试验，以后再按正常周期试验。（√）［DL/T596-1996］3）电力电缆耐压试验后，必须通过每kV约80kΩ的限流电阻反复几次放电直至无火花后，才允许直接接地放电。（√）［DL/T596-1996］4）对额定电压为0.6/1kV的电缆线路可用1000V或2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻代替直流耐压试验。（√）［DL/T596-1996］5）电力电缆直流耐压试验时，应在试验电压升至规定值后1min以及加压时间达228

237到规定时测量泄漏电流。（√）［DL/T596-1996］6）电力电缆直流耐压试验时，泄漏电流值和不平衡系数(最大值与最小值之比)可以作为是否能投入运行的判据。（×）［DL/T596-1996］7）交联聚乙烯电缆主绝缘应定期（1～3年）进行耐压试验。（×）［DL/T596-1996］8）额定电压为15kV及以上全连式离相封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于15MΩ。（×）9）6kV共箱封闭母线常温下，分相绝缘电阻值不小于6MΩ。（√）［DL/T596-1996］10）金属封闭母线导体最热点的最高允许温度为100℃。（×）［GB/T8349-2000］11）金属封闭母线外壳最热点的最高允许温度为60℃。（×）［GB/T8349-2000］12）离相封闭母线的外壳通常采用全连式。（√）［GB/T8349-2000］13）离相封闭母线的冷却方式可采用自然冷却或强迫冷却。（√）［GB/T8349-2000］14）金属封闭母线的外壳及支持结构的金属部分应可靠接地。（√）［GB/T8349-2000］15）全连式离相封闭母线的外壳可采用一点或多点通过短路板接地。（√）［GB/T8349-2000］16）共箱封闭母线的外壳各段间必须有可靠的电气连接，其中至少有一段外壳应可靠接地。（√）［GB/T8349-2000］17）当母线通过短路电流时，金属封闭母线外壳的感应电压应不超过24V。（√）［GB/T8349-2000］18）金属封闭母线的接头处或其它容易过热的部位，可设置监测导体、接头和外壳温度的测温装置。（√）［GB/T8349-2000］19）外壳的防护等级按GB4208的要求选择，一般离相封闭母线为IP54。（√）［GB/T8349-2000］20）微正压充气离相封闭母线的外壳内充以300Pa～2500Pa压力的干燥净化空气。（√）［GB/T8349-2000］229

23821）微正压充气离相封闭母线的外壳内空气泄漏率每小时不超过外壳内容积的10%。（×）22）金属封闭母线导体表面可以浸涂或包敷绝缘材料。（√）［GB/T8349-2000］23）金属封闭母线导体间的连接，各制造段间导体的连接可采用焊接或螺栓连接，与设备的连接应采用螺栓连接。（√）［GB/T8349-2000］24）金属封闭母线导体间的连接，电流等于或大于3000A的导体，其螺栓连接的导电接触面应镀银。（√）［GB/T8349-2000］25）金属封闭母线外壳与设备外壳间应采用可拆连接。（√）［GB//T8349-2000］26）氢冷发电机出线端子箱上应设置排氢孔，端子箱与离相封闭母线连接处应采取密封隔氢措施。（√）［GB/T8349-2000］27）金属封闭母线导体及外壳的焊接应采用惰性气体保护电弧焊。（√）［GBT8349-2000］28）金属封闭母线导体及外壳的焊接焊缝应经X射线或超声波探伤检验合格。（√）［GB/T8349-2000］29）金属封闭母线的外壳内表面和导体外表面应涂无光泽黑漆，外壳外表面应涂浅色漆。（√）［GB/T8349-2000］30）控制电缆应采用铜芯。（√）［GB/T50217-2007］31）封闭母线螺栓固定搭接面应镀银。（√）［GB/T8349-2000］32）矩形母线应进行冷弯，不得进行热弯。（√）［GB/T8349-2000］7.3选择题（有※标志的试题为多选题）1）新敷设的电缆线路投入运行（d），一般应作1次直流耐压试验，以后再按正常周期试验。［DL/T596-1996］a．1～3个月；b．1～6个月；c．3～6个月；d．3～12个月。2）电力电缆耐压试验后，使导体放电时，必须通过每千伏约（c）的限流电阻反复几次放电直至无火花后，才允许直接接地放电。［DL/T596-1996］230

239a．30kΩ；b．60kΩ；c．80kΩ；d．100kΩ。3）停电超过(b)的电缆线路必须作常规的直流耐压试验。［DL/T596-1996］a．半年；b．1年；c．2年；d．3年。4）纸绝缘电力电缆线路（b）进行直流耐压试验。［DL/T596-1996］a．1～2年；b．1～3年；c．2～3年；d．2～4年。5）交联聚乙烯电缆主绝缘应在（d）进行耐压试验。［DL/T596-1996］a．1～3年；b．小修后；c．大修后；d．新作终端或接头后。6）每（b）测量重要交联聚乙烯绝缘电力电缆主绝缘绝缘电阻。［DL/T596-1996］a．半年；b．1年；c．2年；d．3年。7）额定电压U0/U(8.7/10)KV交联聚乙烯绝缘直流试验电压为（c）。［DL/T596-1996］a．18kV；b．25kV；c．37kV；d．43kV。8）额定电压为15kV及以上全连式离相封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于（c）。［DL/T596-1996］a．15MΩ；b．30MΩ；c．50MΩ；d．100MΩ。9）6kV共箱封闭母线常温下，分相绝缘电阻值不小于（b）。［DL/T596-1996］a．1MΩ；b．6MΩ；c．10MΩ；d．20MΩ。10）额定电压20kV封闭母线现场大修时交流耐压试验，试验电压值为（c）。［DL/T596-1996］a．20kV；b．40kV；c．51kV；d．61kV。11）金属封闭母线导体最热点的最高允许温度（b）。［GBT8349-2000］a．70℃；b．90℃；c．100℃；d．120℃。12）金属封闭母线外壳最热点的最高允许温度（a）℃。［GBT8349-2000］a．70℃；b．90℃；c．100℃；d．120℃。13）金属封闭母线当母线通过短路电流时，外壳的感应电压应不超过(b)。［GBT8349-2000］a．12V；b．24V；c．36V；d．48V。14）金属封闭母线的外壳防护等级按GB4208的要求选择，一般离相封闭母线为231

240（c）。［GBT8349-2000］a．IP41；b．IP44；c．IP54；d．IP65。15）微正压充气离相封闭母线的外壳内充以（c）压力的干燥净化空气。［GBT8349-2000］a．100～2500Pa；b．200～2500Pa；c．300～2500Pa；d．400～2500Pa。16）微正压充气离相封闭母线的外壳内空气泄漏率每小时不超过外壳内容积的(c)。［GBT8349-2000］a．3%；b．5%；c．6%；d．10%。17）金属封闭母线导体间的连接电流大于(d)的导体其紧固件应采用非磁性材料。［GBT8349-2000］a．500A；b．1000A；c．2000A；d．3000A。18）机械敷设电缆的速度不宜超过(c)，110kV及以上电缆或在较复杂路径上敷设时，其速度应适当放慢。［GB50168-2006］a．5m/min；b．10m/min；c．15m/min；d．20m/min。19）电力电缆接地线应采用铜绞线或镀锡铜编织线与电缆屏蔽层的连接，电缆截2面在50mm及以上，接地线截面面积不应小于（c）。［GB50168-2006］2222a．10mm；b．16mm；c．25mm；d．35mm。20）硬母线安装，螺栓长度宜露出螺母（b）口。［DL/T5161.4-2002］a．1～2；b．2～3；c．3～4；d．3～5。21）硬母线安装，贯穿螺栓连接的母线两外侧均应有平垫圈，相邻螺栓垫圈间应有（c）以上的净距。［DL/T5161.4-2002］a．1mm；b．2mm；c．3mm；d．4mm。22）母线的接触面应连接紧密，连接螺栓应用力矩扳手紧固，M14mm螺栓紧固力矩值（b）。［DL/T5161.4-2002］a．17.7～22.6N·m；b．31.4～39.2N·m；c．51.0～60.8N·m；d．78.5～98.1N·m。23）母线与螺杆形接线端子连接时，母线的孔径不应大于螺杆形接线端子直径(c)。232

241［DL/T5161.4-2002］a．0.3mm；b．0.5mm；c．1.0mm；d．1.2mm。24）母线伸缩节不得有裂纹、断股和折皱现象；其总截面不应小于母线截面的（c）。［DL/T5161.4-2002］a．1.0倍；b．1.1倍；c．1.2倍；d．1.5倍。25）同一档距内，母线的各相弛度最大偏差应小于(b)。［DL/T5161.4-2002］a．5%；b．10%；c．15%；d．20%。26）悬挂式母线槽的吊钩应有调整螺栓，固定点间距离不得大于(c)。［DL/T5161.4-2002］a．1m；b．2m；c．3m；d．5m。27）封闭母线的安装,母线与外壳间应同心，其误差不得超过(c)。［DL/T5161.4-2002］a．2mm；b．3mm；c．5mm；d．10mm。28）共箱封闭母线的安装相间距离偏差≤(c)。［DL/T5161.4-2002］a．2mm；b．3mm；c．5mm；d．10mm。29）全连式离相封闭母线安装三相母线标高误差≤(c)。［DL/T5161.4-2002］a．2mm；b．3mm；c．5mm；d．10mm。30）全连式离相封闭母线安装，母线焊接焊缝加强高度(c)。［DL/T5161.4-2002］a．1～2mm；b．1～3mm；c．2～4mm；d．3～5mm。7.4问答题1）运行中电缆温度的监视有哪些规定？［电力电缆运行规程（电力部电生字第（79）号）］答：（1）测量直埋电缆温度时，应测量同地段的土壤温度。测量土壤温度的热偶温度计装置点与电缆间的距离不小于3m，离土壤测量点3m半径范围内，应无其它热源。（2）电缆同地下热力管交叉或接近敷设时，电缆周围的土壤温度，在任何时候不应超过本地段其它地方同样深度的土壤温度10℃以上。233

242（3）测量电缆的温度，应在夏季或电缆最大负荷。（4）检查电缆的温度应选择电缆排列最密处或情况最差处或有外界热源影响处。2）电缆防火与阻止延燃采取哪些安全措施？［GB50168—2006电缆线路施工及验收规范］答：（1）实施阻燃防护或阻止延燃。（2）选用具有难燃性的电缆。（3）实施耐火防护或选用具有耐火性的电缆。（4）实施防火构造。（5）增设自动报警与专用消防装置。4）金属封闭母线现场试验项目有哪些？［GB/T8349-2000金属封闭母线］答：（1）绝缘电阻测量；（2）额定1min工频干耐受电压试验；（3）自然冷却的离相封闭母线，其户外部分应进行淋水试验；（4）微正压充气的离相封闭母线，应进行气密封试验。5）母线装置安装前，建筑工程应具备哪些条件？［GB50149-2010电气装置安装工程母线装置施工及验收规范］答：（1）基础、构架符合电气设备的设计要求；（2）屋顶、楼板施工完毕，不得渗漏；（3）室内地面基层施工完毕，并在墙上标出抹平标高；（4）基础、构架达到允许安装的强度，焊接构件的质量符合要求，高层构架的走道板、栏杆、平台齐全牢固；（5）施工中有可能损坏已安装的母线装置或母线装置安装后不能再进行的装饰工程全部结束；（6）门窗安装完毕，施工用道路通畅；（7）安装母线装置的预留孔、预埋铁件符合设计要求。6）母线与母线、母线与分支线、母线与电器接线端子搭接，其搭接面的处理应符合哪些规定？［GB50149-2010电气装置安装工程母线装置施工及验收规范］答:（1）经镀银处理的搭接面可直接连接；（2）铜与铜的搭接面，室外、高温且潮温或对母线有腐蚀性气体的室内应搪锡；234

243在干燥的室内可直接连接；（3）铝与铝的搭接面可直接连接；（4）钢与钢的搭接面不得直接连接，应搪锡或镀锌后连接；（5）铜与铝的搭接面，在干燥的室内，铜导体应搪锡，室外或空气相对湿度接近100%的室内，应采用铜铝过渡板，铜端应搪锡；（6）铜搭接面应搪锡，钢搭接面应采用热镀钵；（7）钢搭接面应采用热镀铮；（8）金属封闭母线螺栓固定搭接面应镀银。7）母线与母线或母线与设备接线端子的连接应符合哪些要求？［GB50149-2010电气装置安装工程母线装置施工及验收规范］答：（1）母线接触面加工后必须保持清洁，并涂以电力复合脂。（2）母线平置时，螺栓应由下往上穿，螺母应在上方，其余情况下，螺母应置于维护侧，螺栓长度宜露出螺母2扣～3扣。（3）螺栓与母线紧固面间均应有平垫圈，母线多颗螺栓连接时，相邻螺栓垫圈间应有3mm以上的净距，螺母侧应装有弹簧垫圈或锁紧螺母。（4）母线的接触面应连接紧密，连接螺栓应用力矩扳手紧固，其紧固力矩值应符规定要求。8）说明电缆防火的措施？［《华能24项反措》]答：（1）主厂房内架空电缆与热体管路应保持足够的距离，控制电缆不小于0．5m，动力电缆不小于1m，不能满足要求时必须采取可靠的隔离措施。（2）在密集敷设电缆的主控制室下电缆夹层、电缆沟和电缆竖井内，不得布置热力管道、油气管道以及其它可能引起着火的管道和设备；电缆夹层内必须有良好的通风设备和留出足够的人行通道。（3）对于新建、扩建的火力发电机组主厂房、输煤、燃油、制氢及其他易燃易爆场所，宜选用阻燃电缆。（4）严格按最新版本设计图册施工，做到布线整齐，各类电缆按规定分层布置，电缆的弯曲半径应符合要求，避免任意交叉。（5）控制室、开关室、计算机室等通往电缆夹层、隧道、穿越楼板、墙壁和盘柜等处的所有电缆孔洞和盘面之间的缝隙（含电缆穿墙套管与电缆之间缝隙）必须采用235

244合格的不燃或阻燃材料封堵。临时拆封的电缆封堵工作结束后，必须重新恢复封堵。（6）扩建、更改工程敷设电缆时，应加强与运行单位密切联系，对贯穿在役机组产生的电缆孔洞和损伤的阻火墙，应及时恢复封堵。（7）电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离，对敷设在隧道和厂房内构架上的电缆要采取分段阻燃措施。（8）靠近高温管道、阀门等热体的电缆应有隔热措施，靠近带油设备的电缆沟盖板应密封。（9）设计时应尽量减少动力电缆中间接头的数量。如需要，应按工艺要求制作安装电缆头，经质量验收合格后，再用耐火防爆槽盒将其封闭。（10）建立健全电缆维护、检查及防火、报警等各项规章制度。坚持定期巡视检查。对电缆中间接头定期测温，按规定进行预防性试验。（11）电缆沟、电缆竖井应保持清洁，不积粉尘，不积水，使用安全电压且照明充足；电缆沟内禁止堆放杂物保持畅通；锅炉、燃煤储运车间内架空电缆上的粉尘应定期清扫。8金属氧化物避雷器及接地装置8.1名词解释1）避雷器额定电压Ur［GB11032-2010交流无间隙金属氧化物避雷器］施加到避雷器端子间的最大允许工频电压有效值，按照此电压所设计的避雷器，能在所规定的动作试验中确定暂态过电压下正确地工作。注1：额定电压是表明避雷器规定运行特性的一个重要参考参数。注2：GB11032-2010定义的额定电压就是在动作负载试验中，在大电流或长持续时间冲击电流之后施加的10s工频电压。2）避雷器的持续运行电压Uc［GB11032-2010交流无间隙金属氧化物避雷器］允许持久地施加在避雷器端子间的工频电压有效值。3）避雷器的持续电流［GB11032-2010交流无间隙金属氧化物避雷器］施加在持续运行电压时流过避雷器的电流。236

2454）避雷器的直流参考电压Ud.c.ref［GB11032-2010交流无间隙金属氧化物避雷器］在避雷器通过直流参考电流时测出的避雷器的直流电压平均值。如果电压与极性有关，取低值。5）避雷器的直流参考电流［GB11032-2010交流无间隙金属氧化物避雷器］用于确定避雷器直流参考电压的直流电流平均值。注：避雷器直流参考电流通常取1mA～5mA。6）系统接地［GB/T50065-2011交流电气装置的接地设计规范］电力系统的一点或多点的功能性接地。7）保护接地［GB/T50065-2011交流电气装置的接地设计规范］为电气安全，将系统、装置或设备的一点或多点接地。8）雷电保护接地［GB/T50065-2011交流电气装置的接地设计规范］为雷电保护装置（避雷针、避雷线和避雷器等）向大地泄放雷电流而设的接地。9）防静电接地［GB/T50065-2011交流电气装置的接地设计规范］为防止静电对易燃油、天然气贮罐和管道等的危险作用而设的接地。10）接触电位差［GB/T50065-2011交流电气装置的接地设计规范］接地故障(短路)电流流过接地装置时，大地表面形成分布电位，在地面上到设备水平距离为1.0m处与设备外壳、架构或墙壁离地面的垂直距离2.0m处两点间的电位差。接地网孔中心对接地网接地极的最大电位差，称为最大接触电位差。11）跨步电位差［GB/T50065-2011交流电气装置的接地设计规范］接地故障(短路)电流流过接地装置时，地面上水平距离为1.0m的两点间的电位差。接地网外的地面上水平距离1.0m处对接地网边缘接地极的最大电位差，称为最大跨步电位差。8.2判断题1）金属氧化物避雷器的试验应在每年雷雨季节前进行。（√）［DL/T596-1996］2）金属氧化物避雷器运行电压下当阻性电流增加1倍时，应加强监督。（×）3）有效接地系统的电力设备的接地电阻在预防性试验前或每3年以及必要时验算237

246一次经接地网流入地中的短路电流，并校验设备接地引下线的热稳定。（√）［DL/T596-1996］4）接地装置引下线的导通检测应5年进行一次。（×）［DL/T596-1996］5）电气设备和防雷设施的接地装置交接时，只需测试接地阻抗。（×）［GB50150-2006］6）中性点非有效接地系统中的互感器，在系统无自动切除对地故障保护时，允许在1.9倍额定电压下运行3h。（×）［DL/T727-2013］7）中性点非有效接地系统中的互感器，系统有自动切除对地故障保护时，允许在1.9倍额定电压下运行1min。（×）［DL/T727-2013］8）互感器应有明显的接地符号标志，接地端子应与设备底座可靠连接。（√）［DL/T727-2013］9）互感器应从底座接地螺栓引用一根接地引下线与地网连接。（×）［DL/T727-2013］10）互感器的各个二次绕组（包括备用）均必须有可靠的保护接地，且只允许有一个接地点。（√）［DL/T727-2013］11）互感器安装位置应在变电站（所）直击雷保护范围之内。（√）［DL/T727-2013］12）有效接地系统的电力设备的接地电阻要求，当I>4000A时R≤0．5Ω。（√）［DL/T596-1996］13）110～500kV系统采用中性点直接接地系统。（√）［DL/T804-2014］14）中性点直接接地（包括经低值阻抗接地）的系统，通常其零序电抗与正序电抗的比值（X0／X1）≤3，零序电阻与正序电抗的比值（R0/X1）≤1。（√）［DL/T804-2014］15）中性点直接接地系统的接地故障因数通常不大于1.4。（×）［DL/T804-2014］16）中性点非直接接地系统的接地故障因数通常不大于1.73。（√）［DL/T804-2014］17）中性点直接接地系统，其接地故障持续时间≤10s。（√）［DL/T804-2014］18）无间隙避雷器按其标称放电电流来分类，可分为20kA、10kA、5kA、2.5kA238

247和1.5kA，共5个等级。（√）［DL/T804-2014］19）输电线路和谐振过电压多发的地方，可选用无间隙的避雷器。（×）［DL/T804-2014］20）对于绝缘较弱、要求残压较低的场合，可选用有并联间隙避雷器。（√）［DL/T804-2014］21）电站用避雷器：用以限制作用在3kV～66kV中性点非直接接地系统发变电所的雷电过电压，可选用有间隙避雷器。（×）［DL/T804-2014］22）配电用避雷器用以限制作用在3kV～20kV配电设施，主要是配电变压器、分段开关、刀闸及电缆头的雷电过电压，选用有间隙避雷器。（×）［DL/T804-2014］23）发电机用避雷器用以限制作用在发电机的雷电过电压，选用有间隙避雷器。（×）［DL/T804-2014］24）线路用避雷器：并联连接在线路绝缘子的两端，用以限制线路上的雷电过电压及（或）操作过电压，以降低线路跳闸率，选用有间隙避雷器。（√）［DL/T804-2014］25）避雷器外套所承受的雷电冲击水平不得低于1.2倍的标称电流下的残压值。（×）［DL/T804-2014］26）密封性能的好坏是影响避雷器安全运行的主要因素之一。（√）［DL/T804-2014］27）持续运行电压下避雷器带电测量，主要是检测通过避雷器外套的泄漏电流。（×）［DL/T804-2014］28）新投产的110kV及以上避雷器应三个月后测量一次，三个月以后半年再测量一次，以后每年雷雨季前测量一次运行电压下的交流泄漏电流。（√）［DL/T596-1996］29）设计保护接地的接地电阻应考虑土壤干燥或冻结等季节变化的影响。（√）［GB/T50065-2011］30）设计雷电保护接地的接地电阻应考虑土壤干燥或冻结等季节变化的影响。（×）［GB/T50065-2011］239

24831）配电、控制、保护用的屏（柜、箱）及操作台等的金属框架可不接地。（×）32）设置发电厂、变电所电气装置的接地属于工作接地。（×）［GB/T50065-2011］33）设置避雷针、避雷线和避雷器等的接地属于保护接地。（×）［GB/T50065-2011］34）架空线路杆塔保护接地的接地电阻不宜大于30Ω。（√）［GB/T50065-2011］35）接地装置的导体，应符合热稳定与均压的要求，还应考虑腐蚀的影响。（√）［GB/T50065-2011］36）接地装置的防腐蚀设计，宜按当地的腐蚀数据进行。（√）［GB/T50065-2011］37）接地线与接地极或接地极之间的焊接点，应涂防腐材料。（√）［GB/T50065-2011］38）接地网的埋设深度不宜小于0.6m。（×）［GB/T50065-2011］39）发电厂、变电所的接地装置应与线路的避雷线相连且有便于分开的连接点。（√）［GB/T50065-2011］40）110kV及以上钢筋混凝土构件支座上电气设备的金属外壳，可利用金属构架作接地线。（×）［GB/T50065-2011］41）封闭母线的外壳可利用金属构架作接地线。（×）［GB/T50065-2011］42）当不要求采用专门敷设的接地线接地时，可使用蛇皮管、保温管的金属网或外皮以及低压照明网络的导线铅皮作接地线。（×）［GB/T50065-2011］43）在有效接地系统及低电阻接地系统中，发电厂、变电所电气装置中电气设备接地线的截面，应按接地短路电流进行热稳定校验。（√）［GB/T50065-2011］44）在接地线引进建筑物的入口处应设标志，明敷的接地线表面应涂黑色。（×）［GB/T50065-2011］45）接地线应采用焊接连接。当采用搭接焊接时，其搭接长度应为扁钢宽度的1倍或圆钢直径的3倍。（×）［GB/T50065-2011］46）接地线与电气设备用螺栓连接时，应设防松螺帽或防松垫片。（√）［GB/T50065-2011］240

2498.3选择题（有※标志的试题为多选题）1）有效接地系统的电力设备的接地电阻在预防性试验前或每（c）以及必要时验算一次经接地网流入地中的短路电流，并校验设备接地引下线的热稳定。a．1年；b．2年；c．3年；d．4年。2）金属氧化物避雷器运行电压下交流泄漏电流测量时，要求做到（a．b．c．d）。※［DL/T596-1996］a．记录测量时的环境温度、湿度；b．记录运行电压；c．测量宜在瓷套表面干燥时进行；d．注意相间干扰的影响。3）金属氧化物避雷器运行电压下当阻性电流增加1倍时应（a）。［DL/T596-1996］a．停电检查；b．计划检修；c．立即更换；d．监督运行4）无间隙金属氧化物避雷器按其标称放电电流来分类，可分为（d），共5个等级。［DL/T804-2014］a．20kA、15kA、10kA、2.5kA和1.5kA；b．30kA、10kA、5kA、2.5kA和1.5kA，c．25kA、10kA、5kA、2.5kA和1.5kA；d．20kA、10kA、5kA、2.5kA和1.5kA。5）输电线路和谐振过电压多发的地方等，可选用（b）。［DL/T804-2014］a．无间隙的金属氧化物避雷器避雷器；b．有间隙的金属氧化物避雷器避雷器；c．阀式避雷器6）35kV以上金属氧化物避雷器采用2500V及以上兆欧表测量绝缘电阻应不低于（c）。［DL/T596-1997］a．500MΩ；b．1000MΩ；c．2500MΩ；d．5000MΩ。7）35kV以下金属氧化物避雷器采用2500V及以上兆欧表测量绝缘电阻应不低于241

250（b）。［DL/T596-1997］a．500MΩ；b．1000MΩ；c．2500MΩ；d．5000MΩ。8）保护发电机用的避雷器的额定电压按（b）发电机额定电压选择。［DL/T804-2014］a．1.0倍；b．1.25倍；c．1.5倍；d．2.0倍。9）35kV及以上电压等级金属氧化物避雷器可用带电测试替代定期停电试验，但对500kV金属氧化物避雷器应（c）进行一次停电试验。［《华能火力发电厂绝缘监督技术标准》］a．1～2年；b．2～3年；c．3～5年；d．4～5年。10）变压器中性点应有（b）与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根引下线均应符合热稳定的要求。［《华能24项反措》］a．1根；b．2根；c．根3；d．4根。11）接地引下线的导通检测工作应（a）进行一次。［DL/T596-1997］a．1～3年；b．4年；c．5年；d．6年。12）电力线路杆塔的接地体引出线的截面不应小于（c），引出线应热镀锌。［GB/T50065-2011］2222a．15mm；b．25mm；c．50mm；d．70mm13）在地下不得采用裸（c）导体作为接地体或接地线。［GB50169-2006］a．铜；b．钢；c．铝。14）接地体顶面埋设深度应符合设计规定。当无规定时，不宜小于（c）。［GB50169-2006］a．0.3m；b．0.5m；c．0.6m；d．0.8m。15）垂直接地体的间距不宜小于其长度的（b）。［GB50169-2006］a．1倍；b．2倍；c．3倍；d．5倍。16）水平接地体的间距应符合设计规定。当无设计规定时不宜小于（d）。242

251［GB50169-2006］a．2m；b．3m；c．4m；d．5m。17）接地干线应在不同的（b）及以上与接地网相连接。［GB50169-2006］a．1点；b．2点；c．3点；d．4点。18）自然接地体应在不同的（a）及以上与接地干线或接地网相连接。［GB50169-2006］a．2点；b．3点；c．4点；d．5点。19）发电厂、变电所电气装置的外壳接地属于（a）。［GB/T50065-2011］a．保护接地；b．雷电保护接地；c．防静电接地；d．系统接地。20）接地线沿建筑物墙壁水平敷设时，离地面距离宜为（c）。［GB50169-2006］a．100～200mm；b．200～300mm；c．250～300mm；d．300～400mm。21）明敷接地线的表面应涂以用（c）宽度相等的绿色和黄色相间的条纹。［GB50169-2006］a．5～50mm；b．10～100mm；c．15～100mm；d．20～100mm。22）接地体（线）的焊接应采用搭接焊，其搭接长度扁钢为其宽度的（c）且至少3个棱边焊接。［GB50169-2006］a．1倍；b．1.5倍；c．2倍；d．2.5倍。23）接地体（线）的焊接应采用搭接焊，圆钢与圆钢连接时，其搭接长度为圆钢直径的（b）。［GB50169-2006］a．4倍；b．6倍；c．8倍；d．10倍。24）接地体（线）的焊接应采用搭接焊，圆钢与扁钢连接时，其长度为圆钢直径的（c）。［GB50169-2006］a．2倍；b．4倍；c．6倍；d．8倍。25）避雷针（带）与引下线之间的连接应采用（a）。［GB50169-2006］a．焊接；b．螺接；c．压接；d．铆接。243

25226）建筑物上的防雷设施采用多根引下线时，宜在各引下线距地面的（b）处设置断接卡，断接卡应加保护措施。［GB50169-2006］a．1～2m；b．1.5～1.8m；c．1.5～2m；d．2～2.5m。27）装有避雷针的金属筒体，当其厚度不小于（d）时，可作避雷针的引下线，筒体底部应有两处与接地体对称连接。［GB50169-2006］a．1mm；b．2mm；c．3mm；d．4mm28）独立避雷针及其接地装置与道路或建筑物的出入口等的距离应大于（b）。［GB50169-2006］a．1m；b．3m；c．5m；d．7m。29）携带式电气设备的接地线应采用软铜绞线，其截面不小于（b）。［GB50169-2006］2222a．1mm；b．1.5mm；c．2mm；d．2.5mm。30）集中接地装置：为加强对雷电流的散流作用、降低对地电位而敷设的附加接地装置，一般敷设（c）垂直接地极。在土壤电阻率较高的地区，则敷设3～5根放射形水平接地极。［GB50169-2006］a．1～2根；b．2～4根；c．3～5根；d．4～6根。31）接地短路（故障）电流流过接地装置时，地面上水平距离为（c）的两点间的电位差，称为跨步电压。［GB50169-2006］a．0.5m；b．0.7m；c．0.8m；d．1.0m32）独立避雷针（含悬挂独立避雷线的架构）的接地电阻，在土壤电阻率不大于500Ω·m的地区不应大于（b）。［GB50169-2006］a．5Ω；b．10Ω；c．15Ω；d．20Ω。33）发电厂和变电所有爆炸危险且爆炸后可能波及发电厂和变电所内主设备或严重影响发供电的建（构）筑物，防雷电感应的接地电阻不应大于（d）。［GB50169-2006］a．10Ω；b．15Ω；c．20Ω；d．30Ω244

25334）发电厂的易燃油和天然气设施防静电接地的接地电阻不应大于（d）。［GB50169-2006］a．10Ω；b．15Ω；c．20Ω；d．30Ω35）架空线路杆塔保护接地的接地电阻不宜大于（d）。［GB50169-2006］a．10Ω；b．15Ω；c．20Ω；d．30Ω。36）配电变压器安装在由其供电的建筑物内时，接地电阻不宜大于（b）。［GB50169-2006］a．2Ω；b．4Ω；c．6Ω；d．10Ω。37）在高土壤电阻率地区，可采取下列降低接地电阻的措施：当在发电厂、变电所（d）以内有较低电阻率的土壤时，可敷设引外接地极。［GB50065-2011］a．500m；b．1000m；c．1500m；d．2000m。38）有效接地系统的电力设备的接地电阻在（a）时校验设备接地引下线的热稳定。［GB50169-2006］a．3年；b．4年；c．5年；d．6年。8.4问答题1）说明无间隙避雷器的特点？［DL/T804-2014］答：（1）结构简单。（2）保护性能好，电阻片有良好的非线性伏安特性，正常工作电压下通过避雷器的电流小（以容性分量为主），无需串联间隙，消除了因间隙击穿特性变化所造成的影响，保护特性仅由残压所决定。（3）吸收能量大，非线性金属氧化物电阻片单位体积吸收能量较碳化硅非线性电阻片大5～10倍，同时，电阻片或避雷器均可并联使用，使吸收能力成倍提高。（4）保护效果好，只要过电压超过避雷器额定电压，保护作用就开始，这对降低频繁作用在被保护设备上的过电压，减少异常绝缘击穿，对延长设备的寿命有积极作用。245

254（5）运行检测方便，能通过带电试验检测避雷器特性的变化。（6）由于没有串联间隙，电阻片不仅要承受雷电和操作过电压作用，还要承受正常持续运行电压和暂时过电压，因而存在着这些电压作用下的劣化和热稳定问题。2）说明无间隙避雷器的使用场合？［DL/T804-2014］答：（1）电站用避雷器：用以限制作用在发变电所3kV～500kV设备的雷电过电压和除谐振过电压及暂态过电压以外的相对地过电压。（2）配电用避雷器：用以限制作用在3kV～20kV配电设施，主要是配电变压器、分段开关、刀闸及电缆头的雷电过电压和除谐振过电压及暂态过电压以外的相对地过电压。（3）并联补偿电容器用避雷器：用以限制投切电容器组时可能产生的过电压，用于不同容量和电压等级电容器组的避雷器，其方波通流容量有不同的要求。（4）发电机用避雷器：用以限制作用在发电机的雷电过电压和除谐振过电压以外的相对地过电压，并可限制升压变压器的传递过电压。（5）电动机用避雷器：用以限制3kV～10kV投切电动机时的操作过电压。（6）发电机中性点用避雷器：用以限制发电机中性点的雷电侵入波过电压，同时对发电机整个绝缘也有一定的保护作用。在正常运行工况下，作用在避雷器上的电压很低。（7）变压器中性点用避雷器：主要用以限制中性点为分级绝缘的变压器（包括中性点接有低于其设备绝缘水平的设备，如消弧线圈）雷电过电压。在正常运行工况下，作用在避雷器上的电压很低。（8）其他特殊用途避雷器：避雷器还可用于下列设备的过电压保护，如输电线路、串联电抗器、串联电容器、电缆护层、电流互感器低压和高压侧匝间、发电机灭磁回路等。3）说明有间隙避雷器的特点？［DL/T804-2014］答：（1）有串联间隙的避雷器与无间隙避雷器相比，增加了串联间隙，使电阻片246

255与带电导线隔离，可避免系统单相接地引起的暂时过电压和弧光接地或谐振过电压对电阻片的直接作用。但使用串联间隙后，也就不再具备无间隙避雷器的优点。（2）有并联间隙的避雷器：在一部分电阻片上并联间隙，在雷电流达到一定幅值时，这部分电阻片上的残压使间隙放电而短路。在雷电流幅值等于标称放电电流时，避雷器的残压值可以低于无间隙避雷器的残压，在保护雷电冲击绝缘水平较低的设备，如发电机等，有一定的优越性，但结构较复杂。（3）与普通碳化硅阀式避雷器相比，具有相近保护特性时，避雷器可以没有续流或续流很小。如果保持续流相近，则残压值可比碳化硅阀式避雷器低，在中性点非直接接地系统中，残压值还可以比无间隙避雷器的残压低。（4）有串联间隙避雷器：由于放电电压与电阻片的残压相近，给工频放电电压试验带来一定的困难，放电电压较难检测。（5）有间隙避雷器一般用于线路或3kV～66kV中性点非直接接地系统中的保护。4）说明有间隙避雷器在电厂中的使用？［DL/T804-2014］答：（1）电站用避雷器：用以限制作用在3kV～66kV中性点非直接接地系统发变电所的雷电过电压。（2）配电用避雷器：用以限制作用在3kV～20kV配电设施，主要是配电变压器、分段开关、刀闸及电缆头的雷电过电压，其性能优于普阀式避雷器。（3）发电机用避雷器：用以限制作用在发电机的雷电过电压。5）接地按功能可分为几类？［GBT50065-2011］答：（1）系统接地：电力系统的一点或多点的功能性接地。（2）保护接地：为电气安全，将系统、装置或设备的一点或多点接地。（3）雷电保护接地：为雷电保护装置（避雷针、避雷线和避雷器等）向大地泄放雷电流而设的接地。（4）防静电接地：为防止静电对易燃油、天然气贮罐和管道等的危险作用而设的接地。247

2566）在高土壤电阻率地区，可采取哪些措施降低接地电阻？［GBT50065-2011］答：可采取下列降低接地电阻的措施：（1）在发电厂和变电站2000m以内有较低电阻率的土壤时，敷设引外接地极；当地下较深处的土壤电阻率较低时，可采用井式、深钻式接地极或采用爆破式接地技术。（2）填充电阻率较低的物质或降阻剂，但应确保填充材料不会加速接地极的腐蚀和其自身的热稳定。（3）敷设水下接地网。水力发电厂可在水库、上游围堪、施工导流隧洞、尾水渠、下游河道或附近的水源中的最低水位以下区域敷设人工接地极。7）发电厂、变电站电气装置中哪些部位应采用专门敷设的接地线接地？［GBT50065-2011］答：（1）发电机机座或外壳，出线柜、中性点柜的金属底座和外壳，封闭母线的外壳；（2）110kV及以上钢筋混凝土构件支座上电气设备的金属外壳；（3）箱式变电站和环网柜的金属箱体；（4）直接接地的变压器中性点；（5）变压器、发电机和高压并联电抗器中性点所接自动跟踪补偿消弧装置提供感性电流的部分、接地电抗器、电阻器或变压器等的接地端子；（6）气体绝缘金属封闭开关设备的接地母线、接地端子；（7）避雷器，避雷针、线等的接地端子。8）说明接地装置的电气完整性测试结果的判断和处理？［DL/T475-2006］答：（1）状况良好的设备测试值应在50mΩ以下；（2）50mΩ～200mΩ的设备状况尚可，宜在以后例行测试时重点关注其变化，重要的设备宜在适当时候检查处理；（3）200mΩ～1Ω的设备状况不佳，重要的设备应尽快检查处理，其它设备宜在248

257适当时候检查处理；（4）1Ω以上的设备与主地网未连接，应尽快检查处理；（5）独立避雷针的测试值应在500mΩ以上；（6）测试中相对值明显高于其它设备，而绝对值又不大的，按状况尚可等待。9）说明电厂接地装置的电气完整性测试的周期和测试方法？［DL/T475-2006］［DL/T596-1996］答：电厂接地装置的电气完整性测试的检测试为1～3年。测试方法：首先选定一个可能与主地网连接良好的设备的接地引下线为参考点，再测试周围电气设备接地部分与参考点之间的直流电阻。如果开始即有很多设备测试结果不良，宜考虑更换参考点。测试仪器宜选用专用仪器，仪器分辨率为1mΩ，准确度不低于1.0级，也可借鉴直流电桥的原理进行测量。249

258-参考文献1.华东六省一市电机（电力）工程学会.电气设备及其系统.北京:中国电力出版社，20072.严璋、朱德恒.高电压绝缘技术.北京:中国电力出版社，20073.李伟清.汽轮发电机故障检查分析及预防.北京:中国电力出版社，20104.操敦奎，许维宗，院国方.变压器运行维护与故障分析处理.北京:中国电力出版社，20085.GB311.1高压输变电设备的绝缘配合6.GB1094.1电力变压器第1部分总则7.GB1094.2电力变压器第2部分温升8.GB1094.3电力变压器第3部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙9.GB1094.5电力变压器第5部分承受短路的能力10.GB1207电磁式电压互感器11.GB1208电流互感器12.GB1984高压交流断路器13.GB12022工业六氟化硫14.GB12706.1~GB12706.4额定电压1kV（Um=1.2kV）到35kV（Um=40.5kV）挤包绝缘电力电缆及附件15.GB50147电气装置安装工程高压电器施工及验收规范16.GB50148电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范17.GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准18.GB50168电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范19.GB50169电气装置安装工程接地装置施工及验收规范20.GB50170电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范1

25921.GB50217电力工程电缆设计规范22.GBJ149电气装置安装工程母线装置施工及验收规范23.GB/T4106高压套管技术条件24.GB/T4703电容式电压互感器25.GB/T6450干式电力变压器26.GB/T6451三相油浸式电力变压器及参数和要求27.GB/T7064隐极同步电机技术要求28.GB/T7595运行中变压器油质量标准29.GB/T767472.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备30.GB/T8349金属封闭母线31.GB/T9326交流500kV及以下纸绝缘电缆及附件32.GB/T10228干式变压器技术参数和要求33.GB/T10229电抗器34.GBT11022高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求35.GB/T11032交流电力系统金属氧化物避雷器36.GB/T13499电力变压器应用导则37.GB/T17468电力变压器选用导则38.GB/T18890.1~GB/T18890.3额定电压220kV（Um=252kV）交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件39.GB/T26218.1污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第1部分40.GB/T26218.2污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第2部分41.GB/T26218.3污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第3部分42.GB/T20140透平型发电机定子绕组端部动态特性43.GB/Z22078.1~GB/Z22078.3额定电压500kV（Um=550kV）交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件2

26044.GB/T50065交流电气装置的接地设计规范45.DL5000火力发电厂设计技术规程46.DL/T393输变电设备状态检修试验规程47.DL/T401高压电缆选用导则48.DL/T402交流高压断路器订货技术条件49.DL/T408电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）50.DL/T475接地装置工频特性参数的测量导则51.DL/T572电力变压器运行规程52.DL/T573电力变压器检修导则53.DL/T574变压器分接开关运行维修规程54.DL/T586电力设备监造技术导则55.DL/T595六氟化硫电气设备气体监督细则56.DL/T596电力设备预防性试验规程57.DL/T603气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程58.DL/T617气体绝缘金属封闭开关设备技术条件59.DL/T618气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程60.DL/T620交流电气装置的过电压保护和绝缘配合61.DL/T627电力系统用常温固化硅橡胶防污闪涂料62.DL/T664带电设备红外诊断技术应用导则63.DL/T651氢冷发电机氢气湿度的技术要求64.DL/T705运行中氢冷发电机用密封油质量标准65.DL/T722变压器油中溶解气体分析和判断导则66.DL/T725电力用电流互感器订货技术条件67.DL/T726电力用电压互感器订货技术条件68.DL/T727互感器运行检修导则3

26169.DL/T728气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则70.DL/T801大型发电机内冷却水质及系统技术要求71.DL/T804交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则72.DL/T815交流输电线路用复合外套金属氧化物避雷器73.DL/T838发电企业设备检修导则74.DL/T864标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则75.DL/T1051电力技术监督导则76.DL/T1054高压电气设备绝缘技术监督规程77.DL/T1164汽轮发电机运行导则78.JB/T6227氢冷电机气密封性检验方法及评定79.JB/T6228汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定80.JB/T6229透平发电机转子气体内冷通风道检验方法及限值81.JB/T8664隐极式同步发电机转子匝间短路测量方法82.电力电缆运行规程（电力部电生字第（79）号）83.QHN-1-0000.08.017-2015中国华能集团公司火力发电厂绝缘监督标准84.华能《防止电力生产事故重点要求》4