变电运行及设备管理技术问答

1、变电所的主设备有哪些？答：变电所的主设备包括：3kV及以上变压器、高压母线、断路器、隔离开关、线路和电缆等传送和分配负荷及调相机、静止补偿器、电容器和电抗器等用于无功补偿和调压的一次设备，以及继电保护、自动化控制、直流系统等二次设备。2、变电所的辅助设备有哪些？答：变电所的辅助设备主要是指那些发生了故障就能直接影响供电主要设备安全运行的设备，如所用变压器、所用母线及其3kV及以上的隔离开关、互感器、避雷器、蓄电池、电动给水泵及与之配套的电动机，冷却水泵和架构、建筑等设备。3、什么是二次设备和二次回路？答：二次设备是指对一次设备的工作进行监测、控制、调节、保护，以及为运行、维护人员提供运行工况或生产指挥信号所需要的低压电气设备，如测量仪表、检查装置、信号装置、熔断器、控制开关、继电器、控制电缆等。由二次设备相互连接，构成对一次回路设备进行测量、调节、控制、保护和监视运行状况、开关位置等信号的电气回路称为二次回路或二次接线系统。连接保护装置的二次回路包括交流电流回路、交流电压回路、直流操作控制回路和信号回路及测量回路。4、跨步电压和接触电压的含义是什么？答：当电气设备发生接地短路故障，短路电流流经接地装置的接地体时，就向大地散流，此时接地体周围的地表上就形成了不同的电位，随之也就产生了跨步电压和接触电压。跨步电压就是人在接地故障点周围行走，两脚之间（跨距约为0.8m）的电位差。接触电压是人站在发生接地故障的电气设备旁边，手触及设备外壳，此时人所接触的两点（手与脚，其垂直距离约为1.8m）之间所呈现的电位差。为了减少跨步电压和接触电压，接地装置的布置原则是尽量减小接地电阻且使电位分布均匀。5、什么是并联电抗器？答：并联电抗器是吸收无功功率的电感设备，电感量是电抗器的基本参数，其电感量的大小决定于电抗器的几何尺寸（直径和高度）及介质的导磁系数和匝数。6、电网合环运行时应具备的条件有哪些？答：（1）相位一致，相序一致。如首次合环或检修后可能引起相位变化，必须检测证明合环点两侧相位和相序一致。（2）如果是电磁环网，则环网内的变压器接线组别应一致。特殊情况下，当保护不会误动作和环路设备不过载时，允许变压器接线差30。进行合环操作。（3）合环后环网内的各元件不过载。（4）各母线电压在规定值范围内。（5）继电保护和安全自动装置满足环网运行方式。（6）稳定符合规定的要求。7、什么是并列运行？答：电网在正常运行情况下，与电网相连的所有同步发电机的转子均以相同的角速度运转，且各发电机转子间的相对电角度也在允许的极限值范围内，这种运行方式称之为发电机的并列运行，并称参加运行的各发电机为同步运行。对两个电网而言，则为电网并列运行。8、两个电网同期并列时必须满足哪些条件？答：（1）两个电网的频率调整到一致，最大允许差为0.5Hz，否则将使并列处产生一定的有功功率流动和电网频率的变化；（2）两个电网的电压差应调整到最小，最大允许电压差为20%，否则将使并列处产生一定的无功流动和电网电压的变化。（3）并列瞬间的两侧电网电动势的相角接近一致，否则电网将产生长时间振荡，严重时甚至可能造成振荡中心附近的电压下降或某些继电保护装置误动。9、电容器如何接入35kV及以上变电所？目的是什么？答：35kV及以上电压等级的变电所，其并联补偿电容器一般分成容量均等的若干组，分接于变压器低压侧，以便按变压器负荷情况进行分组投切，若母线分段时，则应将电容器按组平均分到各段母线上，但分组过多会增加操作和设备的复杂比。35kV及以上变电所无功补偿的目的一般是考虑补偿变压器本身所吸收的无功功率，包括空载无功损耗和负载无功损耗；当二次负荷较重，且母线电压很低，仅靠变压器调压不能满足要求时，可适当增加补偿容量，以提高母线电压。当二次出线很短时，也可增加补偿容量，以补偿附近地区的无功负荷。10、引起电容器组过负荷的原因有哪些？答：一般引起电容器组过负荷或过电流的原因主要有以下几个方面：（1）实际运行电压高于电容器组的额定电压；（2）谐波电压所引起的过电流；（3）电容器电容量的正偏差。11、如何解决电容器组的严重过负荷？答：并联电容器组投入运行后，如发现严重过负荷或过电流现象，应进行具体分析，找出产生过负荷或过电流的原因并加以解决。(1)若安装地点运行电压过高，且变压器在用电高峰时段输出负荷功率因数高于原能源部1989年发布的《电力系统电压和无功电力技术导则》(试行)规定的电力用户功率因数标准时，说明此地不需补偿，应将电容器组移装于其他地点。(2)若安装地点运行电压过高，且负荷相当分散，变压器输出负荷功率因数较低，则应采取措施降低连接电容器组的母线电压，如调整变电所主变压器的分接头等；如果由于电压波动幅值较大，可装设按电压自动投切电容器组的装置；如果因受配电线末端电压限制，无法降低变电所母线电压时，只好将电容器组移装于其他地点，并在无功负荷较大的配电线末端进行无功补偿。(3)若安装地点运行电压并不高，但过电流又很严重，则应考虑波形畸变问题，首先应对附近用户的负荷性质进行了解，用谐波分析仪测定其谐波成分和比例，找出谐波的来源，然后根据实际情况要求用户采取措施，以降低高次谐波分量。(4)当电网中有无法消除的谐波源影响电容器安全运行时，可改变补偿容量，使参数偏离谐振区；也可在电容器回路中串联一组电抗器，其感抗值的选择应该在可能产生任何谐波下均使电容器回路的总电抗对谐波为感抗而不是容抗，从而从根本上消除谐波产生的影响。12、当用母线联络断路器向空载母线充电时发生谐振如何处理？送电时，如何防止谐振发生？答：当用母线联向空载母线充电时发生谐振，应立即拉开母线联络断路器使母线停电，从而消除谐振。送电时，防止谐振发生的办法是：采用线路和母线一起充电的方式或者对母线充电前退出电压互感器，充电正常后再投入电压互感器。13、如何防止变压器向空载母线充电时的串联谐振过电压？答：防止变压器向空载母线充电时产生串联谐振过电压的措施是：当变压器向接有电压互感器的空载母线合闸充电时，在可能条件下，应将变压器中性点接地或经消弧线圈接地。其目的是防止由于电磁场和电场参数的偶合，以避免在回路中，因感抗等于容抗，而发生串联谐振，使谐振过电压引起电气设备损坏。14、防止电压互感器因铁芯饱和而引起铁磁谐振过电压的措施有哪些？答：在电网运行中，为了防止铁磁式电压互感器因铁芯饱和而引起铁磁谐振过电压，烧毁互感器，应选用励磁特性较好的电压互感器，同时在电网运行方式和倒闸操作中避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线。当运行方式不能满足要求时，应做好事故预想再进行操作。当在操作过程中，发生电压互感器谐振时，一般可采取以下措施：(1)可投入一台主变压器或一条线路于互感器所在母线，破坏谐振条件达到消除谐振。(2)在电压互感器的二次绕组开口三角处接入阻尼电阻R(一般R≤XT，XT为互感器在线电压下单相换算至辅助绕组的励磁电抗)或消谐器；(3)将三相五柱式电压互感器的中性点接地运行，以保证三相对地阻抗平衡，从而避免中性点位移。15、变电所运行分析的内容有哪些？答：变电所运行分析分为综合分析和专题分析。一般综合分析每月一次，分析本所安全运行、经济运行、运行管理隋况及找出影响安全、经济运行的因素和可能存在的问题。然后针对其薄弱环节，提出实现安全、经济运行的措施。内容包括：(1)电网的运行方式分析；(2)设备保护装置的配备分析；(3)保护、断路器的正确动作率统计分析；(4)两票合格率统计分析；(5)倒闸操作情况分析；(6)设备事故、障碍、异常、重大(紧急)缺陷分析；(7)试验数据、仪表指示分析；(8)安全活动的开展和规章制度执行情况分析；(9)变电所电量平衡及线损指标完成情况、电压质量、母线电量不平衡率统计和分析；(10)设备的健康水平和绝缘水平，以及设备完好率的统计分析；(12)继电保护及自动装置的投、退和动作情况分析；(13)通信及远动、自动化设备的运行情况分析；(14)其他。包括记录的填写、培训情况、资料的管理和文明生产等。变电所的专题分析，可不定期进行，并针对上述某问题，进行专门深入的分析。16、什么是温升？变压器温升额定值的规定值是多少？为什么要限制变压器的温升？答：温升就是设备在运行中的本体温度高出环境温度的数值。变压器温升额定值，油为55℃，线圈为65℃。由于变压器绕组正常老化温度为98℃。运行中绕组最热点温升约比其平均温升高13℃，在环境温度等于20℃时，按以上温升标准设计的变压器，其绕组最热点温度为20+65+13＝98℃，恰与绕组正常老化温度一致。而变压器过负荷时，其各部分温升将超过额定值，使变压器的绝缘老化加速。一般认为，绕组绝缘温度比98℃每高6℃，其寿命老化损失将增加一倍。因此，对变压器的过负荷时间必须加以限制，否则会影响变压器的寿命。17、变压器正常运行参数的变化范围如何？答：(1)变压器在运行中绝缘所承受的温度越高，绝缘的老化也就越快，所以必须规定绝缘的允许温度。一般认为：当油浸变压器绕组绝缘最热点温度为98℃时，变压器具有正常的使用寿命，约20～30年。(2)上层油温的规定允许值应遵循制造厂的规定，对自然油循环自冷、风冷的变压器最高不得超过95℃，为防止变压器油劣化过速，上层油温不宜经常超过85℃；对强油导向风冷式变压器最高不得超过80℃；对强迫油循环水冷变压器最高不得超过75℃。(3)上层油温与冷却空气的温度差(温升)，对自然油循环自冷、风冷的变压器规定为55℃，而对强油循环风冷变压器规定为40℃。(4)一般线圈温度规定线圈最热点温度不得超过105℃，但如在此温度下长期运行，则变压器使用年限将大为缩短，所以此规定仅限于当冷却空气温度达到最大允许值且变压器满载的情况。(5)规程规定变压器电源电压变动范围应在其所接分接头额定电压的±5％范围内，此时额定容量也保持不变，即当电压升高(降低)5％时，额定电流应降低(升高)5％。变压器电源电压最高不得超过额定电压的10％。18、变压器运行中哪些现象属于异常状态?答：当变压器在运行中出现下列情况之一者属异常状态：(1)严重漏油；(2)油位过低或过高；(3)油枕、套管上看不到油位；(4)变压器油碳化；(5)绝缘油定期色谱分析试验有乙炔或氢气，总烃超标且不断趋于严重；(6)变压器内部有异常声音；(7)有载调压分接开关调压不正常滑档，无载分接开关直流电阻数值异常；(8)变压器套管有裂纹或较严重破损，有对地放电声，接线桩头接触不良有过热现象；(9)气体继电器轻瓦斯连续动作，且间隔趋短，气体继电器内气体不断集聚；(10)在同样环境温度和负荷下，变压器温度不正常，且不断上升；（11）其他如冷却系统等有不正常情况。19、怎么判断变压器的油温是否正常？94答：变压器运行时铁芯和绕组中的损耗将转化为热量，引起各部位发热，使温度升高，将热量向周围以辐射、传导等方式扩散，当发热与散热达到平衡时，各部分的温度便趋于稳定。因此巡视检查变压器时，应记录环境温度、上层油温、负荷及油面高度，并与以前的数值对照，进行分析、以判断变压器是否运行正常。如发现在同样条件下油温比平时高出10℃以上或负荷不变但温度不断上升，而冷却器又运行正常、温度表无误差及失灵时，则可认为变压器内部出现异常现象。20、怎么判断变压器的油面是否正常？为什么会出现假油面？答：变压器的油面正常变化(排除渗漏油)决定于变压器的油温变化，因为油温的变化直接影响变压器油的体积，使油面上升或下降。影响变压器油温的因素有负荷的变化、环境温度和冷却器装置的运行状况等。如果油温的变化是正常的，而油标管内油位不变化或变化异常，则说明油面是假的。运行中出现假油面的原因可能有：油标管堵塞、呼吸器堵塞、防爆管通气孔堵塞等。此时处理时，应先将气体继电器的跳闸出口解除。21、影响变压器油位和油温的因素有哪些？缺油对变压器有何影响？答：变压器的油位在正常情况下随着油温的变化而变化，因为油温的变化直接影响变压器油的体积，使油位上升或下降，而影响油温变化的因素包括负荷的变化、环境温度的变化、内部故障及冷却装置的运行状况等。造成变压器缺油的原因包括：