状态检修调考题库(变电专业)

变电专业

一、判断题

1、对变压器（电抗器）在不停电状态下进行的带电测试、外观检查和维修是D类检修。

（V）

2、变压器本体油箱的改造属于A类检修。（7）

3、对变压器进行状态评价时，当所有部件状态为严重状态时，整体评价才为严重状态。

（X）

4、对电流互感器进行相对介损和相对电容量的带电测试属于C类检修。（X）

5、对于并联电容器装置，其中单台电容器的更换属于B类检修。（V）

6、对于并联电容器装置，其中串联电抗器的更换属于A类检修。（X）

7、开展金属氧化物避雷器持续运行电压下的阻性电流和全电流测试属于C类检修。

（X）

8、开展金属氧化物避雷器直流1mA电压测试属于C类检修。（J）

9、电容式电压互感器的状态评价分为电容分压器和电磁单元两个部件。（X）

10、接地变压器的更换属于消弧线圈的A类检修。（X）

11、控制系统的更换属于消弧线圈的B类检修。J）

12、消弧线圈成套装置中阻尼电阻器的更换属于B类检修。（V）

13、消弧线圈成套装置中分接开关的更换属于B类检修。（V）

14、根据直流系统各元件的独立性，将变电站直流系统分为蓄电池、充电装置、馈电及网络、

监测单元四个元件进行评价。（V）

15、直流电源系统的检修周期应与试验周期一致，试验周期推荐为3年。运行6年后，蓄电

池组应每年进行一次核对性充放电试验，其他元件视状态评价结果确定检修周期。（V）

16、油浸式电抗器的诊断试验中，电抗值测量的注意值为初值差不超过±3%。（X）

17、220kV油浸式电力变压器、电抗器油中溶解气体分析的基准周期为半年。（V）

18、220kV油浸式电流互感器例行试验的油中溶解气体分析中乙快的注意值为luL/L«

（V）

19、膜纸复合绝缘的电容式电压互感器介质损耗因素测量的注意值是0.005。（X）

20、绕组频率响应分析属于变压器的例行试验项目。（X）

21、局部放电测试属于变压器的诊断性试验项目。（4）

22、交流耐压试验属于电流互感器的诊断性试验项目。（V）

23、油中溶解气体分析属于电磁式电压互感器的诊断性试验项目。（X）

24、《输变电设备状态检修试验规程》中规定：存在重大家族缺陷的设备需提前或尽快安排

例行或/和诊断性试验。（V）

25、电容式电压互感器的诊断性试验中包括对电磁单元的感应耐压试验，耐压值为出厂值的

75%»（X）

26、绕组绝缘电阻随温度升高而减小。（V）

27、在运行条件下，测量流经铁芯接地线的电流，正常情况下应不大于100mA。（V）

28、油化验中总燃包括CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体。（V）

29、电容式电压互感器，主要由电容器和线圈两个大部件组成。（V）

30、变压器在额定电压、额定频率、带额定负载运行时，所消耗的有功功率就是该变压器的

负载损耗。（X）

31、例行检查是指定期在现场对设备进行的状态检查，含各种简单保养和维修。（V）

32、电压互感器二次绕组不允许开路，电流互感器二次绕组不允许短路。（X）

33、金属氧化物避雷器的例行试验项目不含避雷器木体绝缘电阻的测试。（V）

34、对油浸式变压器、电抗器进行外施工频耐压试验忖，试验电压为出厂试验电压的90%。

（X）

35、绝缘电阻测量结果是外绝缘表面电阻与内绝缘电阻的并联值。因此所测量电阻值比内绝

缘的实际绝缘电阻值要小。（V）

36、变压器外部发生短路引起的绕组过电流属于变压器的正常运行状态。（X）

37、变压器在空载合闸时的励磁电流基本上是感性电流。（V）

38、变压器剩磁会对充电绕组的电感值产生影响，从而使测量时间增长。）

39、在一般情况下，变压器铁芯中的剩磁对额定电压下的空载损耗的测量不会带来较大的影

响。（V）

40、油浸变压器的木体油箱及内部部件的检查、改造、更换、维修属于A类检修。（J）

41、电流互感器电容量初值差不超过-5%~10%。（X）

42、电容式电压互感器电容量初值差不超过±2%。（）

43、电磁式电压互感器只有在中性点非有效接地系统中才会发生铁磁谐振。（）

44、电容式电压互感器不会发生铁磁谐振。（）

45、金属氧化物避雷器由于阀片的非线性特性，阻性电流一般指的是峰值。（）

46、中性点不接地系统发生单相接地时，接地电弧有可能引发相间短路。（）

47、引起工频过电压的原因包括线路空载运行、单相接地等不对称故障。（）

48、与电容器组串联的电抗器，起抑制高次谐波，限制合闸涌流的作用。（）

49、新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的变压器，在投运后的第1、4、

7、10天各进行一次油中溶解气体分析试验。（）

50、绝缘介质的介质损耗因数只能用于判断整体绝缘状况，对于判断局部缺陷不灵敏，还需

通过色谱分析、绝缘电阻、交流耐压等方法综合分析。（）

51、对电流互感器进行局部放电试验时，检测阻抗Zm可串接在被试品接地端，但不管检测

阻抗接在什么位置，校正方波一定要从试品两端注入。（）

52、对变压器绕组纵绝缘而言，冲击截波电压比冲击全波电压的作用危险性大。（）53、

电气设备内绝缘全波雷电冲击试验电压与避雷器标称放电电流下残压之比，称为绝缘配合系

数，该系数越大，被保护设备越安全。（）

54、变压器冲击合闸时，如果电压为最小值，则其励磁涌流将会很小。（）

55、两台阻抗电压不等的变压器并联运行时，负载的分配与阻抗电压成正比。（）

56、变压器出现假油位与呼吸器是否堵塞无关。（）

57、对变压器进行感应耐压试验时，耐压时间与施加电压的频率无关。（）

58、电容器组过电压保护用金属氧化物避雷器接线方式应采用星形接线，中性点直接接地方

式。（）

59、SF6电流互感器运行中应巡视检查气体密度表，产品年漏气率应小于0.5%。（）

60、新安装干式空芯电抗器时，不应采用叠装结构，避免电抗器单相事故发展为相间事故。

（）

61、《国家电网公司十八项反措》要求生产厂家应在出厂试验报告中提供每台电容器的脉冲

电流法局部放电试验数据，放电量应不大于50pC。（）

62、《国家电网公司十八项反措》要求对金属氧化物避雷器，必须坚持在运行中按规程要求

进行带电试验。当发现异常情况时，应及时查明原因。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3-5年进行一次停

电试验。（）

63、国网公司《输变电设备状态检修试验规程》对试验进行了分类，将试验分为例行试验和

诊断性试验。（）

64、变压器油色谱分析，一氧化碳（CO）、二氧化碳（C02）含量异常增大应怀疑涉及到固

体绝缘。（）

65、将电容量C1为200UF,耐压为500V和电容量C2为300UF,耐压为900V的两只电

容器串联起来后，在两端加1000V电压，电容器不会被击穿。（）

66、电容型设备如耦合电容器、套管、电流互感器等，其电容屏间绝缘局部层次击穿短路后，

测得的电容量Cx变大。（）

67、注意值是指状态量达到该数值时，设备已存在缺陷并有可能发展为故障。（）

68、有注意值要求的状态量，若当前试验值超过注意值或接近注意值的趋势明显，对于正在

运行的设备，应加强跟踪监测。（）

69、有警示值要求的状态量，若当前试验值超过警示值或接近警示值的趋势明显，可以结合

停电进行试验。（）

70、对于数量较多的同厂同型设备，若例行试验项目的周期为2年及以上，宜在周期内逐年

分批进行，这一方式称为轮试。（）

71、基准周期是指《输变电设备状态检修试验规程》规定的巡检周期和例行试验周期。（）

72、设备试验初值可以是出厂值、交接试验值、早期试验值、设备核心部件或主体进行解体

性检修后的首次试验值等。（）

73、新设备投运满1年（220kV及以上）、或满1到2年（UOkV）、以及停运6个月以上设

备重新投运前的设备，应进行例行试验。（）

74、国家电网公司《输变电设备状态检修试验规程》要求经历了5级以上地震后要对所有瓷

件进行超声探伤检查。（）

75、在线监测装置通常安装在被监测设备上或附近，用以自动采集、处理和发送被监测设备

状态信息的监测装置（含传感器）。（）

76、综合监测单元以被监测设备为对象，接收与被监测设备相关的在线监测装置发送的数据,

并对数据进行加工处理，实现与站端监测单元进行标准化数据通信的装置。（）

77、站端监测单元以变电站为对象，承担对站内全部监测数据的分析和对监测装置、综合监

测单元的管理。实现对监测数据的综合分析、预警功能，以及对监测装置和综合监测单元设

置参数、数据召唤、对时、强制重启等控制功能，并能与主站进行标准化通信。（V）

78、全电流是指在正常运行电压下，流过变电设备主绝缘的电流。全电流由阻性电流和容性

电流组成。7）

79、对于过程层到间隔层未采用D1VT860通信标准的在线监测系统，应在间隔层配置综合

监测单元，实现在线监测装置通信标准统一转换为DL/T860通信标准与站端监测单元通信。

80、750kV及以上电压等级油浸式变压器、电抗器应配置油中溶解气体在线监测装置。（）

81、±400kV及以上电压等级换流变压器、500kV油浸式变压器宜配置油中溶解气体在线监

测装置。（）

82、500kV（330kV）电抗器、330kV、220kV油浸式变压器应配置油中溶解气体在线监测

装置。（）

83、220kV及以上电压等级变压器、换流变应配置铁心、夹件接地电流在线监测装置。（）

84、220kV及以上电压等级变压器宜预留供日常检测使用的超高频传感器及测试接口。

（）

85、220kV及以上电压等级变压器宜预埋光纤测温传感器及测试接口。（）

86、220kV及以上电压等级GIS应预留供日常检测使用的超高频传感器及测试接口。（）

87、220kV及以上电压等级变压器（电抗器）套管应配置在线监测装置。（）

88、倒立式油浸电流互感器、SF6电流互感器因其结构原因不宜配置在线监测装置。（）

89、220kV及以上电压等级金属氧化物避雷器应配置阻性电流在线监测装置。（）

90、在线监测装置的绝缘性能试验要求中，在恒定湿热条件下，装置各独立电路与外露的可

导电部分之间，以及各独立电路之间的绝缘电阻须不小于5兆欧。（）

91、在正常试验大气条件下，在线监测装置各独立电路与外露的可导电部分之间，以及各独

立电路之间，应能承受频率为50Hz,历时Imin的工频耐压试验而无击穿闪络及元件损坏现

象。（）

92、在线监测装置的高温试验时间为12小时。（）

93、在变压器油中溶解气体监测中，总煌为炫类气体含量的总和，即指甲烷、乙烷、乙烯、

乙快含量的总和。（）

94、将溶解于油中的气体脱离出来的过程，称为油气分离过程。（）

95、油气分离采用的方法主要有真空分离法、动态顶空分离法、膜渗透分离法等。（）

96、变压器油中溶解气体监测装置若采用循环油工作方式，油气采集部分需进行严格控制，

应满足不污染油、循环取样不消耗油等条件。（）

97、变压器油中溶解气体监测装置的最小检测周期应不大于1小时。（）

98、变压器油中溶解气体监测装置的误差要求为最低检测限值或±30%,测量误差取两者最

小值。（）

99、测量重复性检验指针对同一油样连续进行5次油中气体成分分析，试验结果之间的差异

不超过5次结果平均值的10%。（）

100、在线监测系统通过预验收后应进行不少于一年的试运行。（）

101、在线监测装置进行72h（常温）的连续通电试验，且在72h期间，装置各项功能正常,

测量数据稳定无明显波动。（）

102、变压器油中溶解气体监测装置测量误差试验中，油样分析的基准以同类型监测装置测

试结果为基准比较。（）

103、变压器油中溶解气体监测装置测量误差试验中，制备的油样中各气体成分浓度由实验

室气相色谱仪标定。（）

104、电容型设备绝缘在线监测装置测量误差试验中，测点选择应在全电流和介质损耗的测

量范围内，选取包括最低检测限值、最高检测限值及其他4个测量点在内的共6个测量点。

（）

105、金属氧化物避雷器绝缘在线监测装置测量误差试验中，测点选取包括在线监测装置最

小可测量全电流值、最大可测量全电流值及其他4个电流值在内的共计6个不同的电流值。

（）

106、金属氧化物避雷器绝缘在线监测装置测量误差试验中，全电流和阻性电流的检验基本

误差要求均为土（标准读数35%+5uA）。（）

107、高频法局部放电检测技术是指对频率介于30MHz~300MHz区间的局部放电信号进

行采集、分析、判断的•种检测方法。（）

108、设备状态评价应实行动态化管理，每次检修或者试验后应进行一次动态评价。（）

109、设备状态评价的一般状态量是指对设备的性能和安全运行有较大影响的状态量。

（）

110、设备状态量的扣分值是由状态量的劣化程度和权重共同决定的。（）

111、设备状态量的权重是由其对设备安全运行的影响程度决定的。（）

112、当任一部件状态为注意状态、异常状态或者严重状态是，设备整体评价应为其中最严

重的状态。（）

113、设备各个部件状态量的合计扣分达到较高的分值时，设备被评价为严重状态。（）

114、设备状态量劣化程度共分为四级，其中第IV级对应的基本扣分值为10分。（）

115、如果单项状态量扣分导致设备评价结果为“注意状态”，应根据实际情况提前安排C

类检修。（V）

116、如果仅由多项状态量合计扣分导致设备评价结果为“注意状态”，可按正常周期执行，

并增加必要的检修或试验内容。（V）

117、被评价为“异常状态”的设备，应根据评价结果确定检修类型，并适时安排检修。实

施前加强D类检修。（V）

118、设备的A、B类检修周期是以基准周期为基础，根据设备状态评价结果来确定的。（）

119、设备评价为“注意状态”，其检修周期不应大于正常周期。（）

120、SF6高压断路器状态评价时共分为本体、操动机构、并联电容器三个部件。（）

121、SF6高压断路器状态评价时，累计开断短路电流值是其重要状态量。（）

122、SF6高压断路器操动机构操作次数大于厂家规定值，应评价为异常状态。（）

123、评价为“严重状态”的SF6高压断路器，根据评价结果确定检修类型，并应尽快安排

检修，实施前适当安排D类检修。（）

124、更换SF6高压断路器直流空开等二次元件属于其B类检修。（）

125、设备A类检修和B类检修即常规意义上的大修。（）

126、GIS设备的单项重要状态量已经严重超过标准值，应评价为严重状态，并应尽快安排

检修。（）

127、GIS设备的状态评价分为整体评价和间隔评价两个部分。（）

128、GIS设备状态评价时共分为7个部件进行评价。（）

129、GIS设备的机械特性测试发现其分合闸同期性不能符合制造厂的要求，则应评价为严

重状态。（）

130、GIS设备隔离开关（检修或快速）接地开关的处理属于其B类检修。（）

131、GIS状态检修的内容主要包括停电、不停电测试和试验以及停电、不停电检修维护工

作。（）

132、隔离开关的状态评价分为整体评价和部分评价两个部分。（）

133、如接地开关机械闭锁失灵，则应被评价为严重状态。（）

134、隔离开关存有严重家族性缺陷尚未整改，应被评价为异常状态。（）

135、隔离开关操动机构整体更换属于其A类检修。（）

136、隔离开关不停电情况下进行的维修和保养，属于其D类检修。（）

137、隔离开关C类检修的正常周期应与例行试验周期一致。（）

138、只有当SF6断路器的所有部件都被评为严重状态时，该断路器整体才能被评为严重

状态。（）

139、SF6高压断路器主回路电阻测量时，测量电流可取100A至额定电流之间的任意值

（）

140、SF6高压断路器端口间并联电容（油浸纸式）介质损耗因数应不大于0.005。（）

141、SF6高压断路器核心部件或者主题进行解体性检修之后应进行交流耐压试验。（）

142、GIS设备断路器隔室的SF6气体微水含量（20℃）不应超过500uL7L。（）

143、SF6断路器和GIS设备中的SF6气体纯度应299.8%。（）

144、GIS设备绝缘电阻测试应在交流耐压前进行，用2500V绝缘电阻表测量。（）

145、真空断路器的主回路电阻初值差应小于50%。（）

146、若GIS母线较长、间隔较多，其主回路电阻应分段测量。（）

147、初值指能够代表状态量原始值的试验值，是指设备交接试验的测试值。（）

148、设备状态量达到注意值时，设备可能存在或可能发展为缺陷。（）

149、设备状态量达到警示值时，设备可能存在或可能发展为缺陷。（）

150、开展状态检修以后，设备的试验和检修都完全取消了周期的概念。（）

151、SF6气体成分分析是GIS设备例行试验项目。（）

152、一般情况下，存有家族缺陷得设备应优先于经受不良工况的设备安排停电试验。（）

153、SF6高压断路器分合闸线圈的电阻初值差不应超过3%。（X）

154、至上次试验以来，SF6高压断路器的累计电寿命损失超过30%,可认为其承受了不良

工况。（V）

155、GIS设备主回路的绝缘电阻应用2500V绝缘电阻表测量。（V）

156、根据《输变电设备状态检修试验规程》的规定，变开距式瓷柱式断路器的断口距离较

大，可不进行断口间耐压试验。（）

157、国网公司《关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施》要求，GIS交

接试验时，应在交流耐压试验的同时进行局放检测。（）

158、GIS进行交流耐压试验时，不论是诊断性试验还是交接试验，试验电压都应为出厂值

的80%。（）

159、国网公司《关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施》要求，GIS在

交接验收时以及进行A、B类检修后都必须进行机械特性测试。（）

160、色谱仪长期不用时，不需要经常启动仪器，否则易造成仪器损坏。（）

161、SF6气体在高压断路器中的主要作用是灭弧、冷却。（）

162、变压器内部有潜伏性故障，变压器油中会含有气体。当变压器受潮时，一般会产生H2。

（）

163、地面上绝缘油着火应用干沙灭火。（）

164、带电检测是指一般采用便携式检测设备，在运行状态下，对设备状态量在现场进行检

测，其检测方式为带电短时间内测试，有别于长期连续的在线监测。（）

165、局部放电发生时，在接地的金属表面将产生瞬时地电压，这个地电压将沿金属的表面

向各个方向传播。通过检测地电压实现对电力设备局部放电的判别和定位。（）

166、利用红外热像技术，对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的带电设

备进行检测和诊断。（）

167、两个电容型设备在同一时间段内测得的电容量之比，称为相对电容量比值。（）168、

两个电容型设备在串联情况下或异相相同电压下在电容末端测得两个电流矢量差，对该差值

进行正切换算，换算所得数值叫做相对介质损耗因数。（）

169、进行带电检测时，环境温度宜高于+5℃；室外检测应在良好天气进行，且空气相对湿

度一般不高于60%。（）

170、一台变压器直流电阻试验结果三相不平衡率超过2%,该变压器肯定有缺陷。（）

171、变压器直流电阻试验三相不平衡率变小是因为该变压器状态变好。（）

172、变压器绕组连同套管的直流泄漏电流与所加电压不成线性关系。（）

173、变压器绕组的直流泄漏电流测量从原理上讲与绝缘电阻测量是完全一样的，故由泄漏

电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近。（）

174、变压器绕组连同套管的吸收比和极化指数不进行温度换算。（）

175、测量变压器绕组连同套管的tg3试验电压均为10kV。（）

176、对于一个绕组有分接开关的多绕组变压器，可只测量带分接开关绕组对一个绕组所有

分接头的变压比，而对第三绕组只测额定变压比。（）

177、异常状态即单项（或多项）状态量变化趋势接近标准限值方向发展，但未超过标准限

值仍可以继续运行，应加强运行中的监视。（）

178、绕组绝缘电阻随温度升高而减小。（）

179、为了使变压器试验时，尽量减少损伤，在进行试验时必须遵守一定的顺序。比如：先

绝缘强度试验，再绝缘特性试验。（）

180、变压器（电抗器）的整体评价应综合其部件的评价结果。当所有部件评价为正常状态

时，整体评价为正常状态；当任一部件状态为注意状态、异常状态或严重状态时，整体评价

为其中最严重的状态。（）

181、在运行条件下，测量流经铁芯接地线的电流，正常情况下应不大于100mA。（）

182、压力释放装置进行检查时，一般要求开启压力与出厂值的偏差在±10%以内或符合设

备技术文件要求。（）

183、判断电弧放电可以用油色谱、绕组直流电阻、变比、低电压空载和短路试验等方法判

断。（）

184、绝缘介质的介质损耗因数只能用于判断整体绝缘状况，对于判断局部缺陷不灵敏，还

需通过色谱分析、绝缘电阻、交流耐压等方法综合分析。（）

185、油中溶解气体总煌包括CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体。（）

186、高压套管红外热像检测主要检测高压套管本体及其电气连接部位，红外热像图显示应

无异常温升、温差和（或）相对温差。测量时记录环境温度、负荷及其3h内的变化情况，

以便分析参考。（）

187、对核心部件或主体进行解题性检修，或者进行密封处理之后，应从本体撤油截门顶油

压0.02MPa,持续时间24h,要求无渗漏。（）

188、对油浸式变压器、电抗器进行外施工频耐压试验时，试验电压为出厂试验电压的90%。

（）

189、在常温常压下，纯净的SF6气体是无色、无味、无毒的可燃气体。（）

190、绝缘电阻测量结果是外绝缘表面电阻与内绝缘电阻的并联值。因此所侧电阻值比内绝

缘的实际绝缘电阻值要小。（）

191、变压器轻瓦斯频繁动作，可以说明变压器内部出现了电气故障。（）

192、SF6断路器分为本体、操作机构和并联电容器三个部件进行状态评价。（）

193、变压器（电抗器）的状态评价只考虑部件的合计扣分情况。（）

194、新设备投运满1年（220kV及以上）、或满1~2年（110kV/66kV）,以及停运6个月以

上重新投运前的设备，应进行例行试验。（）

195、输变电设备单项重要状态量已发生明显变化，接近或超过标准限值，存在可能影响安

全运行的缺陷时，应评为“注意状态”。（）

196、变压器的空载损耗主要是铁损耗。（）

197、电压互感器二次绕组不允许开路，电流互感器二次绕组不允许短路。（）

198、断路器运行中，SF6气体微水值大于500NUL且有快速E升趋势，状态评价时应扣12

分。（）

199、对断路器进行状态评价时，当任一部件状态为严重状态时，整体评价应为严重状态。

（）

200、变压器绕组直流电阻的互差是指最大值与最小值之差与三相平均值的比值。（）

201、某台变压器出厂试验时高压侧A相某一分接直流电阻为609mQ,若干年后相同位置

测试结果换算到与出厂试验同一温度下为590mQ,该台变压器可以继续投入运行，但应加强

跟踪监测。（）

202、变压器的状态评价结果为严重状态，则变压器应该进行A类检修。（）

203、输变电设备状态检修试验规程将试验分为例行试验、诊断性试验和带电检测。（）

204、短路阻抗测量时，当阻抗电压的绝对变化量超过±3%时应引起注意。（）

205、进行变压器短路阻抗试验时，试验电流可以为额定电流也可以小于额定电流，但不小

于5A»（）

206、SF6断路器进行交流耐压试验，试验电压为出厂试验值得80%,频率不超过300Hz，时

间为60s（,（）

207、短路阻抗测试中，短路阻抗变化±2%以下通常可认为是无显著性变化，这里±2%是

指绝对变化量。（）

208、绝缘油的界面张力试验测量的是绝缘油对空气的界面张力。（）

209、电容式电压互感器山分压器和电磁单元两部分组成，分压电容器部分一般不能在现场

进行检修或补油，出现问题应返厂处理。（）

210、变压器外部发生短路引起的绕组过电流属于变压器的正常运行状态。（）

211、铁芯接地电流测量属于油浸式变压器诊断性试验项目。（）

212、状态量达到该数值时，设备已存在缺陷并有可能发展为故障，称为注意值。（）

213、电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000MQ时，应测量末屏对地tg6。（）

214、测量变压器电容型套管的介质损耗因数和电容量时，其所属绕组的线端与中性点（有

中性点引出者）必须短接一起加压，其他非被测绕组则短接接地。（)

215、电击穿与电场形状有关而几乎与温度无关。（）

216、容性试品交流耐压试验时，试验电压的测量可以在试验变压器低压侧进行。（）

217、存在重大家族缺陷的设备需提前或尽快安排例行或/和诊断性试验。（）

218、设备状态评价导则中将设备的状态分为正常状态、注意状态、异常状态和严重状态。

（）

219、以变压器状态评价导则为例，主变状态量共64个，分别来源于基础数据、实时数据、

检试数据及其它数据类，经数据获取和数据处理后进入状态评价。（）

220、变压器二次电流与一次电流之比，等于二次绕组匝数与一次绕组匝数之比。（）

221、SF6气体湿度是SF6设备的主要测试项目。（）

222、分接开关分头间的绝缘属于纵绝缘。（）

223、GIS内部相同压力或不同压力的各电器元件的气室不用设置盆式绝缘子。（）

224、变压器油色谱分析，一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）含量异常增大应怀疑涉及到

固体绝缘。（）

225、局部放电测量时，要求耦合电容在试验电压下无局部放电。（）

226、对于线性的三相电路，可以利用叠加原理，将不对称的三相电压（或电流）分解成正

序、负序和零序三相对称分量来计算，这种方法称为对称分量法。（）

227、断路器分合闸不同期，将造成线路或变压器的非全相接入或切断，从而可能出现危害

绝缘的过电压。（）

228、对运行中变压器进行油中溶解气体色谱分析，有任一组分含量超过注意值则可判定为

变压器存在过热性故障。（）

229、输变电设备的最长停电试验间隔是5年。（）

230、金属导体电阻的大小与外界电压无关。（）

231、变压器状态评价部件分为本体、套管、分接开关、冷却系统等四部分。（）

232、断路器整体评价应综合其部件的评价结果。当所有部件评价为正常状态时，整体评价

为正常状态。（）

233、绕组频率响应分析诊断可以判断是否发生绕组变形，当绕组扫频响应曲线与原始记录

基本一致时，即绕组频响曲线的各个幅值及频率所对应的波峰、波谷点的基本一致时，可以

判定被测绕组没有变形。（）

234、对额定频率50Hz的变压器，施加相当于2倍试品额定电压的试验电压来进行感应耐

压试验时，试验电源的频率不得低于200Hz。（）

235、某变压器例行试验的绕组连同套管绝缘电阻、吸收比和极化指数项目测试结果：吸收

比和极化指数分别为：1.2和1.3,不符合规程规定的吸收比和极化指数应分别大于1.3及1.5

的要求，据此判断变压器该项试验不合格。（）

236、悬浮电位由于电压高，场强较集中，一般会使周围固体介质烧坏或炭化。（）

237、变压器进水受潮时，油中溶解气体色谱分析含量偏高的气体组分是氢气。（）

238、变压器受潮后绝缘测试参数中绝缘电阻降低、吸收比降低、tg6值增大、电容量增大。

（）

239、直流试验电压的脉动幅值等于最大值和最小值之差的一半。（）

240、一10V的直流电压表表头内阻10千欧，若要将其改成250V的电压表，所需串联的电

阻应为250千欧。（）

241、绕组的频响特性曲线反映的是绕组的分布参数特性。（）

242、若一台三相电力变压器的接线组别为Y,dll,则二次线电压超前一次线电压30度。

（）

243、对GIS进行耐压试验，可使用直流电压。（）

244、当变压器的本体扣分为20分，其中直流电阻项目扣分为16分，其最终状态应当为注

意状态。（）

245、220kV变压器（电抗器）油中溶解气体分析的基准周期为3个月。（）

246、设备停运半年以上重新投运前的设备，应进行例行试验。（）

247、输变电设备状态检修试验规程适用于国家电网公司电压等级为UOkV〜750kV的交流

和直流输变电设备。（）

248、有警示值要求的状态量，若当前试验值超过警示值或接近警示值的趋势明显，可以结

合停电进行试验。（）

249、有注意值要求的状态量，若当前试验值超过注意值或接近注意值的趋势明显，对于正

在运行的设备，应加强跟踪监测。（）

250、例行试验是为获取设备状态量，评估设备状态，及时发现事故隐患，定期进行的各种

带电检测和停电试验。需要设备退出运行才能进行的例行试验称为停电例行试验。（）

251、诊断性试验是巡检、在线监测、例行试验等发现设备状态不良，或经受了不良工况，

或受家族缺陷警示，或连续运行了较长时间，为进一步评估设备状态进行的试验。（）

252、若某变压器各部件状态评价结果分别为，本体正常状态，套管注意状态，冷却系统正

常状态，分接开关严重状态，非电量保护异常状态，则该变压器整体状态评价结果为严重状

态。（）

253、家族性缺陷是指某一批设备，在某一个较短的时期内，出现或容易出现某种共性的问

题。因此，不同类型的设备就不存在相同的家族性缺陷。（）

254、气体密封性检测是SF6气体绝缘电磁式电压互感器的诊断性试验项目之一。（）

255、任何物体只要它的温度高于绝对零度，就存在热辐射，而热辐射中最强的电磁波是红

外波。因此，利用红外检测可以直接检测发现变压器内部发热缺陷。（）

256、SF6断路器的本体的合计扣分小于30分为“正常状态”。（）

257、SF6断路器的操动机构的合计扣分小于20分为“正常状态”。（）

258、固体绝缘击穿后，其绝缘性能是永远不可逆的，空气介质击穿后，要去掉外加电压其

绝缘性能会立即恢复。（）

259、对220kV及以下系统，一般以雷电过电压决定系统的绝缘水平，即以避雷器的残压为

基础确定设备的绝缘水平。（）

260、《输变电设备状态检修试验规程》规定试验周期可以依据设备状态、地域环境、电网结

构等特点，在基准周期的基础上酌情延长或缩短，调整后的周期一般不小于1年，也不大于

本规程所列基准周期的2倍。（）

261、变压器局部放电试验所测得的视在放电量与真实放电量相当。（）

262、紫外成像技术主要检测电气设备的外表面放电。（）

263、不良工况是指设备在运行中经受的、可能对设备状态造成不良影响的各种特别工况。

（）

264、电力系统在高压线路进站串阻波器，防止载波信号衰减，利用的是阻波器并联谐振，

使其阻抗对载波频率为无穷大。（）

265、单项重要状态量变化较大，已接近或略微超过标准限值，应监视运行，并适时安排停

电检修，该设备为注意状态。（）

266、变压器（电抗器）部件状态评价将变压器（电抗器）部件的划分变压器部件分为：本

体、套管、分接开关、冷却系统以及电量保护五个部件。（）

267、变压器大修后应进行绕组连同套管的交流耐压试验；•般更换全部绕组及其主绝缘的

变压器的绝缘耐受水平可按出厂试验的100%进行。（）

268、在交流电压下，两种不同介电系数的绝缘介质串联使用时，介电系统小的介质上承受

的电压高。（）

269、在气体中，任何电极的负极性击穿电压都比正极性击穿电压低。（）

270、一般20℃时330〜500KV的变压器绕组介质损耗因数不应大于0.6%。（）

271、SF6断路器和GIS交接大修后,交流耐压式操作冲击耐压的实验电压为出厂值的80%o

（）

272、当状态量（尤其是多个状态量）变化，且不能确定其变化原因或具体部件时，进行分

析诊断，判断状态量异常的原因，确定扣分部件及扣分值。（）

273、目前，GIS局部放电检测主要有以下几种：化学检测法、超声波检测法、超高频法和

脉冲电流法。（）

274、几种局放测试中，脉冲电流法与超声波检测法、超高频检测法相比，优点是可以定量

检测。（）

275、金属氧化物避雷器运行中劣化主要是指电气特性和物理状态发生变化这些变化使其伏

安特性飘移，热稳定性破坏，非线性系数变化，电阻局部劣化等。（）

276、变压器的绕组直流电阻测量时无须记录变压器上层油温。（）

277、劣化是指绝缘在电场、热、化学、机械力、大气条件等因素的作用下，其性能变劣的

现象。劣化的绝缘有的是可逆的，有的是不可逆的。（）

278、状态检修工作就是通过在线监测、带电检测等获取一定数量的状态量，来安排检修计

划，因此开展状态检修重点在于先进的在线监测技术的应用。（）

279、设备处于注意状态表示该设备或部件单项重要状态量变化较大，已接近或略微超过标

准限值，应监视运行，并适时安排停电检修。（）

280、在相近的运行和检测条件下，同一家族设备的同一状态量不应有明显差异，否则应进

行纵横比较分析。（）

281、电流互感器例行试验项目包括红外热像检测、绝缘电阻、电容量和介质损耗因数、SF6

气体湿度（SF6绝缘）。（）

282、变压器吊芯检修时，由于器身暴露在空气中的时间有限制，对器身、箱盖、箱壳及其

阀门的清洗检查工作应同时进行。（）

283、定期采用红外热成像技术检查运行中变压器套管引出线联板的发热情况及油位，防止

因接触不良导致引线过热开焊或缺油引起的套管故障。（）

284、对运行中变压器进行油中溶解气体色谱分析，有任一组分含量超过注意值则可判定为

变压器存在过热性故障。（）

285、设备绝缘在直流电压下，其吸收电流的大小只与时间有关，与设备绝缘结构、介质种

类及温度无关。（）

286、低辐射率物体的红外图像表面温度接近环境温度。（）

287、红外热像测试中，调焦的作用是得到正确的辐射能量。（）

288、红外辐射强度与物体的材料、温度、表面光度、颜色等有关。（）

289、红外热像仪可以直接检测气体的温度。（）

290、红外测温SF6断路器灭弧室级劣化程度H的温差不超过10k。（）

291、测量目标表面如果温度一致，在红外热像仪显示屏上将只能看到单一的画面。（）

292、状态评价是状态检修的关键，应通过持续开展设备状态跟踪监视，综合在线监测、带

电检测等各种技术手段，准确掌握设备运行状态和健康水平。（）

293、现场备用设备应视同运行设备进行例行试验，但备用设备投运前可不对其进行例行试

验。（）

294、超声波检测，一般检测频率在20kHz〜200kHz之间的信号，若有数值显示，可根据显

示的dB值进行分析。若检测到异常信号可利用特高频检测法、频谱仪和高速示波器等仪器、

手段进行综合判断。（）

295、在进行与环境温度、湿度有关的试验时，除专门规定的情形之外，环境相对湿度不宜

大于80%,环境温度不宜低于5℃,绝缘表面应清洁、干燥。（）

296、带电检测（如有）显示设备状态不良，则需提前或尽快安排例行或/和诊断性试验。

（）

297、经受了较为严重不良工况，不进行试验无法确定其是否对设备状态有实质性损害,，则

需提前或尽快安排例行或/和诊断性试验。（）

298、例行或诊断性试验表明存在重大缺陷的设备，需要对设备核心部件或本体进行解体性

检修，不适宜解体性检修的应予以更换。（）

299、330kV及以上油浸式电力变压器和电抗器巡检项目的基准周期为1个月。（）

300、220kV油浸式电力变压器和电抗器巡检项目的基准周期为3个月。（）

301、330kV及以上油浸式电力变压器和电抗器例行试验项目红外热像检测基准周期为1

个月。（）

302、110kV/66kV油浸式电力变压器和电抗器例行试验项目油中溶解气体分析基准周期为

1年。（）

303、油浸式电力变压器和电抗器例行试验项目油中溶解气体分析中，氢气和总煌类的注意

值均为150U1/1,（）

304、油浸式电力变压器和电抗器例行试验项目中套管试验、铁心绝缘电阻、绕组绝缘电阻

的基准周期均为3年。（）

305、油浸式电力变压器和电抗器红外热像检测试验中主要检测变压器箱体、储油柜、套管、

引线接头及电缆等部位。（）

306、油浸式电力变压器和电抗器的绝缘电阻测量采用2500V（老旧变压器1000V）绝缘电

阻表。（）

307、绕组绝缘介质损耗因数测量宜在顶层油温低于50℃时进行，测量时记录顶层油温和空

气相对湿度，非测量绕组及外壳接地，必要时分别测量被测绕组对地、被测绕组对其他绕组

的绝缘介质损耗因数。（）

308、短路阻抗测试中，注意值为初值差不超过±3%。（）

309、绕组各分接位置电压比测试在对核心部件或主体进行解体性检修之后或怀疑绕组存在

缺陷时开展的项目。要求结果应与铭牌标识一致。（）

310、对于SF6气体绝缘电力变压器，当气体密度表数据显示异常或达到制造商推荐的校验

周期时，需对气体密度表开展校验检测工作。（）

311、电流互感器例行试验项目油中溶解气体分析中，氢气和总燃类的注意值均为1503/1。

（）

312、电流互感器例行试验项目红外热像检测，主要检测高压引线连接处、电流互感器本体

等部位。（）

313、电流互感器交流耐压试验中，要求一次绕组：试验电压为出厂试验值的80%；二次绕

组之间及末屏对地lkV»（）

314、红外检测温升异常或怀疑一次绕组存在接触不良时，应测量一次绕组电阻。（）

315、电磁式电压互感器例行试验项目油中溶解气体分析中，氨气和总烧类的注意值均为

150ul/lo（）

316、电磁式电压互感器绕组绝缘电阻测试时，一次绕组用2500V绝缘电阻表，二次绕组采

用1000V绝缘电阻表。（）

317、GIS巡检项目有外观检查、气体密度值检查、操动机构状态检查。（）

318、容抗随频率的升高而增大，感抗随频率的下降而增大。（）

319、电介质老化主要有电、热、化学、机械作用等几种原因。（