110千伏变电站值班工现场考问题.docx
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110千伏变电站值班工现场考问题
110千伏变电站值班工现场考问题
1、运行中的变压器遇哪些情况应立即停止运行？
答：
（1）内部有炸裂声，声响明显增大，很不正常。
（2）油枕或防爆管严重喷油。
（3）在正常负载和冷却条件下，上层油温不断上升。
（4）严重漏油，油位计和瓦斯继电器内看不见油位。
（5）套管严重破损和放电闪络。
（6）变压器着火。
2、简述变压器有载调压原理？
答：
有载调压就是变压器在带负荷运行中，可以用手动或电动变换一次分接头，以改变一次线圈的匝数，进行分级调压。
有载调压分接开关在变换分接头过程中，须利用电阻实现过渡，以限制其过渡的环流。
其原理可概括为四句话：
弹簧储能、电阻过渡、油中切换、快速动作。
3、为什么110千伏及以上变压器在停、送电操作前必须将中性点接地？
答：
110千伏以上的电网一般采用中性点直接接地系统，在运行中为满足继电保护灵敏配合的要求，有些变压器的中性点不接地运行，但因为断路器的非同期操作引起的过电压会危及这些变压器的绝缘，所以要求在拉、合110千伏及以上变压器时，应将中性点直接接地。
4、运行中的变压器发出异常响声是什么原因？
答：
（1）变压器内部导线接地接触不良或放电。
（2）变压器铁芯松动。
（3）变压器过负荷。
（4）系统中接地或短路。
（5）铁磁谐振。
（6）变压器附件松动
5、主变有载调压开关在操作中的主要异常现象有哪些？
如何处理？
答：
主变有载调压开关在操作中的主要异常现象如下：
（1）掀下按钮后电动机不转或转速、声响不正常，操作后母线电压、主变电流指示不变化。
（2）有载调压开关失控或调整不到位。
（3）主变响声不正常，内部有放电声，有载调压开关油色发黑或轻瓦斯信号频繁动作。
处理方法如下：
（1）主变有载调压开关在操作中遇到以上情况之一者，应立即停止操作并及时汇报当值调度员及有关部门。
（2）有载调压开关不动作时，应着重检查有载调压开关电动回路是否完好。
（3）当有载调压开关失控或调整不到位时，应立即切断电机电源，然后手动将有载调压开关摇至适当位置，并等待检修人员进行处理。
（4）根据变压器的运行情况，如电流、电压、温度、油位、油色和声音的变化判断故障的范围，当瓦斯信号动作后，则应按主变本体瓦斯保护动作情况进行处理。
6、变压器的铁芯为什么要接地？
答：
运行中变压器的铁芯及其他附件都处于绕组周围的电场内，如果不接地，铁芯及其他附件秘然产生一定的悬浮电位，在外加电场的作用下，当该电位超过对地放电电压时，就会出现放电现象。
为了避免变压器的内部放电，所以铁芯要接地。
7、变压器油枕起什么作用？
答：
当变压器油的体积随着油温的变化膨胀或缩小时，油枕起储油和补油作用，能保证油箱内充满油。
同时由于装了油枕，使变压器油与空气的接触面减步，减缓了油的劣化速度，油枕的侧面还装有油位计，可以监视油位的变化。
8、不符合并列条件的变压器并列运行会产生什么后果？
答：
如果变比不同，将会产生环流，影响变压器的出力。
如果百分阻抗不相等，就不能按变压器的容量比例分配负荷，也会影响变压器的出力。
如果接线组别不相同，会使变压器短路。
9、什么原因会使变压器发现异常音响？
答：
（1）过负荷。
（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）大动力负荷起动。
（6）铁磁谐振。
10、什么情况下不许调整有载调压分接开关？
答：
（1）变压器过负荷运行时；
（2）调压装置的轻瓦斯信号频繁动作；
（3）有载调压装置油标中无油时；
（4）调压次数超过规定值；
（5）调压装置发生异常。
11、变压器停送电顺序有何规定？
为什么？
答：
先停负荷侧，后停电源侧，送电时顺序相反。
因为多电源的电路，可以防止反充电，如先停电源侧，遇变压器故障，可能造成保护拒动或误动而扩大停电范围，送电时先送电源侧，如遇故障，可按送电范围检查，判断及处理。
12、怎样判断变压器的温度是否正常？
答：
变压器在运行中铁芯和绕组中的损耗转化为热量，引起各部位发热，使温度升高。
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。
巡视检查变压器时，应记录环境温度、上层油温、负荷，并与以前的数值对照、分析、判断变压器是否运行正常。
如果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，而冷却装置又正常运行，温度表无误差及失灵时，则可认为变压器内部出现了异常。
13、对变压器有载调压的调压次数是如何规定的？
答：
35千伏变压器的有载调压装置每天调节次数（每调一个分接头记为一次）不超过20次，110千伏及以上变压器的每天调节次数不超过10次，调节间隔的时间不少于1min（分钟）。
当电阻型调压装置的调节次数超过5000－7000次时或电抗型的调节次数超过2000－2500次时应报检修。
14、运行值班员进行有载调压时，应注意哪些情况？
答：
值班员进行有载调压时，应注意电压表的指示是否在调压范围内，位置指示器、计数器是否对应正确，并检查瓦斯继电器及油位油色等是否正常，做好记录。
当负荷大于额定80％以上时，禁止操作有载调压开关。
15变压器电动有载调压器装置调压失灵时能否手动调压？
答：
调压装置的电动调压装置失灵时，可以用手动调压。
手动调压前先切除自动控制调压电源，然后用手柄调压。
根据摇动手枘的圈数（按厂家规定）和分接开关指示的位置，调到所需分接头。
如果是单相变压器组，应将三相同时调压。
16、自耦变压器中性点为什么必须接地？
答：
运行中自耦变压器必须接地，因为当系统中发生单相接地故障时，如果自耦变压器中性点不接地就会出现中性点位移，使非接地相电压升高，甚至达到或超过线电压，使中压侧线圈过电压。
中性点接地后，中性点就是地电位，发生单相接地故障后，中压侧也不会发生过电压。
17、瓦斯保护可以保护变压器何种故障？
答：
（1）变压器内部的多相短路。
（2）匝间短路，绕组与铁芯或外壳短路。
（3）铁芯故障。
（4）油面下降或严重漏油。
（5）分接开关接触不良或导线焊接不牢固。
18、变压器差动保护动作如何处理？
答：
（1）查明变压器各侧断路器及继电保护动作情况并做好记录。
（2）对变压器各侧断路器及其保护范围内的一次设备进行检查，有无放电、闪络现象。
检查变压器油面，油温是否正常，保护装置本身有无不正常现象。
（3）差动保护动作后经检查证实不是变压器本体故障则在故障消除后，主变可以投入运行。
19、在什么情况下需要将运行中的变压器差动保护停用？
答：
（1）差动二次回路及电流互感器回路有变动或进行校验时。
（2）继保人员测定差动保护相量图及差压时。
（3）差动电流互感器一相断线或回路开路时。
（4）差动误动跳闸后或回路明显异常时。
20、变压器瓦斯继电器的动作原因是什么？
答：
当变压器内部故障时，产生的气体聚集在瓦斯继电器的上部，使油面降低。
当油面降低到一定程度，上浮筒下沉，水银接点对地接通，发出信号。
当变压器内部严重故障时，油流冲击档板，档板偏转并带动板后的连动杆转动上升，挑动与水银接点同时接通使断路器跳闸或发出信号。
21、变压器零序电流保护起什么作用？
答：
在中性点直接接地电网中运行的变压器都装设零序电流保护，当变压器高压侧或高压侧线路发生接地时，产生零序电流，零序电流保护动作。
这里认为变压器低压侧绕组为三角形接线。
它可作为变压器高压绕组引出线，母线接地短路保护，同时还可做相邻线路及变压器本身主保护的后备保护。
22、抽取运行中变压器的瓦斯气体时有哪些安全注意事项？
答：
（1）必须由两人进行，一人操作，一人监护。
（2）应保证足够的安全距离，不得越过专设遮栏。
23、主变压器过流保护动作如何处理？
答：
（1）查明主变各侧开关及全站出线开关动作情况，作好记录，汇报调度；
（2）检查继电器及二次回路有无不正常情况；
（3）检查主变外部及各侧油开关及其它一次设备有无异常；
（4）经检查确定过流保护动作是差动范围以外引起，可不经试验即投入运行；
（5）如检查未发现任何不正常现象，则变压器及继电保护应试验合格，经总工同意后方可投入运行。
24、变压器的重瓦斯保护跳闸，应如何检查处理？
答：
变压器的重瓦斯保护跳闸后应做如下检查和处理：
（1）收集瓦斯继电器内的气体，做色谱分析，如无气体，应检查二次回路和瓦斯继电器的接线柱及引线绝缘是否良好；
（2）检查油位、油温、油色有无变化；
（3）检查防爆管是否破裂喷油；
（4）检查变压器外壳是否变形、焊缝是否开裂喷油；
（5）如果经检查未发生任何异常，而确系因二次回路故障引起误动作时，可在差动、过流保护投入的情况下将重瓦斯保护退出，试送变压器并加强监视；
（6）在重瓦斯保护的动作原因没有查清楚前，不得合闸送电。
25、瓦斯保护可以保护变压器的何种故障？
答：
瓦斯保护可以保护变压器的内部故障有：
（1）变压器内部的多相短路。
（2）匝间短路，绕组与铁芯或与外壳短路。
（3）铁芯故障。
（4）油面下降或严重漏油。
（5）分接开关接触不良或导线焊接不良。
26、弹簧操作机构的断路器发出"弹簧未储能"信号时如何处理？
答：
断路器在运行中发出"弹簧未储能"信号并不能熄灭时，值班人员应到现场检查交流回路及电机是否有故障，若电机有故障时，应切断交流电后用手摇电动机将弹簧拉紧，若交流电机无故障而且弹簧已拉紧，应检查二次回路是否误发信号，如果是由于弹簧或机构故障不能恢复时，应向调度及直属领导汇报，停电处理。
27、SF6气体压力高、低对灭弧性能有何影响？
答：
由于SF6气体的耐电强度与压力有关，而且SF6气体随压力上升耐电击穿强度上升要比空气随压力上升击穿电压上升率快得多。
当SF6气体压力增高，气体密度增加，绝缘强度增高，使灭弧过程中，孤隙介质强度恢复加快，灭弧性能将提高，开断电流增大。
因此，SF6断路器在满足了环境温度下限（即最低气温要求的基础上），应尽量用较高的额定压力为好。
28、运行中的断路器发生误跳闸如何处理？
答：
（1）若因人员误碰、误操作或机构受外力振动，保护盘受外力振动引起的自动脱扣而误跳，可立即送电并及时汇报调度和部门主管。
（2）若保护误动，可能整定值不当或CT、PT回路故障引起的，应查明原因后才能送电。
（3）二次回路直流系统发生两点接地（跳闸回路接地）引起的，应及时排除故障。
（4）对于并网或联络线断路器发生"误跳"时不能立即送电，须汇报调度听侯处理。
29、运行中断路器在哪些情况下应停用重合闸？
答：
（1）断路器的实际遮断容量小于系统短路容量。
（2）进行线路带电作业时。
（3）允许跳闸次数裕度仅有一次时。
（4）故障跳闸后进行试送电时。
30、SF6断路器巡视检查项目有哪些？
答：
（1）套管是否脏污，有无破损裂纹及内络放电现象。
（2）连接部分有无过热现象。
（3）内部有无异声（漏气声、振动声）及异臭味。
（4）壳体及操作机构是否完整，有无锈蚀；各类配管及其阀门有无损伤、锈蚀，开启位置是否正确，管道的绝缘支持是否良好。
（5）开关分、合位置指示正确，与当时运行情况是否相符。
31、断路器检修时，必须开断的二次回路电源有哪些？
答：
（1）控制电源。
（2）合闸电源。
（3）信号电源。
（4）液压机构或弹簧机构的马达电源。
32、运行中液压操作机构造成油泵打压频繁是什么原因？
答：
（1）储压筒活塞杆漏油。
（2）高压油路漏油。
（3）微动开关停泵，启泵距离不合格。
（4）放油阀密封不良。
33、运行中的断路器在什么情况下，严禁操作？
答：
运行中的断路器在遇下列故障时，运行人员严禁将其断开：
（1）少油断路器无油或严重缺油时。
（2）真空断路器灭弧室破裂或触头熔化。
（3）SF6断路器发低气压闭锁且不能分、合时。
（4）气动或液压型机构压力降至闭锁值以下。
此时应立即切断断路器直流操作电源，并挂"禁止拉闸"标示牌，汇报调度及有关部门。
34、SF6断路器主要优点有哪些？
答：
（1）由于SF6气体灭孤能力强，绝缘性能良好，因此断路器的断口耐压高，断口数少。
（2）电气性能好，开断容量大，允许断开故障的次数多，所以检修周期长，且维护量少。
（3）安全可靠，无着火，爆炸危险。
（4）体职小占地少。
（5）无噪音。
35、试述影响SF6气体绝缘的几个因素？
答：
1）SF6气体的击穿强度除与气体的压力有关外，受电场的影响很大。
试验表明，在一定气压下，距离增至一定数值后，击穿电压不再升高，而呈"饱和"现象，因而电场的均匀十分重要，往往要采取屏蔽装置。
2）SF6中的绝缘间隙较短，其电晕起始电压与击穿电压相近，一旦发生电晕放电后，往往就发展成全间隙击穿，故不允许有电晕放电出现。
3）电极形状，电极表面情况与面积效应对击穿电压有相当大的影响。
4）灰尘与导电微粒对绝缘有很大的影响。
36、试述年漏气率的定义。
运行中如何及时发现GIS各气室的漏气趋势？
答：
年漏气率指的是一年中漏掉SF6气体重量的百分比，在额定容积下，即是密度下降的百分比。
在运行中要定期抄录各气室的压力，并记录在专门的表格上。
每次抄表要查曲线后折算温度。
抄表时间应选择在每日气温较平坦的一段进行，从抄表即可发现漏气。
37、试述GIS固体绝缘件的种类及要求？
答：
除内部充SF6气体外，尚有固体绝缘件，主要是拉杆、支柱绝缘在子及分隔罩。
要求电场分布应均匀；内部无局部放电；对拉杆、支柱绝缘子能承受电动力的机械强度，满足使用寿命。
38、什么叫单压式断路器，其基本工作原理？
什么叫定开距？
什么叫变开距？
什么叫支柱式？
什么叫罐式？
答：
断路器平时充气只有一种压力。
基本原理是在充满单一气压的SF6气体中，只靠触头及压气缸在分闸时的机械运动在喷嘴部分形成SF6气流，而使电弧在这部分上产生又熄灭，故结构大为简化。
断路器在开断过程中燃弧触头之间的距离是不变的，称定开距。
断路器在开断过程中，触头之间的电弧是逐渐拉长的，称变开距。
T型结构，整个灭弧室用瓷套支持起来的称支柱式。
整个灭弧室是放在金属筒里的，引线靠套管引出来的，称罐式。
39、GIS导电体布置有哪三种方式？
各有什么优缺点？
答：
一般可分为三种方式：
分相式、三相一括式、混合式。
所谓三相一括式，就是三相导电体全部装在一个筒中（其中包括DL），其优点是体积小，不存在涡流损耗，但制造技术复杂。
分相式，就是三相导电体分别装在三个单独的筒体中。
其优点是：
电场计算简单，但所占体积较大，并且要考虑涡流损耗等问题。
所谓混合式是上述两种兼而有之，一般是母线采用三相一括式，其余用分相式。
原因是母线三相一括式结构上较容易做到，其它部分采用三相一括式，制造起来要复杂得多。
40、为了确保人身安全，使用SF6气体应注意什么问题？
答：
对新气体保持纯度，有生产厂家的合格证书，同时还要有无毒生化报告，对正常运行设备由于SF6气体比重比空气重，所以在室内应先开最底部通风装置，然后才能进行工作，以防窒息事故；任何情况下不许将SF6气体向大气排放；当设备大修时应有防患措施，有关人员应具备防护知识，还要进行生化实验；若遇GIS漏气甚至爆炸时，须速离现场，并开通风装置，进入事故区时需戴防毒面具。
41、为什么SF6开关及GIS要设置温度补偿压力开关（即密度继电器），它的基本工作原理？
答：
因为SF6开关及GIS的绝缘水平及灭弧能力并非决定于压力，而决定于密度。
压力随温度而变化，而密度与漏气有关，所以设置密度继电器，就可以及时发现有无漏气的趋势。
密度继电器是利用差动原理，将充好的标准SF6气体与设备压力来比较。
当温度变化时，继电器不发信号，而当漏气时，密度继电器动作发出报警信号，以便及时检漏处理。
42、GIS组合电器正常巡视的检查项目？
答：
（1）断路器、隔离开关、接地开关的位置指示与实际状态相符。
（2）现场控制柜（汇控柜）上各种信号指示、控制开关的位置应正确。
（3）各种压力表的指示应正常，SF6气体、压缩空气应无漏气现象，各种配管及阀门应无损伤、锈蚀；开闭位置应正确。
（4）避雷器的动作计数器指示值的变化应正确。
（5）外部进线端子应无过热现象，瓷套应无开裂、破损。
（6）外壳、支架等应无锈蚀、损伤，接地应完好，各类箱、柜门应关闭严密，无异常声音或异味。
（7）通风系统应良好。
43、高压断路器有什么作用？
答：
高压断路器不仅可以切断和接通正常情况下高压电路中的空载电流和负荷电流，还可以在系统发生故障时与保护装置及自动装置相配合，防止事故扩大，保证系统安全运行。
44、线路断路器故障跳闸，应如何检查处理？
答：
检查断路器各部件应完好，无机械损伤，油箱、储气罐无破裂或位移、变形，瓷瓶、导线完好，油位、油压正常无喷油，与断路器相连接的其它设备正常。
处理完毕后，应做好记录，汇报调度，若遇通讯中断，经检查无异常，断路器在规定掉闸次数以内且断路器状况良好，可复归信号，解除重合闸压板后试送一次，试送不成不得再送，联络线跳闸，必须与调度联系，以防非同期并列。
45、油断路器切断故障的次数达到规定次数时，为什么要将重合闸停用？
答：
油断路器达到规定跳闸次数时，油中混进大量的金属粉末，在电弧高温的作用下，变成金属蒸气，使断路器的灭弧能力降低，如不停用重合闸，当线路发生永久性故障，断路器重合后再切除故障线路，易发生爆炸。
46、断路器拒绝跳闸怎样查找处理？
答：
（1）直流电压是否合格，操作熔丝是否完好，直流回路接线是否完好；
（2）跳闸回路有无断线（以红色指示灯监视）跳闸线圈是否烧坏或匝间短路，跳闸铁芯是否卡涩，行程是否正确；
（3）操作把手是否良好，开关、辅助开关接点接触是否良好，控制电缆接头有无松、开、脱、断情况；
（4）跳闸机构有无卡涩，触头是否烧死；
（5）液压机构压力是否低于规定值，跳闸回路是否闭锁。
47、10千伏、35千伏电压互感器高压熔丝熔断有哪些原因？
答：
（1）系统发生单相间歇性电弧接地，引起电压互感器铁磁谐振。
（2）熔断器长期运行，自然老化熔断。
（3）电压互感器本身内部出现单相接地或相间短路故障。
（4）二次侧发生短路而二次侧熔丝未熔断，也可能造成高压熔断器熔断。
48、电流互感器二次开路有何危害？
答：
（1）产生很高的电压对设备和人员有危害。
（2）铁芯损耗增加，严重发热，有烧坏设备的可能。
（3）铁芯产生磁饱和，使电流互感器误差增大。
49、互感器巡视项目有哪些？
答：
（1）套管应清洁、无破损及放电痕迹。
（2）油位正常，油色透明，无渗漏油。
（3）应无焦臭味、放电声及电磁振动声。
（4）引线接头牢固，无发热现象，示温片不熔化。
（5）吸潮济无受潮变色现象。
50、互感器的验收项目有哪些？
答：
互感器的验收项目有以下4点：
（1）互感器一次引线螺丝紧固，接触良好，导线无断股现象，外壳接地可靠，相色标志正确。
（2）瓷套表面清洁，无裂纹，本体无渗漏油，油位指示正常。
（3）高、低压侧熔丝接触良好，端子箱小线编号清晰，结线正确，二次接地可靠。
（4）电气试验合格，记录齐全有可投运结论。
51、电压互感器一、二次断线怎样处理？
怎样选择压变二次熔丝的容量？
答：
（1）首先考虑互感器二次所带的保护与自动装置；
（2）检查一、二次熔丝是否熔断，经更换后如再次熔断要查明原因，二次熔丝容量是否满足设计要求；
（3）如保险完好，可检查回路接头有无松动、断头等，切换回路有无接触不良。
二次熔丝的选择应为二次主回路中最大负荷电流的1.5倍，同时还应使表计回路熔丝的熔断时间小于保护装置的动作时间。
52、为什么说压变、流变的二次侧接地属于保护接地？
答：
因为一、二次侧绝缘如果损坏，高压串到二次侧，对人身和设备都会造成危害，所以二次侧必须接地。
53、为什么不允许电流互感器长时间过负荷运行？
答：
电流互感器长时间过负荷运行，会使误差增大，表计指示不正确，另外，由于一、二次电流增大，会使铁芯和绕组过热，绝缘老化快，甚至造成电流互感器损坏。
54、为什么电压互感器二次要经过其一次侧隔离开关的辅助触点？
答：
电压互感器隔离开关的辅助触点应与隔离开关的位置相对应，即当电压互感器停用，拉开一次侧隔离开关时，二次回路也相应断开。
这样可以防止双母线上带电的一组电压互感器向停电的一组电压互感器二次反充电，从而防止使停电的电压互感器一次（高压）侧带电。
55、压变两组（或三组）低压线圈各有什么用途？
答：
一组（或第二组）接成Y形，并将中性点接地，用于测量相电压和线电压，为保护装置和计量回路提供电压，另一套接成开口三角形，供继电保护和检测装置使用。
56、什麽叫内部过电压？
答：
因拉、合闸操作或事故等原因，使电力系统的稳定状态发生突然变化，从一个稳态向另一个稳态过渡过程中，系统内电磁能的振荡和积聚引起的过电压就叫做内部过电压.内部过电压可分为操作过电压和谐振过电压.操作过电压出现在系统操作或事故情况下;谐振过电压是由于电力网中的电容元件和电感元件（特别是带铁芯的铁磁电感元件）参数的不利组合而产生的。
57、电压互感器为什么能产生铁磁谐振现象?
防止谐振的方法有哪些?
答：
在中性点非有效接地的系统中,线路对地电容与中性点接地后的电压互感器并联,当系统运行方式发生变化时,使电感电流和电容电流相等时,电压有可能突变,由于铁芯的饱和,从而就可能发生并联谐振,出现过电压和过电流的现象。
防止铁芯谐振的方法有：
A．降低铁芯的磁通密度，改善互感器的伏安特性。
B．调整线路参数L和C的配合。
C．最有效的方法是在电压互感器开口三角端子上或一次绕组中性点
接入适当阻尼电阻或其它措施。
58、什么是电流互感器的极性？
何为减极性和加极性？
极性错误有何危害？
答：
规定变流器的一次线圈的首端标为L1，尾端标为L2，二次线圈的首端标为K1，尾端标为K2，在接线中，L1和K1、L2和K2均为同极性端。
假定一次电流从L1流入、从L2流出时，感应出的二次电流从K1流出，从K2流入，这种电流互感器的极性称为减极性；反之将K1与K2换位时，称为加极性。
一般情况均采用减极性。
在使用中极性错误会引起继电保护的误动作，尤其是两相三继电器的过流保护，变压器的差动保护，母线差动保护等的CT极性和结线必须正确。
59、消弧线圈有何作用？
答：
消弧线圈的用途是将系统电容电流加以补偿，使接地点电流补偿到最小数值，防止弧光短路保证安全供电，同时降低弧隙电压恢复速度，提高弧隙绝缘强度，防止电弧重燃，造成间歇性弧光接地过电压。
中性点经消弧线圈接地的系统又称为补偿网络，而补偿原理是基于在接地点的电容电流上迭加一个相位相反的电感电流，使接地电流达到最小数值。
60．10kV电容器组前串入小值电抗器的作用?
答：
由于采用小值电抗器，除了能够抑制母线电压畸变外，可能有效减少电容器支路由于高次谐波引起的稳态谐波过电流。
此外，采用小值电抗器，也能有效的限制电容器组的合闸电流冲击，还能减小并联补尝电容器支路切断时所产生的过电压。
61、电力系统中并联电抗器的功能是是什麽？
答：
无功补偿装置有无功静止式补偿装置和无功动态补偿装置两类。
前者包括并联电容器和并联电抗器，后者包括同步补偿机（调相机）和静止型无功动态补偿装置（SVS）。
并联电抗器的功能是：
1.吸收容性电流，补偿容性无功，使系统达到无功平衡；2.可削弱电容效应，限制系统的工频电压升高及操作过电压。
其不足之处是容量固定的并联电抗器，当线路传输功率接近自然功率时，会使线路电压过分降低，且造成附加有功损耗，但若将其切除，则线路在某些情况下又可能因失去补偿而产生不能允许的过电压。
改进方法是采用可控电抗器，它借助控制回路直流的励磁改变铁心的饱和度，从而达到平滑调节无功输出的目的。
（系统中串联电抗器的作用：
增大短路阻抗，限制短路电流。
）
62、运
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