 |
|
Очікувані результати заміни недовантажених трансформаторів.
МІНІСТЕРСТВО АГРАРНОЇ ПОЛІТИКИ ТА ПРОДОВОЛЬСТВА УКРАЇНИ
ДЕПАРТАМЕНТ НАУКОВО-ОСВІТНЬОГО ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ АПВ
ТА РОЗВИТКУ СІЛЬСЬКИХ ТЕРИТОРІЙ
НАУКОВО-МЕТОДИЧНИЙ ЦЕНТР АГРАРНОЇ ОСВІТИ
ТЕСТОВІ ЗАВДАННЯ
для проведення зовнішнього незалежного оцінювання якості підготовки фахівців ОКР ″бакалавр″ напряму 6.100101 ″Енергетика та електротехнічні системи в агропромисловому комплексі″
з навчальної дисципліни ″Основи електропостачання″
Київ
″Аграрна освіта″
1. Вентильні розрядники призначені для захисту від:
1) струмів к.з.;
2) зниження напруги;
3) струмів перевантаження;
4) перенапруг.
2. Для вимикання струму короткого замикання призначений такий комутаційний апарат:
1) вимикач навантаження;
2) вакуумний вимикач;
3) роз’єднувач;
4) віддільник.
3. Для роботи в базовому режимі призначена електрична станція:
1) ГЕС;
2) ГАЕС;
3) АЕС;
4) резервна дизельна електростанція.
4. Для підвищення надійності електропостачання існують наступні організаційно-технічні заходи:
1) підвищення надійності окремих елементів мереж;
2) підвищення кваліфікації персоналу;
3) скорочення радіуса дії електричних мереж;
4) раціональна організація поточних і капітальних ремонтів.
5. Очікувані результати секціонування електричної мережі:
1) регулювання напруги в мережі;
2) підвищення надійності електропостачання;
3) зниження втрат електроенергії в мережі;
4) зменшення несиметрії навантаження.
6. У стандарті якості електроенергії нормується:
1) падіння напруги;
2) відхилення напруги;
3) втрата напруги;
4) коливання напруги.
7. Трансформатори на підстанціях 10/0,4 кВ на стороні 0,4 кВ працюють
з режимами нейтралі:
1) ізольована нейтраль;
2) компенсована нейтраль;
3) заземлена нейтраль;
4) заземлена через дугогасну котушку нейтраль.
8. Транспозиція проводів, це:
1) зміна порядку розміщення двох проводів на опорах;
2) зміна порядку розміщення проводів на опорах;
3) розділення фази на кілька проводів на опорах;
4) зміна порядку розміщення одного проводу на опорах.
9. Надійність захисту від струмів короткого замикання в мережі 380/220 В перевіряється за:
1) режимом номінальної напруги;
2) режимом максимальної напруги;
3) режимом мінімальної напруги;
4) режимом мінімального струму короткого замикання.
10. На схемі представлено підключення вимірювального трансформатора:
1) НТМИ;
2) НОМ;
3) ТПЛ;
4) ОМ.
11. Формула для визначення активного опору силового трансформатора
у відносних одиницях:
1) 
2) 
3) 
4) 
12. Під час розрахунку струму спрацьовування релейного захисту використовується коефіцієнт:
1) коефіцієнт форми;
2) коефіцієнт повернення;
3) коефіцієнт несинусоїдальності;
4) коефіцієнт потужності.
13. Для забезпечення компенсацій втрат напруги в лінії номінальну напругу генераторів приймають:
1) на 5% вищою від номінальної напруги електричної мережі;
2) на 15% вищою від номінальної напруги електричної мережі;
3) рівною номінальній напрузі електричної мережі;
4) на 5% нижчою від номінальної напруги електричної мережі.
14. За конструктивним виконанням трансформатор напруги НОМ-10 є:
1) сухим (безмасляним), трифазним, п’ятистержневим;
2) маслонаповненим, трифазним, тристержневим;;
3) масляним, трифазним, п’ятистержневим;
4) маслонаповненим, однофазним із замкнутим осердям.
15. АСКС, АСКП, АСК – це:
1) ізолятори підвісні;
2) неізольовані проводи повітряних ліній;
3) кабелі;
4) ізольовані проводи повітряних ліній.
16. Струм спрацювання реле індукційного реле (типу РТ-80) регулюються:
1) зміщенням постійного магніту;
2) зміною відстані між кінцем якоря і магнітопроводом за допомогою регулювального гвинта;
3) регулюванням натягу або послаблення пружини;
4) зміною уставки на шкалі витримки часу;
5) зміною відгалужень на штепсельному перемикачі;
17. Найкращі умови охолодження, менші втрати від ефекту близькості
і поверхневого ефекту забезпечують шини:
1) коробчастого перерізу;
2) прямокутного перерізу;
3) круглого перерізу;
4) гнучкі шини.
18. Реле типу РТ-40 та РТ-80 відносяться до реле:
1) первинних прямої дії;
2) вторинних прямої дії;
3) вторинних непрямої дії;
4) первинних непрямої дії.
19. Перевірка за умовами корони необхідна для гнучких провідників за напруги:
1) 35 кВ і вище;
2) до 1000 В;
3) на усі напруги;
4) 330 кВ і вище.
20. Згідно з ПУЕ поздовжній диференціальний захист обов’язково встановлюють на силових трансформаторах потужністю:
1. будь-якої;
2. 2500 кВА та вище;
3. 6300 кВА та вище;
4. до 6300 кВА.
21. Компенсація індуктивної складової електроенергії виконується за допомогою пристрою:
1) конденсатора;
2) резистора;
3) реактора;
4) котушки індуктивності.
22. Відхилення напруги в електричній мережі – це:
1) різниця між напругою окремих фаз трифазної мережі;
2) різниця між напругою на початку і в кінці лінії електропередачі;
3) відмінність між номінальним і фактичним значеннями напруги в точці мережі;
4) напруга між фазним і нульовим проводом трифазної чотирипровідної мережі
23. Розшифруйте елемент електроустановки ПФ-70:
1) фарфоровий підвісний ізолятор з руйнівним навантаженням 70 кН;
2) опорний штировий ізолятор з керамічного матеріалу з допустимою напругою 70 кВ.
3) тарілчастий лінійний ізолятор з мінімальним зусиллям на розтяг 70 кН;
4) підвісний скляний ізолятор з руйнівним навантаженням 70 кН.
24. Вираз 
використовується для визначення:
1) питомого активного опору проводів лінії електропередачі;
2) питомого індуктивного опору проводів лінії електропередачі;
3) питомого повного опору проводів лінії електропередачі;
4) допустимого механічного навантаження на провід.
25. Для зменшення несиметрії фазних напруг в електричних мережах
0,38 кВ трифазного струму необхідно:
1) застосовувати силові трансформатори напругою 10/0,4 кВ зі схемою з’єднання “зірка-зірка з нулем” з РПН;
2) застосовувати силові трансформатори напругою 10/0,4 кВ зі схемою з’єднання “зірка-зигзаг з нулем”;
3) застосовувати силові трансформатори напругою 10/0,4 кВ зі схемою з’єднання “зірка-зірка з нулем” з ПБЗ;
4) застосовувати силові трансформатори напругою 10/0,4 кВ зі схемою з’єднання “зірка-зірка з нулем” .
26. Допустиму втрату напруги в електричній мережі можна змінити:
1) висотою підвішування проводів;
2) вибором регульованих надбавок напруги силових трансформаторів підстанцій;
3) зміною електричного навантаження мережі;
4) регулюванням графіка навантаження мережі.
27. Схема з'єднань трансформаторів струму і реле «на різницю струмів двох фаз» у мережах з ізольованою нейтраллю має низьку чутливість до:
1) трифазних коротких замикань;
2) двофазних коротких замикань у фазах із трансформаторами струму;
3) двофазних коротких замикань за відсутності трансформатора струму
в одній із фаз;
4) трифазних коротких замикань з замиканням на землю.
28. Повздовжня ємнісна компенсація (ПЄК) в електричній мережі є засобом:
1) зниження втрат активної потужності в мережі;
2) регулювання напруги в електричній мережі;
3) регулювання частоти трифазного змінного струму в мережі;
4) підвищення напруги до місця встановлення ПЄК
29. Лінійна втрата напруги в лінії електропередачі визначається за формулою:
1) 
;
2 ) 
;
3) 
;
4) 
.
30. Очікувані результати поздовжньої ємнісної компенсації – це:
1) регулювання напруги в мережі;
2) підвищення надійності електропостачання;
3) зниження експлуатаційних витрат мережі;
4) зменшення електромагнітного поля навколо лінії.
31. До ізольованих проводів належать:
1) АСКП;
2) СІП-4;
3) АС;
4) МЛК;
32. Трифазні короткі замикання та однофазні замикання на землю можливі в мережах з напругою:
1) 110 кВ;
2) 10 кВ;
3) 0,38 кВ;
4) 0,22 кВ.
33. Мережі з нейтраллю, заземленою через індуктивний опір - це:
1) мережі з компенсованою нейтраллю
2) мережі з глухозаземленою нейтраллю;
3) мережі з ізольованою нейтраллю.
34. При замиканні фази на землю в мережі 10 кВ:
1) спрацьовує сигналізація і лінія відключається захистом;
2) спрацьовує сигналізація і лінія не відключається захистом;
3) спрацьовує захист мінімальної напруги;
4) спрацьовує максимальний струмовий захист лінії.
35. В інженерних розрахунках зовнішній питомий індуктивний опір петлі фаза-нуль приймають:
1) 0,1 Ом/км;
2) 0,6 Ом/км;
3) 1 Ом/км;
4) 5 Ом/км.
36. Однорідні та сумірні навантаження в електричній мережі напругою
0,38 кВ підсумовують за допомогою:
1) тільки таблиць надбавок;
2) коефіцієнта одночасності;
3) коефіцієнта потужності;
4) коефіцієнта завантаження.
37. Час максимальних втрат t – це:
1) час, протягом якого мережі працюють з максимальним навантаженням;
2) час, протягом якого мережі працюють із максимальними втратами;
3) умовний час, за який максимальний струм навантаження, протікаючи лінією, створив би втрати енергії, які дорівнюють дійсним втратам енергії за рік;
4)умовний час, який необхідний для того, щоб вся річна енергія була передана лінією за незмінної максимальної потужності.
38. Номінальна потужність силового трансформатора вибирається за
умовами його роботи в нормальному режимі:
1) за повною розрахунковою потужністю;
2) за еквівалентною потужністю;
3) з урахуванням допустимих значень cos φ;
4) за реактивною потужністю.
39. Зниження втрат активної потужності на корону досягається:
1) поздовжньою ємнісною компенсацією лінії;
2) заземленням нейтралі мережі через індуктивний опір;
3) збільшенням діаметра проводу;
4) збільшенням кількості ізоляторів у гірляндах.
40. Кабельна ЛЕП відрізняється від повітряної лінії:
1) більшим ємнісним струмом і генерованою реактивною потужністю;
2) меншим ємнісним струмом і генерованою реактивною потужністю;
3) схемою заміщення;
4) кількістю фаз.
41. Герметична оболонка кабелю (свинцева або алюмінієва) дозволяє прокладати його:
1) тільки на повітрі;
2) на повітрі, в землі та у воді;
3) тільки в спеціальних каналах;
4) тільки в землі.
42. Втратам активної потужності в сталі трансформатора від струму намагнічування відповідає:
1) реактивна провідність трансформатора;
2) номінальна потужність трансформатора;
3) навантаження трансформатора;
4) активна провідність трансформатора.
43. Виразом 
визначаються:
1) втрати реактивної потужності неробочого ходу;
2) втрати реактивної потужності короткого замикання;
3) втрати активної потужності неробочого ходу;
4) втрати активної потужності короткого замикання.
44. При визначення еквівалентного опору кола короткого замикання
в іменованих (практичних) одиницях опори всіх елементів мережі:
1) приводять до базисної напруги;
2) визначають у відносних одиницях;
3) приводять до базисної потужності;
4) приводять до фазної напруги.
45. Застосування самоутримних ізольованих проводів (СІП) для ліній електропередачі дозволяє:
1) знизити експлуатаційні витрати;
2) підвищити електропровідність;
3) підвищити час використання максимального навантаження;
4) підвищити коефіцієнт потужності.
46. В Україні електричні мережі напругою 6 та 10 кВ виконують:
1) п’ятипровідними із глухозаземленою нейтраллю;
2) чотирипровідними із глухозаземленою нейтраллю;
3) трипровідними із ефективно заземленою нейтраллю;
4) трипровідними із ізольованою нейтраллю.
47. Для захисту електрообладнання підстанцій 35/10 кВ призначені такі типи розрядників:
1) ОПНи;
2) рогові;
3) трубчасті.
48. Під час вибору опорних ізоляторів не використовується умова:
1) 
;
2) 
;
3) 
;
4) 
49. Найбільшим тривалим відхиленням напруги від номінального значення, що допускається вимогами до якості електроенергії
в нормальному режимі, є:
1) 
;
2) 
;
3) -5%; +10%;
4) 
.
50. Трансформатори на сільській підстанції 10/0,4 кВ на стороні 10 кВ працюють з таким режимом нейтралі:
1) ізольована нейтраль;
2) компенсована нейтраль;
3) заземлена нейтраль;
4) глухозаземлена нейтраль.
51. Коефіцієнт повернення реле – це:
1) відношення струму спрацювання до струму повернення;
2) відношення струму повернення до струму спрацювання;
3) відношення струму спрацювання до установки реле;
4) відношення установки реле до струму спрацювання.
52. Схема з'єднань трансформаторів струму і реле "неповна зірка" в мережах з ізольованою нейтраллю реагує:
1) тільки на однофазні короткі замикання;
2) на усі види міжфазних і однофазних коротких замикань;
3) тільки на двофазні короткі замикання;
4) на усі види міжфазних коротких замикань.
53. Схема з'єднань трансформаторів струму і реле «не повна зірка» в мережах з ізольованою нейтраллю реагує:
1) тільки на однофазні короткі замикання;
2) на усі види міжфазних і однофазних коротких замикань;
3) тільки на міжфазні короткі замикання;
4) на усі види міжфазних коротких замикань.
54. Надійність струмового захисту в мережі 380/220 В перевіряється за таким видом короткого замикання:
1) трифазне коротке замикання;
2) двофазне коротке замикання;
3) однофазне коротке замикання;
4) трифазне коротке замикання із замиканням на землю.
55. Очікувані результати перерозподілу однофазного навантаження між фазами:
1) пригнічення вищих гармонік;
2) підвищення надійності електропостачання;
3) підвищення коефіцієнта потужності;
4) зменшення несиметрії навантаження.
56. При розрахунку втрат напруги використовується закон:
1) закон Ома;
2) закон Джоуля-Ленца;
3) закон Фарадея;
4) закони Кірхгофа.
57. Найбільша інтенсивність відкладення ожеледі на проводах повітряних ліній електропередачі можлива за температури:
1) 0 ºС;
2) - 5ºС;
3) - 10 ºС;
4) -15 ºС.
58. Для проводів із полівінілхлоридною ізоляцією встановлено максимальну тривало допустиму температуру:
1) 55 0С;
2) 80 0С;
3) 85 0С;
4) 70 0С.
59. Згідно із ПУЕ за економічною густиною струму розраховують:
1) лінії напругою до 1000 В, у яких Т < 4000...5000 годин;
2) лінії, які розраховуються за допустимою втратою напруги;
3) лінії тимчасових будівель;
4) лінії напругою 35-220 кВ.
60. Вимикач навантаження – це:
1) електричний апарат, призначений для включення та відключення струмів навантаження мереж та вимикання струмів к.з.;
2) електричний апарат, призначений для комутації струмів навантаження мереж;
3) електричний апарат, призначений для вимикання струмів к.з.;
4) електричний апарат, призначений для створення видимого розриву.
61. Неізольований провід, в якого міжпровідний простір стального стержня заповнений нейтральним мастилом підвищеної термостійкості – це:
1) АСКС;
2) СІП-4;
3) АС;
4) МЛК;
62. Час використання максимуму навантаження Т характеризує:
1) умовний час, який необхідний для того щоб вся річна енергія була передана лінією за незмінної максимальної потужності;
2) час, упродовж якого мережі працюють з максимальним навантаженням;
3) час, упродовж якого мережі працюють із номінальним навантаженням;
4) умовний час, за який максимальний струм навантаження, протікаючи лінією створив би втрати енергії, які дорівнюють дійсним втратам енергії за рік.
63. Відношення розрахункового навантаження групи електроприймачів
до суми їх максимальних навантажень:
1) коефіцієнт одночасності;
2) коефіцієнт максимуму навантажень;
3) коефіцієнт завантаження;
4) коефіцієнт потужності.
64. Вираз 
використовується для визначення:
1) коефіцієнта одночасності;
2) розрахункового активного навантаження за добовими графіками цього навантаження;
3) коефіцієнта максимуму навантажень;
4) коефіцієнта завантаження.
Очікувані результати заміни недовантажених трансформаторів.
1) регулювання напруги в мережі;
2) підвищення надійності електропостачання;
3) зниження втрат електроенергії в мережі;
4) зменшення несиметрії навантаження.
66. Автоматичні вимикачі із тепловим розчіплювачем за умовами чутливості перевіряють за співвідношенням:
1) 
;
2) 
;
3) 
;
4) 
.
68. Автоматичні вимикачі із електромагнітним розчіплювачем за умовами чутливості перевіряють за співвідношенням:
1) ;
2) 
;
3) 
;
4) 
.
69. За формулою 
здійснюється:
1) розрахунок перерізу проводів ЛЕП за допустимою втратою напруги за постійного перерізу проводів і навантаженні (А);
2) розрахунок перерізу проводів ЛЕП за економічними інтервалами потужності (А);
3) розрахунок перерізу проводів ЛЕП за економічними інтервалами струмів (А);
4) розрахунок перерізу проводів ЛЕП з двостороннім живленням (А);
70. Лінійна втрата напруги на i-n-ділянці лінії електропередачі визначається за формулою:
1) 
2 ) 
3 ) 
4) 
71. Однофазні замикання на землю не є короткими в мережах напруги:
1) 330 кВ;
2) 110 кВ;
3) 10 кВ;
4) 0,38 кВ;
72. Мінімальні значення струмів короткого замикання в мережі розраховують для:
1) вибору електричних апаратів;
2) перевірки апаратів на термічну та динамічну стійкість;
3) вибору силових трансформаторів підстанції;
4) перевірки на надійність роботи (чутливість) апаратів захисту та пристроїв релейного захисту.
73. Вираз 
використовують для визначення:
1) сили дії від струму к.з. на шину середньої фази розподільного пристрою;
2) теплового імпульсу від повного струму короткого замикання;
3) згинаючого моменту, створеного ударним струмом;
4) допустимого за струмом короткого замикання перерізу провідника.
74. При замиканні фази на землю в мережі 10 кВ спрацьовує:
1) сигналізація і лінія відключається захистом;
2) сигналізація і лінія не відключається захистом;
3) захист мінімальної напруги;
4) максимальний струмовий захист лінії.
75. При перевірці трансформатора струму на 10%-ву похибку:
1) визначають повну похибку трансформатора;
2) порівнюють номінальний і фактичний первинний струм трансформатора;
3) порівнюють розрахунковий Z 2 і допустимий Z 2 доп. опір навантаження;
4) визначають струмову похибку трансформатора;
76. Заземлення нейтралі первинної обмотки трансформатора напруги НТМИ-10 необхідне:
1) для забезпечення безпеки персоналу;
2) для створення контуру струмам нульової послідовності;
3) для замикання магнітних потоків нульової послідовності;
4) для зменшення кутової похибки трансформатора напруги.
77. Трифазні і однофазні короткі замикання можливі в мережах напруги:
1) 110 кВ;
2) 10 кВ;
3) 35 кВ;
4) 20кВ.
78. Для зменшення негативних наслідків однофазних замикань на землю
у мережах з ізольованою нейтраллю:
1) нейтраль заземлюють через індуктивний опір;
2) нейтраль заземлюють через ємнісний опір;
3) використовується поздовжня ємнісна компенсація;
4) використовується поперечна ємнісна компенсація.
79. Витримка часу індукційного реле (типу РТ-80) регулюються:
1) зміщенням постійного магніту;
2) зміною відстані між кінцем якоря і магнітопроводом за допомогою регулювального гвинта;
3) регулюванням натягу або послаблення пружини;
4) зміною уставки на шкалі витримки часу.
80. Коефіцієнт повернення індукційного реле (типу РТ-80) регулюються:
1) зміщенням постійного магніту;
2) зміною відстані між кінцем якоря і магнітопроводом за допомогою регулювального гвинта;
3) регулюванням натягу або послаблення пружини;
4) зміною уставки на шкалі витримки часу;
81. Втрата напруги в лінії на зображеній векторній діаграмі – це:
1) вектор «ac»;
2) відрізок «ad»;
3) відрізок «aе»;
4) вектор «ос».
82. Короткому замиканню між якими фазами відповідає векторна діаграма струмів:
1) трифазному к.з. між А,В,С;
2) двофазному к.з. між В і С;
3) однофазному к.з. фази А;
4) двофазному на землю к.з.
83. Для трифазних електричних мереж за номінальну вважають:
1) міжфазну напругу;
2) фазну напругу;
3) робочу напругу;
4) базову напругу.
84. Напруга на початку лінії на зображеній векторній діаграмі – це:
1) вектор «ac»;
2) відрізок «ad»;
3) відрізок «aе»;
4) вектор «ос».
85. Перевагою гасіння електричної дуги у вакуумі є:
1) відключення струму за 5…10 с після розімкнення контактів;
2) швидке відновлення діелектричної міцності іскрового проміжку;
3) виникнення перенапруги в момент розімкнення кола;
4) низька температура електричної дуги.
86. Короткому замиканню між якими фазами відповідає векторна діаграма струмів:
1) трифазному к.з. між А,В,С;
2) двофазному к.з. між В і С;
3) однофазному к.з. фази А;
4) двофазному на землю к.з.
87. Призначення схеми, наведеної на рисунку:
1) для вимірювання лінійних напруг;
2) для вимірювання фазних напруг;
3) для контролю ізоляції в лінії 10 кВ;
4) для вимірювання фазних струмів.
88. Збірні жорсткі шини електроустановок відкритих і закритих РУ всіх напруг перевіряються:
1) за економічною густиною струму;
2) на термічну стійкість;
3) за допустимою втратою напруги;
4) на пробій.
89. Струм уставки спрацювання відсічки для індукційного реле (типу
РТ-80) регулюється:
1) зміщенням постійного магніту;
2) зміною відстані між кінцем якоря і магнітопроводом за допомогою регулювального гвинта;
3) регулюванням натягу або послаблення пружини;
4) зміною уставки на шкалі витримки часу.
90. Вимогами до якості електроенергії в нормальному режимі роботи допускається тривале відхилення частоти в мережі трифазного змінного струму:
1) ± 0,2Гц;
2) ± 0,2%;
3) ± 5 %;
4) ± 0,4Гц.
91. Застосування плавких запобіжників у трифазних електричних мережах обмежене через:
1) можливості виникнення неповнофазних режимів роботи обладнання;
2) складної конструкції запобіжників;
3) відносно високої вартості запобіжників;
4) падіння напруги.
92. Питомий активний опір проводів лінії електропередачі залежить від:
1) матеріалу проводу;
2) відстані між проводами;
3) відстані між проводом і землею;
4) діаметра.
93. Мінімальні значення струмів короткого замикання в мережі розраховують для:
1) вибору електричних апаратів;
2) перевірки апаратів на термічну та динамічну стійкість;
3) вибору силових трансформаторів підстанції;
4) перевірки на чутливість апаратів захисту та пристроїв релейного захисту.