断路器分合闸要求

断路器分、合闸控制回路自保持可能带来的运行安全隐患及其反事故措施的探讨

断路器分、合闸控制回路自保持可能带来的运行安全隐患及其反事故措施的探讨——-—XX供电段陈兵问题的提出：目前，在变电所自动化系统断路器控制回路中，为保证可靠分、合闸均采用了分、合闸回路保持元件，这种设计在断路器机构或辅助开关故障时易损坏控制回路元件。

从多年来的现场实际运行经验来看，也较多的反应了这种设计在断路器机构或辅助开关故障时易损坏控制回路元件，主要易导致分闸（或合闸)线圈烧毁,对于电磁机构，还会同时烧毁合闸接触器线圈及大合闸线圈，有时甚至会烧毁保护装置操作插件。

既造成直接经济损失，又给事故处理和设备维护更换造成困难和较大工作量。

针对这种问题，提出在自动化系统断路器控制回路中增加延时自复位装置的改进措施，并确定继电器的选型。

改进后的断路器控制回路既能使分、合闸线圈可靠工作，又不至于时间太长.能很好的起到防止设备烧损事故的发生。

保护装置自保持不复位的原理分析:目前的微机保护控制回路全部带有跳、合闸自保持回路（见附图１．本文以WXB—65微机保护装置为例加以说明)，即不论是手动操作，还是自动操作。

只要分、合闸命令发出以后，分、合闸回路就一直处于自保持状态，直到开关分下（或合上）以后，依靠断路器辅助开关接点的切换，断开分、合闸回路及分、合闸电流。

如果由于种种原因开关没有分下（或合上)，或者是分下（或合上）以后断路器辅助开关触点没有切换到位，则分闸（＋ＫＭ－２ＤＫ２－ＳＴＪ１、２－ＴＢＪＩ－ＤＬ１．３、１．４－ＴＱ－２ＤＫ２－－ＫＭ）（或自动跳闸：＋ＫＭ－２ＤＫ２－ＢＣＪ１－ＢＣＪＩ－ＤＬ１．３、１．４－ＴＱ－２ＤＫ２－－ＫＭ)、合闸（＋ＫＭ－２ＤＫ２－ＨＣＪ２、３－ＴＢＪ１、３－ＨＣＪＩ－ＳＫ１２－ＤＬ１．１、１．２－ＨＣ－２ＤＫ２－－ＫＭ）回路将一直处于保持状态，这样一直持续下去,会把分闸（或合闸）线圈烧毁，对于电磁机构,还会同时烧毁合闸接触器线圈与大合闸线圈,有时甚至会烧毁保护装置操作插件。

烧毁断路器分、合闸线圈的原因分析:A、导致断路器分闸线圈烧毁的原因主要有以下四种：1)、分闸机构机械故障。

变电所断路器紧急分合闸规定 (1)

变电所断路器紧急分合闸规定1.变电所值班人员要熟悉所管辖变电所断路器机构内紧急分合闸的位置及操作方法。

2.变电所紧急操作杆、手动储能杆均应放在合适位置，并贴上标签、不得缺失。

3.各集控站和变电所在有设备停电检修工作时，培训值班员断路器的紧急分合闸操作。

4.变电所在远方和就地电动操作失效、变电所直流系统电源消失的情况下，申请调度许可后，方可采用紧急分合闸操作。

5.当使用电磁机构、永磁机构等非弹操机构紧急合闸时（此时为慢合），必须确认线路侧、母线侧均无电；手动合闸后，再申请上级电源送电。

6.对出线进行手动紧急合闸时，需确认线路侧无故障才可以操作；如无法确定线路侧是否存在故障，必须确认保护动作时开关可以正常跳闸。

7.机构紧急分闸前需要先将重合闸退出，防止偷跳重合。

8.对于断路器储能已释放，需要手动储能的断路器，在手动储能前必须将本机构的合闸电源（储能电源）断开，方可进行手动储能。

9.在机构上进行紧急分合闸操作时，不得用手在机构内敲击分合闸线圈，要借用其他带绝缘的工具进行，防止伤手和碰触到带电部位。

10.对机构内没有明显分合闸标识的，在机构箱的门上张贴图片和说明。

11.变电所机构有专用紧急分合闸操作杆合手动储能杆的要做好标识，并存放好。

变电所直流系统放电规定1.变电所每月进行一次直流系统电池组放电检查。

2.直流放电工作应选择天气状况良好的时间段进行；刮风、雨雪、打雷等恶劣天气不得进行直流系统放电工作。

3.放电前检查电池组电压正常，有内阻监测的还要检查内阻值并做好记录。

放电后也要记录电压和内阻值，便于前后对比。

4.电池放电后电压低于11V、蓄电池内阻大于10mΩ的电池要上报工区。

5.110kV变电所有两组电池组的，要检查电池组联络开关位置：1)如果两组电池都带有负荷，则正常运行时联络开关在分位；2)如果两组电池只有一组带负荷，则将母联开关置于合位；3)如两组电池容量不一致，则联络开关置于分位。

6.电池组放电检查按照以下步骤进行：1)检查电池端电压、单电池电压、电池内阻正常，并做好记录2)打开事故照明电源开关或检查在断开位置；3)合上直流系统母联联络开关（单电池组忽略此步骤）；4)断开逆变系统交流电源（逆变系统交流电源已在断开位置，忽略此步骤）断开直流系统1#交流电源、断开直流系统2#交流电源。

母联分合闸注意事项

母联分合闸注意事项1、母联分合闸操作前先投入母差保护互联连接片,再退出母联断路器的操作电源母联分合闸操作前必须检查两条母联处在并列运行状态,这是实现等电位母联分合闸操作必备的重要技术措施。

母差保护应投入互联连接片,再断开母联断路器的操作电源。

对于BP-2B母差保护,当两组母联隔离开关同时合上时,装置会自动判别为母联互联,但为了保证在整个母联分合闸操作过程中,母联有故障不经选择元件,直接跳两条母联,确保人身设备安全,应采用强制互联。

母差保护投入互联连接片,是因为两组母联隔离开关同时合上时,母差的两个分差回路电流都不平衡,无法正常工作,但两条母联的总差电流是平衡的,因此母差保护必须投入互联连接片改单母方式,利用总差保护。

在单母方式,任一母联发生故障,双母联都0s跳闸,若不改单母方式,而母联开关控制电源退出又在情况下,任一母联故障后都要启动母差失灵,跳开非故障母联,切除时间较长(延时0.2s),对系统安全不利。

而退出母联断路器控制熔断器的原因是:如果倒母联操作过程中,由于某种原因使母联断路器分闸,此时母联隔离开关的拉、合操作实质上是对两组母联进行带负荷解列、并列操作(即带负荷拉、合母联隔离开关),因隔离开关无灭弧装置,会造成三相弧光短路。

因此,母联断路器在合闸位置退出其操作电源,使其不能跳闸,保证母联分合闸操作过程中,母联隔离开关始终保持等电位操作,避免母联隔离开关带负荷拉、合闸引起弧光短路事故。

应该注意的是一定要先投入母差保护互联连接片,再退出母联断路器的操作电源;否则在先退出母联开关操作电源后,而未投入母差保护互联连接片,如果任一条母联故障,都将是母联失灵启动跳开另一条母联,延误了母联故障切除时间,有可能造成系统稳定破坏。

同样的道理,分合闸操作结束后,先合上母联断路器的操作电源,再退出母差保护屏上的互联连接片。

在合上母联开关控制电源空气开关后再退出互联压板,也是为了避免在退出互联压板后,未合上母联开关控制电源空气开关时,一条母联故障,母联失灵启动跳开另一条母联,延误了母联故障切除时间,有可能造成系统稳定破坏。

分界开关的主要功能和说明

随着电网迅速发展，对安全供电的可靠性要求越来越高，针对电网运行中的薄弱环节电力生产部门采取有效的治理措施，千方百计减少事故停电，缩小停电范围。

10 kV馈线架空线路，由于露天架设，其安全运行直接受周围环境和气候条件的影响，存在事故率高、事故查找困难、安全可靠性差的问题。

一些架空线路较长的边远山区用户，更是经常受到恶劣气候的影响不能正常用电。

分界断路器是将断路器和微机保护测控，以及通讯模块融为一体的装置，可随杆架设、体积小、投资少，它的应用对提高架空线路的安全可靠性，保证电网的安全运行具有重要意义。

1. 10 kV馈电架空线路的特点对于远近郊区供电公司来说，在所辖主网主系统中10 kV馈电出线的安全供电十分重要。

但是，10 kV馈电线路特点是结构多样，事故多发，特别是在城近郊区和远郊区地区还存在大量的架空输电线路，这些架空输电线路往往都是多分支线路，安全可靠性差，遇到刮风下雨等恶劣天气，接地和短路故障频发，严重影响了电网的安全可靠供电。

1.1 线路结构复杂事故查找困难用户专线只带一两条支线，有的线路是T接多条支线或多台变压器呈放射状；有的线路短到几十米，有的线路长达几十千米；有的架空线路穿山越岭维护困难，有的配电变压器老化严重；有的全线架空，有的是电缆架空混合线路；有些架空线路临时带有电缆用户、带有临时箱变。

架空线路一旦发生故障查找困难，特别是当线路发生单相接地时，由于故障点难以确定，往往延误了事故处理，造成故障扩大，进一步发展为相间短路，或者损坏电气设备。

1.2 线路保护配置相对简单变电站10 kV架空线路保护一般只配置过流、速断、重合闸保护，在小电阻接地系统中再配置两段零序保护。

因此，为保证继电保护的选择性和灵敏性，就必须使整条线路都处在保护范围之内，要求线路末端故障时，保护应有足够的灵敏度。

这样，就会由于一处故障造成全线停电，并且线路上下级保护呈阶梯性相互配合，在线路末端已经没有保护级差时间，只能失去选择性故障掉闸而致使全线掉闸。

断路器的操作

断路器的操作一、操作断路器基本要求（1）一般情况下断路器不允许带电手动合闸。

如特殊需要时，应迅速果断，使操作机构连续通过整个行程，此时合闸信号灯应发亮。

（2）远方操作断路器时，应使控制断路器（或按钮）进行到相应的信号灯亮为止，不得快速操作后很快就返回，那样将使操作失灵。

（3）如果操作断路器后，进行的下一步操作使隔离开关，则不能以信号灯或测量仪表指示为准判断断路器是否确已真实操作完毕。

此时应至现场断路器所在地，以断路器机械位置指示器判断断路器真正开闭情况。

（4）在下列情况下，须将断路器的操作电源切断：1）检修断路器或在二次回路或保护装置上作业时。

2）倒母线过程中，须将母联断路器操作电源切断。

3）检查断路器开闭位置及操作隔离开关前。

4）继电保护故障。

5）油断路器无油，或气体断路器漏气。

6）液压、气压操动机构贮能装置压力降至允许值以下时。

7）当断路器的操作不在主控室和配电室内，在断开操作电源的同时，必须在断路器操作手柄上悬挂“不可合闸”的警告牌。

8）当系统接线从一组母线倒换到另一组母线时。

断开操作电源的办法是摘去操作回路中的操作断路器。

（5）设备停电操作前，对终端线路应先检查负荷是否为零。

对并列运行的线路，在一条线路停电前应先考虑有关整定值的调整，并注意在该线路拉开后另一线路是否过负荷。

如有疑问应问清调度后再操作。

断路器合闸前必须检查有关继电保护已按规定投入。

（6）断路器操作后，应检查与其相关的信号，如红绿灯、光示牌的变化，测量表计的指示。

装有三相电流表的设备，应检查三相表计，并到现场检查断路器的机械位置以判断断路器分合的正确性，避免由于断路器假分假合造成误操作事故。

（7）操作主变压器断路器停役时，应先断开负荷侧断路器后断开电源侧断路器，服役时顺序相反。

（8）如装有母差保护时。

当断路器检修或二次回路工作后，断路器投入运行前应先停用母差保护再合上断路器，充电正常后才能投入母差保护（有负荷电流时必须测量母差不平衡电流并应为正常）。

35kv变电所操作规程

35KV变电所操作规程一、操作总则：１、所有断路器带负荷电流分合闸，都必须在控制台上远方操作。

高压手车柜前不许站人,不准用手动机械分合闸,以免故障伤人.只有在远方操作失灵,又急需带电分合闸时,且肯定线路中无接地、短路故障,操作人员站在金属遮板后，方可进行手动机械操作。

２、油断路器在切断短路电流故障后再合闸前,必须进行外部检查，油断路器在切断三次短路故障后必须进行检修，方可投入使用。

３、新高压开关第一次送电前或高压开关检修后送电前必须对继保及二次回路、断路器及操作机构进行检查，即手车拉在“试验”位置，就地分合闸试验一次，正常后方可将手车推入“工作”位置。

４、油断路器在进行操作前，必须对油位进行检查。

发现断路器无油时，绝对禁止分合闸操作。

对运行中无油断路器的继保要停用,采取紧急措施将断路器停电检修。

二、送电程序：1、送电按以下程序进行：35KV电源进线总开关→母线电压互感器、避雷器→所变→可控硅充电装置→主变35KV侧总开关→主变6KV侧总开关→6KV母线电压互感器、避雷器→6KV馈电开关。

2、送电操作程序：解除手车锁定→将手车由“试验”位置迅速推向“工作”位置并锁紧→检查隔离触头接触良好→将控制台操作开关倒转到“预备合闸”位置，绿灯闪光→将操作开关转到“合闸位置”→松手后操作手柄自动返回“合闸后”位置，这时红灯亮绿灯灭→送电操作完毕,线路负荷电流正常,合闸电流已返回。

三、停电程序：1、停电按以下顺序进行：6KV馈出线开关→主变6KV总开关→主变35KV总开关→35KV电源进线总开关→母线电压互感器、避雷器、所变等。

2、将控制台上操作开关转到“预备掉闸”位置，此时红灯闪光→将转换开关转到“掉闸”位置→松手后手柄自动返回“掉闸后”位置，这时红灯熄灭，绿灯亮→电流表已恢复到零位→解除手车锁定→迅速将手车由“工作”位置位到“试验”位置并锁紧→操作后告一段落。

四、隔离手车及所用变、互感器手车操作：1、退出隔离手车，必须在相应的断路器分闸状态下方可操作。

分合闸线圈

分合闸线圈分合闸线圈又叫分合闸电磁铁，是操控回路中的控制元件，厦门日华机电成套有限公司产分合闸电磁铁主要适用于额定直流电压为DC220V的控制电器中，作为断路器的分合闸控制组件。

性能特点1.该分合闸线圈（分合闸电磁铁）内部采用铁芯作为推动的型式，主要由线圈、动铁芯、安装底座、复位弹簧等安装特定安装结构有机的组成。

2.该分合闸线圈（分合闸电磁铁）制造工艺精细，性能可靠，使用寿命长，耐环境温度高。

使用条件1.使用环境中的海拔高度不能超过3000米；2.周围环境的温度的范围在-40℃~+40℃之间；3.在安装之前，必须保证环境的相对湿度：日平均值不大于95%，月平均值不大于90%；4.在运作中受到的振动加速度不大于15米/秒2；5.周围介质无爆炸危险，无火灾、无尘埃、无破坏绝缘及足以腐蚀金属气体的场所。

参数名称数值单位额定工作电压DC220 V额定工作电流DC6 A额定吸力≥10 N通电时间≤0.03 S动作电压DC187-242 V电气寿命≥10000 次机械寿命≥15000 次自动重合闸是将跳闸后的断路器自动重新合上的装置，简称“ZCH”。

自动重合闸是提高供电可靠率的得力措施。

尽管自动重合闸对永久性故障无意义，但是大量统计表明，电力线路的故障如雷电闪络、大风碰线、鸟害、风筝短路等绝大多数都是瞬时，所以重合闸的成功率仍高达60-90%，可见自动重合闸对电力系统的安全生产具有极大的现实意义。

在进行分、合闸操作时，操作机构可能出现的各种工作情况都要综合考虑到，对开关操作机构提出以下要求：1）合闸对于合闸操作，希望开关能迅速动作把电路接通，避免电弧对触头的烧伤，因此，对操作机构要求有足够的合闸能量，具体到不同的操作机构有不同的要求，如液压操作机构的液压要保持在适当的范围，气动操作机构的气压要保持在适当的范围，弹簧储能机构在合闸前要预先完成储能工作等，如果液压、气压等不符合要求，将自动启动油泵、风机等机械加压。

重合闸对断路器的要求

重合闸对断路器的要求
1. 正常运行时，当断路器由继电器动作或其他非人工操作而跳闸后，自动重合闸装置均应动作，使断路器重新合上。

2. 由运行人员手动操作或通过遥控装置将断路器断开时，自动重合闸不应启动。

3. 继电保护动作切除故障后，自动重合闸装置应尽快发出合闸脉冲。

4. 自动重合闸装置动作次数应符合预先的规定。

5. 自动重合闸有可能在重合闸以前或重合闸以后加速继电保护的动作，加速故障的切除。

6. 当断路器处于不正常状态而不允许实现重合闸时，应将自动重合闸装置闭锁。

7. 在双侧电源的线路上实现重合闸时，重合闸应满足同期合闸条件。

断路器的操作注意事项断路器如何操作

断路器的操作注意事项断路器如何操作1、无影响安全运行的缺陷。

断路器遮断容量应充分母线短路电流要求，若断路器遮断容量等于或小于母线短路电流时，断路器与操动（作）机构之间应有金属隔板或用墙隔1、无影响安全运行的缺陷。

断路器遮断容量应充分母线短路电流要求，若断路器遮断容量等于或小于母线短路电流时，断路器与操动（作）机构之间应有金属隔板或用墙隔离。

有条件时应进行远方操作，重合闸装置应停用。

2、断路器位置指示器应与指示灯信号及表计指示对应。

3、断路器合闸前，应检查继电保护按规定投入。

分闸前应考虑所带负荷的布置。

4、断路器跳闸次数靠近检修周期时，需解除重合闸装置5、液压机构在压力异常信号发出时，禁止操作弹簧储能机构。

在储能信号发出时，禁止合闸操作。

6、断路器合闸后，应确认三相均已接通，自动装置已按规定设置，但是一般不允许用手动机械合断路器。

7、操作时掌控开关不应返回太快，应待红、绿灯信号发出后再放手，以免分、合闸线圈短时通电而拒动。

电磁机构不应返回太慢，防止辅佑襄助开关故障，烧毁合闸线圈。

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真空断路器的操作过电压真空的操作过电压紧要有截流过电压、重燃高频过电压、重击穿过电压、弹跳过电压等。

截流过电压和重燃过电压一般在开合感性负荷时产生；重击穿过电压和弹跳过电压一般在开合容性负荷时产生。

1.截流过电压在开断交流电流时，由于其极强的灭弧本领，在电流尚未到达自然零点时，电弧熄灭，电流被强迫截断，这就是截流现象。

由于电流被快速截断，电感负荷的磁场能就转化为电场能，引起截流过电压。

高压主进柜变压器馈电柜手动分合闸操作规程

高压、主进柜、变压器、馈电柜手动分（合）闸操作规程
1.接到分闸工作票，确认低压回路全部分闸后，主、副值班严格执行“五制”，一人操作，一人监护。

2.打开高压馈电柜储能电机开关，储能完毕后，黄色指示灯亮（为下次合闸做准备）。

3.将控制方式转换开关扳到“就地”位置。

4.将馈电柜断路器分合闸开关扳到分的位置，高压馈电柜主断路器分闸（分闸指示绿灯亮）。

5.合上高压馈电柜地刀开关，按逆时针方向摇出馈电柜主断路器。

6.对变压器进行验电、放电、打地线、悬挂标示牌，摆设遮栏。

7.合闸开关程序与分闸程序相反。

断路器开关特性试验标准

断路器开关特性试验标准
断路器机械特性试验的要求有：
（1）速度特性测量方法和测量结果应符合制造厂规定。

（2）断路器的分闸、合闸时间及合-分时间（金属短路时间），主触头、辅触头的配合时间应符合制造厂规定。

（3）除制造厂另有规定外，断路器的分合闸同期性应满足下列要求：相间合闸不同期不大于5ms、相间分闸不同期不大于3ms、同期各断口间分闸不同期不大于2ms。

断路器的机械特性也就是物理特性，我们所做的断路器机械特性试验包括分合闸时间、速度、行程，开距，同期，弹跳等。

我厂使用的是六氟化硫和真空断路器，本次总结拿真空断路器来说事，真空开关的机械特性对电气性能影响最大的是分闸运动特性(即分闸速度)，因为断路器机械特性存在问题的话就会对电气性能造成影响及潜在
的隐患。

闭锁逻辑必须满足且仅需满足

闭锁逻辑必须满足且仅需满足“五防”的要求。

一.断路器通用闭锁逻辑:无条件分合闸。

二.隔离开关通用闭锁逻辑:1.对于双母线类接线，只有母联断路器及其两侧隔离开关合上时才允许倒母线。

2. 除倒母线外，断路器间隔内的隔离开关应在断路器分闸后才能分合闸。

3.合隔离开关时，隔离开关两侧接地开关应分开、接地线应拆除，包括经断路器、主变、接地变/站变、电缆等连接的接地开关及接地线。

4.旁路断路器间隔的旁路隔离开关，必须旁路断路器分开，旁路母线接地开关分开的状态下才能合闸。

5.非旁路断路器间隔的旁路隔离开关，必须在旁路断路器分开、旁路母线上所有接地开关分开、所在间隔线路侧接地开关（主变各侧接地开关）在分开的状态下才能合闸。

6.母线接地开关合上或母线接上接地线后，母线上的各隔离开关、小车均不能合上。

7.小车的位置规则与隔离开关规则一致。

三.接地开关（接地线）通用闭锁逻辑:1.接地开关无条件分闸。

2.主变中性点接地开关无条件分合闸。

3.合接地开关或接接地线时，与接地开关直接相连或经断路器、主变、接地变/站变、电缆等连接的隔离开关必须在分闸位置、小车必须在试验位置。

4.母线上的所有隔离开关、小车拉开后，才能合上母线接地开关或在母线上接接地线。

5.线路如果有带电闭锁装置或闭锁接点，则合线路接地开关或接接地线时，除与接地开关直接相连或经断路器连接的隔离开关必须在分闸位置、小车必须在试验位置，还必须判断所在的线路不带电。

6. 接地线的分合规则与相应位置处的接地开关分合通用闭锁逻辑相同。

7.电容器与串联电抗器之间、电容器中性点的接地开关或接地线的闭锁逻辑与电容器组进线接地开关的规则相同。

四.网门闭锁逻辑一般要求网门内设备的所有有电荷或有来电可能的地方都要接地，才能打开网门。

包括站变（或接地变）的两侧，电容器组的进线侧和中性点位置均要接地。

一般要求网门内的接地线拆除后，才能关上网门。

断路器操作机构(CS2、CT7、CT8、CD10)的操作要求有哪些？

断路器操作机构（CS2、CT7、CT8、CD10）的操作要求有哪些？CS2型手动操作机构：手力操动机构系指靠手力来直接关合开关的机构。

CS2手动操作机构是用手力旋动操作手柄使断路器合闸，该机构有特别装置，在合闸的过程中的任何位置，都能用手力或机构内的脱扣器使其分闸，CS2手动操作机构不能使断路器重合闸，适用于额定开断电流小的场所。

采纳手力操动机构费劲、平安性差，不宜连续使用。

手力操动机构的结构简洁、价格低廉、无需附属设备，但其操作性能与操的操作技巧、精神状态以及操的体力等因素有关。

国标GB1984-80第34条规定：“直接利用人力进行合闸操作的断路器，为保证平安，一般仅允许使用于额定开断电流不超过6.3KV的场所”。

CD电磁操动机构：电磁操动机构是用电磁铁将电能转变为机械能来实现断路器分、合闸的一种动力机构。

CT7、CT8弹簧储能操动机构：弹簧储能操动机构是利用弹簧的能量对开关实现分合操作，弹簧储能操动机构有利于沟通操作的推广，而且也可采纳直流电源操作，以保证合闸的牢靠性。

CT8型弹簧储能操动机构的掌握接线CT7型弹簧储能操动机构的掌握接线WBC:掌握小母线FU1、FU2、FU3：掌握回路熔断器SA-M：储能开关SQ、SQ1、SQ2、SQ3：储能限位开关R：信号灯串联电阻HL-Y：黄色（或白色）信号灯HL-G：绿色信号灯HL-R：红色信号灯SA：分合闸操作开关QF：断路器帮助接点YA-N：断路器合闸线圈YA-F：断路器分闸线圈操作过程：① SB为储能按钮，按下SB储能电机开头动作，储能开头。

② 储能到位后，限位开关QS动作，储能电机停止，储能指示灯HY （黄）亮，这时可以松开SB按钮。

③ 合闸时操作主令开关SA，令5、8接点接通，合闸线圈YO得电动作，断路器合闸。

④ 断路器合闸胜利，断路器的帮助接点QF动作，QF1断开合闸回路，QF2接通分闸回路，这时合闸指示灯红灯亮（HR）。

⑤ 分闸操作时，主令开关6、7接点接通，分闸线圈得电动作断路器掉闸，QF接点复位，绿灯亮（HG）。

分合闸联锁条件

分合闸联锁条件
断路器的分闸和合闸联锁条件涉及到电力系统的安全运行，因此需要严格遵守相应的操作规程。

以下是一般的分闸和合闸联锁条件：
对于分闸操作：
在操作之前，应先检查和考虑保护及二次装置的适应情况。

例如，并列运行的线路解列后，另一回线路是否会过负荷，保护定值是否需要调整。

断路器控制把手应被扭至分闸位置。

瞬间分闸后，该断路器所控制的回路电流应降至零，绿灯应亮起，现场检查机构位置指示器应指示在分闸位置。

对于合闸操作：
合闸操作之前，首先要检查该断路器已从冷备用状态进入热备用状态。

这包括：断路器两侧隔离开关均已在合好后位置，断路器的各主、辅继电保护装置已按规定投入，合闸能源和操作控制能源都已投入。

各位置信号指示应正确。

操作断路器控制把手时，用力应掌握适度。

控制把手应被扭至合闸位置，同时观察仪表指示是否出现瞬间冲击。

这些联锁条件是为了确保在断路器操作过程中，电力系统的各个部分能够协调一致地工作，从而避免可能的事故和损坏。

请注意，这些条件可能会因具体的电力系统设计和操作规程而略有
不同，因此在实际操作中应参考相关的规程和指南。

断路器分合闸时间标准

断路器分合闸时间标准1. 概述断路器是一种用于控制和保护电力系统中电路的开关装置。

断路器的分合闸时间是指断路器在遇到故障时断开电路的时间以及恢复正常状态的时间。

分合闸时间的标准对于电力系统的安全可靠运行至关重要。

本文将介绍断路器分合闸时间标准的相关内容。

2. 国家标准在中国，断路器分合闸时间标准主要参照国家标准 GB/T 11022-2011《交流高压断路器和隔离开关通用技术条件》。

根据该标准，断路器的分合闸时间应符合以下要求：•分闸时间：在正常工作条件下，断路器分闸时间不得超过规定的数值，以保证电路能够迅速断开。

根据电压等级的不同，国家标准规定了不同的分闸时间标准。

–对于额定电压等级低于等于245kV的断路器，分闸时间应不超过45ms。

–对于额定电压等级大于245kV并且小于等于550kV的断路器，分闸时间应不超过60ms。

–对于额定电压等级大于550kV的断路器，分闸时间应不超过75ms。

•合闸时间：在正常工作条件下，断路器合闸时间不得超过规定的数值，以保证电路能够迅速恢复通电状态。

与分闸时间相似，根据电压等级的不同，国家标准规定了不同的合闸时间标准。

–对于额定电压等级低于等于245kV的断路器，合闸时间应不超过45ms。

–对于额定电压等级大于245kV并且小于等于550kV的断路器，合闸时间应不超过60ms。

–对于额定电压等级大于550kV的断路器，合闸时间应不超过75ms。

3. 测试方法为了保证断路器的分合闸时间符合国家标准，需要对断路器进行相应的测试。

常见的测试方法包括以下几种：•机械拉杆测试：通过机械方式模拟断路器手动操作分合闸过程，测量分合闸时间；•电气测试：利用测试设备对断路器进行电气信号输入，测量分合闸时间；•全过程测试：在实际运行的电力系统中对断路器进行测试，测量分合闸时间。

4. 影响因素断路器的分合闸时间受多种因素影响，主要包括：•断路器的结构和制造工艺：不同类型的断路器采用不同的结构和制造工艺，对分合闸时间有一定影响；•控制电路的设计和性能：控制电路用于控制断路器的分合闸过程，其设计和性能对分合闸时间有直接影响；•系统的电气参数和运行状态：电力系统的电气参数和运行状态也会对断路器的分合闸时间产生一定影响；•环境条件：温度、湿度等环境条件的变化也会对断路器的分合闸时间造成一定影响。

隔离开关、负荷开关和断路器的合闸顺序

隔离开关、负荷开关和断路器的合闸顺序，通常遵循以下步骤：1. 先合隔离开关。

2. 再合负荷开关。

3. 最后合断路器。

在停电时，顺序与此相反，即先跳开断路器，在检查确认断路器已断开的情况下，先拉负荷侧的隔离开关，后拉电源侧的隔离开关。

这种操作顺序主要是基于安全考虑。

例如，如果断路器实际未断开，先拉负荷侧隔离开关，会造成带负荷拉闸，由此引起的故障点在断路器的负荷侧，这样可由断路器保护动作切除故障，把事故影响缩小在最小范围。

请注意，具体的合闸顺序可能因设备类型、系统配置和操作要求而有所不同。

因此，在实际操作中，应参考相关的设备手册、操作规程或安全标准，确保操作的正确性和安全性。

同时，进行任何电气操作前，都应确保设备已断电，并采取必要的安全措施，以防止意外发生。

通过正确的合闸顺序来保护断路器的安全是非常重要的。

在电力系统中，断路器是主要的保护设备之一，用于在电流超过设定值时切断电路，从而防止设备损坏或火灾等危险情况的发生。

在进行断路器合闸操作时，合闸顺序应遵循一定的规则，通常是先合主断路器，再合旁路器。

这种顺序主要是基于以下考虑：1. 避免电流突然增大：在主断路器分闸后，如果先合旁路器，电流可能会突然增大，给操作者带来安全隐患。

因此，先合主断路器可以确保电流的稳定，避免这种安全隐患。

2. 保护设备：正确的合闸顺序可以保护断路器和其他电力设备免受不必要的冲击和损坏。

如果合闸顺序不当，可能会导致设备过载或短路，从而引发设备损坏或更严重的安全问题。

除了遵循正确的合闸顺序外，还可以采取其他措施来保护断路器的安全，例如：定期对断路器进行维护和检查，确保其处于良好的工作状态。

根据设备的额定参数和使用条件选择合适的断路器类型和规格。

在断路器周围设置适当的安全隔离措施，如围栏、警示标志等，以防止未经授权的人员接近或操作断路器。

总之，遵循正确的合闸顺序是保护断路器安全的重要措施之一。

同时，还应结合其他安全措施，确保电力系统的稳定运行和人员安全。

400V开关合分闸条件及备自投说明

400V开关合/分闸条件及备自投说明一、基本要求：1、自投自复/手投手复功能转换及当地/远方控制方式转换（1）在进线开关、母联开关柜分别设置当地/远方控制方式转换开关。

（2）在母联柜设置一个自投自复/手投手复功能的转换开关，转换开关采用自复位把手（为脉冲信号），自投自复/手投手复功能可当地操作。

母联柜的就地/远方控制方式转换开关在就地位时：a如果自投自复/手投手复功能的转换开关在自投位时，远方的手动操作都被禁止；b如果自投自复/手投手复功能的转换开关在手投位时，就地的手动操作允许。

母联柜的就地/远方控制方式转换开关在远方位时：a如果自投自复/手投手复功能的转换开关在自投位时，就地和远方的手动操作都被禁止；b如果自投自复/手投手复功能的转换开关在手投位时，远方中控的手动操作允许。

以上手动操作开关的对象是指：母联，进线1，进线2，I段三级负荷总，II 段三级负荷总等。

转换就地/远方状态时不应改变自投自复/手投手复功能的状态，就地及远方均有自投自复/手投手复状态指示。

（3）在三级负荷总、冷水机组、商业用电回路等分别设置当地/远方控制方式转换开关。

（4）在三级负荷总、冷水机组、商业用电回路分别设置自切/手切方式转换开关，选择是否自动切除切三级负荷开关（三级负荷总、冷水机组、商业用电）。

只在转换开关自切方式下，远方、就地状态均能执行自投切除且只对自切过的开关进行自复。

（5）维修时，当地/远方开关处于当地位，自投自复/手投手复功能的转换开关处于手投手复功能。

2、进线、母联、三级负荷总、冷水机组、商业用电断路器主要设计原则（1）能在当地/远方进行合、分闸控制。

（2）除电动操作外，当操作电源消失时，还应能进行手动机械操作。

（3）电压判断采用三相判断。

（4）具有母联自投、来电自复功能。

（5）自投自复/手投手复功能的转换开关处于自投自复功能时，闭锁所有参与自投自复功能的400V开关的当地/远方合、分闸操作。

（6）进线开关、母联开关故障跳闸闭锁自投和自复功能。

断路器分合闸速度标准

断路器分合闸速度标准
断路器的分合闸速度是指断路器在发生故障时进行分闸或合闸动作的时间。

根据国际电工委员会（IEC）的相关标准，断路器的分合闸速度应符合以下要求：
1. 快速分闸速度：断路器在发生故障时应能够快速地分闸，以切断故障电路，保护电气设备和人员安全。

分闸时间不应超过标准规定的数值。

2. 合闸速度：断路器在消除故障后应能够迅速合闸，以恢复电气设备的供电，并尽快恢复正常运行。

合闸时间也不应超过标准规定的数值。

3. 分合闸速度的一致性：断路器在不同工作条件下的分合闸速度应保持一致，以确保其稳定性和可靠性。

具体的分合闸速度标准取决于断路器的类型和额定电流。

根据IEC 62271-100标准，低压断路器的分闸速度一般应在0.1至0.3秒之间，合闸速度一般应在0.05至0.15秒之间。

高压断路器的分合闸速度标准可能会略有不同，并且还会根据具体的额定电流等参数进行调整。

需要注意的是，分合闸速度标准可能会因国家和地区而异，因此，具体的标准应根据当地的法规和规范进行确定。