4-断路器故障跳闸记录表
低压框架断路器频繁跳闸的故障
低压框架断路器频繁跳闸的故障发布时间：2021-06-15T15:40:09.740Z 来源：《基层建设》2021年第6期作者：王靖[导读] 摘要：低压框架断路器非全向保护装置是电气设备中较为重要的组成部分，由于其自身的保护功能，能够避免设备线路运行中发生问题，保障电气系统设备的安全性。
江苏大全凯帆开关股份有限公司 212200摘要：低压框架断路器非全向保护装置是电气设备中较为重要的组成部分，由于其自身的保护功能，能够避免设备线路运行中发生问题，保障电气系统设备的安全性。
不过在日常检修工作中，由于安装位置的复杂性、多样性，经常会存在漏检、错检的情况，进而引发跳闸故障。
为此，本文就针对低压框架断路器频繁跳闸故障展开分析，并给出了专业的意见。
关键词：低压框架断路器；跳闸故障；安全性为保证断路器非全向运行的可靠性，在日常作业中，应开展断路器跳闸故障检测工作，准确了解跳闸故障出现成因，故障所在区域的具体情况，并给出专业解决方案，以确保电气系统设备的正常运行，保障系统设备运行的安全性。
1低压框架断路器跳闸的故障1.1操作机构反复储能问题低压框架断路器的操作机构在运行过程中出现反复储能问题，这主要是由于以下几方面原因造成的：一是温度变化。
开关操作机构在运行中，需定期添加润滑油，但润滑油介质在长时间运行状态下，会受到温度影响，自身发生变质，这就会缩短其正常使用时间，导致开关操作机构出现运行掣肘或存在较大阻力，缩短设备构件使用寿命。
就比如在电除尘区域内，高负荷部位的低压配电开关出现故障的频率就明显高于低压负荷配电开关。
二是操作频率低。
开关操作机构如果长时间不使用或操作频率较低，设备内部零部件会发生变化，再次使用时出现各种故障问题，如内部粘连。
所以厂家一般建议对于不频繁操作使用的开关要加以保养，并定期润滑。
三是维护周期较长。
目前框架断路器的检修维护时间一般在一年左右，这一过程中，开关操作机构一直处于运行状态，较长的维护时间，使得设备构件稳定性受到波及，容易引发故障问题。
KJZ-400、200馈电开关电
5
11 保护试验 2 累计信息 3 故障查询 4 保护功能查询
15 检修模式
关闭
6 实时显示观察窗
7 返回上屏
图5
图6
(1)保护试验:
实时显示状态下按“确认”键进入（图 4）；
按“选择”键移动光标至“2 操作员菜单”，按“确认”键进入该选项；
按“选择”键移动光标至“1 保护试验”，按“确认”键进入该选项（图 7）。
1
(2).产品型号及含义
KJZ–□ / □
额定电压
额定电流
真空
隔爆兼本质安全型
馈电开关
(3).防爆型式
矿用隔爆兼本质安全型
防爆标志
4.使用条件
Exd[ib]I
(1)海拔高度不超过 2000m；
(2)环境温度为－5℃～+40℃
(3)空气湿度不大于 95%（+25℃）；
(4)无足以腐蚀金属和破坏绝缘的气体或蒸汽的环境中；
设备安装到位后请保持开关在合闸状态下按确认进入界面操作员菜单实时显示观察窗界面如图23然后按下漏试键待零序电压零序电流显示值稳定后记录下两值退出窗口再按确认进入界面工厂菜单出厂参数零序电压零序电流根据所记录值设定动作门槛值门槛值略低于记录值即可负载有变化时再根据以上步骤做相应的更改提示
安装前详细阅读使用说明书
按“确认”键返回上屏。
瓦斯保护 超标点
温度保护 超温点
闭动 1.0%20 秒解
关闭
65℃
图 13
漏电项目 漏闭保护 选漏保护 选漏保护
打开 打开 50mS
图 14
不平衡保护
关闭
欠压保护
打开
三相不平衡 动作时间
65% 60 秒
10kv单相接地故障引起断路器跳闸的分析
回。经以上分析，
此次保护动作正确。
第 27 卷 2019 年第 10 期 农村电工
47
农电技术
安全第一
NONGCUN DIANGONG
主持：
朱
宁
一起 10 kV 与 6 kV 线路
交叉跨越接地故障分析
（054100）国网河北沙河市供电公司
1
张爱书
故障情况
2019 年 5 月 16 日 9 时 41 分 15 秒，
主持：
朱
宁
农电技术
安全第一
NONGCUN DIANGONG
10 kV 单相接地故障
引起断路器跳闸的分析
（620360
620360）
）国网四川洪雅县供电公司
1
事故经过
2018 年 3 月 7 日，
晴，
13∶05，
我外出发现 10 kV 线
路疾控中心支线 L2 相导线掉在地上，
立即在此警戒并
询问当值调控员 10 kV 线路是否带电，
Uj=Up，
以下的
计算也按此标准。10 kV B 线路从 925 断路器至断线
点 为 LGJ- 120 导 线 长 度 为 12.5 km。 10 kV B 线 路 从
921 断路器至断线点为 LGJ-70 导线长度为 0.1 km（断
线支线只有 0.01 km 所以忽略不计）。
配电架空线线路单位长度阻抗实测值（Ω/km）如
计算与测量
电流比较如表 2，
可以确认设想结果成立。
根据保护装置实测值分析保护动作的正确性如
下。
表2
实测电流
理论计算
折算到一
电流 A
次值 A
818.08
断路器故障处理规范范文
断路器故障处理规范范文1. 断路器动作跳闸后，值班人员应立即记录故障发生的时间，停止音响信号，并立即进行“事故特巡”检查，判断断路器本身有无故障。
2. 断路器对故障跳闸线路实行强送后，无论成功与否，均应对断路器外观进行仔细检查。
3. 断路器发生拒动或误动，应将该断路器脱离系统并保持原状，待查清原因并消除缺陷后方可使用。
4. SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故，值班人员接近设备要谨慎，尽量选择从“上风”接近设备。
要戴防毒面具，穿防护服。
5. 断路器在运行中发生爆炸，冒烟起火，引线断线以及合后内部有异常响声，应设法隔离该断路器。
6. 10KV断路器严重缺油时，应尽快切断该断路器的直流控制电源，并悬挂“不许拉闸”的标示牌，汇报所领导及调度。
处理方法：如果低压侧能倒换并列的先行倒换，然后断开该回路的低压负荷，最后断开该缺油开关。
7. 断路器跳闸回路有断线信号发生后，应首先检查断路器位置信号灯是否熄灭，控制保险是否熔断，然后检查断路器跳闸回路辅助接点是否良好，查出后应及时处理，若仍不能消除，可按第219条规定方案进行处理。
8. 断路器拒绝合闸可能有下列原因引起：8.1、直流母线电压过低。
8.2、控制开关返回过早，接点接触不良。
8.3、合闸回路辅助接点接触不良或配合不好。
8.4、合闸保险熔断或接触器接点烧毛接触不良。
8.5、合闸继电器故障。
8.6、机构有故障，跳闸机构未复归，合闸铁芯卡住，传动机构脱扣或卡住等。
8.7、液压操作机构油压过低或SF6断路器SF6气压过低。
9. 断路器拒绝跳闸可能有下列原因引起：9.1、操作保险熔断或控制回路断线。
9.2、跳闸回路辅助接点接触不良。
9.3、控制开关或合闸按钮接点接触不良。
9.4、断路器低压跳闸动作电压太高或直流母线电压过低。
9.5、跳闸继电器有故障。
10. 断路器有下列情况之一者，应申请立即停电处理：10.1、套管有严重破损和放电现象。
10.2、断路器内部有爆裂声。
SN4-10G断路器
SN4-10G型少油断路器检修一、SN4－10G型开关技术数据额定电压（KV）10最大工作电压（KV）11.5额定电流（KA）5000极限开断电流（KA）105断流容量（MVA）1800极限通过电流峰值（KA）300合闸时间（S）≯0.65固有分闸时间（S）0.15合闸速度刚合（m/s） 2.1～2.5 最大（m/s） 2.2～2.6分闸速度刚分（m/s） 1.7～2.0 最大（m/s） 2.0～2.5二、SN4－10G型开关调整技术数据序号项目单位标准1 开关横梁之行程mm 420±202 动触头插入静触头深度mm 95－1003 动触头插入静触头座剩余行程mm 20－254 触头顶部与导电板底面距离mm 23±35 三相不同期不大于mm 56 同相不同期不大于mm 37 同相两油箱高度差不超过mm 38 异相油箱高度差不超过mm 59 中间轴与样板测量差mm ±310 主轴转动角度度5411 合闸时脱扣制动板扣入mm 3－512 合闸终止支架与滚轮间过冲mm 1－213 合闸铁心行程过冲mm 1.5－514 触指与触刀接触压力kg 14±115 主回路接触电阻不大于uΩ2016 灭弧回路接触电阻不大于uΩ30017 拉杆拧入拐臂接头深度不大于mm 25三、CD8－370型直流电磁操作机构技术数据所配断路器型号消耗电流计算值（A）操作电压（V）线圈电阻20℃时欧姆值220 V 220 V 220 V合闸线圈分闸线圈合闸分闸合闸分闸SN4－10G 166 2.5 187～242 143～264 1.22～1.47 81～95四、断路器检修步骤1. 修前各部数据测量2.本体分解2.1 分解引线、排气管、油气分离器及隔板。
2.2 分解动触头，放油。
2.3 分解顶盖、消弧室、绝缘筒。
2.4 分解静触头。
2.5 分解油缓冲器。
3. 触头检修3.1 清扫检查横梁，提升杆、触指（主触刀）。
变电站常用记录填写规范
变电站常用记录填写规范
5）高压安全工器具台账（内容字体为宋体、 11号、居中，16开纸打印）： 每值检查高压安全工器具的数量、完好 情况,依据高压安全工器具台账及有关规定进行 检查,将检查情况详细记入在设备定期维护记录。 6）低压安全工器具台账（内容字体为宋体、 11号、居中，16开纸打印）： 每月检查低压安全工器具的数量、完好 情况,依据低压安全工器具台账及有关规定进行 检查,将检查情况详细记入在设备定期维护记录。
变电置调试工作记录 1 ）本记录由继电保护工作负责人填写并签名， 按工作时间顺序进行填写，验收人签名、值班 长审核，并通知所有值班员知道其工作全部内 容。 2）填写内容：试验人员在装置和回路上的工 作项目及简要内容，接线及定值变更情况等工 作内容，试验、校验中发现的异常及处理情况， 操作试验和带负荷试验结果；装置的使用，操 作方法、注意事项及能否投入运行的结论性意 见。
变电站常用记录填写规范
十六、领导巡视检查记录 上级领导来站检查时及时交领导填写， 领导走后，应对领导指示和要求认真讨 论，提出改进措施，并由站长签名。 十七、变电运行分析记录 每月月初由站长组织全站运行人员对 上月的运行情况进行综合分析，专题分 析可以不定期的进行，根据本站的运行 情况提出分析的内容、通过分析讨论找 出存在的问题，针对存在问题采取相应 措施。
变电站常用记录填写规范
二十五、两票合格率记录 记录两票的张数，不合格张数，合格率、年内两 票累计，一月进行一次统计、误操作后操作记录中断， 重新统计操作次数。电子版上报后，依然填写此记录。 二十六、个人业务学习笔记 业务学习笔记每人一本，每月至少两次，站上统 一个人业务学习笔记本，填写每次处、站要求培训的 具体学习内容。 二十七、个人政治学习笔记 政治学习笔记每人一本，每月学习一次，站上统 一个人政治学习笔记本，每次学习内容不少于500字， 并填写学习时间。选择内容要与工作有关、积极向上。
电流闭锁电压速断保护实验
电流闭锁电压速断保护实验一、实验目的（1）掌握电流闭锁电压速断保护的电路原理、保护范围和整定原则。
（2）理解保护电路中各继电器的功用和整定方法。
（3）提高电流闭锁电压速断保护的电路接线和实验操作技能。
二、预习与思考（1）保护装置中的电压继电器、电流继电器、中间继电器、信号继电器等在电路中各起到什么作用？（2）电路中各个继电器的参数是根据什么原则整定的？（3）假如电流继电器的线圈误接入了交流电压会出现什么严重后果？误接入直流操作电压是否也会出现严重后果？（4）为什么电流继电器在电路中既可以判断线路故障，同时在电压回路断线时又能起到闭锁作用？三、原理说明电流闭锁电压速断保护是由电压速断保护和电流闭锁装置两部分组成。
当线路发生短路故障时，母线电压剧烈下降。
利用这一特征，当电压下降至预先整定的数值时，低电压继电器（图中的1YJ、2YJ、3YJ）接点闭合而作用于跳闸，瞬时切除故障，这就构成了电压速断保护。
下图所示的线路 X 装设瞬时动作的电压速断保护。
由于保护瞬时动作，为了满足选择性要求，它的保护范围必须限制在本线路X以内。
为此，低电压继电器的动作电压必须低于线路末端短路时母线上的最小残余电压。
图中曲线1为最小运行方式下线路各点短路时母线上的残余电压。
由图可见短路点距电源端愈近，母线残压愈低。
在系统运行方式变化时，线路同一地点短路时母线上的残压是不同的。
在最小运行方式下短路时，母线残压较低；在最大运行方式下短路时，母线残压较高。
图中曲线2即为最大运行方式下线路各点短路时母线残压曲线。
为了保证选择性，低电压继电器的动作电压 U dz应小于最小运行方式下线路 X末端短路时母线上的残压U Cmin，即写成等式：式中，U Cmin——最小运行方式下，线路X末端短路时，母线上的最小残压；K K——可靠系数，取1.2～1.3。
上图中直线3即为电压速断装置的动作电压值，即它与曲线2、1的交点。
N、M给出了在最大与最小运行方式下电压速断装置的保护范围L II与L I。
断路器及隔离开关异常及事故处理
断路器及隔离开关异常处理一、断路器异常处理1．SF6断路器SF6气体压力低的处理①断路器SF6气体泄漏引起如断路器SF6气体漏气，压力不低于闭锁值时,但发出“SF6气体压力过低”报警信号，则说明有压力异常,应记录记录压力值,此时应并加强监视，并通知相关部门处理。
如断路器SF6气体严重漏气，压力低于闭锁值并发出闭锁信号时，不能对断路器进行分合闸。
应立即断开该断路器操作电源，与调度联系将负荷转移出去，并采取措施将故障断路器隔离。
处理前室内应开启通风装置，待15min后可进入,接近设备时应戴防毒面具及穿防护服。
②SF6气体密度继电器或表计失灵引起将表计的数值与当时环境温度折算到标准温度下的数值比较判断,确认SF6断路器压力低因密度继电器故障原因、表计指示不正确原因引起，应通知专业人员处理。
2．断路器拒绝合闸的处理①控制或合闸电源消失：如果是控制电源空开（熔断器）或合闸电源空开（熔断器)跳开（熔断），应合上（更换）控制电源空开（熔断器）或合闸电源空开(熔断器），正常后，对断路器进行合闸;如果是控制或合闸回路其他原因引起，且不能查找到故障或查到故障后运行人员不能处理的，应通知专业人员处理。
②就地操作切换开关在“就地”位置：将操作切换开关由“就地”位置切换至“远方位置。
③直流母线电压过低：调节蓄电池组端电压，使电压达到规定值.④SF6压力过低闭锁：确认SF6气体压力过低后，应通知专业人员处理,在未处理正常前,严禁对断路器进行合闸操作.⑤液压压力过低闭锁：确认液压压力过低后，应通知专业人员处理,在未处理正常前，严禁对断路器进行合闸操作.⑥弹簧未储能：若是储能电源空开跳开,应立即合上储能电源空开进行储能，如其他原因不能查找但又及需送电的,应断开储能电源开关后进行手动储能,储能正常后即可进行合闸，若弹簧储能系统零部件故障不能手动储能则通知专业人员处理。
⑦其他不能处理的故障：作缺陷上报调度及相关部门,通知相关专业人员处理。
断路器的防跳(跳跃闭锁)控制回路
断路器的防跳（跳跃闭锁）控制回路当合闸回路出现故障时进行分闸，或短路事故未排除，又进行合闸（误操作），这时就会出现断路器反复合分闸，不仅容易引起或扩大事故，还会引起设备损坏或人身事故，所以高压开关控制回路应设计防跳。
防跳一般选用电流启动，电压保持的双线圈继电器。
电流线圈串接于分闸回路作为启动线圈。
电压线圈接于合闸回路，作为保持线圈，当分闸时，电流线圈经分闸回路起动。
如果合闸回路有故障，或处于手动合闸位置，电压线圈起启动并通过其常开接点自保持，其常闭接点马上断开合闸回路，保证断路器在分闸过程中不能马上再合闸。
防跳继电器的电流回路还可以通过其常开接点将电流线圈自保持，这样可以减轻保护继电器的出口接点断开负荷，也减少了保护继电器的保持时间要求。
有些微机保护装置自己已具有防跳功能，这样就可以不再设计防跳回路。
断路器操作机构选用弹簧储能时，如果选用储能后可以进行一次合闸与分闸的弹簧储能操作机构（也有用于重合闸的储能后可以进行二次合闸与分闸的弹簧储能操作机构），因为储能一般都要求10秒左右，当储能开关经常处于断开位置时，储一次能，合完之后，将储能开关再处于断开位置，可以跳一次闸；跳闸之后，要手动储能之后才能进行合闸，此时，也可以不再设计防跳回路。
1．断路器的“跳跃”现象及危害如果手动合闸后控制开关（SA的手柄尚未松开 5—8触点仍在接通状态）或者自动重合闸装置的出口触点K1烧结，若此时发生故障，则保护装置动作，其出口K2触点闭合，跳闸线圈YT通电起动使断路器跳闸，则QF2接通，使接触器KM又带电，使断路器再次合闸，保护装置又动作使断路器又跳闸……，断路器的这种多次“跳一合”现象称为“跳跃”。
如果断路器发生跳跃，势必造成绝缘下降、油温上升，严重时会引起断路器发生爆炸事故，危及设备和人身的安全。
2．断路器的“防跳”控制回路在35kV及以上电压的断路器控制回路中，通常加装防跳中间继电器KCF，如图5－3所示。
KCF 常采用DZB型中间继电器，它有两个线圈：电流起动线圈KCF1，串接于跳闸回路中；电压（自保持）线圈KCF2，与自身的动合触点串联，再并接于合闸接触器KM的回路中。
断路器常见故障分析与处理方案
断路器常见故障分析与处理方案摘要：断路器是电力系统发电厂及变电站的重要设备,本文主要对其常见故障进行分析，并提出处理方案，以供参考。
关键词：断路器故障分析处理0 引言河南油田电网由110kv、 35kv输电线路、变电站、开关站及配电线路、变配电设施构成。
断路器作为高压开关设备，在油田电网各变电站应用广泛,其可以关合并承载、开断正常运行下的电流，同时在规定的时间内，安全切断故障短路电流、过电流故障，以有效保护变配电设备。
但在变电站运行过程中，断路器故障较多，影响了油田电网供电可靠性。
因此对断路器主要故障原因进行分析具有重要意义。
本文在分析断路器常见故障的基础上，提出了一些方案对策，以供探讨，进而有利于促进油田电网的稳定、安全、长远发展。
目前，油田电网使用的断路器主要有六氟化硫气体断路器（SF6）和真空断路器。
1断路器常见故障及分析断路器常见故障有：断路器拒绝合闸、断路器拒绝跳闸、断路器偷跳或误跳、断路器灭弧介质异常。
引起断路器故障的主要原因有电气回路故障和机械部分故障。
1.1拒绝合闸拒绝合闸往往是在合闸或重合闸时发生的故障，其原因为电气回路故障或机械部分故障。
断路器拒绝合闸的原因：1）合闸电源消失，如合闸电源、控制电源的空气开关未合上或接触不良。
2）就地控制柜内合闸电源小空开未合上。
3）断路器合闸闭锁动作，信号未复归。
4）断路器操作控制柜内“远方－就地”选择开关在就地位置。
5）控制回路断线。
6）同期回路断线。
7）合闸线圈及合闸回路继电器烧坏。
8）操作继电器故障。
9）控制把手失灵。
10）控制开关接点接触不良。
11）断路器辅助接点接触不良。
12）操作机构卡涩故障。
13）直流电压过低。
14）直流接触器接点接触不良。
15）直流两点接地。
1.2拒绝跳闸断路器拒绝跳闸的原因：1）跳闸电源消失，如跳闸空开、控制空开未合上或接触不良。
2）就地控制柜内跳闸电源小开关未合上。
3）断路器跳闸闭锁动作，信号未复归。
4）断路器操作控制柜内“远方－就地”选择开关在就地位置。
一起集电线路零序Ⅱ段动跳闸原因分析及预防措施(9月19日) (1)
一起集电线路零序过流Ⅱ段动作跳闸原因分析及预防措施文/运维管理部董参参摘要：风电场变电站最容易发生事故的设备就是架空线路，其中单相接地故障引起零序过流Ⅰ段动作占很大比例，极少数现场出现零序过流Ⅱ段动作跳闸，零序过流Ⅱ段动作大多数是二次设备异常引起的误动。
本文主要分析了一起集电线路零序过流Ⅱ段动作跳闸事故，阐述了检查过程及预防措施，从而给其他现场处理类似事故提供一定的帮助。
关键字：零序电流互感器零序电流接地线一、事故过程及设备简介：2014年5月我站35kV润风六线集电线路因零序Ⅱ段动作，断路器跳闸，查看监控系统报文可知，在跳闸前，该集电线路曾多次报整组启动。
该线路共计10台箱变，总容量为25MW，线路采用南瑞继保的PCS9612线路距离保护装置，零序保护电流由外部专用的零序CT引入。
跳闸前线路有10台机组并网运行，有功功率约为21.56MW，电流值约为:Ia 338.49A, Ib 338.1A, Ic 338.23A。
二、跳闸故障分析：设备跳闸后，后台监控报文显示为零序Ⅱ段动作跳闸，零序电流0.195A，就地检查综合保护装置报警情况，报警内容与后台一致，设备动作正确。
随后现场人员分析了故障录波装置记录的跳闸波形，故障录波显示瞬时值波形如图1、有效值波形如图2。
图1（跳闸时刻电压电流瞬时值）图2（跳闸时刻电压电流有效值）通过跳闸故障时刻的瞬时值和有效值分析可知，跳闸时刻35kV母线电压平衡，相电压无明显降低或者升高，也没有产生零序电压，瞬时值波形平滑，无畸变。
跳闸时刻电流瞬时值波形为平滑的正弦波，没有发生畸变，所以一次设备没有发生放电现象。
通过理论推断可知，如果集电线路发生了接地故障，不但该集电线路有零序电流，该段母线上的接地变也会产生零序电流，对比接地变和跳闸集电线路的零序电流，发现该段母线上的接地变并没有零序电流，如图3所示。
由此推断一次设备运行正常，没有发生单相接地，或者相间短路等故障。
图3（跳闸时刻线路零序电流为0.19A和接地变零序电流为0.00A）图1、图2都有一个异常现象，在跳闸时刻有零序电流，显示电流值为0.19A ，并且35kV润风六线电流Io在跳闸时刻之后还一直存在，显示的电流值为0.19A。
SN4-型少油断路器维护检修规程
10型少油断路器维护检修规程SN4-203.1检修周期3.1.1小修周期每1~3年进行一次。
3.1.2大修周期新安装的断路器投入运行一年后应进行第一次大修；对于正常运行的断路器，每3~5年1次。
3.1.3临时性检修每切断一次严重短路故障或运行中存在威胁安全供电的严重缺陷，均应停止其运行，组织有关人员进行临时性检修，检修项目根据具体情况确定。
下次大修期限应从临修后算起。
3.2检修项目与质量标准3.2.1小修项目与质量标准（见表3-7-1）表3-7-1小修项目与质量标准序小修项目质量标准号1 检查母线接头接触部件应无过热变色现象，压紧螺栓应坚固完整2 检查主接触指主接触指应光滑、无烧损、完好清洁、并涂有适量导电膏或中性凡士林油3检查清扫支座瓷瓶和套管瓷瓶各部瓷件应清洁、无灰尘油垢、完整良好无破裂放电痕迹4 检查油箱、油位计、放油阀及油质1.油位油色京戏正常，无渗漏油现象2.油色变黑或有杂质应换合格绝缘油5 检查绝缘拉杆1.拉杆就完整，无损伤2.三相拉杆应垂直，且位于同一水平面上3.与操作机构连接应可靠、牢固6 检查油缓冲器1.动作应灵活，无卡阻现象，合闸后应能自由返回2.合闸弹簧缓冲下部螺栓应紧固3.缓冲器应无渗、漏油现象7 检查操作机构1.转动部位应润滑良好、动作灵活2.横梁应完整无损，开口销、弹簧及螺栓应完整无缺8检查各部压紧螺栓各压紧螺栓应有弹簧垫圈，压平无松动9 检查断路器接地应良好无锈蚀10检查绝缘油耐压强度绝缘油试验应合格，符合中石化预试规程规定11 检查分闸线圈和合闸接触器最低动作电压1.分闸线圈最低动作电压应在30%～65%U e范围内可靠动作2.合闸接触器线圈动作电压应在30%～80%U e范围内可靠动作12 预防性试验用2500V兆欧表测量，相间和对地绝缘电阻不应低于1000MΩ标准按中石化运行规程3.2.2大修项目与质量标准（见表3-7-2）检修工艺参照水电部颁布的《断路器检修工艺规程》及制造厂安装使用说明书执行。
实验四 自动重合闸实验
实验四 自动重合闸实验一、实验目的1、了解自动重合闸的作用2、了解自动重合闸装置的原理3、了解自动重合闸与继电保护之间如何配合工作二、基本原理1．DCH-1重合闸继电器构成部件及作用运行经验表明，在电力系统中，输电线路是发生故障最多的元件，并且它的故障大都属于暂时性的，这些故障当被继电保护迅速断电后，故障点绝缘可恢复，故障可自行消除。
若重合闸将断路器重新合上电源，往往能很快恢复供电，因此自动重合闸在输电线路中得到极其广泛的应用。
在我国电力系统中，由电阻电容放电原理组成的重合闸继电器所构成的三相一次重合闸装置应用十分普遍。
图4-1为DCH-1重合闸继电器的内部接线图。
图4-1 DCH-1型重合闸继电器内部接线图继电器内各元件的作用如下：（1）时间元件KT 用来整定重合闸装置的动作时间。
（2）中间继电器KAM 装置的出口元件，用于发出接通断路器合闸回路的脉冲，继电器有两个线圈，电压线圈（用字母V 表示）靠电容放电时起动，电流线圈（用字母I 表示）与断路器合闸回路串联，起自保持作用，直到断路器合闸完毕，继电器才失磁复归。
（3）其他用于保证重合闸装置只动作一次的电容器C 。
KAM 3KAM 1KT 2 1KAMIKAM 424 317RHL53RVKAM686R4R75RKT10 KAM 212CKT 1用于限制电容器C的充电速度，防止一次重合闸不成功时而发生多次重合的充电电阻器4R。
在不需要重合闸时（如手动断开断路器），电容器C可通过放电电阻6R放电。
用于保证时间元件KT的热稳定电阻5R。
用于监视中间元件KAM和控制开关的触点是否良好的信号灯HL。
用于限制信号灯HL上电压的电阻17R。
继电器内与KAM电压线圈串联的附加电阻3R（电位器），用于调整充电时间。
由于重合闸装置的使用类型不一样，故其动作原理亦各有不同。
如单侧电源和两侧电源重合闸，在两侧电源重合闸中又可分同步检定、检查线路或母线电压的重合闸等。
13、变电站所现场记录填写实施细则
变电站所现场记录填写实施细则为强化变电运行分局各种记录的管理，使记录做到标准化、规范化，统一化，结合分局实际，特制定本细则，望分局全体运行人员严格遵照执行。
对违反有关规定者，按分局颁发的经济考核标准予以考核。
一、运行工作记录簿本记录由值班负责人填写，并对其正确性负全部责任,且填写中不得空行。
本记录每日由所领导审查并签名。
１.所填内容：⑴.系统及本所接班时的运行方式（包括所用电系统、直流系统）；⑵.设备检修试验、安全措施布置的全过程（包括收票、许可、收工、延期、转移、工作负责人变更、终结、验收、遗留问题）。
其中时间要准确，过程按先后顺序逐项填写（工作票应注明收票时间、开工收工时间、销票时间、工作票号及工作任务）；⑶.事故障碍异常发生时的现象、详细处理经过及遗留问题；⑷.交接班及中途巡视设备情况及发现并经所领导核实的大、小设备缺陷；⑸.继电保护和自动装置调试情况；⑹.倒闸操作的全过程（操作时间填写应分行填写以下内容：下令时间、操作开始时间、操作完毕时间、汇报时间）；⑺.调度及上级有关运行通知；⑻.班前、班后会内容（班前会应有当值人员分工、交待上班遗留的问题及注意事项、当值期间需注意的问题；班后会应对本班工作做小结，向下一班交待未完的操作指令及未收工或销票的工作票，现场未拆除的安全措施，交班巡视发现的而尚未处理并需加强监视的设备缺陷及其他需交待的事宜）；⑼.运行工器具的管理。
⑽.与运行有关的其它事宜。
２.按时按规定进行交接班手续并签名。
３.年、月、日、星期及天气由交班值班负责人填写。
二、操作记录簿本记录由操作人填写并对其正确性负责，交班前由值班负责人审查。
副所长每周审查一次。
１．填写说明：在值班负责人接受操作命令后，由所指定的操作人填写发令时间、发受令人姓名、指令编号（如地调综字＃＊＊、地调操字＃＊＊、中调综字＃＊＊、中调操字＃＊＊、中调口头、地调口头、所领导口头等等）若用操作票操作需填站票编号即＊操字＃＊＊、所发布命令的内容。
断路器故障跳闸记录
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断路器故障跳闸记录
35kV变电站
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万能式断路器故障的判断和检修办法全套
万能式断路器故障的判断和检修办法全套一.万能式断路器跳闸，重新合闸失败1.首先确定断路器是否为非事故跳闸非事故跳闸系指未发生短路和过载故障而跳闸。
断路器不能合闸的原因较多，首先要确定是线路短路和过载原因引起的跳闸，还是断路器自身或控制回路有故障。
以下用方框图来说明查找和确定是线路故障还是断路器故障的步骤和方法（图1）。
在确定是断路器故障后，抽出断路器（指抽屉式断路器）检查。
2.万能式断路器常见故障检修(1)因欠压脱扣器失电而使断路器不能合闸电压过低或欠压脱扣器线圈失电故障，都会使断路器跳闸而导致不能重新合闸。
以下四种情况会引起欠压脱扣器线圈失电。
①保护回路熔断器熔断，如RT14,造成回路不通，欠压脱扣器的脱扣线圈失电；②闭合按钮、继电器接点、断路器辅助触头等接触不良，元件损坏，均可能导致回路不通，脱扣线圈失电；③回路中的连接导线断线、压接螺丝松动松脱，也会导致回路不通，脱扣线圈失电；④由于欠压脱扣器的线圈长期处于通电工作状态，环境污染和衔铁吸合不灵活或铁芯和衔铁之间空气隙过大，都容易使电流过大而导致脱扣线圈发热而烧毁，失去脱扣线圈的功能。
上述故障通过观察和简单的检查测试就可做出正确判断，所以一旦发现故障点就应及时排除，如接点松脱要紧固，元件损坏和线圈烧毁即需更换。
(2)机械系统故障，造成断路器不能合闸，断路器操作机构经多次跳闸和合闸后，机构严重磨损，可能会出现以下故障。
①电动机传动机构磨损，如ME开关的蜗轮、蜗杆受损，就不能驱动断路器的操作机构再扣、合闸。
蜗轮、蜗杆更换较复杂，需要专业人员维修。
②自由脱扣机构磨损，使断路器再扣困难，脱扣容易，有时勉强扣住,一遇振动，则自行脱扣；有时再扣后，一合闸就滑扣。
这时应旋转调节螺钉，调整脱扣半轴与跳扣的相对位置,使其接触面积在2.5mm2左右，必要时更换相应的零部件。
③操作机构储能弹簧故障。
操作机构的开断储能弹簧在多次拉伸后松弛或失去弹性，闭合力变小，合闸时，断路器的四连杆机构无法推到死点位置，机构不能自保持在合闸位置，因此，断路器也不能正常闭合。
输电线路故障断路器跳闸处理方法
输电线路故障的类型及跳闸原因 线路故障跳闸事故处理方法 2.处理方法：
(1)当线路保护动作，断路器跳闸后，现场运行人员应对故障跳闸后 发生的现象认真检查。并根据表计指示、保护及自动装置的动作情 况、重合闸是否重合成功、断路器跳闸情况、故障录波器的动作情 况，分析和判断保护及自动装置的动作行为。 (2)将现场检查情况及时向调度员汇报。 (3)线路保护动作跳闸，无论重合闸装置是否动作或重合成功与否， 均应对跳闸断路器进行外观检查，主要检查断路器的三相位置、油 位、油色、有无喷油现象，SF6 断路器有无漏气现象、压力是否正 常等。另外，还要检查断路器所连接设备、出线部分有无短路、接 地、放电闪络、断线等异常情况。
输电线路故障的类型及跳闸原因 线路故障跳闸原因
• （1）架空输电线路倒杆塔事故，一般发生在暴风雨且类似 龙卷风的恶劣气候条件下。 • （2）架空输电线路雷击跳闸事故，每年雷雨季节，线路都 不同程度地被雷击，这是引起线路跳闸的主因素之一。 • （3）冬季导、地线覆冰事故，如果导线、避雷线覆冰，其 荷载增加，首先改变导线或避雷线的弧垂，其次破坏金具、 绝缘子串和引起倒杆断线，导致线路跳闸。
输电线路故障断路器跳闸处理方法
内容概述
一、输电线路故障的类型及跳闸原因 二、线路保护配置情况
三、线路故障跳闸事故处理方法
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
输电线路故障的类型及跳闸原因 按类型分：
瞬时性故障：线路绝缘子闪络、大雾或大雪等天气原因造成 的沿面放电、大风、树枝或动物引起的对地短路或相间短路 等 。其中瞬时性故障出现的概率较大，甚至达到线路故障
输电线路故障的类型及跳闸原因 线路故障跳闸事故处理方法
二、线路发生单相永久性接地故障造成线路断路器跳闸的处理方法：
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断路器故障跳闸记录填写规范
1.断路器跳闸记录应按断路器编号分单元填写，记录断路器自动跳闸时间、保护及自动装置动作情况、自动跳闸累计次数。
2.断路器跳闸后，值班人员应将断路器跳闸的年、月、日、时、分准确地记入断路器跳闸记录的“跳闸时间”栏内，并与运行工作记录中的跳闸时间一致。
3.工作负责人填写断路器跳闸记录应字迹工整，并正确填写每页台头的设备名称。
4.“保护动作情况”栏填写何种保护动作及自动重合闸装置的动作情况，并要求定性准确、内容详细。
5.“自动跳闸累计次数”栏填写断路器跳闸累计次数，三相连动操作的断路器应记入A相记录栏，B相、C相记录栏内划“---”杠。
分相操作机构的断路器按相分别统计，累计次数应准确无误。
6.断路器大修或检修后，分闸累计次数应重新统计，并在备注栏内注明。
7.操作队班长（安全员）应经常性地查阅本记录，及时指出和纠正记录中存在的问题，并于每月25日前将存在问题汇总后，报站长进行考核。
8.操作队班长每月至少应对本记录进行一次全面检查，掌握记录填写情况，发现问题及时纠正。
9.110kV及以上电压等级的变电站出线，在距变电站2KM范围内发生短路故障时，要单独累计动作次数。