馈线断路器重合成功、重合失败与重合闸不启动的判断处理方法
重合闸故障的分析与排除
重合闸故障的分析与排除日前，我厂任三站的3台35kV进出线断路器由DW8型多油断路器更换为ZW17-40.5型真空断路器，控制及保护装置仍用原设备，重合闸为三相一次重合闸。
在进行传动试验时发现这样的问题：当模拟线路发生永久性故障时，重合闸反复动作重合，这是电网运行所不允许的。
经过认真分析我们找出了原因并制定了解决办法。
35kV进出线断路器的二次接线设计图如下(只画出和故障相关部分)： 当断路器在合位，KK电键(LW2-Z-1a,4,6a,40,20,20/F8)21 23接通，辅助开关QF①③断开，跳闸位置继电器TWJ不动作，TWJ⑧⑩断开，DH-2A重合闸继电器处于充电状态。
当线路故障保护动作跳开断路器时，QF①③闭合，TWJ线圈带电，TWJ⑧⑩闭合，重合闸继电器启动，到设定时间使断路器重合，重合后断路器重新储能。
若故障为瞬时性故障，断路器重合成功，继续运行。
若故障是永久性故障，断路器重合后马上又跳开，QF①③闭合，此时断路器储能未结束，储能行程开关ST⑦⑧处于断开状态，TWJ不能得电，TWJ⑧⑩断开，重合闸不启动，重合闸继电器处于充电状态，当断路器储能完毕(弹簧机构储能时间一般远大于15S)，ST⑦⑧闭合，TWJ线圈带电，TWJ⑧⑩闭合，此时重合闸继电器也已充电完毕(DH-2A重合闸继电器技术指标：在额定电压下充电15S～25S，继电器应可靠动作)，就会再次动作重合，如此循环往复。
造成这种现象的原因是断路器储能时间长于重合闸继电器充电时间，经过分析研究后，我们讨论出两种解决方案： 1、将TWJ⑧⑩拆除，用辅助开关QF的一对备用常闭触点取而代之，使得重合闸继电器启动回路不受储能行程开关影响。
这种方案需要辅助开关QF有一对备用常闭触点和机构箱至控制室保护屏的控制电缆能有一棵备用芯，需要。
220 kV线路断路器重合失败故障分析及处理措施
220 kV线路断路器重合失败故障分析及处理措施220 kV高压输电线路作为中长距离电能输送主要载体，在我国电力网络中占据非常重要的地位。
因此，对于其存在的断路器重合失败的故障，我们必须高度重视，并采取相应的措施进行处理。
基于此，本文就220 kV线路断路器重合失败故障及处理措施进行了分析，相信能对有关单位的需要提供一定的帮助。
1 故障现象某220 kV变电站的220 kV线路侧断路器在本间隔线路保护发出单跳重合命令后，断路器单相跳闸、拒合，导致本间隔的瞬时性故障发生后处于非全相运行状态，对侧零序保护动作，引发对侧线路跳闸。
2 原因分析工作人员对现场进行了认真检查后发现，本间隔户外汇控柜的控制电源为断开状态。
仔细检查该间隔二次回路发现，第一路控制电源与第二路控制电源间没有互串现象，二次接线与设计图纸相符。
量取了正电与负电之间的电阻值约为65 Ω，接近短路。
但在检查断路器机构时发现，断路器辅助开关触点有一层发生烧损。
随即对断路器辅助开关结构图进行了查看，发现断路器辅助开关在该层共有两对触点，一对常开，一对常闭。
常开接点串接于主分闸回路中，常闭接点串接于主分非全相回路中。
举例说明：A相主分闸回路中的QF1-17与QF1-19接点与主分非全相回路中的QF1-18与QF1-20接点就在辅助开关的同一层，QF1-18带正电，QF1-19带负电。
上述这种情况同样也存在副分闸回路中，常开接点QF1-21与QF1-23接点串接于副分闸回路中，常闭接点QF1-22与QF1-24接点串接于副分非全相回路中，且两对辅助接点位于同层布置，具体如图2所示。
根据断路器机构原理图，梳理了断路器辅助开关中同一层存在正电和负电的所有接点。
经过回路检查，发现每相总共有5层辅助接点有正负电同时存在的情况，它们分别用于主、副分闸回路，主、副分非全相回路，合圈监视回路中。
同时，每相辅助开关均有5层备用辅助接点。
通过对试验现象进行观察，在传动过程中，断路器机构辅助开关存在横向拉弧的放电现象，且同层触点发生烧损。
重合闸在实际应用中发现的问题及解决办法
重合闸在实际应用中发现的问题及解决办法作者：宋红波来源：《北京电力高等专科学校学报》2010年第21期断路器压力闭锁与继电保护装置或自动重合闸装置及其相关回路的配合直接关系到断路器能否正确动作。
本文主要结合某型断路器,论述弹簧未储能时,断路器应提供闭锁重合闸接点给继电保护装置或自动重合闸装置。
我公司在一500KV线路检修中出现过如下情况,合上机构电源当机构储能后断路器自动合闸的情况。
该线路断路器采用AREVA的GL317型断路器,自动重合闸装置采用南瑞公司的RCS-921A型装置及CZX-22R2型操作箱。
检查发现是由于断路器在机构储能未完成的情况下即失去储能电源,因合闸回路被切断,自动重合闸装置无TWJ开入而充电,恢复储能电源并储能完毕时回路接通,同时有TWJ开入,因而自动重合闸动作使断路器合闸。
RCS-921A型断路器失灵及自动重合闸装置重合闸有两种启动方式;保护跳闸启动与位置不对应启动。
其充电条件为;跳闸位置继电器不动作或线路有流,保护未启动,不满足重合闸放电条件。
以A相为例分析整个过程。
图1为A、B相合闸及跳闸位置监视图。
n5引出2109A至断路器机构为A相跳闸位置监视,n6引出2107A至断路器机构为A相合闸回路。
图2为机构相关部分回路图当储能机构未储能完毕即断开储能电源时,储能限位开关S04常开接点不能闭合,合闸回路不通,TWJ继电器回路也不通。
TWJ接点不动作,而此时重合闸把手在投入位置重合闸进行充电。
机构储能电源恢复后,弹簧机构储能完毕。
限位开关S04接点闭合使合闸回路接通,同时TWJ回路也接通。
跳闸位置开入给自动重合闸装置,重合闸动作通过合闸回路使断路器合闸造成误合闸。
为了解决此问题应将机构弹簧未储能接点也引入压力监视回路。
即引入053至下图n50位置,与压力降低共同闭锁重合闸。
当弹簧未储能时,其未储能接点闭合。
053带负电,将21YJJ、22YJJ等短接,使其继电器返回。
继电器常闭接点闭合开入"压力降低闭锁重合闸"给RCS-921A 自动重合装置,使重合闸装置放电。
馈线断路器合闸故障应急操作指南
馈线断路器合闸故障应急操作指南
应急操作流程图示说明
位置转换开关
第一步：联系供电调度将馈
线测控盘“远直单”位置转
换开关打至“直接位”。
打至“直接位”
向红灯侧转
动把手，合闸操作成功，断路器合闸，应急操作结束，操作失败，转第二步
第二步：联系供电调度，投
入备用断路器送电。
操作成功，应急操作结束，操作失败，转第三步
第三步：联系供电调度，将断路器本体“远方/当地”位置转换开关打至“当地位”。
打至“就地位”
当地电动合闸
操作成功，断路器合闸，应急操作结束，操作失败，转第四步
第四步：检查断路器小车位
置是否正常，储能是否正常。
位置不正常重新推入，储能
不正常使用摇把手动储能。
然后按压断路器本体机械合
闸按钮合闸。
小车位置正确
已储能按压机械合闸按钮。
10kV馈线保护大电流闭锁重合闸功能失效及解决措施
10kV馈线保护大电流闭锁重合闸功能失效及解决措施摘要:本文主要针对10kV馈线保护大电流闭锁重合闸功能的失效及解决措施展开了探讨，对大电流闭锁重合闸功能失效的原因作了系统分析，并给出了相应的解决措施，以期能为有关方面的需要提供参考借鉴。
关键词:10kV馈线保护；大电流闭锁重合闸；功能失效；解决措施大电流闭锁重合闸对10kv馈线保护有着十分重要的作用，因此，若大电流闭锁重合闸出现功能失效的故障，则会对10kv的馈线保护造成严重的危害。
我们必须要认真分析功能失效的原因，并及时采取措施做好解决。
基于此，本文就10kV 馈线保护大电流闭锁重合闸功能的失效及解决措施进行了探讨，相信对有关方面的需要能有一定的帮助。
1 保护动作情况(1)保护装置信息装置型号:南瑞继保RCS-9611B；软件版本:1.31.2，效验码:81A2。
(2)保护动作情况相对时间0ms时920间隔保护启动动作；20ms速断保护动作；33ms闭重过流保护动作；3123ms重合闸保护动作。
相关保护定值见表1，保护动作过程如图1所示，保护装置故障录波如图2所示。
表1 相关保护定值图1 保护动作时序图注:过流Ⅰ段为闭重过流保护，过流Ⅱ段为速断保护。
图2 10kV920间隔保护装置故障录波从保护动作情况可以看出，10kV馈线发生三相相间短路故障，二次故障电流为70.9A，故障电流达到闭重过流保护动作定值(66.5A)，闭重过流保护动作，但闭锁重合闸功能失效，重合闸动作。
2 现场试验及原因分析2.1 现场试验为了查明闭锁重合闸功能失效原因，申请断开920断路器，并对保护装置进行现场试验。
试验时故障电流大小为70A，不同的故障电流持续时间(t)下，920间隔保护装置的试验结果如图3、图4、图5所示。
图3 t≤34ms时保护装置试验结果图4 35ms≤t≤37ms时保护装置试验结果从图3―图5可看出，t≤34ms时，速断保护动作，重合闸保护动作，闭重过流保护不动作；35ms≤t≤37ms时，闭重过流保护动作，速断保护动作，重合闸保护动作，与此次故障情况一致，属保护误动作；t≥38ms时，闭重过流保护动作，速断保护动作，重合闸保护不动作，保护正确动作。
断路器分、合闸故障判断及处理技术
断路器分、合闸故障判断及处理技术断路器分、合闸故障判断及处理技术“拒分”、“拒合”、“误分”、“误合”是断路器运行中的常见故障，故障原因主要有电气和机械两方面（排除人为误操作因素后）。
本文拟就操动机构为电磁型（CD型）的断路器分、合闸故障的判断和处理方法做简单论述，供变电运行维护人员参考。
一、“拒合”故障的判断和处理发生“拒合”情况，基本上是在合闸操作和重合闸过程中。
此种故障危害性较大，例如在事故情况下要求紧急投入备用电源时，如果备用电源断路器拒绝合闸，则会扩大事故。
判断断路器“拒合”的原因及处理方法一般可以分三步。
①检查前一次拒绝合闸是否因操作不当引起（如控制开关放手太快等），用控制开关再重新合一次。
②若合闸仍不成功，检查电气回路各部位情况，以确定电气回路是否有故障。
检查项备保护动作造成停电时，若查明有分路保护动作，断路器未跳闸，应拉开拒动的断路器，恢复上级电源断路器；若查明各分路开关均未动作（也可能是保护拒掉牌），则应检查停电范围内设备有无故障，若无故障应拉开所有分路断路器，合上电源断路器后，逐一试送各分路断路器，当送到某一分路时电源断路器又再跳闸，则可判明该断路器为故障（“拒分”）断路器。
这时不应再送该断路器，但要恢复其他回路供电。
在检查“拒分”断路器除属可迅速排除的一般电气故障（如控制电源电压过低，或控制回路熔断器接触不良，熔丝熔断等）外，对一时难以处理的电气或机械性故障，均应联系调度，作为停用、转检修处理。
对断路器“拒分”故障的分析判断方法如下：①检查是否为跳闸电源的电压过低所致。
②检查跳闸回路是否完好，如果跳闸铁芯动作良好而断路器拒分，则说明是机械故障。
③如果电源良好，若铁芯动作无力、铁芯卡涩或线圈故障造成拒分，可能是电气和机械方面同时存在故障。
④若操作电压正常，操作后铁芯不动，则很可能是电气故障引起“拒分”。
常见的电气和机械方面的故障分别有：电气方面原因有：控制回路熔断器熔断或跳闸回路各元件如控制开关触点、断路器操动机构辅助触点、防跳继电器和继电保护跳闸回路等接触不良；跳闸回路断线或跳闸线圈烧坏；继电保护整定值不正确；直流电压过低，低于额定电压的80%以下。
断路器分、合闸故障判断及处理技术
断路器分、合闸故障判断及处理技术“拒分”、“拒合”、“误分”、“误合”是断路器运行中的常见故障，故障原因主要有电气和机械两方面（排除人为误操作因素后）。
本文拟就操动机构为电磁型（CD型）的断路器分、合闸故障的判断和处理方法做简单论述，供变电运行维护人员参考。
一、“拒合”故障的判断和处理发生“拒合”情况，基本上是在合闸操作和重合闸过程中。
此种故障危害性较大，例如在事故情况下要求紧急投入备用电源时，如果备用电源断路器拒绝合闸，则会扩大事故。
判断断路器“拒合”的原因及处理方法一般可以分三步。
①检查前一次拒绝合闸是否因操作不当引起（如控制开关放手太快等），用控制开关再重新合一次。
②若合闸仍不成功，检查电气回路各部位情况，以确定电气回路是否有故障。
检查项目是：合闸控制电源是否正常；合闸控制回路熔断器和合闸回路熔断器是否良好；合闸接触器的触点是否正常；将控制开关扳至“合闸时”位置，看合闸铁芯动作是否正常。
③如果电气回路正常，断路器仍不能合闸，则说明为机械方面故障，应停用断路器，报告调度安排检修处理。
经过以上初步检查，可判定是电气方面，还是机械方面的故障。
常见的电气回路故障和机械方面的故障分别叙述如下。
1.1电气方面常见的故障若合闸操作前红、绿灯均不亮，说明无控制电源或控制回路有断线现象。
可检查控制电源和整个控制回路上的元件是否正常，如：操作电压是否正常，熔断器是否熔断，防跳继电器是否正常，断路器辅助接点接触是否良好等。
当操作合闸后绿灯闪光，而红灯不亮，仪表无指示，喇叭响，断路器机械分、合闸位置指示器仍在分闸位置，则说明操作手柄位置和断路器的位置不对应，断路器未合上。
其常见的原因有：合闸回路熔断器熔断或接触不良；合闸接触器未动作；合闸线圈发生故障。
一起重合闸未动作原因分析及对策
一起重合闸未动作原因分析及对策发表时间：2019-01-16T10:50:48.140Z 来源：《电力设备》2018年第26期作者：许学云[导读] 摘要：针对220kV某某线路发生C相瞬时性故障，B变电站侧三相跳闸，重合闸成功，A变电站侧永跳不重合。
（云南电网有限公司保山供电局云南保山 678000）摘要：针对220kV某某线路发生C相瞬时性故障，B变电站侧三相跳闸，重合闸成功，A变电站侧永跳不重合。
通过分析发现B变电站侧误将永跳继电器TJR触点与三跳继电器TJQ触点，由短接线短接后，接入线路差动保护的远方跳闸开入回路，导致A变电站收到对侧远方跳闸信号，永跳不重合。
针对其缺陷，提出改进方案，并对类似故障提出建议。
关键词：远方跳闸信号；重合闸；故障分析 Abstract：Aiming at the C phase transient fault of 220kV certain line, B substation three-phase tripping and reclosing success,A substation side permanent jump reclosing does not coincide.Through analysis, it is found that the TJR contacts of the permanent jump relay and the three hop relay TJQ contacts are mistaken on the side of the B substation.After the short connection is short, the remote trip of the differential protection of the access line is opened into the loop, Resulting in the A substation receiving the opposite remote trip signal,The permanent jump does not coincide.In view of its defects, the improvement plan is put forward and suggestions for similar failures are put forward. Keyword：Remote trip signal；Reclosing ；fault analysis 0引言为使母线故障及断路器与电流互感器之间故障时对侧保护快速跳闸，远方跳闸功能用于传送母差、失灵等保护的动作信号[1]。
一起35kV线路跳闸后重合闸未动作及断路器无法遥控合闸分析
一起35kV线路跳闸后重合闸未动作及断路器无法遥控合闸分析摘要：随着社会的发展，人们对供电可靠性的要求越来越高，而重合闸的使用能够极大的降低线路的停电次数。
在进行电网的并网时，断路器的合闸方式对系统的稳定性也具有重要影响。
本文对一起35kV线路跳闸后重合闸未动作及断路器无法遥控合闸进行分析，对重合闸的启动方式、断路器合闸操作方式进行介绍，并提出处理措施。
关键词：重合闸、启动方式、断路器合闸操作方式、处理措施0引言自动重合闸装置在变电站中广泛使用，一旦发生未动作应分析其运行方式的原因还是装置问题，以便于对其进行处理，提升供电的可靠性。
随着现在电网的联络越来越紧密，采用断路器有压合闸，对系统稳定性的更好。
1 事故经过2019年7月在35kV1号变电站发生35kV12线路352断路器瞬时电流速断动作，重合闸未动作，故障电流：11.19A，故障相别：ABC，调度强送无法合闸，初步判断重合闸未动作可能是：重合闸未充电、重合闸回路存在问题、重合闸方式原因；无法遥控合闸的原因是：通信中断、断路器未储能、断路器合闸线圈烧毁、断路器机构卡死、断路器SF6气压低闭锁或者合闸回路、断路器合闸操作方式存在问题2 故障原因分析变电值班人员现场检查35kV1号变电站站内无接地现象，35kV线路保护装置重合闸充电正常，35kV12线路352断路器SF6气体压力正常、现场储能正常、断路器机构无明现异常、检查站内一二次设备无异常。
核对图1 35kV线路保护定值单35kV12线路352断路器投不对应启动重合闸，检无压方式重合闸。
由图2可知A、B、C电站和E一级电站是和地区电网并网。
因此，在35kV12线路352断路器跳闸后，35kV12线路依然带电，重合闸检测到线路有压，所以重合闸未动作。
目前方式更改为检同期重合闸，但因35kV12线路352断路器跳闸后，线路由小水电并网供电，无法满足同期角度，重合闸也不会动作。
图1 35kV12线路保护定值单因为1号变电站352断路器合闸操作方式，采用的是环网并列合闸，因2号变电站是小水电上网末端电压升高，1号变电站是系统电压，1号变电站352断路器作为合环点的测量功角>30°，闭锁了合环操作。
110kV线路重合闸拒动原因分析及处理
2019.4·今日自动化 109电气传动与电力 Electric Drive and Power电力系统中输电线路的故障大多都是瞬时性的，为了提高供电可靠性，线路保护都配有重合闸，如果是瞬时故障，则重合成功，反之则不成功，下面来分析一起110 kV 线路重合闸拒动的事件。
1 事件经过一座新建110 kV数字甲变电站，110 kV甲变电站主接线如图1所示，两条110 kV进线，线路1来自220 kV乙变电站，线路2来自风电场，单主变运行，110 kV断路器均为HGIS，互感器为电子式电流电压互感器（以下简称电子式互感器），110 kV线路保护配置为：光差、距离、零序保护；线路1重合闸投入，定值置1区，其整定值、控制字见表1。
110 kV甲变电站主接线如图1所示。
表1 重合闸整定值及控制字一、保护定值序号整定项目单位定值备注1重合闸时间s 1.5检母线无压线路有压，母线有压转检同期，置1区2重合闸时间s 6简单重合闸，置2区3同期合闸角⁰30二、控制字序号整定项目定值备注1重合闸检同期1检母线无压线路有压，母线有压转检同期，置1区2重合闸检母无压线有压13重合闸不检1简单重合闸，置2区线路1故障，光差保护动作，跳开线路1两侧132开关，220 kV乙变电站的132开关在4.5 s后重合成功，而110 kV甲变电站的132开关在1.5 s后没有重合，导致该站全站失压（风电场由于特殊性，在检测到甲变电站110 kV母线无压后立即跳开本侧102断路器）。
2 事件分析线路1故障，光差保护动作跳开两侧的132开关，风电场自动解列，跳开本侧102开关，此时甲变电站母线失压，4.5 s后，220 kV乙变电站的132开关重合成功，线路1带电，满足重合闸“母线无压线路有压”条件，那么经过延时1.5 s后，甲变电站的132应该重合，但事实上重合闸“拒动”，由图1知电子式互感器1装在132与1321间，此时110kV线路重合闸拒动原因分析及处理邓先进（贵州电网公司龙里供电局，黔南 551200）摘要：110 kV线路故障跳闸后，重合闸拒动的原因竟然是互感器装设位置错误导致，而在整个建设、验收过程中都没有发现这一问题，因此在电力建设工程中要严格施工管理，避免类似事件的发生。
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原因
过负荷、或瞬间故障； 跳闸后故障消失，断路器合闸成功
馈线上存在永久性故障； 故障点未切除，断路器合上后会不 经任何延时立即跳闸
处理方法
1、根据跳闸现象判断为“重合失败 ”后，向电调、生产指挥中心、车 间汇报“重合失败”，并汇报详细 1、根据跳闸现象判断为“重合成功 跳闸信息和所内设备巡视情况。 ”后，向电调、生产指挥中心、车间 2、听从电调指挥，撤除重合闸后， 汇报“重合成功”，并汇报详细跳闸 强送一次。 信息和所内设备巡视情况。 3、强送成功后汇报“强送成功”， 并投入重合闸。 4、强送失败后汇报“强送失败”， 并听从电调指挥进行处理。
断路器在第一次跳闸后，会启动重合 闸装置，断路器不会合闸，所以也不 会出现第二次跳闸，故障报告只有一 次。 与跳闸前相比不会增加 跳闸灯亮、合闸灯均亮 无法判断馈线故障类型； 断路器未合上是由于第一次跳闸后， 重合闸启动，但“重合闸继电器未动 作、继电器节点未接通、断路器机构 故障”等原因造成
断路器在第一次跳闸后，不会启动 重合闸装置，断路器不会合闸，所 以也不会出现第二次跳闸，故障报 告只有一次。 与跳闸前相比不会增加 跳闸灯亮、合闸灯不亮 无法判断馈线故障类型； 断路器未合上是由于第一次跳闸 后，重合闸装置未启动，无法接通 断路器合闸回路造成
1、根据跳闸现象判断为“重合闸启 动，断路器未合上”后，向电调、生 产指挥中心、车间汇报“重合闸启 动，断路器未合上”，并汇报详细跳 闸信息பைடு நூலகம்所内设备巡视情况； 2、与电调联系，立即合上备用断路 器恢复送电。
1、根据跳闸现象判断为“重合闸未 启动，断路器未合上”后，向电调 、生产指挥中心、车间汇报“重合 闸未启动，断路器未合上”，并汇 报详细跳闸信息和所内设备巡视情 况； 2、与电调联系，立即合上备用断路 器恢复送电。
故障故障报单显示“2001ms重合闸 动作”字样
故障故障报单显示“2001ms重合闸 动作”字样
故障故障报单不显示“2001ms重合 闸动作”字样
断路器在第一次跳闸后，会启动重 合闸装置，断路器重合一次，由于 断路器动作 断路器在第一次跳闸后，会启动重合 故障点未切除，会在间隔2秒后再跳 情况 闸装置，断路器重合一次。 闸，第二次跳闸的故障报告中会显 示“XXX后加速保护出口”。 DL动作次数 与第一次跳闸前相比会增加1次 与第一次跳闸前相比会增加1次 WXB-63保护 面板显示 跳闸、合闸灯均亮 跳闸、合闸均亮
馈线断路器重合成功、重合失败与重合闸不启动的判断处理方法
重合闸不启动 判断项目 重合成功 只打印一份故障报告 故障报告 重合失败 应打印两份故障报告 第一份故障故障报单中显示“ 2001ms重合闸动作”字样； 第二份故障报告单显示“过电流后 加速保护出口”或“距离二段后加 速保护出口”字样 保护出口跳闸后，重合闸启动，断路 保护出口跳闸后，重合闸不启动， 器未合上 断路器未合上 只打印一份故障报告 只打印一份故障报告