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断路器

701某大型变压器发生故障，应跳断路器，若高压断路器失灵，则应启动断路器失灵保护，因此瓦斯保护、差动保护等均可构成失灵保护的启动条件。
702断路器非全相运行时，会产生负序电流，其大小随着负荷电流的增大而增大。
703直流系统发生两点接地，只会引起断路器误跳闸。
704用于500kV双回线路的自适应重合闸，采用分相顺序合闸时，速度越快越好，可不考虑断路器跳闸后触头去游离消弧时间。
705同杆并架线路，在一条线路两侧三相断路器跳闸后，存在助增电流。
706大容量的主变压器引出线（外套管处）发生相间短路故障时，零序电流保护快速动作，变压器各侧断路器跳闸。
707断路器最低跳闸电压，其值不低于30％额定电压，且不大于65％额定电压。
708断路器失灵保护可选用TPS级或5P等二次电流可较快衰减的电流互感器，不宜使用TPY级。
709所谓三相一次重合闸方式是指不论线路上发生接地短路还是相间短路故障，继电保护装置动作将断路器故障相跳开，然后重合闸装置动作，将断路器重新合上。
710通常将隔离开关与限流熔断器串联组合替代断路器使用。
711重合器开关本体与断路器完全相同，区别在于控制器的功能上。
712中性点直接接地系统，发生单相短路时，短路电流很大，继电保护装置立即动作，使断路器断开。
713“五防”功能中防止误分、误合断路器可采用提示性方式。
714信号回路与控制回路及保护回路的电源可以相互交叉使用，不会引起误操作致使断路器的跳闸和保护不正确动作的事件发生。
715双母线运行倒闸过程中会出现同一断路器的两个隔离开关同时闭合的情况，如果此时I母发生故障，母线保护应切除两条母线。
716对于母差保护发出跳闸命令时，断路器跳闸有交叉现象时，最根本的解决方法是在母差保护投运时要带所有间隔同时进行断路器传动试验。
717对于母差保护发出跳闸命令时，断路器跳闸有交叉现象时，最根本的解决方法是在母差保护投运时要每个间隔单独进行断路器传动试验。
718对于某套变压器电量保护发出跳闸命令时，断路器不跳。可用一根导线，一头接控制正电源，一头按相应的跳闸回路逐点点通，当点通的相邻两点一点能跳闸、另一点不能，则问题就在这两点之间。
719110kV及以下线路保护与控制分设熔断器，断路器红、绿指示灯兼做熔断器监视
720整组动作时间测试是测量从模拟故障至断路器跳闸回路动作的保护整组动作时间以及从模拟故障切除至断路器合闸回路动作的重合闸整组动作时间。
721母线差动及断路器失灵保护，不得用导通方法分别证实到每个断路器接线的正确性。
7223/2断路器接线每组母线宜装设两套母线保护，同时母线保护应设置电压闭锁环节。
723当母线故障，母线差动保护动作而某断路器拒动或故障点发生在电流互感器与断路器之间时，为加速对侧保护切除故障，对装有高频保护的线路，应采用母线差动保护动作发信的措施。
724当一个半断路器接线方式一串中的中间断路器拒动，启动失灵保护，并采用远方跳闸装置，使线路对端断路器跳闸但不闭锁其重合闸。
725断路器非全相保护不启动断路器失灵保护。
726在现场工作过程中，遇到异常现象或断路器跳闸时，不论与本身工作是否有关，应立即停止工作，保持现状。
727变压器一侧断路器改检修时，先拉开该断路器，当确认一次已无电流后，应先投入该间隔合并单元“检修状态压板”，后退出主变保护该间隔“SV接收软压板”
728模块采用空气断路器跳闸并且上下级级差比较大，可以避免类似故障，所以模块保护采用空气断路器不容易扩大事故。
729高频电源开关模块保护采用空气断路器不容易扩大事故。
730每个装置的遥信电源与装置电源公用的，遥信公共端经过空气断路器后方才进入测控装置。遥信空气断路器断开的时候，装置上的遥信均为0，是采集不到信号的。
731线路保护应直接采样，经网络跳断路器。
732线路保护应直接采样，经GOOSE网络跳断路器。
733线路保护经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸。
734断路器、隔离开关采用单位置接入时，由智能终端完成单位置到双位置的转换，形成双位置信号给继电保护和测控装置。
735智能终端不需要实现防跳功能。断路器的防跳功能宜在断路器本体机构中实现。
736智能终端具有断路器控制功能，根据工程需要智能选择三相控制模式。
737智能终端的断路器防跳、三项不一致保护功能以及各种压力闭锁功能宜在断路器本体操动机构中实现。
738智能终端宜具备断路器操作箱功能，包含分合闸回路、合后监视、重合闸、操作电源监视和控制回路断线监视等功能。断路器防跳、断路器三相不一致保护功能以及各种压力闭锁功能宜在断路器本体操动机构中实现。
739智能终端宜具备断路器操作箱功能，包含分合闸回路、合后监视、重合闸、操作电源监视和控制回路断线监视、断路器防跳等功能。断路器三相不一致保护功能以及各种压力闭锁功能宜在断路器本体操动机构中实现。
740智能终端不配置液晶显示屏，但应具备（断路器位置）指示灯显示和告警。
741智能终端配置液晶显示屏，并应具备（断路器位置）指示灯位置显示和告警。
742智能终端应具有完善的自诊断功能，并能输出装置本身的自检信息，自检项目可包括：出口继电器线圈自检、开入光耦自检、控制回路断线自检、断路器位置不对应自检、定值自检、程序CRC自检等等。
743智能终端与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。
744当断路器位置为合位时，拔掉线路保护与该断路器对应智能终端的直连光纤，此时保护装置认为位置异常，无法确定断路器位置.
745智能站装置断路器、隔离刀闸位置采用双点开关量信号，其中双点开关量输入定义为“01”为分位，“10”为合位，“00”和“11”为无效
746双母线接线的断路器失灵保护，应采用母线保护中的失灵电流判别功能，不单独配置含失灵电流启动元件的断路器辅助启动装置。
747智能变电站断路器保护随着GOOSE双网化而进行双重化配置
748某间隔断路器改检修时，为避免合并单元送出无效数据影响运行设备的保护功能，断路器拉开后应首先投入该间隔合并单元“检修状态压板”。
749断路器失灵保护的相电流判别元件的整定值，在为了满足线路末端单相接地故障时有足够灵敏度，可以不躲过正常运行负荷电流。
750母联电流相位比较式母线差动保护当母联断路器和母联断路器的电流互感器之间发生故障时将会切除非故障母线，而故障母线反而不能切除。
751当断路器为分相操动机构时，断路器总位置由智能终端合成，分位逻辑关系为三相与，合位逻辑关系为三相或。
752智能终端不具备防跳功能，所以断路器的防跳功能断路器本体机构中实现。
753变压器一侧断路器改检修时，先拉开该断路器，由于一次已无电流，对主变保护该间隔“SV接收软压板”及该间隔合并单元“检修状态压板”的操作可由运行人员根据操作方便自行决定操作顺序。
754在220kV双母线运行方式下，当任一母线故障，母线差动保护动作而母联断路器拒动时，母差保护将无法切除故障，这时需由断路器失灵保护或对侧线路保护来切除故障母线。
755对于3/2断路器接线母线保护，要求它的可信赖性比安全性更高。
756线路保护的双重化主要是指两套保护的交流电流、电压和直流电源彼此独立；有独立的选相功能；有两套独立的保护专（复）用通道；断路器有两个跳闸线圈时，每套主保护分别启动一组。
757测定保护装置整定的动作时间为自向保护屏通入模拟故障分量起至保护动作向断路器发出跳闸脉冲为止的全部时间。
758为了保证在电流互感器与断路器之间发生故障时，母差保护跳开本侧断路器后对侧高频保护能快速动作，应采取的措施是母差保护动作停信。
7593/2接线的边断路器失灵保护动作跳相邻断路器，是通过GOOSE直接跳中断路器智能终端实现。
760当线路保护装置与智能终端检修状态不一致时，线路保护应始终将内部的断路器位置置为合位。
761国网新六统一规范要求对于中断路器、母联等CT极性调整采用合并单元实现。
762双母线接线的间隔合并单元通过GOOSE接收母联断路器位置实现电压切换功能。
763跳合闸信息、断路器位置信息都可以通过GOOSE传递。
764线路保护直接采样，直接跳断路器。
765智能终端不配置液晶显示屏，但是应具备断路器位置指示灯和告警指示灯。
766智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。
767双母线接线的断路器失灵保护中，可用隔离开关辅助接点启动的双位置继电器来反应断路器所接母线。
768为保证在电流互感器和断路器之间发生故障时，母差保护动作跳开本侧断路器的同时对侧闭锁式纵联保护能快速动作，应采取的措施是母差保护动作停信。
769近后备保护是当主保护或断路器拒动时，由相邻电力设备或线路的保护来实现的后备保护。
770远后备是当主保护拒动时，由该电力设备或线路的另一套保护实现后备的保护；当断路器拒动时，由断路器失灵保护来实现的后备保护。
771电压为220kV及以上的变压器装设数字式保护时，除非电量保护外，应采用双重化保护配置。当断路器具有两组跳闸线圈时，两套保护宜分别动作于断路器的一组跳闸线圈。
772串指1又1/2接线断路器布置，对于操作、维护和扩展，串不具备共同的机能、相互关系。
773智能变电站顺序控制的对象应包括断路器、隔离开关、接地开关
774智能终端GOOSE直传双点位置包括断路器三相位置（三相断路器）/分相位置（分相断路器），单点位置包括遥合（手合）、刀闸位置、低气压闭锁重合、控制回路断线、TWJ、HWJ、合后位置等其它遥信信息
775保护模型中对应要跳闸的每个断路器应各使用一个PTRC实例，对于3/2接线线路保则应建2个PTRC实例
776SCD应通过逻辑节点LN配置，明确过程层功能压板等与控制对象（即断路器）的对应关系
777变压器一侧断路器改检修时，先拉开该断路器，由于一次已无电流，对主变压器保护该间隔“SV接收软压板”及该间隔合并单元“检修状态压板”的操作可由运行人员根据操作方便自行决定操作顺序
778过压保护远跳、500kV断路器失灵远跳等装置中的远方跳闸输出应建立独立的PTRC实例，跳闸出口软压板在PTRC逻辑节点中定义，与断路器一一对应
779采用3/2主接线形式的变电站，主变间隔动态记录装置应同时采集相应断路器信息
780采用双母双分段主接线形式的变电站，不同段的动态记录装置应同时采集分段断路器信息
781采用双母双分段主接线形式的变电站，分段断路器信息由任意一段的动态记录装置采集即可
782动态记录装置应分别记录A网、B网的交流量，其中双断路器接线的线路和变压器电流自产、电网频率自产、零序电压自产或采自开口三角、110kV及以上各侧零序电流自产
783某间隔断路器改检修时，为避免合并单元送出无效数据影响运行设备的保护功能，断路器拉开后应首先投入该间隔合并单元“检修状态压板”
7843/2接线断路器保护通过交换机从GOOSE网络中采集本开关位置、压力低闭重等信号
785一次不停电，按断路器配置的合并单元检修时，必须将与该合并单元相关的保护停用
786智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现
787断路器智能终端应具有跳合闸自保持功能
788整租传动时每一套保护应分别带断路器进行整组试验，宜从合并单元前端输入试验电流、电压
789中、低压侧为110kV及以下电压等级且中、低压侧并列运行的变压器，中、低压侧后备保护应第一时限跳开母联或分段断路器，缩小故障范围
790电力系统重要设备的继电保护应采用双重化配置，两套保护装置的跳闸回路应同时动作与断路器的两个跳闸线圈。
791220kV及以上电压等级变压器、电抗器的非电量保护可作用于断路器的任一跳闸线圈。
792继电保护及安全自动装置应选用抗干扰能力符合有关规程规定的产品，针对来自系统操作、故障、直流接地等的异常情况，应采取有效防误动措施。继电保护及安全自动装置应采取有效措施防止单一元件损坏可能引起的不正确动作。断路器失灵启动母线保护、变压器断路器失灵启动等重要回路应采用装设大功率重动继电器，或者采取软件防误等措施。
793SF6断路器分合闸线圈的绝缘电阻不小于（）
794SF6断路器储能电动机在（）额定电压下可靠工作
795SF6断路器交流耐压试验电压为出厂试验值的（）
796组合电气断路器灭弧室气体纯度应（）
797合闸电阻预接入时间检测时使用（）方式检测前必须断开被测断路器的控制电源
798对于SF6断路器、油断路器、GIS、隔离开关设备其主回路电阻应不大于制造商规定值，真空断路器主回路电阻的初值差应小于（），高压开关柜内断路器导电回路电阻初值差不大于20%，交接验收与出厂值进行对比，不得超过120%出厂值
799断路器机构箱内应有完善的加热驱潮装置，能正常启动，箱内无凝露现象，若使用加热器与各元件、电缆及电线的距离应大于（）。
800断路器合闸线圈、分闸线圈绝缘正常：1000V电压下测量绝缘电阻应大于等于（）。
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