关于500KV变电所3／2接线及倒闸操作顺序的深入分析示范文本
500KV变电站电气接线讲解
500KV 变电站电气主接线及倒闸操作管理1、概念1.1变电站电气主接线，是指由变压器、开关（一般指断路器QF ）、刀闸（一般指隔离开关QS ）、互感器（CT 、CT ）、母线、避雷器（F 、老的用B ）等电气设备按一定的顺序连接，用来汇集和分配电能的电路，也称为一次设备主接线图。
1.2把这种全部由一次设备组成的电路绘制在图纸上，就是我们的电气主接线图。
在电气主接线图中，所有的电气设备均用国家和电力行业规定的文字和符号表示，并且按它们的“正常状态”画出。
所谓“正常状态”，就是电气设备处在所有电路无电压及无任何外力作用下的状态，开关和刀闸均在断开位置。
1.3需要注意的是，电气设备的和是两个不同的概念，正常状态有两层含义：一是作为电气主接线图来讲所包含的上面讲到的一层含义，也就是电气设备处在所有电路无电压及无任何外力作用下的状态，开关和刀闸均在断开位置。
另外一层含义，是指设备的各项功能正常，在额定的电压、电流作用下能长期运行的一种状态。
而正常运行方式是指在本站设备或系统正常运行情况下，管辖调度所规定的经常采用的一种运行方式。
只要本站设备正常，就必须按照有关调度规定的方式运行，除有管辖权的调度以外的其他人员是无权改变设备的运行方式的。
与正常运行方式相对应的是非正常运行方式，这是指因设备故障、停电检修、本站或系统事故处理而暂时改变设备的正常运行方式。
2、对电气主接线的要求500KV 变电站在电网中的地位非常重要，尤其是随着三峡工程的建设，全国“西电东送，南北互供”大电网的逐步建成，它的安全可靠运行直接影响到大电网的安全稳定运行。
因此对500KV 变电站一次设备主接线的要求较高。
变电站电气主接线，采用较多的是双母线单分段带旁路加3/2接线、双母线双分段带旁路加3/2接线，也有个别500KV 变电站采用的是双母线单分段带旁路加菱形接线（华东地区）。
随着我国电气设备制造水平的逐年提高，加上节约用地和工程经济性等方面的考虑，目前500KV 变电站的电气主接线基本采用双母线单分段加上3/2接线方式。
关于华东电网500kV变电站3／2接线及倒闸操作顺序的分析
关键词 ： ／２ 线特 点 误操作事故危害 倒 闸操作腰序 意见及建议 ３ 接 中图分类号 ： Ｐ Ｔ２ 文献标识码 ： Ａ 文章编号 ： ７ 一ｏ ８ ２ ｏ ） ５ ｂ一０ ２ ０ Ｉ ４ ９ ｘ（ ｏ ８ｏ （ ） Ｉ － ２ ６ ９ 日前 ， 随着我 国经济 的高速发展和接受外 来 电源 的需要 ， ０ ｋＶ电网有 了很快的发展 ， ５０ 电力工业 正前瞻性 的朝着 大电 网、大 容量和 高 电压的 方向发展 。全 国联 网工程不 断健康 向前推进 ， 已形成华 东、华北 、 现 东北 、 中、 华 南方互联 电力系统等跨省市区的大 电力系统。 各大 电力系统 之间互有联系 ， 输送的功率越 来 越大 。从 以往的运行经验看 ， 在电力系统倒 闸 操作 中， 带负荷拉合 闸事故是 危及电网安全运 行的恶性误操 作事故之一 ， 如何避免倒闸的误 操作事故对 电网运行质量的影响 ， 现对 ５ ０ Ｖ ０ｋ 变 电所 ３／２断路 器接线的特点及其操作顺序 探讨如下 。 切换 ； 于完 整串 ， 对 任一开 关或母 线检修或 故 障 均 不影 响运 行 ， 即使双 母都故障 ， 也可 保证 与 系统 最低 限 度 连接 。 缺点 ： 二次接线 复杂 。特 别是 Ｃ 配置比 Ｔ 较 多 。在 重叠 区故 障 ， 护 动作 繁 杂 。再 保 者 ， 资增 加 ， 投 运行 经验还 不够 丰富 。 ３ ／２断路 器接线 方式的特 点是线 路 比母 线 更 重 要 ， 般 采 用 线 路 ＣＶＴ ， 不 是 母 线 一 而 ＰＴ。综 上所述 ， ／２断路 器接线方式 利大 于 ３ 弊 。针对 这种 接线 方式 的弊 端 ， 我们 可以 在 继 电保护 选用 上下 功 夫 ， 满足 选择性 、快 在 速 性 、灵 敏性 、可 靠性 的 基础上 ， 高继 电 提 保 护动作 的精度 ， 简化范 围配置 ， 实现单一保 护 ， 免 重 复性 。 避 很容 易理 解到线路或变压 器比母 线更为重要 ， 所以 ， 我们有必要深入 探讨如果断路器两侧隔 离开 关发 生带负荷 拉闸 事故对 系统影 响程度 的 不同 ， 确定 拉 闸顺序 。 来 ２． ． 母线 侧断路器（ ５ ｌ 断路器或 ２１ 如 ０１ ５ ０ｌ ３断路器） 倒闸操作顺序 （ ） 路或主变停 电过程 的操 作。如带负 １线 荷拉闸事故 发生 在线路或主变侧 ， 两侧断路器 跳闸 ， 除故障 点 ， 切 保证其他 线路 、主变及母 线正常运行 ； 如发生带 负荷拉 闸事故发生在母 线侧 ， 线 Ｌ 母 所有 断路器跳 闸 ， 造成 母线无电 压， 威胁 系统安全运行 。 所以应按 照断路 器（ 开 关） … 线路 或主变侧 隔离开关 （ 闸） 一母 刀 线侧隔离开关（ 刀闸） 的顺序依次操作。送电操 作 应 与 上述 相 反 的 顺 序 进 行 。 （） ２线路 或主变运行 ， 母线停 电的操作 。如 带负荷拉闸事故发 生在母 线侧 ， 线上所有断 母 路器跳闸 ， 切除故障 点 ， 保证 线路及主变 正常 运行 ； 如带 负荷拉 闸事 故 发生 在线路 或 主变 侧， 两侧断路 器跳 闸 ， 造成线路 或主变停 电事 故， 危及电网安全运行 。所以应按照断路器（ 开 关） 一 母线 侧隔离开关 （ 刀闸 ） … 线路或主 变侧隔离开关（ 刀闸） 的顺序依次操作。送电操 作应 与上 述相 反 的顺 序进 行 。 （） ３线路或主 变运行 ， 线侧断路器转入检 母 修 的操作 。如带 负荷拉 闸事 故发生 在线路 或 主 变侧 ， 两侧 断路器跳 闸 ， 造成线 路或主变 停 电， 影响 系统安全运 行。如带负荷拉 闸事故 发 生在 母线侧 ， 母线上 所有断路 器跳闸 ， 除故 切
500kV变电站3／2接线的保护死区分析
目 ５０Ｖ变电站内的主接线通常采用 ３２ 前， ｋ ０ ／ 断路 全停 ， ５０ Ｖ系统安全稳定运行是极其不利的。 对 ０ｋ 器 接线方式 ， 这种接线方式供 电可靠性高 、 运行调度灵 活、 倒闸操作方便， 但是 ３２断路器接线也存在分裂困 ／ 难， 保护死区较多的缺点， 一旦死区故障， 如果保护装 置不能瞬时切除故障， 就可能造成故障范围扩大， 甚至 导致 ５０Ｖ系统全停 ， ０ｋ 影响整个系统 的安全稳定 运行 。 下面结合贵州电网内某 ５０Ｖ变电站 ３２ ０ｋ ／ 断路器接线 保护 的实际配置就这一问题进行 讨论 。
内故障， 是 Ｉ母线母差保护动作跳开 ５ １ 但 Ｉ ０３断路
器后 ， 障并 没有被 完全 隔离 ， 故 该点 对于 出线保 护来
说属于区外故障， 保护不动作 ， 出线 １ 出线 ２ Ｉ 、 、 母线 （Ｉ Ｉ母线母差保护动作跳开 Ｉ母线上所有断路器 ， Ｉ 其它串通过本 串联络断路器与 Ｉ 沟通 ） 母 上所有元 件继续 向故障点提供短路电流， 此时如果没有一个 快速保 护来 切除 出线 １ 侧 断路器 及 ５ １ 对 ０２断路 器 ， 则该故障只能依靠与故障点有直接电器连接的所有 元 件对 侧 的后备 保 护 动作 来 切 除 。这 样一 来 ， 仅 不 故障切除时间延长 ， 且有可能造成站 内５ ０ Ｖ系统 ０ｋ
・
电流互感器 Ｔ Ａ仍然检测 到有故 障电流存在 ， 或者 保护动作断路器拒动 ， 故障 电流仍然存 在。这两个 条件同时满足 ， 失灵保护才能动作 ， 那么死 区故障到
底有什 么特 点 ？还是 以 图 １中 Ｆ 点故 障为 例 ， 母 １ Ｉ Ｉ 线母 差保 护动作 跳 开 ５ １ ０ ３断路 器 的 同时启 动 ５ １ ０３ 断路 器失 灵保 护 ， 时 ５ １ 此 ０３断路 器 虽 已 跳开 ， 因 但
500kV变电站3／2接线保护死区分析
500kV变电站3/2接线保护死区分析摘要：当下500kV变电站的主接线主要采用3/2断路器接线方式，这种接线方式具有高灵活性、高可靠性以及方便倒闸操作的优势。
但是3/2断路器接线同时也存在死区较多以及分裂困难的缺点，为此可能在没有及时切除故障的情况下导致事故扩大。
文章从死区的成因入手，重点论述了其危害以及治理措施。
关键词：500kV；变电站；3/2接线；保护；死区我国电网的高速发展促进了电网对于经济型以及可靠性的要求。
而当下500kV的系统电网作为基本类型在电网的规模化建设中显示了重要地位。
大多的系统采用3/2接线方式，，如果采用HGIS或者GIS设备可以采用套管CT，并且由于可以在开关两侧设置配套的CT来消除保护的死区问题。
但是实际中为了节约成本，在采用敞开式设备中采用了配备开关单侧流变方式，虽然简化了设计、节约了成本，但是也导致了死区的存在。
为此针对死区问题进行详尽的论述并提出针对性的治理措施具有极大的现实意义。
1死区成因在初期生产500kV3/2接线系统中，线路以及母线均使用双重配置每串在靠近母线侧电流互感器需要6个二次绕组，而位于中间的电力互感器需要8个二次绕组。
但是当时限于生产工艺及技术水平，仅能提供6个二次绕组的500kV电流互感器，为此就需要四组电流互感器。
而随着互感器生产工艺及技术的进步，当下已经可以生产带有8个二次绕组的电流互感器。
但是由于500kV电流互感器昂贵，采用每串三组的配置方式不仅可以减少投资，同时也减少了占地面积。
一般规模的变电扎为5串设计，如果每串按照3组配置就减少了5组电流互感器。
下表1为两种配置方式的经济性比较：表1 两种流变配置方式经济性比较但是在节约投资的情况下也出现了一个问题，即对于电路互感器以及断路器之间的故障不能及时切除。
例如在下图1为完整串，存在三个如上所述的区域：图 1 死区示意图（1）如果K1发生故障，对于L1线路保护是区外故障，对I母线室差动保护是区内故障。
500KV系统3／2接线误操作危害及其预防措施
500KV系统3／2接线误操作危害及其预防措施3/2接线误操作危害是影响500KV系统安全运行的重要问题，本文主要针对500KV系统3/2接线误操作危害及其预防措施进行研究，希望能够研究科学的措施有效预防接线误操作的出现。
标签：500kV；3/2接线误操作；预防措施1引言随着我国电力产业的不断发展，电网规模不断扩大，技术水平不断提高，电力工业不断向特高压、大电网、大容量的方向发展。
但是在电网发展的同时，整个电网之间的联系更加密切，运行要求更加严格。
目前国内50kV变电站主要采用三台断路器供两条线路的3/2接线模式，在实际使用中容易出现负荷拉合刀闸事故，会严重威胁整个电网的安全运行。
因此在现阶段加强对于500KV系统3/2接线误操作危害及其预防措施的研究具有重要的现实意义，能够更加深刻的认识3/2 接线带负荷拉合刀闸事故对电网的影响以及3/2 断路器接线方式倒闸操作顺序，针对3/2 接线带负荷拉合刀闸事故问题研究制定科学合理的措施，有效预防500KV系统3/2接线误操作的出现，降低3/2 接线带负荷拉合刀闸事故对电网的影响，保障电网的安全平稳运行。
2 3/2 接线带负荷拉合刀闸事故对电网的影响3/2 接线是500kV变电站常用的断路器接线模式，在线路设计中使用三个断路器，将其进行串联，并与母线连接。
其连接方式如图1所示，两条母线分贝在两台断路器之前引出，形成中间断路器共用，3台断路器供应两条线路的模式。
3/2断路器接线模式处于环路运行状态，可以将整个断路器组合看做电源进行分析。
如果在断路器运作中出现倒闸操作，在母线侧发生带负荷拉合道闸事故，就会出现母差保护动作，母线侧的所有断路器就會自动跳开，这种情况下，变压器或者用电线路仍然可以利用中间的断路器进行电力供应，形成完整的回路，持续对外供电，保障外界线路的正常运行。
如果在出线侧发生带负荷拉合道闸事故，线路中的变压器包住装置或者线路保护装置就会自动切换保护动作，出现线路中的所有断路器都会断开，对外电力供应中断。
500KV变电所2分之3接线及倒闸操作顺序
500KV变电所2分之3接线及倒闸操作顺序接线是将输电线路与变电设备连接起来的过程，分为高压接线和低压接线。
在500KV变电所中，高压接线是将输电线路的高压侧与变电设备的高压侧相连接，低压接线是将变电设备的低压侧与用户或配电网相连接。
1.准备工作：检查接头和绝缘子的状态，确保其正常工作；清理接线端子和导线，确保接触良好；检查接线工具和设备的完好性。
2.打开隔离开关：先打开变电设备侧的隔离开关，切断高压侧的电流流动。
在打开开关之前，要先确保操作人员的安全，确保设备处于安全状态。
3.高压侧接线：根据具体情况，选择合适的高压接头，将输电线路的高压侧与变电设备的高压侧相连接。
接头安装完成后，需要进行一定的防护措施，防止意外接触和短路。
4.检查和测试：接线完成后，需要进行接线的检查和测试，以确保接线质量和安全性。
检查主要包括接线端子和绝缘子的状态，测试主要包括绝缘电阻、导通测试等。
5.低压侧接线：根据用户或配电网需求，选择合适的低压接头，将变电设备的低压侧与用户或配电网相连接。
接头安装完成后，同样需要进行防护和测试。
倒闸操作是变电设备投入运行和停止运行过程中的关键环节，用于控制电流的流动和保护设备的安全。
1.准备工作：检查倒闸开关和附属设备的状态，确保其正常工作；清理倒闸触头和接线端子，确保接触良好；检查倒闸操作工具和设备的完好性。
2.切断电源：在倒闸操作之前，先切断电源，确保电流停止流动，并且确保操作人员的安全。
3.打开隔离开关：打开变电设备侧的隔离开关，将变电设备与高压侧的电力系统隔离开来，切断电流的流动。
4.倒闸操作：根据具体情况，选择合适的倒闸方式，将倒闸开关的触头与接线端子相连接，使电流恢复流动。
在操作之前，需要进行倒闸操作的测试和校验，确保操作的正常和安全。
5.关闭隔离开关：在倒闸操作完成后，需要关闭隔离开关，恢复变电设备与高压侧的连接，保持电流的正常流动。
6.检查和测试：倒闸操作完成后，需要进行倒闸的检查和测试，以确保操作的质量和安全性。
二分之三接线特点及操作分析
二分之三接线特点及操作分析郭福明（华电江苏能源有限公司句容发电厂，江苏 镇江 212413）【摘 要】本文通过传统双母线接线与二分之三接线方式的比较，结合句容电厂二分之三接线形式的特点，分析了倒闸操作的顺序。
【关键词】二分之三接线；倒闸操作；操作分析中图分类号：TM726 文献标识码：A 文章编号：1006-8465（2015）12-0261-02前言随着电网安全性要求的提高，二分之三接线方式的应用越来越多。
目前，华电江苏分公司内使用二分之三接线的发电厂仍较少，操作的分析不够关注。
本文根据句容电厂接线的特点，分析了操作顺序。
1 主接线介绍电气主接线形式很多。
但目前应用较多的是双母接线，随着大机组的增多，应用二分之三接线将会更多。
本文主要讨论双母线接线和二分之三接线。
1.1 双母线接线方式双母线接线，正常情况每个单元由一台开关和三个闸刀组成，母线侧两个闸刀，出线侧一把闸刀，根据运行要求调整母线侧闸刀分合。
（1）双母线不带旁母。
正常二条母线均运行，电源与负载均匀接入两段母线，两条母线经母联开关并列运行。
（2）双母线带旁母。
当线路出线开关有异常时，通过切换用旁路开关代替运行，可在线路不停电情况下检修线路开关。
1.2 二分之三接线方式二分之三接线，两组母线之间有若干串断路器，每一串有三台开关，每两台之间接入一条回路，共两条回路，每条回路有一台半开关。
两组母线和同一串的开关都运行，称完整串运行，提高供电可靠性。
若一串由两个开关连接，两开关间接一条回路，称为不完整串。
1.3 句容电厂接线句容电厂500kV系统采用二分之三接线，包括两条母线，共三串设备，1号主变与5618构成第一串，含5011、5012、5013三台开关；2号主变与5619构成第二串，含5021、5022、5023三台开关；启备变两个开关构成一个不完整串，含5031、5032两台开关。
2 二分之三接线与传统双母线的特点2.1 二分之三接线2.1.1 二分之三接线优点（1）任一母线故障，该母线上所有的开关断开，均不致停电，供电可靠性高。
关于500KV变电所3／2接线及倒闸操作顺序的深入分析(正式)
编订：__________________单位：__________________时间：__________________关于500KV变电所3／2接线及倒闸操作顺序的深入分析(正式)Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level.Word格式 / 完整 / 可编辑文件编号：KG-AO-5760-17 关于500KV变电所3／2接线及倒闸操作顺序的深入分析(正式)使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。
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日前，随着我国经济的高速发展，电力工业正前瞻性的朝着大电网、大容量和高电压的方向发展。
全国联网工程不断健康向前推进，现已形成华东、华北、东北、华中、南方互联电力系统等跨省市区的大电力系统。
各大电力系统之间互有联系，输送的功率越来越大。
据有关资料统计，现全国联网装机容量超过1.4亿千瓦，如此大的装机容量，在客观上要求它需要一个稳定的运行环境。
若电网瓦解和大面积停电事故，不仅会造成重大经济损失，影响人民生活和社会稳定。
同时，我们更要上升到政治角度来考虑因电网瓦解或大面积停电停电从而可能会影响到国家的安全问题。
美、加大停电就很好的给我们敲响了警钟，是活教材。
从以往的运行经验看，在电力系统倒闸操作中，带负荷拉合闸事故是危及电网安全运行的恶性误操作事故之一，如何避免倒闸的误操作事故对电网运行质量的影响，现对500KV变电所3／2断路器接线的特点及其操作顺序探讨如下：一、3／2接线特点500KV变电所在高压系统中一般担负汇集电能、重新分配负荷、输送功率等多重任务。
变电站3 2接线方式
1.名词解释元件：两台断路器之间的引出线(线路或者变压器)，称为元件。
完整串：用3台断路器把2个元件连接在两条母线之间，称为一个完整串。
不完整串：如果用2台断路器把1个元件连接在两条母线之间，称为一个不完整串。
线路串：在一个完整串中，2个元件都是线路，称为线路串。
线路变压器串：在一个完整串中，一个元件是线路，另一个元件是变压器，称为线路变压器串。
2.3/2断路器接线方式的优缺点1)优点运行调度灵活---正常运行时两条母线和全部断路器全部投入运行，形成多环路供电方式。
倒闸操作方便---隔离开关一般仅作检修用，避免了双母线接线时用隔离开关进行倒母线的操作。
当一条母线停电时，回路不需要切换，任何一台断路器检修各回路仍按原方式运行，也不需要切换。
【运行规程4.4.2规定：电网正常时，220kV及以下隔离开关可以拉、合3/2接线的母线环流（需具备3串运行）。
】运行可靠性高---每一回路由两台断路器供电，合环运行时，发生母线故障或单个断路器故障退出运行，都不会导致出线停电。
对于完整串，即使是双母线故障，也可保证出线与系统最低限度的连接。
2)缺点投资费用大，保护及二次回路接线复杂。
3.CT的配置及电流回路1)电流互感器的配置3/2断路器接线采用敞开式断路器时，每串只需配置3组CT。
靠母线侧的CT有6个二次绕组，中间的CT有7个二次绕组。
具体配置如下图所示。
这样的CT配置存在一个问题：保护在断路器和CT之间存在死区，发生故障时不能瞬间切除。
这一问题的存在可分为母线侧断路器与CT之间故障、中间断路器与CT之间故障两种情况来讨论，见下图。
当故障发生在K1或K3点时，故障点处于线路保护区外、母差保护区内，母差保护动作跳开边开关，但此时故障并未消除。
由于采用3/2断路器接线，母差保护动作不能使线路高频保护停信，使线路对侧断路器瞬时跳闸，同时，由于在线路L1的保护区外，中开关也不能瞬时跳闸。
因此，当故障发生在K1或K3点时，要靠线路对侧保护二段带时限切除，后果是延长了故障切除时间，对系统稳定不利。
500kV变电站介绍
500kV变电站主接线 500kV变电站主接线 思考题： 思考题： 1.500kV线路停役时，为什么先停中间开 1.500kV线路停役时，为什么先停中间开 关，再停母线侧开关？
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500kV变电站主接线 500kV变电站主接线
（.500kV线路（或变压器）停电，拉开中间开关后，操作母
线侧开关时，若相应线路故障，而母线侧开关又因为某些原因 拒动，此时母线侧开关的失灵保护会启动母差，此时会造成母 线停电但不影响送电；若先操作母线侧开关，接着操作中间开 关时，相应线路（或变压器）故障，而中间开关又因为某些原 因拒动，此时中间开关的失灵保护会启动，跳相邻开关，并发 远跳信号跳对侧开关，使得同串的另一条线路（或变压器）停 电，这种情况在线路比母线重要的网络中是不允许的。 （2）.由于中间开关为两条线路（或一条线路、一组变压器） 共有，跳闸几率要多于母线侧开关，为了减少中间开关的跳闸 次数，延长中间开关的检修周期，停电时应先拉开中间开关。 此时如果两条线路（或变压器）故障跳闸，只需跳开母线侧开 关。
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线路保护配置原则
后备保护配置原则 线路保护采用近后备方式（失灵保护）。 每条线路都应配置能反应线路各种类型故障的后备保护。当双 重化的每套主保护都有完善的后备保护时，可不再另设后备保 护。只要其中一套主保护无后备，则应再设一套完整的独立的 后备保护。 对相间短路，后备保护宜采用阶段式距离保护。 对接地短路，应装设接地距离保护并辅以阶段式或反时限零序 电流保护；对中长线路，若零序电流保护能满足要求时，也可 只装设阶段式零序电流保护。 正常运行方式下，保护安装处短路，当电流速断保护的灵敏系 数在1.2以上时，还可装设电流速断保护作为辅助保护（充电保 17 1 护）。
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电气3／2接线概述
精心整理3／2接线特点：500KV变电所在高压系统中一般担负汇集电能、重新分配负荷、输送功率等多重任务。
因此它是高压输电系统中的重要地位非常关键。
目前我国500KV变电所电气主接线一般采用双母线四分段带旁路和3／2断路器的接线方式。
3／2断路器接线方式的运行优点日渐凸现，所以，现在用3／2接线方式的多。
----------------------------------1、主要运行方式：---------------------------------------综上所述，3／2断路器接线方式的利大于弊。
针对这种接线方式的弊端，我们可以在继电保护选用上下功夫，在满足选择性、快速性、灵敏性、可靠性的基础上，提高继电保护动作的精度，简化范围配置，实现单一保护，避免重复性。
---------------------------------------二、倒闸操作顺序的分析：?我们之所以要讨论倒闸操作的顺序问题，因在电力系统操作中，由于刀闸的操作顺序造成的带负荷拉合闸事故是几种常见的恶性误操作事故之一。
所以我们一定要按照部颁规定和主管单位的规定执行，以确保倒闸操作的正确。
即使是操作中发生事故，也要把事故影响限制在最下范围。
1、???带负荷拉合刀闸的危害和防误措施C、线路或主变运行，母线侧断路器转入检修的操作。
如带负荷拉闸事故发生在线路或主变侧，两侧断路器跳闸，造成线路或主变停电，影响系统安全运行。
如带负荷拉闸事故发生在母线侧，母线上所有断路器跳闸，切除故障点，不影响线路及主变正常运行。
所以应按照断路器（开关）－—母线侧隔离开关（刀闸）－—线路或主变侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作。
送电操作应与上述相反的顺序进行。
D、线路或主变停电时，断路器合环运行的操作。
如带负荷合闸事故发生在短引线侧，两侧断路器跳闸切除故障，不影响系统安全运行。
如发生带负荷合闸事故发生在母线侧，造成母线无电压，此时变为单母线运行方式，运行的可靠性降低。
500KV倒闸操作(汇总版)
2.2概念 课程小结
500千伏3/2接线方式
1、3/2接线概念 2、串的概念
3、编号原则
2.2概念 课后练习
1. 500千伏3/2接线有哪些特点？
2. 默画泰山变500千伏接线
作业 3. 预习“500kV邹泰线由运 行转线路检修”的操作。
2.3 3/2接线方式特点
2.3
优点：
3/2接线方式特点
三、500kV线路操作票解析
自行练习
请写出500kV邹泰线由检修转运行的操作票
四、学习要点
4.1 学习倒闸操作的重要性 4.2 倒闸操作状态的分类 4.3 倒闸操作原则 4.4 500kV线路停送电操作步骤
课后作业
1. 练习“500kV邹泰线由运行转检修”的 操作。 2. 练习“500kV邹泰线由检修转运行”的 操作。
如：504317、504327。 如：5042217 如5117，指的是500kVⅠ母线1号接地刀闸。
2.2概念 设备编号原则
• 开关编号：是由４位数字组成，它是按矩 阵排列编号的。如第一串的三个开关，分 别为5011(靠近I母)、5012(中断路器)、 5013(靠近Ⅱ母)，其它以此类推。
• 编号的意义：如5011，前两位“50” ：代 表500kV电压等级；第三位数“1”：代表 第一串设备，第四位数“1”：代表第一串 第一个开关。
作业
500kV邹泰线由运行转检修
实训深化
2、为什么500kV线路（或变压器） 停电在拉开开关后，先拉停电线路 （或变压器）侧刀闸，后拉电源侧 刀闸？
500kV邹泰线由运行转检修
① 500kV线路(或变压器)停电，同串的另一线路(或变压器)及母线运行 ，拉开线路(或变压器)两侧开关后，因某些原因开关没分开或发生偷 合闸，操作人员又没能及时发现，就会发生带负荷拉刀闸的事故。为 了将发生此种事故对系统的影响减到最小，规定了操作的顺序。 ② 联络开关拉开后，先拉停电线路负荷侧刀闸，如果发生带负荷拉刀 闸事故，跳开联络开关不影响另一线路正常运行。如果先拉停电线路 电源侧刀闸，发生带负荷拉刀闸事故，会造成运行线路停电。 ③ 就停电的电源侧开关而言，如果带负荷拉刀闸的事故发生在停电负 荷侧，线路开关跳闸，不会影响母线和其它线路运行。如果带负荷拉 刀闸的事故发生在电源侧，会造成母线连接所有开关跳闸，此时造成 单母线运行，运行的可靠率降低。
带负荷拉刀闸
在电力系统倒闸操作中，带负荷误拉合刀闸事故是危及电网安全运行的恶性误操作事故之一。
笔者就500kV变电站3/2断路器接线方式，如何减带负荷拉合刀闸事故对电网的影响，保证电网安全稳定运行等问题，进行探讨。
500kV变电站大多采用3/2断路器接线方式，即3台断路器串联，接于2条母线，形成一串，从2路中间断路器作为共用，相当于每条路用1.5个断路器。
3/2断路器接线如图1所示。
javascript:if(this.width>740)this.width=740" border=undefined>图1 3/2断路器接线方式1、3/2断路器接线中，由于是环路运行，断路器两侧均可视为电源。
在断路器停送电倒闸操作接开两侧隔离开关时，带负荷拉合刀闸事故发生在母线侧，母差保护动作，跳开母线侧所有断路器，线路变压器可通过中间断路器供电，不影响其继续运行，不对外停电。
若带负荷拉合刀闸事故发生在运行，不对外停电。
若带负荷拉合刀闸事故发生在出线侧，则线路保护（或变压器保护）动作，跳开该出线上的所有断路器，造成线路（或变压器）停电。
可见，出线侧故障比母线侧故障的影响更为严重，因此，在3/2断路器接线方式下，停送电的操作按《电业安全工作规程》中规定的操作顺序，意义已经不大。
2、3/2断路器接线方式倒闸操作顺序探讨根据3/2断路器接线特点，应遵循断路器两侧隔离开关发生带负荷拉合刀闸事故对系统影响程度不同，来确定操作顺序。
2.1母线侧断路器倒闸操作顺序（1）线路（或主变）停电的操作。
如发生带负荷拉刀闸事故，事故发生在线路（或主变）侧，线路两侧（或变压器各侧）断路器跳闸，切除故障点，只要将需要停电的设备提前退出运行，能保证其它线路、主变及母线正常运行；如带负荷拉刀闸事故发生在母线侧，母线上所有断路器跳闸，造成母线停电，其它各出线能继续保持运行。
但是，若另一串母线开关失灵拒跳，将会造成百计划停运出线停电。
应按断路器（天并）——线路或主变侧隔离开关（刀闸）——母线侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作。
500kV3_2开关接线方式倒闸操作分析
500kV 3/2开关接线方式倒闸操作分析发布时间：2021-08-23T11:20:33.730Z 来源：《当代电力文化》2021年12期作者：李鹏[导读] 3/2开关接线方式在500kV变电站中的应用较多,此类接线方式在实际落实中,具备灵活调度、可靠性高的优势李鹏国网山西省电力公司检修分公司山西省太原市摘要:3/2开关接线方式在500kV变电站中的应用较多,此类接线方式在实际落实中,具备灵活调度、可靠性高的优势。
但由于3/2开关接线方式在运行中,管控设备较多,涉及了母线以及众多支线线路的管控,所以关于其倒闸操作的执行,则引起了作业人员以及研究人员的注意。
如何有效的进行此类接线方式下的倒闸操作,并且确保电气设备以及线路的安全性。
成为当前研究人员以及维护人员,长期研究的课题。
本文简要分析500kV3/2开关接线方式倒闸操作,以期能为我国电力企业此类技术发展提供参考。
关键词:500kV；3/2开关接线方式；倒闸操作；分析社会经济在发展中,电能对于人们的生产生活产生了极大的影响,500 kV变电站作为主要的电力工程之一对于区域经济的稳定发展以及用电户的稳定用存在较大的影响。
其中500kV变电站中3/2开关接线方式倒闸操作现状,如何有效的发挥3/2开关接线方式的运行效果,并且促进电能的应用质量,引起了广泛的关注。
笔者简要分析当前500kV3/2开关接线方式倒闸操作。
13/2开关接线方式的特点500kV3/2开关接线方式在运行中存在较多运行特点,主要依据其运行现状进行分类,主要呈现运行特点为:常规运行方式、特殊运行方式、供电可靠性高、二次回路设计复杂。
此类运行特点的出现对于电力企业的发展造成了双面的影响,其中包括对经济方面及电能供应稳定性方面的影响。
1.1 常规运行方式电网在运行中,由若干支线以及少量母线构成。
母线在电能传输中,分散出若干支线线路,以此构建形成电网系统。
500kV3/2开关接线方式在运行中设备或线路的开关设施及控制系统运行良好。
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关于500KV变电所3／2接线及倒闸操作顺序的深入分析示范文本
In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each
Link To Achieve Risk Control And Planning
某某管理中心
XX年XX月
关于500KV变电所3／2接线及倒闸操作顺序的深入分析示范文本
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日前，随着我国经济的高速发展，电力工业正前瞻性
的朝着大电网、大容量和高电压的方向发展。
全国联网工
程不断健康向前推进，现已形成华东、华北、东北、华
中、南方互联电力系统等跨省市区的大电力系统。
各大电
力系统之间互有联系，输送的功率越来越大。
据有关资料
统计，现全国联网装机容量超过1.4亿千瓦，如此大的装机
容量，在客观上要求它需要一个稳定的运行环境。
若电网
瓦解和大面积停电事故，不仅会造成重大经济损失，影响
人民生活和社会稳定。
同时，我们更要上升到政治角度来
考虑因电网瓦解或大面积停电停电从而可能会影响到国家
的安全问题。
美、加大停电就很好的给我们敲响了警钟，
是活教材。
从以往的运行经验看，在电力系统倒闸操作中，带负荷拉合闸事故是危及电网安全运行的恶性误操作事故之一，如何避免倒闸的误操作事故对电网运行质量的影响，现对500KV变电所3／2断路器接线的特点及其操作顺序探讨如下：
一、3／2接线特点
500KV变电所在高压系统中一般担负汇集电能、重新分配负荷、输送功率等多重任务。
因此它是高压输电系统中的重要地位非常关键。
目前我国500KV变电所电气主接线一般采用双母线四分段带旁路和3／2断路器的接线方式。
3／2断路器接线方式的运行优点日渐凸现，所以，现在用3／2接线方式的居多。
3／2断路器接线如图
1、主要运行方式：
1）、正常运行方式。
两组母线同时运行，所有断路器和隔离开关均合上；
2）、线路停电、断路器合环的运行方式。
线路停电时，考虑到供电的可靠性，常常将检修线路的断路器合上，检修线路的隔离开关拉开；
3）、断路器检修时运行方式。
任何一台断路器检修，可以将两侧开关拉开；
4）、母线检修时的运行方式。
断开母线断路器及其两侧隔离开关。
这种方式相当于单母线允许，运行可靠性低，所以应尽量的缩短单母线运行时间。
2、3/2断路器主接线的优缺点：
1）、优点：
A、供电可靠性高。
每一回路有两台断路器供电，发生母线故障或断路器故障时不会导致出线停电；
B、运行调度灵活。
正常运行时两组母线和所有断路器
都投入工作，从而形成多环路供电方式；
C、倒闸操作方便。
隔离开关一般仅作检修用。
检修断路器时，直接操作即可。
检修母线时，二次回路不需要切换。
2）、缺点：二次接线复杂。
特别是CT配置比较多。
在重叠区故障，保护动作繁杂。
再者，与双母
线相比，运行经验还不够丰富。
综上所述，3／2断路器接线方式的利大于弊。
针对这种接线方式的弊端，我们可以在继电保护选用上下功夫，在满足选择性、快速性、灵敏性、可靠性的基础上，提高继电保护动作的精度，简化范围配置，实现单一保护，避免重复性。
二、倒闸操作顺序的分析：
我们之所以要讨论倒闸操作的顺序问题，因在电力系统操作中，由于刀闸的操作顺序造成的带负荷拉合闸事故
是几种常见的恶性误操作事故之一。
所以我们一定要按照部颁规定和主管单位的规定执行，以确保倒闸操作的正确。
即使是操作中发生事故，也要把事故影响限制在最下范围。
1、带负荷拉合刀闸的危害和防误措施
隔离开关的作用只是使被检修设备有足够可见的安全距离，建立可靠的绝缘间隙，保证检修人员及设备的安全,所以它不具备切断负荷电流和短路电流的的能力。
在出现带负荷拉合闸时，拉弧形成导电通道造成相间短路，直接危及操作人员生命和对设备造成损坏，严重威胁电网的安全运行。
为避免此类事故的发生，电业安全工作规程对操作中的接受操作命令，填写操作票、模拟操作、操作监护、拉闸操作的顺序等都作了详细规定。
为防止误操作，高压电器设备加装防误操作的闭锁装置（少数特殊情况下经上级主管部门批准，可以加装机械锁）。
闭锁装置的解
锁用具（包括钥匙）应妥善保管，按规定使用，不准私自违规解锁。
机械锁要一把钥匙开一把锁，钥匙要编号并妥善保管，方便使用。
这些措施的实施，在一定程度上减少带负荷拉合倒闸的发生。
但，要根本上杜绝此类情况的发生，还需要对人员加强思想教育，掌握业务技术的含金量。
2、3／2断路器倒闸操作顺序
电力安全工作规程中第19条规定，停电拉闸操作必须按照断路器（开关）――负荷侧隔离开关（刀闸）－—母线侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作，送电操作应与上述相反的顺序进行。
依据这样的一个原则，在3／2断路器接线中意义却并不是不大。
根据3／2接线特点，很容易理解到线路或变压器比母线更为重要，所以，我们有必要深入探讨如果断路器两侧隔离开关发生带负荷拉闸事故对系统影响程度的不同，来确定拉闸顺序。
1）、母线侧断路器(如5011断路器或5013断路器)倒闸操作顺序
A、线路或主变停电过程的操作。
如带负荷拉闸事故发生在线路或主变侧，两侧断路器跳闸，切除故障点，保证其他线路、主变及母线正常运行；如发生带负荷拉闸事故发生在母线侧，母线上所有断路器跳闸，造成母线无电压，威胁系统安全运行。
所以应按照断路器（开关）—－线路或主变侧隔离开关（刀闸）—－母线侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作。
送电操作应与上述相反的顺序进行。
B、线路或主变运行，母线停电的操作。
如带负荷拉闸事故发生在母线侧，母线上所有断路器跳闸，切除故障点，保证线路及主变正常运行；如带负荷拉闸事故发生在线路或主变侧，两侧断路器跳闸，造成线路或主变停电事故，危及电网安全运行。
所以应按照断路器（开关）—－
母线侧隔离开关（刀闸）－—线路或主变侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作。
送电操作应与上述相反的顺序进行。
C、线路或主变运行,母线侧断路器转入检修的操作。
如带负荷拉闸事故发生在线路或主变侧，两侧断路器跳闸，造成线路或主变停电，影响系统安全运行。
如带负荷拉闸事故发生在母线侧，母线上所有断路器跳闸，切除故障点，不影响线路及主变正常运行。
所以应按照断路器（开关）－—母线侧隔离开关（刀闸）－—线路或主变侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作。
送电操作应与上述相反的顺序进行。
D、线路或主变停电时，断路器合环运行的操作。
如带负荷合闸事故发生在短引线侧，两侧断路器跳闸切除故障，不影响系统安全运行。
如发生带负荷合闸事故发生在母线侧，造成母线无电压，此时变为单母线运行方式，运
行的可靠性降低。
所以应按照母线侧隔离开关（刀闸）－—短引线侧隔离开关（刀闸）－—断路器（开关）的顺序依次操作。
解环操作应与上述相反的顺序进行。
2）、中间断路器倒闸操作顺序
A、中间断路器一侧线路或主变运行，另一侧线路或主变需要停电的操作。
如带负荷拉闸事故发生在线路或主变运行侧，造成运行中的线路或主变两侧断路器跳闸。
如带负荷拉闸事故发生在需要停电的一侧，线路两侧断路器跳闸切除故障，不影响电网安全运行。
所以应按照断路器（开关）－—停电侧隔离开关（刀闸）－—运行侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作，停电操作应与上述相反的顺序进行。
B、中间断路器两侧线路或主变都运行，中间断路器转入检修停电的操作。
顺序应视断路器两侧发生带负荷拉闸事故对电网的影响程度进考虑。
即按照断路器（开关）－
方案文书样本 QCT/FS-ZH-GZ-K594—对电网的影响较小一侧的隔离开关（刀闸）－—对电网的影响较大一侧的隔离开关（刀闸）的顺序依次操作。
送电操作应与上述相反的顺序进行。
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