关于500KV变电所3／2接线及倒闸操作顺序的深入分析通用版
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。
电气实用技术知识
电气实用技术知识500KV系统NCS倒闸操作一、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。
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。
变电运行倒闸操作（二次继电保护操作-旁路代路-500kV接线要点
变电运⾏倒闸操作（⼆次继电保护操作-旁路代路-500kV接线要点⼆次操作要点分析⼀、母线操作（220kV、110kV双母线⽅式）1、BP－2B保护配置及简单原理介绍BP－2B包含母线差动、母联充电、母联过流、母联失灵（死区）保护。
另外，同样以BP-2B组屏可以实现断路器失灵保护。
⼏个概念：⼤差：所有⽀路电流向量和，不含母联CT，作⽤是判断是否区内故障⼩差：某段母线上所有⽀路电流向量和，含母联CT，作⽤是选择哪段母线故障和电流：制动电流，绝对值之和差电流：动作电流，和的绝对值死区2、倒母线操作的两个关键点例：110kV I段母线所有设备倒⾄II段母线供电，110kV I段母线由运⾏转换为检修母联控制电源“互联压板”（1）“互联压板”和母联控制电源的操作顺序有何规定？倒母操作各间隔⼑闸前，先投“互联压板”，再断母联控制电源；操作完毕，先恢复母联控制电源，再退出“互联压板”。
（2）两种操作的作⽤断母联控制电源的作⽤：把母联变成死开关，防⽌在操作⼑闸时,母联开关偷跳，出现⽤⼑闸解合环的误操作事故。
所以，断母联控制电源要在倒母操作各间隔⼑闸前。
“互联压板”的作⽤：微机型母线差动保护中：“双母线互联时，两段母线经隔离⼑闸实际联为单母线运⾏，⼩差⾃动退出，母线总差动作后则将所有元件跳开”。
相当于把把两段母线看作⼀段，此时任⼀段母线发⽣故障，都能可靠切除两段母线上所有开关。
虽然两组母线⼑闸同时合上时，装置可以⾃动判别为母线互联状态，但是⼿动投⼊硬压板是优先的，并且是最可靠的。
（3）两者之间的顺序为什么要这样？若在先断开母联控制电源后，未投互联压板之前，发⽣任⼀母线故障，切除故障母线所有⽀路开关后，都要启动母联失灵，跳开⾮故障母线，延误了母线故障切除时间，有可能造成系统稳定破坏，对系统安全不利。
虽然发⽣这种事故的概率极⼩，但还是需要从操作上去避免的，因此应先投互联压板，再断母联控制电源。
也可以这样想，断开控制电源后，母联变为死开关后，则相当于两段母线物理连接在⼀起，形成某种意义上的互联。
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。
3／2接线母线停电倒闸操作顺序的探讨
【 关键词 】３２接线 ；倒 闸操作 ；母线 ／ 【 中图分类号 】Ｔ ４ ． １ Ｍ６ ５１ ＋ 【 文献标 识码 】Ａ 【 文章编号 】１０ －１５ （ １）４ ０ １－ ２ ０ ８ １ １ ０ ００ － １ ３ ０ ２ 导致连接 在母线上的所有 出线均停 电，而线路故障时只是本 线路停 电不影响其他 出线。然而，在 ３ ２接线 中，母线的重 ／ 要性远不如线路 ，由于 ３ ２接线是环 路运行 ，断路器两侧均 ／
消除事故迅速 由于是 多环状接线 。设备能任意停下来检修。
断路器 因某种 原因不能操作 （ 如液压机构失压等故 障） ，可在
不停 电情况 下直接 拉开断路器两侧 的隔离 开关 ，使 断路器的 故障及时得到处理。
３ ２断路器接线 的缺点是使用设备较多 ， ／ 特别是断路器和 电流互感器，投 资费用大 ，保护接线复杂 。 ２ 与双 母线 接线 方式 的不 同 ． 在传 统的双母线接线或者双母 线带旁母线接线方式 中， 线路的重要性远不如母线 。当母线故障使母差保护动作 时会
（ ）操作检修方便 、操作 内容简单。检修断路器时 ，拉 ３ 开其两侧隔离开关即可 ，不 需要 带旁 路的倒闸操作 ．检修母 线时，拉开与母线相联 的断路器 、隔离开关即可 ，没有双 母 线那种倒母线操作 ．缩短 了操作 时问，避免 了因操作量太大 而 易于导致 的误操作 。
（ ）故 障处 理 方 便 迅 速 。处 理 事 故 时 ， 用 断 路 器 操 作 。 ４
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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通用版
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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通用版
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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）－—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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