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3/2接線倒閘操作的安全解析

文檔作者：楊印廷1 傅磊2 文檔來源： 1.華能嘉祥發(fā)電廠 2.山東電力調度中心		點擊數：	更新時間： 2021年12月11日
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5
第10 卷( 2008 年第7 期) 電力安全技術
〔摘要〕結合華能嘉祥電廠500 kV升壓站和500 kV 汶上站的實際接線，介紹了500 kV 高壓輸變電
系統(tǒng)中變電站3/ 2接線的特點，剖析了發(fā)變組出口為3/ 2接線方式的相關調度技術術語和安全注意事項，總
結了3/ 2 接線方式倒閘操作中存在的若干問題。
〔關鍵詞〕3/ 2 接線；倒閘操作；安全
截至2007 年5 月底，山東電網擁有500 kV 變
電容量達2 334萬kVA，輸電線路3 558 km。目前
山東省乃至全國500 kV 系統(tǒng)電氣主接線一般采用
3/ 2 開關和雙母線四分段帶旁路的接線方式，個別
的廠站220 kV系統(tǒng)考慮倒3/ 2接線方式的運行優(yōu)點
同樣選擇了3/ 2 接線方式，大大提高了電網發(fā)、送、
變、配電的可靠性和靈活性。由此，在實際的生產
操作中，能否執(zhí)行正確的倒閘操作和故障處理直接
影響著電網的安全穩(wěn)定，下面結合嘉祥電廠及其出
線終點汶上站的現有接線方式，對不同情況下3/ 2
接線倒閘操作進行安全解析。
1 機組運行方式及特點
電廠一期工程現已投產，為2臺330MW機組，
二期規(guī)劃為2 臺670MW機組，通過上嘉Ⅰ線和上
嘉Ⅱ線兩條出線，采用同塔雙回線輸送至500 kV汶
上站，500 kV 上嘉Ⅰ線和上嘉Ⅱ線合環(huán)運行。為了
提高發(fā)供電的可靠性和安全性，兩條線路和兩臺機
組交錯布置分別接在500 kV 升壓站的2 個完整串
上，500 kV升壓站電氣主接線如圖1 所示。
圖1 華能嘉祥電廠500kV升壓站電氣主接線
正常運行方式
開關串為完整串，雙機、雙線路和雙母線同時
楊印廷1，傅磊2
（1.華能嘉祥發(fā)電廠，山東嘉祥272400 ；2.山東電力調度中心，山東濟南250000）
3/ 2 接線倒閘操作的安全解析
運行，所有開關和刀閘均合上；1，2 號母線運行。
1.2 特殊運行方式
開關串為不完整串，單母線或單線路運行，如
單臺開關定檢或檢修需要退出運行，只需拉開本開
關及其兩側1，2 刀閘。退出運行的開關所在開關串
為不完整串，但此時并不影響機組的正常運行和線
路的正常運行，只是降低了運行可靠性，所以對于
3/ 2接線方式的廠站應盡量縮短這種特殊運行方式
的時間。
1.3 機組的同期并列方式
華能嘉祥電廠1號機組的同期并列方式有3種：
(1) 同期裝置檢測1 號發(fā)變組出口CVT 與2 號
母線CVT的電氣量達同期條件通過5013開關并列，
這種方式適用于5013 開關正常、2 號母線正常帶電
運行的情況，也是最常用的方式；
(2) 同期裝置檢測1 號發(fā)變組出口CVT與上嘉
Ⅰ線CVT的電氣量達同期條件通過5012開關并列，
這種方式適用于上嘉Ⅰ線運行、不具備使用5013開
關并列的情況；
(3) 同期裝置檢測1 號發(fā)變組出口CVT 與1 號
母線CVT的電氣量達同期條件通過5012開關并列，
這種方式適用于上嘉Ⅰ線停運、不具備使用5013開
關并列的情況。
上述3種同期方式的選擇通過DCS來實現，根
據3 種方式的排序優(yōu)先選擇通過5013 開關并列。
1.4 3/ 2 接線方式的優(yōu)缺點
(1) 供電可靠性高。每個回路有2臺開關供電，
發(fā)生母線故障或開關故障時不會導致出線停電，運
行調度靈活。正常運行時兩組母線和所有開關都投
入工作，從而形成多環(huán)路供電方式，倒閘操作方便。
刀閘一般僅作檢修用。檢修開關時，直接操作即可。
檢修母線時，二次回路不需要切換。
( ) 二次接線復雜，保護配置麻煩，特別是T
Zh u a n tita olu n
專題討論
2
1.1
2 C
6
電力安全技術 第10 卷 ( 2008年第7期)
配置比較多。在重疊區(qū)故障，保護動作繁雜。
2 3/ 2 接線方式的倒閘操作
國家電網公司頒布《電力安全工作規(guī)程》中第
19 條規(guī)定：停電拉閘操作必須按照斷路器( 開關)
—負荷側隔離開關(刀閘)—電源側隔離開關(刀
閘)的順序依次操作，送電操作應與上述相反的順序
進行。
根據3/ 2 接線特點，一般掌握原則：要操作停
電的設備側即可以視為負荷側，帶電設備側為電源
側?？僧斨虚g聯絡開關的檢修隔離兩側均為電源
時，常常會發(fā)生負荷側刀閘和電源側刀閘不易區(qū)分
的問題。根據倒閘操作盡量減小停電范圍的原則，
結合嘉祥電廠3/ 2 接線方式下幾種常見的倒閘操
作，說明倒閘操作的順序和安全注意事項。
2.1 母線停電
以嘉祥電廠500 kV升壓站1號母線停電操作為
例：根據“安規(guī)”，1號母線應視為負荷側，應先拉
開5011，5021 開關。從倒閘操作盡可能減少對運行
設備影響的安全角度分析，拉刀閘時合理選擇操作
順序非常重要，應先操作50111 和50211 刀閘。這
樣，即使用刀閘切斷負荷(故障)電流造成弧光短路，
也只會跳開5011 或5021 開關，500 kV 1 號母線停
運，不會影響機組和線路的正常運行，從而體現出
3/ 2 接線方式供電安全可靠的優(yōu)點。如果此時操作
50112或50212刀閘，一旦發(fā)生切斷負荷(故障)電流
造成弧光短路的現象，勢必可能導致50112或50212
刀閘兩側的開關全部跳閘，將會引發(fā)至少1臺機組
或1條線路停運事故，即為違章操作。1號母線送電
恢復的操作應與上述停電刀閘操作步驟相反。
2.2 邊開關檢修
如果2 號機組停運，50216 刀閘在分閘狀態(tài)，
5021，5022在并串運行時， 5021開關需要定檢時，
可以考慮先拉開5022開關解串，再拉開5021 開關，
雖然此時5022開關沒有工作，但是處于合閘位置已
經沒有實際意義。操作刀閘時優(yōu)先考慮靠近選擇停
運設備側刀閘，即50212，50221刀閘，再拉開50211，
50222 刀閘，以盡量減少對運行設備的影響。尤其
是開關串數大于兩串的3/ 2接線方式下開關的檢修
倒閘操作應根據不同情況，合理選擇操作方式，盡
量以減少對運行設備的影響為目的。
2.3 中間聯絡開關的檢修與隔離
在實際的生產過程中，如果某一開關串的中間
聯絡開關需要隔離檢修(以5 開關為例)，應按照
下列原則進行操作；拉開5012開關，拉開上嘉Ⅰ線
側50121 刀閘，再拉開1 號主變側50122 閘。從盡
可能減少對運行設備影響的安全角度分析，按照上
述的操作步驟沒有問題，但是一定要有可靠措施保
證操作過程中運行串不解串，否則就有可能發(fā)生用
50121 刀閘切斷負荷(故障)電流的現象，會有導致
5012 和5011 開關跳閘的可能。上嘉Ⅰ線跳閘，此
時1號機組通過5013 開關、2 號母線、5023 開關通
過上嘉Ⅱ線與系統(tǒng)并列運行，保證了1 號機組的安
全運行。相反，先操作50122刀閘，如果發(fā)生用50122
刀閘切斷負荷(故障)電流的情況，將會導致5012和
5013 開關跳閘，最終導致1號機組的跳閘停運。中
間聯絡開關的送電恢復工作刀閘的操作順序應與停
電的順序相反。如1 號機組停運，50136 刀閘在分
閘狀態(tài)，5013，5012并串運行時， 5012開關需要檢
修時，應拉開5012 開關解串，拉開5013 開關，刀
閘操作順序的選擇與邊開關檢修時的原則相同。
2.4 發(fā)變組恢復、破壞備用
在3/ 2接線方式下，從調度的角度，存在發(fā)變
組恢復和解列備用的概念，以電廠1號機組調峰啟、
停機為例：1號機組啟動前500 kV升壓站5013，5012
合閘狀態(tài)，50136 刀閘在分位。值長根據生產現場
的實際開機進度，及時向調度值班員申請1 號機組
要求“恢復備用”，即拉開5012開關解串，拉開5013
開關，合上50136 刀閘，退出短引線保護。一般在
3/ 2接線的機組解列后，值長匯報1號機組要求“解
列備用”，調度員同意，也就是同意“即投入短引線
保護，拉開50136 刀閘，合上5013 開關，合上5012
開關并串”。機組相當于冷備用，隨時可以開機。
1 號發(fā)變組計劃檢修安排停機，會用到“破壞備用”
的術語，所謂發(fā)變組破壞備用不僅是投入短引線保
護，拉開50136 刀閘，合上5013 開關，合上5012開
關并串，更重要的是發(fā)變組根椐檢修的需要做好安
全措施，轉入檢修狀態(tài)。
2.5 開關串的解、并串
根據山東電網《調度規(guī)程》第108條規(guī)定“母
線為3/ 2 接線方式，設備送電時，應先合母線側開
關，后合中間開關并串；停電時應先拉開中間開關，
后拉開母線側開關解串?！钡枪收咸幚頃r也可以
考慮用母線側開關解串或并串。在特殊情況下，也
可以考慮用邊開關解串，然后再選擇合適的刀閘操
作順序。
6 6 刀閘的設置
對于開關串大于串的3 接線方式的變電站
Zh u an t it ao lun
專題討論
2
012
2. -
2 / 2
第10 卷( 2008 年第7 期) 電力安全技術
側線路通常不設置- 6 刀閘，500 kV 汶上站電氣主
接線如圖2 所示。省掉- 6 刀閘，節(jié)約了工程投資，
減少倒閘操作的工作量，減少了配送電的中間環(huán)
節(jié)。某一條線路停電檢修，只需將該線路對應的兩
側開關和刀閘全部斷開即可，其余串仍然整串運
行，滿足3/ 2 接線方式供電靈活可靠的要求。對于
開關串數少于3 串的3/ 2 接線方式的廠、站，在線
路和發(fā)變組側分別設計安裝了- 6刀閘，即使一臺機
組或一條線路停運通常要求開關串并串運行，大大
提高發(fā)供電的可靠性；同時減少倒閘操作，如嘉祥
電廠50121 刀閘由于季節(jié)變化調整行程，可以直接
拉開5011，5012開關，拉開50116，50112，50122
刀閘，上嘉Ⅰ線空載運行，工作結束按照上述相反
的步驟合上上述刀閘，合上5011 開關合環(huán)，合上
5012 開關并串，縮短了線路停電時間。
　　圖2 500 kV汶上站電氣主接線
3 3/ 2 接線方式開關發(fā)生閉鎖分閘時的倒閘操作
山東電網《調度規(guī)程》中規(guī)定：開關閉鎖分閘
現場采取措施無效時，應盡快將閉鎖開關從運行中
隔離。對于3/ 2 接線方式的開關，應保證故障開關
所在串與其它串并聯運行時，可用其兩側刀閘隔
離，意在確保等電位的前提下可以用刀閘隔離故障
開關。實踐證明：對于采用3/ 2接線方式的廠站，在
發(fā)生開關閉鎖分閘且開關串數在3 串及以上時，只
需取下故障開關所在串所有開關的控制保險等電位
操作即可；開關串數小于3 串時，應取下所有開關
串的所有開關的控制保險，以防止帶負荷拉刀閘的
可能。3/ 2 接線方式的廠站，開關串數越多，等電
位操作時，帶負荷拉刀閘的幾率越低。針對嘉祥電
廠500 kV升壓站的3/ 2 接線，只有兩個開關串，一
旦發(fā)生SF6 氣體壓力低閉鎖開關分閘的情況，應立
即拉開閉鎖分閘開關的控制電源開關，將其變成死
開關，匯報上級調度機構，防止開關滅弧能力不夠，
一旦切斷故障電流開關會發(fā)生爆炸的危險。短接故
障開關兩側的刀閘分閘回路中開關的合位常開接
點，解除故障開關兩側刀閘“五防”閉鎖和故障開
關測控柜電磁鎖。等電位操作時，應盡量避免在升
壓站內就地操作刀閘，以免真的發(fā)生帶負荷拉刀閘
嚴重放電事故，危及操作人員的安全。
上述工作完畢，立即取下兩開關串其余開關的
控制保險，快速通過斷路器測控柜拉開故障開關兩
側刀閘(嘉祥電廠網控樓斷路器測控柜具備刀閘分閘
的功能)，盡量縮短機組、線路的跳閘出口開關元件
失去分閘能力的時間。故障開關兩側刀閘拉開后，
立即合上其余開關的控制電源開關。針對嘉祥電廠
3/ 2 接線方式，雙機組雙線路運行時，等電位方法
隔離閉鎖分閘開關時，邊開關隔離時優(yōu)先考慮拉開
母線側刀閘，再拉開另一刀閘；中間開關隔離時優(yōu)
先考慮拉開線路側刀閘，再拉開另一刀閘，其主要
目的是一旦發(fā)生帶負荷拉刀閘，減少停電的范圍，
保證非故障設備的正常運行。當然，對于一些變電
站，線- 線串發(fā)生開關閉鎖分閘時，應根據負荷重
要的程度和對系統(tǒng)潮流影響的大小，先拉開影響小
的一側的刀閘，再拉開另一側刀閘。
相關資料表明，不管500 kV線路長與短，嚴禁
用刀閘拉合500 kV 空載線路。如果中間開關5012
閉鎖分閘時，采用先拉開汶上站線路5041，5042開
關，再拉開嘉祥電廠側5011 開關，然后使用50121
刀閘拉開上嘉Ⅰ線空載線路的方法有待進一步驗
證。山東電網《調度規(guī)程》中允許使用刀閘拉規(guī)定
數值內的電感電流(空載變壓器和電抗器)和電容電
流(空載線路和電容器)，但是實際操作中，原則上
不采用，都是采用開關拉空載線路的電容電流，以
確保倒閘操作時的安全。
等電位操作，必須制定嚴密的技術措施和組織
措施，帶負荷拉刀閘的幾率雖然很低，但仍存在帶
負荷拉刀閘的可能，因此應盡量減少用刀閘隔離故
障開關的可能。如某廠升壓站3/ 2 接線方式，所選
開關為國產油開關，為了減少因油壓低閉鎖分閘的
可能，從根本上減少發(fā)生開關閉鎖分閘時不必要的
Zh u a n tita olu n
專題討論
27
電力安全技術 第10 卷 ( 2008年第7期)
大量電氣誤操作事故研究表明，誤操作事故發(fā)
生的原因不是缺乏防誤操作規(guī)章制度，而是因為相
關規(guī)章制度沒有得到有效執(zhí)行與控制。據國網公司
2005 年電氣誤操作事故統(tǒng)計分析，86.3 ％的誤操
作事故因為組織措施既得不到剛性執(zhí)行，又得不到
有效控制而造成的。因此，倒閘操作過程控制已經
成為供電企業(yè)變電運行管理工作的重要課題。
倒閘操作是變電運行工作的核心之一，倒閘操
作程序包括“3個環(huán)節(jié)”(操作前準備、操作執(zhí)行、操
作后檢查與評價)、“6 個關口”(準備關、接令關、填
票關、模擬關、監(jiān)護關、復查關)，變電站倒閘操作
票作為運行人員操作指導書，只能解決倒閘操作過
程中按照事先填好的操作步驟執(zhí)行操作的問題。然
而，倒閘操作每個環(huán)節(jié)是相互關聯的，上一步工作
為下一步工作提供服務，下面的流程必須由上面的
李斌，趙忠亮，李青
（濰坊供電公司，山東濰坊261021）
“ 變電站倒閘操作過程控制卡”
的探索與實踐
流程支撐。如果操作前準備環(huán)節(jié)中操作票填寫出現
漏項或錯項，在操作執(zhí)行環(huán)節(jié)中執(zhí)行操作票就會導
致誤操作；操作執(zhí)行中操作不到位或二次壓板投停
錯誤又得不到復核與檢查，就會給事故留下隱患。
為解決上述問題，在總結多年來倒閘操作實踐經驗
和現場運行管理經驗的基礎上，通過近幾年的探索
研究，編制并全面推廣應用了“變電站倒閘操作過
程控制卡”，實現了倒閘操作各個環(huán)節(jié)全過程管理
與控制，從而對預防誤操作事故起到積極作用。
1 控制卡使用范圍及組成
控制卡使用范圍：35 kV 及以上變電站全部停
送電、35 kV及以上母線停送電、主變壓器停送電、
110 kV及以上倒旁路操作、兩個及以上變電站同時
調整運行方式、兩個及以上操作組同時進行的操作。
Zh u an t it ao lun
專題討論
麻煩。
4 3/ 2 接線方式倒閘操作存在的問題
3 / 2 接線方式開關串要求并串運行， 如在
2005- 03- 30，某廠3號機組小修后正在沖轉過程中
按調度命令恢復備用時，因3 號機組出口中間開關
絕緣拉桿發(fā)生斷裂，開關C 相仍處于合閘位置，開
關位置指示顯示分閘，導致帶負荷合上- 6刀閘，發(fā)
電機突然加電壓，最終導致- 6 刀閘C 相放電嚴重
損壞，發(fā)變組發(fā)電機受到較大負序電流沖擊過流I
段動作，出口中間開關的失靈保護、死區(qū)保護動作，
線路跳閘的事故。
嘉祥電廠在現有的升壓站電氣接線方式下，一
條線路停電，另一條線路的單項重合閘不能退出。
從安全角度分析，如果退出重合閘，線路單相故障
將會導致1，2 號機組的同時跳閘，最終形成全廠停
電的惡性事故。因此要求，發(fā)電機運行可靠性應不
受高壓線路單相重合閘的影響。單線路運行單相故
障時，發(fā)電機承受不平衡電流和負序電流的較大沖
擊，當重合于永久性故障，發(fā)變組要承受二次沖擊。
同樣，當1 號發(fā)變組對應的5013 開關檢修，其出口
5012開關的單相重合閘也不能退出，如果退出單相
重合閘后，出現故障將直接跳5012 開關三相，造成
1 號機解列， 3/ 2 接線方式重合閘的規(guī)定是要求邊
開關5011先重，中間聯絡開關5012 后重，1號發(fā)變
組承受不平衡電流的時間無疑更長。
由于電網建設速度的加快，好多運行中的新建
3/ 2 接線的廠站存在不完整串，使得3/ 2接線方式
的優(yōu)點未能全部利用。如嘉祥電廠的兩條出線均接
于汶上站不完整串，如果汶上站一條母線檢修，另
一條母線故障，直接導致嘉祥電廠無法送電，最終
通過RCS992(990)自動裝置的本地切機功能跳掉1，
2 號機組。
5 結束語
在現有的條件下，正確的倒閘操作是電網安全
運行的重要保證。隨著電網建設朝著高電壓、大區(qū)
域、大電網方向發(fā)展，3/ 2 接線方式將會更加完善，
電網的合理性布局和規(guī)劃，將會大大提高發(fā)、輸、
配、送電的可靠性。(收稿日期： )
28
2007- 12- 19

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