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断路器保护概述断路器保护主要包括:断路器失灵保护、自动重合闸、充电保护、死区保护、三相不一致保护和瞬时跟跳。
本文主要讨论3/2接线方式下的断路器保护。
（一）断路器保护装置的配置一般在双母线、单母线接线方式中，输电线路保护要发跳闸命令时只跳线路本端的一个断路器，重合闸自然也只重合这一个断路器，所以重合闸按保护配置是合理的。
在3/2接线方式中把失灵保护、自动重合闸、三相不一致保护、死区保护和充电保护做在一个装置内，这个装置即称为断路器保护。
（二）断路器失灵保护断路器失灵保护是指故障电气设备的继电保护动作发出跳闸命令而断路器拒动时，利用故障设备的保护动作信息与拒动断路器的电流信息构成对断路器失灵的判别，能够以较短的时限切除同一厂站内其他有关的断路器，使停电范围限制在最小，从而保证整个电网的稳定运行，避免造成发电机、变压器等故障元件的严重烧损和电网的崩溃瓦解事故。
一般在220kV及以上断路器上配置断路器失灵保护功能，部分重要的110kV断路器也会配置失灵功能。
以下详细分析：3/2接线方式下的断路器失灵保护。
如图1所示，在3/2接线方式下，如果在线路2发生短路，线路保护跳开5021和5022断路器。
假如5021断路器失灵，为了短路点的熄弧，5021断路器的失灵保护应将500kV Ⅰ母上所有的断路器（图中5011、5031断路器）都跳开。
图1 500kV变电站3/2接线方式简图如果在500kVⅠ母上发生短路，母线保护动作跳母线上所有断路器。
假如5021断路器失灵，5021断路器的失灵保护应将5022断路器跳开，并发远方跳闸命令跳线路2对侧的断路器。
（如连接元件是变压器，则跳开变压器各侧断路器）所以边断路器的失灵保护动作后应该跳开边断路器所在母线上的所有断路器和中断路器并启动远方跳闸功能跳与边断路器相连的线路对侧断路器（或跳变压器各侧断路器）。
如果在线路2上发生短路，线路保护跳5011和5021两个断路器。
假如5022断路器失灵，5022断路器的失灵保护应将5023断路器跳开，并发远方跳闸命令跳2号主变各侧断路器，这样短路点才能熄弧。
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。
一种500kV系统死区保护改进方案的探讨摘要：3 /2 开关接线方式在 500kV系统被普遍采用，这种接线方式节约成本的同时也造成了死区问题。
本文介绍了死区保护的成因，分析了当前死区保护的配置方案的特征及响应时间上的不足，并探讨一种新形式的死区故障全线快速响应保护的配置方案，并简要分析了新方案的配置方法及在响应时间上的优点。
关键词：死区保护；失灵保护；保护延时；光纤保护1死区的成因［1］以一个3 /2 断路器接线方案的完整串为例（如图1所示），线路及母线保护均采用双重配置，当故障点位于断路器和电流互感器之间的区域时，故障不能瞬时切除。
在图1所示的完整串接线中存在三个这样的区域：图2 RCS-921A死区保护逻辑当死区保护装置收到三跳信号或 A、B、C 三相跳闸同时动作等动作信号时，如果死区保护过流元件动作，相应断路器跳开，装置收到三相跳闸位置信号，且死区保护功能压板投入，则经死区保护整定延时启动死区保护。
死区保护出口回路与失灵保护一致，动作后跳开相邻开关。
目前现场死区保护整定按照RSC-921A 失灵保护来保护死区。
在死区保护范围内发生单相或相间故障时，经设定的死区保护延时后，三跳本开关及相邻开关，同时启动线路远方跳闸［2］。
2.2现有死区保护不足随着特高压直流的大量接入，直流换相失败成为影响电网安全的重要故障。
一次换相失败恢复时间大约200ms，如同时发生两回及以上直流连续两次换相失败，送端电网将无法稳定运行。
但是，死区发生的故障一般都为近区故障，故障电流非常大，远高于一般线路故障时的电流。
如果不采取特殊的应对措施，则死区故障只能依靠故障元件的远后备保护带长延时（＞ 400ms）予以切除，那对系统将有很大的冲击，影响系统的暂态稳定；断路器失灵保护动作延时分解如图3所示。
图3断路器失灵保护动作延时分解示意图图中：ｔ１为主保护动作时间；ｔ２为出口继电器动作时间；ｔ３为断路器固有动作时间；ｔ４为灭弧时间；ｔ５为电流元件返回时间；ｔ６为失灵保护的动作延时。
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。
其中母线差动保护会导致I母线以及1DL上的所有开关跳开。
而由于L1以及2DL对侧开关没有断开，为此依然可以对K1提供电流。
（2）当K2点出现故障，对于L1线路以及L2线路保护分别是区内以及区外保护。
由于线路L1保护动作会使得1DL以及2DL瞬时跳开，但是由于L2以及3DL对侧开关没有断开，为此K2依然有电流经过。
（3）如果故障出现在K3，对于母线II差动保护是区内保护，而L2线路保护是区外保护。
母线差动保护动作会跳开3DL以及II母线上的开关，但是由于2DL以及L2对侧开关的没有断开，为此同样可以为K3提供电流。
以上所提到的三种区域极为死区，出现于死区内的故障即为死区故障。
2死区危害
死区故障的危害主要体现在两个方面：其一是死区故障的发生点一般为近区故障，为此故障电流较大，远大于一般线路故障。
为此如果没有及时切除就会对系统产生巨大的冲击，严重的影响了系统的暂态稳定。
同时如果大电流长期的通过一次设备也会导致设备的动态稳定性受到很大考验。
其次在死区出现的故障影响范围一般较广，为此对系统有很大影响。
为此死区故障的危害很大，需要存在保护死区的场站，对死区进行分析，并制定死区故障预案。
3死区故障应对措施
针对于死区的治理措施有一个基本的原则，即尽量避免死区故障、缩小故障范围，并迅速切除死区故障。
3.1减小死区范围
经过科学选择电力互感器的一次绕组的引线绝缘的朝向可以使得对地闪络故障点位于线路保护区内。
由于电流互感器的一次绕组的对外引线两端分别是带有小瓷套的绝缘端，另一端是和顶部等电位的非绝缘对地端。
如果顶部对地放电，也即是非绝缘端对地放电。
将电流互感器的一次绕组引出线的绝缘端始终朝着开关布置，则顶部对地闪络故障就位于线路的保护区内，为此线路会瞬时动作。
3.2避免死区故障发生
死区故障的发生要首先明确引发故障发生的原因，然后有针对性的制定防范措施。
引发死区故障的主要原因可以分为四大类：开关外绝缘闪络、引线对地闪络、电流互感器外绝缘闪络以及人为原因。
其中第一种原因导致的故障几率很小，而人为原因最可能是由于现场作业引发。
针对以上不同原因进行了有针对性的防
护措施
（1）定期的清理电流互感器外绝缘以及开关。
尤其是对于空气质量差或者粉尘严重的地区要缩短清理周期，防止电流互感器或者开关污染导致的污闪现象。
（2）强化死区安全监护。
再进行日常维护中要要求值班人员对死区进行巡视，巡视范围主要是开关与流变之间，包括之间的引线以及接头。
巡视主要分为两方面：首先是进行死区的外观检查，观察是否存在污物以及引线断股现象，尤其是注意是否有异常放电现象；其次要对死区进行红外测温，重点是监测引线接头是否存在过热或者温差大的现象。
（3）规范现场作业。
在四区范围内作业的吊车等作业工具要尽量的原理死区，从而有效地降低人为因素引发的故障。
同时变电站运行值班人员在进行检修安全交底过程中要对死区进行明确，从而提醒检修人员注意。
3.3迅速切除死区故障
为了将死区故障的影响减至最低需要在发生死区故障之后迅速地切出故障，将完全切除时间控制在20ms之内。
而这也是进行死去保护的重要出发点，一般借助于失灵保护实现。
在500kV系统3/2接线中配备有独立的开关保护，可以实现失灵、重合闸、充电以及死区保护。
其保护原理主要分为两种，也就是配备独立的保护模块与不独立的保护模块，其代表性的装置分别为RCS-921A以及CSC-121A。
RCS-921A数字式断路器保护以及自动重合闸装置的功能主要为三相不一致保护、断路器失灵保护、死区保护以及充电保护、重合闸保护。
在装置搜到发变三跳、三条信号或者是A、B、C三相跳闸同时动作时，如果过流元件动作就会使得所对应的断路器断开，装置受到三相KTP，此时死区保护压板投入并经过整定延时而启动死区保护。
死区保护出口回路和失灵保护一致，动作后跳开相邻的开关。
经过现场使用RCS-921A失灵保护，在死区出现单相或者相间故障时可以在预定的死区保护延时后，三跳本开关以及延时开关，痛恨死启动线路远方跳闸，从而迅速地切断了故障。
同样使用CSC-121A作为开关保护，虽然没有配置死区保护模块，但是由于三跳本开关以及相邻开关同步完成，为此也可以在故障出现的200ms内切除故障。
总之使用独立死区保护或者装配失灵保护可以极大地减少故障切除时间，从而有效地减小了故障危害。
4结束语
由于在部分的HGIS或者是GIS变电站中不存在死区，同时死区的位置会随着电站设计的不同而变化，为此经常被人忽略，一维死去保护无关紧要。
但是通
过研究死区可以有效地协助值班人员在面对死去故障后进行科学、准确的判断，从而了解电站的死区风险点、规避风险、提升安全性。
为此深化对于死区产生的原因、危害以及应对措施的认识具有极为重要的现实意义。
参考文献
[1] 贺家李，宋从矩．电力系统继电保护原理[M]．北京：中国电力出版社，2004．
[2] 华中工学院．电力系统继电保护原理与运行[M]．北京：电力工业出版社，1981．
[3] 辽宁省电力有限公司．电力工程师手册[M]．北京：中国电力出版社，2002．
[4] 南京南瑞集团公司．RCS一900系列高压微机线路保护装置(培训教材) [z]．
[5] 北京四方继保自动化股份有限公司．CSC～121A数字式综合重合闸及断路器辅助保护装置说明书[z].。
