0 引言
　　分支線路作為一種接線方式,可以節約投資、縮短工期、施工快捷方便,在電網邊緣部位、尤其在低壓系統中得到應用。但其在高壓電網、特別是雙側電源分支線路或三側電源分支線路中,由于保護配置及定值整定難度較大,則很少采用,在電網中心區高壓線路上支接大型發電機組更是極為少見。
　　但是,當發電機組基建工程進度比與之配套的輸變電工程建設快時,為了使發電機組早日并網發電,發揮效益,不得不采取過渡措施。我們曾采取將200MW發電機組支接于電網中心區220kV線路的接入系統方式,這種特殊接線方式對繼電保護提出了許多需要研究解決的新課題。
　　
　　1 線路支接情況
　　支接點的三側中,一側緊接200MW發電機組,另外兩側變電站與主電網緊密相連。支接后,電廠與兩變電站間分別為17.22km和33.57km,兩變電站間為50.79km。
　　
　　2 三側分支線路保護和系統繼電保護配置
　　2.1距離保護
　　按無助增條件下電廠與每個變電站間80%阻抗整定。經計算,分別為0.4662Ω和0.9972Ω,取其中最小值0.4662Ω(二次側值,以下同)為電廠側距離保護Ⅰ段定值,以保證選擇性。
　　
　　按助增條件下每個變電站側短路、電廠側均有足夠靈敏度整定。經計算,分別得到3.4170Ω和6.4819Ω,取其中最大值6.4819Ω為電廠側距離保護Ⅱ段定值,以保證靈敏度。
　　相鄰線均配置有雙套全線速動保護,距離保護Ⅱ段按近后備考慮,動作時間取0.5s。
　　變電站側距離保護Ⅰ段整定公式同式(1),其中ZL為兩個變電站間阻抗。
　　按無助增條件下兩個變電站間80%阻抗整定。經計算,得到變電站側距離保護I段定值為1.4635Ω。而兩個變電站到電廠間線路阻抗分別為0.5828Ω和1.2465Ω,均小于1.4635Ω,可以看出,此時距離保護Ⅰ段將深入電廠升壓變。但變電站到電廠間線路阻抗加升壓變阻抗分別為3.7107Ω和4.3743Ω,若升壓變故障時考慮助增因素,兩個阻抗值將更大,均大于1.4635Ω,不會深入到低壓側廠用電部分,可保證選擇性。
　　
　　兩個變電站分別按有電廠助增條件下線路末端有足夠靈敏度整定。經計算,得到2.7697Ω和2.4834Ω,分別為兩個變電站側距離保護Ⅱ段定值,并且滿足靈敏度要求。
　　同樣,距離保護Ⅱ段動作時間取0.5s。
　　距離保護Ⅰ段按上述方法保證選擇性整定后,分支線三側運行時由于助增作用將導致保護區縮小,故應加強主保護。
　　由此可看出支接線路保護的運行特點及整定的特殊性和復雜性,在本線路內要考慮助增因素,時刻注意參數的選取和對應關系;還可看出電網側變電站的助增作用大于發電機組的助增作用。
　　2.2零序保護
　　支接運行的助增作用同樣將對零序保護產生影響;三側運行時導致Ⅰ段保護區縮小,同樣要求加強主保護。
　　2.3三側高頻保護
　　我國的高頻方向保護,高頻閉鎖距離零序保護一般采用單頻制,故障啟動發信,正方向故障停信。區內故障時各側均停信,各側跳閘;區外故障時總有一側因反方向故障不停信,閉鎖各側保護,均不跳閘。從基本理論來說,高頻方向保護和高頻閉鎖保護可適應三側電源分支線路,但實際上存在很多問題亟待解決。
　　高頻通道因分支線的分流作用而增加介入衰耗。高頻信號衰耗過大,有可能造成閉鎖式保護區外故障誤動、允許式保護區內故障拒動。經研究分析,將支接點移至電廠內,在支接點兩個變電站側(仍在電廠內)各裝設一組高頻阻波器和耦合電容器(將高頻信號仍限制在一段線路范圍內),并采用高頻差接濾波器和高頻差分網絡組成電廠與兩個變電站間三端互通橋,降低了高頻通道衰耗。通過試驗,又發現高頻信號衰耗與高頻差分網絡中電感元件接線有關,運用排列組合方法通過試驗確定了最佳接線。另外,選用了發信電平較高的收發信機。采取上述措施后,經實測,各端收發信機最低接收電平滿足規程要求。