當兩個幅值和頻率相近的正弦波信號疊加時,會出現差拍現象;兩個信號頻率越接近,拍谷時間越長。單頻制高頻保護由于兩側或三側高頻信號疊加,即會產生差拍問題,情況嚴重時將造成保護誤動。對此可以采取以下措施:適當變更三側頻率(電廠側采用中心頻率,兩個變電站分別增加或減少100Hz),以盡量減少拍谷時間;收發信機采用收信門控電路,本側有高頻信號時不接收對側高頻信號,本側無高頻信號時才接收對側高頻信號,以避免高頻信號疊加;先收信10ms才開放保護回路,此時,感受為正方向故障的保護開始停信,避免了反方向故障側送來的高頻信號與本側高頻信號疊加;微機保護收信信號消失,開放保護回路延時8ms,躲開差拍造成的閉鎖信號缺口,以防誤動。運行實踐證明,上述措施是有效的。
　　由于系統阻抗很小,分支線路太短,在不同運行方式下,助增作用變化較大,高頻閉鎖距離零序保護不但整定復雜,而且存在保護安裝處背后故障時誤動的可能性,該分支線主保護采用了雙套LFP-901型高頻方向保護,運行期間既無誤動,也無拒動。
　　2.4短路、非全相運行的影響和要求
　　三側間線路短路或兩個變電站母線短路,發電機出口殘壓約為45%～60%額定電壓,要求快速切除故障。
　　發變機組不允許非全相運行。
　　2.5其他保護停信和斷路器位置停信
　　按照技術規程要求,對于分支線路高頻保護,母線保護動作不應停信,以免線路兩個對側跳閘,從而維持兩個對側間的運行。這無疑是正確的。但該分支線路支接有大型發電機組,線路又很短,從保障機組安全考慮,必須快速切除全線故障及分支線三端的母線故障和發電機組故障。因此,兩變電站側分別接入母線保護和失靈保護停信,電廠側接入發電機組保護停信,三側都接入斷路器位置停信,以便斷路器失靈及斷路器與電流互感器之間短路時由線路對側保護快速切除故障,并兼有遠方跳閘功能。
　　2.6跳閘與重合閘
　　電廠側須三相跳閘,不重合,以免造成負序或重合于故障而對發電機組產生不利影響。
　　當發變組保護動作時,通過高頻停信使變電站側跳單相或三相。變電站側若投自動重合閘,同時電廠側斷路器失靈時,將對發變組造成第2次故障電流沖擊,對機組安全運行不利。因此,變電站側也不投重合閘。為了避免單跳不重合造成非全相運行,變電站側同樣三相跳閘。
　　2.7三側運行與兩側運行
　　由于新機組運行期間難免有這樣那樣的問題,停機次數較多,而兩個變電站間為電網的重要聯絡線,不允許長期停運。
　　三側運行或一變電站側斷開時,對保護的要求如上所述。斷開側的保護及收發信機退出運行,以免線路內部故障時由于遠方啟信閉鎖保護而導致拒動。
　　當發變機組停運時,兩個變電站側投分相跳閘、單相重合閘。電廠側保護及收發信機退出運行,兩側三相不一致保護動作時間躲過單相重合閘整定。
　　
　　3 保護方案實施效果
　　三側高頻保護經過2年多的運行,曾經歷20多次區外故障(其中2次轉換性故障)考驗,沒有誤動過。在頻繁的倒閘操作中,三側保護也沒有出現過異常情況。
　　某次,發電機轉子過流保護動作,其一路命令跳開升壓變220kV側斷路器,一路信號作用于高頻停信。由于斷路器B相晚斷開約40ms,電網通過電廠升壓變中性點接地系統產生60ms零序電流,這是類似于單相接地的一段暫態過程。盡管如此,高頻保護均啟動發信,并準確迅速地捕捉到了方向,電廠側為反方向,兩個變電站側為正方向。其中:一側3Io為1.56A,超過零序停信定值1A,兩套保護都停信;另一側3Io為1A,為停信臨界值,一套保護停信,另一套保護未停信。因此,一套保護因三側停信而跳閘,說明分支線內部故障時三側保護可快速切除故障;另一套因一側未停信而被閉鎖,說明高頻通道衰耗滿足要求,區外故障時,保護不會誤動。這次事件有力地印證了保護配置的正確性。
　　
　　4 結語
　　對應于配套工程建成投運,由于三端支接線路高頻保護成功運行,使得該大型發電機組提前2年多安全發電供熱,盡早緩解了電力和供熱緊張局面,并創造了8億元左右經濟效益和顯著的社會效益。
　　由于三端支接線路高頻保護的成功運行,解決了支接線路任一處故障有選擇的快速切除問題,也解決了發電機組故障或變電站母線故障、同時斷路器失靈時線路對側快速切除故障問題,保障了發電機組及電網的安全運行。這一技術為大型發電機組支接于高壓線路繼電保護的配置與運行探索積累了經驗。