0 引言
　　分支線路作為一種接線方式,可以節(jié)約投資、縮短工期、施工快捷方便,在電網(wǎng)邊緣部位、尤其在低壓系統(tǒng)中得到應用。但其在高壓電網(wǎng)、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(wǎng)中心區(qū)高壓線路上支接大型發(fā)電機組更是極為少見。
　　但是,當發(fā)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(fā)電機組早日并網(wǎng)發(fā)電,發(fā)揮效益,不得不采取過渡措施。我們曾采取將200MW發(fā)電機組支接于電網(wǎng)中心區(qū)220kV線路的接入系統(tǒng)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(fā)電機組,另外兩側變電站與主電網(wǎng)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(tǒng)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(jīng)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(jīng)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(jīng)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(jīng)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(qū)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(nèi)要考慮助增因素,時刻注意參數(shù)的選取和對應關系;還可看出電網(wǎng)側變電站的助增作用大于發(fā)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(chǎn)生影響;三側運行時導致Ⅰ段保護區(qū)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(fā)信,正方向故障停信。區(qū)內(nèi)故障時各側均停信,各側跳閘;區(qū)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(qū)外故障誤動、允許式保護區(qū)內(nèi)故障拒動。經(jīng)研究分析,將支接點移至電廠內(nèi),在支接點兩個變電站側(仍在電廠內(nèi))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(nèi)),并采用高頻差接濾波器和高頻差分網(wǎng)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(fā)現(xiàn)高頻信號衰耗與高頻差分網(wǎng)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(fā)信電平較高的收發(fā)信機。采取上述措施后,經(jīng)實測,各端收發(fā)信機最低接收電平滿足規(guī)程要求。