0 引言
　　分支线路作为一种接线方式,可以节约投资、缩短工期、施工快捷方便,在电网边缘部位、尤其在低压系统中得到应用。但其在高压电网、特别是双侧电源分支线路或三侧电源分支线路中,由于保护配置及定值整定难度较大,则很少采用,在电网中心区高压线路上支接大型发电机组更是极为少见。
　　但是,当发电机组基建工程进度比与之配套的输变电工程建设快时,为了使发电机组早日并网发电,发挥效益,不得不采取过渡措施。我们曾采取将200MW发电机组支接于电网中心区220kV线路的接入系统方式,这种特殊接线方式对继电保护提出了许多需要研究解决的新课题。
　　
　　1 线路支接情况
　　支接点的三侧中,一侧紧接200MW发电机组,另外两侧变电站与主电网紧密相连。支接后,电厂与两变电站间分别为17.22km和33.57km,两变电站间为50.79km。
　　
　　2 三侧分支线路保护和系统继电保护配置
　　2.1距离保护
　　按无助增条件下电厂与每个变电站间80%阻抗整定。经计算,分别为0.4662Ω和0.9972Ω,取其中最小值0.4662Ω(二次侧值,以下同)为电厂侧距离保护Ⅰ段定值,以保证选择性。
　　
　　按助增条件下每个变电站侧短路、电厂侧均有足够灵敏度整定。经计算,分别得到3.4170Ω和6.4819Ω,取其中最大值6.4819Ω为电厂侧距离保护Ⅱ段定值,以保证灵敏度。
　　相邻线均配置有双套全线速动保护,距离保护Ⅱ段按近后备考虑,动作时间取0.5s。
　　变电站侧距离保护Ⅰ段整定公式同式(1),其中ZL为两个变电站间阻抗。
　　按无助增条件下两个变电站间80%阻抗整定。经计算,得到变电站侧距离保护I段定值为1.4635Ω。而两个变电站到电厂间线路阻抗分别为0.5828Ω和1.2465Ω,均小于1.4635Ω,可以看出,此时距离保护Ⅰ段将深入电厂升压变。但变电站到电厂间线路阻抗加升压变阻抗分别为3.7107Ω和4.3743Ω,若升压变故障时考虑助增因素,两个阻抗值将更大,均大于1.4635Ω,不会深入到低压侧厂用电部分,可保证选择性。
　　
　　两个变电站分别按有电厂助增条件下线路末端有足够灵敏度整定。经计算,得到2.7697Ω和2.4834Ω,分别为两个变电站侧距离保护Ⅱ段定值,并且满足灵敏度要求。
　　同样,距离保护Ⅱ段动作时间取0.5s。
　　距离保护Ⅰ段按上述方法保证选择性整定后,分支线三侧运行时由于助增作用将导致保护区缩小,故应加强主保护。
　　由此可看出支接线路保护的运行特点及整定的特殊性和复杂性,在本线路内要考虑助增因素,时刻注意参数的选取和对应关系;还可看出电网侧变电站的助增作用大于发电机组的助增作用。
　　2.2零序保护
　　支接运行的助增作用同样将对零序保护产生影响;三侧运行时导致Ⅰ段保护区缩小,同样要求加强主保护。
　　2.3三侧高频保护
　　我国的高频方向保护,高频闭锁距离零序保护一般采用单频制,故障启动发信,正方向故障停信。区内故障时各侧均停信,各侧跳闸;区外故障时总有一侧因反方向故障不停信,闭锁各侧保护,均不跳闸。从基本理论来说,高频方向保护和高频闭锁保护可适应三侧电源分支线路,但实际上存在很多问题亟待解决。
　　高频通道因分支线的分流作用而增加介入衰耗。高频信号衰耗过大,有可能造成闭锁式保护区外故障误动、允许式保护区内故障拒动。经研究分析,将支接点移至电厂内,在支接点两个变电站侧(仍在电厂内)各装设一组高频阻波器和耦合电容器(将高频信号仍限制在一段线路范围内),并采用高频差接滤波器和高频差分网络组成电厂与两个变电站间三端互通桥,降低了高频通道衰耗。通过试验,又发现高频信号衰耗与高频差分网络中电感元件接线有关,运用排列组合方法通过试验确定了最佳接线。另外,选用了发信电平较高的收发信机。采取上述措施后,经实测,各端收发信机最低接收电平满足规程要求。