实现；馈线侧需要对DG脱网速度做出要求，利用低频继电器加上重合闸脱网阻止大多数DG在系统干扰时提供对系统电源的支持能力；永久性故障后DG的持续运行，引入智能型断路器的断开/重合，同时伴随着打开一些负荷开关，该解决方案意味着不仅通过故障检测器，同时通过确定的孤岛边界启动打开开关。
[0032]所述步骤(5)中，哪个开关将被打开依赖于DG功率、实际用电量、网络状态以及可用的开关和保护，该方案的孤岛是提前设定，并通过特定的事件触发，触发事件包括当检测到故障发生，通过馈线电流继电器保护定值和电压继电器设定为同时动作，此时，孤岛由馈线上的DG、MV/LV变电站和重要客户组成；故障时，只要故障动作曲线不是落在孤岛上DG和重要客户之间，那么认为保护操作都是成功的。
[0033]所述步骤(5)中，设置相应的故障检测器来过滤故障发生在孤岛上的情况，引入故障在馈线上孤岛边界的探测器，如果DG和孤岛中重要用户的故障检测器被跳开，则故障是岛的下游，或者两者不跳闸，故障是岛的上游。最后，如果只由重要用户的故障检测器跳闸和DG故障检测器没有跳闸，这将意味着故障是在岛上的，孤岛是不可能运行。
[0034]本发明的有益效果为:
[0035](I)由于分布式电源(DG)的接入，配电网从辐射型的网络变成了多电源网络，由于其接入方式不同，所提供的短路电流水平也不尽相同，在此基础上调整保护定值和重合闸策略，通过时间及定值调整将DG影响降低，最经济有效；
[0036](2)根据DG接入方式不同而提供的短路电源水平决定馈线保护定值调整策略及重合闸配合关系，可以有效解决DG接入下的配网自动化系统保护失去配合，重合闸成功率不高的问题；
[0037](3)提供了一个最大程度利用现有的设备配网自动化系统配合(包括设备自动化和远程可控开关)，以便少故障持续时间保护与和未能供出的DG能量，而相应的孤岛运行操作方案是为了最大限度地保护这些消费者不会中断供电，对于解决大量DG并网下如何确保电网安全运行及DG最大发挥其作为当地电源有效支持双重问题提供了有效方法。
【附图说明】
[0038]图1为DG并入配电网一次图；
[0039]图2为接入DG的配电网开关保护配置图；
[0040]图3为DG的配电网过流保护配合校验动作曲线示意图；
[0041]图4为DG的配电网孤岛划分策略流程图；
[0042]图5为基于DG的配电网集中式分段开关故障自动判断系统动作原理图；
[0043]图6为基于DG的配电网分布式电压开关故障自动判断系统动作原理图；
[0044]图7为基于DG的配电网分布式电压开关RTU自动判断动作原理图。
【具体实施方式】
:
[0045]下面结合附图与实施例对本发明作进一步说明。
[0046]如图1所示，在推动DG安装过程中，供电系统管理部门曾经多次努力尝试进行了规范DG并网保护要求。但是由于以下所列变量，证明规范要求是非常困难的。
[0047]A配网电路的设计不同，有些保护使用“保险丝”，还有其他尝试采用线路保险，与下面的分支保险相配合，不致引起跃级跳闸。有些保护采用线路重合闸和分段器，而有的则没有。自动重合闸做法各不相同，有的采用前加速重合，有的则采用后加速重合。
[0048]B.DG发电机不同类型
[0049]各种类型DG发电机可以被分为三大类:
[0050]1.同步发电机:
[0051]如:发动机、燃气轮机、小水电；
[0052]2.感应发电机:
[0053]如:风力发电机；
[0054]3.异步发电机:
[0055]如:微型涡轮机、燃料电池和光伏。
[0056]这些发电机类型具有不同的电特性并因此具有不同的互联保护要求。目前最常见的类型DG是同步发电机。供电系统对每种类型的DG并网互联要求看法不一。
[0057]国际上普遍采用的是IEEE-1547尝试为DG互联提供国家标准。可是IEEE-1547对DG互联保护要求提供了非常有限的实际指导。它要求过/欠频率和过压/欠压互联保护。它清楚地定义了在DG和供电系统公共耦合(PCC)点之间安装互联保护。该标准还规定DG并网操作要求，但没有提供方法、解决方案或可选方案，以满足这些要求。关键问题如:潜在的过电压，互联变压器的选择，系统保护不再配合，由于系统侧非全相或失步保护没有达到动作水平而造成不平衡电流损坏DG。
[0058]由于各个DG的性质不同，其配置的保护类型也不尽相同。对于无法提供短路电流的异步机性质的燃料电池组，光伏等即不需要配备过流保护也不需要配置同步装置，只要求配置它要求过/欠频率和过压/欠压互联保护(反孤岛装置)即可。而对于感应性质的风力发电则需配置过流保护装置，而大型同步机则要求配置过流保护的同时，也要求配置同步装置。而总起来讲，其反孤岛装置的配置是根据供电系统与DG业主协议的是否可以孤岛运行来决定，而保护及同步装置的配置则需视其发电机性质及提供短路电流能力区别对待。
[0059]I基于DG的配电自动化系统故障处理及再并网策略
[0060]在进行网络自动化分析时，通常认为以下标准配置:
[0061].故障指示器:带有本地和/或远程指示故障检测(带方向和不带方向)。
[0062].本地自动化:自动重合闸，自动分段开关，以及通过接地继电器驱动接地开关。
[0063].应用SCADA和DMS配电自动化控制系统。
[0064]1.1基于DG的配电自动化系统故障处理策略
[0065]对于所提出策略的基础仍是采用离线设置当地的自动化设备定值和在线的远程控制开关与本地自动化设备对故障自动反应的配合关系。特别分析了故障管理中DG接于中压网络时，当地自动化动作行为和继电保护定值设置。排除故障是保护和当地的自动化基本功能。根据自动化水平，故障的定位和隔离可也由不同的自动化程度完成。而重合，分段器和其他当地的自动化应用水平会显著提高故障管理水平和减少对消费者故障电流冲击时间。
[0066]如图2所示，对消费者供电可靠性被认为是一个故障管理的框架，它包括故障排除和定位。如图所示为配网中的一条馈线。馈线上接有4个MV/LV变电站及一个DG通过一个转换开关接入网络。普通用户标记为Cl一C3，重要用户标记为1C。此外，每个电源侧均配备了故障检测器(FD)用于故障部分的定位。故障探测器是带方向的。馈线保护是由过流J>继电器组成。一个继电器标记R被放置在馈线变电站出站侧，而其他一个是放置在DG,它被标记为DGR。
[0067]当故障发生时，馈线电流继电器保护R 0.3-0.5秒后跳开。DGR动作时间设置取决于DG提供的故障电流大小。一般情况下，有两种可能的情况。第一个包括DG直接联接到配电网络。这样的DG可能导致短路电流值显著增加。DG容量越大提供的短路电流越大。第二种更为普遍的情况是DG通过电力电子器件连接到配电网络。这些装置是被用于DG控制。换流器装置存在会限制DG提供的短路电流仅限于额定电流水平(在某些情况下，短路电流可以达到稍微高于150%的额定值。显然，存在DG的配电网代替辐射性网络成为环路。
[0068]预估DG产生短路电流大小是至关重要的。如果HV/MV站的MV母线故障，DG提供的短路电流小于保护R定值，DGR时间定值与保护R当时间定值相同。否则，考虑与馈线保护配合，时间设定上调At。因此，故障后会打开馈线断路器B和DG断路器。在最坏的情况下，故障消除时间0.3-0.5秒+ Λ to动作曲线如图3所示。
[0069]1.2基于