本发明涉及电力系统的技术领域，尤其是涉及一种电网的配电保护方法和装置。
背景技术：
随着可再生能源的推广，分布式发电(dg)已成为一种重要的电力电源形式。随着dg接入，配电系统不再是单电源网络，大量的发电机和负荷同时存在，配电系统中的潮流方向理论上可以是任意的，这势必要影响配电网保护装置动作后的与重合闸与备投联切装置的配合性。当故障发生，保护将故障隔离后，如果选择保护动作与自动装置间的配合关系，可以最大程度的保持dg对当地用户的供电，以提供对电网故障后的有效支持，并有利于电网恢复正常工况后的dg并网操作，具有重要的现实意义。
随着新能源和小型高性能发电技术的并网增多，特别是dg的出现，孤岛发生的可能性和对系统、用户的影响越来越大，这种影响不能单一的划分，而需要从接入的位置和容量大小综合考虑其对电网的影响：为了有利于重合闸及备自投装置的动作成功率，需要借助于备投联切装置将dg从网内切除再备投于备用电源。而对于解列点内的dg，为保证其孤岛内的供电平衡，应尽量避免dg脱网，并增加其供电能力。而已有的保护与自动装置配合关系均是离线计算，面对的是dg的辐射性纯负荷网络，或都采用故障后先解列dg将其回归辐射状负荷网后而维持已有的保护及自动装置配合关系。显然这一做法违背了dg接入电网的初衷，不再适用于分布式电源接入的现状。
技术实现要素：
有鉴于此，本发明的目的在于提供一种电网的配电保护方法和装置，以解决现有技术中已有保护装置及自动装置的时空配合关系与实时运况相割裂的技术问题。
根据本发明实施例，提供了一种电网的配电保护方法，包括：在对目标电网所发生的故障进行切除之后，基于故障点在所述目标电网中确定第一解列点，其中，所述第一解列点用于将所述目标电网分解成多个相互独立的电力系统；确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力；基于所述平衡能力确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略，以根据所述分解策略确定位于所述第一解列点之后的供电站的供电保护策略，其中，所述供电保护策略为基于继电保护装置、低压减载装置和备自投装置制定的供电保护策略。
进一步地，在确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力之前，所述方法还包括：判断是否对位于所述第一解列点之后的供电站进行分解；如果判断出是，则确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力，并基于所述平衡能力确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略。如果判断出否，则判断是否需要对位于第二解列点之后的供电站进行分解，其中，所述第二解列点为所述第一解列点之后的第一个变电站所对应的解列点。
进一步地，如果判断出需要对位于第二解列点之后的供电站进行分解，则确定所述目标电网中位于所述第二解列点之后的供电站的平衡能力，并基于所述平衡能力确定位于所述第二解列点之后的供电站的分解策略。
进一步地，反复执行上述步骤，直至位于所述第一解列点之后的供电站均被制定分解策略。
进一步地，确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力包括：确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力所对应的平衡性能指标；基于所述平衡能力确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略包括：基于所述平衡性能指标确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略。
进一步地，所述平衡性能指标包括第一性能指标，第二性能指标和第三性能指标，且所述第一性能指标，所述第二性能指标和所述第三性能指标所对应的平衡能力逐渐降低。
进一步地，基于所述平衡性能指标确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略包括：在所述平衡性能指标中确定第一供电站的平衡性能指标，以及在所述平衡性能指标中确定第二供电站的平衡性能指标，其中，所述第一供电站为位于所述第一解列点之后的第一个供电站，所述第二供电站为所述第一供电站之后的全部供电站；基于所述第一供电站的平衡性能指标和所述第二供电站的平衡性能指标确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略。
根据本发明实施例，还提供了一种电网的配电保护装置，包括：第一确定单元，用于在对目标电网所发生的故障进行切除之后，基于故障点在所述目标电网中确定第一解列点，其中，所述第一解列点用于将所述目标电网分解成多个相互独立的电力系统；第二确定单元，用于确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力；第三确定单元，用于基于所述平衡能力确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略，以根据所述分解策略确定位于所述第一解列点之后的供电站的供电保护策略，其中，所述供电保护策略为基于继电保护装置、低压减载装置和备自投装置制定的供电保护策略。
进一步地，所述装置还用于：在确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力之前，判断是否对位于所述第一解列点之后的供电站进行分解；如果判断出是，则确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力，并基于所述平衡能力确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略。
进一步地，所述装置还用于：如果判断出否，则判断是否需要对位于第二解列点之后的供电站进行分解，其中，所述第二解列点为所述第一解列点之后的第一个变电站所对应的解列点；如果判断出需要对位于第二解列点之后的供电站进行分解，则确定所述目标电网中位于所述第二解列点之后的供电站的平衡能力，并基于所述平衡能力确定位于所述第二解列点之后的供电站的分解策略；反复执行上述装置所描述的步骤，直至位于所述第一解列点之后的供电站均被制定分解策略。
进一步地，第二确定单元用于：确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力所对应的平衡性能指标；第三确定单元用于：基于所述平衡性能指标确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略。
进一步地，所述平衡性能指标包括第一性能指标，第二性能指标和第三性能指标，且所述第一性能指标，所述第二性能指标和所述第三性能指标所对应的平衡能力逐渐降低；第三确定单元用于还用于：在所述平衡性能指标中确定第一供电站的平衡性能指标，以及在所述平衡性能指标中确定第二供电站的平衡性能指标，其中，所述第一供电站为位于所述第一解列点之后的第一个供电站，所述第二供电站为所述第一供电站之后的全部供电站；基于所述第一供电站的平衡性能指标和所述第二供电站的平衡性能指标确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略。
在本发明实施例中，首先，在对目标电网所发生的故障进行切除之后，基于故障点在所述目标电网中确定第一解列点；然后，确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力；最后，基于所述平衡能力确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略，以根据所述分解策略确定位于所述第一解列点之后的供电站的供电保护策略，其中，所述供电保护策略为基于继电保护装置、低压减载装置和备自投装置制定的供电保护策略。在本发明实施例中，采用建立了一个空间和时间协调的保护方案体系的方式，通过分布式电源的运行工况在线优化继电保护、重合闸、备自投装置及低频低压减载装置相协调的动作保护方案，达到了更好的提高dg利用率和进一步提高供电可靠性的目的，进而解决了现有技术中已有保护装置及自动装置的时空配合关系与实时运况相割裂的技术问题，从而实现了含有dg配网保护及自动装置的优化配合系统使得配网系统更加安全稳定运行的技术效果。
附图说明
为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是根据本发明实施例的一种电网的配电保护方法的流程图；
图2是根据本发明实施例的一种多dg配电网结构图；
图3是根据本发明实施例的分层解列启动策略示意图；
图4是根据本发明实施例的分层解列流程图；
图5是根据本发明实施例的分布式电源与当地负荷平衡情况示意图；
图6是根据本发明实施例的正常运行工况接线图；
图7是根据本发明实施例的中方案一所对应的负荷平衡示意图；
图8是根据本发明实施例的中方案二所对应的负荷平衡示意图；
图9是根据本发明实施例的中方案三所对应的负荷平衡示意图；
图10是根据本发明实施例的一种电网的配电保护装置的示意图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
图1是根据本发明实施例的一种电网的配电保护方法，如图1所示，该方法包括如下步骤：
步骤s102，在对目标电网所发生的故障进行切除之后，基于故障点在所述目标电网中确定第一解列点，其中，所述解列点用于将所述目标电网分解成多个相互独立的电力系统；
步骤s104，确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力；
步骤s106，基于所述平衡能力确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略，以根据所述分解策略确定位于所述第一解列点之后的供电站的供电保护策略，其中，所述供电保护策略为基于继电保护装置、低压减载装置和备自投装置制定的供电保护策略。
在本发明实施例中，大量dg接入配电网后，根据其接入位置及容量大小不同必然会对传统配网的保护及自动装置产生较大的影响，为了更好的提高dg利用率和进一步提高供电可靠性，迫切需要设计一套含dg配网保护及自动装置优化配合系统来保证配网系统安全稳定运行。该优化系统一方面在配网系统发生故障时，通过配置相应的保护装置保证有选择性的快速隔离故障。同时，故障区域正确隔离后，重合闸、备投联切、低频低压减载装置、甚至系统解列点协同配合动作，使得系统转换至另一安全稳定运行状态。
图2是根据本发明实施例的一种多dg配电网结构图，如图2所示，dg由中低压侧接入主网，假设图中电压等级为220kv/110kv/35kv，而由220kv直配线向未端站供电时，直配线发生故障跳闸后(永久性故障)，其负荷在中低压侧的再次分配，是由与保护配合的自动化装置完成的。因此，面对dg接入时保护及自动装置的第一层区域划分应当界定于220kv直配线负荷侧开关点。这是最外层的区域划分，而最内层的区域划分，是以dg并网断路器作为最底层节点，即是最小分割区域内部一般不再含有可控制开闭的保护一次设备。如图2所示的区域划分可知：由高压侧直配线的负荷侧开关为边界指向中、低压侧可以划分为一个大区域，这一边界可以认为是这一保护、自动装置方案的最外层区域边界；以feed1的系统侧开关为边界也可以将其负荷侧划分为一个分区，这一分区的最小单元又可以以dg并网开关为边界将dg1与所接代当地负荷划分为一个区域，这一区域是这一方案所定义的最小区域边界。
由于关注的是故障隔离后当地电源对系统的电源支持作用，也即这里方案的区划更关注的是包含dg的孤岛区域，因此这里将dg并网断路器围成的一片区域视为一个可分割区域；对于通过断路器分割为的纯负荷区域，在以下处理中视为dg停运的一个纯负荷区域。
发生故障后，故障区域正确辨识并快速隔离可最大程度发挥dg的效能。dg大多由中低压配网接入系统，配网拓扑结构一般采用辐射形网络，而开关及保护设备一般装设在系统侧，随着dg的大量接入，其网络拓扑结构仍保持为辐射形网络，而发生故障后系统侧开关动作跳闸后，其直配线的负荷侧未配置开关保护，因此会由dg提供一部分短路电流，这时会采用备投联切装置将dg隔离，并将负荷转移。因此，这里的故障隔离就是由系统侧保护装置与备投联切自动装置共同完成的。因此，此时的保护动作、故障隔防、负荷转移、孤岛区划应视为一个整体的解决方案。这里界定保护及自动装置类型为：保护配置、重合闸装置、备投(联切)装置、低频低压减载装置、解列装置，将这一整套保护自动装置作为这一保护方案的实现装置。
为了保证此方案的实用化，仍然认为dg由中低压侧并网，并不改变现有配网的辐射性网络拓朴结构。综合各种针对分布式电源并网管理的各项规程、规定，按照110kv及以下电压等级并网的并网线路其保护及其重合闸均可按直配线配置的原则，保证在分布式电源的并网线发生故障时，可以快速动作。因此其相关配网保护设置仍按直配线配置，如图3所示。
图3是根据本发明实施例的分层解列启动策略示意图，如图3所示，将dg接入变电站的低压侧，其低压侧保护配置仍按直配线配置，即在直配线系统侧配有保护，如p1、p2、p3，假设b，c，d站均配有配投(联切)装置。备投过程沿用已有的跳开进线开关备投至备用电源的方式，因此可以断开由dg提供的短路电流，同时有效的保证dg对当地的持续供电。
如图3所示，如果p1保护动作后，c，d两站负荷均可由备投电源完全接带而不会引起线路过负荷及因低压脱扣，低频甩负荷现象；则c，d两站可划分为1区。其区域划分只需通过c站备自投动作即可实现。c站由于p1保护动作跳开因而满足备投条件而通过其备投装置将开关p2跳开同时将1区负荷及运行dg备投至备用电源。如果由于c站备用电源无法接带如此多的负荷需要划分为2，3区依次备投，则需要在c站备投跳开p2同时联切p3开关，c站在将本地负荷备投至备用电源后，d站由于p3联切而符合备投条件，因而启动备投将d站负荷备投至其备用电源。由于采用了本地联切措施，因此c，d两站的备投间的时间配合关系不用沿用传统的基于本地保护重合闸的配合关系，而由联切措施使其下级变电站自动满足其备投条件，备投只需等待一个时间级差0.3s即可成功实现备投。需要说明的是：
1.这里备自投能成功实现备投的原因，是考虑当地dg当地负荷平衡能力低，在进线电源失去后，本站电压降低，而可以迅速满足其检无压的备投条件；
2.这里采用的是层层级联的启动路径，如果不是层层分隔的备投或孤岛划分方案，假设解列点是网内事先设定的任一点，此种情况下本方案不再适用，而需要采取故障切除后的相应遥切方案。
通过层层解列的包含dg的分区可以独立或并网运行，当系统发生故障时，由相应保护隔离故障，此时并不考虑dg立即脱网(即不考虑反孤岛装置的配置)。其保护及自动装置的配合原则如下：
1.在考虑故障后系统可能解列为几个分区时，要同时考虑主分区与下层将要解列的子分区过渡中同时开始低频减载的过程量。
2.考虑备投到备用电源的负荷不平衡量(负荷量，即当地dg发电量)不会超过备用电源所带限额；如果需启动下级解列层，同时应保证不能引起过频。如果可能引起过频，则不启动下层分列界面，由低频低压动作切掉部分负荷，切负荷顺序标准不变。
3.假设dg有一定的耐受低频低压的能力，对于从网内大量吸取无功的异步机(如风电)，要考虑其故障后立即脱网的结果，即在考虑解列层划分时，其dg供电能力不再考虑。
本发明实施例提供了一种电网的配电保护方法，包括：在对目标电网所发生的故障进行切除之后，基于故障点在所述目标电网中确定第一解列点，其中，所述第一解列点用于将所述目标电网分解成多个相互独立的电力系统；确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力；基于所述平衡能力确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略，以根据所述分解策略确定位于所述第一解列点之后的供电站的供电保护策略，其中，所述供电保护策略为基于继电保护装置、低压减载装置和备自投装置制定的供电保护策略。
进一步地，在确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力之前，所述方法还包括：判断是否对位于所述第一解列点之后的供电站进行分解；如果判断出是，则确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力，并基于所述平衡能力确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略。如果判断出否，则判断是否需要对位于第二解列点之后的供电站进行分解，其中，所述第二解列点为所述第一解列点之后的第一个变电站所对应的解列点。
进一步地，如果判断出需要对位于第二解列点之后的供电站进行分解，则确定所述目标电网中位于所述第二解列点之后的供电站的平衡能力，并基于所述平衡能力确定位于所述第二解列点之后的供电站的分解策略。
进一步地，反复执行上述步骤，直至位于所述第一解列点之后的供电站均被制定分解策略。
进一步地，确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力包括：确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力所对应的平衡性能指标；基于所述平衡能力确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略包括：基于所述平衡性能指标确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略。
进一步地，所述平衡性能指标包括第一性能指标，第二性能指标和第三性能指标，且所述第一性能指标，所述第二性能指标和所述第三性能指标所对应的平衡能力逐渐降低。
进一步地，基于所述平衡性能指标确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略包括：在所述平衡性能指标中确定第一供电站的平衡性能指标，以及在所述平衡性能指标中确定第二供电站的平衡性能指标，其中，所述第一供电站为位于所述第一解列点之后的第一个供电站，所述第二供电站为所述第一供电站之后的全部供电站；基于所述第一供电站的平衡性能指标和所述第二供电站的平衡性能指标确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略。
从以上分析可以看出，如果事先对区域内的dg运行工况及负荷性质有量化的分析，就可以对应于不同运行工况下的备投或孤岛区域的划分有预先决策的方案。当可以划分为1区这样一个大区时，即备投至备用线路时不会出现过负荷现象，则这级的备投联切装置动作时不会联切下一级进级的开关。否则，如果需要划分为2区和3区两个子区时，则上一级的备投需联切下一级进线的开关，以此来启动下一级的备投电源装置动作。其层层启动关系如图3中箭头所示。
对于dg接入系统时，两种比较极端的情况：dg容量较小时，可近似当作负荷性质对待，这时的备投装置可不联切dg，而直接备投至备用线路；dg容量足够大，可以平衡其当地负荷，当备投装置动作时，由于dg的有力的对当地负荷的持续供电使的孤岛区域内仍可保持与系统同步速运转(或者近似同步速运行)，这时也不需联切dg而可以备投至备用线。只有介于两者之间，dg迅速失去同步会严重影响备投成功率(检同期)时，才需要将dg联切备投至备用线。
以上是理论上的分析，实际工程应用时，反而是dg与当地的负荷平衡力之间差值较大时越易于可靠实现以上方案。因为只要采取传统的检进线无流、母无压(母线电压由于无法支持当地负荷而迅速下降)即可进行备投。遇到母线电压不能短时下降时，也可以选择采用进线无流、低频变化率动作定值来实现备投条件。而对于可以有效进行当地负荷平衡的孤岛状态，系统允许其存在，只需要保证当地dg的正常供电，在系统恢复时选择合适的并网点并网即可。
还需要指出的是，如果dg容量相对较大，切经短电缆经低压侧并网线路并网，此时如果不启动备投联切dg措施，会导致备投时对电网带来过大冲击，或者当备投采用保守的检同期备投判据时会因不同步而导致备投失败，因此，此种情况下要考虑备投联切dg措施。
图4是根据本发明实施例的分层解列流程图，如图4所示，对故障切除后的分层解列流程包括如下步骤：
步骤s401，故障切除后对应的解列点确定；
步骤s402，建立分层分解；
步骤s403，判断是否需要本层进行分解，
步骤s404，如果判断出是，则根据本层dg平衡力及备投电源接带情况确定本层分解策略；
步骤s405，建立本层分解实施策略，然后继续执行步骤s403；
步骤s406，如果判断出否，则继续判断是否需要下层新的分解,如果再次判断出是，则重复s402的步骤；
步骤s407，如果判断出否，则分解结束。
本方案基于分布式电源与当地负荷分布规律而建立，以区域性信息为协调，用以克服继电保护及自动装置与分布式电源运行工况相割裂的缺点，以故障电流切除后电源及负荷重新潮流分布及网络拓扑结构的变化来确定层层延展的孤岛划分，形成时空协调分布式电源保护方案体系。具有以下优点：允许电量平衡的孤岛运行。根据不同的当地dg与负荷平衡情况，采取不同的平衡孤岛分区方案。这一方案是由动作后低频、低压及备自投装置通过事前给出的定值实现的。方案具有高度灵活性，可以适用于各种运行方式，并且将故障快速隔离、负荷快速转移当作一个整体考虑，简单、快捷的方法解决了dg接入系统引起的孤岛运行电能质量不高、备自投动作容易引起非同期并列的问题。动作信息的综合均取自当地变电站，并没有采用保护动作遥切dg上网联络开关的方式，这样所有信息均取自当地厂站，联切回路也是由当地实现，联切回路由物理接线实现，投退由压板实现，操作简单灵活。而且联切命令对通信没有依赖性，不会出现因通道问题引起联切动作失败。方案本身对备自投装置及低频、低压自动化装置没有特殊要求。继电保护装置、备自投装置，低频低压减载装置动作序列均通过各个装置在前一个自动装置动作后本身感受到的电气量的变化，启动装置动作，之间并无回路上及通道上的耦合关系。所有配合关系均通过定值实现，灵活、简单、可靠，对电网运行方式的适应性强。总之，方案采用分层、区间分隔、就地解决的方式，利用保护自动化方案相结合的综合一体化的方案解决故障隔离、重新分配(转移)负荷及事后dg并网问题。方案简单、易于实现，并具有一定的灵活性，可以自适应于当时负荷情况由低频、低压减载与(低频)备自投方式两者配合完成优化的负荷重新分配问题。
图5是根据本发明实施例的分布式电源与当地负荷平衡情况示意图，如图5所示，由图5可以制定相应保护联切和低频备投一体化方案。并且图5可以为调度员提供最直观dg运行情况分析，方便调度员判断保护及自动化动作是否正确、合适，并有利于事后正常运行方式的恢复。本方案采用当地dg与当地负荷平衡度性能指标来表征当系统发生故障，通过联切系统上网联络线后，当地负荷超出dg平衡能力的严重程度分为三个等级：一级区、二级区、及三级区。这些性能指标是以当时运行方式下发电机发出有功与当地负荷实时采集值通过平衡度性能指标来显示的。
目前电网一般采用220kv环网、110kv及以下电压等级辐射运行的供电方式，dg接入辐射网电压等级中。110kv及35kv变电站基本上采用一主—备的供电方式，站内配有备自投及低频、低压减载装置。
图6是根据本发明实施例的正常运行工况接线图，由图7可以说明基于保护联切和低频备投一体化方案采用的保护及自动化装置在有dg接入发生故障时动作行为。
如图6所示，运行方式如下：甲电厂通过甲线上网，101开关、111开关运行，甲电厂串带乙变电站，102开关、03开关运行；丙电厂通过wl1线通过乙变电站上网，11开关运行；乙变电站04开关热备用，丙线作为备用线。甲线的101保护采用的为保护跳闸联切102开关功能，而乙站的备投装置由定值可知，不需配合可直接在满足备投条件下经一个时间级差的延时(0.3s)实现备投功能。
方案实施前保护配置：所有线路保护均配正常式三段式方向距离及零序过流保护；甲线111开关、101开关投入保护重合闸功能。乙变电站投入备自投功能。
当电厂并网联络线甲线发生永久性接地故障时，离故障点较近的开关保护动作，由于不对称故障相继速动功能投入，对侧开关保护也同时动作，切除故障点。此时，甲电厂单带乙变电站系统侧负荷平衡性能指标对应为二级区，乙变电站本身为三级区。此时，111开关保护检无压重合，甲电厂侧101开关保护检同期启动失败；甲电厂单带乙变电站运行，由于乙变电站负荷较重，甲电厂低频切机。乙变电站孤岛运行，站内低频低压装置启动，切除一部分负荷，孤岛内达到电量平衡。上述过程中甲厂失电，乙变电站难以保证供电质量，并有可能面临调整发电机与系统同步并网问题。
因此，为缩短停电时间，减少电量损失，采用一体化方案。
方案一：当甲电厂单带乙变电站负荷平衡性能指标对应为二级区，而乙变电站本身为一级区时，采用以下方案：(1)增加甲电厂101开关联跳102开关回路；(2)加入乙变电站(低频)备自投启动联切丙电厂11开关功能。(3)甲线两侧保护重合闸停用。
故障同上：由于甲电厂厂内101开关联跳102开关功能投入，102开关跳开：甲电厂发电机低频保护动作切机(因为甲电厂负荷平衡性能指标对应为二级区，乙变电站为一级区)；乙线线路无压、无流(不再判母线无压)、频率降低(df/dt>整定值)，符合(低频)备自投动作条件；乙变电站备自投(联切)动作，跳开03开关、合上04开关，切除丙电厂11开关，此时乙变电站负荷迅速转移由丙线供电。
方案二：当甲电厂单带乙变电站负荷平衡性能指标对应为三级区，甲电厂厂内101开关联跳102开关功能退出，由甲电厂单带乙变电站孤岛运行。当系统恢复时寻找合适同期点并入系统。区间划分为一个甲厂带乙站的分区。
方案三：如果乙变电站本身为三级区时，甲电厂厂内101开关联跳102开关功能投入，不会启动低频备投，所以可孤岛运行。区间划分为乙站独立分区。
图7、图8和图9为故障发生后，三种方案对应的负荷平衡示意图。
如图7所示，临山站备投至薛城站供电，负荷平衡性能指标对应为二级区，临山站为一级区。动作行为及处理过程如方案一所述。
如图8所示，八一电厂单带临山站运行，负荷平衡性能指标对应为三级区。动作行为及处理过程如方案二所示。
如图9所示，远通电厂单带临山站运行，负荷平衡性能指标对应为三级区。动作行为及处理过程如方案三所示。
由以上分析可以看出，本方案的核心内容是：以当地dg与当地负荷平衡度性能指标为切入点，根据指标大小将平衡度不同划分为一级、二级、三级不同级别，采用继电保护、备自投装置及低频、低压减载装置相协调的动作保护方案，将动作层次分为故障切负荷、备自投转移负荷、低频与低压切负荷三个层面，在尽量保证快速、准确隔离故障的前提下，最大限度保证用户供电，并使dg尽快恢复并网以恢复对其他用户的正常供电。这样不仅保证了对负荷的持续可靠供电，减少了电量损失，而且低频联切发电机可防止备自投非同期并列，避免了对电网的再次冲击。
本文提出了基于分布式电源接入的保护优化方案理念，建立了一个空间和时间协调的保护方案体系。即随着分布式电源的运行工况在线优化继电保护、重合闸、备自投装置及低频低压减载装置相协调的动作保护方案，将动作层次空间上分为故障切负荷、备自投转移负荷、低频低压切负荷三个层面，时间上采用自适应解列方案，根据实时运行工况下选择支路数较小的解列断面，将这一断面作为备自投联切装置的初始配合点，其他解列后子断面根据形成的孤岛层次与上一级配合，形成有功与无功功率尽可能平衡的孤岛，以最大程度保证电源及负荷。
继电保护作为电力系统的第一道防线，保护在故障后动作，属于闭环控制，采用反馈控制规律。而随后的重合闸、备自投及低频、低压切负荷自动装置其保护定值的配合均是采用离线计算模式。但是随着分布式电源的不断接入，其所供负荷与时间段及所处区域的天气情况有直接关系。例如光伏发电受当日日照时间的影响，而风电受季节影响也很大。因此原有的基于离线计算模式的线路保护与各自动装置的定值配合关系已不再适用，一些离线预定的保护及自动装置的启动路径所决定的配合关系不可行，所以建立能随着工况变化的自适应保护系统，将继电保护与自动装置联合成一个空间和时间协调的体系。在这种情况下，建立一套完善的基于实时工况的自适应分布式电源保护方案在线校核与优化体系就显得尤为重要。本发明实施例提供了一种基于切除故障后解列各部分负荷平衡能力的保护自动装置配合启动关系在线校核，保证dg对系统的支持作用。
实施例二：
本发明实施例还提供了一种电网的配电保护装置，该电网的配电保护装置主要用于执行本发明实施例上述内容所提供的电网的配电保护方法，以下对本发明实施例提供的电网的配电保护装置做具体介绍。
图10是根据本发明实施例的一种电网的配电保护装置的示意图，如图10所示，该电网的配电保护装置主要包括第一确定单元10，第二确定单元20和第三确定单元30，其中：
第一确定单元10，用于在对目标电网所发生的故障进行切除之后，基于故障点在所述目标电网中确定第一解列点，其中，所述第一解列点用于将所述目标电网分解成多个相互独立的电力系统；
第二确定单元20，用于确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力；
第三确定单元30，用于基于所述平衡能力确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略，以根据所述分解策略确定位于所述第一解列点之后的供电站的供电保护策略，其中，所述供电保护策略为基于继电保护装置、低压减载装置和备自投装置制定的供电保护策略。
在本发明实施例中，采用建立了一个空间和时间协调的保护方案体系的方式，通过分布式电源的运行工况在线优化继电保护、重合闸、备自投装置及低频低压减载装置相协调的动作保护方案，达到了更好的提高dg利用率和进一步提高供电可靠性的目的，进而解决了现有技术中已有保护装置及自动装置的时空配合关系与实时运况相割裂的技术问题，从而实现了含有dg配网保护及自动装置的优化配合系统使得配网系统更加安全稳定运行的技术效果。
可选地，所述装置还用于：在确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力之前，判断是否对位于所述第一解列点之后的供电站进行分解；如果判断出是，则确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力，并基于所述平衡能力确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略。
可选地，所述装置还用于：如果判断出否，则判断是否需要对位于第二解列点之后的供电站进行分解，其中，所述第二解列点为所述第一解列点之后的第一个变电站所对应的解列点；如果判断出需要对位于第二解列点之后的供电站进行分解，则确定所述目标电网中位于所述第二解列点之后的供电站的平衡能力，并基于所述平衡能力确定位于所述第二解列点之后的供电站的分解策略；反复执行上述装置所描述的步骤，直至位于所述第一解列点之后的供电站均被制定分解策略。
可选地，第二确定单元用于：确定所述目标电网中位于所述第一解列点之后的供电站的平衡能力所对应的平衡性能指标；第三确定单元用于：基于所述平衡性能指标确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略。
可选地，所述平衡性能指标包括第一性能指标，第二性能指标和第三性能指标，且所述第一性能指标，所述第二性能指标和所述第三性能指标所对应的平衡能力逐渐降低；第三确定单元用于还用于：在所述平衡性能指标中确定第一供电站的平衡性能指标，以及在所述平衡性能指标中确定第二供电站的平衡性能指标，其中，所述第一供电站为位于所述第一解列点之后的第一个供电站，所述第二供电站为所述第一供电站之后的全部供电站；基于所述第一供电站的平衡性能指标和所述第二供电站的平衡性能指标确定位于所述第一解列点之后的供电站的分解策略。
最后应说明的是：以上所述实施例，仅为本发明的具体实施方式，用以说明本发明的技术方案，而非对其限制，本发明的保护范围并不局限于此，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改或可轻易想到变化，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改、变化或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明实施例技术方案的精神和范围，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应所述以权利要求的保护范围为准。