CN104242455B - 适应DG接入的110kV变电站保护与控制动作配合策略 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种适应DG接入的110kV变电站保护与控制动作配合策略，包括：对主变高压侧保护进行改进，将此保护和110kV进线上游对侧保护配合构成纵联保护，用于切除进线故障；在主变压器高压侧保护动作后，和信息处理中心通信，信息处理中心能够根据主变压器低压侧保护的动作信息和主变压器高压侧保护的动作信息进行分析；对主变压器高压侧保护的重合闸进行改进，主变压器高压侧保护的重合闸和保护的配合方式为重合闸后加速保护动作，重合闸启动方式为保护动作启动，重合闸动作时间滞后于110kV进线的重合闸动作时间。本发明能够减小停电范围，缩短停电时间，充分发挥DG的供电能力，保证负荷的供电可靠性。

Description

适应DG接入的110kV变电站保护与控制动作配合策略

所属技术领域

本发明属于电力系统配电网保护与控制领域，涉及一种基于广域信息的能够适应分布式电源接入的110kV变电站的保护、重合闸和备自投动作配合策略。

背景技术

分布式电源(distributed generation,DG)是一种新兴的电力能源，包括光伏发电系统、风力发电系统、微型燃气轮机发电系统等。分布式发电技术具有环保、经济等一系列优点，能够很好地满足人们对电力安全稳定和经济环保的要求，已引起广泛关注，并逐渐得到推广和发展。然而，DG接入配电网也给配电网的保护和控制带来了新的问题和挑战。

DG接入配电网对原有配电网保护的影响包括：1)原有配电网保护是基于传统的辐射型配电网配置的，DG接入配电网后，使得配电网成为了功率双向流动的多源网络，DG的接入对原有保护的影响变现为助增电流、外汲电流和反向电流；2)DG的出力具有间歇性和随机波动性，DG接入后保护也不易整定。因此，DG的接入改变了配电网的故障电流分布以及原有配电网保护配置的基础条件，使得原有配电网保护可能拒动作或者误动作，并且保护不易整定。

DG接入配电网对原有配电网重合闸的影响包括：1)DG上游线路发生故障时，系统侧保护动作，但是DG仍然为故障点提供短路电流，使得故障点的电弧持续燃烧，从而导致重合闸失败，并且瞬时性故障可能发展成为永久性故障；2)相邻馈线发生故障时，DG提供的反向短路电流可能使得DG上游保护误动作，该保护进行重合闸操作时，可能出现非同期合闸问题。因此，DG的接入对DG下游重合闸以及相邻馈线重合闸没有影响，但是可能使得DG上游的重合闸失败或者出现非同期合闸问题。

DG接入配电网对原有配电网备自投的影响包括：1)当变电站某条进线发生故障时，若相应主变压器低压侧接有DG，将导致重合闸失败，并且DG为短路点提供短路电流也使得备自投装置无法启动，直到DG失稳或由自身保护动作将DG切除，从而延长了备自投投入的时间；2)当主变压器内部故障时，主变压器两端保护动作，若孤岛内DG和负荷的功率匹配，则孤岛能够持续运行，备自投装置无法启动，负荷供电可靠性无法得到保证，并且孤岛外的负荷一直处于停电状态；若负荷变化等使得孤岛内DG和负荷的功率不匹配，孤岛将失稳崩溃，从而使得备自投装置投入时间延长，负荷的供电可靠性同样无法得到保证；3)若与故障进线连接的主变压器的低压侧没有DG接入，而备用进行连接的主变压器低压侧接有DG，备自投装置动作后，在进行负荷转供时，可能出现非同期合闸问题。

与传统的基于本地量信息的保护方案相比，基于广域信息的保护方案能够充分利用配电网的多点信息，使得故障的定位更准确、可靠，不存在如DG接入给原有保护带来的各种问题，从而得到了广泛的研究，也是含DG配电网保护的发展趋势。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术难以适应DG接入配电网的不足，提供了一种基于广域信息的能够适应不同特点DG接入的110kV变电站保护、重合闸和备自投动作配合策略。该策略将重合闸和备自投控制与广域保护系统融合，能够充分利用广域信息，通过保护与重合闸、备自投之间的配合，能够有效解决非同期合闸等问题。另外，结合典型的110kV电网“3T”接线方式下110kV变电站的内桥式接线方式，根据DG是否具备孤岛运行能力，该策略提供了不同的动作配合逻辑，考虑了备自投时进线停电原因以及负荷转供时是否亏引起主变压器过负荷等问题，简单易行，能够减小停电范围，缩短停电时间，充分发挥DG的供电能力，保证负荷的供电可靠性。本发明的技术方案如下：

一种适应DG接入的110kV变电站保护与控制动作配合策略，以站内配电网广域保护的信息处理中心为控制平台，110kV变电站内各个保护以及备自投装置均能够和该信息处理中心进行通信，该中心能够向各个保护和备自投装置下发指令，并能够接收保护和备自投装置上传的动作信息，包括以下几个方面：

(1)对主变高压侧保护进行改进，将此保护和110kV进线上游对侧保护配合构成纵联保护，用于切除进线故障，以消除主变压器低压侧有DG接入对保护和重合闸的影响；

(2)在主变压器高压侧保护动作后，和信息处理中心通信，信息处理中心能够根据主变压器低压侧保护的动作信息和主变压器高压侧保护的动作信息进行分析，分析结果包括以下五种情况：1)若信息处理中心接收到主变压器高压侧保护发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，并且没有接收到主变压器低压侧保护发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，判断故障位置在110kV进线上；2)若信息处理中心同时接收到主变压器高压侧保护和低压侧保护发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，判断故障位置在主变压器上；3)若信息处理中心没有接收到主变压器高压侧保护发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，但是接收到了主变压器低压侧保护发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，判断故障位置在10kV母线上；4)若信息处理中心没有接收到主变压器高压侧保护和低压侧保护发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，但是检测到进线无电流，判断进线被其上级变电站安全自动装置切除而停电；5)若上述四种情况均不满足，则系统处于正常运行状态；

(3)对主变压器高压侧保护的重合闸进行改进，主变压器高压侧保护的重合闸和保护的配合方式为重合闸后加速保护动作，重合闸启动方式为保护动作启动，重合闸动作时间滞后于110kV进线的重合闸动作时间。另外，当故障位置不同时，相应保护分别采取不同的动作配合逻辑：1)当进线发生故障时，动作配合逻辑为：第1步：主变压器高压侧保护动作，向信息处理中心发送“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，同时启动重合闸，并开始计时；第2步：信息处理中心接收到信号后，判断出故障为在进线上，向计划孤岛或在线功率计算得到的解列点处保护发送“跳开断路器”的控制信号；第3步：当重合闸动作时间到时，若主变压器高压侧保护检测到系统侧进线有电压、下游线路无电压，则进线故障为瞬时性故障，重合闸动作，主变压器高压侧保护向信息处理中心发送“重合闸成功”的状态信号，否则，转入第5步；第4步：信息处理中心接收到信号后，向孤岛上游解列点处保护发送“闭合断路器”的控制信号和“闭合断路器时需检同期”的标志信号，此保护接收到此信号后进行检同期合闸操作，合闸成功后向孤岛下游解列点处保护发送“闭合断路器”的控制信号，孤岛下游解列点处保护接收到此信号后，进行检系统侧有电压、下游线路无电压合闸操作，本馈线恢复供电；第5步：若主变压器高压侧保护没有检测到系统侧进线有电压，重合闸将无法动作，向信息处理中心发送“重合闸失败”的状态信号，信息处理中心判断为进线发生永久性故障，向两个母联断路器处备自投装置发送“启动备自投”的控制信号，动作逻辑转入第五步。2)当主变压器发生故障时，动作配合逻辑为：第1步：主变压器高压侧保护和低压侧保护动作，这两个保护向信息处理中心发送“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号；第2步：信息处理中心接收到信号后，判断故障位置为主变压器，向计划孤岛或在线功率计算得到的解列点处保护发送“跳开断路器”的控制信号，同时向两个母联断路器处备自投装置发送“启动备自投”的控制信号，动作逻辑转入第五步。3)当10kV母线发生故障时，动作配合逻辑为：第1步：主变压器低压侧保护动作，信息处理中心只接收到主变压器低压侧保护发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，判断故障位置为10kV母线；第2步：信息处理中心向计划孤岛或在线功率计算得到的解列点处保护发送“跳开断路器”的控制信号，同时向本侧母联断路器处备自投装置发送“闭锁备自投”的控制信号，防止备用电源为故障点提供短路电流而对设备造成二次冲击和破坏。4)当进线被安全自动装置切除而停电时，动作配合逻辑根据110kV电网的接线方式包括以下两种情况：a)若110kV电网为三电源的“3T”接线方式，即110kV变电站的3台主变进线的电源均不相同，或者110kV电网为两电源的“3T”接线方式并且其余两条未停电进线由同一个电源供电，则信息处理中心向计划孤岛或在线功率计算得到的解列点处保护发送“跳开断路器”的控制信号，同时向两个母联断路器处备自投装置发送“启动备自投”的控制信号，动作逻辑转入第五步；b)若110kV电网为两电源的“3T”接线方式并且已停电进线和另一未停电进线由同一个电源供电，则信息处理中心向计划孤岛或在线功率计算得到的解列点处保护发送“跳开断路器”的控制信号，同时向本侧母联断路器处备自投装置发送“闭锁备自投”的控制信号，防止被停电进线所带的负荷由另一条来自同一电源的进线供电而使得上游电源所带负荷并没有减小到预期值。

(4)当进线或者主变压器发生永久性故障或者进线由于被上级变电站的安全自动装置切除而停电时，信息处理中心向备自投装置发生启动信号，备自投装置根据功率分析判断备自投后是否过负荷来决定是否闭锁备自投，若备自投负荷转供后不会过负荷，则根据DG接入点位置分别采取不同的动作配合逻辑。

作为优选实施方式，(4)中，根据DG接入点位置分别采取不同的动作配合逻辑的方式如下：第1步：在系统正常运行、备自投功能没有启动时，备自投装置两侧主变压器低压侧保护以及DG出口处保护向信息处理中心发送功率数据，若分析得到备自投后负荷超出主变压器的额定容量，则向备自投装置发送“闭锁备自投”的控制信号，否则，进入第2步；第2步：备自投装置接收到信息处理中心发送的“启动备自投”的控制信号后，检测备用电源侧母线是否有压，若备用电源侧无压，则两个备自投装置均闭锁备自投，否则，并进入第3步；第3步：备自投装置启动后，断开主变压器低压侧保护处以及备用电源变压器低压侧和另一备用电源相连的分支上保护处的断路器，若失电进线主变压器低压侧保护处的断路器为孤岛上游解列点，则备自投装置检同期合闸，否则，备自投装置直接合闸；第4步：备自投装置合闸后，向信息处理中心发送“备自投成功”的状态信号，同时另一台备自投装置启动，实现负荷转供；第5步：在信息处理中心接收到“备自投成功”的状态信号后，若失电进线主变压器低压侧保护处断路器为孤岛上游解列点，则向孤岛下游解列点处保护发送“闭合断路器”的控制信号，否则，向孤岛上游解列点发送“闭合断路器”的控制信号和“闭合断路器时需检同期”的标志信号，孤岛上游解列点处断路器闭合后，再向孤岛下游解列点处保护发送“闭合断路器”的控制信号。

本发明与现有技术相比，提出了一种基于广域信息的能够适应DG接入的110kV变电站的保护、重合闸和备自投的动作配合策略，该策略所能产生的积极效果是：首先，本发明对原有110kV进线的保护进行了改进，通过配置纵联保护，能够避免DG为进线故障点提供短路电流，同时对进线变电站侧的重合闸进行了改进，实现和纵联保护的配合；其次，本发明能够充分利用广域信息，实现主变低压侧保护对故障位置、进线是否发生永久性故障、进线是否被安自装置切除而停电进行分析判断，控制DG控制策略切换以实现孤岛运行，并根据不同情况实现相应的保护、重合闸和备自投的动作配合关系，使得重合闸和备自投能够适应DG接入配电网；最后，本发明结合110kV变电站的典型接线方式，考虑了备自投动作后是否存在过负荷问题，考虑了进线“3T”接线方式是两电源还是三电源，以避免对主系统安全运行造成不利影响，并且在负荷转供时能够对非故障进线所带的负荷不间断供电。

附图说明

图1a为110kV变电站进线组成的110kV电网的典型结线图——双电源时的“3T”接线方式；

图1b为110kV变电站进线组成的110kV电网的典型结线图——三电源时的“3T”接线方式；

图2为110kV变电站典型主接线图；

图3为有DG接入的110kV变电站典型主接线图；

图4为主变低压侧保护判断故障位置或进线被安自切除而停电的流程图；

图5为进线发生故障或停电时保护和重合闸或保护之间动作配合逻辑流程图；

具体实施方式

下面将结合实施例及参照附图对该发明的技术方案进行详细说明。

图1为110kV变电站进线组成的110kV电网的典型结线图，其中图1a为双电源时的“3T”接线方式，图1b为三电源时的“3T”接线方式。图2为110kV变电站典型主接线图，其中进线2主变低压侧为变低双分支接线方式，以利于备自投动作后负荷均分。图3为有DG接入的110kV变电站典型结线图，其中DG可能直接接在10kV母线上，此时主变低压侧保护1处断路器为孤岛上游解列点，也可能接在10kV馈线上，此时馈线保护11处断路器为孤岛上游解列点。此处以DG直接接在10kV母线上为例进行说明。

主变高压侧保护7、保护8和保护9分别和主变低压侧保护1、保护2和保护4构成纵联保护，当主变发生故障时，其两侧保护动作，将主变隔离；同时，也分别和110kV进线对侧保护构成纵联保护，当进线发生故障时，其两侧保护动作，将进线隔离。主变高压侧保护7、保护8和保护9均配置重合闸功能，重合闸启动方式为保护动作启动，重合闸动作时间整定为1.2s。

下面结合有DG接入的110kV变电站典型接线图，以进线1发生故障或者被安自切除而停电，或者主变发生故障为例，分别介绍主变低压侧保护1对故障位置的判断逻辑、保护与重合闸或保护之间的动作配合逻辑以及保护与备自投之间的动作配合逻辑。

1.保护1对故障位置或进线被安自切除而停电的判断逻辑

若信息处理中心接收到主变高压侧保护7发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，并且没有接收到主变低压侧保护1发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，判断故障位置在110kV进线上；

若信息处理中心同时接收到保护1和保护7发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，判断故障位置在主变上；

若信息处理中心没有接收到保护7发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，但是接收到保护1发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，判断故障位置在10kV母线上；

若信息处理中心没有接收到保护1和保护7发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，但是检测到进线1无流，判断进线1被其上级变电站安自装置切除而停电。

图4为上述主变低压侧保护1对故障位置或进线被安自切除而停电的判断逻辑的流程图。

在信息处理中心对故障位置或者进线被切除进行判断之后，向计划孤岛或在线功率计算得到的解列点处保护(以保护1和保护12处断路器为解列点为例进行分析)发送“跳开断路器”的控制信号，实现孤岛运行。

2.基于不同故障位置的保护与重合闸或保护之间的动作配合逻辑

当进线发生故障时，保护与重合闸之间的动作配合逻辑为：

第1步：保护7动作，向信息处理中心发送“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，同时启动重合闸，并开始计时；

第2步：信息处理中心接收到信号后，判断出故障在进线1上，向解列点保护1和保护12发送“跳开断路器”的控制信号；

第3步：当1.2s时间到时，若保护7检测到系统侧进线有压、下游线路无压，则进线故障为瞬时性故障，重合闸动作，保护7向信息处理中心发送“重合闸成功”的状态信号，否则，转入第5步；

第4步：信息处理中心接收到信号后，由于保护1处断路器为孤岛上游解列点，因此向保护1发送发送“闭合断路器”的控制信号和“闭合断路器时需检同期”的标志信号，合闸成功后向孤岛下游解列点处保护12发送“闭合断路器”的控制信号，保护12接收到此信号后，进行检系统侧有压、下游线路无压合闸操作，本馈线恢复供电；

第5步：若保护7没有检测到系统侧进线有压，重合闸无法动作，向信息处理中心发送“重合闸失败”的标志信号，信息处理中心接收到信号后判断为进线1发生永久性故障，向母联断路器处备自投装置5发送“启动备自投”的控制信号，动作逻辑转入保护与备自投的动作配合逻辑。

当主变发生故障时，动作配合逻辑为：

第1步：保护7和保护1动作，保护1和保护7向信息处理中心发送“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号；

第2步：信息处理中心接收到信号后，判断故障位置为主变，向孤岛下游解列点处保护12发送“跳开断路器”的控制信号，同时向母联断路器处备自投装置5发送“启动备自投”的控制信号，动作逻辑转入保护与备自投的动作配合逻辑。

当10kV母线发生故障时，动作配合逻辑为：

第1步：信息处理中心接收到保护1发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，但未接收到保护7发送的状态信号，判断故障位置为10kV母线；

第2步：向备自投装置5发送“闭锁备自投”的控制信号，防止备用电源为故障点提供短路电流而对设备造成二次冲击和破坏。

当进线被安自装置切除而停电时，动作配合逻辑为：

若110kV电网为三电源的“3T”接线方式，或者进行2和进线3由同一个电源供电，则信息处理中心向向孤岛下游解列点处保护12发送“跳开断路器”的控制信号，同时向母联断路器处备自投装置5发送“启动备自投”的控制信号，动作逻辑转入保护与备自投的动作配合逻辑；

若进线1和进线2由同一个电源供电或负荷转供后超出了主变的额定容量，则保护1向孤岛下游解列点处保护12发送“跳开断路器”的控制信号，同时向母联断路器处备自投装置5发送“闭锁备自投”的控制信号。

图5为上述基于不同故障位置的保护与重合闸或保护之间的动作配合逻辑的流程图。

3.备自投装置与保护之间的动作配合逻辑

第1步：备自投装置5接收到主变低压侧保护发送的“启动备自投”的控制信号后，判断负荷转供后主变是否过负荷，并检测备用电源侧母线是否有压，若主变过负荷或备用电源侧无压，则备自投装置闭锁备自投，否则，进入下一步；

第2步：备自投装置5跳开保护1和保护3处的断路器，备自投装置6检测到保护3处断路器跳开后启动备自投；

第3步：备自投装置5检同期合闸，备自投装置6直接合闸，实现备自投和负荷转供；

第4步：备自投装置5合闸后，向信息处理中心发送“备自投成功”的状态信号，信息处理中心接收到该信号后，向孤岛下游解列点处保护12发送“闭合断路器”的控制信号。

结合110kV变电站典型接线方式，上述基于广域信息的能够适应DG接入的110kV变电站的保护、重合闸和备自投动作配合策略，能够充分利用广域信息，使得保护能够判断故障位置或进线被安自装置切除而停电，从而采取不同的保护与重合闸或保护之间的动作配合逻辑以及保护与备自投之间的动作配合逻辑，以适应DG接入配电网。本发明既能够充分发挥DG的供电能力，减小停电范围，缩短停电时间，消除DG接入对重合闸和备自投造成的影响，也能够有效解决备自投可能存在的主变过负荷和无法区分进线停电是由故障引起还是被安自装置切除等问题。

以上内容仅为本发明的实施例，其目的并非用于对本发明所提出的系统及方法的限制，本发明的保护范围以权利要求为准。在不脱离本发明的精神和范围的情况下，本领域技术人员在不偏离本发明的范围和精神的情况下，对其进行的关于形式和细节的种种显而易见的修改或变化均应落在本发明的保护范围之内。

Claims (2)

1.一种适应分布式电源DG接入的110kV变电站保护与控制动作配合策略，以站内配电网广域保护的信息处理中心为控制平台，110kV变电站内各个保护以及备自投装置均能够和该信息处理中心进行通信，该中心能够向各个保护和备自投装置下发指令，并能够接收保护和备自投装置上传的动作信息，包括以下几个方面：

(1)对主变高压侧保护进行改进，将此保护和110kV进线上游对侧保护配合构成纵联保护，用于切除进线故障，以消除主变压器低压侧有DG接入对保护和重合闸的影响；

(2)在主变压器高压侧保护动作后，和信息处理中心通信，信息处理中心能够根据主变压器低压侧保护的动作信息和主变压器高压侧保护的动作信息进行分析，分析结果包括以下五种情况：1)若信息处理中心接收到主变压器高压侧保护发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，并且没有接收到主变压器低压侧保护发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，判断故障位置在110kV进线上；2)若信息处理中心同时接收到主变压器高压侧保护和低压侧保护发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，判断故障位置在主变压器上；3)若信息处理中心没有接收到主变压器高压侧保护发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，但是接收到了主变压器低压侧保护发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，判断故障位置在10kV母线上；4)若信息处理中心没有接收到主变压器高压侧保护和低压侧保护发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，但是检测到进线无电流，判断进线被其上级变电站安全自动装置切除而停电；5)若上述四种情况均不满足，则系统处于正常运行状态；

(3)对主变压器高压侧保护的重合闸进行改进，主变压器高压侧保护的重合闸和保护的配合方式为重合闸后加速保护动作，重合闸启动方式为保护动作启动，重合闸动作时间滞后于110kV进线的重合闸动作时间；另外，当故障位置不同时，相应保护分别采取不同的动作配合逻辑：1)当进线发生故障时，动作配合逻辑为：第1步：主变压器高压侧保护动作，向信息处理中心发送“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，同时启动重合闸，并开始计时；第2步：信息处理中心接收到信号后，判断出故障为在进线上，向计划孤岛或在线功率计算得到的解列点处保护发送“跳开断路器”的控制信号；第3步：当重合闸动作时间到时，若主变压器高压侧保护检测到系统侧进线有电压、下游线路无电压，则进线故障为瞬时性故障，重合闸动作，主变压器高压侧保护向信息处理中心发送“重合闸成功”的状态信号，否则，动作逻辑转入第5步；第4步：信息处理中心接收到信号后，向孤岛上游解列点处保护发送“闭合断路器”的控制信号和“闭合断路器时需检同期”的标志信号，此保护接收到此信号后进行检同期合闸操作，合闸成功后向孤岛下游解列点处保护发送“闭合断路器”的控制信号，孤岛下游解列点处保护接收到此信号后，进行检系统侧有电压、下游线路无电压合闸操作，本馈线恢复供电；第5步：若主变压器高压侧保护没有检测到系统侧进线有电压，重合闸将无法动作，向信息处理中心发送“重合闸失败”的状态信号，信息处理中心判断为进线发生永久性故障，向两个母联断路器处备自投装置发送“启动备自投”的控制信号，动作逻辑转入(4)；2)当主变压器发生故障时，动作配合逻辑为：第1步：主变压器高压侧保护和低压侧保护动作，这两个保护向信息处理中心发送“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号；第2步：信息处理中心接收到信号后，判断故障位置为主变压器，向计划孤岛或在线功率计算得到的解列点处保护发送“跳开断路器”的控制信号，同时向两个母联断路器处备自投装置发送“启动备自投”的控制信号，动作逻辑转入(4)；3)当10kV母线发生故障时，动作配合逻辑为：第1步：主变压器低压侧保护动作，信息处理中心只接收到主变压器低压侧保护发送的“保护动作，断路器处于断开位”的状态信号，判断故障位置为10kV母线；第2步：信息处理中心向计划孤岛或在线功率计算得到的解列点处保护发送“跳开断路器”的控制信号，同时向本侧母联断路器处备自投装置发送“闭锁备自投”的控制信号，防止备用电源为故障点提供短路电流而对设备造成二次冲击和破坏；4)当进线被安全自动装置切除而停电时，动作配合逻辑根据110kV电网的接线方式包括以下两种情况：a)若110kV电网为三电源的“3T”接线方式，即110kV变电站的3台主变进线的电源均不相同，或者110kV电网为两电源的“3T”接线方式并且其余两条未停电进线由同一个电源供电，则信息处理中心向计划孤岛或在线功率计算得到的解列点处保护发送“跳开断路器”的控制信号，同时向两个母联断路器处备自投装置发送“启动备自投”的控制信号，动作逻辑转入(4)；b)若110kV电网为两电源的“3T”接线方式并且已停电进线和另一未停电进线由同一个电源供电，则信息处理中心向计划孤岛或在线功率计算得到的解列点处保护发送“跳开断路器”的控制信号，同时向本侧母联断路器处备自投装置发送“闭锁备自投”的控制信号，防止被停电进线所带的负荷由另一条来自同一电源的进线供电而使得上游电源所带负荷并没有减小到预期值；

(4)当进线或者主变压器发生永久性故障或者进线由于被上级变电站的安全自动装置切除而停电时，信息处理中心向备自投装置发生启动信号，备自投装置根据功率分析判断备自投后是否过负荷来决定是否闭锁备自投，若备自投负荷转供后不会过负荷，则根据DG接入点位置分别采取不同的动作配合逻辑。

2.根据权利要求1所述的适应分布式电源DG接入的110kV变电站保护与控制动作配合策略，其特征在于，(4)中，根据DG接入点位置分别采取不同的动作配合逻辑的方式如下：第1步：在系统正常运行、备自投功能没有启动时，备自投装置两侧主变压器低压侧保护以及DG出口处保护向信息处理中心发送功率数据，若分析得到备自投后负荷超出主变压器的额定容量，则向备自投装置发送“闭锁备自投”的控制信号，否则，进入第2步；第2步：备自投装置接收到信息处理中心发送的“启动备自投”的控制信号后，检测备用电源侧母线是否有压，若备用电源侧无压，则两个备自投装置均闭锁备自投，否则，并进入第3步；第3步：备自投装置启动后，断开主变压器低压侧保护处以及备用电源变压器低压侧和另一备用电源相连的分支上保护处的断路器，若失电进线主变压器低压侧保护处的断路器为孤岛上游解列点，则备自投装置检同期合闸，否则，备自投装置直接合闸；第4步：备自投装置合闸后，向信息处理中心发送“备自投成功”的状态信号，同时另一台备自投装置启动，实现负荷转供；第5步：在信息处理中心接收到“备自投成功”的状态信号后，若失电进线主变压器低压侧保护处断路器为孤岛上游解列点，则向孤岛下游解列点处保护发送“闭合断路器”的控制信号，否则，向孤岛上游解列点发送“闭合断路器”的控制信号和“闭合断路器时需检同期”的标志信号，孤岛上游解列点处断路器闭合后，再向孤岛下游解列点处保护发送“闭合断路器”的控制信号。