CN103944160B - 一种基于分布式发电特性的配网保护与自动装置配合方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于分布式发电特性的配网保护与自动装置配合方法，该方法将动作层次在空间上分为故障隔离、备自投联切DG、低频低压联切划分孤岛三个层面，根据DG本地负荷的平衡能力确定是否允许孤岛运行，由低频、低压联切定值自动实现快速孤岛划分，以保证电力系统稳定运行及当地负荷的可靠运行。同时，保护定值也考虑到即使DG处于孤岛运行状态时发生故障，保护装置同样可快速正确动作切除故障。本发明用区域性信息作为协调因素，用以克服继电保护与自动装置和DG运行工况相割裂的缺点，以故障电流切除后电源及负荷的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，形成协调分布式电源保护方案体系。

Description

一种基于分布式发电特性的配网保护与自动装置配合方法

技术领域

本发明涉及一种基于分布式发电特性的配网保护与自动装置配合方法。

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和备投联切装置的配合性。当故障发生，保护将故障隔离后，如果有选择性的“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发展，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：为了提高重合闸及备自投装置的动作成功率，需要借助于备投联切小电源装置将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。而现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，或采用故障后先解列DG将其回归辐射状负荷网络，而维持已有的保护及自动装置配合关系，此方法显然无法有效提高分布式电源的利用率。

发明内容

本发明为了解决上述问题，提出了一种基于分布式发电特性的配网保护与自动装置配合方法，该方法将动作层次在空间上分为故障隔离、备自投联切DG、低频低压联切划分孤岛三个层面，根据DG本地负荷的平衡能力确定是否允许孤岛运行，由低频、低压联切定值自动实现快速孤岛划分，以保证电力系统稳定运行及当地负荷的可靠运行。

为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种基于分布式发电特性的配网保护与自动装置配合方法，包括以下步骤：

(1)划分区域界定线，根据直配线发生永久性故障跳闸后，其负荷在中低压侧再次分配的过程，将DG由中低压侧接入主网的系统划分成若干个区域；

(2)根据DG本身的容量大小是否支持当地负荷孤岛运行与接入位置确定不同的保护配置方案；

(3)将DG的容量值与设定值相比，确定保护方案是否适用于孤岛方式，如果不适用，进入步骤(5)，如果适用，进入步骤(4)；

(4)根据本层DG平衡力及备投电源接带情况，建立本层分解策略；

(5)判断是否联切启动下层的新分解策略，如果判断结果为否，则结束分解，如果判断结果为是，则进入步骤(2)。

所述步骤(1)的具体方法为：由高压直配线向未端站供电时，直配线发生永久性故障跳闸后，其负荷会在中低压侧再次分配，而这一再分配过程是由与保护配合的自动装置完成的，当DG接入时保护与自动装置的第一层区域划分界定点应当是高压直配线的负荷侧开关，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不再含有可控制开闭的保护一次设备。

所述步骤(1)中，由高压侧直配线的负荷侧开关为边界，指向中、低压侧划分为一个大区域，这一边界认为是这一保护与自动装置配合方案的最外层区域边界；以系统侧开关为边界将其负荷侧划分为一个分区，这一分区的最小单元以DG并网断路器为边界将DG与所接带的当地负荷划分为一个区域，这一区域是所定义的最小区域边界。

所述步骤(1)中，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出来的纯负荷区域，视为DG停运后的纯负荷区域。

所述步骤(2)中，对于DG由中低压接入系统的情况，考虑到对系统的冲击，将会装设备自投联切装置，使之保持孤岛运行状态，然后再将变电站备投至备用进线上；对于容量大小无法支持当地负荷孤岛运行的DG，则首先考虑将其通过保护切除，或由本地反孤岛装置将其切除；当DG容量介于两者之间，与本地负荷平衡时，则考虑采用备投联切与低频减载联切相配合的方式有选择的进行孤岛划分。

所述步骤(2)中，保护及自动装置设定及配置原则为：

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-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，如果存在引起过频的情况，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，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。

所述步骤(3)中，判断是否适用于孤岛方式的标准为：假设设定值为5KVA，当DG容量≥5kVA时，则认为DG进入孤岛运行状态；当DG容量<5kVA，保护及重合闸方式选择均按负荷性质考虑，不考虑其孤岛运行状态，通过保护级间的无选择动作实现联切DG的目的。

所述步骤(4)中，如果DG接入的变电站上级变电站出线开关保护动作后，DG接入的变电站所接带的负荷均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出现低频甩负荷现象，则可将所接带的负荷划分为一个大区0区，其区域划分只需通过该变电站备自投动作实现，而如果备投线路馈线只能接带部分负荷，则需要启动分区机制；即由变电站的备投联切装置联切DG所在出线开关，则备投线路馈线会接带该变电站站的部分10kV出线负荷，出线开关以下区域为1区，1区会形成一个孤岛继续运行。

所述步骤(5)中，联切启动下层新的分解的判断原则：如果1区这一分区无法支持稳定的孤岛运行方式，则会出现频率急速下降的现象，为此，当低频减载装置设定为联切所能带负荷下一级分段开关，则被联切分段开关以下区域为2区，对于DG接入的变电站进线，DG接入的变电站仍为末端负荷站，因此其保护整定时，其Ⅰ段过流保护按躲过其低压故障整定，因此对于线路瞬时故障，实现全线速动，备投时间与之配合实现快速备投。

所述步骤(5)中，由于采用了联切连接于本母线DG的备自投装置，不会给电网带来冲击，逐层分区是由安装于本地的低频减载装置实现的，因为需要备自投装置与当地的低频减载相配合，而对于有能力提供孤岛运行方式的联切与动作切负荷定值应遵守以下配合原则：系统发生故障动作切除故障后，DG应作为当地电源支持当地负荷运行，因此其低频减载定值应与上级系统低频减载定值相配合，即其时间、频率均要比系统侧定值延长一个时间级差，定值小一个频率等级。

本发明的有益效果为：

1、基于分布式电源与当地负荷分布规律及其DG接入位置和容量，采用分层、区间分隔、就地解决的方式，利用保护与自动装置方案相结合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；

2、对于大容量DG考虑允许其孤岛运行，并通过备投联切装置与低频、低压减载联切线路装置相配合，自动进行孤岛划分，实现DG对当地负荷的支持。当允许孤岛运行时则备投采用联切并网线策略，保护则考虑DG最小运行方式孤网运行时对孤网内故障仍有保护性能；

3、用区域性信息作为协调因素，用以克服继电保护与自动装置和DG运行工况相割裂的缺点，以故障电流切除后电源及负荷的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，形成协调分布式电源保护方案体系。

附图说明

图1为备投联切与低频减载联切配合的孤岛划分示意图；

图2为协调式保护工作流程图；

图3为基于DG接入10kV低压配网示意图；

图4为光状电站接入10kV低压配网一次图。

具体实施方式：

下面结合附图与实施例对本发明作进一步说明。

如图1所示，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，迫切需要设计一套针对含DG配网的保护与自动装置优化配合的系统来保证配网系统安全稳定运行。该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、备投联切装置、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。

DG由中低压侧接入主网，假设上图电压等级为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)，其负荷会在中低压侧再次分配，而这一再分配过程是由与保护配合的自动装置完成的。因此，当DG接入时保护与自动装置的第一层区域划分界定点应当是220kV直配线的负荷侧开关。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1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与自动装置配合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并网断路器为边界将DG1与所接带的当地负荷划分为一个区域，这一区域是方案中所定义的最小区域边界。

由于方案中关注的是故障隔离后当地DG电源对本地负荷的电源支持作用，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出来的纯负荷区域，在以下处理中视为DG停运后的纯负荷区域。

1保护及安全自动装置类型界定

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，由于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，如果都在DG侧加装保护，这一成本势必太高。因此，应根据DG本身的容量大小与接入位位确定不同的保护配置方案。如果是DG容量较小，一方面对系统保护影响小，短路后无法提供足够的短路电流；另一方面无法支持孤岛运行状态。因此考虑故障后将其联切，这可以通过保护定值配合及备投联切装置实现，而且也不需要加装DG侧保护。反之，如果DG容量足够大，则DG侧需要加装保护装置，并在定值设定时考虑其孤岛运行状态。

2协调配合方案的整体构架

由于DG一般是由中低压接入系统，例如由35kV变电站的低压侧接入系统，而35kV变电站进线一般配有备自投装置，对于直接接于母线的大容量DG(≥5kVA)，因为考虑到对系统的冲击，将会装设备自投联切装置，使之保持孤岛运行状态，然后再将变电站备投至备用进线上。而对于容量较小，无法支持当地负荷孤岛运行的DG，则首先考虑将其通过保护切除，或由本地反孤岛装置将其切除。当DG容量介于两者之间，与本地负荷大致平衡时，则考虑采用备投联切与低频减载联切相配合的方式有选择的进行孤岛划分。由于可见，如果是大容量的允许孤岛运行的DG，还需要考虑其孤岛动态过程，及其适应性保护配置，即希望其保护不仅可以并网方式下可靠动作，其孤岛运行方式下也可以可靠动作。当然，由于是考虑的大容量的DG并网及孤岛运行方式保护方案，即不存在DG孤岛运行方式下提供短路电流过小的问题。下面就基于备投联切与低频减载相配合的DG孤岛划分方法及适应于孤岛运行方式的保护方案进行详细介绍。

3协调配合方案的策略流程

如图2所示，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重合闸均可按直配线配置，保证在DG的并网线发生故障时，可以快速动作。

3.1保护及自动装置设定及配置原则

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-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。

3.2基于区域负荷平衡能力的分层解列策略

如图3所示，如果P0保护动作后，B站所接带的10kV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出现低频甩负荷现象；则可划分为一个大区0区。其区域划分只需通过B站备自投动作即可实现。而如果备投线路馈线2只能接带部分负荷，则需要启动分区机制。即由B站的备投联切装置联切P1，则馈线2会接带B站的部分10kV出线负荷，1区会形成一个孤岛继续运行。更进一步，如果1区这一分区无法支持稳定的孤岛运行方式，则会出现频率急速下降的现象，为此，当低频减载装置设定为联切P3，则进一步划分为2区。对于馈线1，B站仍为末端负荷站，因此其保护整定时，其Ⅰ段过流保护按躲过其低压故障整定，因此对于线路瞬时故障，可实现全线速动；因此备投时间与之配合可实现快速备投。并且由于采用了联切连接于本母线DG的备自投装置，因此不会给电网带来冲击，提高了备投成功率。而下一步的逐层分区则是由安装于本地的低频减载装置实现的。需要说明的是：1.这里备自投能成功的原因，是考虑DG对当地负荷平衡能力低，在进线电源失去后，本站电压降低，可以迅速满足其检无压的备投条件；2.这里采用的是备自投联切配合当地低频减载装置实现，只要设定合适的启动值，即可根据其当地频率值实现任意点的孤岛划分方案。

同时，因为需要备自投装置与当地的低频减载相配合，而对于有能力提供孤岛运行方式的联切与动作切负荷定值应遵守以下配合原则：系统发生故障动作切除故障后，DG应作为当地电源支持当地负荷运行，因此其低频减载定值应与上级系统低频减载定值相配合，即其时间、频率均要比系统侧定值延长一个时间级差，定值小一个频率等级。如果从1区解列为2区，两个当地的低频减载装置的定值均是与B站的低频减载相配合，而联切P3与联切P5的两个定值之间不需要配合，因为他们作为孤岛运行的方式选择，对于系统来讲是处于同一地位的DG用户侧，可以遵循相同的配合整定原则，唯一需要注意的是当达到动作定值时，首先选择解列，如跳开P4从而分成2区孤岛运行。

B站的低频减载定值如图4中P1所示，而联切P3低频定值与系统低频定值相配合，一般规定为低频定值不得高于系统的最后一轮定值47.75Hz；时间定值不得小于1s。

由于DG的容量不同，接入位置不同，正常运行状态下平衡当地负荷能力不同，对其并网保护的配置及相应的保护整定方案也会有很大区别。归根结底是要根据其运行特点进而确定故障隔离点、DG解列点，由此相关的保护及自动重合闸、联切方案也会相应不同，具体原则如下：

1.对于小容量DG，其短路阻抗大，尽管故障时其作为电源提供的短路电流不够大，但是另一方面其对系统侧已有保护的灵敏度影响很小，另一方面其对当地负荷平衡能力差，故障后首先考虑将其切除，由系统重合闸或备投方式提高供电可靠性。综合考虑，即可以通过系统侧保护动作，由防孤岛装置或通过定值整定上的配合关系，使的DG并网断路器在并网线路故障时与系统侧开关同时跳开，通过牺牲选择性的联切DG保护方案来达到快速隔离故障的目的。如图3所示，P1与P4保护在DG并网运行时，应使P4定值小于P1，因此P4不带方向的过流Ⅰ段(母线指向线路)与P1过流值大小配合，时间上无级差(减小配合级次，适当牺牲选择性，配网保护中终端站可以执行此规定)。这样当并网线路或DG发生故障时，P4无延时跳开开关，将DG0跳开，此时系统侧保护通过不检重合闸提高供电可靠性。由于此时DG0容量较小(<5kVA)考虑，保护及重合闸方式选择均按负荷性质考虑，不考虑其孤岛运行状态，通过保护级间的无选择动作实现联切DG的目的。

2.如果此时DG容量较大(≥5kVA)，则需要考虑当DG进入孤岛运行状态后如何使孤岛内的保护仍能正确判断孤岛内发生的故障：此时已不再是电网系统作为电源提供短路电流，而是由DG作为电源提供短路电流。为满足孤岛运行状态，此时需要配置P3保护。P1与P4保护在DG并网运行时，本应是P4定值小于P1，而兼顾到P4可以在孤岛运行时仍保持保护性能，可以考虑P4与P3相配合，即从定值大小及时间上都比P3大一个配合级差，并且整定原则是考虑孤岛运行状态时，由DG0提供的短路电流使的A站两相短路时有足够灵敏度。这样配置的优势在于，当并网线L1发生故障时，两侧的P1与P3无延时由方向过流Ⅰ段动作隔离故障，此时系统侧重合闸投检母无压重合，P3投检同期重合。如果DG0孤岛运行状态下保持B站本地用电平衡，则重合成功机率会大大提高。否则，重合不成功则再次加速跳开，由DG0与当地低频、低压减载装置相配合维持孤岛运行，接带B站负荷孤岛运行。如果此时孤岛内再次发生故障，则由P4以一个时延级差过流保护跳开DG0，断开短路电流源。此时反孤岛装置不再投入。当存在多个DG接入情况时，如图3所示馈线2，其整定配合原则及是否考虑孤岛运行方式可以此类推。

需要注意的是由于DG作为分布式电源，在进行保护整定时仍可按躲过所接最大容量变压器的低压侧短路电流整定，如P7、P8方向过流保护即可按其配合方向上躲过其所接最大容量变压器的低压侧三相短路配合，这样P7、P8灵敏度完全可以满足其孤岛运行方式下的保护性能需要，由于变压器短路阻抗相对线路大很多，在躲过变压器低压侧仍能满足其孤岛运行时线末发生短路时有足够灵敏度。

如图4所示，为35kV变电站，其10kV侧有一光伏电站通过500m高压动力电缆YJV₂₂3*300mm²接入，其中A变电站有进线备投联切装置，并且站内配有低频低压减载装置。本站考虑到DG有一定的接带本地负荷的能力，因此考虑允许其可以孤岛运行，因此采用的是备自投联切P1的备投方式，这样可以保证备投的成功率。而保护要求适用于孤岛运行方式。光伏发电单元通过4台普通干式双分裂变压器通过10kV线路并网，变压器型号为SCB11-1250/10，容量为625*2，额定电压为10/0.315*2(2台)、10/0.315*2(2台)，额定电流为72.2/1146*2，联接组别为Dyn11，yn11，阻抗电压为6％。

P1保护配有Ⅱ段式方向过流保护：Ⅰ段带方向过流速切保护，按躲DG变压器低压侧短路故障电流整定，并与A站主变低后备限时速断配合。Ⅱ段为不带方向过流保护：与A站主变低后备方向过流配合，躲最大负荷电流。取值如下表1所示：

表1 P1保护的保护定值

P3保护配有Ⅱ段式方向过流保护：Ⅰ段带方向过流速切保护，躲线末短路故障电流5883A，实取2400A，时间T＝0s(带方向，指向线路)，即光伏最大运方式下，4台变压器并列运行所能提供的最大短路电流。Ⅱ段为不带方向过流保护：与B站接地变高后备不带方向段过流配合，躲本侧最大负荷电流，并保证B站一台变运行时10kV母线故障有灵敏度800A，取值如下表2所示：

表2 P3保护的保护定值

通过定值可以看出，P3由于是考虑DG0为供电电源时提供短路电流并保证本线末有两相故障时有足够灵敏度，因此也可保证孤岛运行时可快速动作。

上述虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。

Claims (9)

1.一种基于分布式发电特性的配网保护与自动装置配合方法，其特征是：包括以下步骤：

(1)划分区域界定线，根据直配线发生永久性故障跳闸后，其负荷在中低压侧再次分配的过程，将分布式发电由中低压侧接入主网的系统划分成若干个区域；

(2)根据分布式发电本身的容量大小是否支持当地负荷孤岛运行与接入位置确定不同的保护配置方案；

(3)将分布式发电的容量值与设定值相比，确定保护方案是否适用于孤岛方式，如果不适用，进入步骤(5)，如果适用，进入步骤(4)；

(4)根据本层分布式发电平衡力及备投电源接带情况，建立本层分解策略；

(5)判断是否联切启动下层的新分解策略，如果判断结果为否，则结束分解，如果判断结果为是，则进入步骤(2)；

所述步骤(4)中，如果分布式发电接入的变电站上级变电站出线开关保护动作后，分布式发电接入的变电站所接带的负荷均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出现低频甩负荷现象，则可将所接带的负荷划分为一个大区0区，其区域划分只需通过该变电站备自投动作实现，而如果备投线路馈线只能接带部分负荷，则需要启动分区机制；即由变电站的备投联切装置联切分布式发电所在出线开关，则备投线路馈线会接带变电站的部分10KV出线负荷，出线开关以下区域为1区，1区会形成一个孤岛继续运行。

2.如权利要求1所述的一种基于分布式发电特性的配网保护与自动装置配合方法，其特征是：所述步骤(1)的具体方法为：由高压直配线向末端站供电时，直配线发生永久性故障跳闸后，其负荷会在中低压侧再次分配，而这一再分配过程是由与保护配合的自动装置完成的，当分布式发电接入时保护与自动装置的第一层区域划分界定点应当是高压直配线的负荷侧开关，这是最外层的区域划分，而最内层的区域划分，是以分布式发电并网断路器作为最底层节点，即是最小分割区域内部不再含有可控制开闭的保护一次设备。

3.如权利要求1所述的一种基于分布式发电特性的配网保护与自动装置配合方法，其特征是：所述步骤(1)中，由高压侧直配线的负荷侧开关为边界，指向中、低压侧划分为一个大区域，这一边界认为是这一保护与自动装置配合方案的最外层区域边界；以系统侧开关为边界将其负荷侧划分为一个分区，这一分区的最小单元以分布式发电并网断路器为边界将分布式发电与所接带的当地负荷划分为一个区域，这一区域是所定义的最小区域边界。

4.如权利要求3所述的一种基于分布式发电特性的配网保护与自动装置配合方法，其特征是：所述步骤(1)中，将分布式发电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出来的纯负荷区域，视为分布式发电停运后的纯负荷区域。

5.如权利要求1所述的一种基于分布式发电特性的配网保护与自动装置配合方法，其特征是：所述步骤(2)中，对于分布式发电由中低压接入系统的情况，考虑到对系统的冲击，将会装设备自投联切装置，使之保持孤岛运行状态，然后再将变电站备投至备用进线上；对于容量大小无法支持当地负荷孤岛运行的分布式发电，则首先考虑将其通过保护切除，或由本地反孤岛装置将其切除；当分布式发电容量介于两者之间，与本地负荷平衡时，则考虑采用备投联切与低频减载联切相配合的方式有选择的进行孤岛划分。

6.如权利要求1所述的一种基于分布式发电特性的配网保护与自动装置配合方法，其特征是：所述步骤(2)中，保护及自动装置设定及配置原则为：

1)在考虑故障后系统解列为几个分区时，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-当地分布式发电发电量，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，如果存在引起过频的情况，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)假设分布式发电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，要考虑其故障后立即脱网的结果，即在考虑解列层划分时，其分布式发电供电能力不再考虑。

7.如权利要求1所述的一种基于分布式发电特性的配网保护与自动装置配合方法，其特征是：所述步骤(3)中，假设设定值为5KVA，判断是否适用于孤岛方式的标准为：当分布式发电容量≥5kVA时，则认为分布式发电进入孤岛运行状态；所述步骤(3)中，判断是否适用于孤岛方式的标准为：当分布式发电容量≥5kVA时，则认为分布式发电进入孤岛运行状态；当分布式发电容量<5kVA，保护及重合闸方式选择均按负荷性质考虑，不考虑其孤岛运行状态，通过保护级间的无选择动作实现联切分布式发电的目的。

8.如权利要求1所述的一种基于分布式发电特性的配网保护与自动装置配合方法，其特征是：所述步骤(5)中，联切启动下层新的分解的判断原则：如果1区这一分区无法支持稳定的孤岛运行方式，则会出现频率急速下降的现象，为此，当低频减载装置设定为联切所能带负荷下一级分段开关，则被联切分段开关以下区域为2区，对于分布式发电接入的变电站进线，分布式发电接入的变电站仍为末端负荷站，因此其保护整定时，其Ⅰ段过流保护按躲过其低压故障整定，因此对于线路瞬时故障，实现全线速动，备投时间与之配合实现快速备投。

9.如权利要求8所述的一种基于分布式发电特性的配网保护与自动装置配合方法，其特征是：所述步骤(5)中，由于采用了联切连接于本母线分布式发电的备自投装置，不会给电网带来冲击，逐层分区是由安装于本地的低频减载装置实现的，因为需要备自投装置与当地的低频减载相配合，而对于有能力提供孤岛运行方式的联切与动作切负荷定值应遵守以下配合原则：系统发生故障动作切除故障后，分布式发电应作为当地电源支持当地负荷运行，因此其低频减载定值应与上级系统低频减载定值相配合，即其时间、频率均要比系统侧定值延长一个时间级差，定值小一个频率等级。