第1章电力组网规划设计1

1.1电力组网规划设计的任务和内容1

1.1.1电力组网规划设计的任务1

1.1.2电力组网规划设计的内容1

1.2电力组网规划设计调查研究2

1.2.1油田群现状调研2

1.2.2孤岛组网的必要性24

第2章电力负荷及电力电量平衡26

2.1电力负荷的分类26

2.2电力负荷的计算26

2.2.1电力负荷计算方法26

2.2.2电力负荷的运行工况27

2.3电力电量平衡27

2.3.1电力电量平衡的概念27

2.3.2系统备用容量27

2.3.3电力电量平衡计算28

2.4电力负荷计算书的编制28

2.4.1电力负荷计算书的编制目的28

2.4.2电力负荷的计算方法29

2.4.3用电设备分类29

2.4.4用电设备运行的工况30

2.4.5专业术语的基本定义30

2.4.6电力负荷计算书的编制方法和步骤37

第3章供电方案的设计和主要设备选型47

3.1电源选择47

3.1.1确定设计年度系统需要的新增装机容量47

3.1.2拟出电源方案48

3.1.3发电机组电压等级确定48

3.1.4发电机容量和台数的确定48

3.1.5发电机的电压和无功功率的调整49

3.2电力系统电压等级的选择50

3.3供电网络方案52

3.3.1常规海上平台供电网络52

3.3.2电力组网后供电网络53

3.3.3电网联络线设计53

3.3.4同期点设置57

3.3.5组网方案检验58

第4章高中压电网中性点接地方式分析59

4.1中性点接地方式划分59

4.2中性点不同接地方式分析60

4.3中性点不接地系统设计62

4.3.1中性点不接地系统接线方式62

4.3.2中性点不接地系统单相接地分析63

4.3.3中性点不接地系统单相接地工频过电压分析65

4.3.4中性点对地电容及接地电阻过电压分析65

4.3.5中性点不接地系统间歇电弧接地过电压分析66

4.3.6空载长线电容效应引起的工频电压分析67

4.4中性点经电阻接地系统设计67

4.4.1单相接地各相电压的变化68

4.4.2过电压倍数与阻尼率IR/IC的关系69

4.4.3高电阻接地方式分析70

4.4.4中电阻接地方式分析70

4.5中性点经消弧线圈接地系统设计70

4.5.1单相接地电容电流补偿71

4.5.2失谐度、阻尼率与中性点偏移电压分析71

4.5.3故障相电压恢复的初速度分析72

4.5.4谐振接地方式中性点过电压分析75

4.5.5消弧线圈容量的确定78

4.5.6失谐度的设定和阻尼率的确定79

4.6中性点接地方式总结80

第5章短路电流计算分析82

5.1短路电流计算的目的和步骤82

5.1.1短路电流计算的目的82

5.1.2短路电流计算的步骤82

5.1.3短路电流计算依据的标准82

5.2系统阻抗图的编制83

5.2.1标幺值的关系83

5.2.2线路及元件阻抗标幺值83

5.2.3电力系统序网的建立84

5.2.4短路电流需要计算的数据85

5.3短路电流的计算86

5.3.1远端短路的三相短路电流值86

5.3.2近端短路的三相短路电流值87

5.3.3短路全电流峰值IPM(冲击电流)87

5.4不对称短路电流计算87

5.4.1单相接地短路电流计算88

5.4.2两相短路电流计算89

5.4.3两相接地短路电流计算90

5.5EDSA软件计算短路电流方法91

第6章继电保护配置设计与整定计算92

6.1继电保护概述92

6.1.1电力系统继电保护的原理92

6.1.2电力系统继电保护的配置原则92

6.2电网相间短路的电流保护92

6.2.1瞬时电流速断保护(电流Ⅰ段)92

6.2.2限时电流速断保护(电流Ⅱ段)93

6.2.3过电流保护(电流Ⅲ段)94

6.2.4低电压闭锁过电流保护94

6.2.5负序过电流保护95

6.3中性点经大电流接地的电网接地故障的零序电流保护95

6.3.1零序电流Ⅰ段95

6.3.2零序电流Ⅱ段96

6.3.3零序电流Ⅲ段(零序过电流保护)96

6.4小电流接地系统的单相接地保护97

6.4.1小电流接地系统的接线方式97

6.4.2单相接地的电容电流98

6.4.3非有效接地系统单相接地绝缘监视98

6.5电网的阻抗保护98

6.5.1距离保护的基本概念98

6.5.2阻抗继电器动作特性分析99

6.5.3阻抗继电器的接线方式101

6.5.4电力系统振荡对距离保护的影响及振荡闭锁回路101

6.5.5分支电流的影响103

6.5.6距离保护的整定计算104

6.6变压器保护106

6.6.1变压器的故障、不正常运行及应加装的保护106

6.6.2变压器电流速断保护107

6.6.3变压器纵联差动保护107

6.6.4变压器相间短路的后备保护111

6.6.5过负荷保护112

6.6.6变压器接地故障的后备保护112

6.7发电机保护114

6.7.1发电机故障类型、不正常运行状态及应加装的保护114

6.7.2发电机纵联差动保护116

6.7.3复合电压闭锁过电流保护119

6.7.4定子绕组过负荷保护120

6.7.5过电压保护120

6.7.6低电压保护121

6.7.7低频保护121

6.7.8过频保护121

6.7.9失磁保护121

6.7.10转子表层过负荷保护124

6.7.11逆功率保护124

*6.7.12发电机定子单相接地保护125

*6.7.13发电机励磁回路接地保护126

6.8高压电动机保护126

6.8.1电动机故障及异常运行状态126

6.8.2电动机应加装的保护127

6.8.3电动机纵差动保护127

6.8.4电动机电流速断保护128

6.8.5过负荷保护整定计算129

6.8.6负序过电流保护整定计算129

6.8.7单相接地保护整定计算130

6.8.8低电压保护整定计算130

6.9高压电抗器保护131

6.9.1限时电流速断保护131

6.9.2过电流保护131

6.9.3低电压保护131

6.10高压电容器组保护132

6.10.1高压电容器组保护配置132

6.10.2限时电流速断保护132

6.10.3过电流保护132

6.10.4低电压保护133

6.10.5过电压保护133

6.10.6中性线不平衡电流保护(46)134

6.10.7单相接地故障保护(51SG)134

6.11母线保护134

6.11.1母线加装专门保护的原则134

6.11.2母线差动保护整定134

第7章无功补偿分析研究136

7.1研究背景136

7.2无功补偿的概念和意义137

7.2.1无功补偿概念137

7.2.2无功补偿的原理137

7.2.3无功补偿的意义138

7.2.4影响功率因数的因素139

7.2.5无功电源不足对系统的影响139

7.3无功电源的种类140

7.3.1无功电源类型140

7.3.2无功补偿设备的选择141

7.3.3无功补偿装置发展趋势142

7.4无功补偿配置的基本原则142

7.4.1无功补偿的原则142

7.4.2电网电压标准规定143

7.5空载长线的电容效应143

7.5.1长距离输电线的模型144

7.5.2空载长线路的沿线电压分布144

7.5.3线路末端并联有电抗器的线路电压分析145

7.5.4电抗器补偿总容量146

7.5.5并联电抗器的作用146

7.5.6限制工频过电压的主要措施146

7.6无功补偿容量的计算146

7.6.1按提高功率因数计算补偿容量147

7.6.2从提高运行电压需要确定补偿容量147

7.6.3按系统无功缺额计算补偿容量148

7.6.4电容器额定容量修正149

7.6.5防止电压过高和抑制投入涌流149

7.7分组容量的选择149

7.7.1确定分组容量的原则150

7.7.2分组容量的选择150

7.7.3无功电源的调节151

7.8无功补偿安装位置选择及补偿方式151

7.8.1配电室集中补偿152

7.8.2线路分散补偿152

7.8.3低压就地补偿152

7.9无功补偿系统仿真分析154

7.9.1系统EDSA模型图154

7.9.2系统参数154

7.9.3潮流计算分析157

7.9.4空载线路电容效应仿真计算157

7.9.5总结161

第8章电力组网潮流计算分析162

8.1潮流计算的目的、内容、基本要求和分析要点162

8.1.1目的和内容162

8.1.2基本要求和分析要点162

8.2潮流计算的基本公式163

8.2.1潮流计算的基本公式的主要内容163

8.2.2计算机进行潮流计算的基本方法163

8.2.3潮流计算的数学模型163

8.3电网的功率损耗和电能损耗164

8.3.1功率损耗计算164

8.3.2电能损耗计算165

8.4电力系统电压调整166

8.4.1电力系统电压调整的必要性166

8.4.2电压质量及允许偏差值167

8.4.3电力系统中枢点电压控制167

8.5电力系统的主要调压措施167

8.5.1电力系统的主要调压措施167

8.5.2电力系统调压的一般原则171

第9章电力组网稳定性分析173

9.1稳定计算的目的和内容173

9.1.1系统静态稳定计算173

9.1.2系统暂态稳定和动态稳定的计算176

9.2稳定计算参数的准备及系统各元件的模拟179

9.2.1发电机模型及参数180

9.2.2励磁系统190

9.2.3电力系统稳定器(PSS)的数学模型200

9.2.4调速系统201

9.2.5负荷模型202

9.2.6电力网络的简化202

9.2.7起始运行方式的选择202

9.2.8故障类型、故障点及切除故障时间的选择203

9.3稳定计算结果的分析203

9.3.1网络结构对系统稳定的影响204

9.3.2运行方式对系统稳定的影响204

9.3.3励磁系统对系统稳定的影响204

9.3.4安全自动装置对系统稳定的影响204

9.4发电机失磁对系统稳定的影响204

9.5电力系统的低频振荡208

9.6提高电力系统稳定的措施208

9.6.1提高静态稳定的措施208

9.6.2提高暂态稳定的措施209

9.6.3提高系统稳定性的措施209

第10章系统内部过电压分析211

10.1内部过电压概念211

10.2工频过电压212

10.2.1工频过电压的危害212

10.2.2工频过电压的估算方法212

10.2.3工频过电压的限制措施214

10.3谐振过电压214

10.4操作过电压215

第11章系统可靠性分析217

11.1电力系统可靠性的基本概念217

11.2元件可靠性分析217

11.2.1元件(设备)故障率λ217

11.2.2元件(设备)可靠度R218

11.2.3平均无故障工作时间MTTF218

11.2.4元件的可修复率μ218

11.2.5平均修复时间MTTR218

11.2.6元件(设备)的可用度A218

11.3系统可靠性分析219

11.3.1系统可靠性分析方法219

11.3.2电力系统可靠性评估219

11.4配电系统可靠性评估220

11.4.1负荷点可靠性指标220

11.4.2用户可靠性指标221

11.5ETAP软件可靠性指标222

11.6算例223

第12章海上电网智能化226

12.1电网智能化需求分析226

12.1.1智能电网功能分析226

12.1.2当前存在的主要问题227

12.1.3海上电网智能化功能分析228

12.2电网智能化升级实现目标229

12.2.1建立配电网络智能化230

12.2.2电网故障诊断及预判系统的建立230

12.2.3电网谐波治理230

12.3适应性升级改造231

参考文献232 2100433B

本书在总结近年来海上平台电力组网工程实践的基础上，着眼于工程实际问题，从海上油田群电力组网的网络结构、接地方式、继电保护和稳定性分析等方面进行研究，阐述了在海洋工程电力组网设计中各技术环节的解决方案。通过对本书的阅读，读者可以基本掌握海上电力组网的思路及需要解决的各技术环节，从而对以后的工作起到指导、提示和咨询等作用。

本书可作为海洋工程电气设计人员的专业技术用书，也可供相关的运行操作人员、海上调度人员等参考.

实施主动电力孤岛措施，对于智能输电网及智能配电网的建设而言，均是提高其安全稳定运行水平及供电可靠性的重要措施。该问题是智能调度领域中待解决的关键问题之一，已逐渐受到工程及科研人员的重视。本文在论述智能电网最优孤岛划分问题所要考虑的相关影响因素之后，对该领域国内外相关研究成果进行了全面分析和分类，指出了各种及各类方法的基本内容、优缺点及关键问题；进而阐述了该问题的发展趋势及亟待解决的问题

，为该领域问题的进一步研究奠定了一定的基础。随着智能电网最优孤岛划分研究的深入及方法的成熟，必将推动智能调度及管理技术的发展和提升。因各种故障所导致的大面积停电或供电中断，尽管不可避免，但在最优孤岛技术的帮助下其风险必将明显降低。从而使得电网的安全性、稳定性及供电可靠性提升到一个新的高度。

随着光伏产业的飞速发展，反孤岛技术也得到了飞速的发展。国内外的研究者们提出了各种各样的反孤岛技术，这些技术主要可以分为三大类:外部孤岛检测技术(Remotetechniques，主动孤岛检测技术(Active techniques，和被动孤岛检测技术(Passivetechniques，其中主动孤岛检测技术和被动孤岛检测技术又统称为内部孤岛检测技术 (Local techniques)。

外部孤岛检测技术是检测电网端的电网运行状态，这种技术可靠性高，盲区很小，但是成本高，对于小型光伏发电系统并不适应。另外，外部孤岛检测技术需要依赖电网与逆变器的通信，这就需要装置信号发生器和信号接收器，然而在电网端安装设备的审批和手续很繁琐。主动孤岛检测技术对电网施加扰动，成本低，可以有效减小盲区，但是扰动会导致电能质量降低，扰动力度太小，检测速度慢，盲区大，扰动力度大，则电能质量差，也可能导致系统不能正常工作，所以主动孤岛检测技术要控制好扰动力度。被动孤岛检测技术，不影响电能质量，成本也低，但是盲区太大。我国要求并网逆变器采用主动孤岛检测技术和被动孤岛检测技术至少各一种，两者结合，互相弥补 。

智能电网（智能输电网/智能配电网）中的自愈功能建设将是智能电网体系构 建的关键一环。其中，最优电力孤岛划分即为电网自愈中的最关键技术之一。对于输电网而言，在系统崩溃之前，把系统提前分解成数个独立稳定运行的子系统，可以在实现故障隔离的同时，将负荷损失降到最低。对于配 电 网 而 言，由 于 分 布 式 电 源 （distribu tedgenerator，DG）的 渗 透 性 越 来 越 强，如 国 内 6 MW以下的光伏电站无条件并网的政策已经在部分地区试执行；随着该政策的全面执行，在国内的各地配电网中即将包含有大量以小光伏发电为主的 DG 系统，配电网正逐步拥有某些与输电网类似的运行特性；在因输电系统或配电系统发生故障导致配电系统全面停电的情况下，因 DG 具有主动发电的能力，可以通过形成以 DG 为电源的配电网电力孤岛运行而恢复一部分重要负荷的供电，在提高配电网的供电可靠性的同时，也一并提高 DG 的利用效率。

孤岛运行是相对于联网运行而言的，而孤岛指的是暂时脱离主网运行的局部独立系统。输电网孤岛运行和配电网孤岛运行作为电网故障处理的一种应急运行方式，均可明显提升系统供电的可靠性和安全性。但由于两者所包括的电源性质、规模及网络结构的差异性，两者又有很大的不同。首先，二者的目标不同：输电网孤岛运行的目标是在保证故障隔离（即孤岛划分过程要计及故障信息）的前提下分离失步机群，实现各个孤岛安全稳定运行，且同时考虑尽量降低负荷切除量；配电网直接与用户相连，其孤岛运行的目标是在配电网故障安全隔离之后，使失电区域中重要负荷得到优先恢复的同时，尽可能多地恢复其他负荷，即实现恢复供电收益最大。

基于此目标的不同，两者划分所 要考虑的 条件不同：①输电网孤岛要求每个孤岛内机组归属于同一同调机群，以保证孤岛系统运行的动态稳定性，而 DG 多为逆变型电源，调节及控制方便，故配电网孤岛无同调要求，可以灵活配置；②基于 负 荷损失最小的目标，输电网孤岛要求任一负荷在没被切除之前，至少有一个电源与之相连，即连通性要求，而 DG 容量一般比较小，难以实现失电区域整体供电恢复，所以配电网孤岛没有这一要求，但为了充分发挥在电网失电之后 DG 出力的最大效用，配电网孤岛需计及负荷的重要性及可控性。其次，输电网孤岛一般要求电网是环网结构，而配电网孤岛要求电网是放射性结构。含有大量可再生能源并网的现代互联输电网/配电网一般均规模庞大，接线形式非常复杂，跨越地域辽阔，在实现最优能源传输及分配的同时，也蕴含着重大事故发生的隐患。在重大事故发生时，如何快速有效地确定最佳电力孤岛，实现故障隔离，尽可能减少停电范围，尽可能发挥具有独立发电能力的可再生能源的作用以提高供电可靠性，对于智能输电网及智能配电网来说均是亟待解决的一个难题。