《电力系统继电保护实用技术问答(第二版)》第一章

第一章 电力系统继电保护
基 础 知 识
一、电力系统基本知识
1．什么叫电力系统的稳定和振荡？
答：电力系统正常运行时，原动机供给发电机的功率总是等于发电机送给系统供负荷消 耗的功率。

当电力系统受到扰动，使上述功率平衡关系受到破坏时，电力系统应能自动地恢 复到原来的运行状态，或者凭借控制设备的作用过渡到新的功率平衡状态运行，即谓电力系 统稳定。

这种电力系统维持稳定运行的能力，是电力系统同步稳定(简称稳定)研究的课题。

电力系统稳定分静态稳定和暂态稳定。

静态稳定是指电力系统受到微小的扰动(如负载 和电压较小的变化)后，能自动地恢复到原来运行状态的能力。

暂态稳定对应的是电网受到 大扰动的情况。

下面我们以单机对无穷大系统为例，说明静态稳定和暂态稳定的概念。

正常运行时，发电机轴上作用着两个力矩：一个是由原动机功率M P 决定的原动力矩M T (或称主力矩)；另一个是由发电机的输出功率E P 决定的制动力矩(或称阻力矩)。

发电机的输出有功功率(为简单起见，忽略发电机定子电阻，故认为电磁功率等于输出 功率)可表示为
δsin ∑=X U
E P A E （1-1）
式中 A E ——发电机电动势； U ——无穷大系统母线电压；
∑X ——包括发电机阻抗在内的发电机到无穷大系统母线的总阻抗； δ——发电机电动势A E 与无穷大系统电压U 之间的夹角。

图1-1为功角特性曲线，即表征发电机的输出有功 功率E P 随A E 、U 之间的夹角δ的变化关系曲线。

图中， M P 为原动机供给发电机的功率。

由图可见，功率直线和 正弦曲线有两个交点，一个交点对应1δ角，另一个交点 对应2δ角。

1δ角是稳定平衡角,2δ角是不稳定平衡角。

正 常运行时，发电机稳定运行在1δ角。

在1δ角运行时，发电机的输入功率和输出功率是平 衡的。

如系统一小扰动使δ增加，引起E P 增加时，发电
机的输出功率E P 大于原动机的输入功率，由E P 产生的制动力矩大于M P 产生的原动力矩，发 电机轴上作用着减速的剩余力矩，发电机就减速；使δ角减小，E P 减小，使运行状态又恢复 到原来的稳定运行角1δ。

反之，当系统小扰动使δ减小时，发电机轴上将出现加速的剩余力 矩，使δ加大，使运行状态又恢复到原来的稳定运行角1δ。

在2δ角运行时，如小扰动使δ略增，引起E P 减少时，发电机轴上就作用着加速的剩余力 矩，使发电机加速，δ角增大，而当δ角增大后，输出功率E P 更减少，功率得不到平衡，从 而使发电机不能稳定运行。

如小扰动使δ减小，则发电机减速,δ进一步减小，一直回到1δ才 达到稳定运行。

对应于ο90=δ时的功角特性曲线的最大值max P 代表单机向无穷大电源系统输送有功功率 的极限值。

称谓静态稳定极限值。

传送的功率和极限值max P 相差越大，系统稳定运行能力越大。

当双回线切除一回线后，线路电抗增大了一倍， 回路的综合电抗∑X 变大，根据式（1--1），功率极限 值将变小，功角特性将由曲线1变为曲线2，如图1- 2所示。

由于发电机的转子存在惯性，转子的转速不能 突变，故在切除线路瞬间δ角不变，发电机的运行 点将由曲线l 的a 点落到曲线2的b 点上。

但是，在 b 点运行时，功率是不平衡的。

这时，原动机供给发 电机的功率仍为M P ，但发电机的输出功率E P 却减
少了，于是，发电机轴上作用的原动力矩将大于制动力矩，故发电机加速，δ角增大，运行点 将由b 点沿曲线2向c 点移动。

与此同时，转子的相对速度v （相对速度指的是发电机转速相 对无穷大电源系统等效发电机的转速）也由零逐渐增大，至c 点时，功率M P 和E P 又达到平 衡。

由于剩余功率为零，故转子没有加速度，但此时发电机的相对速度v 为最大值，δ角继续 增大。

过c 点后，由于发电机的输出功率大于输入功率，发电机轴上将出现减速的过剩力矩， 故从c 点开始，转子的相对速度v 将逐渐减小，转子速度逐渐变慢，但仍大于同步转速，故δ 角继续增大。

直至d 点，减速面积cde 等于加速面积abc ，转子的相对速度v 减至零，发电机 转速达同步转速。

但此时发电机轴上仍作用着减速的剩余力矩，故发电机的转速继续减小。

从 d 点起，相对速度v 变负，因而δ角开始减少。

至δ角又摆回c 点时，功率又达平衡，负的加 速度为零，反向的相对速度v 达最大。

过c 点后，发电机轴上又出现加速的剩余力矩，正向的 加速度使反向的相对速度v 又逐渐减小。

v 减至零后，由于功率不平衡，发电机转子又开始新 的摆动。

由于阻尼作用，δ角在c 点摆动的幅度将会越来越小，最后稳定在c 点以2δ运行。

这种情 况称为电力系统保持了暂态稳定。

反之，如果短路开始时加速的剩余力矩很大，δ角摆动得超
过了临界角f δ（不稳定平衡角，对应图1--2中的f 点），则加速的剩余力矩会随δ角的增大而 越来越大，δ达ο180，E P 为0，加速更大，系统失步，电网处于异步振荡的情况。

2．电力系统振荡和短路的区别是什么? 答：电力系统振荡和短路的主要区别是：
（1）振荡时系统各点电压和电流值均作往复性摆动，而短路时电流、电压值是突变的。

此 外，振荡时电流、电压值的变化速度较慢，而短路时电流、电压值突然变化量很大。

（2）振荡时系统任何一点电流与电压之间的相位角都随功角方的变化而改变；而短路时， 电流与电压之间的角度是基本不变的。

3．电力系统振荡时，对继电保护装置有哪些影响?哪些保护装置不受影响? 答：电力系统振荡时，对继电保护装置的电流继电器、阻抗继电器有影响。

(1) 对电流继电器的影响。

图1-3为流入继 电器的振荡电流随时间变化的曲线，由图可见， 当振荡电流达到继电器的动作电流op I 时，继电 器动作；当振荡电流降低到继电器的返回电流 re I 时，继电器返回。

图中k t 表示继电器的动作
时间（触点闭合的时间），由此可以看出电流速 断保护肯定会误动作。

一般情况下振荡周期较 短，当保护装置的时限大于1.5～2s 时，就可能 躲过振荡误动作。

（2）对阻抗继电器的影响。

周期性振荡时，电网中任一点的电压和流经线路的电流将随 两侧电源电动势间相位角的变化而变化。

振荡电流增大，电压下降，阻抗继电器可能动作；振 荡电流减小，电压升高，阻抗继电器返回。

如果阻抗继电器触点闭合的持续时间长，将造成 保护装置误动作。

原理上不受振荡影响的保护有相差动保护和电流差动纵联保护等。

4．加强和扩充一次设备来提高系统稳定性有哪些主要措施?
答：(1)减小线路电抗。

可以采用增加并联运行输电线的回路数和复合导线等方法，以 减小系统的总阻抗，改善系统稳定性及电压水平。

(2)线路上装设串联电容。

在线路上装设串联电容，可有效地减小线路电抗，比增加多 回线路要经济，但技术较复杂。

．
(3)装设中间补偿设备。

在线路中间装设同步调相机或电容器，能有效地保持变电站母 线电压及提高系统稳定性。

近年发展的静止补偿器，可以快速地调整和供给系统无功功率，是 提高系统稳定性的重要手段。

(4)采用直流输电。

由于直流电源不存在相位问题，所以用直流远距离输电，就不存在 由发电机间相角确定的功率极限问题，不受系统稳定的限制。

5．长距离输电线的结构、短路过渡过程的特点及其对继电保护的影响是什么?
答：高压长距离输电线的任务是将远离负荷中心的大容量水电站或煤炭产地的坑口火电
厂的巨大电功率送至负荷中心，或作为大电力系统间的 联络线,担负功率交换的任务。

因此，提高长距离输电线 的传输能力和并联运行的电力系统的稳定性，是一个极 为重要的问题。

为此，长距离输电线常常装设串联电容 补偿装置以缩短其电气距离。

此外，为了补偿线路分布 电容的影响，以防止过电压和发电机的自励磁，长距离
输电线还常常装设并联电抗补偿装置。

图1-4为长距离输电线的典型结构图。

长距离输电线短路过渡过程的特点及其对继电保护的影响如下。

(1)高压输电线电感对电阻的比值大，时间常数大，短路时产生的电流和电压自由分量衰
减较慢。

为了保持系统稳定，长距离输电线的故障应尽快切除，其继电保护的动作时间一般 要求在20～40ms 。

因此，必须考虑这些自由分量对继电保护测量值(测量阻抗、电流相位、电 流波形、功率方向等)的影响。

(2)由于并联电抗中所储藏的磁能在短路时释放，在无串联补偿电容的线路上可产生非 周期分量电流，在一定条件下此电流可能同时流向线路两端或从线路两端流向电抗器。

因而 在外部短路时，流入线路两端继电保护装置的非周期分量电流可能数值不等，方向相同(例 如都从母线指向线路)。

(3)串联电容和线路及系统电感及并联电抗等谐振将产生幅值较大的、频率低于工频的低次 谐波。

由于这种谐波幅值大，频率和工频接近，故使电流的波形和相位都将发生严重的畸变。

(4)由于分布电容大，因而分布电容和系统以及线路的电感谐振产生的高次谐波很多，幅 值也很大，对电流的相位和波形也将产生影响。

6．我国电力系统中中性点接地方式有几种?它们对继电保护的原则要求是什么?
答：我国电力系统中性点接地方式有三种：①中性点直接接地方式；②中性点经消弧线 圈接地方式；③中性点不接地方式。

110kV 及以上电网的中性点均采用第①种接地方式。

在这种系统中，发生单相接地故障 时接地短路电流很大，故称其为大接地电流系统。

在大接地电流系统中发生单相接地故障的 几率较高，可占总短路故障的70％左右，因此要求其接地保护能灵敏、可靠、快速地切除接 地短路故障，以免危及电气设备的安全。

3～35kV 电网的中性点采用第②或第⑧种接地方式。

在这种系统中，发生单相接地故障 时接地短路电流很小，故称其为小接地电流系统。

在小接地电流系统中发生单相接地故障时， 并不破坏系统线电压的对称性，系统还可继续运行1～2h ，同时由绝缘监察装置发出无选择性 信号，由值班人员采取措施加以消除。

只有在特殊情况或电网比较复杂、接地电流比较大时， 根据技术保安条件，才装设有选择性的接地保护，动作于信号或跳闸。

所以，小接地电流系 统的接地保护带有很大的特殊性。

7．什么是大接地电流系统?什么是小接地电流系统?它们的划分标准是什么?
答：中性点直接接地系统(包括经小阻抗接地的系统)发生单相接地故障时，接地短路 电流很大，所以这种系统称为大接地电流系统。

采用中性点不接地或经消弧线圈接地的系统， 当某一相发生接地故障时，由于不能构成短路回路，接地故障电流往往比负荷电流小得多，所 以这种系统称为小接地电流系统。

大接地电流系统与小接地电流系统的划分标准，是系统的零序电抗0X 与正序电抗1X 的 比值0X /1X 。

我国规定：凡是0X /1X ≤4～5的系统属于大接地电流系统，0X /1X >4～5的系 统则属于小接地电流系统。

有些国家(如美国与某些西欧国家)规定，0X /1X >3.0的系统为 小接地电流系统。

8．大接地电流系统接地短路时，在不同故障情况下，零序电流的幅值变化有什么特 点?
答：(1)因为线路的零序阻抗较正序阻抗大数倍(一般为3～3.5倍)，所以随着线路接
地故障点位置的变化，通过线路的零序电流变化陡度较相间故障时相电流的变化陡度大，故 障电流变化曲线如图1-5所示。

图中，1set I 为相间故障时的整定电流，2set I 为接地故障时的整定
电流。

并且，当线路末端接地故障对侧断路器三相跳闸后，线路零序电流通常都将有较大增长， 如图1-5中曲线3所示，只有个别小电源侧才可能反而下降。

这些特点对扩大零序电流保护瞬 时段保护范围十分有利。

(2)线路末端单相接地故障，对侧断路器单相先跳闸时，本侧零序电流变化不大。

线路 非全相运行过程中，非故障相末端又单相接地时，如果此时线路两侧电势角相差不大，通过 本侧的零序．电流也与线路全相运行时发生故障的情况相接近。

(3)当故障点综合零序阻抗大于综合正序阻抗时，单相接地故障零序电流大于两相短路 接地故障零序电流。

当零序阻抗小于正序阻抗时，则反之。

一般说，线路中点故障，单相接
地故障电流较大，而母线出口故障时，则情况不定。

(4)当线路出现不对称断相时，由于负荷电流的影响，将出现零序电流。

当断相点纵向 零序阻抗大于纵向正序阻抗时，单相断相零序电流小于两相断相时的零序电流。

(5)系统振荡时，接地故障点的零序电流0I 将随 振荡角的变化而变化。

当两侧电势角角差δ摆开到 ο180时，电流最小。

故障点越靠近振荡中心，零序电流 变化幅度越大，在振荡中心，两侧电势角差ο180时，最 小零序故障电流可以为零。

振荡时零序故障电流变化 曲线及其轨迹如图1-6所示。

图中，α为故障段正序阻 抗与系统纵向正序阻抗之比，)(0M E I 、)(0N E I 分别 为M E 、N E 在振荡且接地故障时所供的零序电流。

线路 断相情况下发生振荡，零序电流随振荡角的摆开而增 大，两侧电势角差ο180时为最大，如图1-7所示。

(6)接地故障时零序电流分布的比例关系，只与零序等值网络状况有关，与正、负序等 值网络的变化无关。

零序等值网络中，尤以中性点接地变压器的增减对零序电流分布关系影 响最大。

因此，尽量保持零序等值网络稳定，对改善接地保护的配合关系有利。

(7)故障电流中有直流分量时，也将反映于零序电流中，所以在接地保护的运用中，也 需要估计直流分量对保护的影响。

9．试分析接地故障时，零序电流与零序电压的相位关系。

答：接地故障时，零序电流与零序电压的相位关系只与变电所和有关支路的零序阻抗角 有关，与故障点有无过渡电阻无关。

(1)正方向接地故障。

图1-8为正方向接地故障时零序电流与零序电压的相量关系。

图1-8(a)中，k 点故障时，零序网络中线路
M 侧流过零序电流0M I &，母线M 侧零序电压 0
M U &为
00m M M Z I U &&-= (1-2) 式中 0m Z ——M 侧零序电源阻抗。

0m Z 主要决定于变电所中性点接地变压器的零序阻抗，所以阻抗角约在ο85以上。

零序电压
与零序电流相量关系如图1-8(b)所示，零序电压滞后零序电流约ο95。

(2)反方向接地故障。

图l-9为反方向接地故障时零序电流与零序电压相量关系。

图1-9(a)中，k 点故障时，M 侧保护的零序电流为对侧所供电流，即
0N M I I &&-= 如果线路上没有插入任何感应零序电压，则M 侧母线零序电压为
)()(0
000000L n M L n N M Z Z I Z Z I U +=+-=&&& (1-3) 式中 0n Z ——对侧变电所的零序电源阻抗；
0L Z ——线路零序阻抗。

00L n Z Z +主要决定于线路阻抗，所以其阻抗角约在ο80左右。

零序电流与零序电压相量关
系如图1-9(b)所示，零序电压超前零序电流ο80左右。

10．大接地电流系统接地短路时，电压、电流、功率的分布有什么特点?
答：大接地电流系统接地短路时，零序电流、零序电压和零序功率的分布与正序分量、负 序分量的分布有显著的区别。

主要特点如下。

(1)当系统任一点单相及两相接地短路时，网络中任何处的三倍零序电压(或电流)都
等于该处三相电压(或电流)的相量和，即C B A U U U U &&&&++=03或C
B A I I I I &&&&++=03。

(2)系统零序电流的分布与中性点接地的多少及位置有关。

图1-10为系统接地短路时的
零序等效网络。

单相接地短路时
)/(0210∑∑∑∑++=Z Z Z E I (1-4)
)/()(100120022002001T T T Z Z Z Z Z Z I I ++++= (1-5)
上两式中 ∑E ——电源的合成电动势；
10T Z 、20T Z ——变压器T1、T2的零序阻抗；
01Z 、02Z ——线路的零序阻抗。

当发电厂A 的变压器中性接地点增多时，10T Z 将减小，从而使0I 和01I 增大，02I 减小；反 之，0I 和01I 将减小，02I 增大。

如果发电厂B 的变压器中性点不接地，则∞=20T Z ，01I 也将增
大且等于0I 。

两相接地短路时，也可以得到同样的结论。

(3)故障点的零序电压0U 最高，变压器中性点接地处的电压为0。

保护安装处的电压A U 0
1001T Z I &-=，0I &超前于A
U 0&的相角约等于ο95。

(4)零序功率000U I S =。

由于故障点的电压0U 最高，所以故障点的0S 也最大。

愈靠近 变压器中性点接地处，0S 愈小。

在故障线路上，0S 是由线路流向母线。

11．平行线路之间的零序互感，对线路零序电流的幅值及与零序电压间的相量关系有什 么影响?
答：平行线路之间存在零序互感，当相邻平行线流过零序电流时，将在线路上产生感应 零序电势，对线路零序电流幅值产生影响，有时甚至改变零序电流与零序电压的相量关系。

(1)当相邻平行线发生接地故障时，零序电流变化曲线如图1-11所示。

由图可见，有时故 障点离本线路保护安装点电气距离越远，流过本线路保护的零序分支电流反而逐渐增大，如图
1-11
中的0M I 变化曲线；其分支系数)(00N
M F F I I K K '=也随故障点变远而逐渐增大。

图中平行 双回线间的互感均匀分布，在一侧断路器QF1三相断开的情况下，分支系数F K 直线上升。

(2)当相邻平行线停运检修并在两侧(或全线)接地时，电网接地故障线路通过零序电流 将在该停运线路中产生零序感应电流，此电流反过来也将在运行线路中产生感应电势，使线 路零序电流因之增大，相当于线路零序阻抗减小。

对平行双回线，减小的零序阻抗0Z 为 0
20
00L M L Z Z Z Z -= (1-6) 式中 0L Z ——线路无互感的零序阻抗。

M Z 0——平行双回线间的零序互感阻抗。

(3)当电气上与本线路相互绝缘的平行线上流过零序电流时，同样将在本线路产生零序 感应电流，并使电网各点出现相应的零序电压。

此时，该感应零序电流与零序电压的相位关 系将与本线路内部接地故障情况一样，其等值电路如图1-12所示。

在复杂电网中，电气上相 互连接的平行线路发生接地故障时，由于相邻线路零序互感的作用，有时也可能在某一非故 障线路上出现上述使两侧的0U 与0I 的相 位关系同为正方向的情况，从而妨碍零序 方向继电器正确判别故障方向。

12．什么情况下单相接地故障电流大于三相短路电流? 答：系统中21X X =，计算故障电流的公式如下
三相短路电流 1
)
3(1k k
k Z U I =
(1-7) 单接接地故障电流 0)
1(13k k I I =
123k k k
Z Z U += (l-8)
式中 k U ——故障前瞬间故障点对地电压； 1k Z ——故障点正序综合阻抗； 0k Z ——故障点零序综合阻抗。

由式(1-11)、式(1-12)可以看出
当 10k k Z Z >时， )
3(1)1(1k k I I <
10k k Z Z =时， )3(1)1(1k k I I =
10k k Z Z <时， )3(1)1(1k k I I >
也就是说，故障点零序综合阻抗0k Z 小于正序综合阻抗1k Z ，即10k k Z Z <时，单相接地故障电流 大于三相短路电流。

13．什么情况下两相接地故障的零序电流大于单相接地故障的零序电流? 答：接地故障时，计算零序电流的公式如下
单接接地故障时的零序电流 0
1)
1(02k k k k Z Z U I +=
(1-9) 两相接地故障的零序电流 0
1)
1.1(0
2k k k
k Z Z U I += (1-10)
从式(1-9)、式(1-10)可以看出
01k k Z Z <时， )1.1(0)1(0k k I I > 01k k Z Z =时， )1.1(0)1(0k k I I = 01k k Z Z >时， )1.1(0)1(0k k I I <
也就是说，故障点零序综合阻抗0k Z 小于正序综合阻抗1k Z ，即01k k Z Z >时，两相接地故障的零 序电流大于单相接地故障的零序电流。

14．中性点不接地系统中，由母线引出多回线路，试画出某线路单相接地时的对地电容电 流分布图。

答：如线路L3发生A 相接地时，即等于全网络A 相接地，此时电容电流分布如图1-13 所示。

由于各相对地的电容是沿线路均匀分布的，因此线路上的电容电流沿线是不相等的。

越
靠近线路末端，电容电流越小。

但由于保护装设在线路始端，因此可以认为各相对地电容电 流是集中参数。

流过各线路保护的3倍零序电流分别为
⎪⎪
⎭
⎪⎪⎬⎫+-=++==
+==+=)(33333321333032
22021
1101C C U I I I I C U I I I C U I I I ph C B A ph C B ph C B ωωω&&&&&&& (1-11)
式中 1C 、2C 、3C ——线路Ll 、L2、13的对
地电容； ph U ——工作相电压： ω——角频率，f πω2= f ——频率。

15，试述小接地电流系统单相接地的特 点。

当发生单相接地时，为什么可以继续运 行1～2h?
答：小接地电流系统发生单相接地时的 特点如下。

(1)当单相(如A 相)接地时，接地相 的对地电容0C 被短路，此时电流分布图与相 量图如图1-14所示。

由图1-14(b )可见，中性点的N U &上升为相电压(A
E &-)，A 、B 、C 三相对地电压为 ⎪⎪⎭
⎪⎪
⎬⎫=-==-==-οο&&&&&&&&&150150330j A A C C j A A B B A
e E E E U e E E E U U (1-12) 则接地相(A 相)电压为0，非接地相(B 、C 相)电压比正常相电压升高3倍。

零序电压 N
A C
B A U E U U U U &&&&&&=-=++=)(3
10 (1-13)
保护安装处各相电流(未计及负荷电流)为
)(C B B jX U I -=&& (1-14) )(C
C C jX U I -=&& (1-15) 0
21
fC X C π=
(1-16) ))()(C
C B C B A jX U U I I I -+=+-=&&&&& (1-17) 其有效值为
⎪⎭
⎪
⎬⎫===0033C U I C U I I ph A ph C B ωω (1-18)
式中 ph U ——相电压。

(2)非故障线路03I 的大小等于本线路的接地电容电流；故障线路03I 的大小等于所有非
故障线路的03I 之和，也就是所有非故障线路的接地电容电流之和。

(3)非故障线路的零序电流超前零序电压ο90；故障线路的零序电流滞后零序电压ο90；故 障线路的零序电流与非故障线路的零序电流相位相差ο180。

(4)接地故障处的电流大小等于所有线路(包括故障线路和非故障线路)的接地电容电 流的总和，并超前零序电压ο90。

根据小接地电流系统单相接地时的特点，由于故障点电流很小，而且三相之间的线电压 仍然对称，对负荷的供电没有影响，因此在一般情况下都允许再继续运行1～2h ，不必立即跳 闸，这也是采用中性点非直接接地运行的主要优点。

但在单相接地以后，其它两相对地电压 升高3倍，为了防止故障进一步扩大成两点多点接地短路，应及时发出信号，以便运行人 员采取措施予以消除。

16．小接地电流系统中，为什么采用中性点经消弧线圈接地?
答：中性点非直接接地系统发生单相接地故障时，接地点将通过接地线路对应电压等级 电网的全部对地电容电流。

如果此电容电流相当大，就会在接地点产生间歇性电弧，引起过 电压，从而使非故障相对地电压极大增加。

在电弧接地过电压的作用下，可能导致绝缘损坏， 造成两点或多点的接地短路，使事故扩大。

为此，我国采取的措施是：当各级电压电网单相 接地故障时，如果接地电容电流超过一定数值(35kV 电网为10A ，10kV 电网为10A ，3～6kV 电网为30A)，就在中性点装设消弧线圈，其目的是利用消弧线圈的感性电流补偿接地故障时 的容性电流，使接地故障电流减少，以致自动熄弧，保证继续供电。

17．什么是消弧线圈的欠补偿、全补偿、过补偿?
答：中性点装设消弧线圈的目的是利用消弧线圈的感性电流补偿接地故障时的容性电流， 使接地故障电流减少。

通常这种补偿有三种不同的运行方式，即欠补偿、全补偿和过补 偿。

(1)欠补偿。

补偿后电感电流小于电容电流，或者说补偿的感抗L ω大于线路容抗031
C ω， 电网以欠补偿的方式运行。

(2)过补偿。

补偿后电感电流大于电容电流，或者说补偿的感抗L ω小于线路容抗031
C ω， 电网以过补偿的方式运行。

(3)全补偿。

补偿后电感电流等于电容电流，或者说补偿的感抗L ω等于线路容抗
31
C ω， 电网以全补偿的方式运行。

18．中性点经消弧线圈接地系统为什么普遍采用过补偿运行方式?
答：中性点经消弧线圈接地系统采用全补偿时，无论不对称电压的大小如何，都将因发 生串联共振而使消弧线圈感受到很高的电压。

因此，要避免全补偿运行方式的发生，而采用 过补偿的方式或欠补偿的方式，但实际上一般都采用过补偿的运行方式，其主要原因如 下。

(1)欠补偿电网发生故障时，容易出现数值很大的过电压。

例如，当电网中因故障或其 它原因而切除部分线路后，在欠补偿电网中就可能形成全补偿的运行方式而造成串联共振，从 而引起很高的中性点位移电压与过电压，在欠补偿电网中也会出现很大的中性点位移而危及 绝缘。

只要采用欠补偿的运行方式，这一缺点是无法避免的。

(2)欠补偿电网在正常运行时，如果三相不对称度较大，还有可能出现数值很大的铁磁
共振过电压。

这种过电压是因欠补偿的消弧线圈(它的031
C L ωω>)和线路电容03C 发生铁磁
共振而引起。

如采用过补偿的运行方式，就不会出现这种铁磁共振现象。

(3)电力系统往往是不断发展和扩大的，电网的对地电容亦将随之增大。

如果采用过补 偿，原装的消弧线圈仍可以使用一段时期，至多由过补偿转变为欠补偿运行；但如果原来就 采用欠补偿的运行方式，则系统一有发展就必须立即增加补偿容量。

(4)由于过补偿时流过接地点的是电感电流，熄弧后故障相电压恢复速度较慢，因而接 地电弧不易重燃。

(5)采用过补偿时，系统频率的降低只是使过补偿度暂时增大，这在正常运行时是毫无 问题的；反之，如果采用欠补偿，系统频率的降低将使之接近于全补偿，从而引起中性点位 移电压的增大。

19．对称分量法所用的运算子α的含义是什 么?
答：我们知道，在数学中，31有三个根，即 1、2321j
+-
、2
3
21j -- (其中，1-=j )。

这三个根在实数轴(1)和复数轴(j )组成的直角坐
标系中的表示，如图1-15所示。

从图中可见，这三 个根的模值都是1，相位互差ο120。

为了书写简单起 见，令2321j +-=α，则2
3
212j --=α，这。