电气类专业知识点--电力系统基础理论与基础知识.doc

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1、Four short words sum up what has lifted most successful individuals above the crowd: a little bit more.-author-date电气类专业知识点-电力系统基础理论与基础知识第三部分 电力系统基本理论与基础知识电力系统基础理论与基础知识1、什么是动力系统、电力系统、电力网络？答：通常把发电企业的动力设施、设备和发电、输电、变电、配电、用电设备及相应的辅助系统组成的电能热能生产、输送、分配、使用的统一整体称为动力系统；把由发电、输电、变电、配电、用电设备及相应的辅助系统组成的电能生产、输送、分配、

2、使用的统一整体称为电力系统；把由输电、变电、配电设备及相应的辅助系统组成的联系发电与用电的统一整体称为电力网络。2、电力工业生产的特点是什么？答：电力工业生产的特点是：(1)电力生产的同时性。发电、输电、供电、用电是同时完成的,电能不能大量储存。(2)电力生产的整体性。发电厂、变压器、高压输电线路、配电线路和用电设备在电网中形成一个不可分割的整体,缺少任一环节,电力生产都不可能完成,相反,任何设备脱离电网都将失去意义。(3)电力生产的快速性。电能输送过程迅速,其传输速度与光速相同,达到每秒30万公里,即使相距几万公里,发、供、用都是在一瞬间实现。(4)电力生产的连续性。电能质量需要实时、连续地

3、监视与调整。(5)电力生产的实时性。电网事故发展迅速,涉及面大,需要实时安全监视。(6)电力生产的随机性。由于负荷变化、异常情况及事故发生的随机性，电能质量的变化是随机的，因此，在电力生产过程中，需要实时调度，并需要实时安全监控系统随时跟踪随机事件，以保证电能质量及电网安全运行。3、现代电网有哪些特点?答：现代电网的特点是：(1)由坚强的超高压系统构成主网架。(2)各电网之间联系较强。(3)电压等级简化。(4)具有足够的调峰、调频、调压容量，能够实现自动发电控制。(5)具有较高的供电可靠性。(6)具有相应的安全稳定控制系统。(7)具有高度自动化的监控系统。(8)具有高度现代化的通信系统。(9)

4、具有适应电力市场运营的技术支持系统。(10)有利于合理利用能源。4、区域电网互联的意义与作用是什么?答：区域电网互联的意义与作用是：(1)可以合理利用能源，加强环境保护，有利于电力工业的可持续发展。(2)可安装大容量、高效能火电机组、水电机组和核电机组，有利于降低造价，节约能源，加快电力建设速度。(3)可以利用时差、温差，错开用电高峰，利用各地区用电的非同时性进行负荷调整，减少备用容量和装机容量。(4)可以在各地区之间互供电力、互通有无、互为备用，可减少事故备用容量，增强抵御事故能力，提高电网安全水平和供电可靠性。(5)能承受较大的冲击负荷，有利于改善电能质量。(6)可以跨流域调节水电，并在更

5、大范围内进行水火电经济调度，取得更大的经济效益。5、电网接线有哪几种方式? 各有哪些优缺点?答：电网主接线方式大致可分为有备用和无备用两大类。无备用接线方式包括单回的放射式、干线式、链式网络。有备用结线方式包括双回路的放射式、干线式、链式以及环式和两端供电网络。无备用接线方式：(a)放射式； (b)干线式； (c)链式有备用接线方式：(a)放射式；(b)干线式； (c)链式； (d)环式； (e)两端供电网络无备用接线方式的主要优点在于简单、经济、运行方便，主要缺点是供电可靠性差。因此这种结线不适用于一级负荷占很大比重的场合。但一级负荷的比重不大,并可为这些负荷单独设置备用电源时,仍可采用这种

6、结线。这种结线方式之所以适用于二级负荷是由于架空电力线路已广泛采用自动重合闸装置。有备用结线中,双回路的放射式、干线式、链式网络的优点在于供电可靠性和电压质量高,缺点是可能不够经济。因为双回路放射式结线,对每一负荷都以两回路供电,每回路分担的负荷不大,而在较高电压级网络中,往往由于避免发生电晕等原因,不得不选用大于这些负荷所需的导线截面积,以致浪费有色金属。干线式或链式结线所需的断路器等高压电器很多。有备用结线中的环式结线有与上列结线方式相同的供电可靠性,但却较它们经济,缺点为运行调度较复杂,且故障时的电压质量差。有备用结线中的两端供电网络最常见,但采用这种结线的先决条件是必须有两个或两个以上

7、独立电源,而且它们与各负荷点的相对位置又决定了采用这种结线的合理性。6、什么叫电磁环网? 对电网运行有何弊端? 什么情况下还不得不保留?答：电磁环网是指不同电压等级运行的线路,通过变压器电磁回路的联接而构成的环路。电磁环网对电网运行主要有下列弊端：(1)易造成系统热稳定破坏。如果在主要的受端负荷中心,用高低压电磁环网供电而又带重负荷时,当高一级电压线路断开后,其原来所带全部负荷将通过低一级电压线路(虽然可能不止一回)送出,容易出现超过导线热稳定电流的问题。(2)易造成系统动稳定破坏。正常情况下，两侧系统间的联络阻抗将略小于高压线路的阻抗。一旦高压线路因故障断开,系统间的联络阻抗将突然显著增大(

8、突变为两端变压器阻抗与低压线路阻抗之和,而线路阻抗的标么值又与运行电压的平方成正比),因而极易超过该联络线的暂态稳定极限,可能发生系统振荡。(3)不利于经济运行。500kV与220kV线路的自然功率值相差极大,同时500kV线路的电阻值(多为4400mm2导线)也远小于220kV线路（多为2240或1400mm2导线)的电阻值。在500/220kV环网运行情况下，许多系统潮流分配难于达到最经济。(4)需要装设高压线路因故障停运后联锁切机、切负荷等安全自动装置。但实践说明,安全自动装置本身拒动、误动影响电网的安全运行。一般情况中,往往在高一级电压线路投入运行初期,由于高一级电压网络尚未形成或网络

9、尚不坚强，需要保证输电能力或为保重要负荷而又不得不电磁环网运行。7、母线接线主要有几种方式?答：母线接线主要有以下几种方式：(1)单母线：单母线、单母线分段、单母线或单母线分段加旁路；(2)双母线：双母线、双母线分段、双母线或双母线分段加旁路；(3)三母线：三母线、三母线分段、三母线分段加旁路；(4)3/2接线、3/2接线母线分段；(5)4/3接线；(6)母线变压器发电机组单元接线；(7)桥形接线：内桥形接线、外桥形接线、复式桥形接线；(8)角形（环形）接线：三角形接线、四角形接线、多角形接线。8、常用母线接线方式有何特点?答：(1) 单母线接线：具有简单清晰、设备少、投资小、运行操作方便且有

10、利于扩建等优点,但可靠性和灵活性较差。当母线或母线隔离开关发生故障或检修时,必须断开母线的全部电源。(2) 双母线接线：具有供电可靠、检修方便、调度灵活或便于扩建等优点。但这种接线所用设备多（特别是隔离开关），配电装置复杂，经济性较差；在运行中隔离开关作为操作电器,容易发生误操作,且对实现自动化不便；尤其当母线系统故障时,须短时切除较多电源和线路,这对特别重要的大型发电厂和变电所是不允许的。(3) 单、双母线或母线分段加旁路：其供电可靠性高，运行灵活方便，但投资有所增加，经济性稍差。特别是用旁路断路器带路时，操作复杂，增加了误操作的机会。同时，由于加装旁路断路器，使相应的保护及自动化系统复杂化

11、。(4) 3/2及4/3接线：具有较高的供电可靠性和运行灵活性。任一母线故障或检修,均不致停电；除联络断路器故障时与其相连的两回线路短时停电外,其他任何断路器故障或检修都不会中断供电；甚至两组母线同时故障(或一组检修时另一组故障)的极端情况下,功率仍能继续输送。但此接线使用设备较多,特别是断路器和电流互感器,投资较大,二次控制接线和继电保护都比较复杂。(5) 母线变压器发电机组单元接线：具有接线简单,开关设备少,操作简便,宜于扩建，以及因为不设发电机出口电压母线,发电机和主变压器低压侧短路电流有所减小等特点。9、电力系统负荷分几类?各类负荷的频率电压特性如何?答：电力系统的负荷大致分为：同步电

12、动机负荷；异步电动机负荷；电炉、电热负荷；整流负荷；照明用电负荷；网络损耗负荷等类型。(1)有功负荷的频率特性：同(异)步电动机的有功负荷：与频率变化的关系比较复杂，与其所驱动的设备有关。当所驱动的设备是：球磨机、切削机床、往复式水泵、压缩机、卷扬机等设备时，与频率的一次方成正比。当所驱动的设备是：通风机、静水头阻力不大的循环水泵等设备时，与频率的三次方成正比。当所驱动的设备是：静水头阻力很大的给水泵等设备时，与频率的高次方成正比。电炉、电热；整流；照明用电设备的有功负荷：与频率变化基本上无关。网络损耗的有功负荷：与频率的平方成正比。(2)有功负荷的电压特性：同(异)步电动机的有功负荷：与电压

13、基本上无关(异步电动机滑差变化很小)。电炉、电热；整流；照明用电设备的有功负荷：与电压的平方成正比(其中：照明用电负荷与电压的1.6次方成正比，为简化计算，近似为平方关系)。网络损耗的有功负荷：与电压的平方成反比(其中：变压器的铁损与电压的平方成正比，因所占比例很小，可忽略)。(3)无功负荷的电压特性：异步电动机和变压器是系统中无功功率主要消耗者，决定着系统的无功负荷的电压特性。其无功损耗分为两部分：励磁无功功率与漏抗中消耗的无功功率。励磁无功功率随着电压的降低而减小,漏抗中的无功损耗与电压的平方成反比,随着电压的降低而增加。输电线路中的无功损耗与电压的平方成反比,而充电功率却与电压的平方成正

14、比。照明、电阻、电炉等因为不消耗无功,所以没有无功负荷电压静态特性。10、什么是电力系统综合负荷模型？其特点是什么？在稳定计算中如何选择？答：电力系统综合负荷模型是反映实际电力系统负荷的频率、电压、时间特性的负荷模型，一般可用下式表达：上式中,若含有时间T则反映综合负荷的动态特性,这种模型称为动态负荷模型（动态负荷模型主要有感应电动机模型和差分方程模型两种）；反之,若不含时间T,则称为静态负荷模型（静态负荷模型主要有多项式模型和幕函数模型两种，其中多项式模型可以看作是恒功率(电压平方项)、恒电流(电压一次方项)、恒阻抗(常数项)三者的线性组合）。电力系统综合负荷模型的主要特点是：具有区域性-每

15、个实际电力系统有自己特有的综合负荷模型，与本系统的负荷构成有关；具有时间性：即使同一个电力系统，在不同的季节，具体不同的综合负荷模型；不唯一性：研究的问题不同，采用的综合负荷模型也不同；在稳定计算中综合负荷模型的选择原则是：在没有精确综合负荷模型的情况下，一般按40%恒功率、60%恒阻抗计算。11、调速器在发电机功率-频率调整中的作用是什么？何谓频率的一次调整、二次调整与三次调整?答：调速器在发电机功率-频率调整中的作用是:当系统频率变化时,在发电机组技术条件允许范围内，自动地改变汽轮机的进汽量或水轮机的进水量,从而增减发电机的出力（这种反映由频率变化而引起发电机组出力变化的关系,叫发电机调速

16、系统的频率静态特性），对系统频率进行有差的自动调整。由发电机调速系统频率静态特性而增减发电机的出力所起到的调频作用叫频率的一次调整。系统负荷发生变化时,仅靠一次调整是不能恢复到系统原来运行频率的,即一次调整是有差调整。为了使系统频率维持不变,需要运行人员手动操作或调度自动化系统自动操作，以增减发电机组的发电出力,进而使频率恢复目标值,这种调整叫二次调整。频率二次调整后，使有功功率负荷按最优分配即经济负荷分配是电力系统频率的三次调整。12、什么是线路充电功率?答：由线路的对地电容电流所产生的无功功率称为线路的充电功率。每百公里线路的充电功率参考值如下表所示：电压（kV）分裂数充电功率（MVR）2

17、20113220215.73302385003905004100750420813、电网无功补偿的原则是什么?答：电网无功补偿的原则是：电网无功补偿应基本按分层分区和就地平衡原则考虑,并应能随负荷或电压进行调整,保证系统各枢纽变的电压在正常和事故后均能满足规定的要求，避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率。14、电力系统电压与频率特性的区别是什么?答：电力系统的频率特性取决于负荷的频率特性和发电机的频率特性（负荷随频率的变化而变化的特性叫负荷的频率特性。发电机组的出力随频率的变化而变化的特性叫发电机的频率特性），它是由系统的有功负荷平衡决定的，且与网络结构（网络阻抗）关系不大。在非振荡情况下

18、，同一电力系统的稳态频率是相同的。因此，系统频率可以集中调整控制。电力系统的电压特性与电力系统的频率特性则不相同。电力系统各节点的电压通常是不完全相同的，主要取决于各区的有功和无功供需平衡情况，也与网络结构（网络阻抗）有较大关系。因此，电压不能全网集中统一调整，只能分区调整控制。15、什么是系统电压监测点、中枢点？电压中枢点一般如何选择? 答：监测电力系统电压值和考核电压质量的节点,称为电压监测点。电力系统中重要的电压支撑节点称为电压中枢点。因此,电压中枢点一定是电压监测点,而电压监测点却不一定是电压中枢点。电压中枢点的选择原则是：(1)区域性水、火电厂的高压母线(高压母线有多回出线)；(2)

19、分区选择母线短路容量较大的220kV变电站母线；(3)有大量地方负荷的发电厂母线。16、影响系统电压的因素是什么?答：系统电压是由系统潮流分布决定的，影响系统电压的主要因素是：(1)由于生产、生活、气象等因素引起的负荷变化；(2)无功补偿容量的变化；(3)系统运行方式的改变引起的功率分布和网络阻抗变化。17、电力系统电压调整有哪些基本方式？ 电压调整有哪些方法？答：有三种基本调压方式：(1) 逆调压方式。如由中枢点供电至各负荷点的线路较长，各负荷的变化规律大体相同，则在最大负荷时提高中枢点电压以抵偿线路因最大负荷而增大的电压损耗，在最小负荷时降低中枢点电压以防止负荷点的电压过高。这种中枢点的调

20、压方式称为“逆调压”。采用逆调压时，高峰负荷时可将中枢点电压升高至105UN，低谷负荷时将其下降为UN。(2) 顺调压方式。如果负荷变动较小，线路电压损耗小，或用户处于允许电压偏移较大的农业电网，可采用“顺调压”方式。就是高峰负荷时允许中枢点电压略低，低谷负荷时允许中枢点电压略高。一般顺调压时，高峰负荷时的中枢点电压允许不低于102.5UN，低谷负荷时允许不高于107.5UN。(3) 恒调压方式。介于上述两种情况之间的中枢点，可采用“恒调压”方式，即在任何负荷下都保持中枢点电压为一基本不变得数值，如，102105UN。上述都是系统正常运行时的调压要求。系统发生故障时，对电压质量的要求允许适当降

21、低。电压调整的方法：电压调整，必须根据系统的具体要求，在不同的结点，采用不同的方法。(1) 增减无功功率进行调压，如发电机、调相机、并联电容器、并联电抗器调压。(2) 改变有功和无功的重新分布进行调压，如调压变压器、改变变压器分接头的调压。(3) 改变网络参数进行调压，如串联电容器、停投并列运行变压器的调压。18、什么叫不对称运行？产生的原因及影响是什么？答：任何原因引起电力系统三相对称（正常运行状况）性的破坏，均称为不对称运行。如各相阻抗对称性的破坏,负荷对称性的破坏,电压对称性的破坏等情况下的工作状态。非全相运行是不对称运行的特殊情况。不对称运行产生的负序、零序电流会带来许多不利影响。电力

22、系统三相阻抗对称性的破坏,将导致电流和电压对称性的破坏,因而会出现负序电流,如变压器中性点接地,还会出现零序电流。当负序电流流过发电机时,将产生负序旋转磁场,这个磁场将对发电机产生下列影响：(1)发电机转子发热；(2)机组振动增大；(3)定子绕组由于负荷不平衡出现个别相绕组过热。不对称运行时,变压器三相电流不平衡,每相绕组发热不一致,可能个别相绕组已经过热,而其它相负荷不大,因此必须按发热条件来决定变压器的可用容量。不对称运行时,将引起系统电压的不对称,使电能质量变坏,对用户产生不良影响。对于异步电动机,一般情况下虽不致于破坏其正常工作,但也会引起出力减小,寿命降低。例如负序电压达5%时,电动

23、机出力将降低1015%,负序电压达7%时,则出力降低达2025%。当高压输电线一相断开时,较大的零序电流可能在沿输电线平行架设的通讯线路中产生危险的对地电压,危及通讯设备和人员的安全,影响通讯质量,当输电线与铁路平行时,也可能影响铁道自动闭锁装置的正常工作。因此,电力系统不对称运行对通讯设备的电磁影响,应当进行计算,必要时应采取措施,减少干扰,或在通讯设备中,采用保护装置。继电保护也必须认真考虑。在严重的情况下,如输电线非全相运行时,负序电流和零序电流可以在非全相运行的线路中流通,也可以在与之相连接的线路中流通,可能影响这些线路的继电保护的工作状态,甚至引起不正确动作。此外,在长时间非全相运行

24、时,网络中还可能同时发生短路(包括非全相运行的区内和区外),这时,很可能使系统的继电保护误动作。此外,电力系统在不对称和非全相运行情况下,零序电流长期通过大地,接地装置的电位升高,跨步电压与接触电压也升高,故接地装置应按不对称状态下保证对运行人员的安全来加以检验。不对称运行时,各相电流大小不等,使系统损耗增大,同时,系统潮流不能按经济分配,也将影响运行的经济性。19、试述电力系统谐波产生的原因及其影响？答：谐波产生的原因：高次谐波产生的根本原因是由于电力系统中某些设备和负荷的非线性特性,即所加的电压与产生的电流不成线性(正比)关系而造成的波形畸变。当电力系统向非线性设备及负荷供电时,这些设备或

25、负荷在传递(如变压器)、变换(如交直流换流器)、吸收(如电弧炉)系统发电机所供给的基波能量的同时,又把部分基波能量转换为谐波能量,向系统倒送大量的高次谐波,使电力系统的正弦波形畸变,电能质量降低。当前,电力系统的谐波源主要有三大类。(1)铁磁饱和型：各种铁芯设备,如变压器、电抗器等,其铁磁饱和特性呈现非线性。(2)电子开关型：主要为各种交直流换流装置(整流器、逆变器)以及双向晶闸管可控开关设备等,在化工、冶金、矿山、电气铁道等大量工矿企业以及家用电器中广泛使用,并正在蓬勃发展；在系统内部,如直流输电中的整流阀和逆变阀等。(3)电弧型：各种冶炼电弧炉在熔化期间以及交流电弧焊机在焊接期间,其电弧的

26、点燃和剧烈变动形成的高度非线性,使电流不规则地波动。其非线性呈现电弧电压与电弧电流之间不规则的、随机变化的伏安特性。对于电力系统三相供电来说,有三相平衡和三相不平衡的非线性特性。后者如电气铁道、电弧炉以及由低压供电的单相家用电器等,而电气铁道是当前中压供电系统中典型的三相不平衡谐波源。谐波对电网的影响：谐波对旋转设备和变压器的主要危害是引起附加损耗和发热增加，此外谐波还会引起旋转设备和变压器振动并发出噪声，长时间的振动会造成金属疲劳和机械损坏。谐波对线路的主要危害是引起附加损耗。谐波可引起系统的电感、电容发生谐振，使谐波放大。当谐波引起系统谐振时，谐波电压升高，谐波电流增大，引起继电保护及自动

27、装置误动，损坏系统设备(如电力电容器、电缆、电动机等)，引发系统事故，威胁电力系统的安全运行。谐波可干扰通信设备，增加电力系统的功率损耗(如线损)，使无功补偿设备不能正常运行等,给系统和用户带来危害。限制电网谐波的主要措施有：增加换流装置的脉动数；加装交流滤波器、有源电力滤波器；加强谐波管理。20、何谓潜供电流?它对重合闸有何影响?如何防止?答：当故障相（线路）自两侧切除后,非故障相（线路）与断开相（线路）之间存在的电容耦合和电感耦合,继续向故障相（线路）提供的电流称为潜供电流。潜供电流对灭弧产生影响,由于此电流存在,将使短路时弧光通道去游离受到严重阻碍,而自动重合闸只有在故障点电弧熄灭且绝缘

28、强度恢复后才有可能成功。潜供电流值若较大，它将使重合闸失败。为了保证重合闸有较高的重合成功率,一方面可采取减小潜供电流的措施：如对500kV中长线路高压并联电抗器中性点加小电抗、短时在线路两侧投入快速单相接地开关等措施。另一方面可采用实测熄弧时间来整定重合闸时间。21、什么叫理论线损和管理线损?影响线损的因素有哪些?答：理论线损是在输送和分配电能过程中无法避免的损失,是由当时电力网的负荷情况和供电设备的参数决定的，这部分损失可以通过理论计算得出。管理线损是电力网实际运行中的其他损失和各种不明损失。例如由于用户电度表有误差,使电度表的读数偏小；对用户电度表的读数漏抄、错算,带电设备绝缘不良而漏电

29、；以及无表用电和窃电等所损失的电量。影响线损的因素：(1)管理制度不健全；(2)运行方式不尽合理；(3)无功补偿配置不合理；(4)网络结构不尽合理。22、电力系统暂态有几种形式? 各有什么特点?答：电力系统暂态过程有三种：即波过程、电磁暂态过程和机电暂态过程。波过程是运行操作或雷击过电压引起的过程。这类过程最短暂（微秒级），涉及电流、电压波的传播。波过程的计算不能用集中参数，而要用分布参数。电磁暂态过程是由短路引起的电流、电压突变及其后在电感、电容型储能元件及电阻型耗能元件中引起的过渡过程。这类过程持续时间较波过程长（毫秒级）。电磁暂态过程的计算要应用磁链守恒原理，引出暂态、次暂态电势、电抗及

30、时间常数等参数，据此算出各阶段短路的起始值及衰减时间特性。机电暂态过程是由大干扰引起的发电机输出电功率突变所造成的转子摇摆、振荡过程。这类过程既依赖于发电机的电气参数，也依赖于发电机的机械参数，并且电气运行状态与机械运行状态相互关联，是一种机电联合的一体化的动态过程。这类过程的持续时间最长（秒级）。23、什么叫波阻抗?答：电磁波沿线路单方向传播时，行波电压与行波电流绝对值之比称为波阻抗。其值为单位长度线路电感Lo与电容Co之比的平方根。Zc即为该线路的波阻抗或称特征阻抗。不同输电线路线路的波阻抗参考值如下表所示：电压（kV）分裂数波阻抗（）220137522023103302309500329

31、05004260750426024、什么叫自然功率?答：输电线路既能产生无功功率(由于分布电容)又消耗无功功率(由于串联阻抗)。当沿线路传送某一固定有功功率,线路上的这两种无功功率恰能相互平衡时,这个有功功率,叫做线路的“自然功率”或“波阻抗功率”,因为这种情况相当于在线路末端接入了一个线路波阻抗值的负荷。若传输的有功功率低于此值,线路将向系统送出无功功率；而高于此值时,则将吸收系统的无功功率。各电压等级线路的自然功率参考值如下表所示：电压（kV）分裂数自然功率（MW）2201130220215733023505003925500410007504215025、电力系统有哪些大扰动?答：电力系

32、统大扰动主要指：各种短路故障、各种突然断线故障、断路器无故障跳闸、非同期并网（包括发电机非同期并列）；大型发电机失磁、大容量负荷突然启停等。26、中性点接地方式有几种?什么叫大电流、小电流接地系统?其划分标准如何?答：我国电力系统中性点接地方式主要有两种，即：(1)中性点直接接地方式(包括中性点经小电阻接地方式)。(2)中性点不接地方式（包括中性点经消弧线圈接地方式）。中性点直接接地系统（包括中性点经小电阻接地系统)，发生单相接地故障时，接地短路电流很大，这种系统称为大接地电流系统。中性点不接地系统（包括中性点经消弧线圈接地系统），发生单相接地故障时，由于不构成短路回路，接地故障电流往往比负荷

33、电流小得多，故称其为小接地电流系统。划分标准在我国为：X0/X145的系统属于大接地电流系统，X0/X145的系统属于小接地电流系统。注：X0为系统零序电抗，X1为系统正序电抗。27、大、小电流接地系统,当发生单相接地故障时各有什么特点?两种接地系统各用于什么电压等级?答：中性点运行方式主要分两类，即直接接地和不接地。直接接地系统供电可靠性低。这种系统中发生单相接地故障时,出现了除中性点外的另一个接地点,构成了短路回路,接地相电流很大,为了防止损坏设备,必须迅速切除接地相甚至三相。不接地系统供电可靠性高,但对绝缘水平的要求也高。因这种系统中发生单相接地故障时,不构成短路回路,接地相电流不大,不

34、必立即切除接地相,但这时非接地相的对地电压却升高为相电压的倍。在电压等级较高的系统中,绝缘费用在设备总价格中占相当大比重,降低绝缘水平带来的经济效益非常显著，一般就采用中性点直接接地方式,而以其它措施提高供电可靠性。反之，在电压等级较低的系统中，一般就采用中性点不接地方式以提高供电可靠性。在我国,110千伏及以上的系统采用中性点直接接地方式,60千伏及以下系统采用中性点不直接接地方式。28、什么是对称分量法? 答：由线性数学计算可知：三个不对称的相量，可以唯一地分解为三组对称的相量（分量）。因此，在线性电路中，系统发生不对称短路时，将网络中出现的三相不对称的电压和电流,分解为正、负、零序三组对

35、称分量，分别按对称三相电路去解,然后将其结果叠加起来。这种分析不对称的三相电路的方法叫对称分量法。29、什么是电力系统序参数?零序参数有何特点?与变压器接线组别、中性点接地方式、输电线架空地线、相邻平行线路有何关系? 答：对称三相电路中,不同相序的电流流过时,所遇到的阻抗是不同的，然而同一相序的电压和电流间,仍符合欧姆定律。任一元件两端的相序电压与流过该元件的相应的相序电流之比,称为该元件的序参数（阻抗）。负序电抗是由于发电机转子运动反向的旋转磁场所产生的电抗，对于静止元件（变压器、线路、电抗器、电容器等）不论旋转磁场是正向还是反向，其产生的电抗是没有区别的，所以它们的负序电抗等于正序电抗。但

36、对于发电机，其正向与反向旋转磁场引起的电枢反应是不同的，反向旋转磁场是以两倍同步频率轮换切割转子纵轴与横轴磁路，因此发电机的负序电抗是一介于X及X的电抗值，远远小于正序电抗Xd。零序参数（阻抗）与网络结构，特别是和变压器的接线方式及中性点接地方式有关。一般情况下，零序参数（阻抗）及零序网络结构与正、负序网络不一样。对于变压器，零序电抗则与其结构(三个单相变压器组还是三柱变压器)、绕组的连接(或Y)和接地与否等有关。当三相变压器的一侧接成三角形或中性点不接地的星形时,从这一侧来看,变压器的零序电抗总是无穷大的。因为不管另一侧的接法如何,在这一侧加以零序电压时,总不能把零序电流送入变压器。所以只有

37、当变压器的绕组接成星形,并且中性点接地时,从这星形侧来看变压器,零序电抗才是有限的（虽然有时还是很大的）。对于输电线路,零序电抗与平行线路的回路数,有无架空地线及地线的导电性能等因素有关。零序电流在三相线路中是同相的,互感很大,因而零序电抗要比正序电抗大,而且零序电流将通过地及架空地线返回,架空地线对三相导线起屏蔽作用,使零序磁链减少,即使零序电抗减小。平行架设的两回三相架空输电线路中通过方向相同的零序电流时，不仅第一回路的任意两相对第三相的互感产生助磁作用,而且第二回路的所有三相对第一回路的第三相的互感也产生助磁作用,反过来也一样。这就使这种线路的零序阻抗进一步增大。30、什么情况下单相接地

38、电流大于三相短路电流?答：故障点零序综合阻抗Zk0小于正序综合阻抗Zk1时，单相接地故障电流大于三相短路电流。例如：在大量采用自耦变压器的系统中，由于接地中性点多，系统故障点零序综合阻抗Zk0往往小于正序综合阻抗Zk1，这时单相接地故障电流大于三相短路电流。31、小电流接地系统中,为什么采用中性点消弧线圈接地?消弧线圈有几种补偿方式?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，

39、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，36kV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。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，或者说补偿的感抗大于线路容抗，电网以欠补偿的方式运行。(2)全补偿。补偿后电感电流等于电容电流，或者说补偿的感抗等于线

40、路容抗，电网以全补偿的方式运行（实际此方式电网处于谐振状态，不能正常运行）。(3)过补偿。补偿后电感电流大于电容电流，或者说补偿的感抗小于线路容抗，电网以过补偿的方式运行。32、什么叫电力系统的稳定运行?电力系统稳定共分几类?答：当电力系统受到扰动后，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稳定状态运行，即谓电力系统稳定运行。电力系统的稳定从广义角度来看，可分为：（1）发电机同步运行的稳定性问题（根据电力系统所承受的扰动大小的不同，又可分为静态稳定、暂态稳定、动态稳定三大类）；（2）电力系统无功不足引起的电压稳定性问题；（3）电力系统有功功率不足引起的频率稳定性问题。33

41、、各类稳定的具体含义是什么？答：各类稳定的具体含义是：（1）电力系统的静态稳定是指电力系统受到小干扰后不发生非周期性失步，自动恢复到起始运行状态。（2）电力系统的暂态稳定是指系统在某种运行方式下突然受到大的扰动后，经过一个机电暂态过程达到新的稳定运行状态或回到原来的稳定状态。（3）电力系统的动态稳定是指电力系统受到干扰后不发生振幅不断增大的振荡而失步。主要有：电力系统的低频振荡、机电耦合的次同步振荡、同步电机的自激等。（4）电力系统的电压稳定是指电力系统维持负荷电压于某一规定的运行极限之内的能力。它与电力系统中的电源配置、网络结构及运行方式、负荷特性等因素有关。当发生电压不稳定时，将导致电压崩

42、溃，造成大面积停电。（5）频率稳定是指电力系统维持系统频率与某一规定的运行极限内的能力。当频率低于某一临界频率，电源与负荷的平衡将遭到彻底破坏，一些机组相继退出运行，造成大面积停电，也就是频率崩溃。34、保证和提高电力系统静态稳定的措施有哪些?答：电力系统的静态稳定性是电力系统正常运行时的稳定性，电力系统静态稳定性的基本性质说明，静态储备越大则静态稳定性越高。提高静态稳定性的措施很多，但是根本性措施是缩短“电气距离”。主要措施有：（1）减少系统各元件的电抗：减小发电机和变压器的电抗，减少线路电抗（采用分裂导线）；（2）提高系统电压水平；（3）改善电力系统的结构；（4）采用串联电容器补偿；（5）

43、采用自动调节装置；（6）采用直流输电。在电力系统正常运行中，维持和控制母线电压是调度部门保证电力系统稳定运行的主要和日常工作。维持、控制变电站、发电厂高压母线电压恒定，特别是枢纽厂（站）高压母线电压恒定，相当于输电系统等值分割为若干段，这样每段电气距离将远小于整个输电系统的电气距离，从而保证和提高了电力系统的稳定性。35、提高电力系统的暂态稳定性的措施有哪些?答：提高静态稳定性的措施也可以提高暂态稳定性，不过提高暂态稳定性的措施比提高静态稳定性的措施更多。提高暂态稳定性的措施可分成三大类：一是缩短电气距离，使系统在电气结构上更加紧密；二是减小机械与电磁、负荷与电源的功率或能量的差额并使之达到新

44、的平衡；三是稳定破坏时，为了限制事故进一步扩大而必须采取的措施，如系统解列。提高暂态稳定的具体措施有：（1）继电保护实现快速切除故障；（2）线路采用自动重合闸；（3）采用快速励磁系统；（4）发电机增加强励倍数；（5）汽轮机快速关闭汽门；（6）发电机电气制动；（7）变压器中性点经小电阻接地；（8）长线路中间设置开关站；（9）线路采用强行串联电容器补偿；（10）采用发电机线路单元结线方式；（11）实现连锁切机；（12）采用静止无功补偿装置；（13）系统设置解列点；（14）系统稳定破坏后，必要且条件许可时，可以让发电机短期异步运行，尽快投入系统备用电源，然后增加励磁，实现机组再同步。 36、采用单相

45、重合闸为什么可以提高暂态稳定性?答：采用单相重合闸后，由于故障时切除的是故障相而不是三相,在切除故障相后至重合闸前的一段时间里,送电端和受电端没有完全失去联系（电气距离与切除三相相比,要小得多），如图所示,这就可以减少加速面积，增加减速面积，提高暂态稳定性。图中：为故障前的功角特性曲线；为切除一相后的功角特性曲线；为一相故障后的功角特性曲线。0为故障开始时刻的功角；q为故障切除时刻的功角；H为单相重合时刻的功角。37、什么叫同步发电机的同步振荡和异步振荡?答：同步振荡：当发电机输入或输出功率变化时，功角将随之变化，但由于机组转动部分的惯性，不能立即达到新的稳态值，需要经过若干次在新的值附近振荡

46、之后，才能稳定在新的下运行。这一过程即同步振荡，亦即发电机仍保持在同步运行状态下的振荡。异步振荡：发电机因某种原因受到较大的扰动，其功角在0360之间周期性地变化，发电机与电网失去同步运行的状态。在异步振荡时，发电机一会工作在发电机状态，一会工作在电动机状态。38、如何区分系统发生的振荡属同步振荡还是异步振荡？答：异步振荡的明显特征是，系统频率不能保持同一个频率，且所有电气量和机械量波动明显偏离额定值。如发电机、变压器和联络线的电流表，功率表周期性地大幅度摆动；电压表周期性大幅摆动，振荡中心的电压摆动最大，并周期性地降到接近于零；失步的发电厂间的联络线的输送功率往复摆动；送端系统频率升高，受端

47、系统的频率降低并有摆动。同步振荡时，其系统频率能保持相同，各电气量的波动范围不大，且振荡在有限的时间内衰减从而进入新的平衡运行状态。39、系统振荡事故与短路事故有什么不同？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)振荡时系统三相是对称的；而短路时系统可能三相不对称。40、引起电力系统异步振荡的主要原因是什么?系统振荡时一般现象是什么?答：引起系统振荡的原因有：(1)电力线路输送功率超过极限值造成静态稳定破坏；(2)电网发生短路故障，切除大容量的发电、输电或变电设备，负荷瞬