1  引言
    电网中性点经消弧线圈接地方式有如下优点：①降低了电网绝缘闪络（如雷击闪络）接地故障电流的建弧率，从而降低了线路跳闸率；②金属性接地故障可带单相接地运行，有利于电网的不间断供电，提高了供电可靠性；③降低了接地工频电流（即常称的残流）和地电位升高，减小了跨步电位差和接地电位差，减小了对低压设备的反击以及对信息系统的干扰等。
    应该肯定，消弧线圈自动跟踪补偿装置或自动调谐装置的发明，使消弧线圈的功能上了一个新台阶。但有文刊宣称消弧线圈自动跟踪补偿或自动调谐装置可“消除弧光接地过电压”。是不符合实际的。
2 两个重要概念
2.1自动跟踪补偿是在工频下实现的
    现行所有为消弧线圈设计的自动跟踪或自动调谐装置都是在电网工频（50Hz）下工作的，在高频振荡的过渡过程中，由于消弧线圈和电网电容两者的频率特性相差悬殊，是不可能互相补偿或调谐的。
2.2单相接地最危险时刻通过故障点的电流是高频振荡电流
    运行中的单相接地故障一般过程是间歇性电弧接地→稳定电弧接地→金属性接地。根据实测，间歇性电弧接地持续时间可达0.2-2s，频率可达300-3000 Hz；稳定电弧接地持续时间可达2-10 s；最后故障点被烧熔成为金属性接地，即所谓永久性故障接地。
    单相接地故障最危险的时刻发生在单相间歇性电弧接地阶段，此时在健康相（非故障相）上产生的弧光接地过电压最高可达3-4倍相电压，通过电弧接地故障点的高频振荡电流也最大，可达数百安培，时间虽短电弧危害却很大^{[1, 2]}。根据电工原理，电路从一种稳定状态过渡到另一种稳定状态时必须经过高频振荡过渡过程，这个过程时间虽短，振荡电流却可高出稳态电流很多倍，可能损坏元件。
    稳定电弧接地阶段和金属性接地阶段健康相（非故障相）的过电压较低，最大也只有2.3倍相电压，此时通过故障点的电流才是常说的工频电网电容电流或经消弧线圈自动跟踪补偿（或自动调谐）后的残流。
3 自动跟踪补偿装置不可能“消除弧光接地过电压”
    如上所述，单相间歇性电弧接地时刻通过故障点的电网电容电流和（有消弧线圈时）电感电流均是高频的，但这两者的频率特性完全不同，电容电流分量达到最大值时（数百安培），消弧线圈中的电感电流还没有，待电容电流衰减到稳态后消弧线圈才产生很大的饱和高频电流（数百安）。所以在单相间歇性电弧接地时刻消弧线圈中的电感电流分量和电网电容电流分量是不可能补偿或调谐的。
    实测中性点不接地系统和经消弧线圈接地系统的单相间歇性电弧接地时刻过电压一般达3-4倍相电压，这对正常绝缘（非弱绝缘）的设备是无危险的^{[2, 3]}。
    从物理概念上定性分析弧光过电压先后有四种假设，每种假设都是在前人基础上根据新的科学试验成果建立的。第一种假设是由德国的彼德逊（W·petersen）1917年提出的，根据通过接地故障点的高频电流分量过零熄弧建立；第二种假设是由美国的彼根斯（J·F·Peters）和斯列宾（J·Slepian）在1923年提出的，根据通过接地故障点的工频电流过零熄弧建立；第三种假设是由前苏联全苏电力科学研究院（ВНИИЭ）别列柯夫（Н·Н·БЕЛЯКОВ）在1954年提出的，根据“原故障相恢复电压为有限值”建立；第四种假设是由中国西安交通大学王秉钧教授在1997年提出的^[2]，是根据按通过接地故障点的总电流（不是高频或工频）过零熄弧和故障点恢复电压达到极大值时重燃而建立的。这些假设在电弧重燃及熄灭时刻的选择、中性点位移与恢复电压的关系等诸方面均有一些牵强，过电压数值最终还是以实测为准。
    运行经验和试验证明，消弧线圈的功能是降低单相接地的建弧率，前苏联多尔根诺夫（А.И.ДОЛГИНОВ）教授1958～1959年在西安交通大学讲学时指出：“（试验）证明，中性点消弧线圈接地系统中发生在健康相上的过电压倍数最大值仍与中性点不接地系统一样，只不过出现的概率更小而已”。“从一方面讲，消弧线圈减少了重燃次数，可能降低过电压，从另一方面讲，消弧线圈减少了故障点流过的电流可能使电弧不稳定燃烧（间歇性电弧），消弧线圈降低了故障相恢复电压的速度，容易使故障相电弧的重燃在对地电压最大时发生，这又会使过电压的数值增加”。
    总之，消弧线圈自动跟踪补偿或自动调谐装置是不能“消除弧光接地过电压”的，因此文献[5]中规定，66 kV及以下系统发生单相间歇性电弧接地故障时可产生过电压，过电压的高低随中性点接地方式不同而异。一般情况下最大过电压不超过下列数值：
    中性点不接地系统             3.5倍相电压
    中性点经消弧线圈接地系统     3.2倍相电压
    中性点经电阻接地系统         2.5倍相电压
    这对正常（标准）绝缘（非弱绝缘）是无危险的^{[2, 3]}。但对弱绝缘是有危险的，标准绝缘由于种种原因会老化，变为弱绝缘^[3]。
4 应因地制宜地选择电网的中性点接地方式
    世界各国电力系统的中性点接地方式都不尽相同，一个城市的同级电压中都有多种中性点接地方式。例如上海35 kV和10 kV电网的中性点接地方式就有经消弧线圈接地和经电阻器接地两种方式，北京的10 kV电网也是中性点经消弧线圈接地和电阻器接地并存，主要是根据自己的经验和传统，权衡利弊，因地制宜地选用。
    在电网发展的不同阶段不同中性点接地方式的“利弊”是不同的，在电网发展初期，电容电流较小，电网结构薄弱，一般以中性点不接地方式运行为宜。
    中性点不接地系统的缺点（弊病）是发生单相接地时的故障电流随着线路长度的增加和电力系统标称电压的提高而增大，这使高压长线路的电弧接地故障难以自动消除，有时甚至发展为两相短路故障。为解决这个问题，1910-1920年间，选择了两种解决方法：一是中性点经消弧线圈接地，以降低建弧率，减少跳闸；二是中性点直接接地或经电阻器接地，以快速将故障切除。这两种方法各具优缺点，对各国电力系统的中性点接地方式选择有着深远影响。
    二战后世界电力工业发展很快，20世纪60年代一些原有的配电电压等级由于不经济和线路走廊困难等原因需进行升压改造，由于绝缘水平的限制和降低过电压的需要，将中性点不接地和经消弧线圈接地方式改为经电阻器接地或直接接地方式。
    在20世纪80年代以后，配电网结构和运行环境发生了两大变化：① 配电网多条电缆同沟并形成环形或网格馈电，对用户供电也不再是带单相接地故障可运行几小时，而要靠电网结构和自动控制来保障。电网中性点不接地（绝缘）和经消弧线圈接地方式能带单相接地故障运行几小时的优点愈来愈小，而提出了快速准确选线断开单相接地故障线路，避免单相接地电弧引发多相短路的要求。② 各种型式的电子系统（包括计算机、通信设备、电子商务、控制系统、信息系统等，IEC标准中统称为信息系统）的应用不断扩大提高了对供电质量和可靠性的要求，同时也要求降低接地故障入地电流造成的地电位升高。
    为了适应这两大变化，法国从20世纪80年代开始就对对地电容电流小于50 A的20 kV电网采用中性点经120 Ω电阻器的接地方式，对地电容电流在50～200 A之间的则在电阻器旁并联补偿电抗器 (消弧线圈)^[6]。日本20 kV电网为电缆和架空线路混合电网，1950年以前一直采用中性点不接地方式，随着电缆长度的增加，为防止接地继电器的误动、拒动和中性点位移，改用经40～90 Ω低值电阻器接地方式，1969年改用经40-460 Ω电阻器接地方式，0.7 s短接460 Ω电阻器以确保迅速准确选线断开单相接地故障线路^[7]。
    中国从1949年之后统一规定66 kV及以下电网采用中性点不接地（绝缘）和经消弧线圈接地方式，这实际上是从前苏联过电压保护导则转过来的。前苏联电站部1954年制订了《导则》，但中间只公布过几个草案，一直未正式执行，直到1999年才由俄罗斯公布正式新导则^[3]。其中第五章《6～35 kV电网内过电压防护》关于6～35 kV电网中性点接地方式有了很大改动，列入了中性点不接地（绝缘）、谐振（经消弧线圈）接地、经电阻器接地三种方式，建议根据实际情况因地制宜地选用。
    同时还指出：“电弧过电压对正常（标准）绝缘是无危险的，但由于种种原因会使绝缘老化，变为弱绝缘（导则中曾多次强调，对运行10年以上的云母绝缘电动机要特别注意），过电压限制器ОПН（中国简称WGMOA）与电网中性点电阻器联合使用更有效”。一些“配电网、工企内部电网、以及发电厂厂用电系统……常有由单相接地引起的相间或两相故障，因高次谐波残流大，补偿电容电流困难。……这些电网中性点宜采用经电阻器接地方式，其电阻大约为全网对地容抗，可实现降低电弧过电压和铁磁谐振过电压”。
5  结论
    消弧线圈自动跟踪补偿或自动调谐装置使消弧线圈功能和应用上了一个新台阶，但其并不能“消除弧光接地过电压”。弧光接地过电压对正常（标准）绝缘（非弱绝缘）是没有危险的，以往对接地电流的危害的研究重视不够，需加强。
    各种中性点接地方式都有优点和缺点，选用应从实际出发，权衡利弊，不应按电压等级“一刀切”。

参考文献

[1]王秉钧. 太原供电局城北变电站事故分析报告[R]. 1997.
[2]西安交通大学高压技术教研组. 过电压及其保护[M]. 西安:西安交通大学出版社, 1961: 461.
[3] DL/T621-1997 . 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合[S].
[4]CLEMENT M, DANIEL D, BERGEAL J. Development in MV neutral control at EDF. CIRED, No. 2-14, 1991.
[5] 藤泽孝道(日本). 20 kV级配电设备的绝缘协调.電気评论.2000 （9）