对消弧线圈“消除弧光接地过电压”的异议.
消弧线圈“消除弧光接地过电压”的异议
消弧线圈“消除弧光接地过电压”的异议有一些杂志多年多次报道：消弧线圈自动跟踪补偿或自动调谐能“消除弧光接地过电压”等等，实属误导。
首先应肯定的是，发明和制造出消弧线圈自动跟踪补偿或叫自动调谐，使消弧线圈功能和应用上了一个新台阶。
电网中性点经消弧线圈接地方式的优点是：(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，减少了线路跳闸率;(2)金属性接地故障时，可带单相接地运行，改善了电网不间断供电，提高了供电可靠性;(3)接地工频电流(即常称的残流)小，降低了地电位升高，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。
这些优点是众所周知的，本文就不再赘述。
1现行消弧线圈自动跟踪补偿或自动调谐是在工频下完成的现行所有消弧线圈设计的自动跟踪或自动调谐都是在电网工频(50Hz)下完成的。
而在高频振荡过渡过程中，由于消弧线圈和电网电容这两者频率特性相差悬殊，两者是不可能互相补偿或调谐的。
2单相间歇性电弧接地时刻通过接地故障点的总电流是高频振荡电流运行中单相接地情况，一般是：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300～3000Hz;然后呈稳定电弧接地，持续时间可达2～10s;最后，故障点导线被烧熔成为金属性接地，即所谓永久性故障接地。
最危险的情况是，发生在单相间歇性电弧接地时刻，在健康相(非故障相)上发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最大(可达数百安培)，时间虽短，电弧危害很大[1，2]。
从电工原理可知，在电路内从一种稳定状态过渡到另一种稳定状态，必须经高频振荡过渡过程，时间虽短，振荡电流可达到高出稳态下的很多倍，其结果可能损坏或破坏元件。
在稳定电弧接地和金属性接地阶段，健康相(非故障相)上发生的过电压较低，最大才达2.3倍相电压，通过故障点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消弧线圈自动跟踪补偿或自动调谐是不可能“消除弧光接地过电压”如前所述，在单相间歇性电弧接地时刻，过渡过程通过接地故障点的电网电容电流分量和(有消弧线圈时)电感电流分量均是高频的。
浅谈10千伏配电网由消弧线圈接地改造为小电阻接地的实现方法
科技风2019年3月水利电力DOI：10.19392/ki.1671-7341.201907143浅谈10千伏配电网由消弧线圈接地改造为小电阻接地的实现方法董辉陈龙国网上海金山供电公司上海200540摘要！10千伏配电网由消弧线圈接地系统改造为小电阻接地系统过程中，如何利用现有设备以及如何整定保护定值是一个 难点。
本文结合实际工程，针对变电站侧、开关站侧、用户侧的设备，提出一套可行的实现方案，并给出零序电流保护的整定值。
关键词：配电网；小电阻接地系统；零序电流保护随着10千伏配电网中电容电流不断增大，消弧线圈熄灭接 地电弧能力降低，单相接地故障容易演变为相间短路故障;此 外，消弧线圈接地系统会产生较高过电压倍数的弧光接地过电 压和铁磁谐振过电压。
在此背景下，小电阻接地系统依靠零序 电流保护快速切除故障得到广泛应用。
在小电阻改造过程中，考虑到工程成本，如何最大化利用现有设备将是一个难点。
本 文通过对现场设备的研究，针对变电站设备、开关站设备以及用 户端设备，分别给出不同的解决方案。
最后，本文根据相关规定 的要求，提出一套可行的配电网零序电流保护的整定方案。
1金山地区10千伏配电网的典型接线方式金山地区10千伏配电网采用辐射型网络，中间通过联络 杆刀或者联络杆上开关联络，开环运行。
10千伏出线一般供开 关站、小区站、杆上变压器、用户自配变等。
常见接线方式如下 图所示。
210千伏配电网小电阻接地系统改造的实现方式经小电阻改造后，配电网中发生单相接地故障时，电网中 将有零序电流流通，因此，相对应的接地变压器以及零序电流 保护装置需要安装，具体实现方式如下。
变电站:改造前10千伏配电网为消弧线圈接地，没有零序 电流的流通回路，因此，需要在站内增加接地变压器；由于站内 都配置微机保护装置，该装置里具有零序电流保护功能，功能 开通即可，无需额外增加二次设备。
下级开关站:开关站内配置微机保护装置，该装置里具有 零序电流保护功能，功能开通即可。
弧光接地过电压的产生及防治措施
弧光接地过电压的产生及防治措施1 弧光接地过电压的产生单相弧光接地引起的过电压主要发生在中性点不接地的配电网中。
若系统较小，线路较短时，流经接地故障点的接地电流也不大，许多临时性的单相弧光接地故障(如雷击、鸟害等)，故障过后一般能够迅速熄弧，系统也很快恢复正常。
但是随着系统的发展和电压等级的升高，线路的增长和工作电压的升高，单相接地故障电流也随之增大，以致许多弧光接地故障变得不能自动熄灭。
当接地故障电流又不至于大到形成稳定电弧的程度，就可能出现电弧时燃时灭的不稳定状态。
这种间歇性电弧现象引起了电力网运行状态的瞬息改变，因为接地时非故障相电压的突然升高而电弧熄灭时电压又会降低，在这两相的对地电容和线路电感之间存在一个充放电过程，亦即在电容上的电场能量重新分配的过程中会出现电磁能量的振荡。
从而在非故障相以及故障相中产生遍及全系统的严重的暂态过程过电压，这就是弧光接地过电压。
当中性点非直接接地系统发生单相金属性接地时，非故障相电压幅值可达√3倍相电压。
当发生间歇性弧光接地时，由于不稳定的间歇性电弧多次不断的熄灭和重燃，在故障相和非故障相的电感电容回路上会引起高频振荡过电压，实测表明非故障相的过电压幅值最高可达3.5倍相电压。
2 弧光接地过电压的抑制方法间歇性弧光接地引起的弧光接地过电压是电气设备绝缘的主要威胁之一。
弧光接地过电压作用时间一般较长，且遍及整个电网，若不及时采取措施，可能危及设备绝缘，引起相间短路，使事故扩大。
大量的运行经验表明，在发生单相间歇性弧光接地时，系统运行几秒钟最多几分钟后故障就会扩大。
弧光接地过电压对电力系统的危害主要表现在以下几个方面：①随着我国电网的发展，具有固体绝缘的电缆电路在城市电网所占的比重越来越大。
固体绝缘不具有自恢复性，且对不完全击穿具有积累效应，故当系统发生单相弧光接地时，在最高可达3.5倍过电压的持续作用下，造成电气绝缘的积累性损伤，容易在非故障相的绝缘薄弱环节造成对地击穿，进而发展成为相间短路事故。
配电网单相弧光接地过电压事故分析及其一例
51科技资讯 SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION动力与电气工程DOI：10.16661/ki.1672-3791.2018.30.051配电网单相弧光接地过电压事故分析及其一例①殷一洲 周力(苏州供电公司 江苏苏州 215000)摘 要：为保证配电网供电可靠性，长期以来配电网采用非直接接地方式运行，该方式下单相接地故障时，故障相流过所有非故障相的对地电容电流。
随着配电网的发展，配电系统中电力电缆的广泛使用使得其对地电容电流剧增，尽管采用中性点加装消弧线圈可对电容电流进行补偿，但由于消弧线圈补偿能力有限，部分地区消弧线圈实际运行在欠补偿状态。
由于较大的电容电流不利于接地点熄弧，由接地弧光的熄灭和复燃而导致的间歇性弧光不仅会引起设备过电压，还容易造成高频谐振等问题，危害设备的运行。
本文结合某地区配电网发生的一起单相接地引起的连锁跳闸事故，分析了事故原因，探讨了弧光接地过电压易造成的严重危害，同时给出了合理化的建议。
关键词：配电网 接地方式 间歇性弧光 过电压中图分类号：TM8 文献标识码：A 文章编号：1672-3791(2018)10(c)-0051-03随着我国人民生活水平的提高和城市经济的发展，供电可靠性高、占地面积小、运行故障率较低的电缆线路逐步取代了架空线路成为配电网中采用的主要线路形式。
然而电缆线路存在较大的对地分布电容，这种对地电容一方面能对系统进行无功补偿，提高功率因数和输电效率，另一方面也使弧光接地过电压事故发生的概率和危害大大增加。
本文首先分析了弧光接地过电压产生的原因和危害，并以实际运行系统中发生的一起事故案例来介绍弧光接地过电压可能引发的设备损害和对外失电，最后根据现阶段运行情况，提出了若干合理化的建议。
1 弧光接地过电压事故发生的基本原理根据运行经验，在配电网中，线路发生事故的可能性远较其他设备为大，在线路事故中又包括短路事故和断路事故两大类，其中单纯的短路事故或者伴有断路的短路事故占80％以上。
间歇电弧接地过电压形成过程及其防护
间歇电弧接地过电压形成过程及其防护在10KV中性点不接地系统中，当发生一相对地短路故障时，常出现电弧，由于系统中存在电容和电感，此时可能引起线路某一部分的振荡，当电流振荡零点或工频零点时，电弧可能暂时熄灭，之后事故相电压升高后，电弧则可能重燃，这种现象为间歇性电弧接地。
单相电间歇弧接地是威胁电力系统安全、稳定和可靠运行的最主要和最直接因素。
而中性点的接地方式，直接影响到单相弧光接地的产生和限制力度。
根据我国的传统设计经验，在10KV电力系统普遍采用中性点不接地方式。
防范措施：解决过电压以及发电机的单相接地电流的问题。
（1）改变10KV系统中性点的接地方式:片区电力系统中性点目前采用的是不接地运行方式。
中性点采用消弧线圈接地，应该不失为行之有效的措施之一。
消弧线圈是一个铁芯可调节的电感线圈，将它装设于热电厂发电机或即将新建的35KV变电站变压器的中性点，这样片区10KV系同一旦发生单相接地时，可形成一个与接地电流大小近似相等、方向相反的电感电流与容性接地电流相补偿，从而达到限制接地电流，避免在接地点形成弧光。
同时即使是运行方式发生变化，使消弧线圈的补偿度或脱谐度发生变化，而产生弧光接地，燃弧后电容的充放电电流要经过消弧线圈流回，而不会在故障点形成多次弧光重燃，这样就有效地避免了接地点的间歇性燃弧，达到限制弧光过电压的目的。
（2）选择合适的过电压保护装置和加装消弧柜：片区10KV系统面临的过电压不仅仅是单相弧光接地过电压，对于雷电过电压、操纵过电压、谐振过电压等等仍然是存在的。
因此公道的选择和设置过电压保护装置，对于现有的片区电力网来说显得异常重要。
采用避雷器作为过电压吸收装置，还是目前电力系统的潮流和主要措施。
目前大多热电厂都加装消弧柜，将单相弧光接地变为直接接地。
（3）加强尽缘薄弱环节的绝缘热电厂一次设备的绝缘相对较为薄弱，主要是由于粉尘污染造成部分绝缘子污闪以及高湿度的环境空气降低了有效绝缘水平。
35 kV系统弧光接地过电压的危害及解决办法
35 kV系统弧光接地过电压的危害及解决办法达3.5。
在单相接地事故中，通过弧光的电流乃是健全相对地电容电流的总和。
为了减小故障总电流，往往采用消弧线圈。
装设消弧线圈后，接地点残流不超过10 A，接地电弧便不能维持，会自行熄灭。
据了解，上述4个事故变电站，只有一个站消弧线圈没投运，该站10 kV母线电容电流高达82 A，远远高于规程的允许值10A。
其它3个站消弧线圈在投运，但由于是根据理论计算值来调整消弧线圈分头的，误差大，脱谐度不满足要求，当发生单相接地时，故障点残流仍大于10 A，接地电弧不能自熄，仍产生较高倍数的弧光接地过电压，消弧线圈没有发挥应有的作用，形同虚设。
比如，有的变电站10 kV系统电容电流理论计算值为43 A，但实际测试电流却高达96A。
3 解决办法 3.1 装设消弧线圈 为保证接地电弧自熄，10～35 kV中性点不接地系统电容电流超过10 A时，一律应装设消弧线圈。
3.2 加强消弧线圈的管理工作 消弧线圈的分头调整，不能仅仅依据理论计算值，应根据实测电容电流值来调整。
否则，由于计算误差大，造成消弧线圈发挥不了应有的作用，形同虚设；更为严重的是，有可能造成消弧线圈欠补偿，形成谐振过电压，从而产生负作用。
容性电流测试工作应定期开展，测试方法可采用外加电容法，简便有效，适合现场应用。
3.3 消弧线圈技术发展较快，需认真对待选型 老式手动消弧线圈除需停电调分头，不能自动跟踪补偿电网电容电流等缺点外，脱谐度也很难保证在10%以内，其运行效果不能令人满意。
据国内外资料统计分析表明，采用老式手动消弧线圈补偿的电网，单相接地发展成相间短路的事故率在20%～40%之间，比采用自动跟踪补偿的电网高出3倍以上。
因此，新上消弧线圈应装设自动跟踪补偿的消弧线圈。
目前，自动消弧线圈有四大类：(1) 用有载分接开关调节消弧线圈的分接头；(2) 调节消弧线圈的铁心气隙；(3) 直流助磁调节；(4) 可控硅调节消弧线圈。
5.26有哪些可行措施,能够抑制弧光接地过电压？
有哪些可行措施，能够抑制弧光接地过电压？弧光接地过电压是对我国配电网常见的接地故障，对电力系统的危害很大。
因此，及时采取有效的措施抑制弧光接地过电压非常重要。
那么，如何有效抑制弧光接地过电压提高电力系统的供电可靠性？根据大量的弧光接地过电压事故分析和研究，目前限制弧光接地电压的措施主要有以下几类：（1）中性点直接接地或中性点经小电阻接地采用中性点直接接地或经小电阻接地方式能够解决消弧线圈正常运行中带来的问题，缓解了弧光接地时的过电压，但却加大了单相接地时的故障电流，可能使故障电流直接作用于保护装置动作跳闸，不能保障供电的可靠性。
（2）中性点经非线性电阻接地能有效降低过电压水平，保留了单相接地时供电不中断的优点，同时对设备的短路冲击小，而且对非线性电阻的热容量要求不高。
但是由于常用的氧化锌非线性电阻导通电压不为零，装置动作后不能保证立即熄灭电弧和重燃：电弧一旦熄灭并不再重燃，则系统电容电流将全部流过氧化锌非线性电阻，氧化锌非线性电阻也只能维持很短的时间，仍不能避免被迫停电。
（3）中性点经高电阻接地高阻接地适用于于我国中性点非直接接地系统。
中性点经高电阻电阻接地后，可以限制电感电容之间的电磁振荡，从而有效抑制电弧接地过电压，同时不会像小电阻接地一样降低系统的可靠性。
当中性点经大电阻接地时，故障电流仍然可以限制在较小的水平上，系统不用跳闸，可以继续运行。
但是高电阻接地适用范围有限，只宜在规模较小的10kV及以下电网中应用。
（3）中性点经消弧线圈接地当发生单相接地故障时，消弧线圈将产生与接地电流反相的电感电流，补偿电容电流，使得接地电流变小接近于零，从而消除接地故障点的电弧以及由它产生的危害。
此外，当接地电弧熄灭后，由于消弧线圈的存在还可显著减小故障相电压的恢复速度，减小电弧重燃的可能性，使单相接地故障自动消除。
（4）中性点接LXQ一次消谐器LXQ一次消谐装置是安装在中性点与地之间的一种非线性阻尼消谐电阻器，适用于电压互感器中性点的非线性电阻消谐阻尼器。
垃圾焚烧发电厂发电机及厂用电系统中性点接地方式探讨
垃圾焚烧发电厂发电机及厂用电系统中性点接地方式探讨摘要：不同电压等级的电力系统，其中性点的接地方式是不同的。
在焚烧垃圾发电厂设计中，应该对发电机及厂用电系统的中性点接地方式做细致全面的研究，做出最适合于工程的方案，可有效避免事故停机造成垃圾无法处理的情况。
因此，本文对垃圾焚烧电厂发电机中性点及厂用电系统中性点接地方式以及接地设备的选择进行了总结，以供参阅。
关键词：发电机中性点；不接地；经消弧线圈接地；高压厂用电系统接地；小电阻接地垃圾焚烧厂在设计之初，需要根据电压等级，电气主接线形式，计算系统的电容电流，进行发电机中性点及厂用电系统中性点接地方式的选择。
1 发电机中性点接地方式发电机定子绕组发生单相接地故障时，接地点流过的电流是发电机本身及其引出回路连接元件（主母线、厂用分支线、变压器低压绕组等）的对地电容电流。
1.1 发电机中性点不接地方式发电机能承受的单相接地电流有一定的范围，这是由发电机结构决定的。
发电机单相接地故障电容电流最高允许值见下表。
当单相接地故障电流不超过发电机允许值时可采用中性点不接地方式。
在采用中性点不接地方式时，发电机中性点须装设避雷器。
避雷器可以选择有串联间隙的金属氧化物避雷器或碳化硅阀式避雷器（FCD），其电压不能低于0.64倍发电机最高运行电压，标称放电电流1.5kA。
中性点不接地方式供电可靠性与连续性好。
发电机定子绕组发生单相接地时允许发电机带故障运行两小时，为防止故障进一步扩大，需尽快找出单相接地故障点。
为提高排查的速度与准确率，可在继电保护中配置小电流接地选线装置，或利用微机保护装置实现单相接地报警或跳闸。
1.2 发电机中性点经消弧线圈接地方式1.2.1发电机中性点经消弧线圈接地方式主要特点当单相接地故障电流超过允许值时，若不采取措施，则接地电弧不易自熄，易产生较高弧光过电压，烧伤发电机定子铁芯，进而损坏定子绕组绝缘，引起匝间或相间短路。
此时发电机中性点可采取经消弧线圈接地方式，以补偿电容电流，使接地电弧瞬间熄灭，消除弧光过电压。
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对消弧线圈消除弧光接地过电压”的异议
作者：佚名文章来源：不详点击数：更新时间：2008-9-24 10:04:45
中国电力科学研究院，北京100085
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f稳定电弧接地f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,
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，振荡电流却可高岀稳态电流很多倍,
可能损坏元件。
教授在1997年提岀的
［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
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
（A . H .几0刃rHHOB ） 教授1958〜1959年在西安交通 大学讲学时指岀：“（试验）
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,
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） 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, 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
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年提岀的，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年提岀的，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 （BHHH3） 别列柯夫（H ・H ・B E 刃刃KOB ） 在1954 年提岀的，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
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
证明,
不过岀现的概率更小而已”。
“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
，消弧线圈
这又会使过电
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 Q 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 为防止接地继电器的误动、 拒动和中性点位移， 改用
经40〜90 Q 低值电阻器接地方式，
1969年改用经40-460 Q 电阻器接地方式，0.7 s 短接460
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
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OnH （中国简称 WGMOA 与电网中性点电阻器联合使用更有效”。
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, 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“ 刀切”。
中性点不接地方式，随着电缆长度的增加， Q 电阻器以确保迅速准确选线断开单相接地故障线路
[7]
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
1954 年制订了《导则》，
一些“配电网、工企内
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，。