从以上的计算结果可以看出，采用自动调谐接地补偿装置后，工频过电压比中性点绝缘条件下略有降低［降低（1～4）％］。
1．3　弧光接地过电压
　　由于产生间隙电弧的具体情况不同，如电弧部位介质（空气、油、固体介质）不同；外界气象条件（风、雨、温度、湿度、气压）不同，实际的过电压发展过程是极为复杂的。电弧的熄灭和重燃时间和上述各种因素密切相关，具有很大的不确定性。在计算中采用工频熄弧理论，因为，一方面经验表明工频理论分析所得过电压值和系统实测值更接近，另一方面在计算中，发生重燃后的高频振荡电流幅值较高，在这种条件下发生熄弧的可能性较小。并确定在恢复电压峰值时刻（熄弧后，恢复电压的发展基本没有过滤振荡过程）发生重燃。
　　在中性点绝缘条件下，4号、5号母线分列运行，当4号母线发生单相弧光接地时，节点A处电压以及接地点电流的典型计算波形如图2、图3所示，图中表示的是发生了两次重燃的情况。

　　在中性点绝缘条件下，4号母线分列运行时，弧光接地过电压幅值较高，其弧光接地过电压计算结果见表3(1.0p.u=11.5×√2/3=9.39kV)。　　
　　在系统接有ZTJD自动调谐接地补偿装置条件下，4号、5号母线分列运行，当5号母线发生单相接地，接地电流熄弧后故障相恢复电压的计算结果见图4。在其它方式下的恢复电压情况与此类似，不一一列出。

　　我们认为在系统接有ZTJD自动调谐接地补偿装置，并且运行可靠的条件下，薛营变电站不大可能发生长时间的弧光接地过电压（类似刮风下雨天气树线相碰的情况除外），主要的理由如下：
　　（1）接地电流大小是决定电弧电流能否自熄的决定因素之一。根据薛营变电站4号、5号母线的接地电容电流，所需消弧电抗器的容量均为200MVA，其可调电流范围为10～33 A，每档2．875A，因此在运行可靠的条件下，可保证接地残流小于2．875 A。按照DL／T 620—1997规定，10 kV系统当接地电容电流大于10 A时，接地电弧将不易自熄。虽然近年来有些单位的10 kV电弧自熄试验表明，有些电缆的接地电弧电流大于5 A就有可能不能自熄，即电弧电流自熄下限值为5 A。但在电弧电流小于2．875 A时，应该能够自熄；
　　（2）熄弧后的恢复电压是决定接地电弧是否重燃的另一个重要因素。在有消弧线圈补偿后，熄弧后的恢复电压要经过许多工频周期才会上升到最大值，在非全补偿情况下，恢复电压将出现拍频现象（如图4所示）。就本算例而言，在没有消弧线圈情况下，熄弧后10 ms内，恢复电压上升至最大值2．0倍，在有消弧线圈的情况下，熄弧后90 ms左右，恢复电压上升至最大值1．5倍。因此有消弧线圈之后，恢复电压的上升速度和最大幅值都将减小，增加了弧道去游离时间，使电弧不易重燃。
　　本文针对某些特殊情况，薛营变电站的消弧线圈可靠补偿的条件下，发生弧光接地的过电压情况进行了计算。当4号、5号母线分列运行，4号母线发生单相弧光接地时，母线、节点A、节点B处电压以及接地点电流的典型计算波形如图5所示。在薛营变电站装设有消弧线圈条件下，母线分列运行、并列运行，在不同的接地点发生弧光接地时的过电压计算结果中，4号母线分列运行时，其弧光接地过电压较高，其值见表4。

　　一般认为，经消弧线圈接地的系统，能大幅度减小接地残流和恢复电压幅值，因此可以大大减小发生弧光接地过电压的概率。在本文的计算条件下，从薛营站的计算结果可以看出：一方面，装有自动调谐消弧电抗器后，发生弧光接地过电压的可能性很小；另一方面，如果发生了弧光接地过电压，即使按偏严考虑（在恢复电压拍频波形的最大值时发生重击穿），过电压幅值比中性点绝缘系统有所降低，其最大值由3．67倍降低到3．02倍，而且两次重燃之间的间隔加长，在相同时间内发生重燃的次数减少。

2　MOA额定电压选择
　　为了确定在装有自动调谐消弧电抗器条件下，金属氧化物避雷器（MOA）的技术参数，对系统接有额定电压为17 kV的MOA时，在特殊情况下发生的弧光接地过电压（如前所述，这种可能性很小）进行了计算。出于偏严考虑，仅考虑母线上有MOA的情况。图6为5号母线分列运行时，节点C发生单相弧光接地故障（在无MOA时，该工况下的母线电压最高，为2．83倍），母线处的电压波形，最大值为2．80倍。

　　在发生一次重燃过程中，MOA吸收能量0．093 J，两次重燃的时间间隔为0．124 s，按运行2 h考虑，MOA阀片的比能量为：

　　这对一般用于10 kV等级的MOA阀片而言，不存在通流容量方面的问题。