1、110kV及以上變電站接地網設計技術規范（草稿）1 范圍為實現變電站接地網的安全和經濟設計，在電力系統運行和故障時能起到保證一、二次系統和人身的安全的目的，且技術經濟指標合理，特制定本規范。本技術規范適用于110kV及以上電壓等級的變電站新建工程和大修技改工程的接地網設計，提出了接地網的功能和安全性指標、接地網特性參數的取值標準、接地網設計的校核步驟等相關技術要求。對如何因地制宜地選擇降阻方式和措施也有所提及，對土壤情況比較復雜地區重要的變電站的接地網，宜經過比較后確定設計方案。在技術規范中，接地網指110kV及以上電壓等級、中性點有效接地、大接地短路電流系統變電站用，兼有泄流和均壓作用的較大

2、型的水平網狀接地裝置，通常由水平接地體和垂直接地極組成，為了降阻需要，還包括深井接地極、電解離子接地極和接地模塊等。變電站接地網的設計，應滿足GT/T 50065-2011交流電氣裝置的接地設計規范等國家和電力行業現行有關強制性標準的要求，本規范作為上述規范的補充，結合深圳電網的實際運行情況進行了細化。2 規范性引用文件下列文件中的條款通過本標準的引用而成為本標準的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內容）或修訂版均不適用于本標準，然而，鼓勵根據本標準達成協議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本標準。GB50065-2011

3、 交流電氣裝置的接地設計規范DL/T620-1997 交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合DL/T621-1997 交流電氣裝置的接地GB 50150-2006 電氣裝置安裝工程 電氣設備交接試驗標準GB 50169-2006 電氣裝置安裝工程 接地裝置施工及驗收規范Q/CSG114002-2011 電力設備預防性試驗規程GB/T17949.1-2000 接地系統的土壤電阻率、接地阻抗和地面電位測量導則 第一部分：常規測量DL/T 475-2006 接地裝置特性參數測量導則3 接地網的安全性指標變電站接地網是變電站設備的重要部分，首先它為變電站內各種電氣設備提供公共參考地，更重要的，在系統發生接

4、地故障時起到快速泄放故障電流，改善地網金屬導體和場區地表地電位分布的作用，保障故障狀態下一、二次設備和人員安全。接地網特性參數是綜合反映接地網狀況的參數，尤其反映了發生接地短路故障時接地網的安全性能，包括接地阻抗、地網導體電位升高和電位差、地線分流和分流系數、場區跨步電壓和接觸電壓、電氣完整性、場區地表電位梯度和轉移電位等參數和指標，它們決定了故障時變電站場區設備和人員的安全性。地網特性參數指標一方面取決于接地網泄流能力，而后者與站址土壤電阻率高低、地網接地阻抗大小和架空地線的分流貢獻等因素有關；另一方面，則取決于實際入地短路電流水平高低。（1）接地阻抗反映接地網散流能力的宏觀量化指標，是衡量

5、接地網性能最基本的特性參數，習慣上一直沿用接地電阻的稱謂，實質上，接地網的感性分量是占一定比例的，不能忽略，因此本規范引用接地阻抗的概念。（2）變電站接地故障短路電流變電站內發生短路故障時，由系統提供的經接地網泄放的故障電流，包括單相短路故障和兩相短路故障等情形，尤以單相短路故障的情形最為普遍。由于變電站不同電壓等級場區發生短路時，系統提供的短路電流不同，又細分為故障時由每條線路和主變提供的故障電流。對于基建變電站，該電流通常由設計部門提供；對于運行變電站，短路電流計算歸口單位為省調和各市調。（3）地線分流和地線分流系數變電站內發生接地短路故障時，由于運行變電站存在架空出線和電力電纜出線，出線

6、線路桿塔和電力電纜終端（包括電纜分接箱）接地裝置的存在，架空避雷線（包括普通地線和OPGW光纖地線）和電纜外護套將向外流出部分故障電流，即由于地線和電力電纜外護套分流的貢獻，導致實際經接地網泄放的故障短路電流水平有較大幅度的下降。一般地，110kV及以上電壓等級的電力電纜外護套非兩端接地（一端經電纜護層保護器接地），不會引起分流；而110kV以下電壓等級的電力電纜外護套通常采用兩端接地，對故障電流或測試電流將造成一定程度的分流。地線分流系數為架空地線和電纜外護套對注入地網的故障電流的分流與故障電流之間的比值。（4）變壓器中性點環流變電站內發生接地短路故障時，從故障點經過接地網部分導體流回中性點

7、接地運行變壓器的電流。（5）接地網最大入地電流變電站內發生接地短路故障時，考慮剔除地線對接地故障短路電流的分流影響因素后，實際通過接地網入地的故障短路電流部分。（6）接地網電位升高（GPR）指變電站內發生接地故障時，實際通過接地網入地的故障短路電流所引起的接地網電位升高，即接地網與大地零電位點之間的電位差，也稱為地電位升高。（7）接地網電位差（GPD）習慣上將接地網作為等電位網來考慮，而由于水平接地網材質電阻率的差異，銅質接地網的電位分布較為均衡，接地網電位差較小；而鋼材質接地網（我國普遍采用鋼材質）由于電阻率和磁導率較大，接地網非等電位分布特性較為明顯，內部呈現一定的電位差。當接地網通過入地

8、故障電流時，接地網的電位分布實際上是不均勻的，接地網上不同兩點之間存在的電位差，也稱為場區壓差。當入地故障電流較大時，該電位差是造成控制電纜燒毀的主要原因之一。為嚴格起見，為便于操作，?？己藞鰠^最大電位差，或最大壓差。（8）跨步電壓或跨步電位差接地短路（故障）電流流過接地網時，地面上水平距離為1.0m的兩點間的電位差，反映人體兩腳接觸地面兩點間的電位差。跨步電壓最高水平一般在接地網邊緣附近。（9）接觸電壓或接觸電位差接地短路（故障）電流流過接地網時，人體兩腳站在地面離設備水平距離為1.0m處與人手接觸設備外殼、構架或墻壁離地面垂直距離1.8m處的兩點間的電位差。（10）接地故障電流持續時間接地

9、故障出現起直至其終止的全部時間。在計算選取上偏嚴，一般考慮一級后備保護（主保護失靈）動作的時限。（11）接地網導體熱穩定性系統發生接地短路故障時，在繼電保護隔離短路故障前，持續的系統工頻接地短路故障電流流經接地導體所帶來的發熱效應非常顯著，接地網導體應能夠承受系統最大運行方式和最惡劣系統短路初始條件下工頻故障電流載流而不發生斷裂或熔斷。4 接地網特性參數的取值接地阻抗、地網電位升高和電位差、接觸電位差和跨步電位差等作為接地網安全性能好壞宏觀指標的接地網特性參數，其取值和評價主要圍繞著設備安全和人身安全兩個方面進行，對于前者，綜合考慮地網接地阻抗和入地短路電流水平，控制地網允許電位升高水平和網內

10、電位差在安全值以下；對于后者，則要確保接觸電壓和跨步電壓滿足安全限值要求。4.1 接地阻抗對于110kV及以上變電站的有效接地系統，其接地網的接地阻抗應符合式（1）要求： （1）式中：Z-考慮季節變化的最大接地阻抗（）；IG-計算用經接地網入地的最大接地故障不對稱電流有效值（A），應采用工程遠景年的系統最大運行方式下，接地網內、外發生接地故障時，經接地網流入地中，并計及直流分量的最大接地故障電流有效值。對其計算時，還應計算并應考慮系統中各接地中性點間的故障電流分配，以及架空避雷線以及電纜外皮分走的接地故障電流（即分流），具體確定方法見GB50065-2011附錄B。當接地網的接地阻抗不符合式（

11、1）要求時，可通過技術經濟比較適當增大接地阻抗。在符合GB50065-2011第條規定，即滿足等電位聯結、二次電纜屏蔽層熱穩定要求、防止轉移電位和高電位引外措施、10kV氧化鋅避雷器吸收能量安全性、核算跨步電壓和接觸電壓等諸多要求的前提下，接地網地電位升高可提高至5kV。必要時，經專門計算，且采取的措施可確保人身安全和設備安全可靠運行時，地電位升高還可進一步提高。接地阻抗是接地網最重要的特性參數，但并不是唯一的、絕對的參數指標。長期以來，由于種種原因，接地阻抗一直作為評估接地網的最重要參數，甚至是唯一參數，人們對接地網的評估習慣于只提接地阻抗一項指標，認為只要接地阻抗小于0.5接地網就是合格的

12、，足以保證安全運行。因而在實際工作中，往往簡單地追求這一指標，不惜任何代價，部分單位片面強調接地阻抗達標，而進行接地網改造，結果浪費了大量的人力和物力，這一觀念是不正確的。對于同一接地網，接地阻抗一定，當入地短路電流不一樣時，接地網相關參數都會隨之變化。接地網的狀況評估應綜合考慮各項指標，對接地網的各項參數進行全面考核，根據各項指標綜合判斷接地網的狀況，而不應像以往片面強調接地阻抗或某一項指標，以接地阻抗作為評估接地網的唯一參數。接地阻抗取值問題應按照GB50065-2011和DL/T621-1997等有關規范要求，綜合變電站短路電流水平、地形地質狀況、短路狀態下地網電位升高、場區電位差、對二

13、次設備運行的影響、跨步電壓、接觸電壓，以及降阻技術經濟分析等因素進行多維度評價，結合實際情況進行綜合判斷，以保證電力系統安全運行為中心出發點，辨證地處理實際問題。4.2 地網電位升高（GPR）和電位差（GPD）變電站接地短路故障時地網電位升高由接地網接地阻抗和接地網最大入地故障電流決定；如前所述，當接地網通過故障電流時，接地網上不同兩點之間存在電位差，為嚴格起見，常考核場區最大電位差，或最大壓差，場區地網壓差水平與地網接地阻抗有一定關系，但并不直接，而是接地阻抗、短路電流水平以及地網網格設計等多個方面因素綜合作用的結果。以上兩個參數值通常通過接地分析軟件輔助計算計算得出。作為指導原則，GB50

14、065-2011并沒有明確規定接地網的電位升高和場區電位差的允許值，由具體情況進行掌握，其考核主要從對一次設備和二次設備絕緣和運行的影響兩方面考慮。 一次設備的耐受由于變電站一次設備的絕緣水平普遍比較高，足以耐受故障時地網電位升高，地網電位升高對一次設備的絕緣影響主要考核接地短路故障狀態下10kV及以下電壓等級的無間隙氧化鋅避雷器的耐受是否超過避雷器的通流能力。 二次設備的耐受二次設備和二次系統的絕緣和運行對地網電位升高的要求相對苛刻，影響接地網地電位升的因素直接與二次系統的安全性相關，其中包括二次電纜及二次設備的絕緣耐受。二次電纜在短路時承受的地電位升又決定于二次電纜的接地方式，如果二次電纜

15、僅位于變電站內，則二次電纜承受的電位差不超過場區的最大壓差；當二次電纜單端接地時，如果不考慮短路時二次電纜芯線上的感應電位，二次電纜承受的電位差即為地電位升；雙端接地電纜上感應的芯皮電位通常不到地網電位升的40%，地電位升高可放寬到2000/（40%）=5000V。如果二次電纜引出站外，則二次電纜承受的電位差即為地電位升高。DL/T621-1997要求GPR不大于2000V，在土壤電阻率較高或面積較小的變電站，上述要求普遍難以達到，GB50065-2011則將GPR放寬到5000V甚至更高。從保守的角度出發，假設二次設備及二次電纜的絕緣耐受電壓只有2000V，則采用二次電纜雙端接地方式，同樣可

16、以將允許的地電位升提高到5000V。 外引電力電纜外護套由于運行要求，除了10kV及以下電力電纜外護套兩端（包括電纜分接箱）直接接地外，為減少感應電壓和環流， 110kV及以上電力電纜（包括部分35kV電力電纜）外護套通常非兩端接地，包括電纜交叉互聯的情形，采用一端接地，另一端通過電纜護層保護器（實際上是金屬氧化物非線性電阻片）接地，典型10kV電纜護層保護器額定電壓通常有2800V和4000V兩個等級，如果變電站發生接地故障短路時，地網電位升高水平超過額定電壓，可能超過電纜護層保護器的耐受，給其正常運行帶來威脅，需要通過限制地網電位升高水平予以防范。 接地網高電位引外風險變電站接地網可能與外

17、界通過金屬水管、通信線路和低壓線路等存在聯系，變電站發生接地故障短路時，存在地網導體高電位引外的風險，給站外人員和設備帶來威脅。為此，必須做好引外金屬水管、通信線路和電源等的隔離措施，如：（1）外接自來水管進入站內用一段數米長的PVC管接駁，防止高電位引出；（2）門衛和主控樓供水用PVC管敷設；（3）外接通信線路在站內加裝隔離變壓器進行隔離；（4）通信線路引起的高電位引出及其它隔離措施，目前變電站的通信線路一般采用光纜通信線路，因此這方面的問題可以不予考慮；（5）其它從變電站引出的低壓電源線必須采用隔離變壓器。隨著變電站無人值守逐漸成為一種趨勢，對于這類變電站，跨步電壓和接觸電壓問題漸被淡化，

18、更應該關注故障狀態下接地網高電位引外的風險。另一個方面，城區變電站或接近負荷中心的變電站通常采用電力電纜出線，與變電站接地網連接的電力電纜外護套也將帶來地網電位升高引外的問題。如果電纜外護套兩端接地（中壓配電網情形），需要考慮電纜終端的對側接地網（電纜分接箱或電纜中間分接頭）電位升高對設備和人員的風險；如果電力電纜一端接地運行（高壓電纜情形），則需要校核電纜護層保護器的耐受。4.3 跨步電壓和接觸電壓對于本規范所關注的110kV及以上有效接地系統，根據DL/T 621-1997第3.4條中規定，在發生單相接地或同點兩相接地時，變電站接地網的跨步電壓和接觸電壓不應超過式（2）和式（3）計算的數值

19、，即跨步電壓安全限值（允許值）Us和接觸電壓安全限值（允許值）Ut分別為 （2） （3）式中：rs -人腳站立處地表層的電阻率（m），t -接地短路（故障）電流持續時間（s），與接地網熱穩定校驗的接地短路故障等效持續時間te取相同值。GB50065-2011進一步考慮到地面表層的衰減因素，將式（2）和式（3）的跨步電壓安全限值Us和接觸電壓安全限值Ut分別表示為 （4） （5）式中：Cs-表層衰減系數，確定方法見GB50065-2011附錄C。跨步電壓和接觸電壓安全限值與人腳站立處表面的土壤電阻率rs和接地故障持續時間t密切相關，從式（2）式（5）看出，跨步電壓和接觸電壓安全限值與接地短路（故

20、障）電流持續時間呈現負相關性，接地短路故障切除時間越短，即越快切除接地短路故障，容許的跨步電壓和接觸電壓水平越高，反之亦然。目前國內對故障持續時間ts的選取尚不統一，因接觸電勢和跨步電勢超標直接危害到人身安全，在故障持續時間的選取上建議保守，為嚴格起見，取一級后備保護（主保護失靈）動作的時限，500kV系統一般取0.35s，220kV和110kV系統取0.6s0.7s。另一方面，人腳站立處表面的土壤電阻率rs是一個變化的量，土壤干燥（干季）時與土壤濕潤（雨季）時差別很大，尤其是雷雨天氣，此時地表面視在土壤電阻率很低（即使是水泥地面），跨步電壓和接觸電壓安全限值將變得很低，為嚴格起見，rs取一般

21、（略低）的值。需要指出的是，隨著高阻層厚度增加，跨步電壓和接觸電壓安全限值的增加具有飽和趨勢，因此，不能僅依靠在地表敷設高阻層就將接觸電壓和跨步電壓的允許值提高到人體的允許值，要確保發電廠和變電站接地短路故障狀態下的跨步電壓和接觸電壓的提高滿足人身安全要求，最基本的還需要通過適當降低地網接地阻抗來實現。4.4 接地網導體熱穩定校驗變電站設備接地導體（線）和接地網導體的截面，應按接地短路電流進行熱穩定校驗。根據熱穩定條件，未考慮腐蝕時，接地引下線的最小截面應符合式（6）的要求 （6）式中：Sg-接地線的最小截面（mm2）；Ig-流過接地線的短路電流穩定值（A），根據系統510年發展規劃，按系統最

22、大運行方式確定；te-短路的等效持續時間（s），500kV部分取0.35s，220kV和110kV部分取0.6s0.7s；c-接地線材料的熱穩定系數，根據材料的種類、性能及最高允許溫度和短路前接地線的初始溫度確定。鋼質材料取70，銅質材料取210。未考慮腐蝕時，主接地網接地體和接地極的最小截面，不宜小于連接至接地網的接地導體（線）截面的75%。同一電壓等級接地體截面不同時，應按最小截面進行核算。對于腐蝕情況嚴重的接地體，應根據該接地體的有效截面進行接地體的熱穩定校驗。有效截面是指已處理過腐蝕表面的接地體的截面。部分變電站由于運行時間較長，曾進行過多次接地網改造，接地體截面存在著多種規格，應以最

23、小截面進行校驗。尤其是只進行接地引下線改造而主接地網未進行改造的變電站，應對其主接地網的接地體進行校驗。接地導體（線）的最大允許溫度和接地導體（線）截面的熱穩定校驗見GB50065-2011中附錄E。首先應核算現有變電站接地引下線和主接地網能夠承受的最大短路電流，以后，每年根據省電力調度中心（220kV及以上變電站）和市調（110kV變電站）當年的變電站的最大單相短路電流進行接地網和接地引下線的熱穩定校驗核算。同時還應結合接地裝置開挖檢查，接地體的腐蝕程度進行校正。4.5 雷電流注入變電站接地網時接地網的電位暫態分布雷直擊變電站內避雷針或金屬構架，或者變電站近區落雷，雷電波沿避雷線入侵而在出線

24、構架上進入主接地網時，接地網的局部暫態電位升高不應對附近的設備或二次電纜的絕緣或正常運行造成影響。由于變電站接地網感性分量的存在，在雷擊暫態過程中，雷電流沿接地網的散流呈現局部特征，接地網導體和地表電位分布極不均勻，一般地，雷擊點附近電位異常升高，電位差非常大，對雷擊散流點（變電站避雷針或出線構架）附近的二次設備或電纜帶來嚴重的騷擾，設計時，電纜溝的設計布置應適當遠離雷擊點。接地網的接地阻抗直接影響接地網的局部散流特性，降低接地阻抗對雷電沖擊電流的泄放的促進是直接的，因此，從限制雷電流注入變電站接地網時接地網的暫態電位和電位差考慮，變電站接地阻抗值不宜放的太寬，建議對于220kV和500kV變

25、電站，接地阻抗不宜超過1；對于110kV變電站，接地阻抗值可以進一步放寬，但不宜超過1.5。5 接地網設計的一般要求5.1 掌握工程地點的地形地貌、土壤的種類和分層狀況。實測或搜集站址土壤及江、河、湖泊等的水的電阻率、地質電測部門提供的地層土壤電阻率分布資料和關于土壤腐蝕性能的數據，以及地下水的資料。要充分考慮站址處較大范圍土壤的不均勻程度。5.2 根據有關建筑物的布置、結構、鋼筋配置情況，確定可利用作為接地網的自然接地極。水平接地網應利用直接埋入地中或水中的自然接地極，除利用自然接地極外，還應敷設以水平接地極為主的人工接地網。若為降阻目的，經評估后需要采用外擴水平接地網，應用不少于兩根導體在

26、不同地點與外擴接地裝置相連接。變電站接地網應與110kV及以上架空線路的避雷線（包括OPGW光纖地線）直接相連，且有便于分開的連接點。接地網應與避雷線或避雷針接地裝置相連接，連接線埋在地中的長度不應小于15m。5.3 接地網的埋設深度不宜小于0.8m。5.4 水平網可采用圓鋼、扁鋼、銅絞線或鍍銅鋼絞線，垂直接地極可采用角鋼、鋼管或鍍銅鋼棒等。接地網采用鋼材時，其按機械強度要求的最小尺寸應符合GB50065-2011中表-1所列規格。接地網采用銅或鍍銅鋼材時，其按機械強度要求的最小尺寸應符合GB50065-2011中表4.3.4-2所列規格。5.5 確定接地網的型式和布置時，應考慮接地網的均壓，

27、以降低接觸電位差和跨步電位差，且應符合式（2）（5）的要求。5.6 接地網的外緣應閉合，外緣各角應做成圓弧形，圓弧的半徑不宜小于均壓帶間距的一半。接地網內應敷設水平均壓帶，接地網均壓帶可采用等間距或不等間距布置。5.7 接地網邊緣經常有人出入的走道處，應鋪設瀝青路面或在地下裝設兩條與接地網相連的均壓帶。在現場有操作需要的設備處應鋪設瀝青、絕緣水泥或鵝卵石。5.8 根據當前和遠景年最大運行方式下一次系統電氣接線、母線連接的出線線路狀況、故障時系統的電抗與電阻比值等，確定設計水平年在非對稱接地故障情況下最大的不對稱電流有效值。5.9 采用輔助設計工具（如接地分析軟件CDEGS），計算地線分流和經接

28、地網的最大入地電流。5.10 根據站址土壤結構和其電阻率以及要求的接地網的接地電阻值，初步擬定接地網的尺寸及結構。采用輔助設計工具計算獲得接地網的接地電阻值和地電位升高。將其與要求的限值比較，并通過修正接地網設計來滿足要求。5.11 發生接地故障后地電位升高超過2000V時，接地網及有關電氣裝置應符合以下要求：（1）當僅向站內低壓電氣裝置供電的10/0.4kV站用變壓器的低壓電源中性點的接地與站用變壓器保護接地共用時，低壓接地系統應采用（含建筑物鋼筋的）總等電位聯結接地系統，以確保人身的安全。（2）采用銅帶（絞線）與二次電纜屏蔽層并聯敷設。銅帶（絞線）至少應在兩端就近與接地網連接（當接地網為鋼

29、材時，尚應注意銅、鋼連接的腐蝕問題），銅帶（絞線）較長時，應多點與接地網連接。二次電纜屏蔽層兩端就近與銅帶 （絞線）連接。銅帶 （絞線）的截面應滿足熱穩定的要求。（3）為防止轉移電位引起的危害，對可能將接地網的高電位引向廠、站外或將低電位引向廠、站內的設備，應采取隔離措施。（a）10/0.4kV站用變壓器向變電站外低壓電氣裝置供電時，其0.4kV側的短時（1min）交流耐受電壓應比變電站接地網地電位升高超出30%。向變電站外供電用低壓線路采用架空線，其電源中性點不在廠、站內接地，改在廠、站外適當的地方接地。（b）對外的非光纖通信設備加隔離變壓器。（c）通向變電站外的管道采用絕緣段。（d）鐵路軌

30、道分別在兩處加絕緣魚尾板等。（4）設計接地網時，應驗算接觸電位差和跨步電位差，并通過實測加以驗證。5.12 通過輔助設計工具計算獲得地表面的接觸電位差和跨步電位差分布。將最大接觸電位差和最大跨步電位差與要求的限值加以比較。如不滿足要求，則應采取降低措施或采取提高允許值的措施予以解決，并通過輔助設計工具計算核實。5.13 通過熱穩定校驗，確定接地導體（線）和接地極的材質和相應的截面，應計及設計使用年限內土壤對其的腐蝕，以滿足接地工程的壽命要求。5.14 接地網的防腐蝕設計應符合GB50065-2011第條的要求。5.15 變電站電氣裝置中電氣設備接地導體（線）的連接應符合GB50065-2011

31、第條第6款的要求。5.16 在高土壤電阻率地區，推薦采取下列降低接地電阻的措施：（1）當地下較深處的土壤電阻率較低時，可采用深井式、深鉆式接地極或采用深井爆破接地技術；（2）填充電阻率較低的物質或降阻劑，但應確保填充材料不會加速接地極的腐蝕；（3）不建議采用外擴水平接地網，外引自然接地極或接地裝置。6 接地網的設計流程6.1 基本流程為了更為準確地提高設計精度，減少設計與現場階段實測的誤差，在確保接地網安全性的前提下，充分體現接地網建設的經濟性，本技術規范給出變電站接地網的設計和結合輔助設計工具的校核基本流程如圖1所示，分為站址分層視在土壤電阻率實測、初步設計、理論校核、完善設計等幾個基本步驟

32、。通過結合接地網輔助設計工具充分考慮了土壤結構參數、故障電流分布、接地網型式、安全性和經濟性分析等方面的因素，為接地系統的設計提供幫助，從而可以根據電網參數和變電站站址的實際情況，因地制宜，達到高質量和高安全性接地網設計的目的，同時最大幅度地降低施工成本。圖1 接地網設計基本流程6.2 變電站站址土壤分層結構分析和土壤結構參數的計算 現場視在土壤電阻率的測量可采用土壤試樣分析法和四極法，最常用溫納四極法，按照DL/T 475-2006第8.1條第8.3條的規定進行。 采用溫納四極法實測得到站址多組不同電極間距的視在土壤電阻率基礎數據，最長測試電極間距應與接地網尺寸（最大對角線長度）相當，對于1

33、10kV變電站，電極間距要求達到150m200m，220kV變電站應達到250m300m，500kV變電站則通常為400m600m。對于站內的淺層和表層土壤，應在不同場地進行十字交叉的多組測量。 現場實測一般分為長距測量（反映深層土壤狀況，可選變電站外不遠的道路）、中距（反映中層土壤狀況，可選進站道路）和短距（反映表層或淺層，可在站址進行），具體測量方案根據現場條件確定。 長距和中距測量時，應避免與金屬管道平行。 長距測量時，建議采用交變直流電源（如SYSCAL型土壤分析儀）進行測量，以避免電壓線和電流線互感的影響。 實測得到站址長距、中距和短距的一組不同電極間距的視在土壤電阻率基礎數據，通過

34、專業接地分析軟件（如CDEGS，下同）進行土壤分層結構數值分析，得到土壤電阻率隨測量極間距變化的曲線，進而反演得到站址多層土壤結構模型。 根據變電站現場實際地質情況，在進行土壤分層結構分析時，可采用水平分層、垂直分層、任意分塊進行模擬。6.3 初步設計 對于具體的站址條件，根據征地紅線，確定主接地網的范圍。 基于典型設計，按照第5.2第5.7條的要求，給出主接地網的初步設計，其中接地網導體熱穩定校驗在考慮腐蝕因素（站址土壤腐蝕等級和設計運行年限）后，滿足式（7）的要求，水平接地網和垂直接地極的布置滿足均壓的要求。 采用專業接地分析軟件的繪圖工具，輸入主接地網的初步設計的拓撲結構（需要對接地導體

35、進行適當的等效性處理），基于站址多層土壤結構模型，計算接地阻抗值。6.4 變電站內故障時入地電流分布的計算6.4.1 確定入地短路電流水平。原則上，應考慮最為典型的單相接地故障情形，選擇變電站遠景最大運行方式下，站內不同電壓等級設備場區發生接地故障時，接地短路電流最大值，一般由設計單位提供。 根據設計單位提供的架空出線、桿塔以及電纜等參數，采用專業接地分析軟件，在分流計算模塊中進行對應的輸入，計算架空地線和電纜外護套對短路電流的分流系數，考慮接地運行的變壓器中性點環流的情況下，計算實際經接地網散流的入地故障電流，取短路電流水平最高的設備場區的入地故障電流值作為計算依據。6.5 基于專業接地分析

36、軟件的接地網特性參數的計算采用專業接地分析軟件，基于主接地網的拓撲結構、站址多層土壤結構模型和計算的地網入地短路電流值，計算變電站發生單相接地短路故障時，接地網的工頻電位升高、場區最大電位差、跨步電壓和接觸電壓等特性參數的分布。 為求得上述接地網特性參數的最大值，取計算的地網入地短路電流最大值，短路點取出現該最大值所在的設備場區，在該場區均勻選擇數個考察點進行計算，尤其在該場區的邊緣選擇，以便得到跨步電壓和接觸電壓的最大值。 為嚴格起見，變電站設備場區的壓差（電位差）考慮單相接地短路點與接地網邊緣的最大電位差。6.5.4 跨步電壓的觀測面應包括整個接地網（包括外延水平網和射線、斜井等）的范圍，

37、及變電站紅線和外擴接地網一定距離（3m5m）的外側。 接觸電壓的觀測面選擇距離變電站圍墻邊一定距離（3m5m）的實際設備場區。6.6 接地網場區跨步電壓和接觸電壓安全限值的計算 對于變電站戶外非水泥地面，在變電站內預留場地測量表層土壤電阻率，作為人腳站立處地表層的電阻率rs。對于水泥地面，參照DL/T 621-1997給出的土壤和水電阻率參考值（附錄F），混凝土置于干土中，電阻率為5001300m，在干燥的大氣中，可達到1200018000m，對于水泥路面，保守起見，表面土壤電阻率s可取5000m。 接地短路（故障）電流持續時間取為0.35s（500kV變電站或變電站的500kV設備場區）和0

38、.6s0.7s（220kV、110kV變電站或變電站的220kV、110kV設備場區）。 按照式（2）或（4）計算得到跨步電壓安全限值。 按照式（3）或（5）計算得到接觸電壓安全限值。7 接地網特性參數的安全性校核7.1 10kV金屬氧化物避雷器對地網電位升高的耐受校核變電站一次設備的絕緣水平和絕緣裕度普遍很高，足以耐受故障時地網電位升高，10kV及以下避雷器是其中過電壓耐受能力最薄弱的設備，地網導體電位升高過高有可能引起避雷器動作甚至動作后不能承受被賦予的能量（超過避雷器通流能力）而發生爆炸，對一次設備影響主要考核變電站發生單相接地故障時，在最嚴重的情況下，地網導體電位升高導致10kV及以下

39、電壓等級的無間隙氧化鋅避雷器兩端非周期分量電位差，是否超過其短時過電壓耐受能力，是否存在可能導致避雷器發生熱崩潰而爆炸的風險。避雷器不動作要求的接地阻抗值Zw按式（7）計算 （7）式中，Ugf 10kV及以下避雷器工頻放電電壓下限值（kV），對于10kV避雷器，取26kV；Uxge避雷器所在的系統標稱相電壓（kV），對于10kV避雷器，取10/kV；I-計算用的入地短路電流（kA）。無間隙金屬氧化物避雷器按照10kV系統標稱電壓的90%選取。以典型的10kV無間隙金屬氧化物避雷器為例，額定電壓16.5kV，電阻片通流容量為2ms、200A 方波不少于18次，取接地短路電流持續0.5s時避雷器短

40、時耐受系數為1.1，避雷器所能承受的短時過電壓為16.51.1 = 25.664 （kV）。校核時應考慮變電站發生單相接地故障時，地網導體電位與避雷器相電壓相位相反的最惡劣情形，通過接地軟件計算出的避雷器接地端處的地網工頻電位升高穩態值為Uw；考慮地網電位升高非周期分量疊加在交流分量上引起的地電位升高沖擊峰值Ui=Uw De（其中De為沖擊系數，取2.55），避雷器相和地兩端承受的短時過電壓Umax=Ui + 10/，將Umax值與10kV避雷器的短時過電壓耐受能力比較，以校核變電站發生單相接地故障時，在最嚴重的情況下，地網導體電位升高是否存在可能導致避雷器發生熱崩潰而爆炸的風險。7.2 二次

41、設備和二次系統對地網電位升高和網內電位差的耐受校核二次設備和二次系統的絕緣和運行對地網電位升高和網內電位差的要求相對復雜，考慮二次電纜及二次設備的絕緣耐受時，地網電位升高宜低于2000V，最高不應超過5000V；最大網內電位差宜低于1000V。7.3 外引電力電纜外護套對地網電位升高耐受校核由于運行要求，除了10kV及以下電力電纜外護套兩端（包括電纜分接箱）直接接地外，為減少感應電壓和環流，110kV及以上電力電纜（包括部分35kV電力電纜）外護套通常非兩端接地，包括電纜交叉互聯的情形，采用一端接地，另一端通過電纜護層保護器（實際上是金屬氧化物非線性電阻片）接地，典型10kV電纜護層保護器額定

42、電壓通常有2800V和4000V兩個等級，如果變電站發生接地故障短路時，地網電位升高水平超過額定電壓，可能超過電纜護層保護器的耐受，給其正常運行帶來威脅，需要通過限制地網電位升高水平予以防范。為校核電纜外護套保護器的耐受，考慮變電站設備場區發生單相短路故障時，通過計算主接地網電位升高，以及電纜終端（可取電纜第一個交叉互聯處）的地表電位升高水平，得到電纜兩端（電纜末端取電纜第一個交叉互聯處）的地電位差。若主接地網地電位升高與電纜末端地電位之差大于保護器的額定電壓有效值，則存在保護器損壞的風險。保護器是否損壞，除了取決于兩端電位差外，還取決于承受電位差的時間（即短路持續時間），考慮后備保護動作的不

43、利情形，此時短路持續時間可取0.7s，一般來說，氧化鋅電阻片熱崩潰時間在數秒以內。盡管如此，考慮最不利情況，當接地網電位升高水平較高時，需要防范電纜外護套保護器損壞的風險，通過降阻方式，限制接地故障時主地網電位升高水平。7.4 跨步電壓校核按照整個接地網（包括外延水平網和射線、斜井等）的范圍跨步電壓計算的最大值，重點關注接地網邊緣、大門、圍墻邊的區域，比對計算得到跨步電壓安全限值，整個評價接地網場區的跨步電壓是否滿足人員安全要求，以及哪部分區域的跨步電壓水平偏高，需要采取完善化設計措施。對于偏高的區域，考慮下雨或地面潮濕情形下的跨步電壓校核。7.5 接觸電壓校核按照距離變電站圍墻邊一定距離（3

44、m5m）的實際設備場區接觸電壓計算的最大值，重點關注靠近變電站圍墻的出線側設備、經常操作的設備、主變的高壓側場區等，比對計算得到接觸電壓安全限值，考核接觸電壓是否滿足人員安全要求，以及哪部分區域的接觸電壓水平偏高，需要采取完善化設計措施。對于偏高的區域，考慮下雨或地面潮濕情形下的接觸電壓校核。8 接地網設計及評價步驟8.1 采用專業接地分析軟件，按第確定接地網初步設計后的接地阻抗值。8.2 按照第條，采用專業接地分析軟件，對于初步設計的接地網，在變電站遠景最大系統運行方式和短路電流水平下，變電站發生單相接地短路故障時，計算得到接地網的工頻電位升高，不宜超過2000V，如果變電站站址土壤條件不理

45、想，最高不應超過5000V，且必須滿足10kV金屬氧化物避雷器耐受校核（第7.1條）、二次設備和二次系統的耐受校核（第7.2條）和外引電力電纜外護套耐受校核（第7.3條）。8.3 計算的變電站場區最大電位差應滿足二次設備和二次系統的耐受校核（第7.2條），宜低于1000V。8.4 在對初步設計接地網進行校核時，除了滿足第8.2和第8.3條的要求外，還應兼顧接地阻抗的水平，原則上盡可能低，以確保雷直擊變電站內避雷針或金屬構架，或者變電站近區落雷，雷電波沿避雷線入侵而在出線構架上進入主接地網時，接地網的局部暫態電位升高不對附近的設備或二次電纜的絕緣或正常運行造成影響?？紤]到技術經濟性，一般地，對于高土壤電阻率地區，220kV和500kV變電站，接地阻抗應控制在0.8以內，不宜超過1；110kV變電站的接地阻抗值可以適當放寬，應控制在1.0以內，不宜超過1.5。8.5 對于接地阻抗低于0.5，但短路電流水平超過40kA的變電站，也要進行第8.2和8.3條的校核，不滿足要求，需要降低接地阻抗設計值。8.6 對