变电站接地网设计技术规范

1、110kV及以上变电站接地网设计技术规范（草稿）1 范围为实现变电站接地网的安全和经济设计，在电力系统运行和故障时能起到保证一、二次系统和人身的安全的目的，且技术经济指标合理，特制定本规范。本技术规范适用于110kV及以上电压等级的变电站新建工程和大修技改工程的接地网设计，提出了接地网的功能和安全性指标、接地网特性参数的取值标准、接地网设计的校核步骤等相关技术要求。对如何因地制宜地选择降阻方式和措施也有所提及，对土壤情况比较复杂地区重要的变电站的接地网，宜经过比较后确定设计方案。在技术规范中，接地网指110kV及以上电压等级、中性点有效接地、大接地短路电流系统变电站用，兼有泄流和均压作用的较大

2、型的水平网状接地装置，通常由水平接地体和垂直接地极组成，为了降阻需要，还包括深井接地极、电解离子接地极和接地模块等。变电站接地网的设计，应满足GT/T 50065-2011交流电气装置的接地设计规范等国家和电力行业现行有关强制性标准的要求，本规范作为上述规范的补充，结合深圳电网的实际运行情况进行了细化。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB50065-2011

3、 交流电气装置的接地设计规范DL/T620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T621-1997 交流电气装置的接地GB 50150-2006 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB 50169-2006 电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范Q/CSG114002-2011 电力设备预防性试验规程GB/T17949.1-2000 接地系统的土壤电阻率、接地阻抗和地面电位测量导则 第一部分：常规测量DL/T 475-2006 接地装置特性参数测量导则3 接地网的安全性指标变电站接地网是变电站设备的重要部分，首先它为变电站内各种电气设备提供公共参考地，更重要的，在系统发生接

4、地故障时起到快速泄放故障电流，改善地网金属导体和场区地表地电位分布的作用，保障故障状态下一、二次设备和人员安全。接地网特性参数是综合反映接地网状况的参数，尤其反映了发生接地短路故障时接地网的安全性能，包括接地阻抗、地网导体电位升高和电位差、地线分流和分流系数、场区跨步电压和接触电压、电气完整性、场区地表电位梯度和转移电位等参数和指标，它们决定了故障时变电站场区设备和人员的安全性。地网特性参数指标一方面取决于接地网泄流能力，而后者与站址土壤电阻率高低、地网接地阻抗大小和架空地线的分流贡献等因素有关；另一方面，则取决于实际入地短路电流水平高低。（1）接地阻抗反映接地网散流能力的宏观量化指标，是衡量

5、接地网性能最基本的特性参数，习惯上一直沿用接地电阻的称谓，实质上，接地网的感性分量是占一定比例的，不能忽略，因此本规范引用接地阻抗的概念。（2）变电站接地故障短路电流变电站内发生短路故障时，由系统提供的经接地网泄放的故障电流，包括单相短路故障和两相短路故障等情形，尤以单相短路故障的情形最为普遍。由于变电站不同电压等级场区发生短路时，系统提供的短路电流不同，又细分为故障时由每条线路和主变提供的故障电流。对于基建变电站，该电流通常由设计部门提供；对于运行变电站，短路电流计算归口单位为省调和各市调。（3）地线分流和地线分流系数变电站内发生接地短路故障时，由于运行变电站存在架空出线和电力电缆出线，出线

6、线路杆塔和电力电缆终端（包括电缆分接箱）接地装置的存在，架空避雷线（包括普通地线和OPGW光纤地线）和电缆外护套将向外流出部分故障电流，即由于地线和电力电缆外护套分流的贡献，导致实际经接地网泄放的故障短路电流水平有较大幅度的下降。一般地，110kV及以上电压等级的电力电缆外护套非两端接地（一端经电缆护层保护器接地），不会引起分流；而110kV以下电压等级的电力电缆外护套通常采用两端接地，对故障电流或测试电流将造成一定程度的分流。地线分流系数为架空地线和电缆外护套对注入地网的故障电流的分流与故障电流之间的比值。（4）变压器中性点环流变电站内发生接地短路故障时，从故障点经过接地网部分导体流回中性点

7、接地运行变压器的电流。（5）接地网最大入地电流变电站内发生接地短路故障时，考虑剔除地线对接地故障短路电流的分流影响因素后，实际通过接地网入地的故障短路电流部分。（6）接地网电位升高（GPR）指变电站内发生接地故障时，实际通过接地网入地的故障短路电流所引起的接地网电位升高，即接地网与大地零电位点之间的电位差，也称为地电位升高。（7）接地网电位差（GPD）习惯上将接地网作为等电位网来考虑，而由于水平接地网材质电阻率的差异，铜质接地网的电位分布较为均衡，接地网电位差较小；而钢材质接地网（我国普遍采用钢材质）由于电阻率和磁导率较大，接地网非等电位分布特性较为明显，内部呈现一定的电位差。当接地网通过入地

8、故障电流时，接地网的电位分布实际上是不均匀的，接地网上不同两点之间存在的电位差，也称为场区压差。当入地故障电流较大时，该电位差是造成控制电缆烧毁的主要原因之一。为严格起见，为便于操作，常考核场区最大电位差，或最大压差。（8）跨步电压或跨步电位差接地短路（故障）电流流过接地网时，地面上水平距离为1.0m的两点间的电位差，反映人体两脚接触地面两点间的电位差。跨步电压最高水平一般在接地网边缘附近。（9）接触电压或接触电位差接地短路（故障）电流流过接地网时，人体两脚站在地面离设备水平距离为1.0m处与人手接触设备外壳、构架或墙壁离地面垂直距离1.8m处的两点间的电位差。（10）接地故障电流持续时间接地

9、故障出现起直至其终止的全部时间。在计算选取上偏严，一般考虑一级后备保护（主保护失灵）动作的时限。（11）接地网导体热稳定性系统发生接地短路故障时，在继电保护隔离短路故障前，持续的系统工频接地短路故障电流流经接地导体所带来的发热效应非常显著，接地网导体应能够承受系统最大运行方式和最恶劣系统短路初始条件下工频故障电流载流而不发生断裂或熔断。4 接地网特性参数的取值接地阻抗、地网电位升高和电位差、接触电位差和跨步电位差等作为接地网安全性能好坏宏观指标的接地网特性参数，其取值和评价主要围绕着设备安全和人身安全两个方面进行，对于前者，综合考虑地网接地阻抗和入地短路电流水平，控制地网允许电位升高水平和网内

10、电位差在安全值以下；对于后者，则要确保接触电压和跨步电压满足安全限值要求。4.1 接地阻抗对于110kV及以上变电站的有效接地系统，其接地网的接地阻抗应符合式（1）要求： （1）式中：Z-考虑季节变化的最大接地阻抗（）；IG-计算用经接地网入地的最大接地故障不对称电流有效值（A），应采用工程远景年的系统最大运行方式下，接地网内、外发生接地故障时，经接地网流入地中，并计及直流分量的最大接地故障电流有效值。对其计算时，还应计算并应考虑系统中各接地中性点间的故障电流分配，以及架空避雷线以及电缆外皮分走的接地故障电流（即分流），具体确定方法见GB50065-2011附录B。当接地网的接地阻抗不符合式（

11、1）要求时，可通过技术经济比较适当增大接地阻抗。在符合GB50065-2011第4.3.3条规定，即满足等电位联结、二次电缆屏蔽层热稳定要求、防止转移电位和高电位引外措施、10kV氧化锌避雷器吸收能量安全性、核算跨步电压和接触电压等诸多要求的前提下，接地网地电位升高可提高至5kV。必要时，经专门计算，且采取的措施可确保人身安全和设备安全可靠运行时，地电位升高还可进一步提高。接地阻抗是接地网最重要的特性参数，但并不是唯一的、绝对的参数指标。长期以来，由于种种原因，接地阻抗一直作为评估接地网的最重要参数，甚至是唯一参数，人们对接地网的评估习惯于只提接地阻抗一项指标，认为只要接地阻抗小于0.5接地网

12、就是合格的，足以保证安全运行。因而在实际工作中，往往简单地追求这一指标，不惜任何代价，部分单位片面强调接地阻抗达标，而进行接地网改造，结果浪费了大量的人力和物力，这一观念是不正确的。对于同一接地网，接地阻抗一定，当入地短路电流不一样时，接地网相关参数都会随之变化。接地网的状况评估应综合考虑各项指标，对接地网的各项参数进行全面考核，根据各项指标综合判断接地网的状况，而不应像以往片面强调接地阻抗或某一项指标，以接地阻抗作为评估接地网的唯一参数。接地阻抗取值问题应按照GB50065-2011和DL/T621-1997等有关规范要求，综合变电站短路电流水平、地形地质状况、短路状态下地网电位升高、场区电

13、位差、对二次设备运行的影响、跨步电压、接触电压，以及降阻技术经济分析等因素进行多维度评价，结合实际情况进行综合判断，以保证电力系统安全运行为中心出发点，辨证地处理实际问题。4.2 地网电位升高（GPR）和电位差（GPD）变电站接地短路故障时地网电位升高由接地网接地阻抗和接地网最大入地故障电流决定；如前所述，当接地网通过故障电流时，接地网上不同两点之间存在电位差，为严格起见，常考核场区最大电位差，或最大压差，场区地网压差水平与地网接地阻抗有一定关系，但并不直接，而是接地阻抗、短路电流水平以及地网网格设计等多个方面因素综合作用的结果。以上两个参数值通常通过接地分析软件辅助计算计算得出。作为指导原则

14、，GB50065-2011并没有明确规定接地网的电位升高和场区电位差的允许值，由具体情况进行掌握，其考核主要从对一次设备和二次设备绝缘和运行的影响两方面考虑。4.2.1 一次设备的耐受由于变电站一次设备的绝缘水平普遍比较高，足以耐受故障时地网电位升高，地网电位升高对一次设备的绝缘影响主要考核接地短路故障状态下10kV及以下电压等级的无间隙氧化锌避雷器的耐受是否超过避雷器的通流能力。4.2.2 二次设备的耐受二次设备和二次系统的绝缘和运行对地网电位升高的要求相对苛刻，影响接地网地电位升的因素直接与二次系统的安全性相关，其中包括二次电缆及二次设备的绝缘耐受。二次电缆在短路时承受的地电位升又决定于二

15、次电缆的接地方式，如果二次电缆仅位于变电站内，则二次电缆承受的电位差不超过场区的最大压差；当二次电缆单端接地时，如果不考虑短路时二次电缆芯线上的感应电位，二次电缆承受的电位差即为地电位升；双端接地电缆上感应的芯皮电位通常不到地网电位升的40%，地电位升高可放宽到2000/（40%）=5000V。如果二次电缆引出站外，则二次电缆承受的电位差即为地电位升高。DL/T621-1997要求GPR不大于2000V，在土壤电阻率较高或面积较小的变电站，上述要求普遍难以达到，GB50065-2011则将GPR放宽到5000V甚至更高。从保守的角度出发，假设二次设备及二次电缆的绝缘耐受电压只有2000V，则采

16、用二次电缆双端接地方式，同样可以将允许的地电位升提高到5000V。4.2.3 外引电力电缆外护套由于运行要求，除了10kV及以下电力电缆外护套两端（包括电缆分接箱）直接接地外，为减少感应电压和环流， 110kV及以上电力电缆（包括部分35kV电力电缆）外护套通常非两端接地，包括电缆交叉互联的情形，采用一端接地，另一端通过电缆护层保护器（实际上是金属氧化物非线性电阻片）接地，典型10kV电缆护层保护器额定电压通常有2800V和4000V两个等级，如果变电站发生接地故障短路时，地网电位升高水平超过额定电压，可能超过电缆护层保护器的耐受，给其正常运行带来威胁，需要通过限制地网电位升高水平予以防范。4

17、.2.4 接地网高电位引外风险变电站接地网可能与外界通过金属水管、通信线路和低压线路等存在联系，变电站发生接地故障短路时，存在地网导体高电位引外的风险，给站外人员和设备带来威胁。为此，必须做好引外金属水管、通信线路和电源等的隔离措施，如：（1）外接自来水管进入站内用一段数米长的PVC管接驳，防止高电位引出；（2）门卫和主控楼供水用PVC管敷设；（3）外接通信线路在站内加装隔离变压器进行隔离；（4）通信线路引起的高电位引出及其它隔离措施，目前变电站的通信线路一般采用光缆通信线路，因此这方面的问题可以不予考虑；（5）其它从变电站引出的低压电源线必须采用隔离变压器。随着变电站无人值守逐渐成为一种趋势

18、，对于这类变电站，跨步电压和接触电压问题渐被淡化，更应该关注故障状态下接地网高电位引外的风险。另一个方面，城区变电站或接近负荷中心的变电站通常采用电力电缆出线，与变电站接地网连接的电力电缆外护套也将带来地网电位升高引外的问题。如果电缆外护套两端接地（中压配电网情形），需要考虑电缆终端的对侧接地网（电缆分接箱或电缆中间分接头）电位升高对设备和人员的风险；如果电力电缆一端接地运行（高压电缆情形），则需要校核电缆护层保护器的耐受。4.3 跨步电压和接触电压对于本规范所关注的110kV及以上有效接地系统，根据DL/T 621-1997第3.4条中规定，在发生单相接地或同点两相接地时，变电站接地网的跨步

19、电压和接触电压不应超过式（2）和式（3）计算的数值，即跨步电压安全限值（允许值）Us和接触电压安全限值（允许值）Ut分别为 （2） （3）式中：rs -人脚站立处地表层的电阻率（m），t -接地短路（故障）电流持续时间（s），与接地网热稳定校验的接地短路故障等效持续时间te取相同值。GB50065-2011进一步考虑到地面表层的衰减因素，将式（2）和式（3）的跨步电压安全限值Us和接触电压安全限值Ut分别表示为 （4） （5）式中：Cs-表层衰减系数，确定方法见GB50065-2011附录C。跨步电压和接触电压安全限值与人脚站立处表面的土壤电阻率rs和接地故障持续时间t密切相关，从式（2）式（

20、5）看出，跨步电压和接触电压安全限值与接地短路（故障）电流持续时间呈现负相关性，接地短路故障切除时间越短，即越快切除接地短路故障，容许的跨步电压和接触电压水平越高，反之亦然。目前国内对故障持续时间ts的选取尚不统一，因接触电势和跨步电势超标直接危害到人身安全，在故障持续时间的选取上建议保守，为严格起见，取一级后备保护（主保护失灵）动作的时限，500kV系统一般取0.35s，220kV和110kV系统取0.6s0.7s。另一方面，人脚站立处表面的土壤电阻率rs是一个变化的量，土壤干燥（干季）时与土壤湿润（雨季）时差别很大，尤其是雷雨天气，此时地表面视在土壤电阻率很低（即使是水泥地面），跨步电压和

21、接触电压安全限值将变得很低，为严格起见，rs取一般（略低）的值。需要指出的是，随着高阻层厚度增加，跨步电压和接触电压安全限值的增加具有饱和趋势，因此，不能仅依靠在地表敷设高阻层就将接触电压和跨步电压的允许值提高到人体的允许值，要确保发电厂和变电站接地短路故障状态下的跨步电压和接触电压的提高满足人身安全要求，最基本的还需要通过适当降低地网接地阻抗来实现。4.4 接地网导体热稳定校验变电站设备接地导体（线）和接地网导体的截面，应按接地短路电流进行热稳定校验。根据热稳定条件，未考虑腐蚀时，接地引下线的最小截面应符合式（6）的要求 （6）式中：Sg-接地线的最小截面（mm2）；Ig-流过接地线的短路电

22、流稳定值（A），根据系统510年发展规划，按系统最大运行方式确定；te-短路的等效持续时间（s），500kV部分取0.35s，220kV和110kV部分取0.6s0.7s；c-接地线材料的热稳定系数，根据材料的种类、性能及最高允许温度和短路前接地线的初始温度确定。钢质材料取70，铜质材料取210。未考虑腐蚀时，主接地网接地体和接地极的最小截面，不宜小于连接至接地网的接地导体（线）截面的75%。同一电压等级接地体截面不同时，应按最小截面进行核算。对于腐蚀情况严重的接地体，应根据该接地体的有效截面进行接地体的热稳定校验。有效截面是指已处理过腐蚀表面的接地体的截面。部分变电站由于运行时间较长，曾进行

23、过多次接地网改造，接地体截面存在着多种规格，应以最小截面进行校验。尤其是只进行接地引下线改造而主接地网未进行改造的变电站，应对其主接地网的接地体进行校验。接地导体（线）的最大允许温度和接地导体（线）截面的热稳定校验见GB50065-2011中附录E。首先应核算现有变电站接地引下线和主接地网能够承受的最大短路电流，以后，每年根据省电力调度中心（220kV及以上变电站）和市调（110kV变电站）当年的变电站的最大单相短路电流进行接地网和接地引下线的热稳定校验核算。同时还应结合接地装置开挖检查，接地体的腐蚀程度进行校正。4.5 雷电流注入变电站接地网时接地网的电位暂态分布雷直击变电站内避雷针或金属构

24、架，或者变电站近区落雷，雷电波沿避雷线入侵而在出线构架上进入主接地网时，接地网的局部暂态电位升高不应对附近的设备或二次电缆的绝缘或正常运行造成影响。由于变电站接地网感性分量的存在，在雷击暂态过程中，雷电流沿接地网的散流呈现局部特征，接地网导体和地表电位分布极不均匀，一般地，雷击点附近电位异常升高，电位差非常大，对雷击散流点（变电站避雷针或出线构架）附近的二次设备或电缆带来严重的骚扰，设计时，电缆沟的设计布置应适当远离雷击点。接地网的接地阻抗直接影响接地网的局部散流特性，降低接地阻抗对雷电冲击电流的泄放的促进是直接的，因此，从限制雷电流注入变电站接地网时接地网的暂态电位和电位差考虑，变电站接地阻

25、抗值不宜放的太宽，建议对于220kV和500kV变电站，接地阻抗不宜超过1；对于110kV变电站，接地阻抗值可以进一步放宽，但不宜超过1.5。5 接地网设计的一般要求5.1 掌握工程地点的地形地貌、土壤的种类和分层状况。实测或搜集站址土壤及江、河、湖泊等的水的电阻率、地质电测部门提供的地层土壤电阻率分布资料和关于土壤腐蚀性能的数据，以及地下水的资料。要充分考虑站址处较大范围土壤的不均匀程度。5.2 根据有关建筑物的布置、结构、钢筋配置情况，确定可利用作为接地网的自然接地极。水平接地网应利用直接埋入地中或水中的自然接地极，除利用自然接地极外，还应敷设以水平接地极为主的人工接地网。若为降阻目的，经

26、评估后需要采用外扩水平接地网，应用不少于两根导体在不同地点与外扩接地装置相连接。变电站接地网应与110kV及以上架空线路的避雷线（包括OPGW光纤地线）直接相连，且有便于分开的连接点。接地网应与避雷线或避雷针接地装置相连接，连接线埋在地中的长度不应小于15m。5.3 接地网的埋设深度不宜小于0.8m。5.4 水平网可采用圆钢、扁钢、铜绞线或镀铜钢绞线，垂直接地极可采用角钢、钢管或镀铜钢棒等。接地网采用钢材时，其按机械强度要求的最小尺寸应符合GB50065-2011中表4.3.4-1所列规格。接地网采用铜或镀铜钢材时，其按机械强度要求的最小尺寸应符合GB50065-2011中表4.3.4-2所列

27、规格。5.5 确定接地网的型式和布置时，应考虑接地网的均压，以降低接触电位差和跨步电位差，且应符合式（2）（5）的要求。5.6 接地网的外缘应闭合，外缘各角应做成圆弧形，圆弧的半径不宜小于均压带间距的一半。接地网内应敷设水平均压带，接地网均压带可采用等间距或不等间距布置。5.7 接地网边缘经常有人出入的走道处，应铺设沥青路面或在地下装设两条与接地网相连的均压带。在现场有操作需要的设备处应铺设沥青、绝缘水泥或鹅卵石。5.8 根据当前和远景年最大运行方式下一次系统电气接线、母线连接的出线线路状况、故障时系统的电抗与电阻比值等，确定设计水平年在非对称接地故障情况下最大的不对称电流有效值。5.9 采用

28、辅助设计工具（如接地分析软件CDEGS），计算地线分流和经接地网的最大入地电流。5.10 根据站址土壤结构和其电阻率以及要求的接地网的接地电阻值，初步拟定接地网的尺寸及结构。采用辅助设计工具计算获得接地网的接地电阻值和地电位升高。将其与要求的限值比较，并通过修正接地网设计来满足要求。5.11 发生接地故障后地电位升高超过2000V时，接地网及有关电气装置应符合以下要求：（1）当仅向站内低压电气装置供电的10/0.4kV站用变压器的低压电源中性点的接地与站用变压器保护接地共用时，低压接地系统应采用（含建筑物钢筋的）总等电位联结接地系统，以确保人身的安全。（2）采用铜带（绞线）与二次电缆屏蔽层并联

29、敷设。铜带（绞线）至少应在两端就近与接地网连接（当接地网为钢材时，尚应注意铜、钢连接的腐蚀问题），铜带（绞线）较长时，应多点与接地网连接。二次电缆屏蔽层两端就近与铜带 （绞线）连接。铜带 （绞线）的截面应满足热稳定的要求。（3）为防止转移电位引起的危害，对可能将接地网的高电位引向厂、站外或将低电位引向厂、站内的设备，应采取隔离措施。（a）10/0.4kV站用变压器向变电站外低压电气装置供电时，其0.4kV侧的短时（1min）交流耐受电压应比变电站接地网地电位升高超出30%。向变电站外供电用低压线路采用架空线，其电源中性点不在厂、站内接地，改在厂、站外适当的地方接地。（b）对外的非光纤通信设备加

30、隔离变压器。（c）通向变电站外的管道采用绝缘段。（d）铁路轨道分别在两处加绝缘鱼尾板等。（4）设计接地网时，应验算接触电位差和跨步电位差，并通过实测加以验证。5.12 通过辅助设计工具计算获得地表面的接触电位差和跨步电位差分布。将最大接触电位差和最大跨步电位差与要求的限值加以比较。如不满足要求，则应采取降低措施或采取提高允许值的措施予以解决，并通过辅助设计工具计算核实。5.13 通过热稳定校验，确定接地导体（线）和接地极的材质和相应的截面，应计及设计使用年限内土壤对其的腐蚀，以满足接地工程的寿命要求。5.14 接地网的防腐蚀设计应符合GB50065-2011第4.3.6条的要求。5.15 变电

31、站电气装置中电气设备接地导体（线）的连接应符合GB50065-2011第4.3.7条第6款的要求。5.16 在高土壤电阻率地区，推荐采取下列降低接地电阻的措施：（1）当地下较深处的土壤电阻率较低时，可采用深井式、深钻式接地极或采用深井爆破接地技术；（2）填充电阻率较低的物质或降阻剂，但应确保填充材料不会加速接地极的腐蚀；（3）不建议采用外扩水平接地网，外引自然接地极或接地装置。6 接地网的设计流程6.1 基本流程为了更为准确地提高设计精度，减少设计与现场阶段实测的误差，在确保接地网安全性的前提下，充分体现接地网建设的经济性，本技术规范给出变电站接地网的设计和结合辅助设计工具的校核基本流程如图1

32、所示，分为站址分层视在土壤电阻率实测、初步设计、理论校核、完善设计等几个基本步骤。通过结合接地网辅助设计工具充分考虑了土壤结构参数、故障电流分布、接地网型式、安全性和经济性分析等方面的因素，为接地系统的设计提供帮助，从而可以根据电网参数和变电站站址的实际情况，因地制宜，达到高质量和高安全性接地网设计的目的，同时最大幅度地降低施工成本。图1 接地网设计基本流程6.2 变电站站址土壤分层结构分析和土壤结构参数的计算6.2.1 现场视在土壤电阻率的测量可采用土壤试样分析法和四极法，最常用温纳四极法，按照DL/T 475-2006第8.1条第8.3条的规定进行。6.2.2 采用温纳四极法实测得到站址多

33、组不同电极间距的视在土壤电阻率基础数据，最长测试电极间距应与接地网尺寸（最大对角线长度）相当，对于110kV变电站，电极间距要求达到150m200m，220kV变电站应达到250m300m，500kV变电站则通常为400m600m。对于站内的浅层和表层土壤，应在不同场地进行十字交叉的多组测量。6.2.3 现场实测一般分为长距测量（反映深层土壤状况，可选变电站外不远的道路）、中距（反映中层土壤状况，可选进站道路）和短距（反映表层或浅层，可在站址进行），具体测量方案根据现场条件确定。6.2.4 长距和中距测量时，应避免与金属管道平行。6.2.5 长距测量时，建议采用交变直流电源（如SYSCAL型土

34、壤分析仪）进行测量，以避免电压线和电流线互感的影响。6.2.6 实测得到站址长距、中距和短距的一组不同电极间距的视在土壤电阻率基础数据，通过专业接地分析软件（如CDEGS，下同）进行土壤分层结构数值分析，得到土壤电阻率随测量极间距变化的曲线，进而反演得到站址多层土壤结构模型。6.2.7 根据变电站现场实际地质情况，在进行土壤分层结构分析时，可采用水平分层、垂直分层、任意分块进行模拟。6.3 初步设计6.3.1 对于具体的站址条件，根据征地红线，确定主接地网的范围。6.3.2 基于典型设计，按照第5.2第5.7条的要求，给出主接地网的初步设计，其中接地网导体热稳定校验在考虑腐蚀因素（站址土壤腐蚀

35、等级和设计运行年限）后，满足式（7）的要求，水平接地网和垂直接地极的布置满足均压的要求。6.3.3 采用专业接地分析软件的绘图工具，输入主接地网的初步设计的拓扑结构（需要对接地导体进行适当的等效性处理），基于站址多层土壤结构模型，计算接地阻抗值。6.4 变电站内故障时入地电流分布的计算6.4.1 确定入地短路电流水平。原则上，应考虑最为典型的单相接地故障情形，选择变电站远景最大运行方式下，站内不同电压等级设备场区发生接地故障时，接地短路电流最大值，一般由设计单位提供。6.4.2 根据设计单位提供的架空出线、杆塔以及电缆等参数，采用专业接地分析软件，在分流计算模块中进行对应的输入，计算架空地线和

36、电缆外护套对短路电流的分流系数，考虑接地运行的变压器中性点环流的情况下，计算实际经接地网散流的入地故障电流，取短路电流水平最高的设备场区的入地故障电流值作为计算依据。6.5 基于专业接地分析软件的接地网特性参数的计算6.5.1采用专业接地分析软件，基于主接地网的拓扑结构、站址多层土壤结构模型和计算的地网入地短路电流值，计算变电站发生单相接地短路故障时，接地网的工频电位升高、场区最大电位差、跨步电压和接触电压等特性参数的分布。6.5.2 为求得上述接地网特性参数的最大值，取计算的地网入地短路电流最大值，短路点取出现该最大值所在的设备场区，在该场区均匀选择数个考察点进行计算，尤其在该场区的边缘选择

37、，以便得到跨步电压和接触电压的最大值。6.5.3 为严格起见，变电站设备场区的压差（电位差）考虑单相接地短路点与接地网边缘的最大电位差。6.5.4 跨步电压的观测面应包括整个接地网（包括外延水平网和射线、斜井等）的范围，及变电站红线和外扩接地网一定距离（3m5m）的外侧。6.5.5 接触电压的观测面选择距离变电站围墙边一定距离（3m5m）的实际设备场区。6.6 接地网场区跨步电压和接触电压安全限值的计算6.6.1 对于变电站户外非水泥地面，在变电站内预留场地测量表层土壤电阻率，作为人脚站立处地表层的电阻率rs。对于水泥地面，参照DL/T 621-1997给出的土壤和水电阻率参考值（附录F），混

38、凝土置于干土中，电阻率为5001300·m，在干燥的大气中，可达到1200018000·m，对于水泥路面，保守起见，表面土壤电阻率s可取5000·m。6.6.2 接地短路（故障）电流持续时间取为0.35s（500kV变电站或变电站的500kV设备场区）和0.6s0.7s（220kV、110kV变电站或变电站的220kV、110kV设备场区）。6.6.3 按照式（2）或（4）计算得到跨步电压安全限值。6.6.4 按照式（3）或（5）计算得到接触电压安全限值。7 接地网特性参数的安全性校核7.1 10kV金属氧化物避雷器对地网电位升高的耐受校核变电站一次设备的绝缘水平

39、和绝缘裕度普遍很高，足以耐受故障时地网电位升高，10kV及以下避雷器是其中过电压耐受能力最薄弱的设备，地网导体电位升高过高有可能引起避雷器动作甚至动作后不能承受被赋予的能量（超过避雷器通流能力）而发生爆炸，对一次设备影响主要考核变电站发生单相接地故障时，在最严重的情况下，地网导体电位升高导致10kV及以下电压等级的无间隙氧化锌避雷器两端非周期分量电位差，是否超过其短时过电压耐受能力，是否存在可能导致避雷器发生热崩溃而爆炸的风险。避雷器不动作要求的接地阻抗值Zw按式（7）计算 （7）式中，Ugf 10kV及以下避雷器工频放电电压下限值（kV），对于10kV避雷器，取26kV；Uxge避雷器所在的

40、系统标称相电压（kV），对于10kV避雷器，取10/kV；I-计算用的入地短路电流（kA）。无间隙金属氧化物避雷器按照10kV系统标称电压的90%选取。以典型的10kV无间隙金属氧化物避雷器为例，额定电压16.5kV，电阻片通流容量为2ms、200A 方波不少于18次，取接地短路电流持续0.5s时避雷器短时耐受系数为1.1，避雷器所能承受的短时过电压为16.5××1.1 = 25.664 （kV）。校核时应考虑变电站发生单相接地故障时，地网导体电位与避雷器相电压相位相反的最恶劣情形，通过接地软件计算出的避雷器接地端处的地网工频电位升高稳态值为Uw；考虑地网电位升高非周期分量

41、叠加在交流分量上引起的地电位升高冲击峰值Ui=Uw × De（其中De为冲击系数，取2.55），避雷器相和地两端承受的短时过电压Umax=Ui + 10/，将Umax值与10kV避雷器的短时过电压耐受能力比较，以校核变电站发生单相接地故障时，在最严重的情况下，地网导体电位升高是否存在可能导致避雷器发生热崩溃而爆炸的风险。7.2 二次设备和二次系统对地网电位升高和网内电位差的耐受校核二次设备和二次系统的绝缘和运行对地网电位升高和网内电位差的要求相对复杂，考虑二次电缆及二次设备的绝缘耐受时，地网电位升高宜低于2000V，最高不应超过5000V；最大网内电位差宜低于1000V。7.3 外引

42、电力电缆外护套对地网电位升高耐受校核由于运行要求，除了10kV及以下电力电缆外护套两端（包括电缆分接箱）直接接地外，为减少感应电压和环流，110kV及以上电力电缆（包括部分35kV电力电缆）外护套通常非两端接地，包括电缆交叉互联的情形，采用一端接地，另一端通过电缆护层保护器（实际上是金属氧化物非线性电阻片）接地，典型10kV电缆护层保护器额定电压通常有2800V和4000V两个等级，如果变电站发生接地故障短路时，地网电位升高水平超过额定电压，可能超过电缆护层保护器的耐受，给其正常运行带来威胁，需要通过限制地网电位升高水平予以防范。为校核电缆外护套保护器的耐受，考虑变电站设备场区发生单相短路故障

43、时，通过计算主接地网电位升高，以及电缆终端（可取电缆第一个交叉互联处）的地表电位升高水平，得到电缆两端（电缆末端取电缆第一个交叉互联处）的地电位差。若主接地网地电位升高与电缆末端地电位之差大于保护器的额定电压有效值，则存在保护器损坏的风险。保护器是否损坏，除了取决于两端电位差外，还取决于承受电位差的时间（即短路持续时间），考虑后备保护动作的不利情形，此时短路持续时间可取0.7s，一般来说，氧化锌电阻片热崩溃时间在数秒以内。尽管如此，考虑最不利情况，当接地网电位升高水平较高时，需要防范电缆外护套保护器损坏的风险，通过降阻方式，限制接地故障时主地网电位升高水平。7.4 跨步电压校核按照整个接地网（

44、包括外延水平网和射线、斜井等）的范围跨步电压计算的最大值，重点关注接地网边缘、大门、围墙边的区域，比对计算得到跨步电压安全限值，整个评价接地网场区的跨步电压是否满足人员安全要求，以及哪部分区域的跨步电压水平偏高，需要采取完善化设计措施。对于偏高的区域，考虑下雨或地面潮湿情形下的跨步电压校核。7.5 接触电压校核按照距离变电站围墙边一定距离（3m5m）的实际设备场区接触电压计算的最大值，重点关注靠近变电站围墙的出线侧设备、经常操作的设备、主变的高压侧场区等，比对计算得到接触电压安全限值，考核接触电压是否满足人员安全要求，以及哪部分区域的接触电压水平偏高，需要采取完善化设计措施。对于偏高的区域，考

45、虑下雨或地面潮湿情形下的接触电压校核。8 接地网设计及评价步骤8.1 采用专业接地分析软件，按第6.3.3确定接地网初步设计后的接地阻抗值。8.2 按照第6.5.1条，采用专业接地分析软件，对于初步设计的接地网，在变电站远景最大系统运行方式和短路电流水平下，变电站发生单相接地短路故障时，计算得到接地网的工频电位升高，不宜超过2000V，如果变电站站址土壤条件不理想，最高不应超过5000V，且必须满足10kV金属氧化物避雷器耐受校核（第7.1条）、二次设备和二次系统的耐受校核（第7.2条）和外引电力电缆外护套耐受校核（第7.3条）。8.3 计算的变电站场区最大电位差应满足二次设备和二次系统的耐受

46、校核（第7.2条），宜低于1000V。8.4 在对初步设计接地网进行校核时，除了满足第8.2和第8.3条的要求外，还应兼顾接地阻抗的水平，原则上尽可能低，以确保雷直击变电站内避雷针或金属构架，或者变电站近区落雷，雷电波沿避雷线入侵而在出线构架上进入主接地网时，接地网的局部暂态电位升高不对附近的设备或二次电缆的绝缘或正常运行造成影响。考虑到技术经济性，一般地，对于高土壤电阻率地区，220kV和500kV变电站，接地阻抗应控制在0.8以内，不宜超过1；110kV变电站的接地阻抗值可以适当放宽，应控制在1.0以内，不宜超过1.5。8.5 对于接地阻抗低于0.5，但短路电流水平超过40kA的变电站，也要进行第8.2和8.3条的校核，不满足要求，需要降低接地阻抗设计值。8.6 对于不满足第8.2第8.