DL/T 1680-2016
基本信息
标准号： DL/T 1680-2016
中文名称：大型接地网状态评估技术导则
标准类别：电力行业标准(DL)
标准状态：现行
出版语种：简体中文
下载格式：.zip .pdf
下载大小：11706822
标准分类号
关联标准
出版信息
相关单位信息
标准简介
标准号：DL/T 1680-2016
标准名称：大型接地网状态评估技术导则
英文名称：Guide for condition evaluation of large grounding grid
标准格式：PDF
发布时间：2016-12-05
实施时间：2017-05-01
标准大小：11.1M
标准介绍：1范围
本标准规定了大型接地网状态评估的一般原则、方法、项目、流程、判断标准和实施周期。
本标准适用于变电站、发电厂、换流站、高抗站、串补站和新能源电站等大型接地网工频特性的状态评估
本标准的接地网数值仿真方法也适用于大型接地网设计阶段的安全性评估。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB/T50065—2011交流电气装置的接地设计规范
DL/T4752006接地装置特性参数测量导则
DL/T596-1996电力设备预防性试验规程
DL/T15322016接地网腐蚀诊断技术导则
DL/T1554-2016接地网土壤腐蚀性评价导则
本标准按照GB丌T1.1—200《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。
本标准由中国电力企业联合会提出。
本标准由电力行业过电压与绝缘配合标准化技术委员会归口。
本标准主要起草单位：广东电网有限责任公司电力科学研究院、江苏方天电力技术有限公司。本标准参与起草单位：国网陕西省电力公司电力科学研究院、中国电力科学研究院、国网江西省电力科学研究院、国网湖南省电力公司电力科学研究院、国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院、广东电网有限责任公司惠州供电局、清华大学、武汉大学、成都桑莱特科技股份有限公司、上海大帆电气设备有限公司
本标准主要起草人：李谦、肖磊石、张劲松。
本标准参与起草人：饶章权、彭向阳、王森、李志忠、时卫东、裴锋、何智强、王东烨、彭刚、张波、文习山、何华林、邵建康
标准名称：大型接地网状态评估技术导则
英文名称：Guide for condition evaluation of large grounding grid
标准格式：PDF
发布时间：2016-12-05
实施时间：2017-05-01
标准大小：11.1M
标准介绍：1范围
本标准规定了大型接地网状态评估的一般原则、方法、项目、流程、判断标准和实施周期。
本标准适用于变电站、发电厂、换流站、高抗站、串补站和新能源电站等大型接地网工频特性的状态评估
本标准的接地网数值仿真方法也适用于大型接地网设计阶段的安全性评估。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB/T50065—2011交流电气装置的接地设计规范
DL/T4752006接地装置特性参数测量导则
DL/T596-1996电力设备预防性试验规程
DL/T15322016接地网腐蚀诊断技术导则
DL/T1554-2016接地网土壤腐蚀性评价导则
本标准按照GB丌T1.1—200《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。
本标准由中国电力企业联合会提出。
本标准由电力行业过电压与绝缘配合标准化技术委员会归口。
本标准主要起草单位：广东电网有限责任公司电力科学研究院、江苏方天电力技术有限公司。本标准参与起草单位：国网陕西省电力公司电力科学研究院、中国电力科学研究院、国网江西省电力科学研究院、国网湖南省电力公司电力科学研究院、国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院、广东电网有限责任公司惠州供电局、清华大学、武汉大学、成都桑莱特科技股份有限公司、上海大帆电气设备有限公司
本标准主要起草人：李谦、肖磊石、张劲松。
本标准参与起草人：饶章权、彭向阳、王森、李志忠、时卫东、裴锋、何智强、王东烨、彭刚、张波、文习山、何华林、邵建康
标准图片预览
标准内容
ICS29.240.01
备案号：57232-2017
iiiKAa~cJouakAa-
中华人民共和国电力行业标
DL/T1680—2016
大型接地网状态评估技术导则
Guide for condition evaluation of large grounding grid2016-12-05发布
国家能源局
2017-05-01实施
DL/T1680—2016
iiiKAa~cJouakAa
本标准按照GB/T1.12009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业过电压与绝缘配合标准化技术委员会归口。本标准主要起草单位：广东电网有限责任公司电力科学研究院、江苏方天电力技术有限公司。本标准参与起草单位：国网陕西省电力公司电力科学研究院、中国电力科学研究院、国网江西省电力科学研究院、国网湖南省电力公司电力科学研究院、国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院、广东电网有限责任公司惠州供电局、清华大学、武汉大学、成都桑莱特科技股份有限公司、上海大帆电气设备有限公司。
本标准主要起草人：李谦、肖磊石、张劲松。本标准参与起草人：饶章权、彭向阳、王森、李志忠、时卫东、装锋、何智强、王东烨、彭刚、张波、文习山、何华林、邵建康。本标准为首次发布。
本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条一号，100761)。
1范围
iiiKAa~cJouaKAa-
大型接地网状态评估技术导则
DL/T1680-—2016
本标准规定了大型接地网状态评估的一般原则、方法、项目、流程、判断标准和实施周期。本标准适用于变电站、发电厂、换流站、高抗站、串补站和新能源电站等大型接地网工频特性的状态评估。
本标准的接地网数值仿真方法也适用于大型接地网设计阶段的安全性评估。2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T50065—2011交流电气装置的接地设计规范DL/T475—2006接地装置特性参数测量导则DLT596一1996电力设备预防性试验规程DL/T1532—2016接地网腐蚀诊断技术导则DL/T1554—2016接地网土壤腐蚀性评价导则3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。3.1
大型接地网largegroundinggrid110kV及以上电压等级变电站、装机容量在200MW以上的火电厂和水电厂的接地网以及等效面积在5000m以上的接地网，通常指大短路电流系统的接地网。3.2
接地网特性参数groundinggrid characteristicparameters接地网电气完整性、接地阻抗、接地故障时接地网分流、接地网电位升高、接地网电位差、跨步电位差和接触电位差等参数或指标。除电气完整性为直流特性参数外，其他参数均为工锁特性参数3.3
大型接地网状态评估conditionevaluationoflargegroundinggrid通过站址视在土壤电阻率和接地网特性参数现场测试来完成接地网计算模型工程校验，在此基础上，主要借助数值仿真计算手段，对实际故障短路状态下反映接地网安全性的接地网特性参数的现时状态进行多维度评估，判断接地网的状态是否符合运行要求，并针对存在的缺陷提出整改建议，提高接地网的安全性。
接地引下线groundingconductor电力设备应接地的部位与地下接地极之间的金属导体，指接地端子与接地极连接用的金属导电部分，包括垂直和水平部分。
接地阻抗groundimpedance
接地网对远方电位零点的阻抗，数值上为接地网与远方电位零点间的电位差，与通过接地网流入1
DL/T1680—2016
iiiKAa~cJouakAa
地中的电流的比值。本标准均指工频接地阻抗3.6
接地网电气完整性electricintegrityofgroundingconnection接地网的各部分及与接地的各设备的接地端子之间的电气连接性。实测中以测量设备接地引下线间直流回路电阻的方式，检查接地网各部分的电气完整性，以及所有设备接地引下线与接地网的连接情况。3.7
接地网电位升高groundinggridpotential rise发电厂、变电站接地故障电流经接地网流入大地时，接地网与大地零电位点之间的电位差。3.8
接地网电位差groundinggridpotentialdifferences发电厂、变电站接地故障时，接地网上不同两点之间存在的电位差。为便于操作，常考核接地网场区最大电位差。
跨步电位差steppotentialdifference地面上水平距离为1.0m的人体两脚接触地面两点间的电位差。3.10
接触电位差touchpotentialdifference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。
最大故障短路电流maximumearthfaultcurrent系统发生短路故障时，由系统提供的最大故障电流3.12
地线分流9
ground wire shunting
系统发生接地短路故障时，架空避雷线「包括普通地线和光纤复合架空地线（OPGW）和两端接地的电缆外护套将向外流出部分故障电流，将导致接地网实际散流的故障电流减少。3.13
接地网分流系数currentdivisionfactorofgroundinggrid通过接地网泄放的故障电流与总故障电流之问的比值。3.14
最大入地故障短路电流maximumgridcurrent系统发生接地短路故障时，由系统提供的最大故障短路电流中，考虑出线架空避雷线（包括普通地线或OPGW）和电缆外护套的分流后，实际经接地网泄放的敌障短路电流部分。3.15
接地故障电流持续时间continuoustimeofgroundfaultcurrent接地故障出现起直至其终止的全部时间。为严格起见，考虑一级后备保护（主保护失灵）动作的时限。
中性点环流circulatingtransformerneutralcurrent发电厂和变电站发生接地短路故障时，从故障点经过接地网流回主变压器中性点的电流。3.17
接地网特性参数数值仿真计算calculationofgroundinggridcharacteristicparameters在工频接地故障状态下，考虑变电站地线（架空避雷线和电缆外护套）对故障入地电流的分流2
iiiKAa~cJouaKAa-
DL/T1680—2016
后，计算经接地网实际入地电流所引起的反映接地网安全性的接地网特性参数（主要指接地网电位升高和电位差、地表电位和跨步电位差、接触电位差等）的分布。3.18
接地网和接地引下线导体腐蚀诊断检查diagnostictestofgroundingconductorcorrosion采用选点开挖检查，结合导体取样腐蚀率量化测试，以及基于电气和理化特性的接地网腐蚀综合诊断新技术，对发电厂和变电站接地网和接地引下线导体腐蚀状况进行诊断检查3.19
接地网导体热稳定性
Emaximumallowabletemperaturelimit系统发生接地短路故障时，在继电保护隔离短路故障前，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评估基本条件
资料要求
需具备接地网露工图纸，或最近一次改造或扩建后的接地网图纸，站址土壤电阻率数据，通过现场实测得到一组不同间距站址和站址附近视在土壤电阻率。4.1.2Www.bzxZ.net
4.1.3待评估的厂、站出线和杆塔相关参数，包括：a）架空出线回路数量、长度和挡距：b）
导线和地线型号：
杆塔数量、型式、几何尺寸和接地电阻：c）
出线电缆长度和型号：
对侧变电站的接地阻抗
4.1.4系统最大接地短路电流，通常取最大单相接地短路电流。运行变电站由调度部门根据年度或远景规划系统最大运行方式计算得到，新建变电站则由设计部门提供（考虑远景规划）。4.2试验条件要求
围绕接地网状态评估所开展的站址视在土壤电阻率和接地网特性参数现场试验，应在土壤干燥状态下进行。
4.3接地网状态评估数值仿真计算要求采用的接地网专业计算分析软件应满足下列要求a）以多层土壤的电磁场理论为基础，包含土壤电阻率分析、接地网电流分布分析和地中电位分析等基本功能单元：
b）具备建立多层土壤分层模型功能，能反演得到土壤分层数、各层的电阻率和厚度：具备架空地线和电缆外护套对故障电流的分流计算功能，得到通过接地网入地短路故障电流：c）
接地网数值计算采用矩量法、边界元法、有限元法等，通过叠加方法求得电流注入点的地电d）
位升，从而求得接地网的接地阻抗、地表电位分布、接触电位差和跨步电位差等。5评估一般原则、项目、流程和周期5.1一般原则
应依据现场试验和仿真计算，得到站址土壤结构状况、接地阻抗、接地故障时接地网分流、接地网电位升高和电位差、跨步电位差和接触电位差的分布，结合接地网完整性、接地网和接地引下线导3
DL/T1680—2016
iiiKAa~cJouaKAa-
体腐蚀状况和热稳定校验结果，比对评估标准，得到反映整个接地网状态的各指标状况，对接地网进行评估，指出存在的安全隐患，有针对性地提出整改意见，并对整改措施进行仿真计算，为整改方案提供理论指导。
5.2大型接地网状态评估项目
大型接地网状态评估项目包括：a）站址视在土壤电阻率测试和土壤结构分析；b）接地网特性参数测试：
接地网特性参数数值仿真计算：接地网电气完整性测试：
接地网和接地引下线导体腐蚀诊断检查：f）
接地网和接地引下线导体热稳定校验。5.3大型接地网状态评估基本流程大型接地网状态评估基本流程见附录A中图A.1，分为资料准备、现场实测、数值仿真计算、状态评估和整改建议等步骤。
5.4大型接地网状态评估周期
应根据接地网运行年限、运行情况及运行单位的运行经验确定大型接地网状态评估周期。220kV及以上变电站和200MW以上的电厂接地网评估周期不宜超过10年，其他接地网根据其重要性和运行状态而定，在下列情况下可适当缩短评估周期：a）厂、站扩容或负荷增加导致接地短路电流明显提高：b）接地网（尤其是外扩接地网）遭到局部破环；接地网或接地引下线导体腐蚀严重：c
运行中发生与接地网有关的设备故障d)
怀疑接地网在雷击或工频接地短路状态下性能不满足要求：接地网整体改造前后。
6现场试验
站址视在土壤电阻率测试
6.1.1可采用四极法，推荐采用温纳（We数据。
6.1.2站址土壤结构模型宜分成表（浅）层、中层和深层，与此对应，视在土壤电阻率实测宜分为长距、中距和短距测试3个步骤，至少测量7个点，最大极间距离mx不宜小于接地网尺寸（取最大等效对角线）。
6.1.3为避免接地网导体及延长线对电位测量的影响，不应在变电站内或杆塔附近进行测试。6.1.4现场作业按照DL/T475的规定进行，其注意事项见附录B。6.2
接地网特性参数测试
6.2.1总体要求
接地网特性参数测试现场作业按照DL/T475的要求，其操作步骤和注意事项见附录C。4
6.2.2接地阻抗测试
iiiKAacJouaKAa-
DL/T1680—2016
针对现场情况和地形地貌，选择和制订合理的试验方案，并尽量减小引线间互感的影响，6.2.3地线分流测试
测量架空地线和电缆外护套对测试电流的分流，同时测量各分流向量与测试电流向量之间的相角差，以便对各分流进行向量求和，得到实际通过接地网散流的测试电流向量，进而修正接地阻抗测试结果。
6.2.4跨步电位差和接触电位差测试跨步电位差和接触电位差测试应符合下列要求：a）在接地网边缘附近、站内人员活动频繁区域和大门等重点区域测试跨步电位差：在各个电压等级设备场区，选择5个10个有代表性的观测点，重点在靠近围墙场区边缘的b）
人员常接触的设备处测量接触电位差。6.3接地网电气完整性测试
按照DL/T475的要求，以测量直流回路电阻的方式进行接地网电气完整性测试。6.4接地网和接地引下线导体腐蚀诊断检查6.4.1按照DL/T596的规定，根据实际情况，在各个设备场区选择有代表性的多个点进行开挖检查，同时应对接地网和接地引下线导体取样，进行腐蚀率量化检测。6.4.2宜按照DL/T1532和DU/T1554的规定，采用基于电气和土壤理化特性的接地网腐蚀综合诊断新技术，以提高接地网腐蚀诊断的效果。6.5接地网导体热稳定校核
6.5.1根据接地网和接地引下线导体腐蚀诊断结果，考虑导体腐蚀的因素，进行设备接地引下线和接地网导体热稳定性校核，其中，短路等效持续时间t取值同第8.3。6.5.2新建或需进行接地网改造的变电站，故障电流应选择站内断路器最大开断短路电流。6.5.3具体步骤和注意事项见附录D。7接地网特性参数数值仿真计算
7.1基本流程
7.1.1基于接地分析软件的大型接地网特性参数数值仿真计算见附录E中图E.1，包括：a）站址土壤结构分析；
接地网拓扑结构输入和接地网模拟：b)
接地网参数仿真计算模型的准确性校验：c）
地线分流和经接地网最大入地故障短路电流计算：d
e）工频接地故障时接地网电位分布计算，得到接地短路故障状态下接地网电位、跨步电位差和接触电位差分布。
7.1.2其数值仿真计算步骤和注意事项参见附录E。7.2站址土壤结构分析
7.2.1基于实测得到一组不同电极间距的视在土壤电阻率基础数据，采用接地分析软件，反演得到站5
DL/T1680-2016
址等效分层土壤结构模型。
iiiKAa~cJouaKAa-
7.2.2根据站址土壤实际情况，选择水平分层、垂直分层、复合结构或分块模型7.3接地网拓扑结构输入和模拟
依据接地网的竣工图纸，利用接地分析软件输入接地网导体参数，对接地深井、缓释型离子接地装置、接地模块或深并爆破致裂加压力灌注降阻剂等降阻措施进行合理等效，建立接地网拓扑结构。7.4接地网参数仿真计算模型的准确性校验7.4.1利用接地网拓扑结构模型和土壤分层结构模型，输入接地阻抗实测时二维布线路径，以及变电站出线和外护套两端接地的电缆线路二维路径，输入实测时测试电流值，计算接地网相对电位极的电位升高。
7.4.2比较电位极的电位升高计算值与实测值的差别，如果两者偏差在20%以内，说明站址土壤结构、接地网和出线的拓扑结构模型准确性满足接地网参数仿真计算的要求。7.4.3如果上述偏差大于20%，应检查并确认接地网图纸为竣工图或后期扩建（改造）的最新图纸，在确保接地网拓扑结构图的准确性基础上，微调站址土壤结构直至上述偏差满足要求。7.4.4考虑现场实测存在众多的干扰因素，宜取模拟计算值作为接地网状态评估的接地阻抗值7.5接地网分流和经接地网最大入地故障短路电流计算基于变电站或发电厂单相接地故障短路电流、线路参数和对侧变电站接地阻抗等参数，考虑接地运行变压器引起环流的因素，对故障电流的分布进行计算，求出出线地线（架空地线和双端接地的电缆外护套）对故障电流的分流和变压器中性点环流，经过相量求和处理后，得到不同电压等级设备场区发生接地故障时接地网的实际入地故障电流。7.6工频接地故障时电位分布计算7.6.1基于站址土壤分层结构模型、接地网拓扑结构和接地网入地短路电流，对变电站不同等级设备场区内典型观测点（尤其是靠近接地网边缘区域），以及变压器各侧发生接地故障时，接地网电位升高、场区地表电位、跨步电位差和接触电位差的分布进行计算。7.6.2宜取场区最大电位差作为接地网电位差。7.6.3跨步电位差分布应关注接地网边缘和接地网延长线、接地斜井等区域的计算结果。7.6.4接触电位差分布应关注距离围墙接地网边缘3m～5m的站内设备场区的计算结果。7.6.5对于采用扩网方式的降阻措施，考虑外扩接地网被破坏的情形，基于工频接地故障时接地网电位分布计算，对接地网安全性状态进行预测。8判断标准
8.1接地阻抗
接地阻抗水平应在兼顾技术经济性的前提下尽可能低，以取得较高的安全裕度，并应符合下列要求：
有效接地系统接地网的接地阻抗Z应符合Z≤2000/Ig的要求（Ig为第7.5中计算的经接地网最a）
大入地故障短路电流），或者接地网电位升高（GPR）U=ZI≤2000（V）。如不符合上式要求，接地阻抗值可通过技术经济比较适当地增大，在符合GB/T50065—2011中4.3.3规定的前提下，地电位升高可提高至5000V。6
iiiKAacJouaKAa-
b）不超过新建或改造接地网的接地阻抗设计值。8.2接地网电位升高和场区电位差8.2.1一次设备耐受
DL/T1680—2016
接地故障状态下，接地网导体电位升高导致的10kV及以下无间隙金属氧化物避雷器两端非周期分量电位差，不应超过其短时过电压耐受能力。8.2.2二次设备和二次系统耐受
考虑二次电缆和二次设备的绝缘耐受，接地网电位升高宜低于2000V，最高不应超过5000V接地网电位差宜低于1000V。
8.2.3电力电缆外护套过电压保护器耐受接地故障状态下，电力电缆护层过电压保护器两端电位差应低于其额定电压。8.3跨步电位差和接触电位差
接地故障状态下，接地网场区跨步电位差和站内设备场区接触电位差不应超过由GB/T50065计算得到的跨步电位差和接触电位差安全限值，其中，接地故障持续时间取一级后备保护（主保护失灵）动作的时限，500kV及以上系统宜取0.35s，330kV系统宜取0.5s，220kV和110kV系统宜取0.7s。8.4接地网电气完整性
参照DL/T475的要求。
8.5接地网和接地引下线导体腐蚀状况参照DL/T596、DL/T1532和DL/T1554的要求。8.6接地网和接地引下线导体热稳定根据接地网和接地引下线导体腐蚀诊断结果，考导体腐蚀的因素，接地网和设备接地引下线导体截面应满足GB/T50065—2011中附录E的热稳定校验要求。9评估和结论
9.1接地阻抗
评估当前接地网接地阻抗值是否满足设计和运行要求。接地阻抗除了满足第8.1的要求外，与交接验收测试值比较不应有明显增大，否则应考虑在技术经济合理的前提下，提出接地网降阻目标值，并通过仿真计算推荐科学的降阻措施。9.2接地网电位升高和场区电位差9.2.1评估接地故障状态下，接地网电位升高水平和接地网电位差能否满足10kV及以下无间隙金属氧化物避雷器、二次电缆和二次设备，以及电缆外护套过电压保护器绝缘的安全运行要求，对存在安全隐患者，结合仿真计算提出合理的降阻或均压等整改措施。9.2.2接地故障状态下，评估是否存在接地网导体高电位引外的风险，对存在安全隐患者，提出完善的防风险措施。
DL/T1680—2016
iiiKAa~cJouaKAa-
9.3跨步电位差和接触电位差
评估接地故障状态下，是否存在部分区域跨步电位差和变电站内设备场区接触电位差超标或偏高的风险，对存在安全隐惠者，通过仿真计算提出局部加密水平接地网的措施。9.4接地网电气完整性
设备接地引下线与接地网连接情况和接地网电气完整性测试结果应满足要求。9.5接地网和接地引下线导体腐蚀状况综合接地网和接地引下线导体腐蚀性开挖和取样，以及腐蚀性诊断结果，评估接地网和接地引下线导体腐蚀性指标是否满足全寿命周期内的运行要求。9.6接地网和接地引下线导体热稳定考虑导体腐蚀的因素，评估接地网和设备接地引下线导体截面是否满足最大接地故障方式下的热稳定要求，以及剩余寿命的校核。9.7综合结论和建议
根据以上评价结果，给出接地网状态综合评估结论，对存在的缺陷，提出整改建议，并对整改设计方案进行仿真计算校核，应包括：a）在目前的系统运行条件下，接地网状态能否基本满足站区发生单相接地短路故障时设备和人员的安全运行要求。
对于接地阻抗超过判断标准，或者与交接验收测试值比较有明显增大者，应考虑在技术经济b）
合理的前提下，实施降阻改造，提出接地网降阻目标值，并通过仿真计算推荐科学的降阻措施
对接地网电位升高和场区电位差不满足要求者，提出合理的降阻或均压等整改措施对防接地网高电位引外措施不完善者，提出合理的隔离措施。d）
对存在跨步电位差和接触电位差超标或偏高的区域，提出局部加密水平接地网或接触电位差e)
风险防范方案
设备接地引下线与接地网连接情况和接地网电气完整性不满足要求的部分，提出局部补强或f
大修改造方案。
对接地网或接地引下线导体腐蚀状况较严重的情形，提出加强跟踪检查的建议：对腐蚀严重g）
者，提出大修方案。
h）接地网导体热稳定校核不满足要求时，应立即安排大修整改，9.8大型接地网状态评估注意事项参见附录F。
9.9大型接地网状态评估案例
参见附录G。
iiiKAacJouaKAa
附录A
（规范性附录）
大型接地网状态评估流程
大型接地网状态评估流程图如下：站址视在
土璃电阻率
测量和土壤
结构分析
接地网参
数数值仿
接地网特性
参数测量
资料准备
真计算
设备接地引下线大修或补强
接地网大修或局部补强
高电位引外的隔离措施
基于跨步电位差和接触电
位差的接地网完善性整改
二次系统接地布置建议
降阻方式选择
接地网
电气完整
性测试
接地网状
态综合
接地网整
改建议
接地网导
体腐蚀诊
断检查
图A.1大型接地网状态评估流程图DL/T1680—2016
地网导
体热稳定
接地网腐
蚀状况评
接地网完
整性评价
接地网导
体热稳定
性评价
工频接地
故障状态
次设备及
人员安全
性评价
DL/T1680-2016
B.1测试方法
iiiKAa~cJouaKAa
附录B
（资料性附录）
站址视在土壤电阻率测试
四极等距法也称温纳（Wenner）法，是测量分层结构土壤电阻率最常用的方法，图B.1为其原理图，被测场地深度a处的视在土壤电阻率可通过下式得出：p=2元aU/
式中：
p——视在土壤电阻率，2·m
α测量电极间距，m；
U电位极间电位差，V：
1—电流回路电流，A。
图B.1温纳法测量土壤电阻率原理图若采用接地电阻测试仪，则得到被测场地深度α处的视在土壤电阻率：p=2元aR
式中：
R—接地电阻测试仪示数，2。
B.2测试要求
B.2.1视接地网的尺寸和形状，最大的极间距离amax不宜小于接地网尺寸（取最大等效对角线）。当布线空间路径有限时，amax可酌情减少，但至少应达到接地网最大对角线的2/3。对于110kV变电站，amax要求达到150m~200m，220kV变电站应达到250m~300m，500kV变电站则amax取400m~600m，考虑外扩接地网的情形amx基至取更大值。以500kV变电站为例，测量极间距见表B.1。B.2.2长距测试通过测量50m以上极间距离的视在土壤电阻率，反映深层土壤的土壤状况，一般在站外选择道路进行，至少测量3个点。B.2.3中距测试通过测量50m及以内极间距离的视在土壤电阻率，反映中层和浅层土壤的土壤状况至少测量3个点。尽可能在站址附近进行测量，建议在进站道路上布线测试，但要注意进站道路上是否有接地网的延长线，如果进站道路存在接地网，应更换测量位置。B.2.4短距测试通过测量5m及以内极间距离的视在土壤电阻率，主要反映表层和浅层土壤的状况。般在站内空旷场地或围墙边测试，注意避免接地网对测试结果的影响。B.2.5涉及跨步电位差和接触电位差安全限值计算的表层土壤电阻率测试，应在站内选择不同场地的多个有代表性测试点进行测量，并对数据进行综合处理得到站内表层土壤电阻率数据。B.2.6通常采用接地电阻测试仪进行测量，但长间距测试应注意电位线与电流线之间的互感耦合影响，建议采用交变直流电源原理的仪器以解决测量线之间互感影响的问题。10
小提示：此标准内容仅展示完整标准里的部分截取内容，若需要完整标准请到上方自行免费下载完整标准文档。
备案号：57232-2017
iiiKAa~cJouakAa-
中华人民共和国电力行业标
DL/T1680—2016
大型接地网状态评估技术导则
Guide for condition evaluation of large grounding grid2016-12-05发布
国家能源局
2017-05-01实施
DL/T1680—2016
iiiKAa~cJouakAa
本标准按照GB/T1.12009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业过电压与绝缘配合标准化技术委员会归口。本标准主要起草单位：广东电网有限责任公司电力科学研究院、江苏方天电力技术有限公司。本标准参与起草单位：国网陕西省电力公司电力科学研究院、中国电力科学研究院、国网江西省电力科学研究院、国网湖南省电力公司电力科学研究院、国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院、广东电网有限责任公司惠州供电局、清华大学、武汉大学、成都桑莱特科技股份有限公司、上海大帆电气设备有限公司。
本标准主要起草人：李谦、肖磊石、张劲松。本标准参与起草人：饶章权、彭向阳、王森、李志忠、时卫东、装锋、何智强、王东烨、彭刚、张波、文习山、何华林、邵建康。本标准为首次发布。
本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条一号，100761)。
1范围
iiiKAa~cJouaKAa-
大型接地网状态评估技术导则
DL/T1680-—2016
本标准规定了大型接地网状态评估的一般原则、方法、项目、流程、判断标准和实施周期。本标准适用于变电站、发电厂、换流站、高抗站、串补站和新能源电站等大型接地网工频特性的状态评估。
本标准的接地网数值仿真方法也适用于大型接地网设计阶段的安全性评估。2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T50065—2011交流电气装置的接地设计规范DL/T475—2006接地装置特性参数测量导则DLT596一1996电力设备预防性试验规程DL/T1532—2016接地网腐蚀诊断技术导则DL/T1554—2016接地网土壤腐蚀性评价导则3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。3.1
大型接地网largegroundinggrid110kV及以上电压等级变电站、装机容量在200MW以上的火电厂和水电厂的接地网以及等效面积在5000m以上的接地网，通常指大短路电流系统的接地网。3.2
接地网特性参数groundinggrid characteristicparameters接地网电气完整性、接地阻抗、接地故障时接地网分流、接地网电位升高、接地网电位差、跨步电位差和接触电位差等参数或指标。除电气完整性为直流特性参数外，其他参数均为工锁特性参数3.3
大型接地网状态评估conditionevaluationoflargegroundinggrid通过站址视在土壤电阻率和接地网特性参数现场测试来完成接地网计算模型工程校验，在此基础上，主要借助数值仿真计算手段，对实际故障短路状态下反映接地网安全性的接地网特性参数的现时状态进行多维度评估，判断接地网的状态是否符合运行要求，并针对存在的缺陷提出整改建议，提高接地网的安全性。
接地引下线groundingconductor电力设备应接地的部位与地下接地极之间的金属导体，指接地端子与接地极连接用的金属导电部分，包括垂直和水平部分。
接地阻抗groundimpedance
接地网对远方电位零点的阻抗，数值上为接地网与远方电位零点间的电位差，与通过接地网流入1
DL/T1680—2016
iiiKAa~cJouakAa
地中的电流的比值。本标准均指工频接地阻抗3.6
接地网电气完整性electricintegrityofgroundingconnection接地网的各部分及与接地的各设备的接地端子之间的电气连接性。实测中以测量设备接地引下线间直流回路电阻的方式，检查接地网各部分的电气完整性，以及所有设备接地引下线与接地网的连接情况。3.7
接地网电位升高groundinggridpotential rise发电厂、变电站接地故障电流经接地网流入大地时，接地网与大地零电位点之间的电位差。3.8
接地网电位差groundinggridpotentialdifferences发电厂、变电站接地故障时，接地网上不同两点之间存在的电位差。为便于操作，常考核接地网场区最大电位差。
跨步电位差steppotentialdifference地面上水平距离为1.0m的人体两脚接触地面两点间的电位差。3.10
接触电位差touchpotentialdifference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。
最大故障短路电流maximumearthfaultcurrent系统发生短路故障时，由系统提供的最大故障电流3.12
地线分流9
ground wire shunting
系统发生接地短路故障时，架空避雷线「包括普通地线和光纤复合架空地线（OPGW）和两端接地的电缆外护套将向外流出部分故障电流，将导致接地网实际散流的故障电流减少。3.13
接地网分流系数currentdivisionfactorofgroundinggrid通过接地网泄放的故障电流与总故障电流之问的比值。3.14
最大入地故障短路电流maximumgridcurrent系统发生接地短路故障时，由系统提供的最大故障短路电流中，考虑出线架空避雷线（包括普通地线或OPGW）和电缆外护套的分流后，实际经接地网泄放的敌障短路电流部分。3.15
接地故障电流持续时间continuoustimeofgroundfaultcurrent接地故障出现起直至其终止的全部时间。为严格起见，考虑一级后备保护（主保护失灵）动作的时限。
中性点环流circulatingtransformerneutralcurrent发电厂和变电站发生接地短路故障时，从故障点经过接地网流回主变压器中性点的电流。3.17
接地网特性参数数值仿真计算calculationofgroundinggridcharacteristicparameters在工频接地故障状态下，考虑变电站地线（架空避雷线和电缆外护套）对故障入地电流的分流2
iiiKAa~cJouaKAa-
DL/T1680—2016
后，计算经接地网实际入地电流所引起的反映接地网安全性的接地网特性参数（主要指接地网电位升高和电位差、地表电位和跨步电位差、接触电位差等）的分布。3.18
接地网和接地引下线导体腐蚀诊断检查diagnostictestofgroundingconductorcorrosion采用选点开挖检查，结合导体取样腐蚀率量化测试，以及基于电气和理化特性的接地网腐蚀综合诊断新技术，对发电厂和变电站接地网和接地引下线导体腐蚀状况进行诊断检查3.19
接地网导体热稳定性
Emaximumallowabletemperaturelimit系统发生接地短路故障时，在继电保护隔离短路故障前，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评估基本条件
资料要求
需具备接地网露工图纸，或最近一次改造或扩建后的接地网图纸，站址土壤电阻率数据，通过现场实测得到一组不同间距站址和站址附近视在土壤电阻率。4.1.2Www.bzxZ.net
4.1.3待评估的厂、站出线和杆塔相关参数，包括：a）架空出线回路数量、长度和挡距：b）
导线和地线型号：
杆塔数量、型式、几何尺寸和接地电阻：c）
出线电缆长度和型号：
对侧变电站的接地阻抗
4.1.4系统最大接地短路电流，通常取最大单相接地短路电流。运行变电站由调度部门根据年度或远景规划系统最大运行方式计算得到，新建变电站则由设计部门提供（考虑远景规划）。4.2试验条件要求
围绕接地网状态评估所开展的站址视在土壤电阻率和接地网特性参数现场试验，应在土壤干燥状态下进行。
4.3接地网状态评估数值仿真计算要求采用的接地网专业计算分析软件应满足下列要求a）以多层土壤的电磁场理论为基础，包含土壤电阻率分析、接地网电流分布分析和地中电位分析等基本功能单元：
b）具备建立多层土壤分层模型功能，能反演得到土壤分层数、各层的电阻率和厚度：具备架空地线和电缆外护套对故障电流的分流计算功能，得到通过接地网入地短路故障电流：c）
接地网数值计算采用矩量法、边界元法、有限元法等，通过叠加方法求得电流注入点的地电d）
位升，从而求得接地网的接地阻抗、地表电位分布、接触电位差和跨步电位差等。5评估一般原则、项目、流程和周期5.1一般原则
应依据现场试验和仿真计算，得到站址土壤结构状况、接地阻抗、接地故障时接地网分流、接地网电位升高和电位差、跨步电位差和接触电位差的分布，结合接地网完整性、接地网和接地引下线导3
DL/T1680—2016
iiiKAa~cJouaKAa-
体腐蚀状况和热稳定校验结果，比对评估标准，得到反映整个接地网状态的各指标状况，对接地网进行评估，指出存在的安全隐患，有针对性地提出整改意见，并对整改措施进行仿真计算，为整改方案提供理论指导。
5.2大型接地网状态评估项目
大型接地网状态评估项目包括：a）站址视在土壤电阻率测试和土壤结构分析；b）接地网特性参数测试：
接地网特性参数数值仿真计算：接地网电气完整性测试：
接地网和接地引下线导体腐蚀诊断检查：f）
接地网和接地引下线导体热稳定校验。5.3大型接地网状态评估基本流程大型接地网状态评估基本流程见附录A中图A.1，分为资料准备、现场实测、数值仿真计算、状态评估和整改建议等步骤。
5.4大型接地网状态评估周期
应根据接地网运行年限、运行情况及运行单位的运行经验确定大型接地网状态评估周期。220kV及以上变电站和200MW以上的电厂接地网评估周期不宜超过10年，其他接地网根据其重要性和运行状态而定，在下列情况下可适当缩短评估周期：a）厂、站扩容或负荷增加导致接地短路电流明显提高：b）接地网（尤其是外扩接地网）遭到局部破环；接地网或接地引下线导体腐蚀严重：c
运行中发生与接地网有关的设备故障d)
怀疑接地网在雷击或工频接地短路状态下性能不满足要求：接地网整体改造前后。
6现场试验
站址视在土壤电阻率测试
6.1.1可采用四极法，推荐采用温纳（We数据。
6.1.2站址土壤结构模型宜分成表（浅）层、中层和深层，与此对应，视在土壤电阻率实测宜分为长距、中距和短距测试3个步骤，至少测量7个点，最大极间距离mx不宜小于接地网尺寸（取最大等效对角线）。
6.1.3为避免接地网导体及延长线对电位测量的影响，不应在变电站内或杆塔附近进行测试。6.1.4现场作业按照DL/T475的规定进行，其注意事项见附录B。6.2
接地网特性参数测试
6.2.1总体要求
接地网特性参数测试现场作业按照DL/T475的要求，其操作步骤和注意事项见附录C。4
6.2.2接地阻抗测试
iiiKAacJouaKAa-
DL/T1680—2016
针对现场情况和地形地貌，选择和制订合理的试验方案，并尽量减小引线间互感的影响，6.2.3地线分流测试
测量架空地线和电缆外护套对测试电流的分流，同时测量各分流向量与测试电流向量之间的相角差，以便对各分流进行向量求和，得到实际通过接地网散流的测试电流向量，进而修正接地阻抗测试结果。
6.2.4跨步电位差和接触电位差测试跨步电位差和接触电位差测试应符合下列要求：a）在接地网边缘附近、站内人员活动频繁区域和大门等重点区域测试跨步电位差：在各个电压等级设备场区，选择5个10个有代表性的观测点，重点在靠近围墙场区边缘的b）
人员常接触的设备处测量接触电位差。6.3接地网电气完整性测试
按照DL/T475的要求，以测量直流回路电阻的方式进行接地网电气完整性测试。6.4接地网和接地引下线导体腐蚀诊断检查6.4.1按照DL/T596的规定，根据实际情况，在各个设备场区选择有代表性的多个点进行开挖检查，同时应对接地网和接地引下线导体取样，进行腐蚀率量化检测。6.4.2宜按照DL/T1532和DU/T1554的规定，采用基于电气和土壤理化特性的接地网腐蚀综合诊断新技术，以提高接地网腐蚀诊断的效果。6.5接地网导体热稳定校核
6.5.1根据接地网和接地引下线导体腐蚀诊断结果，考虑导体腐蚀的因素，进行设备接地引下线和接地网导体热稳定性校核，其中，短路等效持续时间t取值同第8.3。6.5.2新建或需进行接地网改造的变电站，故障电流应选择站内断路器最大开断短路电流。6.5.3具体步骤和注意事项见附录D。7接地网特性参数数值仿真计算
7.1基本流程
7.1.1基于接地分析软件的大型接地网特性参数数值仿真计算见附录E中图E.1，包括：a）站址土壤结构分析；
接地网拓扑结构输入和接地网模拟：b)
接地网参数仿真计算模型的准确性校验：c）
地线分流和经接地网最大入地故障短路电流计算：d
e）工频接地故障时接地网电位分布计算，得到接地短路故障状态下接地网电位、跨步电位差和接触电位差分布。
7.1.2其数值仿真计算步骤和注意事项参见附录E。7.2站址土壤结构分析
7.2.1基于实测得到一组不同电极间距的视在土壤电阻率基础数据，采用接地分析软件，反演得到站5
DL/T1680-2016
址等效分层土壤结构模型。
iiiKAa~cJouaKAa-
7.2.2根据站址土壤实际情况，选择水平分层、垂直分层、复合结构或分块模型7.3接地网拓扑结构输入和模拟
依据接地网的竣工图纸，利用接地分析软件输入接地网导体参数，对接地深井、缓释型离子接地装置、接地模块或深并爆破致裂加压力灌注降阻剂等降阻措施进行合理等效，建立接地网拓扑结构。7.4接地网参数仿真计算模型的准确性校验7.4.1利用接地网拓扑结构模型和土壤分层结构模型，输入接地阻抗实测时二维布线路径，以及变电站出线和外护套两端接地的电缆线路二维路径，输入实测时测试电流值，计算接地网相对电位极的电位升高。
7.4.2比较电位极的电位升高计算值与实测值的差别，如果两者偏差在20%以内，说明站址土壤结构、接地网和出线的拓扑结构模型准确性满足接地网参数仿真计算的要求。7.4.3如果上述偏差大于20%，应检查并确认接地网图纸为竣工图或后期扩建（改造）的最新图纸，在确保接地网拓扑结构图的准确性基础上，微调站址土壤结构直至上述偏差满足要求。7.4.4考虑现场实测存在众多的干扰因素，宜取模拟计算值作为接地网状态评估的接地阻抗值7.5接地网分流和经接地网最大入地故障短路电流计算基于变电站或发电厂单相接地故障短路电流、线路参数和对侧变电站接地阻抗等参数，考虑接地运行变压器引起环流的因素，对故障电流的分布进行计算，求出出线地线（架空地线和双端接地的电缆外护套）对故障电流的分流和变压器中性点环流，经过相量求和处理后，得到不同电压等级设备场区发生接地故障时接地网的实际入地故障电流。7.6工频接地故障时电位分布计算7.6.1基于站址土壤分层结构模型、接地网拓扑结构和接地网入地短路电流，对变电站不同等级设备场区内典型观测点（尤其是靠近接地网边缘区域），以及变压器各侧发生接地故障时，接地网电位升高、场区地表电位、跨步电位差和接触电位差的分布进行计算。7.6.2宜取场区最大电位差作为接地网电位差。7.6.3跨步电位差分布应关注接地网边缘和接地网延长线、接地斜井等区域的计算结果。7.6.4接触电位差分布应关注距离围墙接地网边缘3m～5m的站内设备场区的计算结果。7.6.5对于采用扩网方式的降阻措施，考虑外扩接地网被破坏的情形，基于工频接地故障时接地网电位分布计算，对接地网安全性状态进行预测。8判断标准
8.1接地阻抗
接地阻抗水平应在兼顾技术经济性的前提下尽可能低，以取得较高的安全裕度，并应符合下列要求：
有效接地系统接地网的接地阻抗Z应符合Z≤2000/Ig的要求（Ig为第7.5中计算的经接地网最a）
大入地故障短路电流），或者接地网电位升高（GPR）U=ZI≤2000（V）。如不符合上式要求，接地阻抗值可通过技术经济比较适当地增大，在符合GB/T50065—2011中4.3.3规定的前提下，地电位升高可提高至5000V。6
iiiKAacJouaKAa-
b）不超过新建或改造接地网的接地阻抗设计值。8.2接地网电位升高和场区电位差8.2.1一次设备耐受
DL/T1680—2016
接地故障状态下，接地网导体电位升高导致的10kV及以下无间隙金属氧化物避雷器两端非周期分量电位差，不应超过其短时过电压耐受能力。8.2.2二次设备和二次系统耐受
考虑二次电缆和二次设备的绝缘耐受，接地网电位升高宜低于2000V，最高不应超过5000V接地网电位差宜低于1000V。
8.2.3电力电缆外护套过电压保护器耐受接地故障状态下，电力电缆护层过电压保护器两端电位差应低于其额定电压。8.3跨步电位差和接触电位差
接地故障状态下，接地网场区跨步电位差和站内设备场区接触电位差不应超过由GB/T50065计算得到的跨步电位差和接触电位差安全限值，其中，接地故障持续时间取一级后备保护（主保护失灵）动作的时限，500kV及以上系统宜取0.35s，330kV系统宜取0.5s，220kV和110kV系统宜取0.7s。8.4接地网电气完整性
参照DL/T475的要求。
8.5接地网和接地引下线导体腐蚀状况参照DL/T596、DL/T1532和DL/T1554的要求。8.6接地网和接地引下线导体热稳定根据接地网和接地引下线导体腐蚀诊断结果，考导体腐蚀的因素，接地网和设备接地引下线导体截面应满足GB/T50065—2011中附录E的热稳定校验要求。9评估和结论
9.1接地阻抗
评估当前接地网接地阻抗值是否满足设计和运行要求。接地阻抗除了满足第8.1的要求外，与交接验收测试值比较不应有明显增大，否则应考虑在技术经济合理的前提下，提出接地网降阻目标值，并通过仿真计算推荐科学的降阻措施。9.2接地网电位升高和场区电位差9.2.1评估接地故障状态下，接地网电位升高水平和接地网电位差能否满足10kV及以下无间隙金属氧化物避雷器、二次电缆和二次设备，以及电缆外护套过电压保护器绝缘的安全运行要求，对存在安全隐患者，结合仿真计算提出合理的降阻或均压等整改措施。9.2.2接地故障状态下，评估是否存在接地网导体高电位引外的风险，对存在安全隐患者，提出完善的防风险措施。
DL/T1680—2016
iiiKAa~cJouaKAa-
9.3跨步电位差和接触电位差
评估接地故障状态下，是否存在部分区域跨步电位差和变电站内设备场区接触电位差超标或偏高的风险，对存在安全隐惠者，通过仿真计算提出局部加密水平接地网的措施。9.4接地网电气完整性
设备接地引下线与接地网连接情况和接地网电气完整性测试结果应满足要求。9.5接地网和接地引下线导体腐蚀状况综合接地网和接地引下线导体腐蚀性开挖和取样，以及腐蚀性诊断结果，评估接地网和接地引下线导体腐蚀性指标是否满足全寿命周期内的运行要求。9.6接地网和接地引下线导体热稳定考虑导体腐蚀的因素，评估接地网和设备接地引下线导体截面是否满足最大接地故障方式下的热稳定要求，以及剩余寿命的校核。9.7综合结论和建议
根据以上评价结果，给出接地网状态综合评估结论，对存在的缺陷，提出整改建议，并对整改设计方案进行仿真计算校核，应包括：a）在目前的系统运行条件下，接地网状态能否基本满足站区发生单相接地短路故障时设备和人员的安全运行要求。
对于接地阻抗超过判断标准，或者与交接验收测试值比较有明显增大者，应考虑在技术经济b）
合理的前提下，实施降阻改造，提出接地网降阻目标值，并通过仿真计算推荐科学的降阻措施
对接地网电位升高和场区电位差不满足要求者，提出合理的降阻或均压等整改措施对防接地网高电位引外措施不完善者，提出合理的隔离措施。d）
对存在跨步电位差和接触电位差超标或偏高的区域，提出局部加密水平接地网或接触电位差e)
风险防范方案
设备接地引下线与接地网连接情况和接地网电气完整性不满足要求的部分，提出局部补强或f
大修改造方案。
对接地网或接地引下线导体腐蚀状况较严重的情形，提出加强跟踪检查的建议：对腐蚀严重g）
者，提出大修方案。
h）接地网导体热稳定校核不满足要求时，应立即安排大修整改，9.8大型接地网状态评估注意事项参见附录F。
9.9大型接地网状态评估案例
参见附录G。
iiiKAacJouaKAa
附录A
（规范性附录）
大型接地网状态评估流程
大型接地网状态评估流程图如下：站址视在
土璃电阻率
测量和土壤
结构分析
接地网参
数数值仿
接地网特性
参数测量
资料准备
真计算
设备接地引下线大修或补强
接地网大修或局部补强
高电位引外的隔离措施
基于跨步电位差和接触电
位差的接地网完善性整改
二次系统接地布置建议
降阻方式选择
接地网
电气完整
性测试
接地网状
态综合
接地网整
改建议
接地网导
体腐蚀诊
断检查
图A.1大型接地网状态评估流程图DL/T1680—2016
地网导
体热稳定
接地网腐
蚀状况评
接地网完
整性评价
接地网导
体热稳定
性评价
工频接地
故障状态
次设备及
人员安全
性评价
DL/T1680-2016
B.1测试方法
iiiKAa~cJouaKAa
附录B
（资料性附录）
站址视在土壤电阻率测试
四极等距法也称温纳（Wenner）法，是测量分层结构土壤电阻率最常用的方法，图B.1为其原理图，被测场地深度a处的视在土壤电阻率可通过下式得出：p=2元aU/
式中：
p——视在土壤电阻率，2·m
α测量电极间距，m；
U电位极间电位差，V：
1—电流回路电流，A。
图B.1温纳法测量土壤电阻率原理图若采用接地电阻测试仪，则得到被测场地深度α处的视在土壤电阻率：p=2元aR
式中：
R—接地电阻测试仪示数，2。
B.2测试要求
B.2.1视接地网的尺寸和形状，最大的极间距离amax不宜小于接地网尺寸（取最大等效对角线）。当布线空间路径有限时，amax可酌情减少，但至少应达到接地网最大对角线的2/3。对于110kV变电站，amax要求达到150m~200m，220kV变电站应达到250m~300m，500kV变电站则amax取400m~600m，考虑外扩接地网的情形amx基至取更大值。以500kV变电站为例，测量极间距见表B.1。B.2.2长距测试通过测量50m以上极间距离的视在土壤电阻率，反映深层土壤的土壤状况，一般在站外选择道路进行，至少测量3个点。B.2.3中距测试通过测量50m及以内极间距离的视在土壤电阻率，反映中层和浅层土壤的土壤状况至少测量3个点。尽可能在站址附近进行测量，建议在进站道路上布线测试，但要注意进站道路上是否有接地网的延长线，如果进站道路存在接地网，应更换测量位置。B.2.4短距测试通过测量5m及以内极间距离的视在土壤电阻率，主要反映表层和浅层土壤的状况。般在站内空旷场地或围墙边测试，注意避免接地网对测试结果的影响。B.2.5涉及跨步电位差和接触电位差安全限值计算的表层土壤电阻率测试，应在站内选择不同场地的多个有代表性测试点进行测量，并对数据进行综合处理得到站内表层土壤电阻率数据。B.2.6通常采用接地电阻测试仪进行测量，但长间距测试应注意电位线与电流线之间的互感耦合影响，建议采用交变直流电源原理的仪器以解决测量线之间互感影响的问题。10
小提示：此标准内容仅展示完整标准里的部分截取内容，若需要完整标准请到上方自行免费下载完整标准文档。