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施工方案工程名称：遵义苏州110kV变电站新建工程施工方案名称：接地系统安装施工方案编制单位：遵义苏州110kV变电站新建工程项目部编制人：审核：批准：贵州电力建设第一工程公司送变电分公司遵义苏州110kV变电站新建工程项目部编制时间2011 年08 月02 日目录1 工程概况及适用范围 (1)1.1 工程概况 (1)1.2 适用范围 (1)2 编写依据 (1)3 作业流程 (2)3.1 作业（工序）流程图 (2)图3-1作业流程图 (2)4 安全风险辨析与预控 (2)5 作业准备 (3)5.1 人员配备 (3)5.2 主要工器具及仪器仪表配置 (3)6 作业方法 (4)6.1主接地网安装 (4)6.2 变电站构筑物防雷安装 (6)6.4一次设备接地安装 (6)7 质量控制措施及检验标准 (7)7.1 质量控制措施 (7)7.1.1 专人监控 (7)7.1.2 严格控制焊接质量 (7)7.1.3 接地深井施工 (7)7.1.4 设备接地施工 (7)7.2质量控制表单 (8)7.3质量检验 (8)1 工程概况及适用范围1.1 工程概况1)电压等级：110/10kV；主变总容量为3×50MVA；本期容量为2×50MVA。
2)110kV出线最终4回，本期建成2回，备用2回,单母分段接线。
3)10kV终期出线30回，本期出线20回，出线方向主要是苏州片区。
4)10kV电容器:本期容量4×4.2Mvar。
5)水平接地体采用-50×5热镀锌扁钢，垂直接地体采用Φ70热镀锌钢管加工，设备接地采用-50×5热镀锌扁钢，深井接地极采用Φ50热镀锌钢管。
6)本站接地电阻设计要求值为0.658Ω。
1.2 适用范围本施工方案适用于遵义苏州110kV变电站新建工程主接地网、构筑物避雷、二次接地网等接地系统安装作业。
2 编写依据表2-1 引用标准及规范名称3.1 作业（工序）流程图图3-1作业流程图4 安全风险辨析与预控表4-1 安全风险辨析及预控措施检查表施工单位检查人：监理单位检查人：日期：日期：注：对存在风险且控制措施完善填写“√”，存在风险而控制措施未完善填写“×”,不存在风险则填写“―”，未检查项空白。
变电站接地网的设计与安装详解随着电力事业的快速发展，电力系统中对接地装置的要求越来越严格，变电所接地系统直接关系到变电所的正常运行，更涉及到人身与设备的安全。
然而由于接地网设计考虑不全面、施工不精细、测试不准确等原因，近年来，发生了多起地网引起的事故，有的不仅烧毁了一次设备，而且还通过二次控制电缆窜入主控室，造成了事故扩大，故接地网对电力系统的安全稳定运行起到非常重要的作用。
一、地网设计目前的情况是，变电所网络仅有一张接地网总平面布置图及其简要说明，在布置图中只画出了主干线，一些特殊设备的接地线未标出，也未考虑设备密集区的地线连接，控制室、高压室及穿墙套管的接地网无单独的接地设计图，且设计部门既没有提供接地网设计计算说明书，也不标明一些重要参数是如何取得的。
有的设计人员并不知道土壤电阻率是由哪个部门提供、如何测量、是否能反映土壤的分层情况等，计算接地短路电流时，未能合理选择点分流和避雷线分流系数，致使设计的接地网电阻值可信度很低。
对接地网设计是否全面、合理关系到接地网的安全稳定运行，设计参数决定了接地网的基本状况，设计参数包括入地短路电流、土壤电阻率、接地电阻值等，现分析如下。
1.1 关于接地短路电流的计算电力行业标准DL/T 6211997中的计算公式为 I =（Imax - In）(1 - Kel) 和 I = In(1 - Ke2)，取其最大值，式中I为接地短路电流，即通过接地网进行散流的电流。
Imax为接地短路时的最大接地短路电流，上述公式仅适用于有效接地系统，该值可向运行部门或继电保护部门索取，也可自己计算，一般采用单相接地时，最大运行方式下的最大短路接地电流。
In 为发生最大接地短路时，流往变电所主变压器中性点的短路电流。
当所内主变压器中性点不接地时，In = 0，此是上述可简化为 I = Imax（1 - Kel）；当变压器只有1个中性点，发生所内接地时， In =30%Imax，有2个中性点时，In约等于50% Imax，实际值应以继电保护部门计算和实测为准。
规范变电站接地线装置的装设
需遵循以下步骤：
1. 接地线的选型：根据变电站的规模和设计要求，选择合适的接地线型号和材料，具体需要满足电流容量、耐腐蚀性能等要求，并遵循国家相关标准和规范。
2. 接地线的布设：按照设计要求，在变电站周围设置接地网，布设接地线。
接地线应呈均匀分布，互相平行且相互交错，避免交叉搭接。
3. 接地线的焊接：将接地线与接地网相连接，焊接牢固。
焊接接头一般采用碳化硅热缩套管加热的方式，确保接地线与接地网的电气连接可靠。
4. 接地线的埋深：接地线埋入地下的深度要符合设计要求，一般不少于0.8米，以确保接地线的安全性和稳定性。
5. 接地线的标识：对接地线进行标识，标明线号、起止点等信息，便于日后维护和管理。
6. 接地线的检测：接地线安装完成后，要进行必要的检测和验证，确保接地线的电阻符合设计要求。
总之，规范变电站接地线装置的装设，需要严格按照国家相关的标准和规范进行操作，确保接地系统的安全可靠性。
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规范变电站接地线装置的装设模版一、引言接地线装置是变电站中非常重要的设备之一，其主要功能是确保电气设备及人员的安全。
为了保证接地线装置的安全可靠性，必须按照一定的规范和标准进行装设。
本文将针对变电站接地线装置的装设进行规范化介绍，以确保其合理可行性和一致性。
二、基本原则在进行接地线装置的装设时，应遵守以下基本原则：1. 安全可靠性原则：接地线装置的装设要确保电气设备和人员的安全，避免电击和火灾等危险。
2. 规范合理性原则：接地线装置的装设要符合国家相关标准，如《电气工程地基与接地设计规范》和《电气装置的接地装置设备选用与装设技术规程》等。
3. 经济可行性原则：接地线装置的装设要综合考虑成本和效益，选择合适的设备和材料。
三、接地线装置的选型和设计1. 选型：（1）接地线装置的选型应根据变电站的规模、负荷容量和运行环境等因素进行综合评估，选择合适的设备型号。
（2）接地线装置应具备良好的导电性能和抗腐蚀能力，可选用镀铜导体和镀锌钢丝等材料，以确保接地线的良好接地效果和长期稳定性。
2. 设计：（1）接地线的设计要满足电流大、接地电阻小的要求，以最大程度地保证设备和人员的安全。
（2）接地线的敷设要充分考虑电气设备的布置和运行条件，尽量避免与其他设备和管线的相互干扰。
（3）接地线的长度、截面积和电阻值等参数要根据变电站的具体情况进行计算和确定，可借助电气工程相关软件进行模拟和优化。
四、接地线装置的装设步骤1. 准备工作：（1）确保相关的安全防护设备齐全，如安全帽、绝缘手套等。
（2）清理施工现场，确保工作区域干净整洁，防止杂物造成安全隐患。
（3）检查相关工具和设备的完好性和可靠性，确保其正常工作。
2. 敷设接地线：（1）按照设计要求和施工图纸，确定接地线的敷设路径和固定方式。
（2）根据电气设备的布置和运行条件，合理选择接地线的敷设方式，如室内敷设可采用沟槽、穿管、电缆槽等，室外敷设可采用埋地、架空等。
（3）保持接地线的导通性，避免接地线的弯曲、折叠和拧绞。
南方电网公司110kV~500kV变电站标准设计第三册接地系统部分第3册接地系统安装模块（G4-DQ-JDXT）示范目标：不同设备的接地方式统一；接地设置规范、可靠、美观。
3.1 质量目标地网埋深符合要求，回填土符合要求，接地网布置符合设计规范。
接地网施工符合标准要求；安装整齐、规格统一，符合规程规范。
3.2 设计要求（1）接地网的埋深一般采用0.8m。
电气设备上部接地引下线材质采用扁铜或多股铜绞线，全站应采用统一材质。
（2）主接地线在经过电缆沟、电缆隧道等都应在其下方绕过，不应断开，不得浇注在混凝土中。
（3）室内有设备的房间设明敷的环形接地线或临时接地端子，沿墙敷设的接地干线离地高度为0.2m，每隔1.5~2m固定一次。
（4）接地线由室外引入或在室内穿墙，过楼板处应用镀锌钢管保护。
（5）室内接地网可由站区接地网、电缆隧道、夹层及电缆沟的接地干线引入，但连接点不得少于两处。
（6）变电站内应敷设独立的二次接地网。
该接地网全网均由截面不小于100mm2的铜排构成，分为室内和室外二次接地网。
二次接地网应满足一下要求：a）沿二次电缆沟道敷设专用铜排，贯穿主控室、继保室至开关场地的就地端子箱、机构箱及保护用组合滤波器等处的所有二次电缆沟，形成室外二接地网。
该接地网在进入室内时，通过截面不小于100mm2的铜缆与室内二次接地网可靠连接，同时在室外场地二次电缆沟内，该接地网各末梢处分别用截面不小于50mm2的铜缆与主接地网可靠连接接地。
开关场地的端子箱内接地铜排应用截面不小于50mm2的铜缆与室外二次接地网连接。
b）在主控室、继电器室屏柜下层的电缆室内，按屏柜布置的方向敷设首末端连接的专用铜排，形成继电器室的二次接地网。
继电器室内的二次接地网经截面不小于100mm2的铜缆在控制室电缆夹层处一点与变电站主地网引下线可靠连接。
c）对于10kV保护下放于10kV高压室的，应在10kV高压室内的二次电缆沟中敷设截面不小于100mm2二次专用接地铜排，其末端在高压室内以截面不小于100mm2铜缆一点与变电站主地网引下线可靠连接，该铜排还应通过截面不小于100mm2铜缆与主控室、继电器室内二次接地网可靠连接，各10kV保护装置应用截面不小于4mm2的铜导线与该铜排可靠连接。
变电站站防雷及工作（保护）接地网开挖检查相关规程规范：
1、根据《电力设备接地设计技术规程》（SDJ8-79）第35条之规定“人工接地体，接地扁钢室外敷设时截面不小于48mm
2、厚度不小于4mm”；
2、根据《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》（GB50169-92）第2.4.2条之规定“接地扁钢与角钢焊接时，除应在其接触部位两侧进行焊接外，并应焊接由钢带弯成的弧型（或直角形）卡子，或直接由钢带本身弯成弧形（或直角形）与角钢焊接”；
3、根据《电力设备过电压保护设计技术规程》（SDJ7-79）和《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》（GB50169-92）第2.3.1条、第2.3.5条之规定“接地体顶面埋设深度不应小于0.6米”，“接地干线至少应在不同的两点与接地网相连接”。
4、根据《电力设备过电压保护设计技术规程》（SDJ7-79）第71条之规定“35kV以下高压配电装置构架或房顶不宜装避雷针。
装在构架上的避雷针应与主网连接，并应在其附近装设集中接地装置”。
1。
变电站的防雷接地技术范本防雷接地技术在变电站的设计和运行中起着至关重要的作用。
良好的防雷接地系统可以有效地保护变电站设备和人员，降低雷击产生的破坏和损失。
下面将介绍几种常见的防雷接地技术范本，供参考。
1. 接地网的设计接地网是变电站防雷接地的主要组成部分，其设计应遵循以下原则：（1）地网形状应尽量接近正方形或长方形，以确保电流均匀分布。
（2）接地网的埋深应足够深，一般不少于1米。
（3）地网的网格尺寸应合理选择，一般取4～6米之间。
（4）地网的水平接地电阻应符合规范要求。
（5）地网内应设置足够多的接地电极，以提高接地效果。
（6）在地网周边设置导体带，以增加接地网的有效接地面积。
2. 接地电阻的降低为了降低接地系统的电阻，可以采取以下措施：（1）增加接地电极的数量和面积，可以通过并联多个接地电极来降低接地电阻。
（2）合理选择接地电极材料，如铜良好的导电性能可以降低接地电阻。
（3）采用混凝土埋地电极或化学接地电极等，可以提供更大的接地面积，从而降低接地电阻。
（4）在接地系统中添加辅助接地电极，如接闪电杆、接电杆等，可以有效地降低接地电阻。
3. 防雷设备的选择和安装防雷设备是变电站防雷接地系统的重要组成部分，正确选择和安装防雷设备可以有效地保护变电站设备和人员。
以下是几种常见的防雷设备和安装要点：（1）避雷针：应选择高效的避雷针，并安装在变电站的高处，如变压器、断路器、电缆等设备的周围。
（2）避雷器：应根据变电站设备的电压等级选择合适的避雷器，并正确安装在电力系统的进出口位置。
（3）避雷阻抗器：应选择合适的避雷阻抗器，并正确接入电力系统，以限制过电压的传播。
（4）接闪装置：应根据变电站设备的特点和雷击频率选择合适的接闪装置，并正确安装在设备上，以保护设备免受雷击的损害。
（5）接地引线：应选择导电性能良好的材料，并正确安装在设备上，以确保设备能够有效地接地。
4. 定期检测和维护为了保证接地系统的正常运行和安全性，需要定期进行接地系统的检测和维护。
绪论随着近年来电力行业的不断发展，电力系统的供电安全成为一个很重要的问题，然而变电站在电力系统中占有重要位置，故变电站的安全可靠运行的工作就显得十分重要。
变电站接地系统的合理性是直接关系到人身和设备安全的重要问题。
随着电力系统规模的不断扩大，接地系统的设计也越来越复杂。
变电站接地包含工作接地、保护接地、雷电保护接地。
工作接地即为电力系统电气装置中，为运行需要所设的接地；保护接地即为电气装置的金属外壳、配电装置的构架和线路杆塔等，由于绝缘损坏有可能带电，为防止其危及人身和设备的安全而设的接地；雷电保护接地即为为雷电保护装置向大地泄放雷电流而设的接地。
变电站接地网安全除了对接地阻抗有要求外，还对地网的结构、使用寿命、跨步电位差、接触电位差、转移电位危害等提出了较高的要求。
雷电是影响变电站安全运行的重要因素，变电站发生雷击事故，将造成大面积的停电，严重影响社会生产和人民生活，因此变电所防雷措接地施必须十分可靠。
变电站对直击雷的防护方法是装设避雷针，将变电站的进线杆塔和室外电气设备全部置于避雷针的保护范围之内。
为了防止在避雷针上落雷时对被保护物产生“反击”过电压，避雷针与被保护物之间应保持一定的距离。
变电站内安装使用着各种类型的高、低压变、配电设备，这些设备均直接和供电系统的线路相连，而线路上发生雷电过电压的机会较多，因此更要注意防雷。
变电站中防雷的主要装置是避雷器，避雷器是一种防雷设备，它对保护电气设备、尤其是变压器起了很大的作用。
一旦出现雷击过电压，避雷器就很快对地导通，将雷电流泄入大地；在雷电流通过后，又很快恢复对地不通状态。
变电站进线段的防护变电站的进线段杆塔上装设一段避雷线，使感应过电压产生在规定的距离以外，侵入的冲击波沿导线走过这一段路程后，波幅值和陡度均将下降，使雷电流能限制在5kV，这对变电站的防雷保护有极大的好处。
对于本次设计，一方面汲取了指导老师的宝贵意见，一方面查阅了相关的文献，并经过自己学习、研究和大量的计算将其完整的做出，但限于设计者的专业水平有限，难免会出现错误和不足之处，热诚希望老师批评指正。
云南电网公司楚雄供电局大姚县35kV变电站接地网大修技术规范书二〇一二年二月十六日大姚县35kV变电站接地网大修技术规范书一、总则本技术规范书适用于楚雄供电局2011年大姚县35kV变电站接地网大修工程。
二、投标单位资质要求参加工程施工合同谈判的单位必须具有叁级及以上资质的电力工程或送变电工程的施工企业：1.企业营业执照、企业资质证书、安全生产许可证、承装（修、试）四级电力设施许可证、法人代表资格证书或委托书、施工生产简历和近3年安全记录。
（复印并加盖本单位公章）2.提供在大姚县供电有限公司电网内工作的相关人员名单及进网作业许可证、电工资格证、特种作业证等证书。
提供施工负责人的项目负责人资格证书（建造师资格证书）、各级安全管理人员的安全资格证书。
（复印并加盖本单位公章）3.提供在大姚县供电有限公司电网内工作施工队伍配备的安全工器具台帐、安全防护措施台帐、安全工器具台帐试验记录（同时提供相关试验单位的承试资质材料）、施工工器具台帐；安全工器具与生产工器具实物照片。
（复印并加盖本单位公章）4.提供在大姚县供电有限公司电网内工作施工队伍安全管理机构设置文件，施工人员名单，安全人员配置情况；（具有两级机构的分包单位必须设有安全管理机构；人数超过30人的必须配有专职安全员，30人以下的必须配有兼职安全员）。
（复印并加盖本单位公章）5.包括各工种、设备的安全操作规程、特种作业人员的审证考核制度、各级人员安全生产岗位责任制、安全检查制度、文明生产制度和安全教育制度等。
（复印并加盖本单位公章）6.提供施工单位定期组织全体人员进行安全教育培训和考试的资料，考试成绩报大姚县供电有限公司备案。
（复印并加盖本单位公章）7.提供施工单位与授权委托人签订的劳动合同；提供施工单位与施工作业人员签订的劳务用工合同（协议）及购买人身保险证据复印件。
（复印并加盖本单位公章）8.施工单位在大姚县供电有限公司电网内工作的两种人任命文件，与任命文件“两种人”相对应的云南电网公司工作票签发、工作负责人资格证书人及身份证。
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 《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：G I Z /2000 （1）式中：Z -考虑季节变化的最大接地阻抗（Ω）；I G -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（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0.5Ω接地网就是合格的，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，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。
