为防止接地网和过电压事故，应认真贯彻《交流电气装置的接地设计规范》（GB 50065-2011）、《1000kV架空输电线路设计规范》（GB50665-2011）、《±800kV直流架空输电线路设计规范》（GB50790-2013）、《110kV～750kV架空输电线路设计规范》（GB50545-2010）、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》（GB/T 50064-2014）、《接地装置特性参数测量导则》（DL/T475-2017）、《电力备预防性试验规程》（DL/T 596-1996）、《输变电设备状态检修试验规程》（DL/T 393-2010）、《输变电设备状态检修试验规程》（Q/GDW 1168-2013）、《架空输电线路雷电防护导则》（Q/GDW 11452-2015）等标准及相关规程规定，结合近6年生产运行情况和典型事故案例，提出以下重点要求：
14.1 防止接地网事故
14.1.1 设计和基建阶段
14.1.1.1 在新建变电站工程设计中，应掌握工程地点的地形地貌、土壤的种类和分层状况，并提高土壤电阻率的测试深度，当采用四极法时，测试电极极间距离一般不小于拟建接地装置的最大对角线，测试条件不满足时至少应达到最大对角线的2/3。
14.1.1.2 对于110（66）kV及以上电压等级新建、改建变电站，在中性或酸性土壤地区，接地装置选用热镀锌钢为宜，在强碱性土壤地区或者其站址土壤和地下水条件会引起钢质材料严重腐蚀的中性土壤地区，宜采用铜质、铜覆钢（铜层厚度不小于0.25mm）或者其他具有防腐性能材质的接地网。对于室内变电站及地下变电站应采用铜质材料的接地网。
14.1.1.3 在新建工程设计中，校验接地引下线热稳定所用电流应不小于远期可能出现的最大值，有条件地区可按照断路器额定开断电流校核；接地装置接地体的截面不小于
连接至该接地装置接地引下线截面的75%，并提供接地装置的热稳定容量计算报告。
14.1.1.4 变压器中性点应有两根与地网主网格的不同边连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。主设备及设备架构等应有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。连接引线应便于定期进行检查测试。
14.1.1.5 在接地网设计时，应考虑分流系数的影响，计算确定流过设备外壳接地导体（线）和经接地网入地的最大接地故障不对称电流有效值。
14.1.1.6 6~66kV不接地、谐振接地和高电阻接地的系统，改造为低电阻接地方式时，应重新核算杆塔和接地网接地阻抗值和热稳定性。
14.1.1.7 变电站内接地装置宜采用同一种材料。当采用不同材料进行混连时，地下部分应采用同一种材料连接。
14.1.1.8 接地装置的焊接质量必须符合有关规定要求，各设备与主地网的连接必须可靠，扩建地网与原地网间应为多点连接。接地线与主接地网的连接应用焊接，接地线与电气设备的连接可用螺栓或者焊接，用螺栓连接时应设防松螺帽或防松垫片。
14.1.1.9 对于高土壤电阻率地区的接地网，在接地阻抗难以满足要求时，应采取有效的均压及隔离措施，防止人身及设备事故，方可投入运行。对弱电设备应采取有效的隔离或限压措施，防止接地故障时地电位的升高造成设备损坏。
14.1.1.10 变电站控制室及保护小室应独立敷设与主接地网单点连接的二次等电位接地网，二次等电位接地点应有明显标志。
14.1.1.11 接地阻抗测试宜在架空地线（普通避雷线、OPGW光纤地线）与变电站出线构架连接之前、双端接地的电缆外护套与主地网连接之前完成，若在上述连接完成之后且无法全部断开时测量，应采用分流向量法进行接地阻抗的测试，对不满足设计要求的接地网应及时进行降阻改造。
14.1.2 运行阶段
14.1.2.1 对于已投运的接地装置，应每年根据变电站短路容量的变化，校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并结合短路容量变化情况和接地装置的腐蚀程度有针对性地对接地装置进行改造。对于变电站中的不接地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻接地系统，必须按异点两相接地故障校核接地装置的热稳定容量。
14.1.2.2 投运10年及以上的非地下变电站接地网，应定期开挖（间隔不大于5年），抽检接地网的腐蚀情况，每站抽检5～8个点。铜质材料接地体地网整体情况评估合格的不必定期开挖检查。
14.2 防止雷电过电压事故
14.2.1 设计阶段
14.2.1.1 架空输电线路的防雷措施应按照输电线路在电网中的重要程度、线路走廊雷电活动强度、地形地貌及线路结构的不同进行差异化配置，重点加强重要线路以及多雷区、强雷区内杆塔和线路的防雷保护。新建和运行的重要线路，应综合采取减小地线保护角、改善接地装置、适当加强绝缘等措施降低线路雷害风险。针对雷害风险较高的杆塔和线段可采用线路避雷器保护或预留加装避雷器的条件。
14.2.1.2 对符合以下条件之一的敞开式变电站应在110（66）~220kV进出线间隔入口处加装金属氧化物避雷器。
（1）变电站所在地区年平均雷暴日大于等于50或者近3年雷电监测系统记录的平均落雷密度大于等于3.5次/（km2•年）。
（2）变电站110（66）~220kV进出线路走廊在距变电站15km范围内穿越雷电活动频繁平均雷暴日数大于等于40日或近3 年雷电监测系统记录的平均落雷密度大于等于2.8次/（km2•年）的丘陵或山区。
（3）变电站已发生过雷电波侵入造成断路器等设备损坏。
（4）经常处于热备用运行的线路。
14.2.1.3 500kV及以上电压等级线路，设计阶段应计算线路雷击跳闸率，若大于控制参考值【折算至地闪密度2.78次/（km2•年）】则应对雷害特别高的500kV杆塔以及750kV及以上电压等级特高压线路按段进行雷害风险评估，对高雷害风险等级（Ⅲ、Ⅳ级）的杆塔采取防雷优化措施。500kV以下电压等级线路可参照执行。
14.2.1.4 设计阶段500kV交流线路处于C2及以上雷区的线路区段保护角设计值减小5°。其他电压等级线路地线保护角参考相应设计规范执行。
14.2.1.5 设计阶段杆塔接地电阻设计值应参考相关标准执行，对220kV及以下电压等级线路，若杆塔处土壤电阻率大于1000Ω•m，且地闪密度处于C1及以上，则接地电阻较设计规范宜降低5Ω。
14.2.2 运行阶段
14.2.2.1 加强避雷线运行维护工作，定期打开部分线夹检查，以保证避雷线与杆塔接地点可靠连接。对于具有绝缘架空地线的线路，要加强放电间隙的检查与维护，确保动作可靠。
14.2.2.2 严禁利用避雷针、变电站构架和带避雷线的杆塔作为低压线、通信线、广播线、电视天线的支柱。
14.2.2.3 每年雷雨季节前开展接地电阻测试，对不满足要求的杆塔及时进行降阻改造。定期对接地装置开挖检查。
14.2.2.4 定期检查线路避雷器，每年雷雨季节前记录避雷器计数器读数。
14.3 防止变压器过电压事故
14.3.1 切/合110kV及以上有效接地系统中性点不接地的空载变压器时，应先将该变压器中性点临时接地。
14.3.2 为防止在有效接地系统中出现孤立不接地系统并产生较高工频过电压的异常运行工况，110～220kV不接地变压器的中性点过电压保护应采用水平布置的棒间隙保护方式。对于110kV变压器，当中性点绝缘的冲击耐受电压≤185kV时，还应在间隙旁并联金属氧化物避雷器，避雷器为主保护，间隙为避雷器的后备保护，间隙距离及避雷器参数配合应进行校核。间隙动作后，应检查间隙的烧损情况并校核间隙距离。
14.3.3 对低压侧有空载运行或者带短母线运行可能的变压器，应在变压器低压侧装设避雷器进行保护。对中压侧有空载运行可能的变压器，中性点有引出的可将中性点临时接地，中性点无引出的应在中压侧装设避雷器。
14.4 防止谐振过电压事故
14.4.1 为防止中性点非直接接地系统发生由于电磁式电压互感器饱和产生的铁磁谐振过电压，可采取以下措施：
14.4.1.1 选用励磁特性饱和点较高的，在1.9Um/ 3电压下，铁心磁通不饱和的电压互感器。
14.4.1.2 在电压互感器（包括系统中的用户站）一次绕组中性点对地间串接线性或非线性消谐电阻、加零序电压互感器或在开口三角绕组加阻尼或其他专门消除此类谐振的装置。
14.5 防止弧光接地过电压事故
14.5.1对于中性点不接地或谐振接地的6～66kV系统，应根据电网发展每1～3年进行一次电容电流测试。当单相接地电容电流超过相关规定时，应及时装设消弧线圈；单相接地电容电流虽未达到规定值，也可根据运行经验装设消弧线圈，消弧线圈的容量应能满足过补偿的运行要求。在消弧线圈布置上，应避免由于运行方式改变而出现部分系统无消弧线圈补偿的情况。对于已经安装消弧线圈，单相接地电容电流依然超标的,应当采取消弧线圈增容或者采取分散补偿
方式.如果系统电容电流大于150A及以上,也可以根据系统实际情况改变中性点接地方式或者采用分散补偿。
14.5.2 对于装设手动消弧线圈的 6～66kV非有效接地系统，应根据电网发展每3～5年进行一次调谐试验，使手动消弧线圈运行在过补偿状态，合理整定脱谐度，保证电网不对称度不大于相电压的1.5%，中性点位移电压不大于额定相电压的15%。
14.5.3 对于自动调谐消弧线圈，在招标采购阶段应要求生产厂家提供系统电容电流测量及跟踪功能试验报告。自动调谐消弧线圈投入运行后，应定期（时间间隔不大于3年）根据实际测量的系统电容电流对其自动调谐功能的准确性进行校核。
14.5.4 在不接地和谐振接地系统中，发生单相接地故障时，应按照就近、快速隔离故障的原则尽快切除故障线路或区段。尤其对于与66kV及以上电压等级电缆同隧道、同电缆沟、同桥梁敷设的纯电缆线路，应全面采取有效防火隔离措施并开展安全性与可靠性评估，当发生单相接地故障时，应尽量缩短切除故障线路时间，降低发生弧光接地过电压的风险。
14.6 防止无间隙金属氧化物避雷器事故
14.6.1设计制造阶段
14.6.1.1 110（66）kV及以上电压等级避雷器应安装与电压等级相符的交流泄漏电流监测装置。
14.6.1.2对于强风地区变电站避雷器应采取差异化设计，避雷器均压环应采取增加固定点、支撑筋数量及支撑筋宽度等加固措施。
14.6.2 基建阶段
14.6.2.1 220kV及以上电压等级瓷外套避雷器安装前应检查避雷器上下法兰是否胶装正确，下法兰应设置排水孔。
14.6.3 运行阶段
14.6.3.1 对金属氧化物避雷器，必须坚持在运行中按照规程要求进行带电试验。35～500kV电压等级金属氧化物避雷器可用带电测试替代定期停电试验。
14.6.3.2 对运行15年及以上的避雷器应重点跟踪泄漏电流的变化，停运后应重点检查压力释放板是否有锈蚀或破损。
14.7 防止避雷针事故
14.7.1设计阶段
14.7.1.1构架避雷针设计时应统筹考虑站址环境条件、配电装置构架结构形式等，采用格构式避雷针或圆管型避雷针等结构形式。
14.7.1.2 构架避雷针结构形式应与构架主体结构形式协调统一，通过优化结构形式，有效减小风阻。构架主体结构为钢管人字柱时，宜采用变截面钢管避雷针；构架主体结构采用格构柱时，宜采用变截面格构式避雷针。构架避雷针如采用管型结构，法兰连接处应采用有劲肋板法兰刚性连接。
14.7.1.3 在严寒大风地区的变电站，避雷针设计应考虑风振的影响，结构型式宜选用格构式，以降低结构对风荷载的敏感度；当采用圆管型避雷针时，应严格控制避雷针针身的长细比，法兰连接处应采用有劲肋板刚性连接，螺栓应采用8.8级高强度螺栓，双帽双垫，螺栓规格不小于M20，结合环境条件，避雷针钢材应具有冲击韧性的合格保证。
14.7.2 基建阶段
14.7.2.1 钢管避雷针底部应设置有效排水孔，防止内部积水锈蚀或冬季结冰。
14.7.2.2 在非高土壤电阻率地区，独立避雷针的接地电阻不宜超过10Ω。当有困难时，该接地装置可与主接地网连接，但避雷针与主接地网的地下连接点至35kV及以下电压等级设备与主接地网的地下连接点之间，沿接地体的长度不得小于15m。
14.7.3 运行阶段
14.7.3.1 以6年为基准周期或在接地网结构发生改变后，进行独立避雷针接地装置接地阻抗检测，当测试值大于10Ω时应采取降阻措施，必要时进行开挖检查。独立避雷针接地装置与主接地网之间导通电阻应大于500mΩ。
本文标签：十八项电网 重大反事故措施（修订版）
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