季節性凍土地區牽引變電所接地方案研究

羅　欣

(中交鐵道設計研究總院有限公司,北京　100088)

牽引變電所接地系統是其安全運行的根本保證，所以牽引變電所接地系統的設計是否合理，接地參數是否能滿足安全需要，在運行壽命周期內能否起到應有的作用，是在牽引變電所設計時不可忽視的問題。

牽引變電所的接地設計過程中，對地網接地電阻的準確計算、跨步電位差以及接觸電位差的合理驗算才是接地設計的關鍵，另外除盡可能滿足接地電阻的限值之外，應根據不同的地質條件制定出不同的地網布置方案，并且考慮所內接觸電位差和跨步電位差的要求，以達到均衡接地的目的[1-2]。在校驗接觸電位差和跨步電位差滿足設計要求之后，適當提高變電所要求的接地電阻值，進而再采取不同降阻措施，即可在確保設備及人身安全的前提下節約工程投資[3-4]。

目前，國內外應用于工程中接地參數解析計算的方法都是建立在均勻土壤[5-6]，或有條件限制的雙層土壤情況下[7-10]。所以對于地質條件惡劣、嚴寒凍土等地區，就無法采用上述文獻中所提供的計算方法進行準確計算，這時就需要利用計算機仿真技術對接地系統進行仿真計算。利用加拿大SES公司開發的CDEGS軟件包，從不同的接地網結構、埋設深度、敷設位置等方面綜合評估地網性能，從而為此類地區牽引變電所接地系統設計提供借鑒方法。

1　季節性凍土簡述及危害

哈爾濱地區屬中溫帶，亞干旱大陸性氣候。冬季寒冷漫長，夏季濕熱短暫，春季多風。多年平均氣溫3.4～4.7 ℃，平均雨量528.1～527.4 mm，最低氣溫-23.1 ℃，最大積雪深度為39 cm，最大風速16.3～24.7 m/s。按對鐵路工程影響的氣候分區，屬嚴寒地區。

地表普遍存在季節性凍土，通常每年10月中下旬開始凍結，3月中旬達到最大凍深，沿線土壤最大凍深劃分：

哈爾濱站～K54+0002.05 m；

K54+000～牡丹江站1.91 m。

在上述凍土地區，地表的土壤電阻率會隨著季節的變化而改變，通常會由幾十(Ω·m)增加到上千(Ω·m)，這種程度的變化直接影響到地網的接地性能。當接地網埋深于凍土層中，隨著土壤凍結深度不斷增大，在冰凍季節，接地網的接地電阻值可能會達正常季節的1.7～3倍[11]，同時接觸電位差、跨步電位差以及地表電位升等地網參數也隨之提升。

2　基本邊界條件及計算參數

擬建的亞溝牽引變電站站址在距離哈爾濱市阿城區東南9.5 km處的亞溝鎮，電源供電線采用LGJ-240 mm2；避雷線采用GJ-70 mm2；線路采用雙回路，單獨架設；進線電壓等級為220 kV；采用三相V/V接線，主變設計容量為2×(16+25) MVA。短路最大入地電流取值為4 kA。

2.1　土壤模型

根據相關地勘結果，牽引所區域凍土層土壤在夏季土壤電阻率約為100 Ω·m；冬季條件下凍土層土壤電阻率最高可達5 000 Ω·m。歷年最大凍結深度取2.05 m。本文土壤模型取值見表1。

表1　土壤模型

2.2　接地網模型

以水平接地網為基礎建立接地網模型，地網參數如下。

面積：80 m×60 m；

導體間距：10 m；

導體材質：50 mm×5 mm鍍鋅扁鋼；

水平地網埋深：-0.8 m。

由于故障電流入地點在接近地網邊緣時，計算出的最大接觸電位差和跨步電位差都要偏大[12]，所以本文將短路電流注入點設置在地網邊角處，具體水平地網結構模型見圖1。

圖1　10 m×10 m網格模型

2.3　計算參數

本文分別仿真計算了以下4種因素在凍土層形成后對變電所地網電氣參數的影響，具體如下：

(1)水平接地網均壓帶網格數量變化；

(2)單根垂直接地極設置位置的不同；

(3)垂直接地極長度的不同；

(4)多根垂直接地極設置數量、位置的不同。

3　影響接地網電氣參數的因素分析

3.1　水平接地網網格間距的影響

根據圖1提出的水平接地網模型，將水平均壓帶網格大小均勻增加，由單一外框變化至2 m×2 m網格的情況進行仿真計算，得出接地電阻、接觸電位差、跨步電位差在不同網格大小情況下的數值參數，進行比較分析，具體計算結果見表2。

表2　不同網格間距對電氣參數值的影響

不同網格大小對接地電阻的影響曲線見圖2。

圖2　不同網格大小對接地電阻的影響曲線

不同網格大小對接觸電位差、跨步電位差的影響曲線見圖3。

圖3　不同網格大小對接觸電位差、跨步電位差的影響曲線

從表2、圖2與圖3可以看出，接地網的接地電阻值、接觸電位差值以及跨步電位差值均隨著均壓帶網格數量的增加而降低，從單一外框增加至10 m×10 m共計48個網格時，接地網3個參數值均迅速降低，這主要是因為當均壓帶數量增多，接地網與土壤接觸面積增加，使得故障電流能夠更快的流入土壤中。

而當均壓帶網格由10 m×10 m的48格增加至2 m×2 m的1200格時，雖然接地網參數值仍然不斷減小，但是其下降的幅度卻大大降低，這主要是由于導體與土壤接觸面積增加的同時，導體之間距離不斷減小，導體之間的屏蔽效應增加，使得故障電流散流作用減小。故而根據仿真計算結果以及文獻[5]中相關規定，優先選用5 m×5 m網格的均壓帶布置方式。

由以上結論可以看出，雖然增加均壓帶網格數量可以有效地降低地網電氣參數值，提高地網安全水平，但是僅采用敷設在凍土層中的水平接地網顯然不能滿足牽引所接地性能的要求，這時就需采用增加垂直接地極的復合接地網方式。但與此同時也必須對垂直接地極位置、數量以及長度等因素對接地電阻、接觸電位差、跨步電位差的影響進行分析。

3.2　單根垂直接地極設置位置的影響

在圖1所示水平接地網基礎上，增加1根長5 m的純銅管垂直接地極，并將該垂直接地極分別設置在圖1所示的45、55、56、65、67、75、78、79等共計8處進行仿真計算，得出單根垂直接地極設置在不同位置下的接地電阻值、接觸電位差最大值、跨步電位差最大值，具體計算結果見表3。

表3　不同垂直接地極位置對電氣參數值的影響

由表3可知，當垂直接地極由接地網中心向邊角移設時，3個參數值都有相應的減小，這說明了垂直接地極設置在接地網邊緣時能更有效的提高地網安全，降低接地電阻值。不同垂直接地極位置對電氣參數值的影響曲線見圖4。

圖4　不同垂直接地極位置對接地電阻的影響曲線

由圖4可見，垂直接地極設置于接地網邊角處時，接地電阻值達到最小，接地網導體之間的屏蔽作用也最小，故障電流可以較好地利用地網流入大地。但是可以看出，僅僅設置1根垂直接地極并不能滿足要求，所以接下來將進一步分析復合接地網多根垂直接地極的不同設置方式。

3.3　垂直接地極長度的影響

在圖1水平接地網模型的基礎上，利用純銅管垂直接地極，并沿地網邊緣每相隔20 m設置1根，共設置14根。垂直接地極長度由0 m變化至20 m(深入下層土壤)時，分別進行仿真計算，得出復合接地網接地電阻值、接觸電位差最大值、跨步電位差最大值，其計算結果如表4所示。

表4　不同垂直接地極長度對電氣參數值的影響

不同垂直接地極長度對接地電阻值的影響曲線見圖5。

圖5　不同垂直接地極長度對接地電阻值的影響曲線

不同垂直接地極長度對接觸電位差值、跨步電位差值的影響曲線見圖6。

圖6　垂直接地極長度對接觸電位差值、跨步電位差值的影響曲線

由表4可以看出，垂直接地極的長度與接地網電氣參數值有著密切的聯系，垂直接地極越長，則接地電阻值、接觸電位差值、跨步電位差值都在降低，這說明了垂直接地極具有非常有效的散流作用。

根據圖5及圖6所示，當垂直接地極埋設于凍土層中時(當垂直接地極設置長度小于1.2 m時)，接地網電氣參數緩慢降低，效果并不是很明顯，但當垂直接地極長度大于1.25 m時(垂直接地極長度超過1.25 m，埋設深度超過凍土層2.05 m)，垂直接地極與下層低電阻率土壤接觸后，接地網電氣參數值迅速下降。隨著垂直接地極的不斷加長，接地網電氣參數值降低速度又逐漸減緩，所以垂直接地極的設置并非越長越好，相反，若設置過長的垂直接地極，不但不能有效提高接地網的安全性能，反而增加了施工難度，提高了工程成本，得不償失。

3.4　多根垂直接地極設置數量、位置的不同

在圖1水平接地網設置的基礎上，增加長5 m，純銅管垂直接地極，并從垂直接地極設置的數量、位置綜合考慮，即分別從沿邊緣稀疏分布、沿邊緣密集分布、邊緣分布+中心分布等方面對接地網電氣參數進行仿真計算，具體垂直接地極分布方案及對應接地電阻值、接觸電位差值、跨步電位差值計算結果見表5。

表5　垂直接地極分布對電氣參數值的影響

由表5可知，增加垂直接地極的數量對于提高接地網性能十分有效，增加沿邊緣設置的垂直接地極數量能更直接提高接地網性能，相應地若保持邊緣垂直接地極數量不變，在接地網中央增加垂直接地極，雖亦能有效降低接地電阻等電氣參數的值，但是效果并不如僅沿邊緣設置垂直接地極明顯。

垂直接地極分布對接地電阻電壓值的影響曲線見圖7。

圖7　垂直接地極分布對接地電阻電壓值的影響曲線

垂直接地極分布對接觸電位差值、跨步電位差值的影響曲線見圖8。

圖8　垂直接地極分布對接觸電位差值、跨步電位差值的影響曲線

從圖7、圖8可以更清楚地看出，當垂直接地極設置在邊緣且埋設深度深入凍土層以下時，增加垂直接地極數量有明顯的降阻跟降低接觸電位差值、跨步電位差值的效果，但是隨著數量不斷增加，這種降低效果逐漸減弱，這說明垂直接地極的利用率也隨之減小，所以需要根據凍土環境、凍深等實際情況選擇垂直接地極的數量及分布，在接地網投資與接地網性能間尋找一個平衡。

通過對水平接地網、垂直接地極不同因素對于接地網電氣參數的影響分析，并且結合文獻[5]中相關規定，在采用水平接地網與垂直接地極相結合的負荷接地網方案時，應結合垂直接地極的長度、位置綜合確定。

4　接地方案的仿真計算與分析

4.1　跨步電位差和接觸電位差規范限值要求

根據文獻[6]中附錄C，即式C.0.1-1與式C.0.1-2計算，可計算出變電所接地裝置的接觸電位差和跨步電位差的安全限值，計算結果見表6。

表6　接觸電位差和跨步電位差設計限值

由此可見，當表層土壤電阻率很高時，接觸電位差及跨步電位差的限值也相應升高，其中跨步電位差的安全限值相較接觸電位差還要高出很多，所以在本文將冰凍時期接地網接觸電位差的數值作為本工程接地網性能的主要研究參數。

4.2　接地方案的提出

根據亞溝牽引所土壤現狀，提出3個接地網方案，具體如下。

(1)深埋水平接地網方案。凍土層對地網安全性能的影響主要是因為，地表凍土層在解凍和冰凍情況下來回轉換，使得地表凍土層土壤電阻率發生翻天覆地的變化，當地網敷設在凍土層中時，因冰凍時期土壤電阻率極速升高，將會導致地網接地電阻等參數的升高，無法保證人員安全。但是在一般情況下凍土層下層中的土壤電阻率卻是相對恒定的，因此當下層土壤為低電阻率性能時，可以考慮將水平地網深埋至非凍土層中，以降低高電阻率凍土對接地性能的影響[13]。根據文獻[5-6]中規定，季節性凍土層或季節性干旱形成的高電阻率層的厚度較淺時，可將接地網埋在高電阻率層下0.2 m。不過對于高電阻率層的厚度深淺無明顯的界定，再結合文獻[14]中的論述，此方案可以用于凍土層深度小于1 m的淺凍土層地區。

像本工程處于我國東北地區，雖然土質大多為具有良好導電性的低電阻率土壤，但是凍土層較深，冬季最大凍結深度可超2 m，此時將接地網全部敷設在凍土層以下顯然不是一種最好的解決方案，所以本文不再對深埋水平接地網方案進行分析研究。

(2)復合接地網。在凍土層較深地區，采用垂直接地極深入凍土層以下，可以有效分走故障電流，亦能夠明顯降低接地電阻、改善地表電位分布。因此推薦此方法作為解決凍土地區地網安全性能的有效方案。

(3)水平地網非等間距布置。該方案的基本原理是減少地網中部均壓帶的數量，一是能改善導體的電流分布；二是使地網各網孔的接觸電位差更趨于平衡。水平地網導體按指數規律分布既可以有效降低地表電位梯度，也被證明是一種安全可行的設計方法，其設置的關鍵點就是尋找到最優壓縮比C0[15]。

4.3　亞溝牽引變電所接地網方案及計算

根據上文所述，并且結合影響地網電氣參數的4種因素，以亞溝牽引變電所為例，設置埋深0.8 m的水平接地網，并輔以設置垂直接地極，采用復合接地網方案。復合接地網具體設置方案如下。

方案1：水平地網采用5 m×5 m網格，沿邊緣相隔10 m均勻設置28根5 m垂直接地極，地網中央均勻設置18根5 m垂直接地極。

方案2：水平地網采用5 m×5 m網格，沿邊緣相隔10 m均勻設置28根5 m垂直接地極，地網中央不設置垂直接地極。

方案3：水平地網采用5 m×5 m網格，沿邊緣相隔10 m均勻設置28根10 m垂直接地極，地網中央不設置垂直接地極。

方案4：將方案三中水平地網優化為非等間距網格布置，邊緣稀疏均勻設置28根10 m垂直接地極，地網中央不設置垂直接地極。

以上所述4種方案仿真計算結果見表7。

表7　復合地網計算結果

根據表7的仿真計算結果，對于牽引變電所，牽引所站址大小一經確定，地網面積隨之確定，此時采用復合接地網方案可以有效降低接地電阻值，亦能很好地控制接觸電位差值與跨步電位值。

以上4種復合接地網的方案，在接觸電位差、跨步電位差的指標上，都能夠滿足地網參數限值要求。故而在嚴寒地區新建鐵路牽引變電所時，采用復合地網方案是可行的。

(1)方案1/方案2：在任何季節的土壤條件下，所內區域的接地網電氣參數值都能滿足規范要求，相對于其他方案，該兩種方案采用的5 m長垂直接地極較短，更利于施工。

(2)方案3：將方案1/方案2中的垂直接地極的長度增加至10 m，水平接地網還是采用5 m×5 m網格均壓帶，此方案在任何季節條件下接地網電氣參數值都能達到規范對于地網安全上限的要求，保證牽引變電所的安全運行，但是相較于前兩個方案，采用10 m長垂直接地極，增加了投資，同時也增加了接地網施工難度。

(3)方案4：由表7得，當上層土壤的土壤電阻率大于下層土壤時，采用非等間距布置接地網的接地電阻、接觸電位差以及跨步電位差相較于等間距布置地網偏大，同時參考文獻[16]得出的結論，在季節性凍土地區，凍土地區表層土壤電阻率大于深層土壤電阻率時，接地網內均壓帶宜優先采用等間距布置方式，以使地網達到最佳效果。

根據表7計算結果，亞溝牽引變電所的接地方案，推薦采用方案1。方案1正常季節及冰凍季節接觸電位差三維分布分別見圖9、圖10。

圖9　方案1正常季節接地網接觸電位差示意

圖10　方案1冰凍季節接地網接觸電位差示意

該方案在冰凍季節，由于垂直接地極能夠與下層土壤電阻率低的區域接觸，起到了很好的散流作用，接觸電位差值、跨步電位差值均能夠滿足規范限值要求。

5　結語

以新建哈牡線亞溝牽引變電所為例建立仿真計算模型，對水平接地網均壓帶設置情況、垂直接地極設置位置、長度及數量等因素對于接地性能的影響進行了分析，即通過調整水平接地網均壓帶網格以及垂直接地極設置的不同，能夠很好地調整提高牽引所接地網的電氣性能。

研究了在嚴寒地區，地表凍土電阻率遠大于下層低阻區域時，變電所地網的設計思路，并且提出了可用于工程設計的可行方向。另外關于寒冷地區牽引所接地系統設計，不能簡單盲目地降低接地電阻值。可以通過計算和實地測量等各種方法對所內地表電位的分布進行計算，做到有的放矢的采取相應的措施，節約投資，保障設備和人員的安全。

在某些凍土地區，特別是永凍區域等，變電站接地網實施時存在設計方案實施難度大，經濟極不合理時，可依據現場狀況進行分析研究，重點對研究范圍內接觸電位差、跨步電位差及轉移電勢進行分析計算，當這些參數均滿足要求時，可稍微放寬接地電阻的限值，從而使牽引站地網設計更加合理。

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