毕业设计说明书110kV变电站电气一次部分初步设计.doc

目 录一. 总述1（一）设计题目1（二）背景简介1（三）设计规模1（四）系统情况1二. 负荷情况及统计2三. 主变压器的选择3（一）主变台数的确定3（二）主变容量的确定3（三）主变相数选择3（四）主变绕组数量3（五）主变绕组连接方式4（六）主变中性点的接地方式4（七）主变的调压方式4（八）主变型号及技术参数4四. 电气主接线设计及方案选择5（一）电气主接线设计原则5（二）电气主接线方案的选择5五. 短路电流计算结果7六. 主要电气设备选择及校验7（一） 断路器选择及校验7（二）隔离开关选择及校验9（三）电流互感器选择11（四）电压互感器选择12（五）10kV成套开关柜选择13（六）并联电容补偿装置选择13（七）10kV限流电抗器选择13（八）导体选择及校验13七. 防雷保护15（一）避雷器的选择15（二）直击雷保护15八. 参考文献16附：1. 永和变三相短路电流计算书1份2. 永和变电气主接线图（SPB-C-01）1份一. 总述（一）设计题目永和110kV变电站电气一次部分初步设计。（二）背景简介永和经济开发区位于某市郊的永和乡境内，距市区约20公里，随着生产和经济的不断发展，急需建设一座新变电站向开发区及周边地区负荷供电。永和110kV变电站就是为了适应这种情况而建设的市郊中间变电站，在供给周围负荷的同时，也传递部分系统的交换功率。（三）设计规模1. 设计三个电压等级，分别为110kV/35kV/10kV，设两台主变，每台63MVA。2. 变电站终期进出线回路数为：110kV出线4回（其中2回备用）；35kV出线5回（其中1回备用）；10kV出线11回（其中2回备用）。3. 无功补偿：35kV侧电容器容量2×6Mvar；10kV侧电容器容量2×4Mvar。（四）系统情况根据系统运行方式，永和变电站不是电压枢纽点，没有特殊的调压要求，另外，有部分功率由35kV线路经过永和变电站送至35kV系统的高岭变电站。与永和变电站连接的系统电源共有三个：一个是110kV系统的罗村变电站（本期建设一回线路供电，终期双回路供电），一个是110kV某城火力发电厂（本期建设一回线路供电，终期双回路供电），一个是35kV系统的高岭变电站（单回路供电）。永和变系统接线图详见图1-1。图1-1 永和变系统接线图二. 负荷情况及统计35kV及10kV最大负荷如表2-1所示。最小负荷为最大负荷的60%，同时率为0.85，线损率5%，COS=0.85，最大负荷年利用4500小时。表2-1 永和变负荷情况表电压等级序号用户名称最大负荷（MW）负荷性质35kV1702厂5.242铝制品厂5.163南郊变4.244纺织厂5.085备用（新用户）6.006机械厂1.807自行车厂1.28食品厂1.249电台0.4910绢纺厂3.5611木材厂1.0712市政用电1.2813建材市场1.5114水厂4.515编织袋厂3.5816备用6电压等级序号用户名称最大容量（MW）负荷性质10kV1#1主变风扇3.24经常、连续2#2主变风扇3.24经常、连续3浮充电机4.5经常、连续4蓄电池室通风2.7不经常、连续5载波室通风1.1不经常、连续6载波通讯2.5经常、连续7照明负荷9.7经常、连续8生活区用电10不经常、连续9充电机新用户20不经常、连续10生活水泵4.5经常、连续11检修、试验用电5不经常、连续12电焊机10.6不经常、连续本站承担最大负荷的统计。35kV侧：S1（5.24+5.16+4.24+5.08+6+1.8+1.2+0.49+3.26+1.07+1.28+1.51+4.5+3.59+6）×0.85×1.0546.365(MW)10kV侧：S2（3.24+3.24+4.5+2.5+9.7+10+20+4.5）×0.8549.028 (MW)所以本站承担最大负荷SS1+S246.365+49.028=95.393(MW)。三. 主变压器的选择（一）主变台数的确定对于大城市郊区的一次变电所，在中、低压侧已构成环网的情况下，变电所以装设两台主变压器为宜。此设计中的变电所符合此情况，故主变设为两台。（二）主变容量的确定主变压器容量一般按变电所建成后5-10年的规划负荷选择，并适当考虑到远期10-20年负荷发展。对城郊变电所，主变压器容量应与城市规划相结合。根据变电所所带负荷的性质和电网结构来确定主变压器的容量。对于有重要负荷的变电所，应考虑到当一台主变压器停运时，其余变压器容量在计及过负荷能力后的允许时间内，应保证用户的一级和二级负荷；对一般性变电所，当一台主变压器停运时，其余变压器容量应能保证全部负荷的60。此变电所是一般性变电所大约有25%的非重要负荷。有以上规程可知，此变电所单台主变的容量不应小于：SS×0.6=95.393×0.6=57.236(MVA)所以应选容量为63MVA的主变压器。（三）主变相数选择主变压器采用三相或是单相，主要考虑变压器的制造条件、可靠性要求及运输条件等因素。当不受运输条件限制时，在330kV及以下的发电厂和变电所，均应采用三相变压器。社会日新月异，在今天科技已十分进步，变压器的制造、运输等等已不成问题，故此变电所的主变应采用三相变压器。（四）主变绕组数量在具有三种电压的变电所中，如通过主变压器各侧的功率均达到该变压器容量的15以上，或低压侧虽无负荷，但在变电所内需装设无功补偿装备时，主变压器宜采用三绕组变压器，故此变电所中的主变应采用三绕组。（五）主变绕组连接方式变压器的连接方式必须和系统电压相位一致，否则不能并列运行。电力系统采用的绕组连接方式只有Y和，高、中、低三侧绕组如何要根据具体情况来确定。 我国110kV及以上电压，变压器绕组都采用Y连接；35kV亦采用Y连接，其中性点多通过消弧线接地。35kV及以下电压，变压器绕组都采用连接。有以上知，此变电站110kV侧采用YN接线，35kV侧采用yn0连接，10kV侧采用d11接线。（六）主变中性点的接地方式选择电力网中性点接送地方式是一个综合问题。它与电压等级、单相接地短路电流、过电压水平、保护配置等有关，直接影响电网的绝缘水平、系统供电的可靠性和连续性、变压器和发电机的运行安全以及对通信线路的干扰。主要接地方式有：中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和直接接地。电力网中性点的接地方式，决定了变压器中性点的接地方式。电力网中性点接地与否，决定于主变压器中性点运行方式。35kV系统，当IC10A，10kV系统，当IC30A时，采用中性点不接地的运行方式。所以在本设计中110kV采用中性点直接接地方式，35、10kV采用中性点不接地方式。（七）主变的调压方式调压方式变压器的电压调整是用分解开关切换变压器的分接头，从而改变变压器比来实现的。切换方式有两种：不带电切换，称为无励磁调压，调压范围通常在+5以内，另一种是带负荷切换，称为有栽调压，调压范围可达到+30。对于110kV及以下的变压器，以考虑至少有一级电压的变压器采用有载调压。由以上知，此变电所的主变压器采用有载调压方式。（八）主变型号及技术参数选用型号为SSZ11-63000/110的三相三绕组、油浸式、低损耗、高压侧有载调压变压器。主要技术参数如下：容量: 63MVA各侧容量比:80:80:40MVA额定电压: 110±8×1.25% /37±2×2.5% /10.5kV连接组别：YN，yn0，d11阻抗电压：U1-2%=10.5%，U1-3%=17.5%，U2-3%=6.5%调压方式：高压侧有载调压冷却方式: 自然油循环110kV中性点绝缘水平：66kV等级四. 电气主接线设计及方案选择（一）电气主接线设计原则发电厂和变电所中的一次设备、按一定要求和顺序连接成的电路，称为电气主接线，也成主电路。它把各电源送来的电能汇集起来，并分给各用户。它表明各种一次设备的数量和作用，设备间的连接方式，以及与电力系统的连接情况。所以电气主接线是发电厂和变电所电气部分的主体，对发电厂和变电所以及电力系统的安全、可靠、经济运行起着重要作用，并对电气设备选择、配电装置配置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响。在选择电气主接线时的设计依据：（1） 发电厂、变电站所在电力系统中的地位和作用；（2） 发电厂、变电站的分期和最终建设规模；（3） 负荷大小和重要性；（4） 系统备用容量大小；（5） 系统专业对电气主接线提供的具体资料。主接线设计的基本要求：可靠性、灵活性、经济性。（二）电气主接线方案的选择根据以上电气主接线设计原则，结合本变电站实际情况，提出两个主接线方案。方案一：110kV采用单母线分段接线，35kV采用单母线分段接线，10kV采用单母线分段接线；方案二：110kV采用双母线接线，其他电压等级接线方案同方案一。对两方案进行技术和经济比较（仅对不同部分比较）。1. 技术比较。方案一优点：(1) 接线简单，操作方便、设备少、经济性好，供电可靠性较高。(2) 当一段母线发生故障，分段断路器将故障切除，保证正常母线不间断供电，不致使全部负荷停电。缺点：(1) 当一段母线或母线隔离开关检修或故障时，该段母线所有回路都要停止工作。方案二优点：(1) 两组母线可以同时工作，并通过母线联络断路器并列运行，电源和负荷平均分配在两组母线上； (2) 供电可靠。通过两组母线隔离开关的倒换操作，可以轮流检修一组母线不致使供电中断，一组母线故障后，能迅速恢复供电；检修任一回路的母线隔离开关，只需停该回路；(3) 调度灵活。各个电源和各回路负荷可以任意分配到某一组母线上，能灵活地适应系统中各种运行方式调度和潮流变化的需要；(4) 扩建方便。向双母线的左右任何一个方向扩建，均不影响两组母线的电源和负荷均匀分配，不会引起原有回路的停电。缺点：(1) 增加了一组母线及母线设备，每一回路增加了一组隔离开关，因此投资费用增加；(2) 当母线故障或检修时，隔离开关作为倒闸操作电器，容易误操作。2. 经济比较。方案二比方案一多了一组母线及母线设备，每一回路增加了一组隔离开关，费用高。3. 结论。尽管方案二比方案一费用高，但考虑到本站110kV进线较多，终期达到4回，且I、II级负荷较多，本站还是中间变电站，110kV母线负责部分系统功率的传递，要求具有更高的供电可靠性，因此本站选择方案二，即110kV配电装置采用双母线接线，将来扩建110kV进线间隔时还能够不影响现有的负荷正常供电。故本变电站110kV采用双母线接线，35kV采用单母分段接线，10kV采用单母分段接线。五. 短路电流计算结果在变电所和发电厂的电气设计中，短路电流计算是一个重要环节。计算的目的是选择主接线，比较各种接线方案：选择电气设备，校验设备提供依据，为继电保护整定计算提供依据等。表5-1 三相短路计算结果短路点编号短路点位置短路点平均工作电压次暂态短路电流有效值稳态短路电流有效值短路电流冲击值短路全电流最大有效值短路容量U(kV) (kA)I(kA)ich(kA)Ich(kA)S(MVA) f1110kV母线（1152.72.6426.8844.103537.801f235kV母线(377.4297.58318.94311.092476.092f310kV母线10.517.79617.91645.38037.049323.647注：上表的10kV母线短路电流是加装电抗器后的短路电流。六. 主要电气设备选择及校验（一） 断路器选择及校验在本设计中110kV侧断路器采用SF6高压断路器，因为与传统的断路器相比SF6高压断路器具有安全可靠，开断性能好，结构简单，尺寸小，质量轻，操作噪音小，检修维护方便等优点，已在电力系统的各电压等级得到广泛的应用。本工程110kV、35kV断路器选用SF6单断口瓷柱式。110kV断路器选用2000A，31.5kA-4s，80kA。配弹簧操动机构，三相机械联动。35kV断路器选用2000A，31.5kA-4s，80kA。配弹簧机构，三相机械联动。10kV配电装置选用国产生产的金属铠装中置式手车高压开关柜，配合国产的真空断路器和真空灭弧室，主变进线柜及分段柜采用4000A，31.5kA-4s，80kA；馈线柜、电容器柜、站变柜采用2500A，31.5kA-4s，80kA。 表6-1 各电压等级断路器主要参数表序号电压等 级回路名称额定电流（A）开断电流（kA）热稳定电流（kA-s）动稳定电流峰值（kA）操作机构备注1110kV所有回路200031.531.5kA-4s80弹簧机构国产235kV所有回路200031.531.5kA-4s80弹簧机构国产310kV主变及分段400031.531.5kA-4s80弹簧机构国产馈线250031.531.5kA-4s80弹簧机构国产校验：1. 110kV断路器：额定电压为126kV，不小于于装设断路器所在电网的最高工作电压。最大持续工作电流（进线侧，考虑N-1情况下）：Imax=661.3（A）所选断路器的额定电流为2000A，大于通过线路侧断路器的最大持续工作电流。校验断路器的断流能力：所选断路器的额定开断电流INbr=31.5kA，次暂态短路电流有效值=2.7kA，INbr>，满足断流能力。动稳定校验：动稳定电流峰值ies=80kA，ich=6.884kA，ies>ich，满足动稳定。热稳定效应：短路热稳定电流选择断路器短时（4S）耐受电流为31.5 kA，大于短路时热稳定电流。2. 35kV断路器额定电压为40.5kV，不小于装设断路器所在电网的最高工作电压。最大持续工作电流（主变侧）：Imax=1091.224（A）所选断路器的额定电流为2000A，大于通过主变侧断路器的最大持续工作电流。校验断路器的断流能力：所选断路器的额定开断电流INbr=31.5kA，次暂态短路电流有效值=7.429kA，INbr>，满足断流能力。动稳定校验：动稳定电流峰值ies=80kA，ich=18.9434kA，ies>ich，满足动稳定。热稳定效应：短路热稳定电流选择断路器短时（4S）耐受电流为31.5 kA，大于短路时热稳定电流。3. 10kV断路器额定电压为11kV，不小于装设断路器所在电网的最高工作电压。主变侧最大持续工作电流：Imax=3819.284（A）主变侧所选断路器的额定电流为4000A，大于通过主变侧的最大持续工作电流。馈线最大持续工作电流： 馈线侧所选断路器的额定电流为2500A，大于通过馈线的最大持续工作电流。校验断路器的断流能力：所选断路器的额定开断电流INbr=31.5kA，稳态短路电流有效值=17.716kA，INbr>，满足断流能力。动稳定校验：动稳定电流峰值ies=80kA，ich=49.921kA，ies>ich，满足动稳定。热稳定效应：短路热稳定电流 选择断路器短时（4S）耐受电流为31.5 kA，大于短路时热稳定电流。（二）隔离开关选择及校验110kV配电装置隔离开关采用垂直伸缩式、双柱水平开启式，主刀、地刀均为电动操作机构，配支架，选用1600A，31.5kA-4s，80kA。35kV配电装置隔离开关采用双柱水平开启式，主刀为电动操作机构、地刀为手动操作机构，配支架，选用1250A，25kA-4s，80kA。 表6-2 各电压等级隔离开关主要参数表序号电压等 级回路名称额定电流（A）热稳定电流（kA-s）动稳定电流峰值（kA）操作机构备注1110kV所有回路160031.5kA-4s80主刀地刀均为电动国产235kV所有回路125031.5kA-4s80主刀电动地刀手动国产校验：1. 110kV隔离开关额定电压为126kV，不小于装设隔离开关所在电网的额定电压。最大持续工作电流（线路侧）：Imax=661.3（A）隔离开关的额定电流为1600A，大于通过线路侧的最大持续工作电流。动稳定校验：动稳定电流峰值ies=80kA，ich=6.884kA，ies>ich，满足动稳定。热稳定效应：短路热稳定电流 选择断路器短时（4S）耐受电流为31.5 kA，大于短路时热稳定电流。2. 35kV隔离开关额定电压为40.5kV，不小于装设隔离开关所在电网的额定电压。最大持续工作电流（主变侧）：Imax=1091.2（A）所选隔离开关的额定电流为1250A，大于通过主变侧的最大持续工作电流。动稳定校验：动稳定电流峰值ies=80kA，ich=18.943kA，ies>ich，满足动稳定。热稳定效应：短路热稳定电流 选择断路器短时（4S）耐受电流为31.5 kA，大于短路时热稳定电流。（三）电流互感器选择110kV电流互感器采用SF6电流互感器，主变回路电流互感器均配5组二次绕组（1组用于计量、1组用于测量、1组用于母差、1组用于差动保护、1组用于后备保护），出线回路电流互感器均配5组二次绕组（1组用于计量、1组用于测量、1组用于母差、1组用于线路保护、1组为备用），母联回路电流互感器配5组二次绕组（1组用于录波、1组用于测量、1组用于母差、2组为备用）。35kV电流互感器采用固体浇注式电流互感器，主变回路电流互感器配5组二次绕组（1组用于计量、1组用于测量、1组用于备自投、1组用于差动保护、1组用于后备保护），出线回路、站变回路和电容器回路电流互感器均配3组二次绕组（1组用于计量、1组用于测量、1组用于保护），母线分段间隔配3组二次绕组（1组用于测量、1组用于保护，1组为备用）。10kV电流互感器采用国产优质的固体浇注式电流互感器，主变配5组二次绕组（1组用于计量、1组用于测量、1组用于差动保护、1组用于后备保护、1组用于备自投）；馈线回路、站变回路和电容器回路电流互感器均配3组二次绕组（1组用于计量、1组用于测量、1组用于保护），母线分段间隔配3组二次绕组（1组用于测量、1组用于保护，1组为备用）。电流互感器计量绕组准确度等级为0.2S级，测量绕组为0.5S级，保护绕组为5P30。 表6-3 各电压等级电流互感器主要参数表序号电压等级回路名称电流变比（A）热稳定电流（kA-s）二次绕组级别组合二次绕组容量（VA）备注5P300.5S0.2S1110kV母联及出线2×1000（2×500/5）31.5kA-4s5P30/5P30/5P30/5P30/5P30/0.5S5050(40)/国产主变2×600（2×300/5）5P30/5P30/5P30/0.5S/0.2S5050(40)50(40)235kV主变2×1500/531.5kA-4s5P30/5P30/5P30/0.5S/0.2S404030国产出线2×150/55P30/0.5S/0.2S电容2×150/5分段2×1500/55P30/5P30/0.5S4030/310kV主变4000/531.5kA-4s5P30/5P30/5P30/0.5S/0.2S404030国产馈线2×500/55P30/0.5S/0.2S202010国产站变2×75/5电容2×400/5分段2×1500/55P30/5P30/0.5S303030（四）电压互感器选择110kV用母线电压互感器采用SF6气体绝缘呈容性电磁式，配3组二次绕组（1组用于测量、1组用于计量、1组用于保护）；线路用电压互感器采用电容电磁式，配2组二次绕组（1组用于测量、1组用于同期）。35kV母线用电压互感器采用固体绝缘浇注式呈容性电磁式，配3组二次绕组(1组用于测量、1组用于计量、1组用于保护)；线路用电压互感器采用固体绝缘浇注式电磁式，配2组二次绕组（1组用于测量、1组用于同期）。10kV母线PT柜采用固体绝缘浇注式呈容性电磁式PT，配3组二次绕组（1组用于计量、1组用于测量、1组用于保护）。电压互感器计量绕组准确度等级为0.2级，测量绕组为0.5级，保护绕组为3P级。 表6-4 各电压等级电压互感器主要参数表序号电压等 级用途型式电压变比(kV)二次绕组容量（VA）备注0.20.53P1110kV母线用气体绝缘呈容性电磁式(110/3)/(0.1/3)/(0.1/3)/0.10.2/0.5/3P203030国产线路用电容式110/3-0.01H(110/3)/(0.1/3)/0.10.5/3P7575235kV母线用固体绝缘浇注式呈容性电磁式(35/3)/(0.1/3)/(0.1/3)/(0.1/3)0.2/0.5/3P303040国产线路用固体绝缘浇注式35/0.1/0.10.5/3P/2030310kV母线PT固体绝缘浇注式呈容性电磁式(10/3)/(0.1/3)/(0.1/3)/(0.1/3)0.2/0.5/3P505050国产（五）10kV成套开关柜选择采用国产优质的金属铠装中置手车式高压开关柜，配国产生产的真空断路器和真空灭弧室。主变进线柜、分段隔离柜采用4000A、31.5kA-4s，80kA。馈线柜、站用变柜、电容器出线柜采用1500A、31.5kA-4s，80kA。除PT柜内安装避雷器外，其余进出线均在户外安装避雷器。（六）并联电容补偿装置选择本站并联补偿电容器按4组考虑，35kV、段母线各装设1组6Mvar、10kV、段母线各装1组4Mvar，总容量为6×2+4×2=20Mvar，占主变容量的16%。并联补偿电容器装置选用户外框架式，装设户外干式半芯式串联电抗器，感抗值为12%Xc，以限制系统3次及5次谐波的危害。成套电容器组的所有设备选用户外型，由电容器、电抗器、放电线圈、避雷器、隔离开关组成。为减少外部短路冲击，改善电容器的运行条件，电容器铝（铜）排及设备接线端子应采用热缩材料的包封措施。（七）10kV限流电抗器选择为了限制10kV侧电路电流不超过20kA,在每台主变10kV加装限流电抗器。选用户外、单相、干式、空芯限流电抗器，额定电流为4000A，电抗率为12%。（八）导体选择及校验裸导体载流量按海拨高度1000米下，实际环境温度+40。室内导体最高允许温度+70时，综合校正系数为0.81，室外导体最高允许温度+80时，软导线综合校正系数为0.83，以下载流量均已考虑温度系数。1. 110kV出线间隔导线选用LGJ-400/35钢芯铝绞线，最大可输送容量为123MVA，满足要求。2. 主变110kV进线按经济电流密度（J=1.15/mm2）和主变容量63MVA进行计算，该处导体所需截面288mm2，由于主变回路用量较少，为减少导线种类及方便购料，选用LGJ-400/35钢芯铝绞线，与线路导线一致，其长期允许载流量为732A（主变110kV进线侧最大工作电流为347A），满足要求。3. 110kV母线110kV母线按功率189MVA，工作电流为992A来考虑，选用管母线 6063G-100/5，该型号管母长期允许载流量为2122A（温度校正系数取0.81），满足要求。热稳定校验：110kV母线f1点三相短路电流稳I=4450A，热稳定系数取C=87，电路电流持续时间取2S，则母线热稳定要求最小截面为：6063G-100/5型管母的截面积为1491 mm2，大于热稳定要求最小截面，故所选母线满足热稳定。4. 主变35kV进线按经济电流密度（J=1.15/mm2）和主变容量63MVA的进行计算，该处导体所需截面903mm2，选用2×LGJ-500/35钢芯铝绞线，其长期允许截流量为1701A（主变35kV侧最大工作电流为1484A），满足要求。5. 35kV母线按主变容量63MVA进行计算，该处的工作电流为1091A，选用2×LGJ-500/35钢芯铝绞线，其长期允许载流量为1701A，满足要求。6. 35kV电容器连接电缆本期工程35kV电容器装设容量为6Mvar，其额定电流为99A，经计算，热稳定要求的最小截面为58 mm2。按规程规定，电容器总回路的导体应为电容器组额定电流的1.35倍，因此，按134A考虑，电容器连接电缆选用YJV22-26/35-3×70，其载流量为275A，满足要求。7. 主变10kV进线按主变容量63MVA进行计算，该处的工作电流为3642A，户外选用半绝缘铜管母线JTMT-4000A，户内选用2×(TMY-120×10)，其长期允许载流量为3140A，可通过57MVA的容量，占主变容量的90%，可满足要求。8. 10kV母线按主变容量63MVA进行计算，该处的工作电流为3642A，选用2×(TMY-120×10)，其长期允许载流量为3140A，可通过57MVA的容量，占主变容量的90%，满足要求。9. 10kV电缆经计算，热稳定要求的最小截面为123mm2，本期工程10kV电容器装设容量分别为4Mvar，其额定电流231A。按规程规定，电容器总回路的导体应为电容器组额定电流的1.35倍，因此按312A考虑，电容器连接电缆选用YJV22-8.7/15-3×300，其载流量为400A，满足要求。10kV站用变的导体选择YJV22-8.7/15 -3×95，其长期允许载流量为235A，满足要求。七. 防雷保护（一）避雷器的选择为了防止线路侵入的雷电波过电压，110kV进线、每回35kV进线、35kV和10kV每段母线、主变35kV侧和10kV侧出口处、主变110kV和35kV中性点均安装氧化锌避雷器。主变压器110kV中性点装设放电间隙和隔离开关，中性点接地方式可选择不接地或直接接地，以满足系统不同的运行方式。两站用变低压侧均安装避雷器。110kV、35kV及10kV避雷器均选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前氧化锌避雷器的研制水平，110kV避雷器选用Y10WZ-108/281，35kV避雷器选用Y5WZ-51/134，10kV避雷器选用Y5WZ-17/45。表7-1 避雷器的主要参数项目母线避雷器110kV35kV10kV额定电压（kV，有效值）1085117最大持续运行额定电压（kV，有效值）8440.813.6操作冲击（30/60s）2kA残压（kV，峰值）23911438.3雷电冲击（8/20s）10kA(5kA)残压（kV，峰值）281134(5kA)45(5kA)陡波冲击（1/5s）10kA(5kA)残压（kV，峰值）315154(5kA)51.8(5kA)（二）直击雷保护本期避雷针按终期规模一次建成，共装设2支独立避雷针，4支构架避雷针，每支均高35米。主变构架上不设避雷针。经计算，所有设备及建筑物均在联合保护范围内。八. 参考文献1. 陈跃 电气工程专业毕业设计指南电力系统分册（第二版） 中国水利水电出版社 2010年2. 电力工业部电力规划设计总院 电力系统设计手册 中国电力出版社 1998年3. 水利电力部西北电力设计院 电力工程电气设计手册 中国水利电力出版社 1989年4. 陈光会、王敏 电力系统基础 中国水利电力出版社 2006年5. 刘增良 电气设备及运行维护 中国电力出版社 2006年6. 中国南方电网有限责任公司 南方电网变电站标准设计第五卷110kV变电站标准设计 中国电力出版社 2007年