110kV阿里河变电站主变增容工程初步设计说明.doc

110kV阿里河变电站2#主变增容工程 初步设计说明工 程 检 索 号18-BA12212C-A0101-01Hulunbeir Bright star electric design110kV阿里河变电站2#主变增容工程 初步设计说明书*110kV阿里河变电站2#主变增容工程初步设计说明书*批准审核校核编写初步设计文件总目录 1 设计说明书 BA12212C-A0101-012 设备材料清册 BA12212C-A0101-023 设计图纸 BA12212C-A0101-03654 工程概算书 BA12212C-E0201设计说明书目录1 总的部分12 电力系统73 电气一次部分144 电气二次部分305 系统通信366 土建部分397 环境保护、水土保持和节能减排548 防火、防爆579 施工条件及大件设备运输59附 件1、中标通知书2、鄂伦春春晖电力有限责任公司函鄂电函字【2011】11号鄂伦春春晖电力公司关于出版110kV阿里河变电站增容工程初步设计的函1 总的部分1.1 概 述1.1.1 工程设计的主要依据1.1.1.1 国家相关政策、法规和规章。1.1.1.2 工程设计有关的规程、规范。(1) 35kV110kV变电站设计规范(GB500591992)(2) 35kV110kV高压配电装置设计规范(GB500601992)(3) 高压输变电设备的绝缘配合(GB311.11997)(4) 电力装置的继电保护和自动装置设计规范(GB500621992)(5) 并联电容器装置设计规范(GB502271995)(6) 电力工程电缆设计规范(GB502171994)(7) 电力设施抗震设计规范(GB502601996)(8) 建筑物抗震设计规范(GB500112001)(9) 火电发电厂与变电站设计防火规范(GB502291996)(10) 建筑设计防火规范（修订本）（2001年版）(GBJ 161987)(11) 35kV110kV无人值班变电站设计规程(DL5103 1999)(12) 变电站给水排水设计规程(DL5134 2002)(13) 导体和电器选择设计技术规定(DL/T52222005)(14) 火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程(DL/T51362001)(15) 电测量及电能计量装置设计技术规程(DL/T51372001)(16) 火力发电厂、变电站直流系统设计技术规定(DL/T50441995)(17) 变电站总布置设计技术规程(DL/T50561996)(18) 高压配电装置设计技术规程(SDJ51985)(19) 电力系统设计技术规程(SDJ1611995)(20) 变电站建筑结构设计技术规定(NDGJ961992)(21) 国家电网公司输变电工程初步设计内容深度规定(110(66)kV变电站Q/GDW 166.22010)。(22) 国家电网公司2011年新建变电站设计补充要求的通知(国家电网基建(2011)58号)。1.1.1.3 110kV阿里河变电站2#主变增容工程可行性研究1.1.2 工程建设规模和设计范围1) 工程建设规模终期规模本期规模主变压器20MVA、31.5MVA主变压器131.5MVA主变压器110kV进出线主变进线2回、进线1回主变进线1回66kV进出线主变进线2回、出线2回主变进线1回10kV出线主变进线2回、出线13回主变进线1回、出线5回容性无功补偿2Mvar、3Mvar13Mvar2) 设计范围及分工根据鄂电函字【2011】11号。呼伦贝尔市明星电力设计院有限公司负责110kV阿里河变电站2#主变增容工程设计范围如下：a) 变电站围墙内本期工程电气设计的安装设计。b) 本期工程继电保护、远动装置及系统通信装置设计。41.3 主要技术原则1.3.1 主要技术方案1.3.1.1 电气主接线1) 110kV远期为单母线接线，本期为单母线接线。2) 66kV远期为单母线接线，本期为单母线接线。3) 10kV远期为单母线分段接线，本期为单母线分段接线。1.3.1.2 主要电气设备选择1) 主变压器：选用户外型、三相三绕组有载调压变压器。2) 110kV设备：110kV采用户外瓷柱式断路器，额定开断电流为40kA，动稳定电流峰值80kA。3) 66kV设备：66kV采用户外瓷柱式断路器，额定开断电流为31.5kA，动稳定电流峰值80kA。4) 10kV设备：10kV采用金属铠装开关柜，短路电流水平按31.5kA考虑。5) 并联电容器：选用容量为3Mvar的框架式电容器组。1.3.1.3 配电装置布置形式1) 110kV配电装置：根据站址的实际情况，本工程配电装置布置形式考虑AIS方案：采用户外软导线中型双列布置。1) 66kV配电装置：根据站址的实际情况，本工程配电装置布置形式考虑AIS方案：采用户外软导线中型双列布置。2) 10kV配电装置均采用金属铠装开关柜。1.3.1.4 二次系统1) 按无人值班运行方式设计。通信规约采用DL/T 860标准。2) 本站通信方式考虑以光纤通信为主，以满足本站至各调度端的各种通信通道的需求。 1.3.2 新技术、通用设计、通用设备典型规范的应用1) 通用设计：本工程电气主接线、电气总平面布置主要参照国家电网公司输变电工程典型设计35kV变电站分册(2006年版)进行设计。2） 通用设备：各方案主要设备选择均依据国家电网公司输变电工程通用设备(2008年版)及国家电网公司集中招标采购标准物料库进行设计。如下表：工程概况电压等级（kV）110/66/10主变台数及容量（MVA）终期20MVA、31.5MVA，本期31.5MVA进出线规模（高/低）终期110kV主变进线2回、110kV进线1回，66kV主变进线2回、66kV出线2回，10kV主变进线2回、10kV出线13回。本期110kV主变进线1回，66kV主变进线1回，10kV主变进线1回、10kV出线5回。变电站类型户外/户外/户内配电装置类型 A:GIS；B:HGIS；C瓷柱式；D罐式C设计方案选择通用设计方案编号；A:直接采用通用设计方案；B:进出线规模调整；C：无功补偿配置调整110-A-1B,C通用设备主变压器设备编号1TBA-31.5110kV隔离开关设备编号1QS-2D-2000/40110kV断路器设备编号1QF-A-3150/40110kV避雷器设备编号1MOA-102/26666kV隔离开关设备编号CQS-2D-1250/31.566kV断路器设备编号CQF-A-3150/31.566kV避雷器设备编号CMOA-84/221-10-H10kV开关柜设备编号AKG-AZ-1250/31.51.4 技术经济指标110kV阿里河变电站2#主变增容工程统计表序号项 目技术方案和经济指标1主变压器规模、远期/本期、型式120MVA、131.5MVA/131.5MVA户外、三相三绕组有载调压变压器2(高)电压进出线规模、远期/本期主变进线2回、进线1回/主变进线1回3(中)电压进出线规模、远期/本期主变进线2回、出线2回/主变进线1回4(低)电压出线规模、远期/本期主变进线2回、出线13回/主变进线1回、出线5回5低压电容器规模、远期/本期2Mvar、3Mvar/3Mvar6(高)电气主接线、远期/本期单母线接线/单母线接线7(中)电气主接线、远期/本期单母线接线/单母线接线8(低)电气主接线、远期/本期单母线分段/单母线接线9(高)配电装置形式、断路器型式、数量户外AIS，瓷柱式断路器，1组(中)配电装置形式、断路器型式、数量户外AIS，瓷柱式断路器，1组10(低)配电装置形式、断路器型式、数量户内开关柜，真空断路器，5组11地区污秽等级/设备选择的污秽等级C/12运行管理模式本站按无人值班运行方式设计，13智能变电站（是/否）否14变电站系统通信方式、本期建设规模按站内原有通信方式。15电力电缆(km)1.516控制电缆(km)817接地材料/长度(km)镀锌扁铁505(主地网)/1.818动态投资(万元)19静态投资(万元)20建筑工程费用(万元)21设备购置费用(万元)22安装工程费用(万元)23其他费用(万元)24建设场地征用及清理费(万元)2 电力系统2.1 概述2.1.1 设计依据及参考资料1）呼伦贝尔市配电网“十二五”规划2）电力系统设计技术规程（SDJ161-1985）3）电力系统技术导则（SD121-1984）4）电力系统安全稳定导则（DL/755-2001）5）电力系统电压和无功电力技术导则（SD325-1989）2.1.2 电力系统现状2.1.2.1 呼伦贝尔市电网现状呼伦贝尔市位于内蒙古自治区东北部，总面积25.3万平方公里。呼伦贝尔地区位于寒温地带，四季气候变化分明。全市供电负荷随季节性变化显著，一般性是冬季负荷偏重，夏季负荷偏轻，其它时间负荷平稳。呼伦贝尔冬季寒冷漫长，夏季凉爽短暂，最大负荷出现在11月份或12月份（12月份居多）。另外，呼伦贝尔地区工业、第二产业新建项目在每年年底前投产的较多，所以冬季峰谷差较大。2011年最大负荷出现在11月6日，最大负荷为753MW，最大峰谷差为309MW。呼伦贝尔电网由超高压电网和地区电网组成。超高压电网主要以巴彦托海500kV开关站、伊敏直流换流站为结点连接成的。目前，华能伊敏煤电公司以2回500kV线路经冯屯送至大庆与东北联网。呼伦贝尔地区目前建成由国华电厂双回路500kV线路送至巴彦托海500kV开关站，鲁能电厂以双回500kV线路送至巴彦托海500kV开关站，伊敏换流站与巴彦托海500kV开关站以双回500kV线路联络，伊敏换流站以2回500kV双极直流线路送至辽宁穆家换流站与东北联网。500kV线路总长为510km。目前，呼伦贝尔地区电网通过友好伊敏伊敏联络变（220kV网络）冯屯双回500kV线路与东北的黑龙江省电网并网运行。呼伦贝尔地区电网主要的电压等级有220kV、110kV、66kV、35kV，地区电网主要由岭西电网、岭东电网、根河电网、鄂伦春春晖电网及煤矿自备电网组成。其中：岭西电网主要包括满洲里、海拉尔、牙克石及伊敏地区；岭东电网由四部分组成，即扎兰屯地区电网、阿荣旗地区电网、莫旗地区电网及鄂伦春大杨树地区电网。目前扎兰屯地区的电网已全部并入呼伦贝尔电网运行；阿荣旗、莫旗地区部分电网仍分别通过110kV甘阿线(甘南变那吉屯变)，110kV拉尼线(拉哈东变尼尔基变)并入齐富安电网运行；鄂伦春大杨树地区电网及大杨树电厂通过110kV甘大线、莫甘线及220kV扎莫线并入呼伦贝尔电网运行。鄂伦春阿里河地区仍由加格达奇电网供电。截止2011年度末，呼伦贝尔电网装机容量1753.40MW，其中火电厂16座，火电装机容量1380MW，火电机组41台；风电场七座，风电装机容量365.90MW，风电机组236台，水电机组3台，水电装机容量7.5MW。全网已投运220kV变电站11座，220kV主变13台，变电总容量1443MVA； 110kV变电站39座，110kV主变63台，变电总容量1544.5MVA。全网220kV线路共21条，线路总长1417.49 km；110kV线路67条，线路总长2354.08 km。2.1.2.2 鄂伦春地区电网现况鄂伦春地区的电力负荷目前主要由来自三方面的电源提供。西部克一河、甘河、吉文地区正常方式由根河方向供电，具体路径为：由根河电厂66kV根伊双回线送电至66kV伊图里河变，经伊图里河变至阿里河变的66kV线路（LGJ-70/172km）供电，因线路长、线径细，线路末端电压66kV最高只能达到56kV、最低已达48kV，10kV电压最低仅9.3kV。东部大杨树地区正常方式由莫旗方向供电，具体路径为：由220kV莫力达瓦变经110kV莫甘线（LGJ-150/115km）至甘河变，经甘河变110kV甘大线（LGJ-150/46km）至大杨树变供电。中部阿里河及加格达奇至大杨树的沿线地区正常方式由加格达奇220kV变（黑龙江电网）供电，具体路经为：由加格达奇220kV变66kV加阿线（LGJ-150/10km，同塔双回架设，因加格达奇110kV变侧只建了一回间隔现单回运行）送电至加格达奇110kV变（呼伦贝尔电网所属站），然后经110kV加鄂线（LGJ-240/36km）带阿里河地区负荷，经66kV大阿线带加格达奇至大杨树的沿线地区负荷。现非正常方式下，阿里河地区负荷倒至110kV大杨树变66kV大阿线（LGJ-95/90km）带出时，阿里河66kV电压最高仅能达58kV。待海拉尔至拉布达林至根河的220kV输变电工程及根河至阿里河的110kV输变电工程建成后（约2015年），阿里河及加格达奇至大杨树沿线负荷正常方式均由根河侧电源带出。2.1.2.3 加格达奇110kV及220kV变现状加格达奇110kV变为呼伦贝尔电业局所属，现有一台40MVA 110/66/10kV三卷有载调压变压器，110kV、66kV均为单母线。与加格达奇220kV变由一同塔双回的66kV线路联络，但本站侧只有一组进线开关设备（保护配置为速断过流），另一回线在站外第一基塔空挂。加格达奇220kV变为加格达奇电业局所属，现有两台63MVA 220/66Kv/10kV三卷有载调压变压器，220kV、66kV均为双母线。与加格达奇110kV变联络的双回的66kV线路保护配置为微机距离保护。2.1.2.4 地区电网发展规划根据新巴尔虎左旗地区电网建设规划，2011年2012年将投运110kV罕达盖变，以及拟建35kV塔苏木变。同时根据呼伦贝尔市电网“十二五”规划，强化新巴尔虎左旗电网供电能力，提高地区电网供电可靠性。2.1.3 本工程建设的必要性1）满足塔苏木地区负荷增长的需求，促进地方经济发展塔苏木35kV简易变电站，已经运行了20多年，35kV进线为跌落保险，现主变容量为200kVA，由于此地区负荷发展较快，现有的主变已满足不了地区负荷发展的需要，预计到2015年该地区负荷将达到2800kW，因此提出新建35kV变电站，利用原有主变3.15MVA。2）增强塔苏木地区的供电可靠性，缩短供电半径。35kV塔苏木变电站主要为塔苏木地区供电。新左原35kV塔苏木变电站建站时间为1980年，距今已有三十年，设备及基础严重老化落后，事故率高，供电可靠性差。35kV塔苏木变电站的建设，满足该辖区新增负荷和原有负荷的用电需求，提高该地区供电可靠性，同时减轻周边供电站的供电压力，改善该地区电网结构，使整个电网更加坚强可靠；可解决该地区的用电难，缩短10kV供电半径，提高供电电压质量，确保供电可靠性，降低线路电能损耗。综上所述，新建35kV塔苏木变电站不但能满足负荷快速发展的需求，增强区域供电可靠性，而且能改善电网结构，缩短供电半径，降低损耗，所以本工程的建设是十分必要的。2.2 建设规模2.2.1 主变压器规模远期容量：120MVA、131.5MVA；本期容量：131.5MVA。2.2.2 出线规模 1）110kV进出线远期：主变进线2回、进线1回；本期：主变进线1回。2）66kV进出线远期：主变进线2回、出线2回；本期：主变进线1回。3）10kV出线远期：主变进线2回、出线13回；本期：主变进线1回、出线5回。2.2.3 无功补偿装置容性无功：终期装设12Mvar、13Mvar容性无功补偿装置，本期规模13Mvar。2.3 主要电气参数及设备选择2.3.1 主变压器参数主变型式：三相两线圈有载调压电力变压器；电压比及抽头：11081.25%/6622.5%/10.5kV；容量比：100/100/100接线组别：YN,ynod11阻抗电压：10.28、18.97、6.83主变接地方式：110kV为直接接地系统；66kV为直接接地系统；10kV为不直接接地系统。2.4 电力系统二次2.4.1阿里河变电站一）系统继电保护及安全稳定控制装置1）110kV阿里河变电站66kV吉文出线保护利用原间隔已有保护装置，配置为方向过电流及电流速断保护，并配有按故障启动的三相一次重合闸。2）110kV阿里河变电站扩建1套低频低压减负荷装置。3）110kV阿里河变电站扩建1套谐波在线监测装置。二）系统调度自动化1）110kV阿里河变电站增容扩建后调度方式维持原有不变，调度内容与原站内保持一致。2）远动化范围根据电力系统调度自动化设计技术规程规定，确定阿里河110kV变电站增容工程的远动化范围：遥测：10、66、110kV母线电压；主变高、中、低压侧有、无功功率、电流；遥信：全站事故总信号；全部断路器位置信号及主要隔离开关位置信号；遥控所有断路器及主要隔离开关具备遥控功能；遥调主变有载调压开关具备远方调整功能，满足无人值班调控一体化要求。3）为保证本站实现呼伦贝尔电网调控一体化，扩建调度数据网接入设备1套。4）计列两级调度接口及工程配合费。三）系统通信在吉文水泥厂变电站新建工程中已经包含本站系统通信内容。四）元件保护及电气二次1）增容主变压器保护按微机型保护配置，主保护与后备保护分开配置,另外单独配置1套非电量保护装置。2）10kV出线根据一次接线配置单套测控保护一体化装置。3）10kV电容器等根据一次接线配置单套测控保护一体化装置。4）直流系统利用原站内DC220V直流电源，该套直流系统在一期工程中已经考虑了本期增容扩建的内容。5）为将增容扩建部分接入原后台监控系统，配置通信接口屏1面，含通信管理设备、交换机及规约转换器等。原站内后台监控系统为东方电子公司生产。6）扩建的计量表要求具备双串口，接入原站内电量采集装置。7）计列监控系统及五防系统的接入费用。6.2.2加格达奇110kV变电站一）系统继电保护两回与加格达奇220kV变电站联络的66kV线路保护均配置为微机距离保护及三相一次重合闸。测控部分要求接入原站内后台监控系统，原系统为东方电子公司生产。二）系统调度自动化110kV加格达奇变电站扩建后调度方式维持原有不变，调度内容与原站内保持一致。三）系统通信在吉文水泥厂变电站新建工程中已经包含本站系统通信内容。四）计量及监控系统1）扩建间隔的计量选择0.2S级关口表，要求接入原站内电量采集装置。2）计列后台监控系统及五防系统接入费用。3 电气一次部分3.1 电气主接线3.1.1 变电站规模变电站为110kV、66kV、10kV三级电压，设计规模如下表。变电站设计规模项 目终期规模本期规模主变压器120MVA、131.5MVA主变压器131. 5MVA主变压器110kV进出线主变进线2回、出线1回主变进线1回66kV进出线主变进线2回、出线2回主变进线1回10kV出线主变进线2回、出线13回主变进线1回、出线5回容性无功补偿12Mvar、13Mvar13Mvar3.1.2 电气主接线110kV阿里河变电站2#主变增容工程电气主接线方案参照国家电网公司输变电工程典型设计110kV变电站分册110-A-1方案，在方案各子模块基础上根据工程实际情况进行修改，拼接而成。（1） 110kV电气主接线110kV接线远期采用单母线接线，进线1回；本期采用单母线接线，进线1回。（2） 66kV电气主接线66kV接线远期采用单母线接线，出线2回；本期采用单母线接线，出线2回。（3） 10kV电气主接线10kV接线远期采用单母线分段接线，本期采用单母线接线。10kV远期出线13回，本期出线5回。本期上一组3Mvar框架式电容器。3.1.3 各级中性点的接地方式35kV、 10kV侧中性点均不接地。侧5kV121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212121212123.2 短路电流计算及主要电气设备选择3.2.1 短路电流计算（1） 按照系统远景水平年规划规模计算，阻抗参数基准值为：Sj=100MVA；Uj=Ucp。（2）短路电流计算结果35kV侧：三相短路电流为1.701kA；10kV侧：三相短路电流为2.953kA。3.2.2 主要电气设备选择（1） 主要电气设备选择原则和依据1) 环境条件参数名称参数值参数名称参数值海 拔1000米极端最低气温-40.1年平均风速3.4m/s年平均雷暴日数37.8天历年平均气温0.2地震烈度6度极端最高气温40.9污秽等级级2) 一般技术条件标称电压最高运行电压高 压35kV高 压38.5kV低 压10kV低 压12kV3) 额定频率：50Hz。4) 设备额定电流：大于等于回路持续工作电流。5) 导体长期允许载流量：大于等于导体回路持续工作电流。6) 短路水平本工程35kV设备短路水平按31.5kA考虑，10kV设备短路水平按31.5kA考虑。7) 噪声允许水平受噪声影响人的居住或工作建筑物1米处的噪声白天65dB(A)，晚上不大于55dB(A)。8) 设备的机械强度电气设备的总荷载为：长期作用荷载=设备端子实际拉力+设备最大风荷载+设备自重(矢量之和)。短时作用荷载=设备端子实际拉力+设备最大风荷载25%+设备地震力+设备自重(矢量之和)。要求在长期作用和短时作用状态下电气设备的总荷载对设备的破坏强度分别满足2.5(长期)和1.67(短时)的安全系数。屋外配电装置的套管、绝缘子根据气象条件和不同受力状态进行计算，其安全系数不小于表3.1.2.2.1-3所列数值。绝缘子的安全系数类 别荷载长期作用时荷载短期作用时套管、支柱绝缘子2.51.67（2）主要电气设备选择本工程设备均参考国家电网公司输变电站通用设备66kV及以下变配电站典型规范（2008版）相关要求，选择通用标准设备。站址范围属D类污秽区，本站所有设备按类防污考虑。户外设备泄漏比距2.5cm/kV，户内开关设备外绝缘泄漏比距：瓷质材料2.0cm/kV；有机材料2.2cm/kV。具体选择如下：1) 主变压器主变压器选用户外型、三相两线圈有载调压降压型变压器。选择结果见下表。主变压器参数表项 目参 数本期数量容 量3.15MVA1台额定电压3532.5%/10.5kV接线组别Yd11阻抗电压Uk%=7.0冷却方式自然油循环自冷(ONAN)2) 35kV设备 35kV采用户外常规AIS设备，额定开断电流为31.5kA，动稳定电流峰值80kA。35kV主要设备选择结果见下表。35kV主要设备参数表项 目参 数本期数量断路器真空断路器40.5kV，1250A，31.5kA附电流互感器 10P20/10P20/0.5/0.2S主变进线100/5A、出线2100/5A2台隔离开关水平旋转式，主刀电动，地刀手动，双接地40.5kV，1250A，31.5kA2组水平旋转式，主刀电动，地刀手动，单接地40.5kV，1250A，31.5kA5组电压互感器母线电压互感器JDZXW-350.2/0.5/3P/3P50/50/50/50VA3台避雷器氧化锌避雷器(母线) 附在线监测仪51/1343只熔断器RW10-35/0.5A3只3）10kV设备10kV主要设备选择结果见下表。10kV主要设备参数表设备名称型 式 及 主 要 参 数本期数量户外电容器成套装置TBB10-（0.3+0.6）/334-AKW1组进线避雷器氧化锌，17/453只金属铠装小车式开关柜金属铠装小车式开关柜进 线12kV，1250A，31.5kA，200/5A1面出 线12kV，1250A，31.5kA，250/5A三面、225/5A两面5面电容器12kV，1250A，31.5kA， 250/5A1面站用变柜12kV，630A，S11-10.5/04 80kVA1面母线设备12kV，带一次消谐装置10/0.1/0.1/0.1/3kV 0.2/3P/3P1面分段隔离12kV，1250A1面3.2.3 导体选择3.2.3.1 导体选择的原则1) 母线的载流量按最大穿越功率考虑，按发热条件校验。2) 各级电压设备间连线按回路通过最大电流考虑，按发热条件校验。3) 出线回路的导体截面按不小于送电线路的截面考虑。屋外配电装置的导体、金具根据气象条件和不同受力状态进行计算，其安全系数不小于下表所列数值。导体的安全系数类 别载荷长期作用时载荷短期作用时软导线42.5硬导体2.01.67注：硬导体的安全系数对应于破坏应力，若对应于屈服点应力，则安全系数全别为1.6和1.4。3.2.3.2 导体选择导体选择一览表电压(kV)回路名称回路电流(A)正常/最大选 用 导 线控制条件导线根数型号载流量(A)35母线103.926LGJ185/30543由载流量控制主变进线51.96LGJ185/30543由载流量控制出 线51.96LGJ150/25478与线路统一10主变进线173.21TMY505839.47由载流量控制主母线TMY505839.47由载流量控制3.3 绝缘配合及过电压保护3.3.1 35kV绝缘配合及过电压保护（1） 35kV过电压保护本工程采用金属氧化物避雷器限制35kV系统过电压水平。经计算，需在35kV母线装设避雷器；另根据国家电网公司20091208号文预防多雷地区变电站断路器等设备雷害事故技术措施中的要求及本期新建塔苏木35kV变电站年平均雷暴日数为36天，因此在变电站内35kV出线无需加装避雷器。（2）35kV避雷器参数35kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内避雷器研制水平来选型，其主要技术参数见下表。35kV氧化锌避雷器参数项 目避雷器额定电压(kV，有效值)51最大持续运行电压(kV，有效值)40.5操作冲击2kA残压(kV，峰值)134雷电冲击10kA残压(kV，峰值)134陡坡冲击10kA残压(kV，峰值)185（3）35kV电气设备绝缘水平电力行业标准DL/T 6201997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合中规定的配合系数如下：1) 变压器内、外绝缘的全波额定雷电冲击耐压与变电站避雷器标称电流下的残压间的配合系数取1.4。2) 高压电器、电流互感器、单独试验的套管、母线支持缘子等的全波额定雷电冲击耐压与避雷器标称电流下的残压间的配合系数取1.4。3) 变压器、电流互感器截波额定雷电冲击耐压取相应设备全波额定雷电冲击耐压的1.1倍。4) 电器设备内绝缘相对地额定操作冲击耐压与避雷器操作过电压保护水平问的配合系数不应小于1.15。 5) 电气设备外绝缘相对地干态额定操作冲击耐压与相应设备的内绝缘额定操作冲击耐压相同，淋雨时耐压值可低5%。变压器外绝缘相间干态额定操作冲击耐压与其内绝缘相间额定操作冲击耐压相同。3.3.2 10kV电气设备绝缘配合根据DL/T 6201997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合第4.2.6条所述，当“变压器高低压侧接地方式不同时，低压侧宜装设操作过电压保护水平较低的避雷器”。目前国内厂家生产的氧化锌避雷器，其保护性能和工作特性优良，满足该规定要求。为此，10kV侧配置YH5WZ17/45型氧化锌避雷器，其主要配置如下：1) 10kV进线装设一组避雷器。2) 低压并联电容器组前装设一组氧化锌避雷器。3) 所有出线柜、站用变柜均加设避雷器。10kV氧化性避雷器主要技术参数见下表。10kV氧化锌避雷器参数表名 称参 数额定电压(kV，有效值)17持续运行电压(kV，有效值)13.5操作冲击残压(kV，有效值)38.3雷电冲击10kA残压(kV，峰值)45陡波冲击残压(kV，有效值)51.8绝缘水平按国家标准GB 3111997选取，有关取值见下表。10kV电气设备绝缘水平参数设 备 名 称设 备 耐 受 电 压 值雷电冲击耐压(kV，峰值)lmin工频耐压(kV，