110kV变电站电气设计-具体公式计算过程

PAGE110kV变电站电气设计（按电力规范设计、包含电气参数详细选择及计算过程）XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXxxx年xx月XXXXX目录TOC\o"1-2"\h\z\u251911概述 1313671.1设计依据 1134721.2建设规模 1162821.3技术特性 1288731.4设计范围 2115432电力系统方案 2302172.1负荷需求及分析 264852.2变压器的容量、台数及型式的选择 335802.3变电站接入电网方案 5188363电气设计 6272833.1电气主接线方案 6273763.2短路电流计算及导体、主要电气设备选择及校验 7255343.3电气总平面布置 15245273.4绝缘配合及过电压保护和接地 16316463.5直击雷保护 18281243.6接地方案 19PAGE76概述设计依据GB50059-201135kV～110kV变电站设计规范GB50060-20083～110kV高压配电装置设计规范GB/T50065-2011交流电气装置的接地设计规范GB50227-2008并联电容器装置设计规范GB50229-2006火力发电厂与变电站设计防火规范GB50016-2014建筑设计防火规范DL5056-2007变电站总布置设计技术规程DL/T5103-201235kV-220kV无人值班变电站设计技术规程DL/T5222-2005导体和电器选择设计技术规定DL/T5352-2006高压配电装置设计技术规程DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL5027-2015电力设备典型消防规程建设规模表1.1-1工程建设规模表建设规模

项目本期终期主变压器2×20MVA2×20MVA110kV2回出线2回出线35kV3回电缆出线4回电缆出线10kV5回电缆出线6回电缆出线无功补偿4×2MVar电容器组4×2MVar电容器组站用电2×200kVA2×200kVA技术特性设计方案技术特点详见表1.3-2。表1.3-2序号项目名称技术特点1电气接线110kV：终期采用内桥线接线；本期按终期设计采用内桥线接线；35kV：终期采用单母线分段接线，本期按终期设计采用单母线分段接线10kV：终期采用单母线分段接线，本期按终期设计采用单母线分段接线。2站用电系统终期采用单母线分段接线，本期一次建成单母线分段接线3短路电流水平110kV：40kA35kV：40kA10kV：25kA4防污等级户外设备按Ⅳ级防污等级，爬电比距31mm/kV户内设备按Ⅱ级防污等级，爬电比距20mm/kV5主要设备选型主变:采用三相三绕组油浸式自冷有载调压电力变压器；110kV设备：采用户外敞开式常规设备；35kV开关柜：采用户内固定式成套开关柜；10kV开关柜：采用户内中置式成套开关柜。6配电装置110kV：采用户外敞开式常规设备，架空出线；35kV：采用户内中置式开关柜单列布置；10kV：采用户内中置式开关柜单列布置。7总平面布置110kV配电装置：户外布置；35、10kV配电装置：户内布置；主变压器：户外布置；无功补偿电容器：户外布置；8控制无人值班综合自动化变电站设计范围本工程设计范围为变电站围墙内的电气设计，土建、通信、给排水及消防等全部不包括在本设计范围内。电力系统方案负荷需求及分析电力负荷需求详见下表2.1-1、2.1-2。（1）35kV侧负荷表2.1-1电力负荷需求表单位：MW序号用户名称负荷性质最大负荷（MW）1xx厂Ⅰ5.02xx厂Ⅰ5.03xx变Ⅱ4.04备用（新用户）Ⅲ6.05合计20（2）10kV侧负荷表2.1-2电力负荷需求表单位：MW序号用户名称负荷性质最大负荷（MW）1xx厂Ⅱ2.02xx厂Ⅲ1.53xx厂Ⅲ2.04xx台Ⅰ1.05xx厂Ⅰ4.06备用（新用户）Ⅱ3.57合计14从负荷需求表可知，35kV最大负荷为20MW，10kV最大负荷为14MW，总负荷为34MW。其中Ⅰ、Ⅱ级最大负荷为24.5MW，Ⅲ级最大负荷为10.5MW。按以上方法预测了某地区或各行业的最大负荷后，各变电所、各省、地区及全网的综合用电最大负荷，不是等于各用户最大负荷值的直接相加，而应乘以一个小于的同时率K，这是因为各用户的最大值不可能在同一时刻出现，一般同时率的大小与电力用户的多少、各用户的用电特点等有关。每个系统应根据实际统计资料确定，当无实际统计资料时，可参考下列数值:K=0.7~0.85，本次设计按同时率K=0.8。考虑同时率后，35kV最大负荷为16MW，10kV最大负荷为11.2MW，总负荷为27.2MW。其中Ⅰ、Ⅱ级最大负荷为19.6MW，Ⅲ级最大负荷为8.4MW。变压器的容量、台数及型式的选择2.2.1变压器容量的选择(1)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年的负荷发展。对于xx变电所，主变压器应与城市规划相结合，(2)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，应考虑当一台主变压器停运时，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70%~80%。(3)同级电压的单台降压变压器容量的级别不宜太多，应从全网出发，推行系列化、标准化。根据上述变压器容量选择原则及负荷分析结果，可知一级和二级负荷为19.6MW，那么单台变压器容量需大于或等于19.6MW。经查询系列化、标准化的变压器，本次选择单台变压器容量为20MVA。2.2.2主变压器台数的确定(1)对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。(2)对地区性孤立的一次变电所或大型工业专用变电所，在设计时应考虑装设3~4台主变压器的可能性。(3)对于规划只装设两台变压器的变电所，应结合远景负荷的发展，研究其变压器基础是否需要按大于变压器容量的要求设计，以便负荷发展时，有调换更大容量的变压器的可能性。综上所述并结合负荷发展，本次变压器按最终2台设计，变压器基础按大于变压器容量的要求设计，以便有调换更大容量的变压器的可能性。2.2.3主变压器型式的选择本次负荷电压等级分别为35kV、10kV，因此考虑按110kV降压变考虑。当不受运输条件限制时，考虑经济性，330kV以下变电站一般选择三相变压器。本站一共有三个电压等级，所以选择三相三绕组变压器。变压器绕组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一般是星型和三角型，高、中、低三侧绕组如何组合要根据具体工程来确定。我国110kV及以上电压变压器绕组都采用星型连接；35kV亦采用星型连接，其中性点多通过消弧线圈接地。35kV以下电压，变压器绕组都采用三角型连接。因而本次设计中110kV、35kV应选用星形接线、10kV绕组选用三角型接线的变压器。综上所述，本次变压器选择2台，每台容量为25MVA，电压比为110/35/10kV，接线型式为YN，yn0，d11。2.2.4中性点接地方式根据设计手册规定，所有终端型的普通变电站所110kV侧采用经隔离开关接地方式，以便于调度选择接地点。根据本项目变电站电气负荷资料可知，35kV系统终期出线4回，全为架空出线，假设全为185mm2截面电缆160km；10kV系统终期出线6回，全为电缆出线，假设全为185mm2截面电缆60km；由《电力工程电气设计手册》规定的电网电容电流计算公式，可得本站35kV单相接地电流、10kV单相接地电流计算如下：根据设计手册规定，35kV和10kV单相接地故障电容电流不超过10A和30A时，宜采用不接地方式；超过时，宜采用消弧线圈接地方式，该接地方式宜采用具有自动跟踪补偿功能的消弧装置。变电站接入电网方案2.3.1接入电网方案考虑供电可靠性，本次设计按2回110kV线路接入电网系统考虑。此接入系统能满足一回线路故障的时，另外一回线路能提供变电站可靠的电源点，保证Ⅰ、Ⅱ级负荷继续运行。2.3.2110kV导线选择1）经济电流密度选择导线按本站终期规模为2×20MVA选择，经济负载率为80%，即32MW。结合110kV电网发展规划，近期什道站采用2回110kV出线接入系统，按经济电流密度计算选择导线截面积。依据经济电流密度计算：式中：——导线截面（mm2）；——输电容量（MW）；——线路额定电压（kV）110kV——输电功率因数0.95——经济电流密度(A／mm2)1.15A/mm2根据计算导线截面积=153mm2，考虑到周围电网情况，建议选择导线LGJ-150满足经济电流密度要求。2）长期允许的载流量校验LGJ-150导线在25℃情况下长期允许的载流量：610A，温度修正系数取1，长期允许的载流量计算公式如下：U—网络额定电压110kVS—极限输送容量MVAI—导线持续容许电流610AKt—温度修正系数1在只有一根LGJ-150导线情况下极限容量为Smax=116＞84MVA，所以满足供电可靠性。电气设计电气主接线方案主接线应满足可靠性、灵活性和经济性三项基本要素。（1）主接线可靠性的具体要求:断路器检修时，不宜影响对系统的供电；断路器或母线发生故障以及母线计划检修时，应尽量减少进出线停运的回路数和停运的时间，并要保证对一级负荷及全部或大部分二级负荷的供电；尽量避免发电厂、变电所全部停运的可能性。（2）主接线应满足在调度运行、检修及扩建时的灵活性要求：调度运行中应可以灵活地投入和切除发电机、变压器和线路，调配电源和负荷，满足系统在故障、检修以及特殊运行方式下的的系统调度要求；检修时，可以方便停运断路器、母线及其继电保护设备，进行安全检修而不致影响电力网的运行和对用户的供电。（3）经济性应做到经济合理：力求简单，以节省断路器、隔离开关、电流和电压互感器、进雷器等一次设备；要能限制短路电流，以便于选得廉价的电气设备或轻型电器；如能满足系统安全运行及继电保护要求，110kV及以下终端或分支变电所主接线应尽量简单；主接线设计要为配电装置布置创造条件，尽量使占地面积减少；经济合理地选择主变压器的种类(如双绕组、三绕组或自耦变压器)、容量、数量，要避免因两次变压而增加电能损失。为简化主接线，发电厂、变电所接人系统的电压等级一般不超过两种110kV电气主接线方式本次主接线设计可选择单母线接线、单母线分段接线、内桥接线。从供电可靠性来分析，单母线分段接线最优，单母线接线次子。从灵活性方面考虑，单母线分段接线最优，内桥接线次子。从经济性考虑，内桥接线最优，单母线接线次子。因此，从经济性考虑，内桥接线使用高压断路器少，四个元件只需三个断路器。本期建设110kV出线2回，采用内桥接线方式。建设2个进线间隔、2个主变间隔、1个桥间隔。35kV电气主接线方式35kV终期出线4回，采用单母分段接线方式。本期出线建设3回，采用单母线分段接线方式。建设ⅠM段母线，建设1号主变进线间隔、ⅠM母PT间隔、分段隔离间隔各1个，出线2回；建设ⅡM段母线，建设2号主变进线间隔、ⅡM母PT间隔、出线2回。10kV电气主接线方式10kV终期出线6回，采用单母分段接线方式。本期出线建设5回，采用单母线分段接线方式。建设ⅠM段母线，建设1号主变进线间隔、ⅠM母PT间隔、分段隔离间隔各1个，出线3回；建设ⅡM段母线，建设2号主变进线间隔、ⅡM母PT间隔、出线3回。短路电流计算及导体、主要电气设备选择及校验短路电流计算短路计算应按最大运行方式三相和单相短路电流，以选择新增断路器的遮断容量，校核已有断路器的适应性，并提出限制短路电流的措施，将短路电流限制在《XX电网110kV及以下配电网装备技术导则》规定的水平（110kV：31.5kA；10kV：20kA）内。经过对本站各侧的短路电流进行计算分析，以评价变电站各级电压侧短路电流水平，并对变电站的设备选型提出建议。2.7.1.1短路电流计算条件基准容量取100MVA计算；基准电压、电流值：110kV侧（115kV，0.502kA），35kV侧（37kV，1.56kA），10kV侧（10.5kV，5.50kA）；110kV线路按单回有钢质避雷线架空线路考虑，单抗平均值取0.4Ω/km；因缺少系统短路容量的资料，工程上可按上级变电站作为电源系统，把110kV断路器开断容量当作为系统断路器容量进行估算；一般常用110kV断路器开断电流为40kA,则短路容量Sc=7620.8MVA；按远景年计算，计算结果取最大可能短路电流值。F)系统接线图、系统等值网络化简图分别如下图3.2-1、3.2-2所示。图3.2-1系统接线图图3.2-2系统等值网络化简图(1)等值电路各元件参数归算过程：1)电力系统的电抗标么值：2)线路电抗标么值：3)变压器电抗标么值（Uk1-2=18%，Uk1-3=10.5%，Uk2-3=6.5%）：4）处短路时的电抗标么值：并列运行：分裂运行：5）处短路时的电抗标么值：并列运行：分裂运行：6）处短路时的电抗标么值：并列运行：分裂运行：7）并列运行时，、、处的短路电流为：8）分列运行时，、、处的短路电流为：经计算，本站110kV母线三相最大短路电流为1.64kA；主变35kV侧母线三相最大短路电流为2.61kA；主变10kV侧母线最大三相短路电流为6.61kA。根据断路器电流计算结果，参考目前XX电网公司要求的设备开断电流值，建议110kV、35kV、10kV断路器开断短路电流值分别为40kA、31.5kA、25kA。主要电气设备选择及校验 主变压器为适应电网各种运行方式变化的要求，提高电网供电质量，选择三相双绕组自然油循环有载调压变压器，其电压分接头为：110±8×1.25%/10.5kV。主变压器主要参数如下：型号：SSZ11-40000/110额定电压：110±8×1.25%/38.5±2×2.5%/10.5kV接线组别：YNyn0d11阻抗电压百分比：Ud1-2=10.5%,Ud1-3=18%,Ud2-3=6.5%电流互感器：LRD-110,300~600/1ALR-110,300~600/1A中性点侧：LRB-10,100~200/1A,5P30/5P30110kV设备断路器：SF6型，126kV，2000A，40kA，配弹簧操作机构隔离开关：GW4-126kV，2000A，40A，主刀电动，地刀手动。线路电压互感器：TYD110/EQ\R(,3)–0.01H，110/EQ\R(,3)：0.1/EQ\R(,3)：0.1kV，0.5/3P。母线电压互感器：TYD110/EQ\R(,3)–0.02H，110/EQ\R(,3)：0.1/EQ\R(,3)：0.1/EQ\R(,3)：0.1kV，0.2/0.5/5P。氧化锌避雷器：YH10W-108/268W电流互感器：出线回路电流互感器配5个绕组，选用变比为200-400/1A，精确等级5P40/5P40/5P40/0.5S/0.2S；内桥回路电流互感器配4个绕组，选用变比为200-400/1A，精确等级5P40/5P40/5P40/0.5S。35kV配电装置：35kV开并柜采用XGN-40.5固定式高压开关柜，配固封式真空断路器，电流互感器按三相配置。主变进线柜和母联开关柜开关额定电流为2000A，额定开断电流为40kA；馈线柜额定电流为1250A，额定开断电流40.5kA。主变进线柜：XGN-40.5，2000A，40.5kA分段隔离开关柜：XGN-40.5，2000A，40.5kA馈线开关柜：XGN-40.5，1250A，40.5kA电压互感器及避雷器柜：XGN-40.5，1250A，40.5kA电流互感器：300-600/1A5P40/5P40/5P40/0.5S/0.2S（主变）200-400/1A5P40/5P40/0.5S/0.2S（馈线）电压互感器：35/EQ\R(,3):0.1/EQ\R(,3):0.1/EQ\R(,3):0.1/3kV，0.2/0.5/3P10kV设备1、10kV成套开关柜。10kV开关柜选用金属铠装手车式高压开关柜，配合资厂生产的真空断路器和真空灭弧室，一体化弹簧操作机构，采用电缆出线。主变进线柜和分段隔离柜柜采用4000A，40kA，馈线柜、电容器和接地变柜采用1250A，31.5kA。接地变10P30/0.5S/0.2S、300-600/1A。2、电流互感器按三相配置，二次绕组工作电流为1A，进线4个绕组，出线、站用变、电容器3个绕组加零序。选用干式电流互感器。精确等级和变比分别为：进线10P30/10P30/0.5S/0.2S、2500/1A；出线10P30/0.5S/0.2S、600-800/1A；站用变10P30/0.5S/0.2S、300-600/1A；电容器10P30/0.5S/0.2S、300-600/1A；接地变10P30/0.5S/0.2S、200-600/1A。3、母线电压互感器选用4绕组干式呈容性电磁型，变比为（10/√3）/（0.1/√3）/（0.1/√3）/（0.1/3）kV，精确等级0.2/0.5/3P。4、穿墙套管采用CWC－20/4000型。无功补偿装置根据《并联电容器装置设计规范》（GB50227-2008）规定：终期主变无功补偿容量按主变容量的20%配置；用于抑制谐波，当并联电容器装置接入电网处背景谐波为5次及以上时，宜取4.5%～5%；当并联电容器装置接入电网处背景谐波为3次及以上时，宜取12%。对带负荷调压变压器所接电容器投切时，电压波动值不宜超过额定电压值的2.5%。本变电站无功补偿装置选择：终期在10kV侧装设容量为4×2Mvar户外框架式并联电容器成套装置4组，配置干式空芯串联电抗器。本期在10kV侧两段母线装设2Mvar无功补偿各2组。配置干式空芯型串联电抗器，电容器组串接12%电抗器，附放电线圈、氧化锌避雷器、带接地刀闸的隔离开关等成套设备。1）分组容量校验根据设计手册中电容器组分组原则，投切一组补偿装置引起所接母线电压的变动不宜超过额定电压的2.5%，按分组容量公式Qfz=2.5%Sd计算，本设计所选择的(2004+2004)kvar投入后母线电压波动为：主变分列运行时：U△1%=Qfz1/Sd×100=2004÷83140×100%=2.41%主变并列运行时：U△1%=Qfz1/Sd×100=2004÷114450×100%=1.75%单台电容器组投切导致的电压波动小于2.5%，满足要求。2）串联电抗器选择：从变电站负荷来看，均为工厂的非线性负荷居多，谐波较重，背景谐波主要为3次以上谐波，因此为抑制3次及以上谐波和限制合闸涌流，建议电容器组串接12%电抗器3）谐振容量计算Qx=Qd（1/n²-A）经计算10kV母线短路容量为Qd=114.5MVA（并列运行时），当n=3，A=0.12时，Qx=114.5×（1/32－0.12）=-10.2MVA。即：谐振容量Qx=-10.2MVA。由此可见，当串12%电抗器的两组电容器组并列运行时，电容器容量Qc=4MVA与谐振容量Qx=-10.2MVA不接近，不会发生谐振。因此采用串12%电抗器的电容器是可行。站用变压器站用变容量计算：站内负荷按终期，计算方法采用换算系数法，负荷计算及容量选择详见下表。站用负荷统计表及站用变压器容量选择序号名称额定容量（kW）负荷类型1通信4经常、连续2充电屏7.5经常、连续3监控电源1经常、连续4保护电源3经常、连续5配电装置交流检修电源10不经常、断续6采暖制冷、通风电源42经常、连续7水泵50经常、断续小计动力负荷P1117.51110kV断路器加热0.8经常、连续3高压室开关柜照明及加热3kW经常、连续小计加热负荷P23.81配电装置室照明5短时、连续2户外照明1短时、连续3主控制室照明3经常、连续4生活照明及及生活用电5短时、连续小计照明负荷P314根据上表负荷情况计算所需变压器容量如下：S=0.85P1+P2+0.8P3/COSφ=0.85×117.5+3.8+0.8×14/0.6=122.34kVA运行时，1台站变带两段母线，根据计算结果，并考虑到主变滤油时滤油机的功率，变电站内的站用变压器容量应选择200kVA，选择户内干变，电压10.5±2×2.5﹪/0.4kV，联结组别均为D/yn11，均通过断路器柜接入。站用电系统为单母线分段接线。进线装设ATS智能切换装置，正常情况下分列运行；采用380V三相四线制接地系统，380/220V交流屏选用抽屉式开关柜，控制电压为DC220V。本站设置2台站用变压器，分别接至10kV两段母线，采用10kV屋内干式（带外壳）变压器共2台，容量均为200kVA，接线组别Dy/n11。站用变低压侧均接入380/220V交流系统Ⅰ段、Ⅱ段母线；重要站用负荷由380/220V交流系统Ⅰ、Ⅱ段母线双回供电。变电站工作照明由站用电交流屏供电，事故照明由直流逆变电源供电。全站配置一套事故照明切换装置，工作原理为：输入一路220V交流电源、一路220V直流电源，输出多路220V交流电源，供事故照明配电箱用。事故照明切换装置平时交流电源供电，可兼做正常照明，交流电源断电时自动切换到直流供电，并通过逆变器转换成交流供电。主要电气设备校验综上所选设备，其各项技术参数经校验均满足规程要求，主要电气设备校验表详见3.2-3。表3.2-3主要电气设备选择校验表导体选择及校验1、110kV主变导线根据电气主接线，本站110kV母线按两台主变额定容量1×20MVA计算，母线工作电流104A，选用LGJ-150/25，其载流量为295A母线，满足要求。2、35kV开关柜主母线按导体长期允许载流量选择，计算时考虑20MVA主变容量，其工作电流为329A。35kV主母线导线选用TMY-80×10矩形铜母线，其载流量为1310A，满足要求。3、10kV开关柜主母线按导体长期允许载流量选择，计算时考虑20MVA主变容量，其工作电流为1154A。10kV主母线导线选用2（TMY-80×10）矩形铜母线，其载流量为2620A，满足要求。电气总平面布置根据上述终期规模和主接线情况，结合出线方向和站址周边的地理环境等因素，在保证满足电气距离要求的情况下，总平面布置尽量做到布置紧凑、节约用地。本变电站主变压器布置在站区东侧，两台变压器之间距离为18.5m；110kV配电装置为户外常规布置，布置于站区西侧，架空朝西出线；35kV及10kV配电装置为户内开关柜单列布置，布置于站区东侧的配电装置楼内，35kV采用架空出线，10kV采用电缆出线，配电装置楼分为两层，一层为10kV高压室；二层为35kV高压室，主控通信室为双层结构，位于站区北侧，一层设为蓄电池室、常用工具间、绝缘工具间、备品资料室、警传休息室、警传室生活室及警传室等；二屋为继电器及通信室；站地变、接地变、电容器均为户外布置；进站大门位于站区的东北侧。图3.3-1电气平面布置图绝缘配合及过电压保护和接地避雷器的配置为防止线路侵入的雷电波过电压，110kV出线、35kV母线、10kV母线、主变压器110kV侧中性点均安装氧化锌避雷器。主变压器110kV中性点装设隔离开关，变压器中性点接地方式可以选择不接地或直接接地，满足系统不同的运行方式。电气设备的绝缘配合避雷器参数选择。表4.5-1避雷器的主要参数项目避雷器备注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（30/60μs）2kA残压（kV，峰值）23911438.3雷电冲击（8/20μs）10kA（5kA）残压（kV，峰值）26813445陡波冲击（1/5μs）10kA（5kA）残压（kV，峰值）31515451.52）电气绝缘配合a)110kV电气绝缘配合110kV设备的绝缘水平由雷电冲击耐压确定，以避雷器雷电冲击10kA残压为基础，配合系数取不小于1.4，110kV电气设备的绝缘水平及保护水平配合系数参见表4.5-2。表4.5-2110kV电气设备绝缘水平及保护水平配合系数表设备名称设备的耐受电压值雷电冲击保护水平配合系数雷电冲击耐压（kV,峰值）1min工频耐压（kV，有效值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器480480530200200450/281=1.6＞1.4高压电器450450200200断路器断口间550550230230*仅电流互感器承受截波耐压试验。b)35kV电气设备35kV电气设备的绝缘水平及保护水平配合系数参见表4.5-2。表4.5-235kV电气设备绝缘水平及保护水平配合系数表设备名称设备的耐受电压值雷电冲击保护水平（kV，有效值）雷电冲击耐压（kV,峰值）1min工频耐压（kV，有效值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器2002002208585182/127=1.46高压电器1851859595断路器断口间1851859595c)10kV电气设备和主变中性点绝缘配合10kV电气设备和主变中性点的绝缘水平按DL/T620-1997《交流配电装置的过电压和绝缘配合》选取。10kV电气设备和主变中性点的绝缘水平参见表4.5-3。表4.5-310kV电气设备和主变压器中性点的绝缘水平设备名称设备的耐受电压值雷电冲击耐压（kV,峰值）1min工频耐压（kV，有效值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器7575853535其它电器75754242断路器断口间8545主变中性点（110kV侧）325325140140直击雷保护为防止直击雷的侵害，在建筑物屋顶设置避雷带；并在变电站适宜位置安装避雷针，本次安装25米高的避雷器4支进行联合保护。避雷针保护范围参照《电力工程设计手册》计算如下：避雷针名称:1#-2#避雷针距离=29.3mh=min(25,25)=25mh2=max(25,25)=25mh25≤30m,p=1避雷针保护高度hx:10.9mha=25-10.9=14.1mrx=(1.5*h-2*hx)*P=(1.5*25-2*10.9)*1.000=15.7mbx=h0-hx=15m避雷针保护高度hx:5.5mha=25-5=20mrx=(1.5*h-2*hx)*P=(1.5*25-2*5.5)*1.000=26.5mbx=1.5*h0-2*hx=23m按上述方法分别计算出避雷针1#-4#、2#-3#、3#-4#在10m、5m保护高度的联合保护半径，避雷针联合保护范围详见联合保护范围表3.4-1。表3.4-1联合保护范围表接地方案本站采用以水平接地体为主，垂直接地极为辅，边缘闭合的复合人工接地装置，具有均压、散流和减少接触电势、跨步电势的作用。水平接地体采用40×4扁铜，垂直接地极采用2.5米长的φ20的圆铜。屋外主要电气设备的接地，均采用两根扁钢50×5与主地网相连。各电气设备室都敷有接地干线，所有电气设备的基础和外壳均需接地。站内敷设一个独立的二次铜接地网，并与站内主地网一点相连。在进站大门及配电装置出入口设置“帽檐式”均压带。在变电站内距离变电站角部围墙1m处，依据现场钻机安装难易程度设置4孔Φ150mm×30m接地深井。接地电阻值参照《电力工程设计手册》具体计算如下：1）水平接地网热稳定截面根据初步设计收口文件中，110kV侧单相接地短路电流Id(1)=10.06为准，计算地网热稳定截面如下：接地引下线热稳定截面Sg其中：te短路的等效持续时间，取0.2sc接地线材料的热稳定系数，取c=210Sg==21.42(mm2)水平接地网热稳定截面S’=75%·Sg=0.75×21.42=16.06(mm2)①按腐蚀速度0.065mm/年考虑30年的腐蚀，接地引下线选用φ20的圆铜，则30年后截面:S30年=(20-0.06530)3.14=56.68(mm2)>S’=21.42(mm2)结论：满足要求。②水平接地网选用-4×40mm的扁铜，则30年后截面:S30年=(40-0.06530)(4-0.06530)=78(mm2)>Sg=16.06(mm2)结论：满足要求。2）接地电阻的计算根据土壤接地电阻率测试报告，土壤电阻率为200·m接地电阻R=0.5=0.5×200/()=1.729()规程要求有效接地系统和低电阻接地系统中发电厂、变电站保护接地电阻宜符合下式要求：R≤