孙 剑

(太原科技大学, 山西 太原 030024)

0 引 言

随着电网建设,电网容量不断扩大,电力系统阻抗不断减少,短路电流持续增大,出现了超过对煤矿井下隔爆设备分断容量的情况。虽然现在井下隔爆设备不断发展,研发出大短路电流开关,但老旧矿井数量庞大,大面积更换设备难度很大,而且对于新建矿井也存在分断容量大的开关造价过高等问题。

1 问题提出

电网短路电流是指在断路器的出口处三相金属性短路电流。断路器在制造上要有电气、机械强度和熄弧能力,用于分断或接通负荷电路,还要有分断最大三相短路电流的能力。如果电力网发生三相短路故障,短路电流大于断路器的最大分断电流,断路器将不能分断故障电流,将造成供电中断或电力电缆和变压器等电气设备着火事故[1]。受技术水平限制和电网实际情况,我国多年来隔爆断路器开断能力限制在12.5 kA,近些年出现了16 kA、20 kA设备,但普及率比较低,因设备成本造价过高,因此安装限流电抗器在变电站出口或者坑口具有较高应用价值[2]。山西煤电集团某变电站项目中,由于是改造扩建煤矿,井下实际存在大量使用分断能力12.5 kA设备,业主方要求继续利用,故该项目有限制短路电流的实际需要。

煤矿隔爆设备分断容量情况:根据《煤矿安全规程》第四百五十三条规定,井下电力网的短路电流不得超过其控制用的断路器在井下使用的分断能力,并应校验电缆的热稳定性[2]。

煤矿井湿度大,煤尘和CO2、NO、NO2、SO2等含量高,非煤矿用高压断路器在井下使用时,各种使用指标如机械强度、绝缘等级都有减弱。此时分断电流等于或超过其额定值时会发生弧光放电,造成高压断路器事故,甚至造成煤矿爆炸事故,直接威胁矿井和井下作业人员安全[2]。

2 项目概况

山西煤电集团某变电站根据集团规划,将现有矿扩建成为10.0 Mt/a左右的特大型现代化矿井。规划的新开工(新建和改扩建)煤矿备选项目于2008年开工建设,矿井生产能力5.0 Mt/a。矿井具备了扩建特大型矿井的条件。为了解决新增负荷的供电问题,改善网架结构,增加供电能力,提高供电可靠性,新建一座110 kV变电站。根据规划最终建设规模:主变压器为3×40 MVA有载调压变压器,电压等级110/35/10.5 kV。

为了保证煤炭行业供电可靠性,采用双电源供电设计,按照一级负荷的供电电源要求接入系统。第一电源(主供)由山西某220 kV变电站供电,第二电源由某110 kV变电站供电。

3 短路电流计算和主要设备选型

3.1 短路电流计算

按最终规模3×40 000 kVA计算,主供电源参照该220 kV变电站2015年110 kV母线短路电流计算结果,110 kV母线短路容量为763 MVA,短路电流为4.0 kA。该项目中短路电流计算根据基本假定条件[1]。

3.2 基准值计算

取基准容量Sj=1 000 MVA,采用标幺值计算,只计算各元件电抗,如发电机、变压器、电抗器、线路等。

3.3 各元件参数标幺值计算

3.4 系统侧阻抗计算

根据系统参数,系统侧阻抗值X*=(Sj/S″d)=1.31,其中S″d为短路容量。

3.5 线路阻抗计算

该项目主供电源系统阻抗较小的电源为某220 kV变电站电源,线路长度约30 km,采用LGJ-240/30导线,水平排列。线路标幺值X*L=XSj/U2j,有名值X=0.145lgD/(0.789r),其中r为导线半径,D为导线几何均距。简化后经验值为X=0.4 Ω/km。根据该项目情况及简化经验公式,得线路阻抗X*L=0.907。

3.6 变压器及电抗器的标幺值计算

该项目选用三圈变压器容量SN=40 MVA,YNyn0d11、Ud12%=10.5,Ud13%=18.0,Ud23%=6.5。变压器标幺值X*d12=2.625,X*d23=4.5,X*d13=1.625;有名值Xd12=34.7 Ω,Xd23=5.51 Ω,Xd31=0.18 Ω。选用三圈变压器进行网络变换,对应各侧阻抗计算。

3.7 网络变换

该电站3台变压器全部投入运行,该220 kV变电站110 kV母线供电系统为最大系统。变电站系统接线示意图如图1所示,等效阻抗变换图如图2所示。

图1 变电站系统接线示意图

图2 等效阻抗变换图

3.8 选择电抗器

根据短路计算结果和本地用电设备实际情况,采用限流电抗器将短路电流限制在12.5 kA以内,相对于大面积更换井下隔爆设备更加经济合理和具有可操作性[3-6]。因此,对该变电站新建的设计中增加限流电抗器,使得井下现有设备满足新供电系统要求,同时降低煤矿企业投资成本,更换或扩建新设备时仍然可采用分断容量12.5 kA的产品。

该项目选用电抗器额定电压10.5 kV,额定电流2 500 A,UK=8%,故电抗器标幺值X*k=1.76,有名值Xk=0.194。

3.9 软件校验

经验算加入电抗器后满足该站10 kV出线直接下井对现有设备要求,使用软件仿真校验。瞬时功率数据如表1所示,预设短路电压为100%母线电压。

表1 瞬时功率数据

仿真运行结果表明,选择电抗器能满足设计要求。

仿真结果与计算差异原因分析:验算软件ETAP在选择设备时,自动录入了设备实际电阻、电抗等参数;仿真采用实际设备参数,含有设备电阻计算,而标幺值计算为纯电抗计算,忽略电阻影响情况,故仿真数据略小于实际计算数据,与实际系统运行情况更为接近。

3.10 设备选型

主变压器选用SSZ10- 40000/110 型三绕组自冷式有载调压变压器,110±8×1.25%/38.5±2×2.5%/10.5,YNyn0d11,Uk12%=10.5,Uk13%=18.0,Uk23%=6.5,附零序电流互感器LRB-63,100～300/5A 5P20 20VA。

主变压器中性点隔离开关型号为GW13-72.5,额定电流为630 A,热稳定电流为20 kA,配CJ2电动操作机构。主变压器中性点间隙互感器型号为LJW1-10W 150/5 5P20/5P20 20VA。

10 kV限流电抗器:为限制下井电源的短路电流,根据项目情况装设9台单相10 kV限流电抗器,分3组分别装设在Ⅰ段、Ⅱ段和Ⅲ段10 kV户外进线段,根据10 kV母线短路电流与下井电源要求控制短路电流(12.5 kA)。经计算选择在10 kV母线进线段装设2 500 A电抗值8%,单相电能损耗约为14.22 kW。

4 结 语

采用变电站内限流措施后,几年来变电站运行平稳,因此认为采用限流电抗器方式限制短路电流是可行的。由于直接下井回路较多,设计安装在变压器出口处,下井电缆较少的变电站限制短路电流时也可设计安装在下井坑口,减小限流电抗器容量要求。