铜冶炼企业66 kV 变电站扩建设计探讨

朱世薇

(谦比希铜冶炼有限公司动力分厂,赞比亚卡鲁鲁西)

0 引言

位于非洲赞比亚某中国粗铜冶炼企业,始建于2006 年,2009 年2 月份投产。一期设计生产能力为15 万吨,随着不断扩大产能,到2017 年,设计生产能力达25 万吨。该企业设置一座66 kV/10 kV 降压变电所。一期设计两台40 000 kVA 变压器,运行方式为分列运行,一台变压器出现故障退出运行时,另一台变压器可满足全公司正常运行的用电需求。生产规模扩大后,全厂用电负荷需求由2009 年的18 000 kVA 增至2017 年53 000 kVA,新增负荷35 000 kVA。一旦任意一台主变压器出现故障,另一台变压器将超负荷运行,存在极大风险;另一方面,企业将面临长时间低负荷生产,造成巨大经济损失。增加一台变压器,形成两用一备供电模式,确保生产长期稳定进行,是该企业较为迫切的需求。

1 66 kV/10 kV 变电站概况

1.1 66 kV 接线方式

66 kV 变电所电压等级为66 kV/10 kV,两回路66 kV 电源引自赞比亚ZESCO 供电公司330/66 kV变电所。配置2 台主变压器MT1 和MT2,每台容量为40 000 kVA,三相两卷变压器。66 kV 主接线采用单母线分段接线方式。66 kV 变电站系统原理图如图1 所示。

图1 一期66 kV 变电站系统原理图

1.2 10 kV 供电及接线方式

66 kV/1 0kV 变电所设置一座10 kV 配电室,采用单母线分段结线,正常情况下母线分段运行。10 kV配电所内配电装置采用内装真空断路器的KYN28A-12 铠装式开关柜。所内包括若干台馈线柜、2 台PT 柜、2 台所用变、1 台母联柜、1台隔离柜,分别为全公司10 kV 配电所提供进线电源。

1.3 变压器配置

变压器配置如表1 所示。

表1 66 kV/10 kV 变压器主要参数表

1.4 二次设备配置

变电站二次设备配置表如表2 所示。

表2 变电站二次设备配置表

2 扩建设计

2.1 变电站扩建总体布置方案

本次扩建设计的难点在于,在原有场地和建筑基础上进行扩建,空间受限;根据公司生产经营计划,66 kV 侧扩建部分与原有线路停电搭接时间仅为五天,施工难度非常大。设计方案安全可靠、维修方便、节约投资是关键。

经现场踏勘,在现有开关场向南扩建14 m,新增一台66/10 kV 40 MVA 电力变压器(与MT1 和MT2 完全相同)作为备用,变压器输入端与66 kV 母线连接;输出端与10 kV 母线连接。

2.2 变电站扩建主回路设计方案

2.2.1 66 kV 侧设计方案

通过两台隔离开关输入侧分别与66 kV Ⅰ、Ⅱ段母线连接,输出侧连接至同一台SF6 断路器,理论上可方便快捷地实现MT3 变压器与66 kV Ⅰ段或Ⅱ段母线连接,但是受到66 kV 开关场空间和场地限制,无法满足66 kV 架空线路引下线至隔离开关、隔离开关至66 kV 断路器之间连接线相间最小安全距离(1.6 m)要求。因此,考虑空间限制、投入成本和安全运行等因素,MT3 变压器只能与66 kVⅠ段母线连接,电气条件图如图2 所示,剖面图如图3 所示。

图2 变电站扩建电气条件图

图3 扩建间隔剖面图

扩建后,通过各断路器投切,可实现MT1、MT2、MT3 三台主变压器不同运行模式,变压器运行模式分析如表3 所示。

表3 变压器运行模式分析表

2.2.2 10 kV 侧设计方案

原10 kV 配电室南侧出线位置,扩建10 kV 配电室。配电室内包括1 台10 kV 进线断路器、1 台PT 柜、2 台联络柜、2 台备用柜。MT3 变压器10 kV侧出线与新建配电室进线开关连接;新增10 kV 侧母线2 个联络开关和管形母线分别于原10 kV 配电室Ⅰ、Ⅱ两段母线连接。通过2 个联络开关柜+AH301 和+AH302 的投切,实现MT3 变压器对10 kV 侧Ⅰ段母线和Ⅱ段母线供电。10 kV 侧系统设计原理图如图2 所示,10 kV 主接线布置图如图3所示。

10 kV 进线断路器、两台联络断路器各电气参数相同,额定频率50 Hz,额定电流3150 A,短时耐受电流31.5 kA(有效值),额定动稳定电流63 kA(峰值)。

10 kV 联络母线选用管形母线为复合屏蔽绝缘铜管母线,铜管母线规格为Φ80×8。管形母线载流量、动稳定和热稳定校验计算如下所示。

1)载流量计算

铜管截面积为:A=3.14× (80/2)2-3.14×((80-8)/2)2=1 808.64 mm2。

管形母线最大持续工作电流计算过程见式(1)。

式中:I为持续工作电流,A;S为管形母线截面,mm;J为经济电流密度,0.55 A/mm[1]。

结论:最大持续工作电流为3 288.43 A ＞3 150 A(进线断路器额定电流),管形母线截面积满足要求。

2)动稳定校验

动稳定计算过程见式(2)～(3)。

式中:M为短路状态母线承受最大弯矩,Nm;σ为短路状态母线承受最大应力,取13 720 N/cm2[2];W为截面系数,取圆环形状计算公式49.8[3]。

式中:F为短路状态电动力,kg/m;L为管形母线最大跨距,4 m;=6 864.76。

开方之后得到,Ish=82.85 kA ＞63 kA(断路器额定动稳定电流)。

式中:Ish为三相短路峰值电流,kA;α为管形母线相间距离,27.5 cm;β为管形母线振动系数,0.58[4]。

结论:管形母线跨距满足要求。

3)热稳定校验计算

根据10 kV 进线断路器短时耐受电流,计算铜母线最小截面积,计算过程见式(4)。

式中:S为按短时耐受电流计算母排最小截面积,mm2;I为短时耐受电流,31.5 kA;K为乙丙橡胶为绝缘材料导体的热稳定计算系数,143;t为持续时间,4 s。

根据以上计算可知,本设计方案采用的铜管形母线截面积、机械应力、跨距满足使用要求。

2.3 二次设备配置方案

2.3.1 电压互感器和电流互感器

本次扩建方案中,由于66 kV 主接线仅将Ⅰ、Ⅱ段母线延长,并未新增独立母线段,故未配置66 kV 侧电压互感器,沿用原有电压互感器信号;66 kV 侧电流互感器、10 kV 侧电压互感器、10 kV 侧进线断路器回路、联络断路器回路电流互感器采用与一期10 kV 进线断路器回路电流互感器相同型号和参数的设备。

2.3.2 自动化监控系统

扩建设计配置变压器综合保护系统、10 kV 开关柜综合保护装置等设备的控制信号、测量信号、通讯信号等通过以太网通讯,引入原有自动化后台监控系统。

2.3.3 直流操作电源

变电站原有直流系统容量为200 Ah,完全满足扩建1 套66 kV 高压断路器、2 台66 kV 隔离开关、6台10 kV 开关柜及2 台继电保护屏用电需求。

2.3.4 变压器保护配置

2.3.4.1 扩建66 kV/10 kV 变压器保护配置原则

1)瓦斯保护用于反应变压器油箱内部各种故障和油面下降。瓦斯保护分为重瓦斯保护和轻瓦斯保护,重瓦斯保护动作于跳闸,轻瓦斯只动作于信号。

2)为保护变压器的引线、套管以及内部的各种短路故障,应装设纵联差动保护。纵联差动保护应瞬时动作并跳开变压器的高压侧和低压侧断路器。

3)为保护变压器外部相间短路引起的过电流,并作为变压器内部相间短路故障的后备,装设高压侧后备保护和低压侧后备保护。

4)本降压站变压器,装设下列辅助保护:①冷却系统故障、油温升高超过允许值时,动作于信号或跳闸;②变压器绕组温度过高,超过允许值时,动作于信号或跳闸;③变压器油箱及本体的压力释放装置动作,动作于信号或跳闸。

2.3.4.2 瓦斯保护

本变电站配置有变压器本体及有载调压开关瓦斯保护,分重瓦斯和轻瓦斯保护。选用NSR699RFD01 主变操作及非电量保护装置,该装置有四路非电量跳闸开入,分别定义为本体重瓦斯开入、有载重瓦斯开入、压力释放开入、冷控失电开入,装置收到上述信号后直接启动信号继电器发信,同时经过外部压板启动跳闸重动继电器,由该重动继电器直接跳闸并发事故信号。

图4 10 kV 侧系统设计原理图

图5 10 kV 主接线布置图

2.3.4.3 变压器的差动保护

1)差动电流速断部分

在纵差动保护中,设置差动电流速断是为了检测在差动保护区内出现大的故障电流。当检测到大的故障电流时,保护立即动作,使得在可能出现的电流互感器饱和前,保护动作于跳闸,防止因电流互感器在大故障电流时饱和使保护拒动。差动电流速断的动作电流按躲过变压器的励磁涌流和外部故障时可能出现的最大不平衡电流来整定。可按额定电流的4～5 倍整定。差动电流速断的动作时间不应大于20 ms。

2)比率制动部分

比率制动部分是为提高差动保护的灵敏性而设置的。此部分的动作电流随着外部穿越性短路电流的增大而自动增大。在制动电流小于或等于变压器额定电流的1.2～1.5 倍时,继电器没有制动作用,此时差动继电器的最小动作电流可整定为变压器额定电流的20%～50%。这就可以保证在内部故障、短路电流较小时,差动保护还能有足够的灵敏度。

在内部故障,短路电流较大时,虽然也有制动作用,但通过适当选取制动系数,可以做到在有制动的情况下,也能保证所需的灵敏度。在外部故障时,短路电流全部为制动电流,提高保护的动作值,而差动回路的电流只是不平衡电流,可保证差动保护可靠,不会动作。

本降压站新扩建 3#变压器采用的是NSR691RF-D00-E 主变差动保护装置,其配置见图6和差动保护逻辑如图7 所示。

图6 差动保护配置图

图7 差动保护控制逻辑图

2.4.3.4 变压器的后备保护

本站变压器设置有变压器的高压(66 kV)侧后备保护和低压(10 kV) 侧后备保护。选用的是NSR692RF-D01-E 主变高后备保护装置和NSR692RF-D01-E 主变低后备保护装置。变压器后备保护装置设置有复合过流Ⅰ段保护(电流速断保护),复合过流Ⅱ段保护,限时过流保护等符合66 kV 变压器后备保护的要求。完全满足新新扩建变压器的后备保护要求。

2.4 扩建后防雷保护范围验算

总降压开关场内避雷针2 向南位移14 m,用于安装新增8-9 跨间隔主变间隔和66 kV 引下线间隔,扩建后1～9#间隔建筑尺寸(长×宽(最宽处)×高):63 m×21 m×7 m,新增变压器MT3(长×宽×高):9.8 m×8 m×6.15 m、扩建10 kV 配电室(长×宽×高):15 m×6 m×5 m,如图8 所示。

图8 避雷针保护范围计算示意图

根据《DL_T620—1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》四支等高避雷针保护范围计算下列参数[5]。

1)各针外侧保护范围计算见式(5)。

式中:rx为避雷针在hx平面上的保护范围,m;h为避雷针的高度,35 m;hx为被保护物的高度,7 m;P为高度影响系数,30 m ＜h≤120 m 时,。

2)距离最远两针间(避雷针2 和避雷针3)的保护高度范围应按通过两针顶点及保护范围上部边缘最低点O的圆弧确定,其最低点O距地面高度h0应按式(6)计算。

式中:h023为避雷针2 和避雷针3 间保护范围上部边缘最低点高度,m;D为避雷针2 和避雷针3 间的距离,93.81 m。

结论:最低点O距地面高度为22.55 m ＞7 m,满足建筑物高度保护范围要求。

3)距离最远的两针(避雷针2 和避雷针3)间hx=7 m 水平面上保护范围的一侧最小宽度bx按式(7)计算。

根据hx=7 m,h=35 m,hx=0.2P查对应的bx与关系曲线,得知:对应的,bx计算结果见式(7)。

式中:ha为避雷针与被保护物高度差,28 m。

各边的保护范围一侧最小宽度bx≈23 m ＞0,则全部面积即受到保护。

由以上计算可知,避雷针2 在向南移动14 m 之后,避雷针1～4 的避雷保护范围仍可满足扩建后1#～9#间隔、MT3 和扩建10 kV 高压配电室的需求。

3 运行效果

本站实现66 kV/10 kV 主变两用一备后,在其中一台变压器出现故障或者定期的检修需要退出运行时,只需将备用的变压器投入运行,同时10 kV 侧切换至需要投入运行变压器所连接的10 kV 母线,不会出现企业用电设备大面积停电,避免造成长时间停产或者减产,极大的提高了企业供电稳定性和可靠性,保证生产的连续性,为企业创造更大经济效益提供强有力的供电保障。

4 结束语

此次改造扩建,场地空间限制、新旧主接线搭接时间短是本次设计方案的难点,为最大限度满足企业需求,通过现场踏勘、科学计算和不同方案比较,最终确定的设计方案简单明了,易于实施,投资成本低,为其他中小型变电站新建、改建和扩建提供很好的借鉴经验。由于空间、场地、装备和投资限制,未能实现MT3 与66 kV Ⅱ段母线连接,可在今后66 kV 主接线装备水平提升后进行改进。