EXAMENSARBETE
Standardiserade rapporter för underhåll av kontrollanläggning med koppling mot status för Risk och Sårbarhetsanalys
Albin Fritz 2015
Högskoleingenjörsexamen Elkraftteknik
Luleå tekniska universitet
Institutionen för teknikvetenskap och matematik
Standardiserade rapporter för underhåll av
kontrollanläggning med koppling mot status för Risk och Sårbarhetsanalys
Albin Fritz, Luleå tekniska universitet
1 juni 2015
Standardiserade rapporter för underhåll av kontrollanläggning med koppling mot status för Risk och Sårbarhetsanalys
Albin Fritz, Luleå tekniska universitet
1 juni 2015
Arbetet utfördes på Infratek i samarbete med E.ON elnät och Luleå tekniska universitet, april-juni 2015
Handledare på företag: Gerd Karlsson Examinator: Math Bollen
Förord
Detta examensarbete utgör det avslutande momentet på utbildningen Högskoleingenjör med inriktning Elkraftsteknik(180 Hp) som ges av Luleå tekniska universitet. Examensarbetet omfattar 15 Hp.
Arbetet har utförts i samarbete med Infratek Sverige AB och E.ON Elnät. Infratek har
tillhandahållit handledare, arbetsplats, ovärderlig kunskap med mera. E.ON elnät har hjälpt till med expertis och även idéer och hjälp i arbetet.
Examinator har varit professor Math Bollen på institutionen för teknikvetenskap och matematik vid Luleå Tekniska Universitet.
Jag vill rikta ett varmt tack till följande personer:
Gerd Karlsson på Infratek AB som har varit min handledare som har hjälpt och stöttat mig under hela arbetets gång.
Ingrid Widell på E.ON elnät för all hjälp.
Henrik Noren för alla värdefulla råd och hjälp.
Alla anställda på Infratek AB för det vänliga bemötandet.
Math Bollen för all hjälp under arbetets gång.
Sammanfattning
I elnätet finns skyddsfunktioner som ska säkerställa säker och effektiv frånkoppling av felbehäftade anläggningsdelar i enlighet med svensk lagstiftning, rådande normer och
branschpraxis. Målet med detta examensarbete har varit att utveckla ett rapporteringssystem som hjälper till att utföra provning av elanläggningar enligt fastställda normer och samtidigt visa resultatet på ett lättförståeligt och tydligt sätt som går att använda i E.ONs risk- och
sårbarhetsanalysverktyg. En risk- och sårbarhetsanalys av elnätsanläggningar krävs för att uppfylla energimarknadsinspektionens föreskrift. [1]
Arbetet har utförts i fyra steg. Först har en undersökning av nuläget gjorts. I andra steget har en litteraturstudie gjorts av hur skydden fungerar och även vilka krav E.ON har på provningarna.
Tredje steget har varit att utveckla en rapporteringsmall. Fjärde steget har varit att testa den utvecklade provningsplanen för att försäkra sig om önskad funktion.
I arbetet har det framkommit att en mall där reläberedning och provningsprotokoll
sammanlänkade till ett dokument är det mest lättförståeliga och användbara sättet att prova anläggningarna. Det möjliggör även en automatiserad bedömning av reläskydden och en koppling mot E.ONs risk- och sårbarhetsarbete.
I rapporten redovisas grundläggande teori om reläskydd och hur de fungerar. Utvecklingsarbetet av provningsplanen redovisas ihop med framtagna rapporteringsmallar.
I arbetet visas vad en provning innebär och ett enkelt provningsprotokoll där utgående resultat blir lättförståeligt och tydligt. Följande delar ingår i en rutinprovning:
• Okulärbesiktning
• Kontroll av utlösnings-, blockerings- och signalkretsar
• Sekundärprov- där reläskydden kontrolleras och testas.
• Uppmätning av driftvärden.
En viss förenkling av provningsförfarandet har åstadkommits. Dels genom att vissa delar har funnits överflödiga då de bygger på föråldrad teknik. Sen har även en tidsbesparing gjorts genom att inställningsvärden inte behöver skrivas in av provaren själv utan de fås direkt från
reläberedningen.
Abstract
The electrical grid contains protection functions to ensure a secure and efficient disconnection of faulty plant parts in accordance with Swedish law, applicable standards and industry practice. The aim with this bachelor thesis has been to develop a way of testing relay protection equipment to ensure the applicable standards are followed and at the same time show the result in a way that is easy to understand and makes it possible to use the result in E.ONs risk and vulnerable analysis.
A risk and vulnerable analysis is required under regulation EIFS 2013:3.
The work has consists of four stages. The first stage has been to examine the
existing situation and see how the work is performed. The second stage has been to study the literature about the subject and the demands that E.ON places on the testing procedure. The third stage has been to develop a report template. The fourth stage has been to test the proposed method in reality and to guarantee the desired function of the protection.
It has been discovered that the most appropriate way of reporting testing is a template where relay parameters and the testing protocol are collected into one file where an automatized assessment is done of the protection equipment. This approach also makes it possible to use the results directly in E.ONs risk and vulnerability analysis.
The report contains a theoretical background of the protection equipment for electrical plants and grids. The report also shows the development of the testing plan together with the proposed reporting templates.
The work shows that a periodical testing of electrical protections should consist of the following parts:
• Visual inspection
• Verification of tripping, blocking and signalling circuits
• Verification of relay protection equipment
• Measuring of operating values
The way of testing has been a bit simplified. This has been done by excluding those parts from the testing that are not necessary in modern protection equipment. A saving in the data handling has also been achieved when some handling has become automatic.
1 Innehållsförteckning
Förord ... 3
1 Innehållsförteckning ... 6
2 Introduktion ... 1
2.1 Bakgrund ... 1
2.2 Mål och omfattning ... 1
2.3 Metod ... 2
2.4 Disposition ... 3
3 Bakgrundsteori ... 4
3.1 Grundläggande bakgrundskunskap ... 4
3.1.1 Jordning ... 4
3.1.2 Systemjordning ... 6
3.1.3 Hjälpkraftsystem ... 8
3.1.4 Huvudsystem ... 8
3.2 Felströmmar ... 13
3.2.1 Kortslutningsberäkningar ... 13
3.3 Reläskydd ... 16
3.3.1 Lokala skydd ... 16
3.3.2 Samlingsskeneskydd ... 20
3.3.3 Brytarfelsskydd ... 21
3.3.4 Ledningsskydd ... 21
3.3.5 Selektivitet... 23
3.4 Kriterier för godkänd anläggning ... 25
4 Provningsplan och provningsförfarande ... 27
4.1 Provningsförfarande ... 27
4.1.1 Okulärbesiktning ... 28
4.1.2 Kontroll av hjälpspänningsmatning ... 28
4.1.3 Kontroll av strömtransformatorer ... 28
4.1.4 Kontroll av spänningstransformatorer ... 29
4.1.5 Kontroll av utlösnings-, blockerings- och signalkretsar ... 29
4.1.6 Isolationsprov ... 29
4.1.7 Sekundärprov ... 29
4.1.8 Primärprov ... 32
4.1.9 Driftprov ... 32
5 Utveckling av provningsplan ... 33
5.1 Nuvarande situation ... 33
5.2 Arbetsprocessen ... 34
5.2.1 Gemensamt ... 34
5.2.2 Distributionsnät ... 36
5.2.3 Distribution med produktion ... 39
6 Resultat ... 41
7 Slutsats och rekommendationer ... 43
8 Framtida arbeten ... 44
9 Litteraturförteckning ... 45
10 Bilagor ... 46
10.1 Bilaga 1: Provningsprotokoll för strömtransformator... 46
10.2 Bilaga 2: Provningsprotokoll spänningstransformatorer ... 49
10.3 Bilaga 3: Första utkastet ... 50
10.4 Bilaga 4: Underhållsanvisning ... 55
10.5 Bilaga 5: Reläprovningsprotokoll för distributionsskydd ... 62
10.6 Bilaga 6: Reläprovningsprotokoll för distributionsskydd med produktion ... 63
Figur 1: Tillåten beröringsspänning enligt IEEE 80 [3] ... 4
Figur 2: Ytpotentialprofil [5] ... 5
Figur 3: Systemjordningssystem [6] ... 6
Figur 4: Systemjordning med 𝐑𝟎 parallellt med 𝐗𝟎 [7] ... 7
Figur 5: Fyrpolig enfasig synkrongenerator [8] ... 9
Figur 6: Ekvivalent schema för transformatorer [10] ... 10
Figur 7: Fel i transformatorer [13] ... 11
Figur 8: Kortslutningsströmmar [19] ... 14
Figur 9: Principskiss av differentialskydd vid fel. [21] ... 17
Figur 10: Blockschema för generatorskydd. [15] ... 19
Figur 11: Skyddsindelning för reläskydd [15] ... 24
Figur 12: Utlösningskarakteristik för inverttid jämfört med vanlig säkring [29] ... 25
Figur 13: Reläberedning för överströmsskydd ... 34
Figur 14: Utdrag från rapport genererad av ISA drts 6. ... 35
Figur 15: Provningsmall variant 2 ... 37
Figur 16: Riskanalys ... 38
Figur 18: Utdrag ur provningsrapport ... 42
Figur 19: Utdrag ur försättsblad. ... 42
2 Introduktion 2.1 Bakgrund
I elnätet finns skyddsfunktioner som ska säkerställa säker och effektiv frånkoppling av felbehäftade anläggningsdelar i enlighet med svensk lagstiftning, rådande normer och branschpraxis.
I samband med idrifttagning av ny utrustning provas skyddssystemet för att kontrollera att det har korrekt funktion och inställning. Motsvarande kontroller genomförs därefter regelbundet under hela skyddsfunktionens livslängd, så kallad rutinprovning.
Kontrollerna genomförs av olika entreprenörer och rapporteras därefter till anläggningsägaren.
Idag finns ingen norm inom E.ONs organisation för hur rapporten ska se ut och varje entreprenör har sina egna rapporteringsverktyg varför rapporterna kan vara omfattande och oöverskådliga.
Många gånger visar rapporterna bara mätdata men säger ingenting om huruvida det är ett godkänt värde eller ett undermåligt resultat vilket kräver en omedelbar insats.
I enlighet med ellagen kapitel 3 § 9c ska en risk- och sårbarhetsanalys upprättas årligen. [2] I arbetet med att göra en risk- och sårbarhetsanalys krävs att man tar ställning till huruvida stationerna och deras skydd är i gott skick eller i behov av översikt och reparation och därefter göra en åtgärdsplan för de undermåliga stationerna. För att kunna göra det krävs ett bra underlag.
Idag finns det i E.ONs system inget enkelt sätt att ta ställning till skyddens nuvarande skick.
2.2 Mål och omfattning
Syftet är att utveckla en bedömningsgrund och standardisera redovisningen. Det görs genom att sammanställa kriterierna som gäller för en godkänd anläggning samt att skapa ett standardiserat sätt att redovisa mätdata på. Den standardiserade redovisningen ska automatisera bedömningen av statusen på anläggningen.
Målet är att få en plan för hur rutinprovning och provning vid nyinstallation skall utföras. Målet är också att göra det enklare att ta ett beslut om anläggningen uppfyller gällande kriterier eller om någon åtgärd för att höja säkerheten måste utföras. En standardiserad rapport ska tas fram för att på ett enkelt och logiskt sätt kunna läsa av resultatet från mätningarna. Arbetet med att ta fram standardiserade rapporter ska tillgodose följande behov:
• Det ska kontrolleras hur och på vilka sätt som olika provutrustningars mätdata kan utnyttjas och kopplas mot en standard rapport. Alternativt om det går justera provutrustningens protokoll för att tillgodose behovet av en enkel och lättförståelig rapport.
• Om det går att effektivisera provningen. Vilka prover och kontroller som måste utföras och hur de på ett bra sätt kan redovisas.
• Undersöka om det är möjligt att tillgodose kundens önskemål gällande provningar av nyinstallation och rutinkontroller.
• Den standardiserade redovisningen av rutinkontroller ska automatisera bedömningen av statusen på anläggningen.
E.ON elnät Sverige AB har olika typer av skydd i sin verksamhet som hanteras av olika
entreprenörer däribland Infratek Sverige AB. De skydd som i första hand ska behandlas i arbetet är följande:
• Skydd för distributionsnät.
• Skydd för distributionsnät med produktion.
• Skydd för transformatorer utförs i mån av tid.
2.3 Metod
För att åstadkomma ett resultat i detta projekt kommer följande förfaringssätt att användas:
1. Praktikvecka ute i fält för att se och lära från dem som utför provningar på daglig basis.
Under tiden kommer också en grundläggande kunskap i att bedöma utgående uppgifter från mätinstrumenten att inhämtas.
2. Inläsning och sammanställning av teori för att kunna skapa gränsvärden för att göra en bedömning om huruvida åtgärder behöver tas.
3. Utveckling av standardiserad rapport och rutiner för mätning.
4. Test av provningsplan. Kommer att ske i fält.
5. Förfining av provningsplanen.
6. Rapportskrivning.
7. Presentation.
2.4 Disposition
Först ges en grundläggande förklaring till hur de olika anläggningsdelarna i elnätet fungerar för att få en bakgrundskunskap så resultatet sedan kan förstås. Sen följer en förklaring på hur reläskydden fungerar och efter det kommer en genomgång på hur en rutinprovning går till. Efter det följer arbetet med att utveckla provningsprotokollet. I kapitel 2 ges en bakgrundskunskap i reläskydd. I kapitel 3 görs en sammanställning av E.ONs underhållskrav. I kapitel 4 beskrivs arbetsprocessen av arbetet. I kapitel 5 ges resultatet av arbetet. I kapitel 6 görs slutsatser. Kapitel 7 innehåller rekommenderade framtida arbeten.
3 Bakgrundsteori
I detta examensarbete kommer rutinprovningar och provningar vid nyinstallation att behandlas.
Anledningen till att rutinprovningar utförs är för att kontrollera anläggningen och säkerställa att anläggningen fortsatt håller sig till gällande normer och fungerar som den ska.
Först kommer en kort genomgång av de olika anläggningsdelarna för att få en överblick på vad anläggningarna innefattar. Efter det kommer de olika skydden kort att behandlas för att få en baskunskap och förstå vad som är gjort i arbetet.
3.1 Grundläggande bakgrundskunskap
3.1.1 Jordning
Jord i elsammanhang är den nivå som klassas som nollpotential. När det finns en potentialskillnad försöker strömmen att gå från den högre potentiella nivån till den lägre. Det medför att en ström skapas. Strömmen blir farlig för människor då den överstiger en viss nivå. Därför jordas utsatta anläggningsdelar för att ta bort denna potentialskillnad mellan delar som människor och djur kan komma i kontakt med. Det är därför viktigt att jordtaget är utfört på ett riktigt sätt så det
motsvarar jordpotentialen. Människan klarar av att få en viss mängd ström genom kroppen innan den blir farlig. Den spänning som kroppen kan vara utsatt för utan att det blir farlig kallas för maximal beröringsspänning. Den maximala beröringsspänningen fås fram enligt nedanstående metod.
FIGUR 1: TILLÅTEN BERÖRINGSSPÄNNING ENLIGT IEEE 80 [3]
I figur 1 visas en kurva på tiden respektive spänningen som kroppen är tillåten att utsättas för. För att få fram kurvan används resistiviteten på en normal kropp och sedan beräknas
strömgenomgången vid beröring av strömförande delar. Enligt den europeiska normen beräknas beröringsspänningen enligt följande.
𝑈𝑇𝑝= 𝐼𝐵�𝑡𝑓� ∗𝐻𝐹1 ∗ 𝑍𝑇(𝑈𝑇) ∗ 𝐵𝐹 (3.1) 𝑈𝑇𝑝= Beröringsspänning.
𝐼𝐵�𝑡𝑓� = Kroppsströmsbegränsningen som beror av 𝑡𝑓 som är felets varaktighet i sekunder.
𝐵𝐹 = Kroppsfaktorn som är beroende av hur många beröringspunkter till strömförande del och vilka beröringspunkter som finns.
𝑍𝑇(𝑈𝑇) = Kroppsimpedansen.
Utifrån formeln (3.1) kan den maximala beröringsspänningen beräknas och på så sätt dimensioneras jordtaget. [4]
En annan typ av beröringsspänning är den så kallade stegspänningen. Det är den
potentialskillnaden som kroppen utsättas för när ett steg tas och personen jordas i två olika potentialer. Det kan ske att jordtaget inte är tillräckligt bra och det därför uppstår farlig potentialskillnad.
FIGUR 2: YTPOTENTIALPROFIL [5]
I figur 2 ses hur potentialskillnaden blir beroende av hur väl jordad en anläggning är. Är till exempel anläggningen dåligt jordad kommer en stor stegspänning uppstå vilket kan medföra faror.
Det är också värt att uppmärksamma faran som kan uppstå när ena sidan på kabeln är jordad men inte den andra. Det kan då uppstå en farlig potentialskillnad mellan den jordade delen och sann jord.
Jordningen av en anläggning är ytterst viktig och därför väsentlig i en provning av anläggningen.
Stationsjordningen behöver mätas upp samt kontinuiteten på alla utsatta delar. För att mäta kontinuiteten kan en ohmmeter användas och då kontrolleras motståndet mellan jord och utsatta delar för att se att det uppfyller tillämplig standard. För att mäta stationsjorden finns ett par olika metoder. Det är starkströmsmetoden och svagströmsmetoden. Starkströmsmetoden används för mätning av stora jordningssystems impedans till jord. Svagströmsmetoden används i minde anläggningar. [5]
Genom den fastställs huruvida jordningen är tillräckligt bra för att det inte skall bli en risk för människor som vistats i områden kring kraftstationer.
3.1.2 Systemjordning
I ett högspänningsnät används olika sätt att ansluta jorden till nollpunkten i en transformator.
Jorden kan anslutas direkt till nollpunkten vilket kallas direktjordat nät och används i Sverige i regel på spänningsnivåer från 130 kV och uppåt samt i lågspänningsnätet. I mellanspänningsnätet används oftast en kombination av resistansjordat och reaktansjordat nät. [6] I ett resistansjordat nät ansluts nollpunkten via en resistans till jord. När nätet är reaktansjordat ansluts nollpunkten via en reaktans till jorden. I figur 3 syns från vänster till höger följande jordningssystem:
a) Direktjordat b) Isolerad nollpunkt c) Resistansjordad d) Reaktansjordad
FIGUR 3: SYSTEMJORDNINGSSYSTEM [6]
3.1.2.1 Direktjordat nät
I figur 3 a visas ett direktjordat elnät. Som syns i bilden skapas en lågohmig förbindelse till jord.
Det gör att stora kortslutningsströmmar skapas. I Sverige är de flesta lågspänningsnät utförda på detta sätt. Det har valts för att en hög kortslutningsström ska uppstå vilket möjliggör snabb frånkoppling av den felbehäftade delen. Det här systemet används i Sverige i regel på spänningsnivåer från 130 kV och uppåt och i lågspänningsnät [6].
3.1.2.2 Reaktansjordat
Reaktansjordade nät används i distributionsnäten i Sverige. Det beror på att vid längre
kraftledningar och högre spänningar ökar den kapacitiva felströmmen. Genom användning av en reaktans i anslutningen till jorden kan den kapacitiva effekten kompenseras bort och därigenom minskar jordfelsströmmen. I dessa nät används normalt sett en automatiskt justerbar impedans för att kompensera lagom mycket då den kapacitiva effekten ändrar sig över tid. I en luftledning beror kapacitiviteten på atmosfäriska förhållanden kring kraftledningen och i fallet med en kabel beror det mycket på kabelns egenskaper och både kabel och luftledning påverkas av olika driftlägen i anläggningen.
I de flesta distributionsnät används följande systemjordning:
FIGUR 4: SYSTEMJORDNING MED 𝐑𝟎 PARALLELLT MED 𝐗𝟎 [7]
I figur 4 ses en systemjordning där 𝑅0 är parallellt med 𝑋0. Jordslutningsströmmen ges av följande samband:
𝐼𝑗= �𝐼𝑅𝑗2 + (𝐼𝐶𝑗− 𝐼𝐿𝑗)2 (3.2)
𝐼𝑗= Jordslutningsströmmen.
𝐼𝑅𝑗= Jordslutningsströmmen i nollpunktsmotståndet.
𝐼𝐶𝑗 = Kapacitiv jordslutningsström.
𝐼𝐿𝑗 = Reaktiv jordslutningsström.
Enligt elkraftshandboken [7] används 𝑅0 enligt följande mönster:
1. ”Vid normal drift är 𝑅0 inkopplat. Undantag sker vid mindre nät med låga spänningar.
2. Vid enfasigt jordfel kopplas 𝑅0 ut för att 𝑋0 skall få möjlighet att släcka ut felet.
3. Om felet slocknat återupptas driften som vanligt annars kopplar reläskyddet bort den felbehäftade anläggningsdelen.” [7]
I kabelnät är ofta 𝑅0 kontinuerligt ansluten för att begränsa jordfelsströmmen till 𝐼𝑅0. Detta görs även i moderna nät där kabel och luftledningar ofta är blandade. Då 𝑅0 är konstant ansluten kan reläskyddet mäta mot en fast storhet för att detektera jordslutningar. Ett stort motstånd gör också att jordströmmen blir mindre vilket gör att jordtaget inte behöver vara lika lågohmigt som i fallet med stora jordfelsströmmar. Detta är ett måste i stationer där markförhållandena gör det svårt att göra ett bra jordtag.
3.1.3 Hjälpkraftsystem
Hjälpkraftsystem är de tekniska system som hjälper stationen att utföra sina uppgifter. De tillhandahåller lågspänning för att all skyddsutrustning ska fungera. Hjälpkraftsystemens uppgift är också att tillhandahålla spänning till skyddsfunktionerna även om det skulle bli ett fel i
anläggningen och ett strömavbrott skulle uppstå. Hjälpkraftssystemen är i huvudsak indelade i två delar. Det är likströmssystem och växelströmssystem.
3.1.3.1 Likströmssystem
Likströmssystemen är de system som matas med likström. Detta kan ske genom en matande likriktare eller att likströmssystemen matas via batterier. Många batterier kopplas ihop för att uppnå rätt spänningsnivå och lagringskapacitet. Dessa underhållsladdas sedan från en likriktare för att kunna understödja systemet med elkraft.
För att säkerställa funktion av dessa system måste en mätning på laddningsspänningen göras för att säkerställa att den befinner sig på önskvärd nivå. Felsignaler måste kontrolleras för att
säkerställa drift och personsäkerhet. Likströmscentralernas matningar måste kontrolleras så att de har rätt inställda överströmsskydd och säkringsstorlekar.
3.1.3.2 Växelströmssystem
Växelströmssystemet testas genom att matningarna och överströmsskydden kontrolleras. Finns det en överkopplingsautomatik kontrolleras denna. Det görs enkelt genom att koppla bort den normala matningen. Fungerar allt som det ska kommer reservkraftsystemet att gå igång och leverera elektricitet till anläggningen.
3.1.4 Huvudsystem
3.1.4.1 Generator
Generatorn är den viktigaste delen i ett kraftsystem då den genererar elen. Oftast driver någon typ av turbin runt rotorn i generatorn. Rörelseenergin från turbinen omvandlas då till elektrisk energi.
En generator består av en rotor och en stator där rotorn drivs av turbinaxeln. När rotorn roterar inne i statorn slits lager och delar och därför måste generatorn kontrolleras med jämna mellanrum.
Det är också viktigt att maskinen roterar i rätt hastighet för att rätt frekvens ska erhållas.
De två vanligaste typerna av elmaskiner är induktionsmaskin och synkronmaskin där synkronmaskinen framförallt används för elproduktion. I en induktionsmotor överförs
rotorströmmen genom induktion från statorlindningen till rotorlindningen. I en synkronmaskin överförs strömmen genom en släpkontakt. Vänds effektriktningen och axeln istället drivs av en yttre kraft beter sig motorn som en generator.
FIGUR 5: FYRPOLIG ENFASIG SYNKRONGENERATOR [8]
I figur 5 syns en fyrpolig synkron enfasgenerator. Det som är specifikt för en synkronmaskin är att den går i synkron hastighet vilket medför att det krävs infasningsutrustning för en
synkrongenerator. I figur 5 ses att när magnetfältet roterar i maskinen kommer generatorn att generera ström som den levererar ut på elnätet.
En induktionsmotor inducerar spänningarna till rotorn vilket gör att den roterar. Det gör att det inte behövs lika mycket kringutrustning för en induktionsmotor men den kommer heller inte att gå i synkron hastighet. På samma sätt blir det med en induktionsgenerator, den behöver inte lika mycket kringutrustning som en synkronmaskin. Det beror på att induktionsmaskinen först går som motor och när varvtalet på grund av en yttre kraft passerar det synkrona varvtalet övergår motorn till en generator och levererar istället el ut på nätet. Idag används synkrongeneratorn i störst omfattning.
3.1.4.2 Krafttransformatorer
Krafttransformatorn transformerar spänningen till en nivå som passar det aktuella elnätet. En krafttransformator definieras som en transformator med en märkeffekt på över 5 kVA i ett trefassystem eller över 3 kVA i ett enfassystem. [9]
En krafttransformator består i princip utav två kopparlindningar med en järnkärna som förbinder dem. Transformatorn omvandlar spänning och ström till olika nivåer genom elektrisk induktion.
FIGUR 6: EKVIVALENT SCHEMA FÖR TRANSFORMATORER [10]
I figur 6 visas principskissen för en icke ideal transformator. Det förenklade ekvivalenta schemat för transformatorn i figur 6 visar vilka förluster som finns i transformatorn. Resistanserna 𝑅𝑝 och 𝑅𝑠 motsvarar lindningarnas resistanser. I lindningarna uppstår läckflöden och därför införs spolarna 𝑋𝑝 och 𝑋𝑠. Utöver dessa förluster finns tomgångsförluster som representeras av 𝑅𝑐 och 𝑋𝑚. Utöver detta ingår i denna ekvivalenta krets över den icke ideala transformatorn en ideal transformator med varvomsättningen 𝑁𝑝
𝑁𝑠. Förlusterna som resistorerna och spolarna i kretsen genererar är i huvudsak i värme vilket gör att det behövs ett kylsystem i en transformator för att den inte ska bli överhettad. Det vanligaste sättet är att använda olja för att kyla transformatorn.
I en krafttransformator sitter i princip alltid en lindningsomkopplare. En lindningsomkopplare gör det möjligt att justera utgående spänning från en transformator.
Utgående spänning från lindningsomkopplaren justeras i små steg. Stegen som spänningen justeras upp eller ned är normalt 1,67 %. [11] Det medför att vid justering med
lindningsomkopplaren kommer små hack i spänningen uppstå vilket i vissa fall kan ställa till med problem och då särskilt i väldigt känslig utrustning. Det som är värt att notera är att
lindningsomkopplaren kan växla mellan olika lägen utan att det blir något avbrott i elleveransen.
En transformator är en robust maskin som håller i många år men transformatorn kan ändå råka ut för fel. I Guide for life managment techniques for power transformers [12] visas vilka fel som kan uppstå i en krafttransformator. Det är många fel som kan ske och de har olika orsaker. Felen kan vara isolationsfel, magnetiseringsfel eller fel på lindningarna.
FIGUR 7: FEL I TRANSFORMATORER [13]
I figur 7 syns en sammanställning på de fel som uppstår i en transformator och vad effekten av dessa fel blir i elnätet.
I en krafttransformator finns flera skydd. Ibland dess skyddsfunktioner ingår olika vakter såsom gasvakt, explosionsvakt, tryckvakt samt mellanlägesvakt. Utöver dessa vakter finns det skydd som differentialskydd, övermagnetiseringsskydd, överströmsskydd och underimpedansskydd. Nu följer en kort genomgång på dessa olika skyddsfunktioner.
Gasvakten är det viktigaste skyddet i en transformator då nästan alla fel antingen skapar överhettning eller ljusbågar vilket skapar gas som gasvakten kan detektera. En stor fördel med gasvakter då dessa fungerar oberoende av storlek, antal lindningar och mätreläer på
transformatorn.
I Svenska kraftnäts anvisningar för hur reläskydden skall vara utformade sägs det att gasvakten skall ha två galvaniskt skilda kontakter med följande funktioner:
• ”En som sluter vid långsam gasutveckling som är avsedd för indikering.
• En som sluter vid snabb gasutveckling, oljerusning och låg oljenivå som är avsedd för att slå från brytaren.” [14]
Nästa skydd är explosionsvakten. Dess funktion är att förhindra en explosion av transformatorn om en kortslutning sker i transformatorn. Återigen kan Svenska kraftnäts anvisningar tas i beaktan där det sägs att utlösning av explosionsvakten ska slå från brytaren till transformatorn och även stoppa kylautomatik, blockera tillkopplingen av transformatorn och starta
brytarfelsskyddet. [14]
Tryckvaktens uppgift är att detektera övertryck i transformatorn i händelse av fel.
Mellanlägesvakten aktiveras då lindningskopplaren fastnat i ett mellanläge. Det vill säga den har fastnat mellan två spänningslägen. Vid normal förflyttning mellan olika spänningslägen kommer inte denna vakt att varna utan det är när lindningskopplaren fastnar i ett mellanläge.
Temperaturvakterna detekterar onormalt höga temperaturer i lindningarna och oljan.
Vid en provning av transformatorn måste funktionen eller statusen på dessa vakter kontrolleras.
Gasvakten har normalt sett ett fönster så att gasnivån kan kontrolleras. Går man återigen till Svenska kraftnäts specifikationer ska gasvakten vara utformad på så sätt att en funktionsprovning under drift kan utföras. Explosionsvakten är normalt sett så utformad att man kan kontrollera den genom att manuellt sluta kontakten. En noggrann kontroll utav dessa komponenter är väsentlig för att kunna leverera en tillförlitlig och säker anläggning. [14]
3.1.4.3 Mättransformatorer
En mättransformator är en ytterst viktig komponent för att kunna skapa ett bra skyddssystem i en anläggning. Det beror på att mätutrustning och styrkretsar sällan är utformade för att arbeta i högspänningsområdet eller med extremt stora strömmar. Mättransformatorn transformerar spänningarna och strömmarna till värden som är lämpliga för reläer och instrument.
Mättransformatorn isolerar mätkretsarna från det primära och högspända elnätet. En annan fördel med mättransformatorer är att en standardisering av mätinstrument och reläutrustning till givna spänningar och strömmar blir möjlig. [15]
Sambandet som spänningstransformatorerna arbetar efter är följande:
𝑘𝑁 =𝑈𝑈1
2≈𝑁𝑁1
2 (3.3)
𝑘𝑁 = märkomsättningen.
I formeln (3.3) ses vilken spänningsnivå utgående signal kommer att få och därigenom går det att dimensionera apparaterna i skydden så de klarar av att hantera den sekundära spänningsnivån.
3.1.4.4 Nollpunktsutrustning
En nollpunktsreaktor minskar strömmen i jordslutningen. Den kompenserar för den kapacitiva effekten som uppstår i elnätet. Genom att sätta en spole mellan nollpunkten och jorden
kompenseras den kapacitiva effekten bort och effekten och strömmen i jordslutningen minimeras.
I en nollpunktsreaktor finns olika steg i impedansen. För att minimera den reaktiva och kapacitiva effekten växlar reaktorn mellan dessa steg. Målet är att det inte skall vara någon reaktiv eller kapacitiv effekt alls utan effekten genom jordslutningen enbart är aktiv effekt och strömmen på så sätt blir så liten som möjligt.
Vid provning av en nollpunktsreaktor mäts stegen upp och kontrolleras. Är det en automatisk omkoppling testas automatiken av nollpunktsreaktorn.
3.1.4.5 Brytare och frånskiljare
En effektbrytare är en apparat som kan bryta strömmen under belastning och även vid onormala förhållanden. En frånskiljare är en apparat som skiljer två anläggningar från varandra med ett synligt brytställe. En lastfrånskiljare kan bryta strömmen under normal last och uppfylla kraven för en frånskiljare. [16] Idag används också DCB vilket står för disconnecting circuit breaker vilket innebär att den är en frånskiljande brytare. [17]
Brytaren kan vara uppbyggd på lite olika sätt. Gemensamt för alla är dock att de kan bryta effekten och släcka ljusbågen som uppstår vid brytning av både normal last och vid kortslutning.
För att undvika kvarstående skador till följd av ljusbågar används släckmedel som till exempel SF6-gas, olja eller vakuum.
En frånskiljning önskas då arbete ska utföras på en anläggningsdel. Definitionen av en frånskiljning finner vi i SS-EN 61936 och den lyder:
”frånkoppling eller frånskiljning av anläggning, anläggningsdel eller utrustning från alla ojordade ledare genom åstadkommande av frånskiljningsavstånd (isolerande avstånd)” [18]
Frånskiljaren skall alltså säkra det frånkopplade området mot inkopplingar.
3.2 Felströmmar
Beräkningar av felströmmar är grunden till många typer av skydd för anläggningsdelar då
beräkningarna ligger till grund för normalvärden som skydden sedan jämför uppmätta värden mot för att detektera fel. Genom beräkningar av felströmmar kan rätt inställningsvärden för olika skydd tas fram. I moderna skydd sker dessutom beräkningar utifrån mätvärden hela tiden i skydden som sedan jämförs med inställda värden. Datorprogram utför ofta beräkningarna vilket medför mer exakta värden.
3.2.1 Kortslutningsberäkningar
I kortslutningsberäkningar görs ofta förenklingar. Det beror på den lilla skillnaden som dessa gör i det totala utfallet då i de flesta fall en beräkning ändå är gjord på antagande om vissa
omständigheter. Till exempel så gör man vid en kortslutningsberäkning för en kraftledning ofta antagandet att impedansen är 0,4 Ω/km. I den beräkningen bortses ofta från resistansen i ledningen. Resistansen i en ledning ges av följande samband:
𝑅𝐿= 𝜌 ∗𝐴𝑙 (3.4)
𝑅𝐿= Ledningsresistansen 𝜌 = Materialets resistivitet 𝑙 = Ledningens längd 𝐴 = Ledningsarean
Av formeln (3.4) förstås att ledningens resistans blir obetydligt liten och påverkan som till exempel atmosfären har på ledningen påverkar i samma utsträckning vilket gör att det inte går att bestämma med så hög noggrannhet som krävs för att resistansen ska ha en större betydelse. Vid
klena ledningar och i vissa fall där hög noggrannhet krävs måste hänsyn tas även till ledningsresistansen. Däremot visar detta varför det i många fall är möjligt att förenkla beräkningen.
Manuell beräkning av felströmmar och skydd sker sällan idag då ledningsnät simuleras och beräknas i datorprogram. I datorn byggs hela nätet upp och en väldigt exakt beräkning går att åstadkomma. För det används program såsom NETBAS.
3.2.1.1 Kortslutningsström
FIGUR 8: KORTSLUTNINGSSTRÖMMAR [19]
I figur 9 ses två olika typer utav kortslutningar, den vänstra är en trefasig kortslutning och den högra en tvåfasig kortslutning. För att beräkna den vänstra kortslutningen används följande formel:
𝐼𝑘3 =𝑈𝑍𝑓
𝑘 (3.5)
𝐼𝑘3 = Trefasig kortslutningsström 𝑈𝑓 = Fasspänning
𝑍𝑘 = Impedansen i ledningen
Den tvåfasiga kortslutningen beräknas enligt följande:
𝐼𝑘2 =2∗𝑍𝑈
𝑘 (3.6)
𝐼𝑘2 = Tvåfasig kortslutningsström 𝑈 = Huvudspänningen
𝑍𝑘 = Impedansen i ledningen
Ett enfasigt jordfel då det sker en kortslutning mellan en fas och jord får följande kortslutningsström:
𝐼𝑘1 =𝑈𝑍𝑓
𝑘 (3.6)
𝐼𝑘1 = Kortslutningsströmmen 𝑈𝑓 = Fasspänningen
𝑍𝑘 = Ledningens impedans
En vanlig förenkling av ett komplext nät görs genom att omvandla hela nätet till en två-pol.
Enligt Thevenins teorem kan ett nät som sträcker sig mellan punkt A och B ersättas med en inre spänningskälla och ett inre motstånd.
För att kunna göra dessa beräkningar måste alla impedanser beräknas på samma spänningsnivå vilket medför att impedanserna räknas om till spänningsnivån som beräkningen utförs på samt räkna ut ersättningsimpedansen för dessa. Spänningsnivån som beräkningarna utförs på betecknas som enhetsspänning, 𝑈𝑒. För att byta spänningsnivå mellan två sidor av en transformator och där den önskade nivån ses som enhetsspänningen fås följande formel:
𝑍𝑒=𝑈𝑆𝑛2
𝑘∗ (𝑈𝑈𝑒
𝑛)2 (3.7)
𝑍𝑒= Impedansen hänförd till enhetsspänningsnivån 𝑈𝑒 = Enhetsspänning
𝑈𝑛 = Nominella spänningen 𝑆𝑘 = Kortslutningseffekten 3.2.1.2 Kortslutningseffekt
Kortslutningseffekten är ett mycket effektivt hjälpmedel i beräkningar av felströmmar för vid förflyttning mellan olika spänningsnivåer behöver ingen omräkning ske. För att få
kortslutningseffekten används följande samband:
𝑆𝑘 = √3 ∗ 𝑈 ∗ 𝐼𝑘 =𝑈𝑍2
𝑘 (3.8)
𝑆𝑘 = Kortslutningseffekten 𝑈 = Huvudspänningen 𝐼𝑘 = Kortslutningsströmmen 𝑍𝑘 = Impedansen i kortslutningen
Delkortslutningseffekten för en transformator kan fås från följande samband:
𝑆𝑘𝑇=𝑈𝑍2
𝑇 (3.9)
𝑍𝑇 =100𝑢𝑘 ∗𝑈𝑆𝑛2
𝑛
𝑢𝑘= Kortslutningsspänningen i transformatorn i procent
Kortslutningseffekten för generatorer fås genom följande samband:
𝑆𝑘𝐺 =𝑆𝑥𝑛
𝑑 (3.10)
𝑆𝑘𝐺 = Kortslutningseffekten i generatorn 𝑆𝑛= Maskinens märkeffekt
𝑥𝑑=𝑋𝑑𝑈∗𝑆𝑛
𝑛2 = Relativt mått på begynnelsereaktansen
3.3 Reläskydd
Reläskydden är den huvudsakliga delen i detta arbete varvid en mer djupgående genomgång följer. På sidan 37 i Reläskyddshandboken [15]definieras ett reläskydds uppgift. Det sägs:
”Reläskyddets uppgift är att övervaka drifttillståndet hos en viss anläggningsdel och i samarbete med brytaren ombesörja bortkoppling av felaktig anläggningsdel.” [15]
Skydden delas upp i olika kategorier. I huvudsak finns det två stora kategorier vilka är de lokala skydd som innefattar anläggningsdelar inom stationen såsom transformatorer, generatorer, samlingsskenor med mera och den andra är ledningsskydd. Skydden delas sedan grovt in i tre kategorier men många av skydden täcker flera funktioner och överskrider ibland dessa gränser.
Skyddens indelas i skydd för kortslutning, skydd för jordfel samt skydd för överbelastning.
Nu följer en genomgång på de olika skydden med start i de lokala skyddens värld.
3.3.1 Lokala skydd
Lokala skydd är skydd som arbetar på delar som finns inom anläggningsområdet. Det är bland annat skydd för transformatorer, generatorer och samlingsskenor. På grund av att många skydd sträcker sig över flera av de här stora indelningarna kommer en kort genomgång av varje skydd att ske istället för att dela in dem i dessa stora kategorier.
3.3.1.1 Transformatorn
Kortslutningsskyddet ska skydda anläggningen mot kortslutning och i detta fall transformatorn mot kortslutning. Ett sådant skydd ska vara beskaffat på ett sådant sätt att vid fel i lindningar eller andra fel som kan orsaka en kortslutning ska skyddet bryta strömmen till transformatorn.
Skydden kommer att skilja sig åt beroende på den aktuella transformatorn. Vid jordfel i transformatorn kommer jordfelsskydden att bryta strömmen till transformatorn.
Överbelastningsskydden är skydd som förhindrar en överhettning av transformatorn.
3.3.1.1.1 Differentialskyddet för transformatorn
Differentialskyddet är det viktigaste skyddet då det reagerar på alla typer av elektriska fel i transformatorn. Genom att mäta differensen mellan ingående och utgående ström åstadkoms en mätning av differensen. Skulle differensen plötsligt öka är det en indikation på att det är ett elektriskt fel i transformatorn. Den här typen av skydd används till transformatorer anslutna till ett direktjordat elnät och till transformatorer som är känsliga för fel, det kan vara ekonomiska
aspekter och störningsmässiga aspekter som gör transformatorn känslig. Som sågs i 3.1.2.1 kommer det i ett direktjordat elnät bli stora jordslutningsströmmar. I ett nät som är högohmigt används ett riktat jordfelskydd för att kunna detektera jordfelet. Detta kompletteras med ett transientskydd då problem med transienter kan uppstår i små nollpunktsreaktorer.
Skyddet bryter matningen till transformatorn då en kortslutning sker inom skyddsområdet.
Skyddsområdet avser det område som begränsas mättransformatorerna som skyddet använder.
[20] Ett modernt differentialskydd kompenserar för inkopplingsstötar och andra onormaliteter genom att stabilisera skyddet mot övertoner. I Sverige kompenseras normalt sett andra och femte övertonen för att stabilisera differentialskyddet. I skyddet kompenseras även för fasvridningar och omsättningar. [20]
FIGUR 9: PRINCIPSKISS AV DIFFERENTIALSKYDD VID FEL. [21]
Vid ett fel i transformatorn kommer som visas i figur 9 en ström att flyta genom differentialskyddet som löser ut brytaren.
3.3.1.1.2 Överströmsskydd
Överströmsskyddet löser när en kortslutning sker och det blir en strömrusning. Sitter detta skydd i en anläggning med ett differentialskydd kommer det att fungera som reservskydd till
differentialskyddet. Därför måste en viss tidsfördröjning ställas in på överströmsskyddet för att selektivitet ska uppnås gentemot differentialskyddet men även mot ledningsskydden då överströmsskyddet reagerar på fel i kraftledningarna. Överströmsskydden reagerar på överströmmar som inte är så stora, vilka kan ske vid kraftig överbelastning eller mindre fel.
3.3.1.1.3 Jordfelsskydd
I ett direktjordat elnät kommer differentialskyddet att fungera som jordfelsskydd då detta skydd detekterar alla förändringar i jordströmmen som sker i en transformator. Riktade jordfelsskydd används ofta i högohmiga nät för att detektera jordfel. [22]
3.3.1.1.4 Lindningskopplarskydd
Lindningskopplarskyddet är i princip ett överströmsskydd kompletterat med tryck- och termovakt för att garantera funktionsdugligheten på lindningskopplaren. I nyare anläggningar användes detta skydd för att förhindra manöver vid överström och ge indikering. [15]
3.3.1.1.5 Övermagnetiseringsskydd
I en transformator kan problem uppstå om kärnan blir övermagnetiserad. Risken för
övermagnetisering är särskilt stor i en aggregatstransformator som är kopplad till en generator.
Resultatet av en övermagnetisering är temperaturökningar och isolationsförsvagningar.
Övermagnetiseringen sker då spänningen är högre än normalt och frekvensen är normal eller om spänningen är normal och det är underfrekvens. För att skydda sig mot detta används ett så kallat Volt/Hertz skydd. Skyddet bygger på sambandet som ses i ekvation (3.11). [20]
𝑡 = 0,8 + 0,18𝑘
�𝑈𝑓−1�2 (3.11)
För att undvika övermagnetisering behövs ett rätt inställt Volt/Hertz skydd. I ekvationen (3.2) ges vilka inställningar som är lämpliga i ett Volt/Hertz skydd. Det kan också vara till fördel att ha ett fast inställt värde för att kompensera för den kontinuerliga övermagnetiseringen. I moderna reglerutrustningar finns en frekvenskompensator som skickar signaler till generatorn för att minska spänningen vid underfrekvens för att skydda mot övermagnetisering. [20]
3.3.1.1.6 Kompletterande skydd
I transformatorn finns andra skydd som säkerställer funktionsdugligheten hos den driftsatta transformatorn. Den viktigaste är gasvakten vilken reagerar på gasutveckling som sker i samband med förhöjd temperatur i kopparlindningarna eller oljan. En flottör stödjer gasvakten i sitt arbete genom att detektera en sjunkande oljenivå.
För övrigt finns temperaturmätande element för att mäta oljetemperatur och lindningstemperatur för att kunna styra kylmedelstillförsel och varna vid onormala beteenden.
3.3.1.2 Generatorn
Generatorn är en viktig komponent i elsystemet. Generatorn är ganska komplex då den levererar el som ska hålla en viss kvalité och har roterande delar som slits och därför måste övervakas. För att övervaka och kunna upptäcka fel krävs omfattande skydd. Generatorns skydd kommer kort att gås igenom.
FIGUR 10: BLOCKSCHEMA FÖR GENERATORSKYDD. [15]
I figur 10 syns uppbyggnaden av ett generatorskydd. I blockschemat i figur 11 ses inkommande variabler till skydden och vad de har för uppgift att utföra.
3.3.1.2.1 Differentialskydd
Differentialskyddet ska detektera statorfel och därigenom skydda generatorn mot fel i statorlindningen. Differentialskyddet fungerar på samma sätt som för transformatorns differentialskydd som finns beskrivet i 3.2.1.1.1. En väsentlig skillnad är att skyddet för
generatorn ställs lägre i förhållande till transformatorns skydd då hänsyn till lindningsomkopplare och inkopplingsströmmar ej behöver göras.
3.3.1.2.2 Överströmsskydd
Till generatorn används ett överströmsskydd för att detektera kortslutningar och andra fel som skapar strömrusning. Då produktionen skiftar över tid ställs tiden i reläskyddet normalt på 1,5-3 sekunder för att undvika onödiga utlösningar till följd av pendlingar i produktionen.
Ett överlastskydd används också för att skydda generatorn. Dessa är oftast termiska skydd som mäter temperaturen vilken beror av strömmen för att se till att strömmen inte blir onormalt stor.
3.3.1.2.3 Underimpedansskydd
I stora generatorer används ofta underimpedansskyddet som komplement till överströmsskyddet.
[15] Ett underimpedansskydd detekterar kortslutningar och avbrott i en lindning och avbryter produktionen.
3.3.1.2.4 Jordfelsskydd statorn
När ett jordfel uppstår i statorn kan detta fel orsaka en järnbrand i statorkärnan. För att förhindra järnbrand jordas ofta generatorn över ett motstånd. Det görs för att begränsa jordfelsströmmen och därigenom minska risken för skador på statorn. Däremot finns en risk med att ha för stort motstånd då man önskar minimera överspänningar som uppkommer av intermittenta
jordströmmar i generatorn. [15] Det krävs en kompromiss mellan dessa två faktorer.
3.3.1.2.5 Spänningsstegringsskydd
Vid frånslag av generatorn fungerar inte spänningsstyrning längre vilket medför en förhöjd risk för överspänningar. För att undvika spänningsstegringar används ett maximalspänningsskydd med tidfördröjning. Tidfördröjningen bör sättas så att utlösningstiden minskar med ökande spänning.
3.3.1.2.6 Varvkortslutningsskydd
Varvkortslutning innebär att det i en lindning av samma fas blir en kortslutning mellan två varv.
Differentialskyddet kan inte upptäcka kortslutningen då skillnad i ström uppstår. Skulle
generatorn vara uppbyggd av två lindningar på var fas kan skyddet byggas upp genom att jämföra strömmarna på de två lindningarna och därigenom kunna detektera felet.
3.3.1.2.7 Minusströmsskydd
Ett minusströmsskydd är till för att skydda elnätet mot osymmetri och snedbelastningar. Det är svårt att mäta osymmetri men många har valt att använda minusföljdsströmmen som ett mått på osymmetrin och därigenom kunna detektera felaktigheter.
3.3.1.3 Nollspänningsautomatik
Nollspänningsautomatik kopplar ifrån anläggningen då risk föreligger för att generatorer kan ta skada av den låga spänningen. [23] [24]
3.3.1.4 Obalansskydd
Obalansskyddet mäter på samtliga faser för att skydda mot osymmetri i elnätet. Osymmetrin kan uppstå antingen genom bortfall av en fas eller genom stora lastskillnader i de olika faserna.
3.3.2 Samlingsskeneskydd
Ett samlingsskeneskydd funktion är att bryta kortslutningar på samlingsskenorna. I direktjordade nät används ofta ett summaströmskydd för att skydda samlingsskenan. I de nät som behandlas i detta arbete används normalt sett en typ av skydd som bygger på vanliga överströmsskydd. Då väljs en tidsförskjutning för det vanliga överströmsskyddet för att selektivitet skall uppnås och den felbehäftade ledningen skall lösa först. Skulle ledningen inte lösa eller felet vara på
samlingsskenan bryter den efter utsatt tid. För att skydda samlingsskenan inställs momentansteget så det löser vid stora fel på samlingsskenan.
3.3.3 Brytarfelsskydd
Ett brytarfelsskydd är ett lokalt skydd sitter på samtliga fack och som fungerar som reservskydd då en brytare inte fungerar och brytarfelsskyddet slår då ifrån de brytare som ligger närmast i serie med den felbehäftade brytaren. [25]
3.3.4 Ledningsskydd
3.3.4.1 Kortslutningsskydd och överströmsskydd
Ett kortslutningsskydd för en kraftledning kan vara utformat på ett par olika sätt. Det första sättet är den mest simpla metoden. Skyddet kallas tidöverströmsrelä och består i princip utav en
strömmätande del och en tidsmätande del. Normalt har skyddet också en momentanutlösning som löser ut momentant om det sker en kraftig kortslutning.
Det här skyddet har antingen konstanttidskarakteristik eller inverttidskarakteristik.
Inverttidskarakteristik används för att få snabbare utlösning av skyddet vid höga strömmar.
Inverstidsfunktionen beskrivs av formeln (3.12).
𝑡 = 𝑘∗𝛽
�𝐼>𝐼�𝛼−1 (3.12)
𝑡 = Tiden innan skyddet löser ut
𝑘 = Inställningsbar parameter för tidsfaktor
𝛽 = Inställningsbar parameter för att definiera kurvans branthet 𝛼 = Inställningsbar parameter för att definiera kurvans branthet 𝐼 = Uppmätt ström
𝐼 >= Inställt strömvärde
När inställningar av ett inverttidsskydd sker används formeln (3.12). Inverttidsskarakteristik används för att reläskyddet skall lösa snabbare när högre ström rusar i ledningarna. Det finns standardiserade kurvor för inverstidskarakteristik. Dessa finns i SS-EN 60255-151 och där ges parametrarna för kurvan. [26]
I stora nät med mycket skydd och långa ledningar kan problem med tidsselektiviteten uppstå och då används impedansskydd. Vid långa ledningar används ett impedansskydd på grund av att marginalen mellan den minsta felströmmen och högsta belastningsströmmen blir för liten när ett tidöverströmrelä används. Impedansskyddet mäter kvoten mellan ström och spänning. Då ges impedansen vilket gör att skyddet är okänsligt för olika belastningslägen. När en kortslutning sker minskar impedansen vilket skyddet reagerar på och löser ut brytaren.
Distansskyddet är den sista varianten på kortslutningsskydd för ledningar som kommer att lyftas fram. Det är i grund och botten ett impedansskydd med avancerade möjligheter för selektivitet.
Ett distansskydd består av ett startorgan vilket triggar igång skyddet. Oftast programmeras ett momentansteg som reagerar momentant på fel. Momentansteget regerar på cirka 85 % av
ledningens längd. Steg två som ges funktionstiden 0,4 sekunder från det att triggningspulsen kommit. Sedan kommer steg tre efter 1,2 eller 1,6 sekunder och sist kommer steg 4 vilken är en reservfunktion med en längre tidsfördröjning. [27] Dessa tidsfördröjningar möjliggör selektivitet mellan brytarna. Tidsinställningarna kan däremot skilja beroende på hur nätet är uppbyggt. En selektivplan görs och inställningarna görs efter den.
I ett vanligt strömmätande överströmsskydd finns normalt två steg, ett så kallat momentansteg och ett steg som har en viss tid innan de löser ut. Momentansteget detekterar kortslutningar och löser då omedelbart medan det långsammare skyddet har en viss tidsfördröjning så selektivitet uppnås.
3.3.4.2 Jordfelsskydd
Jordfelsskyddet byggs upp på olika sätt beroende på hur elnätet ser ut. Elnätet har i huvudsak två varianter på jordning. Den första varianten är direktjordat och då kommer jordslutningens strömmar bli av samma storleksordning som en kortslutning. Den andra nätuppbyggnaden är en högohmig jordslutning som åstadkoms genom isolerad jordning, resistansjordning eller
spoljordning men är som sågs i 3.1.2 ofta en kombination av spol- och resistansjordning.
Jordslutningsströmmen kommer då att bli liten i förhållande till en lågohmig jordslutning.
Jordslutningsströmmen är oberoende av nätets kortslutningseffekt. På grund av att direktjordning i mellanspänningsnätet är sällsynt kommer enbart jordfelsskydden för högohmiga jordslutningar att behandlas.
3.3.4.2.1 Jordfelsskydd i resistansjordad och reaktansjordade nät
Ett kabelnät och ett ledningsnät kan vara resistansjordat. Den storhet som jordfelsskyddet mäter på är strömmen i jordfelet.
𝐼𝑗=𝑅+𝑅𝑈𝑓
𝑗 (3.13)
𝐼𝑗= Jordfelsströmmen 𝑈𝑓 = Fasspänning
𝑅 = Nollpunktsmotståndet 𝑅𝑗 = Motståndet i felstället
I (3.13) ses att vid en jordslutning kommer jordfelsströmmen att öka kraftigt i amplitud på grund av att nämnaren minskar. Ett resistansjordat nät kan bara självsläcka små jordfelsströmmar vilket medför att den felbehäftade delen behöver bortkopplas för att eliminera jordfelsströmmen. Hög resistans önskas för att få ned kostnaden på jordtagen.
I reaktansjordade nät blir jordslutningsströmmen mindre genom att reaktorn kompenserar bort den kapacitiva jordslutningsströmmen. Det krävs riktade jordfelsskydd för att kunna upptäcka dessa jordfel.
3.3.4.2.2 Nollpunktspänningsskydd
Nollpunktspänningsskyddet mäter spänningen i nollpunkten för att detektera jordfel. Det här skyddet används normalt som reservskydd och måste därför vara selektivt mot de riktade och transientmätande jordfelsskydden.
3.3.4.2.3 Längsdifferentialskydd
Längsdifferentialskyddet skyddar en anläggningsdel. Det kan vara en ledning som ska skyddas och då mäter skyddet inkommande och utgående ström för att detektera fel längs ledningen vilket skulle förorsaka en differens mellan inkommande och utgående ström. Differensen är det sedan som skyddet mäter och därigenom upptäcker fel och löser ut brytaren för ledningen.
Informationsöverföringen mellan de olika mätenheterna sker normalt med hjälp av radiolänk eller med hjälp av optokabel.
3.3.4.3 Automatisk återinkoppling
Automatisk återinkoppling innebär att ledningen automatiskt kopplas in efter ett fel. Automatisk återinkoppling tillämpas i många elnät där tillfälliga störningar ofta uppträder såsom grenar som faller på ledningen eller fåglar som kommer åt fasledningarna eller andra orsaker som orsakar jordfel eller kortslutning. Sådana händelser orsakar en utlösning av reläskydden men har inget bestående fel. Därför används automatisk återinkoppling som slår på strömmen en gång till och kvarstår felet kommer reläskyddet lösa igen och då kopplas inte ledningen in igen utan åtgärder för att undersöka felet görs.
Tiden som anläggningen måste vara i spänningslöst tillstånd innan spänningen kan slås på igen är 300 ms. Det är den tid det tar för ljusbågen att slockna. Vilken tid man sedan väljer är upp till nätägaren så att de kan passa ihop skyddet med sin övriga anläggning. [15] Enligt E.ONs anvisningar skall återinkopplingstiden för lokalnät vara 30 sekunder i ett radiellt nät. Vid maskade nät skall kontroll göras av inställningsvärdena i det aktuella reläinställningsbladet. [28]
DUBA är en vidareutveckling av automatisk återinkoppling och står för
driftsuppbyggnadsautomatik. DUBAn arbetar i flera steg för att säkerställa säker och god funktion i samband med inkoppling av anläggningen. Den bygger på att driftsituationen
kontrolleras och är anläggningen fri från felbehäftade delar kopplar automatiken in spänningen.
3.3.5 Selektivitet
Selektivitet innebär att ett skydd bara löser på anläggningsdelar som skyddet är avsett för. För att illustrera detta syns i figur 8 en ledning med sex stycken reläskydd.
FIGUR 11: SKYDDSINDELNING FÖR RELÄSKYDD [15]
I figur 11 ses skydd 1 som ska lösa för fel i sin skyddssektor A-B men skydd 1 bryter även i sektor B-C. Sektor B-C ska i första hand skyddas av skydd 3. Selektivitet krävs för att skydden ska lösa sitt tilltänkta skyddsobjekt först. För att åstadkomma detta sätts en tidsfördröjning på skydd 1 i dess utlösning av sektor B-C. Genom att göra så skapas redundans i skydden och skulle ett skydd av någon anledning inte fungera kopplas automatiskt anläggningsdelen bort i alla fall när skyddet med tidsfördröjningen aktiveras. Fungerar allt som det ska i skyddet kommer enbart den felbehäftade delen att kopplas ifrån.
Selektivitet skapas genom olika tidsintervall. En variant när skydden har konstanttidskarakteristik och en variant med inverttidskarakteristik.
FIGUR 12: UTLÖSNINGSKARAKTERISTIK FÖR INVERTTID JÄMFÖRT MED VANLIG SÄKRING [29]
Som ses i figur 12 löser inverttidsskydden snabbare vid högre strömmar och minskar tiden innan skyddet löser. Ett konstanttidsskydd löser på en bestämd tid även om felströmmen skulle bli extremt hög.
3.3.5.1 Selektivplan
En selektivplan är en plan för hur en anläggnings skydd ska samarbeta. Som syns i figur 11 kan flera skydd lösa på samma fel. Dessa skydd måste då ställas in så att skyddet som bryter hela anläggningen inte bryter då felet är i en liten del. För att åstadkomma detta utformas en plan för hur skydden skall lösa som kallas selektivplan.
3.4 Kriterier för godkänd anläggning
I underhållsinstruktionerna från E.ON finns följande krav på anläggningen:
Alla reläskydd ska provas med funktionsvärden som överensstämmer med gällande
reläinställningsblad. Generellt gäller att start- och återgångsvärde skall vara ≥80% för att räknas
som godkänt. Start- och utlösningsvärde samt utlösningstid skall vara önskat värde ±5 %. Gäller även vid reglering av automatiker.
Som synes bygger kraven för en godkänd anläggning mycket på hur selektivplansberedningen är gjord. Värdena ska alltså hålla sig inom dessa gränser i reläskydden.
4 Provningsplan och provningsförfarande
Detta arbete har innefattat att utveckla en provningsplan för rutinprovning också kallad funktionsprovning. En sådan provning går ut på att fastställa funktionsdugligheten hos reläskydden. Reläskydden provas periodiskt för att försäkra sig om att funktionen är okej och inställda mätstorlekar innehas.
I SS-EN 61936 beskrivs syftet med provning:
”Besiktningar och provningar ska utföras för att verifiera att anläggningen överensstämmer med denna standard och att utrustningen överensstämmer med de tillämpliga tekniska specifikationerna”. [30]
Vad som ingår i dessa provningar avtalas mellan beställaren och entreprenören. Det innefattar vilken dokumentation som ska tillhandahållas, vilka specifikationer som ska tillämpas och i vilken omfattning som provningen och besiktningen ska utföras. [30]
E.ON har i sina anvisningar för hur underhållsarbetet ska utföras specificerat vad som förväntas av entreprenören. För att klarlägga vad som krävs och hur en effektivisering kan ske analyseras instruktionerna som finns att läsa i bilaga 4 och diskussion görs med E.ON om vad som är nödvändigt. En fortgående diskussion med E.ON och med provarna på Infratek hålls för att utveckla ett protokoll som är möjligt att använda i verkligheten och inte bara är bra i teorin. Som tidigare sagts gäller arbetet periodisk kontroll av distributionsskydd.
4.1 Provningsförfarande
En provning är en aktion som äger rum för att säkerställa fortsatt säker och tillförlitlig drift av elkraftöverföringen genom kontroll av reläskydd. Vissa delar i nedanstående förklaring utförs inte vid varje rutinprovning utan sker vid speciella tillfällen och vid idrifttagning.
En provning vid nyinstallation består i princip utav följande element:
• Okulärbesiktning
• Kontroll av hjälpspänningsmatning
• Kontroll av strömtransformatorer
• Kontroll av spänningstransformatorer
• Kontroll av utlösnings-, blockerings- och signalkretsar
• Isolationsprov
• Sekundärprov
• Primärprov
• Driftprov
Vid en rutinprovning utförs följande delar:
• Okulär kontroll.
• Funktionsvärdena på reläskydden kontrolleras så de ligger inom 5 % från inställt värde.
• Kontroll av utlösningskedjan.
• Signaler kontrolleras.
• Driftvärden uppmäts.
4.1.1 Okulärbesiktning
En okulärbesiktning är en kontroll som utförs genom att okulärt undersöka de olika
anläggningsdelarna för att kontrollera att allt finns på plats och är i gott skick. I E.ONs riktlinjer för hur underhållskontrollen ska gå till ingår följande delar i den okulära besiktningen:
• Utrustningen ska kontrolleras okulärt. Missfärgningar, beläggningar samt displayer som ej kan återge text ska rapporteras. Detsamma gäller för utrustning innehållande elektronik som verkar ovanligt varma.
• Kontroll av lyftarstegar av plast på RX och RR reläer samt beläggningar på reläkontakter.
• Kontroll av dämpolja avseende nivå och eventuellt läckage för elektromekaniska skydd.
• Skyltning av reläskydd, automatiker, lysdioder och signaler i signalcentral med mera kontrolleras mot aktuell funktion. Felaktiga skyltar bör om möjligt åtgärdas direkt annars ska felaktigheter rapporteras. [28]
4.1.2 Kontroll av hjälpspänningsmatning
Hjälpspänningsmatningen är den del i elsystemet som säkerställer drift även då störningar existerar och elförsörjningen ej går att lita på. Till hjälp finns ett batteripaket för att åstadkomma en säker funktion av anläggningen. Batterier åldras och måste testas för att säkerställa
funktionsduglighet.
För att ladda batterierna finns batteriladdare som kontinuerligt underhållsladdar batterierna för att de ska vara fulladdade om ett bortfall av elförsörjningen skulle ske.
Förutom att kontrollera att batterierna laddas med rätt spänning krävs en kontroll av kapaciteten i batterierna. Det sker genom ett så kallat kapacitetsprov vilket innebär att kapaciteten i batteriet mäts upp.
Ett kapacitetsprov kan gå till på följande sätt:
Först undersöks om det är möjligt att frånskilja batterierna från anläggningen ifråga. Är det möjligt kopplas batterierna ifrån och belastas för att se hur stor batteriernas kapacitet är. Belastningen sker under en period av 5 timmar. Effekten batteriet belastas med är den ström som tillverkaren har angett att batteriet ska klara i 5 timmar. Under denna period ska spänningen mätas för att kontrollera att den håller sig inom de angivna värdena från tillverkaren. Skulle en bortkoppling från anläggningen inte vara möjlig ska batteriet belastas i tre timmar. [28]
4.1.3 Kontroll av strömtransformatorer
Strömtransformatorns uppgift är att leverera en sekundär ström till reläskydden som ligger på en nivå som reläskydden kan behandla och använda i sina system. I en kontroll av
strömtransformator ingår prov av kärnan och uppmätning av magnetiseringskurvan. Provning och mätning av omsättning och motstånd i strömtransformatorn sker för att säkerställa
överensstämmelse med märkningar och tilltänkt funktion. På Infratek användes en mall som är utvecklad för att kontrollera magnetisering och omsättning med mera för att säkerställa
funktionen. Se bilaga 1.
