Examensarbete
Selektivplan för högspänningsnät i södra Sverige
130-, 20-, 10 kV
Författare: Simon Hansen, Fredrik Karlsson
Handledare: Pieternella Cijvat Examinator: Pieternella Cijvat
Sammanfattning
Examensarbetet har utförts för ett elnätsbolag i södra Sverige på uppdrag av Kraftkällan konsult AB med mål att skapa en ny selektivplan för deras elnät. Selektivplanen används för att säkra upp ett nät genom att ställa in reläskydden på så sätt så att de löser selektivt.
Selektivitet innebär att skydden bryter strömmen så att endast den felbehäftade anläggningsdelen blir strömlös.
Kraftkällans konsult har försett data på transformatorstorlekar, gamla reläskyddsinställningar samt en plan över hur nätet är uppbyggt tillsammans med ledning- och kabellängder, dimensioner och typer. Med hjälp av denna information har en modell ritats fram i PowerTools där simuleringar av nätet utförts. Nätet simuleras i programmet för min- och maxkortslutningseffekt för att ta reda på för vilka tider och strömmar reläskydden ska programmeras för att uppnå selektivitet.
Rapporten tar även upp och går igenom olika typer av reläskydd som används för att säkra upp ett elnät. Nuvarande selektivkurvor analyserades och det visades tydligt att många utgående ledningar hade problem med selektiviteten om ett fel skulle uppstå.
Selektivkurvor för överströmsskydd samt jordfelsskydd har ritats i form av diagram med logaritmisk skala, samt rekommendationer av säkringar för samtliga nätstationer har presenterats. Selektivkurvorna för överströms- och jordfelsskydden visar hur vardera skydd för varje station ska ställas in för att förbättra selektiviteten i nätet, varje kurvblad kommer även med en textdel hur reläskydden ska programmeras.
Rekommendationer för högspänningssäkringar bifogas i tabellform.
Summary
This thesis project has been carried out on behalf of Kraftkällan Konsult, to present a new selectivity plan for a power grid in southern Sweden. A selectivity plan is used to present relay protection settings to achieve selectivity in the grid. Selectivity in a power grid means that only the defective part is disconnected in the event of a fault.
Kraftkällan Konsult has provided data on rated power for transformers and the previous relay settings, they have also provided information on how the power grid is built alongside with information on cable length, dimensions, and types. Using this information, a model of the power grid was designed to simulate the short circuit currents in the grid in a program called PowerTools. The power grid was simulated using maximum and minimum short circuit effects provided by the regional network owners to find out the necessary times and currents for the relay protection settings.
The report also brings up and describes different kinds of relay protection and fuses used to secure a power grid. The currently existing curves were analysed, and it was clear that the grid had issues with the selectivity if a fault were to occur.
New curves for overcurrent protection together with curves for earth fault protection have been drawn in diagrams using a logarithmic scale, recommendations for high voltage fuses were also presented. The curves for overcurrent and earth fault protection displays settings for each relay protection unit to improve the selectivity of the power grid, each curve also comes with a text section that describes the settings.
The recommendations for high voltage fuses are attached in tabular form.
Abstract
I denna rapport utfördes en selektivplan på uppdrag av Kraftkällan Konsult för ett elnätsbolag i södra Sverige. Det visades att elnätet hade selektiva problem i samtliga stationer mellan reläskydden. Problemen har uppstått då karakteristiken i elnätet ändrats i samband med ombyggnationer. För att lösa problemen simulerades en modell av elnätet i PowerTools för att ta reda på kortslutningsströmmarna och nya selektivkurvor ritades efter dessa. Rekommendationer för högspänningssäkringar i nätstationer har också gjorts baserat på de nya kortslutningsströmmarna.
Nyckelord: Selektivplan, Reläskydd, Högspänning, Kortslutningsström
Förord
Arbetet är ett uppdrag från Kraftkällan Konsult. Det har varit ett lärorikt projekt där vi fått chansen att komma närmare praktiken. Vi båda vill tacka vår handledare, Jonas Milevi och kollegorna på Kraftkällan Konsult för er vänlighet. Ni har varit till stor hjälp i arbetet. Vi vill även tacka Pieternella Cijvat, vår handledare och programansvarig på Linnéuniversitetet, för all feedback under examensarbetets gång.
Innehållsförteckning
Sammanfattning III
Summary IV
Abstract V
Förord VI
Innehållsförteckning VII
1. Introduktion 1
1.1 Bakgrund 1
1.2 Konsekvenser vid strömavbrott 1
1.3 Syfte 2
1.4 Mål 2
1.5 Avgränsningar 2
1.6 Tillvägagångssätt 3
2. Använda begrepp 4
2.1 Allmänt 4
2.1.1 Nätstation 4
2.1.2 Säkringar 4
2.1.3 Kortslutningsström 4
2.2 Reläskydd 5
2.2.1 Överströmsskydd 5
2.2.2 Jordfelsskydd 5
Beräkning av nollpunktsmotstånd. 7
Beräkning av detektion på 3000 Ω. 7
2.2.3 Nollpunktsspänningsskydd (NUS) 7
2.2.4 Differentialskydd 8
2.2.5 Transformatorskydd 8
2.2.6 Samlingsskeneskydd 8
5.1 Förutsättningar 16
5.1.1 Stationer 16
5.1.2 Kortslutningsströmmar 18
5.2 Kapacitiv jordslutningsström, nollpunktsutrustning 19
5.3 Beräkning av jordfelsskyddens känslighet 20
5.4 Tillåtna jordtagsvärden i högspänningsnäten 20
6. Selektivitetsproblem 22
6.1 E16 22
6.2 E24 25
6.3 E15 26
6.4 E23 28
6.5 E25 29
6.6 E12 30
6.7 E1 31
7. Val av säkringar i nätstationer 32
8. Slutsats 33
8.1 Fortsatt arbete 33
Referenser 34
Bilagor 35
Bilaga 1: Framtida Selektivkurvor Överströmsskydd 1
Bilaga 2: Nuvarande inställningar; selektivkurvor överströmsskydd 9
Bilaga 3: Selektivkurvor Jordfelsskydd 12
Bilaga 4: Högspänningssäkringar 17
1. Introduktion
1.1 Bakgrund
I dagens samhälle har människan blivit allt mer beroende av ett driftsäkert elnät. Det kan innebära allt från att kyla matvaror, ladda telefonen eller till att driva elmotorer på industrier.
Elnätsbolag idag ställs inför flera olika typer av krav och allmänna råd från olika myndigheter. Efter stormen Gudrun 2005 tillkom till exempel att inga elavbrott får vara längre än 24 timmar samt att en ersättning ska betalas ut automatiskt till kunder som varit utan el i 12 timmar [1]. Energimarknadsinspektionen kräver också att samtliga elnätsbolag utför årliga risk- och sårbarhetsanalyser i syfte med att säkerställa att elnätsbolagen systematiskt arbetar mot att förebygga avbrott för ett mer driftsäkert elnät [2]. I analysen ska det finnas en kartläggning av nätet och hur nuläget ser ut. Riskkällor som finns ska identifieras och man ska uppskatta de risker som finns och de sårbara områdena. Slutligen identifieras och prioriteras åtgärder som i sin tur leder till minskad risk och sårbarhet [3], För att begränsa konsekvenserna vid ett eventuellt fel i hög- och mellanspänningsnätet används olika skyddsfunktioner. För att åstadkomma detta samordnas skyddsfunktionerna i form av en selektivplan. Selektivplanen bestämmer hur de olika skydden i form av exempelvis reläskydd och säkringar skall vara inställda för att begränsa de områden som blir drabbade av felet. Om distributionsnätet inte är anpassat efter en selektivplan och skydden inte löser selektivt finns det en stor risk att fler delar än nödvändigt blir utan el.
1.2 Konsekvenser vid strömavbrott
Hur allvarliga konsekvenserna blir av ett avbrott påverkas av längden på avbrottet, tidpunkt på dygnet, väder, årstid och geografisk plats. I det moderna samhället där utnyttjandet av elektricitet blivit en nödvändighet då många delar av samhället blir allt mer automatiserat och digitaliserat. På grund av detta kan konsekvenserna för privatpersoner och näringslivet bli stora. Under de senaste tjugo åren har en mängd olika avbrott skett, både i Sverige och utrikes. Dessa har visat oss hur mycket vi påverkas av ett strömavbrott. För företag kan ett längre strömavbrott innebära höga kostnader i form av reservkraft och förlorade inkomster på grund av produktionsstopp. Efter stormen Gudrun drabbades till exempel många mjölkbönder då inte reservkraft fanns tillgänglig i den grad som behövdes och bristen på el innebar att stora mängder mjölk fick kasseras. Även trygghetslarm slogs ut i behövande hem och medförde att sjuka inte kunde få den vård de behövde [4].
1.3 Syfte
Syftet med arbete är att ta fram en selektivplan för ett högspänningsnät med märkspänningen 130/20/10 kV i södra Sverige. Selektivplanen skall innefatta kortslutningsberäkningar, förslag till säkringar till nätstationerna, reläinställningar och selektivkurvor. Utifrån kortslutningsberäkningar tas nya inställningar för reläskydden fram med nya tider och strömmar. Säkringar ska också anpassas efter kortslutningsströmmarna. Dessa reläskyddsinställningar och säkringar kommer representeras i selektivkurvor och tabeller.
I selektivplanen skall det även finnas en allmän del som beskriver elnätet, hur det ser ut i nuläget samt vilka ändringar som behövs göras för att säkra upp nätet. Den allmänna delen ska gå över information om bland annat aktuella transformatorer, fördelningsstationer samt vilka olika typer av skydd som kommer appliceras.
1.4 Mål
Målet är att med hjälp av simuleringar i PowerTools av högspänningsnätet utföra kortslutningsberäkningar för att ta reda på vilka säkringar som ska användas och hur reläskydden ska programmeras så att fel i nätet löser selektivt hela vägen i nätet från 10 kV upp till 130 kV.
1.5 Avgränsningar
Reläskyddens och säkringarnas karakteristik kommer inte att behandlas. Övergripande teori om olika reläskydd, säkringar och selektivkurvor kommer tas upp. Säkringarna som väljs kommer vara av de fabrikat som elnätsbolaget använder, andra fabrikat kommer inte undersökas. Karakteristik på säkringarna kommer inte analyseras vidare. Selektivkurvor kommer inte ritas för samtliga utgående fack i stationerna utan istället kommer ett kurvblad göras för varje station. Nollpunktsspänningsskyddens inställningar kommer inte beräknas utan tillhandahålls av Kraftkällan Konsult. Arbetet kommer fokusera på överströmsskydd- och jordfelsskyddsinställningar. Olika typer av skydd kommer nämnas och förklaras men kommer inte att gå in djupare på detaljer. Metoden för att rita selektivkurvorna kommer göras med Kraftkällans metoder, andra metoder kommer inte tas upp.
Ortsnamnet har blivit ersatt med “Kommun” samt stationsnamnen har bytt beteckning på grund av sekretess.
1.6 Tillvägagångssätt
Arbetet kommer att genomföras enligt följande planering
● Sammanställning av redan insamlad data.
● Undersökning av begrepp inom selektivitet.
● Uppbyggnad och simulering av nätet i PowerTools.
● Beräkningar utförs i Excel.
● Ström- och tidsdiagram ritas i AutoCAD LT.
● Sammanställning av resultat.
Uppbyggnad av nätet sker i PowerTools där resultaten från simulering sammanställs i Excel.
Ytterligare beräkningar på kortslutningsvärdena kommer ske i Excel där även val av säkringar sammanställs för samtliga nätstationer. Ström- och tidsdiagram ritas i AutoCAD LT utefter simulerade och beräknade kortslutningsströmmar. En allmän del för selektivplanen kommer utföras där allmän information om nätet kommer beskrivas, olika förutsättningar för selektivplanen gås igenom samt vilka typer av ändringar och skydd som kommer att tillämpas för att uppnå selektivitet i nätet.
2. Använda begrepp
Detta kapitel kommer innehålla beskrivningar av begrepp som uppkommer frekvent i rapporten. Beräkningsspänningen som används för 130 kV-, 20 kV- samt 10 kV-nätet är 138 kV, 21,7 kV samt 10,6 kV
2.1 Allmänt
2.1.1 Nätstation
Nätstationerna är de stationerna som ligger längst ut i nätet närmast konsumenten. De innehåller distributionstransformatorer som står för den sista transformeringen från 10 kV ner till 400 V lågspänning som sedan leds ut till elkunder. Nätstationerna är uppbyggda av ett högspänningsställverk med frånskiljare, säkringar och en distributionstransformator, samt ett lågspänningsställverk. Storleken på distributionstransformatorerna varierar mellan 50 kVA och 1000 kVA [7].
2.1.2 Säkringar
På 10kV sidan i nätstationer sitter olika smältsäkringar som löser mellan 50 och 450A. Man anpassar storlek efter kortslutningsströmmen så att säkringen löser efter 0,1s.
Enligt svenska institutet för Standarder [8] skall alla tre säkringarna bytas även om bara en eller två av säkringarna i trefassystemet har smält. Undantag från denna regel kan göras om man med säkerhet vet att säkringar som inte smält inte heller varit utsatta för överström.
2.1.3 Kortslutningsström
För att beräkna den högsta och lägsta kortslutningsströmmen för varje station simuleras nätet vid den maximala och minimala kortslutningseffekten. Uppgifter på kortslutningseffekten tillhandahålls från regionnätsägaren. Detta gör man för ta få reda på hur reläskydden ska programmeras för att säkerställa att nätet bryts vid eventuella fel.
2.2 Reläskydd
Ett reläskydd används i kraftnät för att skydda både nätet, utrustning och människor från farliga strömmar och spänningar. Ett reläskydd har bland annat följande funktioner:
överströms-, samlingsskene-, brytarfels-, jordströms-, nollpunktspännings- och differentialskydd samt transformatorvakter.
Under drift mäter reläskyddet oavbrutet spänningar och strömmar i nätet för att på kort tid initiera bortkoppling då ett gränsvärde överstigits i felbehäftad anläggningsdel. När ett fel detekteras av reläskyddet skickas en låg styrsignal till ett relä, reläet sluts och en impuls till en högspänningsbrytare som slår ifrån strömmen i nätet och skyddar människor, egendom och komponenter. Moderna reläskydd kan idag övervaka och lagra samtliga data för att underlätta felsökning och lokalisera orsakerna till utlösning för snabbare återställning av nätet [7].
2.2.1 Överströmsskydd
Överströmsskydd är en funktion i ett reläskydd som vid onormalt höga strömmar eller kortslutningar löser ut felbehäftade anläggningsdelar för att skydda egendom och personer.
Överströmsskydd på lägre spänningar (400 V) utgörs av säkringar.
2.2.2 Jordfelsskydd
En kabelströmtransformator mäter strömmen som flödar genom alla tre faser, L1, L2 och L3. Vid normaldrift går det lika mycket ström i alla tre faser och då resulterar summan av strömmarna noll.
I1 + I2 + I3 = 0
Om en av faserna exempelvis får kontakt med jord går det mer ström i denna fas och summan blir inte längre noll. I det fallet skickas en signal till jordfelsskyddet som i sin tur skickar en signal till brytare som löser ut den ledningen eller kabeln.
Om jordfel uppstår på en utgående ledning, där enfas-fel mot jord är det vanligaste, detekteras felströmmen med hjälp av en liten ström för att detektera hur stort övergångsmotstånd som bildas mellan fas och nolla, där 0 Ω innebär stumt jordfel. Vanligen ställs jordfelsskydden in på att detektera ett övergångsmotstånd på 3000 Ω. Vid användning av plastisolerade kablar i nätet ställs jordfelsskyddet in för detektion av fel på 5000 Ω [7].
Vid ett stumt jordfel i fas L3 (Figur 1 nedan):
1. Kapacitiva strömmar (Grön), Ic, flödar in i från L1 och L2 från både utgående fack 1 och utgående fack 2 till jordledaren som nu är sammankopplad med L3.
2. Med hjälp av en reglerbar spole i nollpunktsreaktorn kompenseras nätet med en induktiv ström (Lila), IL, för att skydda nätet mot värmebildning från den höga kapacitiva strömmen. Eftersom en induktiv ström har vinkeln 90° och en kapacitiv -90° tar dessa strömmar ut varandra. Nollpunktsreaktorn regleras automatiskt utefter hur mycket kapacitiv ström som flödar i nätet.
3. Vid kompensering mäts summan av den induktiva och kapacitiva till noll och jordfelsskyddet kan ej detektera ett fel i utgående fack 1.
4. För att kunna kontrollera om ett jordfel uppstått är ett nollpunktsmotstånd installerat i nollpunkten som även gör att en resistiv ström (Röd) flödar i L3. Detta motstånd är anpassat så att en resistiv ström begränsat till 15A kommer flöda vid händelse av ett stumt jordfel. Den enda strömmen som mäts i jordfelet är den resistiva strömmen, Ir, och det är den ström som jordfelsskyddet mäter på. Strömmen som strömtransformator 2 mäter är endast kapacitiv och detta känner jordfelsskyddet av och löser därmed inte ut utgående fack 2.
Figur 1: Stumt jordfel i L3 i utgående fack 1.
Nollpunktsmotståndet anpassas så att vid ett stumt jordfel uppnår den resistiva strömmen inte mer än 10–15 A. Om ett större nollpunktsmotstånd väljs så kan det uppstå strömspikar vid ett jordfel. Dessa spikar är svåra för skydden att mäta på och gör att nätet blir mer instabilt. Om ett lågohmigt nollpunktsmotstånd väljs så blir det höga resistiva strömmar i jordtagen som leder till hög värmeutveckling.
Jordfelsskyddet är också inställt på att detektera andra mer högohmiga jordfel än ett stumt jordfel. Skydden är inställda för detektering av jordfel som bidrar till en onormal resistiv ström upp till ca. 1.8 A. Storleken på strömmen är beräknad vid ett övergångsmotstånd på 3000 Ω.
Beräkning av nollpunktsmotstånd.
Spänningen mellan fas och nolla i 10kV-ledningar:
11 000 V /√ (3) = 6350 V Nollpunktsmotstånd för en maximal ström vid stumt jordfel:
6350 V / 15 A = 423 Ω Beräkning av detektion på 3000 Ω.
423+3000 = 3423 Ω
6350/3423 = 1.85 A.
Om Jordfelsskyddet detekterar en ström på ca 1,8 A innebär det att det finns ett jordfel i nätet med ett övergångsmotstånd på 3000 Ω.
2.2.3 Nollpunktsspänningsskydd (NUS)
Det här skyddet mäter spänningen i nollpunkten. Spänningstransformatorerna på samlingsskenan är seriekopplade och summan av dessa spänningar är noll tills ett fel uppstår. NUS fungerar även som ett back-up skydd om jordfelsskyddet av någon anledning inte skulle lösa ut vid eventuellt fel [9].
2.2.4 Differentialskydd
Differentialskydd arbetar efter principen om Kirchhoffs strömlagar, att summan av inmatad ström skall vara densamma som utmatad ström. I transformatorer skiljer sig dock strömmen på primär- och sekundärsidan, och transformatorns olika strömmar måste kompenseras i storlek och fasläge. I moderna transformatordifferentialskydd sker denna kompensering internt, men i äldre behövdes strömtransformatorerna kompenseras för att primär- och sekundärströmmarna skulle matcha. Vid ett eventuellt fel i en transformator känner differentialskyddet av en skillnad i de två strömmarna och löser ut brytaren för transformatorn.[7] Differentialskydd kan även användas på samlingsskenor och utgående ledningar.
2.2.5 Transformatorskydd
Transformatorn är utrustad med flera olika vaktenheter. Vakter mäter icke-elektriska storheter som till exempel tryck och temperatur. Tidigare mättes dessa storheter mekaniskt men dagens vakter mäter med hjälp av mikroprocessorteknik vilket leder till mer precisa värden.
Fel i transformatorn kan uppstå genom brister i konstruktionen, blixtnedslag eller onormala påkänningar. Vanligtvis leds ett överslag i transformatorn till jord men ibland händer det att lindningarna tar smällen. Ett överslag i lindningarna kan leda till en hög temperaturökning inuti transformatorn där oljan kan ta eld, i detta fall är det viktigt med temperaturvakter.
Oljan, som används som isolation i transformatorn, drar lätt till sig fukt från luften som i sin tur leder till att det lättare förekommer överslag. Ett överslag i transformatorn bidrar till en gasbildning i transformatoroljan och för att inte trycket ska bli för högt sitter ett expansionskärl uppe på transformatorn med tryckvakt. Idag finns det möjlighet att mäta gas- och fukthalt i transformatorer med gas-och fuktvakt. Transformatorer skyddas även av överströmsskydd och differentialskydd.
2.2.6 Samlingsskeneskydd
Samlingsskeneskyddet löser ut fel som uppstår på samlingsskenan. Det är ett oriktat överströmsskydd som mäter strömmen i alla riktningar som går genom brytaren och strömtransformatorn. Skyddet, som mäter i inkommande fack, är i första hand till för att lösa snabbt vid samlingsskenefel i ställverket. Som sekundär funktion har de till uppgift att lösa ut om ett ledningsskydd inte skulle fungera.
2.2.7 Brytarfelsskydd
Ett brytarfelsskydd är ett backup-skydd till ordinarie brytare om de ej fungerat vid eventuellt fel. Brytarfelsskyddens uppgift är att skapa redundans hos brytarna för att säkerhetsställa att felbehäftad del löser ut. Skydden startas från samtliga reläskydd och transformatorvakter som ska lösa ordinarie brytare visas i figur 2 nedan [10].
Figur 2. Tidsdiagram för bortkoppling vid felfri brytare och vid brytarfel Hämtad från ABB RAICA brytarfelsskydd [11]
3. Selektivitet
Selektivplan är ett samlingsnamn för en plan som innehåller flera olika metoder för att säkra upp ett elnät vid eventuella fel. Då elnätsbolagen bygger om eller utökar sina nät ändras dess karakteristik. Då karakteristiken ändras behöver reläskydd och säkringar anpassas efter de nya förutsättningarna. Målet är att uppnå selektivitet i nätet d.v.s. att endast det skyddet som är närmast felet löser för att begränsa delarna som bli strömlösa vid ett avbrott. Om ett jordfel eller kortslutning uppstår längre ut på en utgående ledning vill man isolera felet så mycket som möjligt genom att programmera reläskydden så att endast den felbehäftade anläggningsdelen kopplas bort (Figur 3). Fel som inträffar ska kopplas bort så fort som möjligt för att minimera skador på människor och utrustning. I denna selektivplan används följande typer av reläskydd; differentialskydd, riktade jordströmsskydd, nollpunktsspänningsskydd och överströmsskydd.
Figur 3: Enlinjeschema, Fel på utgående 10 kV-ledning
Figur 3 ovan representerar en kortslutning på en utgående 10 kV ledning där reläskyddet för den utgående ledning skickar en utlösningsignal till brytaren som kopplar bort felbehäftad del. Samtliga reläskydd i linje med felet känner av kortslutningen men reläskydden är programmerade att vid en specifik kortslutningsström och tid skall enbart inringad brytare slå ifrån och lämna resten av systemet i drift [12].
För att uppnå selektivitet i nätet ställs reläskydden in på olika tider och strömmar beroende på vilket område reläskydden täcker. En tumregel är att skydden löser ut snabbare ju längre ut i nätet de är placerade. Enlinjeschemat i figur 4 nedan illustrerar vart de olika brytarna, 1–4, och nätstationssäkring, 5, ligger i nätet. T1 är matande 130/20 kV transformator från regionnätet.
Figur 4: Enlinjeschema E24
Nuvarande inställningar i figur 5 nedan ser man tydligt att oselektivitet kan uppstå mellan samtliga brytare i nätet då löser för samma tider(y-axel) och strömmar (x-axel). Om ett fel sker efter brytare 4 och till exempel uppnår 300 A går det omöjligt att säga vilken av brytarna som kommer att lösa, och möjligtvis resulterar i att hela linjen blir strömlös istället för enbart felbehäftad del då alla kurvor är inställda på samma tid (0,8s).
Figur 5: Nuvarande reläinställningar E24
För att lösa de nuvarande selektivitetsproblemen i E24 ställs reläinställningarna in efter figur 6 nedan. I de nya inställningarna är strömmarna justerade utefter deras aktuella kortslutningsströmmar samt är tiderna justerade så att de yttersta brytarna löser först. Om samma fel som exemplet ovan sker med dessa inställningar istället kommer reläskydden för brytare 4 och 3 känna av felströmmen men eftersom den yttersta brytaren är inställd på en snabbare tid kommer enbart den lösa ut och på så sätt skona resten av den överliggande linjen från att bli strömlöst. De olika skydden ställs vanligen in med 0,2s – 0,3s marginal från varandra då total brytartid måste hinnas med innan nästa skydd i linjen löser ut för samma fel. I tiden skall ordinarie brytare ingå samt brytarfelsskydd innan överliggande skydd löser ut, som illustrerat i figur 2.
Figur 6: Framtida reläinställningar E24
4. Selektivkurvor
Kurvorna för överströmsskydd ritas i en logaritmisk skala där ström visas på x-axeln och tid på y-axeln. Kurvorna för jordfelsskydd ritas i en logaritmisk skala där känslighet i ohm visas på x-axeln och tid på y-axeln.
4.1 Tid-och ströminställning för reläskydden
Det är flera aspekter som tas i åtanke när reläskydden ska ställas in. Det tre viktigaste delarna som ska tas i åtanke är belastningsströmmen, kortslutningsströmmen och att det löser selektivt. Skydden ställs generellt på ca 20% över maximal förväntad belastningsström. Den andra aspekten som är viktig är att reläskydden måste även känna och koppla bort alla fel även längst ut i nätet där kortslutningsströmmen är låg. Den sista delen är att reläskydden ska samspela och lösa selektivt. Många elnät använder sig av slingnät som kännetecknas av att alternativa vägar för nätstationerna vid eventuellt fel enligt figur 8 nedan. Vid tillämpning av slingnät innebär det att matningsvägen vid ett reservläge blir längre enligt figur 9 och medför att kortslutningsströmmen blir lägre längst ut i ledningen.
Det sista reläskyddet på ledningen ska även ta hänsyn till högspänningssäkringarna då reläskydden inte ska lösa innan dessa.
För nedsida transformatorskydd ställs det generellt 1,6 gånger transformatorns märkström och uppsida transformatorskydd 1,8 gånger märkström. För varje överliggande skydd ökas tiderna med ca 0,2–0,3s för att ta hänsyn till total bortkopplingstid och inte krocka med varandra.
4.2 Blockerat steg
Figur 10: Exempel på ett blockerat steg
Skydd nummer två (figur 10) representerar skydd för utgående 10 kV ledningar och skydd nummer ett för primärsida transformator 20 kV Momentansteget för skydd nummer ett är blockerat vid fel som uppstått på utgående 10 kV ledning. Om ett fel uppstår på utgående 10 kV ledning kommer båda skydden känna av felströmmen, men eftersom momentansteget i skydd ett är blockerat (streckad linje) kommer det blockerade steget ignoreras och skydd två kommer lösa ut. Om skydd två av någon anledning inte löser ut kommer skydd ett efter en tid att lösa istället (röd vågrät linje). Att skyddet är blockerat innebär att om ett fel istället uppstår på nedsidan i transformatorn kommer inte skydd två känna av det och momentansteget för skydd ett kommer lösa ut på en snabb tid.
Motiv för blockering är bland annat att selektivitet ska kunna bibehållas i kombination med snabb felfrånkoppling
Överliggande skydd i nätet har ofta ett blockerat momentansteg vid interna jordfel och kortslutningar. Ju högre spännings desto snabbare tider vill man åstadkomma då konsekvenserna blir avsevärt större när spänningen ökar. Momentansteget för överliggande skydd är blockerade i fall av fel i en av utgående 10 kV ledningarna. I dessa fall vill man
enbart bryta felbehäftad ledning, istället för hela stationen. De blockerade stegen läggs på 0,15s för att underliggande skydd ska hinna blockera det innan det löser ut.
4.3 Utgående ledningar
Alla överströmsskydd är redovisade i kurvform som visar hur skydden fungerar vid kortslutning ända till längst ut på den längsta ledningen. Kurvbladen har en schematisk bild över ledningen där man ser var skydden är placerade, se bilaga 1.
I bilaga 1 visas även reläskyddsinställningar i tabellform för varje skydd. Max/min-ström är maximal respektive minimal ström genom skyddet. Varje skydd är en KT eller SS kurva.
SS kurva är ett skydd med ett blockerat steg och KT är ett skydd med en konstanttid.
Information som ingår i bilagan är
● märkeffekten på distributionstransformatorn visas i en schematisk ritning ovan kurvbladet
● maximal och minsta trefasig kortslutningsström på 10/20 kV samlingsskena
● maximal tvåfasig kortslutningsström på 10/20 kV skenan.
Kurvorna slutar vid det maximala strömvärde som kan flyta genom skyddet vid aktuellt fel.
Alla strömvärden är visade vid den spänningsnivån som är angiven uppe till höger i kurvbladet, se bilaga 1.
4.4 Jordfelsskydd
Under bilaga 2 Selektivkurvor jordfelsskydd finns selektivkurvan för jordfelsskydden i stationerna. Alla reläskyddsinställningar finns mer detaljerat i textdelen för varje objekt. Här är skyddens inställningar redovisade i övergångsmotstånd i felstället där 0 Ω är ett stumt jordfel utan övergångsmotstånd i felstället. Oändligt antal Ω är följaktligen inget jordfel alls.
5. Allmänt Selektivplan
Under detta kapitel kommer förutsättningarna som ligger till grund för selektivplanen tas upp, bland annat om hur stora stationerna är och vilka kortslutningströmmar för respektive station. Nätet i Kommunen kommer simuleras med hjälp av PowerTools, figur 7, och utifrån data från simuleringen kommer en selektivplan tas fram. Planen gäller för normal driftläggning i näten, d.v.s. som radiellt nät enligt driftschema.
Selektivplanen omfattar två 130kV matningar till EM1 från regionnätet som i sin tur matar E1, E12, E15, E16, E23, E24 och E25. Regionnätet matar även E15 med en 20kV-ledning.
Föreslagna högspänningssäkringar till nätstationer inomhus är ABB CEF-S samt IFÖ - electric. Se ”Högspänningssäkringar” som är bilaga 4.
5.1 Förutsättningar
5.1.1 Stationer
Station EM1 har fem transformatorer 130/20/10 kV med märkeffekten 40 MVA för (T1, T2, T3, T6,) för 20 och 10 distribution. T11 har märkeffekten 25 MVA och transformerar 20/10 kV. De matar ett 20 kV-nät bestående av tio utgående 20 kV-fack.
Station E1 har två transformatorer 20/10 kV med märkeffekten 16 MVA (T1, T2) för 10 kV distribution. De matar ett 10 kV-nät bestående av fjorton utgående 10 kV-fack.
Station E12 har två transformatorer 20/10 kV med märkeffekten 8 MVA (T1, T2) för 10 kV distribution. De matar ett 10 kV-nät bestående av sex utgående 10 kV-fack
Station E15 har två transformatorer 20/10 kV med märkeffekten 14 MVA (T1, T2) för 10 kV distribution. De matar ett 10 kV-nät bestående av åtta utgående 10 kV-fack.
Station E16 har två transformatorer 20/10 kV med märkeffekten 5 MVA (T11) respektive 6,3 MVA(T12). De matar ett 10 kV-nät bestående av tre utgående 10 kV-fack.
Station E23 har tre transformatorer 20/10 kV med märkeffekten 1,6 MVA (T1, T2) respektive 3,15 MVA(T3). De matar ett 10 kV-nät bestående av fyra utgående 10 kV-fack.
Station E24 har två transformatorer 20/10 kV med märkeffekten 2 MVA (T1, T2). De matar ett 10 kV-nät bestående av två utgående 10 kV-fack
Station E25 har två transformatorer 20/10 kV med märkeffekten 8 MVA (T1, T2). De matar ett 10 kV-nät bestående av sex utgående 10 kV-fack
5.1.2 Kortslutningsströmmar
Kortslutningsströmmarna varierar beroende på hur nätet matas av regionnätet. Detta innebär att kortslutningsströmmarna kan variera mellan ett minsta och ett maximalt värde. Max- eller normal kortslutningseffekt är den maximala kortslutningseffekten som nätet kommer utsättas för. Den minsta kortslutningseffekten är viktigt att visa då man vill att skydden ska lösa för den minsta möjliga kortslutningsström som kan uppstå. I tabell 1 visas kortslutningsströmmar på samlingsskenorna för varje station i nätet från 130 till 10 kV.
Kortslutningsströmmarna är beräknade i PowerTools utefter högsta och minsta kortslutningseffekt som tillhandahålls från regionnätsägaren.
Tabell 1: Min- och maxvärde för kortslutningsströmmar i stationerna.
Station Max-värde (Normal)
10kA
Min-värde 6,75kA
EM1 130 kV 10,0 kA 6,75 kA
EM1 20 kV 7,5 kA 7,1 kA
EM1 10 kV 14,9 kA 14,0 kA
E1 20 kV 5,9 kA 5,7 kA
E1 10 kV 5,4 kA 5,3 kA
E12 A-skena 20 kV 3,7 kA 3,6 kA
E12 B-skena 20 kV 3,0 kA 2,9 kA
E12 10 kV 4,6 kA 4,5 kA
E15 20 kV 5,5 kA 5,3 kA
E15 10 kV 5,1 kA 5,0 kA
E16 20 kV 2,9 kA 2,8 kA
E16 10 kV 2,9 kA 2,8 kA
E24 20 kV 4,5 kA 4,3 kA
E24 10 kV 1,3 kA 1,3 kA
E25 20 kV 5,4 kA 5,2 kA
E25 10 kV 3,9 kA 3,9 kA
E23 20 kV 5,6 kA 5,3 kA
E23 10 kV 2,5 kA 2,5 kA
5.2 Kapacitiv jordslutningsström, nollpunktsutrustning
Det är av intresse att minska de resulterande jordfelsströmmarna i näten dels med avsikt på säkerhet dels för att kunna öka de tillåtna jordtagsvärdena. De kapacitiva jordfelsströmmarna som uppstår vid enfasigt jordfel mellan de ”friska” faserna och jord kompenseras med hjälp av reaktorer som är kopplade till nätets nollpunkt. 10 kV-nätets reaktorer är anslutna till respektive transformators nolluttag. Hur stor reaktoreffekt som ska vara inkopplad beror på hur mycket nät som är inkopplat. Styrningen sker för hand för alla transformatorer. Vid driftomläggningar måste reaktorerna ställas om för att spegla det aktuella driftläget.
För att kunna detektera jordfel används nollpunktsmotstånd som en enkel metod att få en förutbestämd jordfelsström att mäta på. Storleken på denna ström är idag 15A i 20 kV-nätet för station E1, E25 och E16, E23, EM1, E12, E15, E24 och för 10 kV-nätet är det 10A.
5.3 Beräkning av jordfelsskyddens känslighet
Den resulterande jordfelsströmmen vid stumt jordfel är beräknad vid 5A snedavstämning.
Snedavstämningen innebär hur många ampere det skiljer mellan verkligt nät och vad reaktorn är inställd på. Vid ett avstämt nät är snedavstämningen nära noll men det är satt 5A som säkerhetsmarginal vid manuellt avstämda nollpunkter. De beräknade värdena är för ett övergångsmotstånd på 0 - 20 000 Ω i felstället där 0 Ω är stumt jordfel.
Enligt Elsäkerhetsverket så ska linjer med oisolerad friledning detektera ett jordfel med minst 3000 Ω övergångsresistans. För kabelnät med högst 25 kV driftspänning finns det inget krav på bortkoppling utan det räcker med signalering men generellt så väljer man att koppla bort jordfel även i kabelnät med 3000 Ω övergångsmotstånd [14].
10 och 20 kV-skydden bör alltså ställas in på:
Station EM1 10 kV
maximalt 1,7A/11V för att detektera 3000 Ω Station EM1 20 kV
maximalt 3,3A/14V för att detektera 3000 Ω Station E1 10 kV
maximalt 1,8A/11V för att detektera 3000 Ω Station E12 10 kV
maximalt 1,7A/11V för att detektera 3000 Ω Station E16 10 kV
maximalt 1,8A/11V för att detektera 3000 Ω Station E25 10 kV
maximalt 1,8A/11V för att detektera 3000 Ω Station E24 10 kV
maximalt 1,8A/11V för att detektera 3000 Ω Station E15 10 kV
maximalt 1,8A/11V för att detektera 3000 Ω
5.4 Tillåtna jordtagsvärden i högspänningsnäten
Vid jordfel vill man uppnå en bra jordkontakt, d.v.s. så bra jordtagsvärden som möjligt.
Bättre jordtagsvärde innebär även högre kostnader. En lösning för detta var att öka nollpunktsmostånden för att minska strömmen som i sin tur leder till att jordtagen inte behöver bli så dyra då mindre ström flödar därigenom. En nackdel med denna lösning var att jordfelsskydden fick det svårare att lokalisera vart felet uppstått. Lösning medförde även fler intermittenta fel.
I kommunen är det sagt att den maximala resistiva jordfelsströmmen ska ligga mellan 10- 15A. Under “Jordtagskrav” står den maximalt tillåtna spänningsnivån för olika typer av jordtag och för att ta reda på vilket motstånd varje jordtag ska ha, används Ohms-lag. För gemensam jordning är kravet på jordningmotståndet: 100V/15A=6,5Ω.
Tabell 2: Jordtagsvärden för samtliga stationer
100 V 200 V 300 V 400 V
EM1 T1, T2 20kV 15A 6,5 Ω 13,3 Ω 20 Ω 26,7 Ω
EM1 T11 10kV 10A 10 Ω 20 Ω 30 Ω 40 Ω
EM1 T11 20kV 15A 6,5 Ω 13,3 Ω 20 Ω 26,7 Ω
EM1 T3, T6 10 kV 10A 10 Ω 20 Ω 30 Ω 40 Ω
E1 15A 6,5 Ω 13,3 Ω 20 Ω 26,7 Ω
E12 6,5 Ω 13,3 Ω 20 Ω 26,7 Ω
E16 6,5 Ω 13,3 Ω 20 Ω 26,7 Ω
E25 6,5 Ω 13,3 Ω 20 Ω 26,7 Ω
E24 6,5 Ω 13,3 Ω 20 Ω 26,7 Ω
E15 6,5 Ω 13,3 Ω 20 Ω 26,7 Ω
Jordtagskrav:
Tabell 3: Jordtagskrav
Frånkopplingstider Inom 2s Inom 5s
För gemensam
jordning:
Hög och lågspänning tillsammans.
100 V 100 V
6. Selektivitetsproblem
Under denna rubrik behandlas varje stations selektivitetsproblem där vartenda fall där oselektivitet finns bryts ner och lösningar presenteras som framtida inställningar. Nuvarande och framtida reläskyddsinställningar presenteras tabeller. Under varje tabell är en text som beskriver vilka problem varje station har och vilka tider och strömmar som behövs ändras.
Enbart E16s selektivitetsproblem kommer analyseras på djupet i detta kapitel, samtliga nuvarande och framtida selektivkurvor presenteras i bilaga 1 och 2.
6.1 E16
Figur 12: Selektivitetsproblem E16
Tabell 4 är baserad på figur 12 ovan, problemen identifieras enligt följande:
A. Brytare 3 (Blå), brytare 4 (Limegrön) samt brytare 5 (Rosa) ligger på samma tider och ungefär samma strömmar så om ett problem skulle uppstå vid den strömmen finns det ingen selektivitet mellan de olika brytarna.
B. Även här är det oselektivt mellan bytare 3, 4, 7 (grön) brytare 6 (orange) med anledning att samtliga brytare löser för samma ström och tid. Brytare 4 kommer lösa innan första steget för brytare 7, 6, 5 (A). En felström mellan 400–600 A kommer då brytare 4 lösa inkommande 20 kV E12 som leder till att hela 10 kV ställverket blir strömlöst. För strömmar mellan 600 A och 1500 A ligger skydden på samma tider och det blir slumpmässigt vilket skydd som löser först.
Figur 11: Framtida reläinställningar som ska lösa selektivitetsproblemen E16.
De framtida reläinställningarna i figur 11 ovan löser selektivitetsproblemen enligt:
A. De nya reläinställningarna har medfört mer mellanrum mellan linjerna. Ett standardmått brukar vara 0.2s mellan varje skydd för att ta hänsyn till total brytartid.
Brytare 4 är blockerat mot brytare 5 och 6. Det blockerade steget kommer ej lösa om skydden för brytare 5 och 6 känner av felströmmen.
B. Strömmarna i momentansteget har justerats för de olika skydden vilket gör att den nu längre inte överlappar och fungerar nu selektivt. Även tiderna har justerats för brytare 3 och 4.
Tabell 4: Nuvarande och framtida reläinställningar för E16
Skyddsområde Nuvarande Ik Nuvarande Framtida Ik
Framtida
T2 130 EM1 225A 1,6s 1500A 0s
10500A 225A 1,6s
1500A 0s
9500A
T2 20 EM1 4000A 1,2s 4000A 0,3s (block)
7500A 4000A 1,2s
4000A 0,15s(block)
7500A
H8 EM1 utg. 20 450A 1,2s 2200A 0s
7500A 450A 1,2s
2400A 0,4s
7500A
Ink. A20 E12 450A 1,2s 3700A 450A 0,15s
(block)
1000A
E12 mot E16 300A 0,9s 1920A 0s
3700A 300A 0,9s
1900A 0s
3700A
E12 mot E16- linjen
300A 0,9s 2000A 0s
2900A - -
E16 T1, T2 20 230A 0,6s 1250A 0s
2900A 230A 0,6s
1600A 0s
2900A
E16 utg. 10 150A 0,4s 600A 0s
2900A 100A 0,3s
400A 0s
2900A
Oselektivt i första steget mellan EM1 H8 utgående 20 och E12 inkommande 20.
EM1 H8 utgående 20:
● Strömmen för momentansteget EM1 H8 utgående 20 ökas från 2200A till 2400A.
E12 inkommande 20:
● Tiden sänks från 1,2s till 0,15s.
● Hela steget blockeras av utgående E12 utgående 20 och E16 T1, T2 20
● Hela blockerat av E12 utgående 20 och E16 T1, T2 20
Oselektivt i momentanstegen mellan EM1 H8 utgående 20, E12 mot E16 och E16 T1, T2 20
EM1 H8 utgående 20:
● Tiden för momentansteget fördröjs från 0s till 0,4s.
E12 mot E16:
● Strömmen och tiden för momentansteget ändras från 1920A, 0s till 1900A, 0,2s.
E16 T1, T2 20
● Strömmen för momentansteget ökas från 1250A till 1600A.
Oselektivt i momentansteget mellan E16 T1, T2 20 och E16 utgående 10.
E16 utgående 10
● Strömmen för första steget ökas från 150A till 200A.
● Tiden för första steget sänks från 0,4s till 0,3s.
● Strömmen för momentansteget ökas från 600A till 800A.
T2 20 EM1 momentansteget blockerat av H8 EM1 utgående.
6.2 E24
Tabell 5: Nuvarande och framtida reläinställningar för E24
Skyddsområde Nuvarande Ik Nuvarande Framtida Ik Framtida E23 mot E24 20 80A 0,8s
300A 0.27s
5600A 200A 0,9s
2000A 0,2s
5600A
E24 T1, T2 20 150A 0,8s 600A 0,3s
4500A 100A 0,6s
800A 0s
4500A
E24 T1, T2 10 110A 0,8s 470A 0,3s
4500A - -
E24 utg. 10 220A 0,7s
580A 0s
1300A 150A 0,3s
480A 0s
1300A
Oselektivt mellan E24 T1, T2 20, E24 T1, T2, 10, E24 utgående 10 och E23 mot E24 20.
E24 T1, T2 20:
● Strömmen och tiden i första steget för E24 T1, T2 20 ändras från 150A, 0,8s till 100A, 0,6s.
● Strömmen och tiden i momentansteget för E24 T1, T2 20 ändras från 600A, 0,3s till 800A, 0s.
E23 mot E24 20:
● Strömmen och tiden i första steget ändras från 80A, 0,8s till 200A, 0,9s.
● Strömmen och tiden i momentansteget ändras från 300A, 0,27s till 2000A, 0,2s.
6.3 E15
Tabell 6: Nuvarande och framtida reläinställningar för E15 Skyddsområde Nuvarande Ik
nuvarande
Framtida Ik
Framtida
EM1 130 225A 1,6s
1500A 0s
9500A 225A 1,6s 1500A 0s
9500A
EM1 T1 20 4000A 1,2s
4000A 0,3s
7500A 4000A 1,2s 4000A 0,15s
7500A
Utg. EM1 H16, H12 E15
500A 1,2s 4800A 0s
7500A 500A 1,2s 3200A 0,2s
7500A
Ink. EM1 H16, H12 E15
500A 1,2s 4800A 0,2s
7500A 500A 1,2s 3200A 0,2s
7500A
E15 T1, T2 20 420A 0,9s 1800A 0,25s
5500A 420A 0,9s 2700A 0s
5500A
E15 T1, T2 10 820A 0,9s 820A 0,16s
5100A 800A 0,9s 800A 0,15s(block)
5100A
Utg. 10 125A 0,4s
500A 0s
5100A - -
Utg.10 E15 fack 4A, 5A,6A,14B,15B
- - 300A 0,4s
1200A 0s
5100A
Utg.10 E15 fack 7A,12B,13B
- - 250A 0,38s
760A 0s
1050A
Oselektivt mellan EM1 T1, T2 20 och EM1 utgående 20 H16, H17 E15.
EM1 T1, T2 20:
● Tiden för EM1 T1 20 andra steget sänks från 0,3s till 0,15s och blockerat av EM1 utgående 20 H16, H17
● Momentansteget är blockerat av EM1 utgående H16, H17 20 E15 och EM1 inkommande 20 H16, H17 E15
EM1 utgående 20 H16, H17 E15:
● Strömmen för momentansteget sänks från 4800A till 3200A.
Oselektivt mellan E15 T1, T2 20 och E15 inkommande 20 H16, H17.
E15 T1, T2 20:
● Tiden för momentansteget sänks från 0,25s till 0s.
● Momentansteget är blockerat av E15 utgående 10 fack 4A, 5A, 6A, 14B, 15B
E15 inkommande 20:
● Tiden för momentansteget för fördröjs från 0s till 0,2s.
Oselektivt mellan E15 T1, T2 20 och E15 T1, T2 10.
E15 T1, T2 20:
● Strömmen för momentansteget ökas från 1800A till 2700A.
E15 T1, T2 10:
● Tiden för första steget sänks från 0,9s till 0,7s.
● Strömmen för E15 T1, T2 10 sänks från 820A till 800A.
● Momentansteget är blockerat av E15 utgående 10 4A, 5A, 6A, 14B, 15B
6.4 E23
Tabell 7: Nuvarande och framtida reläinställningar för E23 Skyddso
mråde
Nuvarande Ik Nuvarande Framtida Ik Framtida
EM1 T1, T2 130
225A 1,6s 1500A 0s
11000A - -
EM1 T1, T2 20
400A 1,2s 400A 0,3s
7500A - -
EM1 H15 20 E23
400A 1,2s 3040A 0s
7500A 400A 1,2s
3000A 0,4s
7500A
Ink. 20 E23
300A 1,0s 2000A 0,4s
5600A 300A 1,2s(block) 2000A 0,15s(block)
5500A
E23 T1, T2 20
100A 0,7s 2000A 0,25
5600A 140A 0,9s
1500A 0s
5500A
E23 T1, T2 10
200A 0,4s 200A 0,27s
290A 240A 0,8s
240A 0,15(block)
1200A
E23 utg.
20 mot E24 20
80A 0,8s 300A 0,27
550A - -
E23 utg.
10
100A 0,2s 300A 0s
2500A 150A 0,4s
500A 0s
2500A
Oselektivt i momentanstegen mellan E23 inkommande 20, E23 T1, T2 20 och EM1 utgående 20
E23 inkommande 20:
● Tiden för momentansteget sänks från 0,4s till 0,15s.
● Hela skyddet blockeras från EM1 utgående 20.
E23 T1, T2 20:
● Strömmen för momentansteget sänks från 2000A till 1500A.
● Tiden för momentansteget sänks från 0,25 till 0s.
EM1 utgående 20:
● Tiden för momentansteget fördröjs från 0s till 0,4s.
Oselektivt i första steget mellan E23 20 mot E24 20, E23 T1, T2 20 och E23 T1, T2 10.
E23 T2, T2 20:
● Strömmen för första steget ökas från 100A till 140A.
● Tiden för första steget fördröjs från 0,7s till 0,9s.
E23 T1, T2 10:
● Strömmen för första steget och momentansteget ökas 200A till 240A.
● Tiden för första steget och momentansteget från 0,4s till 0,8s.
● Momentansteget blockeras av E23 utgående 10
6.5 E25
Tabell 8: Nuvarande och framtida reläinställningar för E16 Skyddsom
råde
Nuvarand e
Ik
Nuvarande
Framtida Ik Framtida
T1, T2 130 225A 1,6s 1500 0s
1800A 225A 1,6s
1500 0s
1800A
T1, T2 20 4000A 1,2s 4000A 0,3s
7500A 4000A 1,2s
4000A 0,3s
7500A
EM1 H10 20 E25
400A 1,2s 2000A 0s
7500A 400A 1,2s
2800A 0,4s
7500A
T1 T2, 20 E25
260A 0,8s 1280A 0s
5400A 260A 0,8
2200A 0s
5400A
E25 utg. 20 mot E24
240A 0,75s 800A 0s
1100A 240A 0,9s
800A 0,2s
5400A
E25 utg. 20 mot VKR
200A 1s 800A 0,28s
5400A 200A 0,9s(block) 800A 0,2s(block)
4600A
E25 utg. 10 250A 0,4s 1000A 0s
2500A 300A 0,4s
1000A 0s
4000A
E25 utg. 10 - - 150A 0,4s 800A
E25 T1, T2 20:
● Strömmen för momentansteget ökas från 1280A till 2200A.
E25 utgående 10:
● Strömmen för första steget ökas från 250A till 300A.
6.6 E12
Tabell 9: Nuvarande och framtida reläinställningar för E12
Skyddsområde Nuvarande Ik Nuvarande Framtida Ik
Framtida
EM 1 T2 130 225A 1,6s 1500 0s
1800A 225A 1,6s
1500 0s
1800A
EM1 T2 20 4000A 1,2s 4000A 0,3s(block)
7500A 4000A 1,2s
4000A 0,15s(block)
7500A
EM1 H9 20 450A 1,2s 2200A 0s
7500A 450A 1,2s
2200A 0,25s
4000A
E12 Ink.
B20
480A 1,3s 7500A 400A 0,6s (block) 3000A
E12 T1, T2 20 300A 0,8s 1500A 300A 0,9s
1600A 0s
3000A
E12 T1, T2 10 1200A 0,6s 1200A 0,2s(block)
3000A 520A 0,8s
520A 0,15s(block)
3000A
E12 utg. 10 250A 0,5s 900A 0s
3000A 300A 0,5s
1000A 0s
3000A
Oselektivt mellan EM1 T2 20, EM1 H9 20 och E12 inkommande 20 EM1 T2 20:
● Tiden för momentansteget sänks från 0,3s till 0,15s EM1 H9 20:
● Tiden för momentansteget fördröjs från 0s till 0,25s E12 inkommande B20:
● Strömmen och tiden ändras från 480A, 1,3s till 400A, 0,6s
● Hela steget blockeras av E12 T1, T2 20, E12 T1, T2 10 och E12 utgående 10.
Oselektivt mellan E12 T1, T2 20 och E12 T1, T2 10 E12 T1, T2 20
● Tiden för första steget fördröjs från 0,8s till 0,9s
● Ett momentansteg läggs till med strömmen 1600A och tiden 0s E12 T1, T2 10:
● Strömmen sänks från 1200 till 520A
● Tiden för första steget fördröjs från 0,6s till 0,8s
● Tiden för momentansteget sänks från 0,2s till 0,15s
● Momentansteget är blockerat av E12 utgående 10 6.7 E1
Tabell 10: Nuvarande och framtida reläinställningar för E16
Skyddsområde Nuvarande Ik Nuvarande Framtida Ik Framtida
T2 130 225A 1,6s
1500 0s
1800A 225A 1,6s
1500 0s
1800A
T1 20 4000A 1,2s
4000A 0,3s
7700A 4000A 1,2s
4000A 0,15s(block)
7500A
EM1 utgående 20
500A 1,2s 4100A 0s
7700A 500A 1,2s
3200A 0s
7500A
E1 T1 T2 20 - - 500A 1,2s(block)
3200A 0s(block)
7500A
T1 E1 10 1600A 0,9s 1600A 0,2(block)
5400A 1600A 0,9s
1600A 0,15s(block)
5400A
Industri AB 400A 0,4s 600A 0,15s
5400A 800A 0,4s
1200A 0,2s
5400A
E1 utg. 10 250A 0,4s 1200A 0s
5400A 350A 0,4s
1200A 0s
5400A
Oselektivt mellan EM1 T1 20 och EM1 utgående 20 EM1 utgående 20:
7. Val av säkringar i nätstationer
För framtagning av rekommendationer till högspänningssäkringar analyserades samtliga nätstationer i PowerTools enligt figur 13 nedan där röd rektangel representerar en säkring.
I detta kapitel kommer ett exempel tas upp, samtliga kortslutningsströmmar beräknas i bilaga 4.
Figur 13: Nätstation S1301 i PowerTools
Vid beräkning av Ik2 används kortslutningsströmmen på 400 V-sidan, 2426 A i figur 13, som räknas om till strömmen vid 10.6 kV:
400
10600 ∗ 2426 = 91,5 A
Denna ström är vid trefasfel (Ik3) som räknas om till tvåfasfel (Ik2) genom formeln:
√3
2 ∗ 91,5 = 79,2 𝐴
Vid uppkomst av ljusbåge vid ett fel bildas en resistans i ljusbågen vid felstället [15], för att ta hänsyn till denna resistans reduceras strömmen med 15% på grund av resistansen i ljusbågen, för att säkerställa att säkringen smälter.
79,2 ∗ 0,85 ∼ 67 𝐴
I Bilaga 4: “Högspänningssäkringar”, ges förslag till lämpliga högspänningssäkringar för samtliga distributionstransformatorer i 10 kV-nätet. Säkringarna är valda utefter minst reducerade kortslutningsströmmarna för att ta hänsyn till resistansbildningen vid ljusbåge.
Storlek på säkringarna är baserade på kortslutningsströmmen i samtliga nätstationer i nätet.
Tabellen i bilaga 4 ska fungera som en vägledning vid inköp av nya högspänningssäkringar.
Säkringen skall klara inkopplingsstötströmmen. Detta villkor anses vara uppfyllt om säkringen ej smälter för en ström som är 6–8 gånger transformatorns märkström under 0,1 s.
8. Slutsats
I denna rapport har en selektivplan utförts för ett elnätsbolag i södra Sverige. Detta bolag var i behov av en ny selektivplan då deras elnätet har förändrats under flera års tid i samband med ombyggnationer av nätet. Kraftkällan Konsult tillhandahöll uppgifter på hur elnätet var uppbyggt med data på längder, dimensioner och typer av kablar, märkeffekter på distributionstransformatorer och vilka kortslutningseffekter som nätet utsätts för samt nuvarande selektivkurvor. Efter att datan samlades in konstruerades en modell av elnätet i PowerTools och beräkningar för kortslutningsströmmarna utfördes.
Vid analys av nuvarande selektivkurvor var det tydligare att nätet var i behov av en selektivplan för 20/10 kV stationerna. Nätets svagaste punkt var reläinställningarna på momentanstegen där oselektivitet var tydligt vilket hade kunnat leda till stora problem vid eventuella fel. Vid utbygge av nätet har de minsta och högsta kortslutningsströmmarna förändrats vilket gör att överströmsstegen måste anpassas efter det. Selektivitetsproblemen i nätet identifierades och analyserades och nya förslag på reläskyddsinställningar togs fram för varje station och presenteras i tabeller. I bilagorna visas de färdigställda selektivkurvorna tillsammans med skyddstyp och max/min-värden för tre-och tvåfasfel.
Vid jämförelse mellan nuvarande och framtida reläinställningar kan man se att selektivitet i nätet har uppnåtts då kurvorna inte längre överlappar varandra. De olika kurvorna är inställda efter deras respektive kortslutningsströmmar. Tiderna är justerade till att ligga 0,2 s ifrån över- och underliggande kurva om olika skydd ligger på snarlika strömmar.
Det gavs två alternativ av högspänningssäkringar för varje storlek av distributionstransformator från ABB och IFÖ. Säkringarna valdes utefter kortslutningsströmmarna på 400 V-sidan som räknades om till motsvarande ström på 10 kV-sidan. Kriteriet för säkringarna är att de ska vid kortslutning bryta på 0,1s. Säkringarna i selektivkurvona visar att säkringarna är selektiva mot överströmsskydden. Valen av säkringarna för samtliga nätstationer presenteras i tabeller.
8.1 Fortsatt arbete
● Selektivkurvor för samtliga utgående fack i varje station för en mer detaljerad plan hur nätets reläskydd ställs in.
● Detaljerad lista med nätdata för knutpunkter i nätet som detaljerat går igenom hela
Referenser
[1]. A. Muld, M. Toll, Funktionskrav inom elförsörjningen. Eskilstuna, Sverige: Statens Energimyndighet, 2009.
[2]. Energimarknadsinspektionen (EI), Leveranssäkerhet och spänningskvalitet. [Online].
https://www.ei.se/sv/for-energiforetag/el/Leveranssakerhet-och-spanningskvalitet
[3]. Energimarknadsinspektionens Författningssamling (EIFS), EIFS 2013:3 5§.
[4]. A. Waleij, L. Simonsson, B. Liljedahl, Konsekvenser av energibortfall på samhällets funktionalitet och civilbefolkningens hälsa, Sverige: Totalförsvarets forskningsinstitut, 2019.
[5]. Energimarknadsinspektionens Författningssamling (EIFS) EIFS 2019:4 [6]. E. Ståhl, Modell Investeringar Elnät, Sverige: Kraftkällan Konsult.
[7]. K, A. Jacobsson, S. Lidström, C. Öhlén, Elkraftsystem 1, 3:e upplagan. Stockholm, Sverige: Liber, 2016.
[8]. Svenska Institutet för Standard (SIS). Säkringar för lägst 1 kV: Del 1:
Strömbegränsande säkringar. IEC 60282–2.
[9]. Nationalencyklopedin (NE) Nollpunktsspänningsskydd. [Online].
https://www.ne.se/uppslagsverk/encyklopedi/l%C3%A5ng/nollpunktssp%C3%A4nningssk ydd
[10]. Svenska Kraftnät (SVK) Systemuppbyggnad. 2018 [11]. ABB RAICA Brytarfelsskydd
[12]. ABB Reläskydd – Kraftnätets väktare [Online]. https://new.abb.com/se/om- abb/teknik/sa-funkar-det/relaskydd
[13]. VAST Reläskydd, Handbok för kraftföretag. Sverige: VAST, 1982.
[14]. Elsäkerhetsverket ELSÄK-FS 2008:1, 2008
[15]. J. Stenfeldt, Excel-baserad beräkning och dokumentation av distansskyddsinställningar.
Göteborg, Sverige: Chalmers Tekniska Högskola, 2007.
Bilagor
Bilaga 1: Framtida selektivkurvor överströmsskydd Bilaga 2: Nuvarande selektivkurvor överströmsskydd Bilaga 3: Selektivkurvor jordfelsskydd
Bilaga 4: Högspänningssäkringar
Bilaga 1: Framtida Selektivkurvor Överströmsskydd EM1
1 2 3
Kurva KT SS KT
I>/t> 225 A/1,6s 5000 A/0,8s 350 A/0,4s
E1
1 2 3, 4 5 6 7
Kurva KT SS KT SS KT KT
I>/t> 225 A /1,6s
4000 A /1,2s
500 A /1,2s
1600A /1,2s
800A /0,4s 350A /0,4s
I>/t>> 1500A /0s 4000 A /0,15s
3200 A /0s
1600A/
0,15s
1200A /0,2s 1200A /0s
Ik3max 10 000 A 7500 A 5900 A 5400A 5400A 5400A
Ik3min 6750 A 6750 A 5700 A 5300 A 5300 A 5300 A
Ik2max 8660 A 6500 A 5100 A 4500 A 4500 A 4500 A
E12
1 2 3 4 5 6 7
Kurva KT SS KT SS KT SS KT
I>/t> 225A /1,6s
4000A /1,2s
450A /1,2s
400A /0,6s
300A /0,9s 520A /0,8s
300A /0,5s
E15
1 2 3 4 5 6 7 7.1
Kurva KT SS KT SS KT SS KT KT
I>/t> 225A/ 1,6s 4000A /1,2s
500A /1,2s
500A /1,2s
420A /0,9s
800A /0,9s
300A /0,4s
250A /0,38s I>/t>> 1500A /0s 4000A
/0,15s
3200A /0,2s
3200A /0,2s
2700A /0s
800A /0,15S
1200A /0s
760A /0s
Ik3max 10 000 A 7500 A 5500 A 5500 A 5500 A 5100 A 5100 A 5100A Ik3min 6750 A 7100 A 5300 A 5300 A 5300 A 5000 A 5000 A 5000 A Ik2max 8660 A 6500 A 4760 A 4760 A 4760 A 4400 A 4400 A 4400 A
E16
1 2 3 4 5 6 7
Kurva KT SS KT SS KT KT KT
E23
1 2 3 4 5
Kurva KT SS KT SS KT
I>/t> 400A /1,2s 300A /1,2s 140A /0,9s 240A /0,8s 150A /0,4s I>/t>> 3000A /0,4s 2000A /0,15 1500A /0s 240A /0,15s 500A /0s
Ik3max 5600 A 5600 A 5600 A 2500 A 2500 A
Ik3min 5300 A 5300 A 5300 A 2500 A 2500 A
Ik2max 4850 A 4850 A 4850 A 2160 A 2160 A
E24
1 2 3 4
