Potentialstyrning i mellanspänningsnät Kalibrering av restströmskompensering och isolationsprovning

Elektroingenjörsprogrammet

Examinator: Niklas Rothpfeffer

Handledare: Thorsten Schütte

INSTITUTIONEN FÖR TEKNIK OCH BYGGD MILJÖ

Potentialstyrning i mellanspänningsnät

Kalibrering av restströmskompensering och

isolationsprovning

Tomas Winter

Februari 2010

Sammanfattning

Bakgrunden till detta arbete är introduktionen av RCC Ground Fault Neutralizer i länder som tidigare haft direktjordade mellanspänningsnät. RCC Ground Fault Neutralizer är ett skyddssystem för avbrottsfri jordfelshantering. En del av komponenterna som installerats i de tidigare direktjordade näten klarar inte den spänningssättning kontinuerligt som den avbrottsfria jordfelshanteringen förutsätter. Därför måste drifttiden för systemet under en övergångstid begränsas tills nätägarna kunnat byta dem. Detta gäller även under idrifttagningen då en kalibrering, som innebär höjning av spänningen mot jord, måste ske för att systemet skall kunna arbeta korrekt.

Det primära syftet med detta arbete var i första hand att skapa en möjlighet att automatisk kalibrera inställningarna för växelriktaren som används vid inkoppling mot ett jordfel. Ett mål med kalibreringen, förutom att den skall kunna ske automatiskt, är även att den tid som systemet är fullt spänningssatt skall begränsas till en bestämd tid per fas. I andra hand skulle en mer användarvänlig styrning av systemets förhållande till jord skapas i den befintliga serviceprogramvaran. Syftet med den mer användarvänliga styrningen var att förbereda systemet för den möjlighet som finns att med hjälp av partial discharge (PD) mätning i tid upptäcka isolationsdefekter innan dessa utvecklas till jordfel och kortslutningar.

Den lösning som valdes för kalibreringen var enklast möjlig och är en kombination av styrning mot ett beräknat mål och proportionell reglering. Detta implementerades i serviceprogramvaran som normalt används för idrifttagning, övervakning och manuell styrning mm.

Lösningen visade sig vara tillräckligt bra för att klara de mål som ställts upp. De första proven genomfördes i en nätmodell. Efter att det visat sig att systemet fungerade, provades det även i en verklig station med gott resultat. Även potentialstyrningen (PD kontroll) provades i nätmodellen. Detta fick dock ske utan PD mätning då detta kräver högre spänningar för att vara meningsfullt. Förhoppningsvis kan detta arbete bidra till att utveckla och ytterligare belägga denna nya ide.

Abstract

The background to this work is the introduction of the RCC Ground Fault Neutralizer in countries that earlier have used solidly earthed medium voltage networks. The RCC Ground Fault Neutralizer is a protection system that is capable of handling earth faults without disconnecting the feeder. Since some equipment, that cannot be immediately replaced, only can withstand the full voltage for a limited time, the operating time of the system needs to be limited. This is also true during the commissioning when calibrating the system means that the voltage against earth needs to be increased.

The primary purpose with this work is to create a possibility to automatically calibrate the settings for the inverter that are used when reacting to an earth fault. A goal with the new automatic calibration is that it should be faster than a preset time per phase. A second goal is to create a more user friendly control of the neutral voltage using the inverter. The purpose of this is to prepare the system for the possibility that PD measurement in combination with the control of the neutral voltage offers. This way isolation defects could be found and possibly also delayed. The solution that was chosen was as simple as possible and is a combination of setting the inverter to a calculated value and proportional control. This was implemented in the service software which is normally used for commissioning, surveillance and manual control.

Förkortningar och akronymer

ASC Arc Suppression Coil (eng)

Nollpunktsreaktor (sv)

CT Current transformer (eng)

Strömtransformator (sv)

GFN Ground Fault Neutraliser (British English)

Ground Fault Neutralizer (American English)

MV Medium voltage (eng)

Mellanspänning (sv)

NM Neutral Manager

PD Partial discharge (eng)

Glimning (sv)

RCC Residual Current Compensator (eng)

Restströmskompensator (sv)

VT Voltage transformer (eng)

Innehållsförteckning

1 INTRODUKTION ... 1 1.1 BAKGRUND ... 1 1.2 PROBLEMSTÄLLNING... 1 1.3 AVGRÄNSNING ... 2 1.4 SYFTE OCH MÅL ... 2 1.5 DISPOSITION ... 2 2 TEORI ... 4 2.1 ELNÄTETS UPPBYGGNAD ... 4 2.1.1 Systemjordning ... 5 2.1.2 Övertoner ... 6 2.2 KOMPENSERING AV JORDFELSSTRÖMMAR ... 6 2.2.1 Kapacitiv grundtonskompensering ... 6 2.2.2 Restströmskompensering ... 9 2.2.3 Övertonskompensering ... 10 2.3 PDKONTROLL ... 10 2.4 SYSTEMBESKRIVNING ... 11 2.4.1 Transformatorstation ... 13

2.4.2 RCC Ground Fault Neutralizer ... 13

2.5 REGLERTEKNIK ... 14 2.5.1 Återkopplad reglerkrets... 14 2.5.2 Proportionell reglering ... 14 2.5.3 Systemidentifiering ... 15 3 GENOMFÖRANDE... 16 3.1 SYSTEMBESKRIVNING ... 16 3.1.1 Nätmodell ... 16 3.1.2 Reglersystem ... 16 3.2 REGLERALGORITM ... 18 3.2.1 Systemidentifiering ... 18 3.2.2 Reglerkrets ... 19 3.3 PDKONTROLL ... 22 3.4 RESULTAT ... 24

3.4.1 Prov av kalibrering i nätmodell ... 24

3.4.2 Prov av kalibrering i transformatorstation (Killinchy) ... 28

3.4.3 Prov av PD kontroll i nätmodell ... 31

4 DISKUSSION ... 36 5 SLUTSATSER ... 37 6 REFERENSER ... 38 6.1 BÖCKER ... 38 6.2 RAPPORTER ... 38 6.3 OFFENTLIGT TRYCK ... 38 6.4 HANDBÖCKER ... 38 6.5 WEBBKÄLLOR ... 39 6.6 ÖVRIGT ... 39 Bilagor

Bilaga 1 Kalibrering i nätmodell

Bilaga 2 Kalibrering i transformatorstation (Killincy) Bilaga 3 Ritningar RCC Ground Fault Neutralizer Bilaga 4 Ritningar nätmodell

1

1 Introduktion

I följande avsnitt redogörs kort om bakgrunden till examensarbetet. Problemställning, avgränsning och syfte och mål fastställs. Sist finns en kortfattad beskrivning av rapportens disposition.

1.1 Bakgrund

Bakgrunden till detta examensarbete är introduktionen av RCC Ground Fault Neutralizer i Australien (Edwards & Simpkin 2009), Nya Zeeland (Orion New Zealand Limited) och Brasilien. I dessa områden har tidigare lågimpedansjordning varit den dominerande tekniken för systemjordning i mellanspänningsnät. Efter att nätägarna noggrant har studerat fördelarna med högimpedansjordning har de inlett program för att ändra kopplingen till jord i sina mellanspänningsnät. En del utrustning klarar dock inte kravet på full spänningssättning kontinuerligt utan måste successivt bytas ut. För att ändå kunna tillåta en provdrift skall systemets drifttid begränsas och det innebär även att det kalibreringsförfarande som tidigare används måste snabbas upp och automatiseras (Winter 2010).

I Amerika och Australien har hanteringen av jordfel framförallt handlat om att snabbt koppla bort felaktig del av nätet. Detta har åstadkommits genom att transformatorns nollpunkt kopplats direkt till jord, eller via ett motstånd, och att ett stort antal säkringar och brytare placerats ut i nätet. Vid ett fel mot jord är det sedan tänkt att den säkring som finns närmast felet skall lösa ut, på grund av den stora ström som passerar genom felet, och på så sätt begränsa antalet påverkade kunder. Fellokalisering går sedan helt enkelt till så att berörda kunder rapporterar att de saknar spänning (Winter 2010).

I Europa och då framförallt Skandinavien, Central- och Östeuropa har andra tekniker utvecklats som istället går ut på att försöka begränsa felströmmen och mäta sig fram till hos vilken ledning och var på denna ledning felet ligger. Strömbegränsningen sker oftast genom att koppla en inställbar reaktans till transformatorns nollpunkt (nollpunktsreaktor) och sedan ställa in den så den motsvarar den kapacitiva strömmen som genereras av nätets utgående ledningar vid jordfel. Tekniken har länge fungerat utmärkt trots att bara den kapacitiva delen av felströmmen kompenserats (Winter 2006). Detta på grund av att de allra flesta fel i friledningsnät är av övergående karaktär. Den senaste tidens kablifiering (nedgrävning av kabel i marken), ökande halter av övertoner och växande nät som resulterar i högre aktiva strömmar kräver dock ytterligare åtgärder.

1.2 Problemställning

2

manuell även långsam och utsätter därför hela nätet för onödiga påfrestningar i form av förhöjd spänning mot jord. Detta är speciellt problematiskt i t.ex. stationen Frankston South (Australien) då tiden som nätet kan drivas med jordfel är begränsad

på grund av överspänningsavledare med för låg tändspänning.

Överspänningsavledarna kommer successivt att bytas ut. Nätägaren önskar ändå driva anläggningen under tiden med RCC Ground Fault Neutralizer. Drifttiden begränsas helt enkelt till så lång tid som specifikationen för avledarna ger utrymme för.

1.3 Avgränsning

Eftersom rapporten handlar om ett system som framförallt används i spänningsområdena 10-20kV (mellanspänning) begränsar jag beskrivningen därefter. I teoridelen av rapporten kommer endast central kompensering av jordfelsströmmar behandlas då detta är den dominerande tekniken. Systemet kan dock fungera även med lokal kompensering. Allmänna beskrivningar av elnät och jordningsteknik kommer ha sin utgångspunkt i hur det ser ut i första hand i Sverige. Stora likheter finns dock vilket gör denna beskrivning till en bra utgångspunkt. Admittansmätningen och beräkning av överföringsfunktionen som används vid restströmskompensering kommer inte beskrivas i detalj eftersom det inte ingår i arbetet att förändra den. Redovisning av kod från Visual Basic kommer begränsas till beräkning av börvärden.

1.4 Syfte och mål

Syftet med detta arbete är i första hand att skapa en möjlighet att automatiskt kalibrera inställningarna för växelriktaren vid inkoppling mot ett jordfel. Styrningen vid upptagningen av överföringsfunktionen är idag manuell vilket skall förändras och automatiseras istället. Ett mål med kalibreringen, förutom att den skall kunna ske automatiskt, är även att den tid som systemet är fullt spänningssatt skall begränsas till en bestämd tid per fas. Tiden 10 sekunder är ett mål och har sin förklaring från att detta är den maximala tid som de överspänningsavledare i nätet Frankston South med lägst tändspänning klarar.

I andra hand skall en mer användarvänlig styrning av systemets förhållande till jord skapas i den befintliga serviceprogramvaran. Syftet med en mer användarvänlig styrning är att förbereda systemet för den möjlighet som finns att med hjälp av potentialstyrning upptäcka och hindra att isolationsdefekter utvecklas till jordfel och kortslutningar.

1.5 Disposition

3

Jag förklarar också kortfattat om en av de metoder som finns för att begränsa problemen och avbrotten i dem.

4

2 Teori

Detta avsnitt inleds med en beskrivning av elnätets uppbyggnad och går sedan in på den speciella problematiken hur det kopplas till jord. Lösningen i form av högimpedansjordning med restströmskompensering presenteras som bakgrund till den praktiska delen av arbetet.

2.1 Elnätets uppbyggnad

Elnäten i Sverige och resten av världen har växt fram sedan slutet av 1800-talet. Elektrifieringen startade i städerna men nådde snabbt även landsbygden. Idag produceras den mesta energin i kraftverk och trots planer på att öka lokalt producerad elektricitet kommer det sannolikt även i framtiden krävas ett väl utbyggt och säkert elnät (Löfgren 2004, s. 5).

I kraftverken transformeras spänningen upp, i Sverige till 220 eller 400kV, och leds sedan via stamnät till regionalnätets transformatorstationer. Sedan transformeras spänningen ner i ytterligare steg innan den når 0,4 kV vilket är den spänning som når de flesta konsumenter vilket går att se i Figur 1 (Löfgren 2004, s. 6).

Figur 1 - Elnätets uppbyggnad (Löfgren 2004)

5

nätägaren att det ger högre leveranssäkerhet, bättre leveranskvalitet och högre personsäkerhet (Lindgren, Barrestål, Göransson, Magnusson, Bohjort, & Johansson 1994, ss. 9-10). Högspänningskablar som används vid kablifiering kan antingen vara i enledar- (Figur 2) eller treledarutförande (Figur 3).

Figur 2 - Enledarkabel typ AXCE-LT 12/20(24)kV (Ericsson Network Technologies 2010)

Figur 3 - Treledarkabel typ AXCEL, AXCEK 12/20(24)kV (Ericsson Network Technologies 2010)

2.1.1 Systemjordning

En vanlig orsak till strömavbrott är fel mellan en fas och jord (jordfel). Även många fel som uppträder mellan två eller tre faser (kortslutning) börjar som fel mellan en fas och jord. Det är därför av största betydelse hur dessa fel hanteras (Srb 2008). Av stor betydelse är också om de fel som uppträder på grund av fabrikationsfel eller ålder kan upptäckas innan de resulterar i haveri.

I framförallt Tyskland och Skandinavien men även andra delar av Europa finns en lång tradition av att använda så kallade nollpunktsreaktorer för att begränsa strömmen vid ett jordfel. Det är möjligt eftersom all kraftöverföring går mellan faserna, plus och minusföljd, och nollföljden är fri från lastströmmar. Nollpunktsreaktorer fungerar utmärkt i friledningsnät och eftersom strömmen begränsas uppnås i de flesta fall självsläckning av ljusbågsöverslag vilket är den dominerande typen av fel i friledningsnät. Riskerna med resterande enfasfel begränsas väsentligt även om det är långt ifrån säkert att närma sig eller komma i beröring med felstället. Detta är en orsak till att Sverige, som ett av få länder som använder sig av nollpunktsreaktorer, introducerat en lagstiftning som kräver bortkoppling av felbehäftad ledning inom 5 sekunder (Elsäkerhetsverket 2008). Den senaste tidens kablifiering ställer dock skyddssystemet inför nya utmaningar då nollpunktsreaktorns funktion i denna typ av nät är mindre god. På grund av det betydligt kortare isolationsavståndet i en kabel utvecklas i princip alla fel, i treledarkablar, till kortslutningar efter tillräckligt lång tid (Winter 2006).

6

av orsakerna är att nollpunktsreaktorn inte hanterar enfasfel på ett acceptabelt sätt (Winter 2010).

Problemet med fel i kabelnät är att nollpunktsreaktorn släcker ljusbågen vid det första överslaget och spänningen återgår sedan till utgångsläget. Isolationsdefekten är dock ingalunda försvunnen så efter att spänningen nått tillräckligt högt igen kommer ytterligare ett överslag. Resultatet blir, beroende på avstämningen av nollpunktsreaktorn, istället en serie överslag (Winter 1993).

2.1.2 Övertoner

Övertoner förekommer i varierande omfattning i kraftsystemet på grund av olinjära laster och mättningsfenomen i magnetiseringströmmen för krafttransformatorer. De mest förekommande är 3, 5 och 7:e där den 5:e normalt har högst amplitud (Lehtonen & Hakola 1996, ss. 112,113).

2.2 Kompensering av jordfelsströmmar

Kompensering av jordfelsströmmar kan ske centralt, i stationen, eller lokalt ute i nätet. I denna beskrivning som följer beskrivs den första varianten.

2.2.1 Kapacitiv grundtonskompensering

Iden att koppla en reaktans till transformatorns nollpunkt för att släcka ljusbågar och begränsa felströmmen introducerades redan 1916 av tysken Waldemar Petersen (Willheim & Waters 1956, s. 266). Termen Ground Fault Neutralizer myntades i U.S.A. och används normalt inte i Europa. Termen har fått en pånyttfödelse vid introduktionen av RCC Ground Fault Neutralizer Australien, Nya Zeeland och Brasilien. I Europa används istället den engelska termen Arc Suppression Coil (ASC) eller tyskans Erdschluss löschspule (E-Spule). I Sverige är de vanligaste namnen nollpunktsreaktor, släckspole eller helt enkelt Petersenspole efter uppfinnaren. I denna text kommer den svenska termen nollpunktsreaktor att användas.

7

Figur 4 – Modell av trefasnät med kapacitiva avledningar. Jordfel i fas L3. (Swedish Neutral AB 2009)

Vid ett jordfel med låg övergångsresistans i t.ex. fas L3 kommer spänningen att höjas i de två faserna L1 och L2 till huvudspänning. Dessa två spänningar kommer på grund av den kapacitiva kopplingen mellan fas och jord ge upphov till två strömmar 90 grader före spänningen. Nollpunktsreaktorn ger, på grund av spänningen mellan nollpunkten och jord (nollpunktsspänning), upphov till en ström i precis motsatt rikting vilket vi ser i Figur 5. (Swedish Neutral AB 2009)

Figur 5 – Vektordiagram för trefasnät med kapacitiva jordfelsströmmar vid jordfel i fas L3 (Swedish Neutral 2009)

Denna modell visar dock inte hela sanningen då det finns förluster, framförallt i nollpunktsreaktorn, men även i nätet. En modell närmare sanningen finns i Figur 6. Här finns förutom de kapacitiva kopplingarna även nätets förluster med. Nollpunktsreaktorn förluster kan vi för enkelhetens skull låta ingå i nätets förluster.(Swedish Neutral 2009)

Figur 6 – Modell komplett med förluster och kapacitiva avledningar. Jordfel i fas L3. (Swedish Neutral 2009)

8

Figur 7 – Vektordiagram komplett med aktiva och kapacitiva strömmar. Jordfel i fas L3. (Swedish Neutral 2009)

Den resulterande kopplingen kan, med hjälp av Thevenin’s teorem, omvandlas till en parallellsvängkrets. Strömmen i felstället kan då tecknas enligt Ekvation 1.

Ekvation 1 – Felström i ett mellanspänningsnät med snedavstämd nollpunktsreaktor. (Lehtonen & Hakola 1996)

Där R0 är nätets förluster och RF felets resistans. Vid en perfekt matchning av

nollpunktsreaktorn och felströmmen får vi enligt Ekvation 2.

Ekvation 2 – Felström vid en perfekt matchning av nollpunktsreaktor och kapacitiv ström. (Lehtonen & Hakola 1996)

Storleken på den aktiva delen av restströmmen kan vara så stor som 15 % av den kapacitiva felströmmen. Normalt ligger den mellan 5 och 8 %. I rena kabelnät kan den vara så liten som 2 % (Lehtonen & Hakola 1996, s. 16).

I felfritt tillstånd är förekomsten av förluster i nätet inga problem. Det är snarare önskvärt att nätet i detta läge har en väldefinierad koppling till jord. Orsaken är att utan ström mot jord svävar hela systemet och höga spänningar mot jord kan då uppträda (Willheim & Waters 1956, s. 329). Äldre jordfelsskydd mäter dessutom ofta denna ström för att identifiera felbehäftad ledning vid jordfel. Det är därför vanligt att ett motstånd kopplas parallellt med nollpunktsreaktorn som ger en ytterligare förlust son adderas till nätets och nollpunktsreaktors förluster. Detta motstånd kan

antingen vara en högspänningskomponent, vilket är dyrt, eller ett

9

Problemet med förlusterna, som ger upphov till restströmmen, blir tydliga först vid ett jordfel. Vid ett fel i ett friledningsnät gör de felstället farligt för människor och djur både genom risk för beröring eller stegspänningar men även på grund av brandrisken.

I kabelnät är det kanske inte främst felströmmens storlek och aktiva del som ställer till problem utan det faktum att isolationsavståndet är väsentligt mindre i en kabel. Detta resulterar i, precis om tidigare nämnts, att självsläckningen ger upphov till en rad nya överslag.

2.2.2 Restströmskompensering

Begränsningen att nollpunktsreaktorns bara kan reducera den kapacitiva strömmen överkoms 1993 då den första anläggningen med restströmskompensering (RCC) togs i drift i Roma på Gotland (Winter 1993). Idén att kompensera även restströmmen är ingalunda ny då temat diskuterades redan på 50-talet (Willheim & Waters 1956, s. 328). Det som saknades var algoritmen och i viss mån teknik som gjorde det möjligt att genomföra på ett rationellt sätt. Akronymen RCC står för Residual Current Compensator och precis som namnet antyder hanterar detta tillägg problemet med att nollpunktsreaktorn inte kompenserar hela felströmmen utan bara den kapacitiva delen. I denna rapport kommer hädanefter termen restströmskompensering att användas.

Restströmskompensering realiseras i praktiken genom att en växelriktare ansluts till nollpunktsreaktorns hjälpkraftlindning, se Figur 8. I en anläggning med restströmskompensering kopplas ett eventuellt nollpunktsmotstånd ur vid jordfel för att begränsa effektbehovet på växelriktaren och på grund av att dessa motstånd normalt bara klarar den fulla spänningen under 30 sekunder (Swedish Neutral 2009).

Figur 8 – Modell komplett med restströmskompensering. Jordfel i fas L3. (Swedish Neutral 2009)

10

Figur 9 – Vektordiagram med restströmskompensering. Jordfel i fas L3. (Swedish Neutral 2009)

Hur stor strömmen skall vara och vilken vinkel det skall ha bestäms genom att systemet i felfritt tillstånd mäter upp nätets admittans. Admittansen mäts upp vid 20 % av full nollpunktsspänning. Vid jordfel styrs sedan värdet för admittansen tillbaka till detta värde och på så sätt begränsas strömmen i felstället till i princip noll (Swedish Neutral 2009).

2.2.3 Övertonskompensering

Nollpunktsreaktorn är konstruerad endast för grundtonen (50 eller 60Hz) vilket

normallt innebär att övertonerna inte kan kompenseras. Med

restströmskompensering ändras dock förutsättningarna då den växelriktare som används även kan superponera 3, 5 och 7:e övertonerna. I de allra flesta nät är dock övertonshalten låg < 1 % vilket i praktiken innebär att ingen övertonskompensering än så länge krävs (Winter 2010).

2.3 PD Kontroll

PD eller glimningsmätning som det kallas på svenska anses idag vara den bästa tillgängliga metoden för att skapa system som varnar vid begynnande isolationsdefekter.(HVPD 2009) Mätningen kan göras on- (normal drift) eller offline (ur drift). Mätningen kan upptäcka fel i kablar, skarvar och annan utrustning (Renforth, Mackinlay, Shuttleworth, & Selyzer-Grant 2008).

11

Detta har ökat intresset för att mäta online och metoderna för detta har successivt utvecklats och förbättrats. Den stora nackdelen vid online mätning har tidigare varit att mätningen endast kan genomföras vid en spänningsnivå (Winter & Winter 2007). En RCC Ground Fault Neutralizer kan i felfritt tillstånd användas för att styra hela trefassystemet i förhållande till jord. I Figur 10 ser vi hur detta kan användas för att både tända och släcka PD aktivitet under normal drift (online) (Winter & Winter 2007).

Figur 10 – Trefas vektordiagram med PD kontroll (Swedish Neutral 2009)

Systemet kan således i felfritt tillstånd användas för att prova isolationstillståndet i hela nätet utan avbrott för kunderna. Isolationsmätningen går till så att spänningen höjs i en fas i taget. Detta åstadkoms genom att styra nollpunktsspänningen i motfas till respektive fas. Samtidigt sänks spänningarna i de andra två faserna. Iden har provats med lovande resultat i nät med både friledning och kabel (Mackinlay & Seltzer-Grant 2007) samt nät med endast kabel (Mackinlay & Seltzer-Grant 2007).

2.4 Systembeskrivning

Huvudspänning (UL1L2) eller systemspänning är spänningen mellan ledningens faser.

Fasspänning är spänning mellan ledningsfas och jord.(Svensk Energi 2007)

Fasspänningarna UL1, UL2, UL3 och nollpunktsspänningen UEN visas i

12

Figur 11 – Visardiagram med fasspänningar, huvudspänning och nollpunktsspänning.

Områdena A, B och C markerar funktionsområden för utrustningen i läge automatik. Område A markerar toleransen innan utrustningen genomför en mätning för att kontrollera nollpunktsreaktorns inställning. Det andra området B markerar gränsen för vad som är normal nollpunktsspänning. Sist så markerar C området som anses vara jordfel.

Vid kalibrering kommer nollpunktsspänningen i sekvens nummer ett att röra sig i område B. I sekvens två som kräver att spänningen i alla faser styrs ner mot noll volt (mätt på samlingsskenan) kommer nollpunktsspänningen röra sig i område C i.e. det område som normalt ses som jordfel.

Mätningen går till så att nollpunktsspänningen styrs med hjälp av växelriktaren till 20 % av huvudspänning. Om märkspänningen på mättransformatorns sekundärsida är 110V betyder det att nollpunktsspänningen skall bli enligt Ekvation 3.

Ekvation 3 – Beräkning av nollpunktsspänning på mättransformatorssekundärsida vid 20 % huvudspänning.

Sedan styrs vinkeln så att spänningen ligger i motfas med fasspänningen L1. Därefter skickas en signal till systemet som talar om för det att registrera utgångsspänning och fas på växelriktaren samt mäta upp den aktuella admittansen. Samma sak upprepas sedan för faserna L2 och L3.

13

2.4.1 Transformatorstation

I bilaga 3 finns ett enlinjeschema som visar transformatorstationen Killinchy i Nya Zeeland. Stationen har fem utgående ledningar och en krafttransformator som transformerar från 66 till 11kV. Som kan ses i schemat har nollpunkten tidigare varit direktjordad och nu försetts med en RCC Ground Fault Neutralizer.

I en transformatorstation finns normallt ett fack avsett för spänningsmätning. I detta fack finns en spänningstransformator per fas. Denna transformator har normalt minst två sekundärlindningar. Den första används för att mäta fasspänningarna. Den andra används för att summera de tre fasspänningarna i en så kallad öppen delta mätning. Med denna kan spänningen mellan jord och nollpunkt mätas. Denna spänning benämns normalt nollpunktsspänning. Ett exempel på denna koppling finns i Figur 12.

Figur 12 – Spänningsmätning med transformatorer med dubbla sekundärlindningar. (VAMP 2010)

I ett nät med huvudspänningen 11kV är omsättningen på de tre lindningarna vald enligt Ekvation 4.

Ekvation 4 - Omsättning mättransformator 11kV

Där den första spänningen är primärspänningen, den andra för mätspänning och den

tredje för öppna delta spänningen (nollpunktsspänning) (Lehtonen & Hakola 1996, s.

78).

2.4.2 RCC Ground Fault Neutralizer

I bilaga 3 visas en anslutningsritning för en RCC Ground Fault Neutralizer i samma station som beskrivits i avsnittet 2.4.1. Ritningen visar anslutningar till reglersystemet Neutral Manager (NM), nollpunktsreaktor (NX-1) och växelriktaren (RCC).

14

ansluts till stationens lokaltransformator och dess utgång till nollpunktsreaktorns hjälpkraftlindning. Maximal utgångsspänning är 400V. Normalt är omsättningen för en 11kV anläggning vald enligt Ekvation 5.

Ekvation 5 – Omsättning hjälpkraftlindning på nollpunktsreaktor för anslutning av växelriktare.

Orsaken till den lägre spänningen på sekundärsidan är att ett visst spänningsfall kan förekomma. Kommunikationen med reglersystemet sker sedan via en RS485 eller CAN förbindelse (Swedish Neutral 2007).

2.5 Reglerteknik

I följande avsnitt beskrivs hur ett reglersystem kan byggas upp och hur en regleralgoritm kan konstrueras.

2.5.1 Återkopplad reglerkrets

Ett reglersystems uppgift är att styra en variabel (ärvärde) till en angiven nivå (börvärde). I Figur 13 kan vi se en enkel återkopplad reglerkrets (Schmidtbauer 1996, ss. 16-17).

2.5.2 Proportionell reglering

För ett reglersystem definieras normallt följande specifikationer över de krav som ställs:

 Systemets noggrannhet vid givna yttre störningar

 Systemets snabbhet och transientegenskaper vi typiska börvärdesförlopp

 Systemets robusthet, dvs. vilka parametervariationer som kan tolereras utan

allvarlig försämring av stabilitet och prestanda

Reglerdon Reglerobjekt Givare Differansstorhet Jämförare ”felsignal” Ledstorhet ”börvärde” Styrstorhet ”styrsignal” Reglerad storhet ”ärvärde” Störstorhet ”störsignal”

15

I Figur 14 kan de typiska parametrar som karakteriseras av svaret på börvärdesändringar ses.

Figur 14 – Insvängningsförlopp (Schmidtbauer 1996)

M (översväng; overshoot) = ymax-1

TS (Stigtid; rise time) = tiden som återgår för utsignalen att stiga från 10 %

till 90 % av slutvärdet

Tδ (insvängningstid; settling time) = tiden från då steget pålägges tills att

utsignalnivån permanent ligger inom intervallet ±δ från slutvärdet; vanligt är = 5 % eller 2 %.

Det finns två huvudalternativ för att specificera ett system:

 Direkt specifikation av egenskaper hos insvängningsförlopp, t.ex stegsvar,

stigtid, översväng, insvängningstid, dämpningskoefficient

 Specifikation av egenskaper i frekvensplanet

För den allmänna återkopplade reglerkretsen bör man normalt börja med att undersöka om en rent proportionell reglering är tillräcklig. I de tillämpningar där det inte räcker kan istället en dynamisk överföringsfunktion i regulatorn väljas. (Schmidtbauer 1996, ss. 221-223)

2.5.3 Systemidentifiering

Det finns två principiella sätt att bestämma egenskaperna hos ett reglerobjekt. Det första innebär att man ställer upp aktuella samband med hjälp av naturvetenskapens lagar och tillämpar kända parametervärden. Det andra baseras på experiment och numeriska beräkningar. I praktiken betyder det att lämpliga styrsignaler får påverka objektet och utsignalen registreras. Modellen kan sedan bestämmas grafiskt eller med numeriska metoder.

16

3 Genomförande

I följande avsnitt redogörs för hur uppgiften lösts och vilka metoder som används för lösningen.

3.1 Systembeskrivning

I denna del beskrivs det system som använts vid genomförandet. Först beskrivs den nätmodell som användes vid de första proven sedan reglersystemet och sist regleralgoritmen.

3.1.1 Nätmodell

Vid genomförandet av arbetet provades regleralgoritmen först mot nätmodellen. Modellen är byggt med huvudspänningen 400V. Modellen som visas i bilaga 3 är uppbyggd av två stycken fulltransformatorer och flera ledningsmoduler. Detta för att simulera ett mellanspänningsnät med upp till tre samlingsskenor. Figuren visar endast en av de två transformatorerna som dessutom har två sekundärlindningar. De två sekundärlindningarna är till för att simulera två separata transformatorer men av besparingsskäl har de gemensam uppsida. I ritningen över modellen kan dessutom fyra av de totalt sex utgående ledningarna ses.

Mätspänningarna tas ifrån modellen från en mätsats med tre

spänningstransformatorer med dubbla sekundärlindningar se Figur 15. Dessa motsvarar den spänningsmätning som finns i de flesta transformatorstationer.

Figur 15 – Mättransformatorer för mätning av fasspänningar samt nollpunktsspänning (Swedish Neutral 2009)

Mellan plint 1,4 kan spänningen L1 mätas, 2,4 L2 och 3,4 L3. Mellan plint 5 och 6 kan

sedan summan av samtliga spänningar mätas i.e. nollpunktsspänningen UEN.

3.1.2 Reglersystem

17

För fjärrstyrning, övervakning och inställningar finns en programvara NMTerm till Microsoft Windows, se Figur 17. Denna programvaran är skriven i Visual Basic .NET. Programvaran finns normalt tillgänglig i en dator som permanent installerats tillsammans med resten av systemet.

Figur 17 - NMTerm programvara för fjärrstyrning, övervakning och inställningar

För att snabbt kunna prova och använda resultatet av detta arbete bestämdes att den första versionen skulle implementeras i Windows och Visual Basic programvaran NMTerm. En orsak till valet var att det betyder att befintliga anläggningar kan användas för provning av algoritmen utan att mjukvaran i stationen måste

Växelriktare Nätmodell PC NMTerm NM Reglersystem

18

uppdateras. Detta begränsar dock en reglercykel till 1 sekund. Om programvaran för NM kompileras och laddas om kan dock denna tid sänkas till 100ms.

3.2 Regleralgoritm

Ett nytt fönster, se Figur 18, byggdes upp i programmet NMTerm och från detta fönster styrs hela kalibreringsproceduren.

Figur 18 - NMTerm fönster för kalibrering av växelriktaren

Fönstret innehåller först en knapp för kalibrering vid 20 %. Strax under finns en möjlighet att ställa in maximal tid för kalibreringen vid 100 %. Varje fas kalibreras individuellt och tiden återställs mellan varje kalibrering. En möjlighet finns även att för varje fas höja fasspänningen till huvudspänning, under inställbar tid, för att på så sätt kontrollera att nätet klarar påfrestningen vid kalibreringen.

3.2.1 Systemidentifiering

19

Nollpunktsspänningen registreras en gång till. Sedan beräknas omsättning och fasvinkel för anslutningen enligt Formel 1.

Formel 1

Fasläget bestäms på liknande sätt enligt Formel 2.

Formel 2

Genom att kontrollera hur vinkeln på nollpunktsspänningen ändras mellan punkt ett och två kan rotationsriktningen bestämmas.

3.2.2 Reglerkrets

Admittansen skall mätas upp vid två punkter per fas. Vid varje punkt skickas ett meddelande över protokollet som talar om för reglersystemet att det skall registrera aktuell inställning på växelriktaren och mäta upp admittansen.

I Figur 19 visas de olika lägen, ett läge för varje fas, vid vilken mätningen av admittansen skall genomföras vid den lägre nivån. Mätningen skall ske när nollpunktsspänningen är 20 % av huvudspänningen. På grund av olinjariteter i nollpunktsreaktor, mättransformatorer mm styrs spänningen först till ett beräknat värde och regleras sedan till exakt rätt nivå.

Figur 19 – Visardiagram 20 % nollpunktsspänning (L1, L2 och L3)

20

Figur 20 – Tillståndsdiagram kalibrering 20 %

Vid 20 % kalibreringen så används huvudspänningen UL1L2 till att beräkna ett

börvärde för nollpunktsspänningen UEN. Vinkelns börvärde bestäms med hjälp av

fasspänningens vinkel. Växelriktaren ställs in efter det beräknande värdet och sedan regleras spänningens och vinkelns ärvärde mot börvärderna enligt Figur 21.

Efter att mätningen genomförts vid 20 % kan användaren välja att kalibrera en fas i taget vid 100 %. Figur 22 visar de lägen där admittansen mäts upp vid den högre nivån som benämns 100 %.

NMTerm / NM Växelriktare Mätsats Differansstorhet Jämförare ”felsignal” Ledstorhet ”börvärde” Styrstorhet ”styrsignal” Reglerad storhet ”ärvärde” Störstorhet ”störsignal”

21

Figur 22 – Visardiagram 100 % nollpunktsspänning (L1, L2 och L3)

Varje fas behandlas separat vid 100 % och sekvensen beskrivs i Figur 23.

Figur 23 – Tillståndsdiagram kalibrering 100 %

22

Användaren kan välja en maximal tid (Timeout) som systemet får på sig att nå inställd tolerans (Tol.). Inställningarna nås via en flik i fönstret som kan ses

i

23

Figur 24 - NMTerm fönster för kalibrering med full visning och fliken inställningar öppen

Under inställningar kan även maximala steg för växelriktaren ställas in. En inställning för reglerstyrkan K finns också.

3.3 PD Kontroll

24

Figur 25 - NMTerm fönster för PD Kontroll

I fönstret kan användaren välja vilken fas som skall provas och sedan trycka på en knapp som startar provningen. Då styrs spänningen automatiskt så att fasspänningen motsvarar den förinställda ”Inception” gränsen. Om mätutrustningen för PD visar förhöjd aktivitet kan sedan knappen ”PD detected” användas. Då styrs den valda fasen istället ner till förinställt ”Extinction” värde. Om ingen aktivitet visas används knappen ”PD free” och systemet återgår till normalläge.

25

Figur 26 – Tillståndsdiagram PD kontroll

3.4 Resultat

Systemet provades först mot nätmodellen och mätvärden registrerades direkt i terminalprogrammet. Samtliga prov genomfördes med inställningen 1s per reglercykel.

3.4.1 Prov av kalibrering i nätmodell

I följande figurer redovisas resultatet från en av mätningarna som genomfördes. I Figur 27 kan mätningen vid 20 % ses. De första mätpunkterna som ses är när växelriktaren är frånslagen. Sedan slås växelriktaren till med noll volt på utgången

och då sjunker UEN spänningen. Efter det styrs spänningen till 10V och 110 grader

respektive 40V och 120 grader på växelriktaren och anslutningen beräknas. I nästa steg styrs spänningen och vinkeln så att fas L1 styrs ner. Sedan följer styrning av fas

L2 och L3. Efter att varje fas nått 20 % av UL1L2 skickas ett meddelande till

26

Figur 27 – Kalibreringsprov i nätmodell vid 20 % nollpunktsspänning. Visning av fasspänningar samt nollpunktsspänning med amplitud.

I Figur 28 kan motsvarande värden för inställningen på växelriktaren ses. De beräknade värdena stämmer ganska bra men måste, som ses i diagrammet, regleras för att målet skall nås.

27

Efter att mätningen vid 20 % nivån är klar beräknas målen vid 100 %. Nästa steg blir

alltså att styra varje fas till noll (100 % UEN). I Figur 29 kan data från kalibreringen av

fas L1 ses.

Figur 29 – Kalibreringsprov i nätmodell av fas L1 vid 100 %. Visning av fasspänningar med amplitud.

Målet är vid provet ställt till 0,25V och det nås efter ca 10 sekunder. Tillsammans med kalibreringen tar dock sekvensen hela 13 sekunder vid denna inställning. Mindre än 1 % är dock spänningen redan efter 5 sekunder.

28

Figur 30 – Kalibreringsprov i nätmodell av fas L2 vid 100 %. Visning av fasspänningar med amplitud.

I den sista fasen L3 tar hela sekvensen 11 sekunder. Nivån 0,25V passeras efter 9 sekunder och 1 % efter 7 sekunder.

29

3.4.2 Prov av kalibrering i transformatorstation (Killinchy)

Efter att tillräcklig noggrannhet uppnåtts i nätmodellen genomfördes flera prov i verkliga anläggningar. Ett av proven genomfördes i stationen Killinchy i Nya Zeeland som beskrivits tidigare i rapporten. Nedan redovisas de mätningar som genomfördes:

Först genomfördes mätningen vid 20 % av huvudspänning. I Figur 32 går det att se förloppet där systemet först identifieras och sedan mäts faserna L1, L2 och L3 upp en efter en.

Figur 32 - Kalibreringsprov i station Killinchy vid 20 % nollpunktsspänning. Visning av fasspänningar samt nollpunktsspänning med amplitud.

I Figur 33 kan inställningen på växelriktaren ses. Vid styrning från identifieringen till L1 kan en ganska stor översvängning iakttas. Detta visar att beräkningen inte stämmer så bra och att en reglering av utgångsspänningen är nödvändig.

30

Figur 33 - Kalibreringsprov i station Killinchy vid 20 % nollpunktsspänning. Visning av utgångsspänning på växelriktaren med amplitud och fasläge.

Nästa steg är att kalibrera faserna L1, L2 och L3 vid 100 % eller mer exakt söka efter minimum för respektive fas. I Figur 34, Figur 35 och Figur 36 kan resultatet av denna kalibrering ses. Målet för mätningen är att nå <1% av huvudspänning inom 10 sekunder. Anledningen till att diagrammen visar längre tider är att olika inställningar användes för målet vid provet.

31

Figur 34 - Kalibreringsprov i station Killinchy av fas L1 vid 100 %. Visning av fasspänningar med amplitud.

I nästa fas, som kan ses i Figur 35, nås målet 1 % efter 6 sekunder. Precis som tidigare tar hela sekvensen dock längre tid eftersom målet vid provtillfället var ställt till 0,2V

32

I den sista fasen L3 nås målet 1 % efter 7 sekunder vilket Figur 36 visar. Hela sekvensen har dock precis som tidigare längre tid eftersom målet även här var ställt till 0,25V.

Figur 36 - Kalibreringsprov i station Killinchy av fas L3 vid 100 %. Visning av fasspänningar med amplitud.

3.4.3 Prov av PD kontroll i nätmodell

Provning av PD kontroll genomfördes delvis i nätmodellen. Nätmodellen ger ingen möjlighet att prova om PD kan tändas eller släckas utan ger endast möjligheten att prova själva potentialstyrningen. Att genomföra ett fullskaligt prov var tyvärr inte möjligt inom ramen för detta arbete.

33

Figur 37 - NMTerm fönster för PD kontroll

I Figur 38 är fas L1 styrd till 100 % eller 110V som är märkspänning på sekundärsidan av mättransformatorn. Faserna L2 och L3 har samtidigt sänkts till 52,5 respektive 52,6 %.

34

Nästa steg är att prova släckning vilket görs genom att sänka spänningen i fas L1. I Figur 39 har spänningen i L1 sänkts till 40 % och faserna L2 och L3 har samtidigt höjts till 68,7 respektive 68,6 %.

Figur 39 - NMTerm fönster för PD kontroll (släckning L1)

I Figur 40 kan vi se samma sak som innan men nu har spänningen i fas L2 höjts. När bilden togs var spänningen exakt 100,0 %. Precis som innan går det att se att spänningarna L1 och L3 har minskat och i detta fall till 51,2 respektive 51,0 %.

35

I Figur 41 ser vi sänkningen av fasspänningen L2 till 40 %. Precis som innan höjs spänningarna L1 och L3 till 69,0 %.

Figur 41 - NMTerm fönster för PD kontroll (släckning fas L2)

Till slut så upprepas samma procedur för L3, se Figur 42, och spänningen höjs till 100 %. Som kan ses minskas spänningarna L1 och L2 till 51,4 respektive 52,0 %.

36

I den sista bilden Figur 43, visas sänkningen i fas L3 till 40 %.

37

4 Diskussion

Resultaten som erhölls vid provningen uppfyllde, om än inte perfekt, de krav som ställts på regleralgoritmen. Lösningen som valdes var så enkelt som möjlig vilket ger gott om utrymme för förbättringar i framtiden. En fördel med en enkel lösning är självklart att den är enklare att prova och att mindre fel kan uppstå. Den främsta nackdelen såg först ut att vara att en implementering i Windows skulle betyda att reglercykeln blev 1 sekund. Det upptäckes under arbetets gång att detta kunde ändras relativt enkelt och tiden kunde minskas ända ner till 100 ms. Detta krävde dock att programvaran kompilerades om och laddas på nytt till reglersystemet. En nackdel som finns kvar är att kommunikationen mellan NMTerm och reglersystemet går över en Ethernet förbindelse. Den inte är avsedd för realtidsapplikationer. I praktiken borde dock detta vara ett litet problem då det ofta är ett lokalt nätverk, med begränsad eller ingen annan trafik, som använts vid idrifttagning av systemet.

38

5 Slutsatser

En anläggning som utrustas med en RCC Ground Fault Neutralizer får inte bara nya möjligheter att hantera jordfel efter att de inträffar utan kan även, i kombination med teknik som tillåter PD mätning online, ges möjligheten att upptäcka och fördröja begynnande isolationsdefekter. Denna kombination kan potentiellt betyda att fler fel i högre utsträckning än idag kan hanteras avbrottsfritt eller med minsta möjliga tid vid avbrott.

I detta arbete har potentialstyrningen i felfritt tillstånd vidareutvecklats med två mål. Det första var att förenkla och snabba upp den kalibrering som krävs vid idrifttagningen av ett nytt system. Det andra var att skapa en förenklad potentialstyrning vid PD mätning online. Lösningen som valdes var att implementera styr och regleralgoritmen i en programvara som används vid fjärrstyrning och övervakning av systemet. Fördelen med detta var framförallt att även äldre system kunde ges möjligheten att dra nytta av de nya funktionerna. Detta utan att uppgradering av mjukvara i dem skulle krävas. Lösningen blev enklast möjlig men det visade sig att detta var tillräcklig för att uppfylla målen som ställts upp vid projektstarten.

39

6 Referenser

6.1 Böcker

Lehtonen, M., & Hakola, T. (1996). Neutral Earthing and Power System Protection. Vaasa: ABB Transmit Oy.

Schmidtbauer, B. (1996). Analog och digital reglerteknik. Lund: Studentlitteratur. Willheim, R., & Waters, M. (1956). Neutral Grounding in High-Voltage Transmission. New York: Elsevier Publishing Company.

6.2 Rapporter

Edwards, K., & Simpkin, R. (2009). Resonant Earthing – A Paradigm Shift for Australia. Jemena.

Lindgren, S., Barrestål, E., Göransson, O., Magnusson, Å., Bohjort, M., & Johansson, C. (1994). Nätstruktur för landsbygden - Jordkabel 12 och 24 kV. Stockholm: Svenska Elverksföringen.

Löfgren, K. (2004). Landsbygdens eldistribution – en livsviktig infrastruktur. Stockholm: Kungliga Ingenjörsvetenskapsakademien, IVA.

Mackinlay, R., & Seltzer-Grant, M. (2007). In-service, On-line partial discharge testing of

30kV cables and switchgear. Manchester: IPEC High Voltage Ltd.

Mackinlay, R., & Seltzer-Grant, M. (2007). On-Line partial discharge testing of MV cables

and insulated overhead lines (BLX) with varying voltage using the Swedish Neutral RCC Ground Fault Neutraliser. Manchester: IPEC.

Renforth, L., Mackinlay, R., Shuttleworth, R., & Selyzer-Grant, M. (2008). On-line

Partial Discharge (PD) Spot Testing and Monitoring of High Voltage Cable Sealing Ends.

Paris: Cigré.

Srb, J. (2008). Ground fault current in compensated MV grids. Brno: The Faculty of Electrical Engineering and Communication Brno University of Technology. Winter, K., & Winter, K. (2007). On-line partial discharge measurement and control. Vienna: CIRED.

Winter, K. (1993). Swedish Distribution Networks A new methode for earthfault protection

in cable- and overhead systems. IEE.

Winter, K. (2006). The RCC Ground Fault Neutralizer. Melbourne Australia: Aupec.

6.3 Offentligt tryck

Elsäkerhetsverket. (2008). ELSÄK-FS 2008:1. Stockholm: Elsäkerhetsverket. Ericsson Network Technologies AB. (2006). Universalkabelhandboken. Falun, Sverige: Ericsson Network Technologies AB.

Svensk Energi AB. (2007). ESA Grund.

6.4 Handböcker

Swedish Neutral AB. (2009). The RCC Ground Fault Neutralizer Basic Theory. Kungsängen.

40

6.5 Webbkällor

Ericsson Network Technologies AB

http://www.ericsson.com/ourportfolio/products/medium-voltage-cables?nav=fgb_101_275%7Cfgb_101_271. (Acc. 10-02-01)

HVPD Limited

http://www.hvpd.co.uk/about/ den (Acc. 09-12-16) Orion New Zealand Limited

http://www.oriongroup.co.nz/GFNeutraliser.aspx (Acc. 09-12-21)

6.6 Övrigt

Bilagor

I bilagorna finns registreringar från två av de prov som genomförts. På grund av att de genomförts med olika versioner skiljer de sig något åt. Den första innehåller data från ett prov mot nätmodellen. I den listan finns följande mätpunkter registrerade:

Kolumn Beskrivning Enhet

1 Spänning växelriktare V

2 Vinkel växelriktare grader

3 Ström växelriktare A

4 Fasspänning L1 V

5 Fasspänning L2 V

6 Fasspänning L3 V

7 Nollpunktsspänning UEN V

Bilaga 3 Ritningar RCC Ground Fault Neutralizer

Figur 44 – Station Killinchy

S w e d i s h N e u t ra l REVISION ORIGINAL DESIGN H G F 1 NOT NOT E D C B A 1 2 INT. DATE APP. 3 4 2 3 4 2008-06-25 KKA DESIGN CHECKED

Earth-Fault Protection System Connection diagram

5

Orion New Zealand Ltd.

6 C. PAGE PAGE 101 * 7 SCALE DRAWN 5 6 7 6132_101 DWG. NR 8 REVIEWED GROUP APPROVED H G F 8 E D C B A 230 VAC 50 Hz AC 50 kVA 50 Hz 400 VAC 3x35 16 A X1 + screen 2 x 1.5 4 x 0.5 X1 RCC X12 X2 4x25/16 3G2.5 F4:1 / X8:4-5 AXU X1 Feeder 1-8 A - N (2x1.5) DC 90-220 AC (IEC 60870-5-103) Remote Control VDC 6 A 2x2.5 3G2.5 Lokal control & Larm

(Reserv) 15x0.5 6x1.5 8x1.5 A Bus Bar VT:s L1 L2 L3 UEN 3I0 STS 19x1.5 X2 X0 TELE X0_{X1 U2} U5 X3 9X1.5 X1 X4 _X6 X5 X6 X7 2x4 X2 X3 X0 Trip/Recl SWITCHGEAR Control cabinet KS 1 NX-1

Bilaga 4 Ritningar nätmodell

Bilaga 5 Beräkning av börvärden (Visual Basic .NET)

Kalibrering 20 % (Fas L1)

dAmpStep = (dTarget - dUEN) * dK * dAmpFactor dPhsStep = (dL3 - dL2) * dK

Kalibrering 100 % (Fas L1)

If ((dL1Phs > 150) And (dL1Phs <= 240)) Then

dAmpStep = -dL1 * Cos((dL1Phs - 150) * PI / 180) * dAmpFactor dPhsStep = -dL1 * Sin((dL1Phs - 150) * PI / 180)

ElseIf ((dL1Phs > 240) And (dL1Phs <= 330)) Then

dAmpStep = +dL1 * Sin((dL1Phs - 240) * PI / 180) * dAmpFactor dPhsStep = -dL1 * Cos((dL1Phs - 240) * PI / 180)

ElseIf ((dL1Phs > 330) And (dL1Phs <= 360)) Then

dAmpStep = +dL1 * Cos((dL1Phs - 330) * PI / 180) * dAmpFactor dPhsStep = +dL1 * Sin((dL1Phs - 330) * PI / 180)

ElseIf ((dL1Phs >= 0) And (dL1Phs <= 60)) Then

dAmpStep = +dL1 * Cos((dL1Phs + 30) * PI / 180) * dAmpFactor dPhsStep = +dL1 * Sin((dL1Phs + 30) * PI / 180)

ElseIf ((dL1Phs > 60) And (dL1Phs <= 150)) Then

dAmpStep = -dL1 * Sin((dL1Phs - 60) * PI / 180) * dAmpFactor dPhsStep = +dL1 * Cos((dL1Phs - 60) * PI / 180)

End If

PD kontroll (Fas L1)

If (dAmp1 > (dSecVoltage / Sqrt(3))) Then

dAmpStep = (dTarget – dL1) * dK * dAmpFactor dPhsStep = (dL3 – dL2) * dK

Else

dAmpStep = (dL1 - dTarget) * dK * dAmpFactor dPhsStep = (dL2 – dL3) * dK