Selektivplan med inverstidsfördröjning för fördelningsstation Norsjö

Selektivplan med inverstidsfördröjning för

fördelningsstation Norsjö

En jämförelse mellan konstant- och inverstidsfördröjda överströmsskydd

Malin Westman

Högskoleingenjör, Elkraftteknik

2017

Luleå tekniska universitet

Selektivplan med inverstidsfördröjning

för fördelningsstation Norsjö

En jämförelse mellan konstant- och inverstidsfördröjda

överströmsskydd

Malin Westman, Luleå tekniska universitet

1 juni 2017

Arbetet utfördes på Skellefteå Kraft Elnät under våren 2017 Handledare på företaget: Peter Nyström

Förord

Detta examensarbete är utfört på uppdrag av Skellefteå Kraft Elnät och är skrivet vid Luleå tekniska universitet under våren 2017.

Ett särskilt tack till min handledare Peter Nyström på Skellefteå Kraft Elnät. Han har delat med sig av sin kunskap och stöttat mig genom hela processen. Hans hjälp har varit ovärderlig och jag är otroligt tacksam över allt han bistått med.

Under genomförandet av detta examensarbete har jag även fått hjälp av flera engagerade

människor på Skellefteå Kraft och jag vill passa på att uppmärksamma de som på något sätt hjälpt mig och tagit sig tid att svara på mina frågor.

Stort tack!

Sammanfattning

Skellefteå Kraft strävar, i likhet med andra elnätsbolag, efter att felbortkoppling ska ske så nära felstället som möjligt för att så få kunder som möjligt ska påverkas av strömavbrott.

Linjereläbrytare (recloser eller autorecloser) på 10-20 kV-näten är ett effektivt sätt att begränsa antalet påverkade kunder vid fel eftersom sådana brytare kan placeras på valfri plats i nätet. Med en linjereläbrytare erhålls samma funktion som med ett linjeskydd, de är i likhet med dessa konstruerad för att bryta vid överbelastning, kortslutning och jordfel. Eftersom linjereläbrytarna installeras ute i friledningsnät kan därmed större nätavsnitt delas upp i mindre bitar rent

skyddsmässigt. När dessa installeras i befintliga nät behöver dock reläskyddsinställningar i angränsande nätdelar ses över för bibehållen selektivitet. Skellefteå Kraft har idag 9 stycken linjereläbrytare installerade i nätet och har planer att inom de närmsta två åren installera ytterligare 19 stycken.

Målet med rapporten var att ta fram en uppdaterad selektivplan med skyddsinställningar för allt 10 kV-nät som under normal- och reservdrift matas från TT3215 Norsjö, där det installerats en recloser. Syftet med arbetet var sedan att utreda skillnad mellan felbortkopplingstider och möjlighet att uppnå selektivitet vid användning av konstanttid- och inverstidsfördröjning av överströmsskydd.

Examensarbetet har genomförts i flera steg. Första steget var att genom litteraturstudie skapa en teoretisk grund för vidare arbete samt ta reda på hur nuvarande praxis för skyddsinställning på Skellefteå Kraft ser ut. Andra steget var att genomföra den nätanalys och de beräkningar som var nödvändiga för att kunna ta fram en rekommendation av skyddsinställningar. I det tredje steget bestämdes skyddsinställningar enligt två olika strategier. Inställningsstrategi A enligt Skellefteå Krafts nuvarande praxis med konstanta tider för alla skydd och inställningsstrategi B med

förändringen att istället använda inverstidsfördröjning av överströmsskydden (se avsnitt 4.2–4.3). Slutligen gjordes en analys av skillnaden mellan de två strategierna (se avsnitt 5).

Analysen visar att det finns en skillnad mellan felbortkopplingstider vid jämförelse mellan konstant- och inverstidsfördröjning. För de grupper där linjeskyddet vid normal- eller reservdrift sitter i serie med linjereläbrytare F-Arnberg-RS kommer det vid skyddsinställningar med inverstidskarakteristik (jämfört med konstanttid) innebära en snabbare felbortkopplingstid vid högsta förekommande felström. Felbortkopplingstiden reduceras med 0,26–0,30 s beroende på val av inverstidskarakteristik. För resterande linjeskydd (och linjereläbrytare) erhålls samma eller en långsammare felbortkopplingstid vid maximal felström. Analysen visar inte någon skillnad i möjlighet att uppnå selektivitet mellan inställningsstrategi A och B, detta eftersom de

Abstract

Skellefteå Kraft, like other electricity grid companies, strives to ensure that the fault is eliminated as close to the fault location as possible to ensure that as few customers as possible are affected by power outages. Using reclosers on the 10-20 kV grids is an effective way of limiting the number of affected customers since reclosers can be placed in any location on the network. A recloser has the same functions as the line relay and is designed to interrupt during overload, short circuit and ground fault. Therefore, through reclosers, larger network sections can be divided into smaller pieces, from a protection point of view. However, when they are installed in existing networks, relay protection settings in nearby networks need to be reviewed to maintain selectivity. Skellefteå Kraft currently has 9 reclosers installed in their grid and has plans to install another 19 in the next two years.

The aim of the thesis was to update the selectivity coordination of the substation TT3215 Norsjö, were a recloser has been installed. The purpose of the work was further to investigate the

difference between fault interrupting times and the possibility of achieving selectivity when using constant and inverse time for overcurrent relay.

The thesis has been completed in several steps. The first step was to create a theoretical basis for further work through literature study, as well as to clarify how the relay settings are determined today at Skellefteå Kraft. The second step was to carry out the system analysis and calculations required to obtain a recommendation of protection settings. In the third step, protection settings were determined according to two different strategies. Setting strategy A according to Skellefteå Kraft´s current practice with constant time for all relays and setting strategy B with the change to instead use inverse time delay on the overcurrent protection (see chapter 4.2-4.3). Finally, an analysis of the two strategies was made (see chapter 5).

Innehållsförteckning

1. Inledning ... 1

1.1 Bakgrund och problembeskrivning ... 1

1.2 Syfte och mål ... 2 1.3 Avgränsningar ... 2 1.4 Förutsättningar ... 3 1.5 Frågeställningar ... 3 2. Metod ... 4 3. Teori ... 5 3.1 Kraftsystemets uppbyggnad ... 5 3.1.1 Ledningsnät ... 5 3.1.2 Skyddssystemet ... 5 3.1.3 Felbortkopplingssystemet ... 6 3.1.4 Säkerhetskrav ... 6

3.2 Olika feltyper och dess kännetecken ... 8

3.2.1 Systemjordning... 9

3.2.2 Symmetriska komponenter ... 10

3.2.3 Beräkningar vid olika feltyper ... 11

3.3 Reläskydd ... 12 3.3.1 Selektivitet ... 13 3.3.2 Snabbhet ... 13 3.3.3 Känslighet... 13 3.3.4 Tillförlitlighet ... 13 3.3.5 Grundläggande funktionssätt ... 14 3.3.6 Överströmsskydd ... 14 3.3.7 Jordfelsskydd ... 15 3.3.8 Nollpunktspänningsskydd ... 15 3.4 Inställningsstrategi för reläskydd ... 15 3.4.1 Ledningsskydd ... 16

3.4.1.1 Överströmsskydd med konstanttid ... 16

3.4.1.2 Jordfelsskydd med konstanttid ... 16

3.4.2 Transformator och samlingsskena ... 17

3.4.2.1 Samlingsskenans överströmskydd med konstanttid ... 17

3.4.2.2 Transformatorns överströmsskydd med konstanttid ... 17

3.4.3 Överströmsskydd med inverstid ... 18 3.4.4 Val av funktionstid ... 20 3.5 Fördelningsstationen TT3215 Norsjö ... 21 3.5.1 Allmänt ... 21 3.5.2 Skyddsbestyckning ... 22 3.5.3 Befintliga skyddsinställningar ... 24 4 Resultat ... 25

4.1 Normal- och reservdriftläggning ... 25

4.2 Inställningsstrategi A ... 26

4.3 Inställningsstrategi B ... 28

5 Analys ... 31

5.1 Jämförelse av felbortkopplingstider ... 31

5.2 Jämförelse av möjlighet att uppnå selektivitet ... 33

6 Slutsatser och rekommendationer ... 34

Litteraturförteckning ... 37

Bilaga A – Olämpliga driftfall ... 38

Bilaga B – Funktionskurvor med konstanttidsfördröjning ... 39

1

1. Inledning

Detta examensarbete är utfört på uppdrag av Skellefteå Kraft Elnät och är skrivet vid Luleå tekniska universitet. I denna rapport presenteras uppdaterade reläskyddsinställningar för TT3215 Norsjö som är en 30/10 kV fördelningsstation.

1.1 Bakgrund och problembeskrivning

Kraftsystemets syfte är att generera och leverera energi till sina konsumenter. Systemet konstrueras så att denna leverans främst görs med hänsyn till två aspekter: tillförlitlighet och ekonomi. Eftersom det finns en stark motsättning i dessa kommer designen av kraftsystemet att innebära en kompromiss av de två. [1] Att dimensionera alla

anläggningsdelar så att de är 100 % tillförlitliga är omöjligt eftersom komponenter åldras, samt att det inte heller går att dimensionera anläggningsdelar så att de är helt immuna mot fel som uppstår (vid exempelvis blixtnedslag). [2] Detta innebär att oavsett hur väl ett system är konstruerat kommer det statistiskt sett alltid att uppstå fel och dessa fel kan utgöra en risk för liv och/eller egendom. [1]

Skyddsutrustningen i ett kraftsystem ska minimera och isolera den delen som är utsatt för ett fel utan att resten av systemet blir utsatt. Ett felbortkopplingssystem som är

dimensionerat på rätt sätt ska klara av felbortkoppling trots att en enskild komponent, ex. strömbrytare eller reläskydd inte fungerar som avsett. Detta enligt det så kallade

enkelfelskriteriet, även känt som N-1-kriteriet. Eftersom alla kraftsystem ser olika ut krävs det, för att kunna koordinera skydd på bästa sätt, att man skaffar sig kunskaper hur det ser ut för all skyddsutrustning i den specifika delen av nätet. [2]

Skellefteå Kraft Elnät investerar löpande för att öka leveranssäkerheten i nätet. Elnätet ska vara robust och vädertåligt. Eftersom att alla delar inte kan vädersäkras under ett och samma år, detta av både tekniska och ekonomiska skäl, behövs det en effektiv

felbortkoppling av den anläggningsdel som drabbas av till exempel stormfällda träd. Enligt lagkrav skall region- och stamnät (30-400 kV) vara trädsäkra. För lokalnätet (<30 kV) finns inte detta krav, varför de av ekonomiska skäl inte nödvändigtvis byggs som trädsäkra. Även om hela nätet skulle vädersäkras är detta ingen garanti, andra fel kan ändå inträffa.

Skellefteå Kraft strävar, i likhet med andra elnätsbolag, efter att felbortkoppling ska ske så nära felstället som möjligt för att så få kunder som möjligt ska påverkas av strömavbrott. Linjereläbrytare (recloser eller autorecloser) på 10-20 kV-näten är ett effektivt sätt att begränsa antalet påverkade kunder vid fel eftersom dessa kan placeras på valfri plats i nätet. En linjereläbrytare har samma funktion som linjeskydden och är konstruerad för att bryta vid överbelastning, kortslutning och jordfel. Genom att installera dessa i friledningsnät kan därmed större nätavsnitt delas upp i mindre bitar rent skyddsmässigt. När en

2

1.2 Syfte och mål

Målet med rapporten är att ta fram skyddsinställningar för allt 10 kV-nät som under normal- och reservdrift matas från TT3215 Norsjö. Syftet med arbetet är främst att utreda skillnad mellan felbortkopplingstider och möjlighet att uppnå selektivitet vid användning av konstanttid- och inverstidsfördröjning av överströmsskydd, men även att ta fram en

uppdaterad selektivplan för TT3215 Norsjö.

1.3 Avgränsningar

Följande nätområde ingår i arbetet:

 Allt 10 kV-nät (inkl. kundägt) som under normal- och reservdrift kan matas från TT3215 Norsjö

Följande nät ingår inte i arbetet:

 GR21 i TT3215 Norsjö (matar stationens lokaltransformator)

 GR22 i TT3215 Norsjö (centralkompensering av reaktiv effekt)

 GR28 i TT3215 Norsjö (reservfack)

 Underliggande lågspänningsnät Följande skydd ingår i arbetet:

 Reläskydd i TT3215

 Reläskydd för reclosrar

 Säkringar i eventuellt avsäkrade linjefrånskiljare Följande skydd och automatiker ingår inte i arbetet:

 Transformatorsäkringar i nätstationer

 Tidsinställningar för autoself-frånskiljare

 Reläskydd som ägs av kund

3

1.4 Förutsättningar

Följande förutsättningar gäller vid val av skyddsinställningar och säkringar:

 Selektivitetskriterier bör vara uppfyllda

 Utlösningsvillkor skall vara uppfyllda

 Spänningsnivåer skall vara godkända (230 𝑉 ± 10% hos slutkund dvs. 207-253 V)

 Belastningarna skall vara godkända

1.5 Frågeställningar

De två inställningsstrategierna som ska jämföras är:

A Enligt Skellefteå Kraft Elnäts praxis idag med konstanta tider för alla skydd. B Som A, men med inverstidskaraktäristik för överströmsskydd.

Följande frågeställningar ska besvaras:

1) Vilka inställningar föreslås för inställningsstrategi A och B?

4

2. Metod

Genomförande och sammanställning av resultat har gjorts enligt följande: 1) Litteraturstudier om feltyper, reläskydd och inställningsstrategier 2) Inläsning och intervju om hur Skellefteå Kraft Elnät jobbar med

skyddsinställningar idag

3) Nätberäkningar för studerat nätområde vid normal- och reservdriftläggningar 4) Framtagning av skyddsinställningar enligt strategi A (nuvarande praxis) 5) Sammanställning av punkt 4 i tabeller och ström- tid-diagram

6) Inläsning om hur inverstider för överströmsskydd kan användas

7) Framtagning av skyddsinställningar enligt strategi B (nuvarande praxis, men med inverstid för överströmsskydden) och med samma nivå av tidsselektivitet som vid A

8) Sammanställning av punkt 7 i tabeller och ström-tid-diagram 9) Jämförelse och analys av skillnader av 5 och 8

10) Sammanställning av resultat

5

3. Teori

3.1 Kraftsystemets uppbyggnad

3.1.1 Ledningsnät

I ett kraftsystem kopplas generering och energiförbrukare samman i ett gemensamt ledningsnät. Detta nät utgörs av olika spänningsnivåer som är sammankopplade med transformatorer. Man kan dela upp ett ledningsnät i två olika delnätsstrukturer; transmissionsnät och distributionsnät. Transmissionsnätets huvuduppgift är att koppla samman och transportera producerad elenergi medan distributionsnätet fördelar energin ut till förbrukarna. [3]

De högsta spänningsnivåerna i Sverige återfinns i stamnätet som är ett transmissionsnät som ägs och förvaltas av affärsverket Svenska kraftnät. Stamnätet består av nominell spänningsnivå 220 och 400 kV och drivs med en spänning till ungefär 245 respektive 415 kV. Stamnätet transporterar stora mängder energi över utbredda geografiska områden och kopplar ihop alla stora energikällor i Sverige. Det är främst på stamnätsnivå som

sammankoppling med grannländers elnät sker samt anslutning av de största produktionsenheterna, ex. kärnkraftverken. [3]

Subtransmissionsnät, även kallat regionnät, grenar sig i sin tur ut under stamnätet. På regionnäten, som omfattar spänningsnivåerna 30-130 kV, ansluts de större vatten- och värmekraftverken, vindkraftparkerna och de elintensivaste industrierna. Regionnäten ägs och förvaltas av flertalet nätföretag, som exempelvis Skellefteå Kraft Elnät, och ansluter i sin tur till underliggande fördelningsnät (även kallat lokalnät). Lokalnäten har de kortaste ledningslängderna och fördelar energin till många små energiförbrukare och producenter. [3]

3.1.2 Skyddssystemet

I ett kraftsystem finns många anläggningsdelar som är fördelade över ett stort område. Eftersom ett komplett kraftsystem innebär en hög kapitalinvestering vill man inom ramarna för person- och leveranssäkerhet utnyttja systemet så mycket som möjligt för att på så vis kunna generera största tänkbara avkastning på sin investering. Genom att använda sig av lämplig skyddsutrustning för att upptäcka och koppla bort fel kan man på bästa sätt utnyttja kraftsystemet samtidigt som man skyddar sin investering. [1]

6

komponenterna så snabbt och effektivt som möjligt. Denna felbortkoppling sker vanligtvis automatiskt med hjälp av vakter och reläskydd vilka skickar utlösningsimpuls till

frånkopplande organ, normalt brytare eller genom säkringar, men i vissa fall även genom manuell felbortkoppling efter larm. Den tredje uppgiften är att medverka till att driften återgår till det normala så snabbt som möjligt och dess fjärde uppgift är att samla och vidarebefordra information för drift, underhåll, analys och statistik. Ett väl konstruerat och inställt skyddssystem fungerar som avsett vid både normaldrift med intakt nät och vid nätåteruppbyggnad. [2]

3.1.3 Felbortkopplingssystemet

Vid avvikande drift i ett kraftsystem vill man att en så liten del av systemet ska frånkopplas på så kort tid som möjligt. Förmågan att fungera korrekt är avhängigt hela funktionskedjan i ett felbortkopplingssystem vilket inkluderar mättransformatorer, reläskydd,

likströmssystem, kablage, brytare etc. [2] Mer om detta i avsnitt 3.3.4 Tillförlitlighet.

3.1.4 Säkerhetskrav

Elsäkerhetsverkets föreskrifter och allmänna råd om hur elektriska starkströmsanläggningar ska vara utförda, ELSÄK-FS 2008:1, fastställer i kapitel 3 vissa grundläggande

säkerhetskrav för en starkströmsanläggning. [4]

1 § En starkströmsanläggning ska vara utförd så, att den ger

betryggande säkerhet under normala förhållanden, vid ett (1) fel i anläggningen och vid rimligt förutsebar felbetjäning.

2 § En starkströmsanläggning ska vara utförd så, att personer och

husdjur skyddas mot elchock som kan uppstå vid direkt beröring av spänningsförande delar eller av utsatta delar som blivit spänningsförande genom ett fel, det vill säga indirekt beröring.

5 § En starkströmsanläggning ska vara utförd så, att den inte medför

risk för person- eller sakskada på grund av höga temperaturer, ljusbågar eller mekaniska påkänningar förorsakade av ström vid normal drift eller av överström.

6 § En starkströmsanläggning ska vara utförd så, att den står emot

normalt förekommande spänningar, som kan förväntas uppträda i anläggningen och vid överledning mellan spänningsförande delar som tillhör strömkretsar med olika spänningar.

Vidare fasställer ELSÄK-FS 2008:1 i kapitel 5 följande särskilda säkerhetskrav för högspänningsanläggningar vid skydd mot jordfel. [4]

3 § En högspänningsanläggning i ett icke direktjordat system ska vara utförd

7

4 § För en högspänningsanläggning i ett icke direktjordat system i vilken det

ingår

– en friledning i förstärkt utförande,

– en friledning med plastbelagda ledare eller,

– en luftledning utförd med kabel utan metallmantel eller skärm ska jordfelsskydden ha högsta möjliga känslighet vid detektering av jordfel. Reläfunktionen för frånkoppling ska vara säkerställd för resistansvärden upp till 5 000 ohm.

5 § För en högspänningsanläggning i ett icke direktjordat system för högst

25 kV nominell spänning, i vilken det ingår luftledningar av något annat slag än vad som anges i 4 §, ska jordfelsskydden vara anordnade så, att

reläfunktionen för frånkoppling är säkerställd för resistansvärden upp till 3 000 ohm. Inom områden som inte omfattas av detaljplan får en sådan anläggning innehålla ett fåtal spann friledning med plastbelagda ledare.

6 § För spänningssättning av sådana jordade delar i anläggningar inom

ett icke direktjordat system för högst 25 kV nominell spänning till vilka jordslutning kan ske gäller de värden som anges i tabell 1.

Tabell 1. Visar högsta tillåtna värden vid spänningssättning av jordade delar[4]

Högsta tillåtna värden på enpolig jordslutning Frånkopplas automatiskt inom Signaleras

automatiskt 2 sekunder 5 sekunder

Skyddsledare och PEN-ledare som tillhör något

annat ledningssystem anslutet över transformator i vilket en

punkt är direkt jordad (TN-system) - vid gemensam jordning

- vid skilda jordningar 100 V _{200 V} 100 V _{200 V 100 V} 50 V Utsatta delar i driftrum

eller sådana platser där människor ofta vistas

400 V 300 V 100 V

Övriga delar 800 V 600 V 200 V

I standarden SS-EN 61936-1 anges de fodringar som ställs på en starkströmsanläggning med nominella spänningar överstigande 1 kV växelström och med en nominell frekvens upp till 60 Hz. Följande utdrag från avsnitt 4.2.4 beskriver de skyddskrav som ställs vid kortslutningsströmmar. [5]

8

Anläggningar ska vara så utförda att de med säkerhet motstår de mekaniska och termiska effekterna orsakade av kortslutningsströmmar.

Denna standard bygger på att alla typer av kortslutningar ska beaktas, t ex: – trefas

– fas-till-fas – fas-till-jord – två faser-till-jord

Anläggningar ska skyddas av anordningar för automatisk frånkoppling av trefas och fas-till-fas-kortslutningar.

Anläggningarna ska skyddas av automatiskt verkade reläskydd för antingen frånkoppling av jordfel eller jordfelsindikering. Valet är beroende av hur systemet är neutralpunktsjordat.

Märkkortslutningstiden är 1,0 s.

ANM 1 – Om annat värde än 1s är bättre lämpat, rekommenderas 0,5s, 2,0s och 3,0s.

ANM 2 – Den fastställda märkkortslutningstiden ska inkludera felbortkopplingstiden.

3.2 Olika feltyper och dess kännetecken

En kortslutning innebär att det finns en elektriskt ledande förbindelse mellan två eller flera ledare i ett system. Kortslutningar kan orsakas av ex. fel i utrustning, blixtnedslag eller träd. Vid kortslutning mellan faser (eller fas och jord), erhålls stora felströmmar. Dessa utgörs dels av en växelströmskomposant och en exponentiellt avtagande likströmskomposant, se figur 1. [3] Likströmskomposanten förklaras av att ett växelströmssystem inte kan gå från ett stationärt tillstånd till ett annat utan att en likströmskomposant bildas. Vilken feltyp, storlek på kortslutningsimpedansen, felresistans och hur elnätet är byggt påverkar också storlek och utseende på strömmar och spänningar under felet. [2]

Figur 1. Kortslutningsströmmens tidförlopp med växelströmskomposanten ik och den avtagande

9

Övriga fel som kan uppstå är avbrottsfel på en eller flera faser (s.k. seriefel) eller samtidiga fel t.ex. två jordfel på olika platser i ett system. [2] De flesta av dagens kraftsystem är kraftigt dimensionerade och har stora generatorer anslutna till sig, det innebär höga kortslutningsströmmar med både stora termiska och mekaniska verkningar vilket i sin tur kan leda till svåra personskador. Problem med säker bortkoppling kan även uppkomma vid för låg kortslutningseffekt, som kan uppstå långt bort på en ledning eller vid högt

övergångsmotstånd i ljusbågar. [6] Låg kortslutningseffekt är också ett problem vid dödnätsstart.

3.2.1 Systemjordning

Systemjordning innebär det sätt ett kraftsystems nollpunkter har kopplats till jord. Valet av systemjordning avgör amplituden på den ström som uppstår vid ett jordfel.

Lågspänningsnät (230/400V) samt högspänningsnät (130-400 kV) drivs i Sverige med direktjordad nollpunkt se figur 2a. Systemet har då en direkt anslutning till jord utan strömbegränsade anordning vilket leder till att jordfelsströmmarna är i samma

storleksordning som kortslutningsströmmarna. Denna systemjordning möjliggör därmed snabb bortkoppling vid enfasigt jordfel. Nackdelen är dock högre överspänningar vid jordfel än om nollpunkten varit ansluten mot jord via strömbegränsande utrustning. [2] Ett icke direktjordat system har en nollpunkt som är förbunden till jord via en impedans. Denna förbindelse utgörs normalt av ett motstånd, en spänningstransformator eller via ett motstånd och en parallellkopplad reaktor, se figur 2b - d. [7] Genom de krav som ställs på bland annat högsta tillåtna spänning av utsatta delar (se avsnitt 3.1.4) är mellanspänningsnät i Sverige utförda så att dess nollpunkter ansluts mot jord via ett motstånd och en

parallellkopplad reaktor (s.k. Petersénspole). På så vis begränsas både jordfelsström och spänningsättningens storlek. En nackdel är dock att kravet på isolation ökar i och med att de friska faserna kan erhålla fasspänning motsvarande huvudspänning. [2]

Vid jordfel kommer nätet (främst kablar, men även luftledningar) att generera en kapacitiv jordfelsström. Syftet med Petersénspolen är att balansera ut nätets kapacitiva strömbidrag i felstället med en induktiv del. På så sätt kan den resulterande jordfelsströmmen i felstället reduceras, se figur 3. Det bidrag Petersénspolen ger bör därmed vara i samma

10

Figur 2. Olika systemjordningar a) direkt jordad nollpunkt b) motståndsjordad nollpunkt c) isolerad

nollpunkt d)impedansjordad nollpunkt

Figur 3. Jordfelsströmmar vid nollpunktsmotstånd och nollpunktsreaktor.

Det bör dock poängteras att nollpunktreaktorn i praktiken aldrig blir ideal

(förlustfri) utan kommer att ge ett visst resistivt bidrag till jordfelsströmmen.

3.2.2 Symmetriska komponenter

Normalt behandlas ett kraftsystem som ett symmetriskt trefassystem. Men det enda symmetriska fel som uppstår är en trefasig kortslutning eftersom den ger symmetriska ström- och spänningsförhållanden. Det innebär att strömmarna i faserna är lika stora men fasförskjutna 120°. [8] Vid andra typer av fel kommer symmetrin att rubbas och

osymmetriska strömmar och spänningar att uppstå. För att analysera osymmetriska fel används symmetriska komponenter vilket innebär att man beskriver trefassystemet med tre symmetriska delsystem; plusföljd, minusföljd och nollföljd, se figur 3 (där fas a utgör referens). [3]

Figur 4. Figuren visar de tre symmetriska komponenterna för fasströmmarna; plus-, minus- och

11

Dessa delsystem innefattar både spänning, ström och impedanser och dess storheter betecknas på följande sätt

Nollföljd: 𝑍₀, 𝑈₀, 𝐼₀ Plusföljd: 𝑍₁, 𝑈₁, 𝐼₁ Minusföljd: 𝑍2, 𝑈2, 𝐼2

Varje fasström eller fasspänning kan representeras som summan av de symmetriska komponenterna och om man inför fas operatorn 𝑎 = 𝑒𝑗120° _{kan fasströmmar 𝐼}

𝑎, 𝐼𝑏 och 𝐼𝑐 representeras på följande sätt i matrisform

[ 𝐼_𝑎 𝐼_𝑏 𝐼_𝑐] = [ 1 1 1 1 𝑎2 _𝑎 1 𝑎 𝑎2] ∙ [ 𝐼0 𝐼₁ 𝐼₂]

Genom att invertera ovanstående matris kan man representera nollföljd- plusföljd- och minusföljdsströmmarna 𝐼0, 𝐼1 och 𝐼2 enligt följande

[ 𝐼₀ 𝐼₁ 𝐼2 ] =1₃∙ [11 𝑎1 𝑎12 1 𝑎2 _𝑎] ∙ [ 𝐼_𝑎 𝐼_𝑏 𝐼𝑐 ]

Vidnormaldrift finns det endast plusföljdskomponenter vilket innebär att de utgör ett symmetriskt trefassystem med samma amplitud, 120° inbördes fasförskjutning och har en positiv fasföljd (a-b-c). Minusföljdskomponenter utgörs även det av ett symmetriskt trefassystem med samma amplitud, 120° fasförskjutning men med negativ fasföljd (a-c-b). Nollföljdskomponenter har samma amplitud och fasvinkel. [1]

Vid enfasigt och tvåfasigt jordfel samt seriefel uppstår plus-, minus- och

nollföljdskomponenter. Sammanfattningsvis så kommer plusföljdsström alltid att finnas så länge det är en spänningskälla inkopplad på nätet, minusföljdsström uppkommer under alla osymmetriska fel och belastningar medan nollföljdström endast uppstår vid jordfel. [2]

3.2.3 Beräkningar vid olika feltyper

Vid trefasig kortslutning finns endast plusföljdsimpedans sett från felstället och storleken på den stationära kortslutningsströmmen (𝐼𝑘3) beror av storleken på fasspänningen (𝑈𝑓) och plusföljdsimpedansen (𝑍₁). [6]

𝐼

=

|𝑍1| (1)

Vid tvåfasig kortslutning finns både plus- och minusföljdsimpedans (men ingen nollföljdsimpedans) sett från felstället. För alla statiska komponenter är

12

𝐼

=

1+𝑍2|

=

𝑈ℎ

2∙|𝑍1| (2)

Vid enfasigt jordfel finns plus-, minus- och nollföljdsimpedans sett från felstället och storleken på felström och nollföljdsspänning bestäms i detta fall av systemjordning (nollfölljdsimpedansen) och övergångsresistans i felstället. I ett nät med isolerad systemjordning är nollföljdsimpedansen (𝑍₀) i samma storlek som nätets kapacitiva reaktans (𝑋𝑐) och den beräknas genom vinkelhastigheten (𝜔) och övergångskapacitansen (𝐶₀) mellan fas och jord, enligt ekvation 3. I ett resistansjordat nät är nollföljdsimpedansen beroende av storleken på nätets kapacitiva reaktans (𝑋_𝑐) och nollpunktmotståndets resistans (𝑅_𝑁𝑀) enligt ekvation 4. I ett spoljordat nät kommer även nollpunktmotståndets induktiva reaktans (𝑋𝑁𝑀) att avgöra storleken på nollföljdsimpedansen, enligt ekvation 5.

𝑍

= −𝑗 ∙

= −𝑗𝑋

𝑍

=

𝑍

=

Storleken på jordfelsströmmen vid enfasigt jordfel (𝐼_𝑗𝑅𝑓) är beroende av storlek på

fasspänningen (𝑈𝑓), nollföljdsimpedansen, (𝑍0) och övergångsmotståndet (𝑅𝑓) i felstället.

𝐼

=

0+3∙𝑅𝑓 (6)

Storleken på nollföljdsspänning (𝑈₀) vid enfasigt jordfel är beroende av storleken på fasspänningen (𝑈_𝑓), övergångsmotståndet i felstället (𝑅_𝑓) och nollföljdsimpedansen (𝑍₀). [9] 𝑈₀= 𝑈𝑓 1+3∙𝑅𝑓 𝑍0 (7)

3.3 Reläskydd

13

3.3.1 Selektivitet

En selektivplan innebär ett skydds förmåga att enligt en i förväg uppgjord plan frånkoppla felbehäftad anläggningsdel. Skyddet verkar då inom ett skyddsområde eller på ett särskilt skyddsobjekt. Det finns fyra olika sätt att åstadkomma selektivitet:

- Funktionsselektivitet som baseras på skyddens funktionsvärde, exempelvis strömselektivitet.

- Tidsselektivitet som baseras på skyddens funktionstider och tidsfördröjningar. - Riktningsselektivitet som tar hänsyn till riktningen av det fel som detekteras. - Absolut selektivitet, vilket innebär att skydden endast löser ut för fel på det egna

skyddsobjektet (i praktiken jämför skydden att ström ut på en ledning kommer fram på andra sidan).

Beroende av nätstrukturen används oftast en kombination av flera av dessa för att uppnå en god selektivitet. [2]

3.3.2 Snabbhet

Eftersom höga felströmmar utsätter anläggningsdelarna för mekaniska och termiska påfrestningar är det önskvärt att bortkopplingen sker så snabbt som möjligt. Den totala felbortkopplingstiden för ett skydd är summan av mättiden för reläskyddet,

tidsfördröjningen i utlösningskretsen och tiden det tar för brytaren att öppna och släcka ljusbågen. Det högsta momentana värdet en kortslutningsström når kallas stötström och eftersom brytartiden alltid kommer vara längre än en halv period kommer man inte lyckas koppla bort tillräckligt snabbt så att stötströmmen begränsas. Det finns dock

strömbegränsande säkringar som släcker ljusbågen redan innan kortslutningsströmmen hunnit nå sitt toppvärde. [2]

3.3.3 Känslighet

Ett skydd måste vara så pass känsligt att det kan garantera bortkoppling av alla fel, men är det för känsligt inställt finns en ökad risk för obefogade bortkopplingar. Valet av

känsligheten hos ett skydd är ofta en kompromiss av de förhållanden som uppstår vid normaldrift och för att klara så många felfall som möjligt. [2]

3.3.4 Tillförlitlighet

14

inställd med högre tidsfördröjning än huvudskyddet). En mindre del av dessa fel beror på ett tekniskt fel i reläskyddet och en större del beror på handhavandefel, fel i ström- och spänningskretsar, olämpliga inställningar, likströmsförsörjningen eller att skyddsprincipen inte klarar av just den feltypen. [2]

För att få så hög tillförlitlighet som möjligt bör hela felbortkopplingssystemet med reläskydd, mättransformator, likströmssystemet och brytare studeras. Man bör även använda sig av reservbortkoppling som kan koppla bort ett fel om huvudskyddet inte gör det. Reservbortkoppling kan utföras på två sätt, antingen genom lokal reserv eller med fjärreserv. Lokal reserv innebär att dubbla skyddssystem jobbar parallellt med varandra (typiskt för stamnätet) medan fjärreserv innebär att reservbortkoppling sker på en annan plats (vilket är en billigare lösning men leder till att en större del kopplas bort än vid lokal reserv). [2]

3.3.5 Grundläggande funktionssätt

Spänning, ström, effekt, frekvens eller impedans är de påverkande storheter som bestämmer ett reläskydds arbetsätt. Ett relä kommer att agera när den påverkande storheten är lika med ett förutbestämt funktionsvärde och återgå vid ett förutbestämt återgångsvärde. Kvoten mellan funktionsvärdet och återgångsvärdet kallas återgångsförhållande och uttrycks oftast i procent.

Det finns reläskydd som fungerar när den påverkande storheten är större eller mindre än reläets funktionsvärde, dessa kallas maximi- respektive minimirelä. Andra typer är relä som fungerar i ett i förväg bestämt beroende av den påverkande storheten s.k. mätande relä eller riktade relä där agerandet är beroende av vinkeln mellan ström och spänning.

Ett reläskydd kan använda sig av funktionssteg som är momentana eller tidsfördröjda. Tidsfördröjningen kan antingen vara konstant eller beroende av storleken av den

påverkande storheten (ex. inverstidsfördröjning av överströmsskydd där tidsfördröjningen är en funktion av uppmätt ström).

Reläskydd namnges oftast efter dess påverkande storhet till exempel frekvens-, effekt-, ström- eller spänningsskydd (eller mer specifikt överström- eller underspänningsskydd). De kan även namnges beroende på inkopplingsprincip till exempel nollföljdsspänningsskydd eller differentialskydd. [2]

3.3.6 Överströmsskydd

15

3.3.7 Jordfelsskydd

Som nämnts ovan uppstår nollföljd endast vid jordfel. Vilket innebär att man genom att mäta nollföljdsström och – nollföljdsspänning kan detektera jordfel. Vilken storlek

nollföljdsströmmen får bestäms av kopplingsbild, systemjordning och övergångsimpedans i felstället. Detta innebär att jordfelsskyddets uppbyggnad ser olika ut för icke direktjordat och direktjordat nät.

För att mäta nollföljdsströmmen kan man antingen mäta strömmen genom nollpunkten, i en kabelströmstransformator som omsluter alla faser eller genom att parallellkoppla

sekundärlindningarna hos tre strömtransformatorer till systemets tre faser i en så kallad summaströmskoppling. För att mäta nollföljdsspänningen kan man antingen mäta spänningen direkt mellan jord och systemets nollpunkt eller genom att koppla sekundärlindningarna på tre spänningstransformatorer i öppen deltakoppling. Vid seriekoppling av sekundärlindningarna får man då en summaspänning. Vid jordfel i

systemet kommer denna summaspänning att avvika från noll. I ett icke direkt jordat nät kan denna spänning vid stumt jordfel uppgå till samma storlek som fasspänningen och vid direktjordade nät är den oftast betydligt mindre. Valet av systemjordning kommer således att ställa olika krav på nätets isolationsnivå, isolationen i ett icke direkt jordat nät blir dyrare eftersom fasspänningen i friska faser kan uppgå till huvudspänning vid ett jordfel. [2]

3.3.8 Nollpunktspänningsskydd

Nollpunktspänningsskyddet mäter nollföljdsspänningen under ett jordfel och används som reservskydd för ledningsskydden. [9]

3.4 Inställningsstrategi för reläskydd

Ett reläskydds utformning och omfattning bestäms primärt av personella och materiella säkerhetskrav och sekundärt av tekniska och ekonomiska avvägningar. Faktorer som spelar roll vid utformning av reläskyddsinställningar är:

- lagar, föreskrifter och normer

- sannolikhet och konsekvens av en viss feltyp - anläggningens betydelse eller värde i kraftsystemet - utformningen av anläggningen

- möjlighet till snabbt ingripande från driftpersonal

- användning av andra system för övervakning och styrning [2]

16

karaktäristik samt se till så att det skydd som är längst bort är inställt med värden lika med eller mindre än de skydd som är bakom. [1]

3.4.1 Ledningsskydd

3.4.1.1 Överströmsskydd med konstanttid

Skyddsinställningen för en linjes överströmsskydd innefattar oftast två funktionssteg, ett tidsfördröjt steg (𝐼>) och ett momentansteg (𝐼≫) (det finns dock skydd som har möjlighet att använda fler än två funktionssteg).

Överströmsskyddets tidsfördröjda steg bestäms utifrån maximal belastningsström

(𝐼_{𝑚𝑎𝑥𝑙𝑎𝑠𝑡}) och minsta förekommande tvåfasiga kortslutning (𝐼_{𝑘2𝑚𝑖𝑛}) på linjen. Vid kontroll

av dessa är det viktigt att ta både normal- och reservdriftfall i beaktning. För att säkerställa att avsedd funktion erhålls används faktorn 1,2 respektive 0,75 för att kompensera för osäkerheter i indata och faktiska förhållanden. Hänsyn bör även tas till strömreläets återgångsförhållande (𝜂).

1,2 ∙

𝜂

≤ 𝐼

≤ 0,75 ∙ 𝐼

Överströmsskyddets momentansteg bestäms utifrån högsta trefasiga kortslutning (𝐼𝑘3𝑚𝑎𝑥) som skyddet ska bryta för. För att ta hänsyn till ingående osäkerheter används en

säkerhetsfaktor på 1,2. Man bör även beakta skyddets känslighet mot den

likströmskomposant som uppstår vid en trefasig kortslutning, eftersom den kan göra att strömmens toppvärde blir dubbelt så högt. Detta görs genom en faktor som tar hänsyn till strömreläernas transienta överräckning (𝑘𝑡 > 1).

𝐼_≫≥ 1,2 ∙ 𝑘_𝑡∙ 𝐼_{𝑘3𝑚𝑎𝑥} (9)

Om ledningen man skyddar har en påsticksstation, exempelvis en kundanläggning med reläskydd eller säkringar, som man önskar vara selektiv mot är det lämpligt att använda sig av den maximala felströmmen som kan uppstå vid trefasig kortslutning i den stationen. I de fall där skillnaden i felströmmen i stationen och ledningens fjärrände eller stationen och närmsta underliggande skyddsobjekt är liten kan det beräknade momentansteget vara större än den maximala felströmmen i stationen. I dessa fall får kan momentansteget inte

användas. [9]

3.4.1.2 Jordfelsskydd med konstanttid

Inställning av jordfelsskydd ska göras i enlighet med de särskilda krav som finns beskrivet under avsnitt 3.1.4. och skyddets känslighet bestäms således av storlek på

övergångsimpedansen i felstället. Detta innebär att skydden normalt inte kan utnyttja strömselektivet utan får förlita sig på tidsselektivitet. Kortast tid väljs för det skydd som är längst bort från matningspunkten för att sedan succesivt ökas med 0,5-1 s för varje

17

Ett jordfelsskydd ska uppfylla två kriterier för att felbortkoppling ska initieras; både jordfelsström och nollföljdsspänning ska överskrida inställda funktionsvärden.

Funktionsvärdet för strömmen dimensioneras efter storleken på felströmmen vid enfasig jordslutning. Beräkning av felström vid enfasig jordslutning görs enligt ekvation 6 (se avsnitt 3.2.3). Funktionsvärdet för nollföljdsspänningen, även kallad frigivningsspänning bestäms enligt ekvation 7 (se avsnitt 3.2.3). Den ska vara känsligare inställd än

jordfelströmmen vilket innebär att beräkningar ska göras med en högre övergångsimpedans i felstället. [9]

3.4.2 Transformator och samlingsskena

3.4.2.1 Samlingsskenans överströmskydd med konstanttid

Överströmsskyddets tidsfördröjda steg på samlingsskenan bestäms utifrån transformatorns märkström på nedsidan (𝐼𝑛2). För att ta hänsyn till möjlig överbelastning och till ingående osäkerheter används en säkerhetsfaktor på 1,4. Hänsyn bör även tas till strömreläets återgångsförhållande (𝜂).

𝐼

≥ 1,4 ∙

Det är inte lämpligt att använda sig av ett rent momentansteg för överströmsskydd på transformatorns nedsida. Det skulle innebära oselektivitet mot ledningsskyddens momentansteg. Genom att låta starten av överströmsskydd på utgående linjer blockera momentansteget på transformatorns nedsida kan en snabb felbortkoppling vid kortslutning på samlingsskenan ändå åstadkommas. Då fördröjer man skyddet med cirka 0,2 sekunder för att eventuella blockeringar ska hinna före en utlösning. Bestämning av momentansteget,

(𝐼_{≫𝑏𝑙𝑜𝑐𝑘}) görs utifrån minsta felström genom transformatorn vid tvåfasig kortslutning på

samlingsskenan. För att säkerställa att avsedd funktion erhålls används faktorn 0,75 för att kompensera för osäkerheter i indata och faktiska förhållanden. För att säkerställa att detta steg inte bryter före det tidsfördröjda överströmsskyddet på transformatorns uppsida bör det vara ställt mindre än 140 % av märkström. [9]

𝐼_{≫𝑏𝑙𝑜𝑐𝑘}≤ 0,75 ∙ 𝐼_{𝑘2𝑚𝑖𝑛} (11)

3.4.2.2 Transformatorns överströmsskydd med konstanttid

Överströmsskyddets tidsfördröjda steg på transformatorns uppsida bestäms utifrån dess märkström (𝐼𝑛1). För att ta hänsyn till möjlig överbelastning och till ingående osäkerheter används en säkerhetsfaktor på 1,4. Hänsyn bör även tas till strömreläets

återgångsförhållande (𝜂).

𝐼

≥ 1,4 ∙

18

𝐼_≫≥ 1,2 ∙ 𝑘_𝑡∙ 𝐼_{𝑘3𝑚𝑎𝑥} (13)

3.4.2.3 Nollpunktspänningsskydd

Nollpunktspänningsskyddets funktionsvärde (𝑈_>) bestäms genom nollpunktspänningens, (𝑈₀) utbildningsgrad i förhållande till fasspänningen (𝑈_𝑓). Ett lämpligt funktionsvärde motsvarar 15-25% av full nollföljdsspänning. [9]

𝑢𝑡𝑏𝑖𝑙𝑑𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑔𝑟𝑎𝑑 =𝑈0

𝑈𝑓∙ 100% (14)

3.4.3 Överströmsskydd med inverstid

Inverstidsfördröjning innebär att det är de uppmätta realtidsvärdena under ett fel som sätter funktionstiden för skyddet, ju högre felström desto snabbare brytning. Det finns tre

standardiserade inverstidskarakteristiker: Standard Inverse (SI), Very Inverse (VI) och Extremly Inverse (EI). Vid samma minskning av felsström förändras funktionstiden för de tre kurvorna olika mycket, där SI förändras långsammast och EI snabbast, se figur 5. [2]

Figur 5. Visar de tre olika inverstidskarakteristikerna med Is= 100A och K = 1.

SI (svart), VI (röd) och EI (blå)

19

SI

𝑡 = 𝐾 ∙

VI

𝑡 = 𝐾 ∙

EI

𝑡 = 𝐾 ∙

Inställning av inverstidsfördröjning sker i följande steg: 1) fastställ lämplig inverstidskarakteristik

2) bestäm funktionsvärdet för startströmmen 𝐼_𝑠 3) bestäm eventuellt momentansteg 𝐼≫

4) bestäm skalkonstanten 𝐾för att få önskad tidsmarginal ∆𝑡 mellan skydd

Steg 1) Inverstidskarakteristik bestäms utefter elnätets uppbyggnad samt vilka skydd som finns i nätet. I elnät med varierande kortslutningseffekter används vanligtvis konstanttid och SI. Medan VI och EI används där det är relativt konstant kortslutningseffekt

exempelvis i industrinät eller för koordinering med säkringar. [2]

Steg 2) Funktionsvärdet för startströmmen fastställs med samma kriterier som vid

bestämning av det tidsfördröjda steget vid konstanttid enligt ekvationerna 8, 10 och 12. (se avsnitt 3.4.1–3.4.2)

Steg 3) Funktionsvärdet för momentasteget fastställs med samma kriterier som vid bestämning av det momentana steget vid konstanttid enligt ekvationerna 9, 11 och 13. (se avsnitt 3.4.1–3.4.2)

Steg 4) Skalkonstanten 𝐾 justeras så att det finns tillfredställande tidsmarginal ∆𝑡 mellan säkring-reläskydd eller mellan reläskydd-reläskydd. [1]

20

Figur 6. Förändring av funktionstiden t vid olika värden på skalkonstant K (Is= 100A) 3.4.4 Val av funktionstid

För att tidsselektiviteten mellan två skydd ska kunna säkerställas krävs att tidsmarginalen, ∆𝑡, är tillräckligt stor. Tidsselektivitet föreligger om tidsmarginalen är större än den sammanlagda summan av tiden för brytaren (𝑡𝑏), reläskyddets återgång (𝑡å) samt en fastställd marginal (𝑡_{𝑚𝑎𝑟𝑔}).

21

3.5 Fördelningsstationen TT3215 Norsjö

3.5.1 Allmänt

Fördelningsstationen TT3215 Norsjö (30/10kV) matas från ST54 Örträsk (130/30 kV), som i sin tur matas från Vargfors (400/130 kV). Vargfors ägs av Vattenfall medan Örträsk och Norsjö ägs av Skellefteå Kraft. Kortslutningseffekten på inkommande 30 kV vid TT3215 är ca 136 MVA vid normaldrift. Enlinjeschema över fördelningsstationen med underliggande 10 kV-nät redovisas i figur 7.

Figur 7. Enlinjeschema för TT3215Norsjö

I TT3215 transformeras spänningen ned via två parallella transformatorer, T1 och T2, varav T2 av förlustskäl är frånkopplad vid normaldrift. Båda transformatorerna installerades i början av 80-talet, är YNyn-kopplade och har en märkeffekt på 16 MVA.

Nollpunkter från transformatorernas sekundärsida är anslutna till jord via ett 7A nollpunktsmotstånd och en parallellkopplad nollpunktsreaktor. Nollpunktsreaktorn är automatiskt avstämd med en snedavstämning på 2A och har ett steglöst reglerområde mellan 10 till 100 A.

22

placerade i det nät som matas från GR26 och en i det nät som matas från GR27. Under GR26 finns tre stycken avsäkrade linjefrånskiljare samt en linjereläbrytare installerad. Stationen matar ett antal större förbrukare och har två högspänningskunder anslutna. Den ena är ansluten under GR15 och den andra under GR25. Tabell 2 visar data för maximal belastningsström, kapacitiv jordslutningsström, utlokaliserade nollpunktsreaktorer och driftspänning för respektive grupp.

Tabell 2. Information om maximal belastningsström, kapacitiv jordslutningsström, utlokaliserad

nollpunktsreaktor och spänning för respektive grupp.

Linje 𝑰𝒎𝒂𝒙𝒍𝒂𝒔𝒕 (𝑨) 𝑰𝒄 (𝑨) Utlokaliserad nollpunktsreaktor (A) 𝑼 (𝒌𝑽) GR12 106 8 10,67 GR13 66 9 10,67 GR15 82 5 10,67 GR16 56 42 -20 10,67 GR17 19 18 10,67 GR23 187 8 10,67 GR25 101 6 10,67 GR26 46 10 10,67 GR27 30 34 -10 10,67 3.5.2 Skyddsbestyckning

Stationens skyddsbestyckning återges i reläöversikterna i figur 8-9. Båda transformatorerna är utrustade med differentialskydd. På 30 kV-sidan är transformatorerna utrustande med överströmsskydd i två steg, ett tidsfördröjt och ett momentant steg. På 10 kV-sidan är transformatorerna utrustade med ett överströmskydd med endast ett funktionssteg. Detta skydd fungerar som reservskydd för linjeskydden och omfattar ett momentansteg med en blockeringsfunktion. Önskvärt hade varit att det också funnits ett tidsfördröjt steg på nedsidan utan blockering (som beskrivet i avsnitt 3.4.2.1) Avsaknaden av ett tidsfördröjt steg på nedsidan av transformatorn leder till att det inte kommer att finnas fullgod

23

Figur 8. Visar en reläöversikt på 30 kV-sidan i TT3215 Norsjö.

24

3.5.3 Befintliga skyddsinställningar

Tabell 3 och 4 redovisar de befintliga skyddsinställningarna för fördelningsstationen TT3215 Norsjö.

Tabell 3. Befintliga reläskyddsinställningar för linjernas överströmsskydd samt riktade

jordfelsskydd. Överströmsskydd Jordfelfelsskydd Skyddsobjekt 𝑰> (𝑨) 𝑰> (𝒔) 𝑰≫(𝑨) 𝑰≫ (𝒔) Js (A) Jsr (s) 𝑼𝟎>(𝑽) GR12 200 0,5 1200 Mom 1 1,5 15 GR13 200 0,5 1200 Mom 1 1,5 15 GR15 140 0,7 500 Mom 1 1,5 15 GR16 140 0,7 400 Mom 1 1,5 15 GR17 200 0,5 600 Mom 1 1,5 15 GR23 300 0,5 1200 Mom 1 1,5 15 GR25 260 0,5 1200 Mom 1 1,5 15 GR26 200 0,7 2100 Mom 1 1,5 15 F-Arnberg-RS 150 0,3 300 Mom 1 1,0 15 GR27 100 0,3 400 Mom 1 1,5 15

Tabell 4. Befintliga reläskyddsinställningar för överströmsskyddet på 30 kV-sidan av

transformatorn, samlingsskena och allmänt jordfelsskydd.

Överströmsskydd Jordfel

Skyddsobjekt 𝑰> (𝑨) 𝑰> (𝒔) 𝑰≫(𝑨) 𝑰≫ (𝒔) 𝑼>(𝑽) 𝑼> (𝒔)

𝑇1_{30 𝑘𝑉}+ 𝑇2_{30 𝑘𝑉} 480 1,1 1600 Mom

Samlingsskeneskydd 1200 0,2

25

4 Resultat

4.1 Normal- och reservdriftläggning

Val av inställningsparametrar kontrollerades mot normaldrift med intakt nät och vid en uppsättning reservdriftfall vid kvarstående fel på ledning eller kabel. Vissa av dessa

reservdriftfall ansågs olämpliga p.g.a. för hög belastning, för högt spänningsfall eller för att lägsta kortslutningsströmmen var så låg att överströmsskyddet riskerat att lösa obefogat för lastström. En sammanställning av de olämpliga driftfallen redovisas i bilaga A.

Följande data har tagits fram för linjereläbrytare F-Arnberg-RS samt de utgående linjeskydd i TT3215 som omfattas av rapporten: högsta belastningsström, relativ belastningsström på utgående linje, lägsta spänning, lägsta förekommande kortslutningsström (som berört skydd ska vara primärskydd för) samt högsta förekommande kortslutningsström vid efterföljande skydd i serie.

Maximal förekommande kortslutningsström erhålls vid trefasig kortslutning på 10 kV-skenan i TT3215 vilken uppgår till ca 3,5kA och nätets resistiva bidrag till

jordfelsströmmen enligt mätning uppgår till 3,02A. Tabell 5-6 redovisar resultatet från genomförda beräkningar för normal- respektive reservdrift.

Tabell 5. Data vid normaldrift

Skyddsobjekt 𝑰𝒎𝒂𝒙𝒍𝒂𝒔𝒕 Relativ _{belastning (%) 𝑼}𝒎𝒊𝒏 (𝒌𝑽) 𝑰𝒌𝟑 (𝑨) 𝑰𝒌𝟐(𝑨)

GR12 106 40 10,59 - 1 728 GR13 66 25 10,62 - 2 407 GR15 82 27 10,59 3 023 2 501 GR16 56 18 10,43 - 410 GR17 19 6 10,56 - 495 GR23 187 71 10,56 - 2 347 GR25 101 38 10,60 3 088 2 403 GR26 46 15 10,15 2 024 377 F-Arnberg-RS 7 7 10,51 - 430 GR27 30 10 10,24 - 260

Tabell 6. Data vid reservdrift

Skyddsobjekt 𝑰𝒎𝒂𝒙𝒍𝒂𝒔𝒕 Relativ _{belastning (%)} 𝑼𝒎𝒊𝒏 (𝒌𝑽) 𝑰𝒌𝟑 (𝑨) 𝑰𝒌𝟐 (𝑨)

26

4.2 Inställningsstrategi A

Vid inställningsstrategi A har reläskyddsinställningar med konstanttidsfördröjning i enlighet med avsnitt 3.4.1–3.4.2 tagits fram för överström- och jordfelsskydd. Inga nya inställningar har tagits fram för transformatorernas differentialskydd. Vid beräkning av startvärden för ledningarnas överströmsskydd använder inte Skellefteå Kraft Elnät sig av strömreläets återgångsförhållande och ingen hänsyn tas till strömreläets transienta överräckning. Alla värden i detta avsnitt är primära värden med undantag för de riktade jordfelskyddens frisläppningsspänning och det allmänna jordfelsskyddets spänningsgräns som är angivna som sekundära värden.

Vid framtagning av rekommenderade skyddsinställningarna har en prioritering av selektivitet mot kundanläggningar valts före snabb felbortkoppling på eget nät. De befintliga skyddsinställningarna har däremot valt att prioritera snabb felbortkopplingstid före selektivitet mot kundanläggningar. För att säkerställa god tidsselektivitet mellan två skydd använder Skellefteå Kraft som praxis tidsmarginalen ∆𝑡 = 0,3s för överströmsskydd och ∆𝑡 = 0,5𝑠 för jordfelsskydd.

I enlighet med de krav som ställs på ett jordfelsskydds känslighet (se avsnitt 3.1.4) ska reläfunktionen i detta nät vara säkerställd för en övergångsresistans upp till 5 kΩ i felstället (eftersom samtliga grupper kan mata nätdelar med isolerad friledning). Beräkning av dimensionerande jordfelsström gjordes därför med hänsyn till nätets resistiva bidrag (se avsnitt 4.1), storleken på nollpunktsmotståndet (se avsnitt 3.5.1) och en övergångsresistans på 5kΩ. Den rekommenderade inställningen på 1A är avrundad och innebär i teorin att felbortkoppling är säkerställd för resistansvärden upp till 5,55kΩ. Frisläppningsspänningen ska ha högre känslighet än strömvillkoret och har för enkelhetens skull valts till 10V motsvarande en känslighet på 6,15kΩ. Det allmänna jordfelsskyddet är inställt med en utbildningsgrad på 18 %, vilket motsvarar en känslighet på 2,77kΩ.

Tabell 7 redovisar rekommenderade inställningar för de linjeskydd i TT3215 Norsjö som omfattas av rapporten samt linjereläbrytare F-Arnberg-RS (som normalt matas från TT3215 GR26). Tabell 8 redovisar rekommenderade inställningar för samlingsskene- och

transformatorskydd.

Tabell 7. Rekommenderade skyddsinställningar

27

Tabell 8. Rekommenderade skyddsinställningar

Överströmsskydd Jordfelsskydd

𝑰_> (𝑨) 𝑰_> (𝒔) 𝑰_≫(𝑨) 𝑰_≫ (𝒔) 𝑼_>(𝑽) 𝑼_> (𝒔)

𝑇1_{30 𝑘𝑉} 𝑜𝑐ℎ 𝑇2_{30 𝑘𝑉} 400 1,1 1 500 Mom

Samlingsskeneskydd 1 100 0,2

Allmänt jordfel 10kV 20 5

F-Arnberg-RS ligger i normaldrift i serie med linjeskyddet i GR26 och vid reservdrift i serie med GR12. Det innebär att funktionstiderna för GR12 och GR26 blir högre än för de övriga gruppernas. Överströmsskyddets tidsfördröjda steg vid F-Arnberg-RS är satt till 0,3s. För att säkerställa god selektivitet anpassas linjeskydden därför till funktionskurvan för F-Arnberg-RS. Tidsmarginalen mellan F-Arnberg-RS och linjeskydden är enligt praxis 0,3s varvid linjeskyddens totala funktionstid i det tidsfördröjda steget uppgår till 0,6s. Samma tidsmarginal har använts för att säkerställa selektivitet mellan linjeskydden och kundanläggning. Ingen justering har gjorts av transformatorernas tidsfördröjda funktionstid. För jordfelsskyddet är funktionstiden för F-Arnberg-RS satt till 1,0s. För att säkerställa god selektivitet är tidsmarginalen mellan F-Arnberg och linjeskydden enligt praxis för icke direktjordade nät satt till 0,5s varvid alla linjeskyddens totala funktionstid uppgår till 1,5s. För GR15, GR25 och GR27 kommer det föreslagna funktionsvärdet för

överströmsskyddets momentansteg att vara högre än den högsta felström som erhålls vid kortslutning på samlingsskenan. Detta illustreras för GR15 i diagram 1 nedan (se svart pil). Man tvingas därmed avstå från att använda momentsteget för linjernas överströmsskydd. I det här fallet sker detta p.g.a. att det på alla tre linjer vid normal- eller reservdrift finns en kundanläggning i nära anslutning till fördelningsstationen (vilket innebär att skillnaden mellan felströmmen vid samlingsskenan och kundanläggningen inte är tillräckligt stor för att kunna garantera selektivitet, se svarta och lila pilen). Beräknade värden för de maximala felströmmarna för respektive grupp redovisas i tabell 6 (se avsnitt 4.1).

Diagram 1. Funktionskurva för överströmsskyddet inställt med konstanttid i GR15

28

bilaga B). Diagram 2 visar överströmsskyddens funktionskurvor för F-Arnberg-RS. Diagrammet visar att reläskydden uppvisar god selektivitet vid maximalt förekommande felström vid F-Arnberg-RS (se lila pil) samt att samtliga fel på linjen detekteras (se grön pil). Under hela felströmsområdet kommer recloser att lösa för kortslutningsfel utan tidsfördröjning.

Diagram 2. Funktionskurva för överströmsskyddet inställt med konstanttid i GR26

4.3 Inställningsstrategi B

Vid inställningsstrategi B har reläskyddsinställningar med inverstidsfördröjning i enlighet med avsnitt 3.4.3 tagits fram för överströmskydden. Reläskyddsinställningar för

jordfelsskydden är desamma som vid inställningsstrategi A. Vid inställning av

skalkonstanten för inverstidsfördröjning finns normalt en begränsning av upplösning i skydden. Skalkonstanten kan i dessa skydd ställas från 0,05 (och uppåt) med ett minsta steg på 0,05. Även i detta avsnitt är alla värden primära värden med undantag för det riktade jordfelskyddens frisläppningsspänning och det allmänna jordfelsskyddet spänningsgräns som är angivna som sekundära värden.

De föreslagna skyddsinställningarna har i likhet med inställningsstrategi A prioriterat selektivitet mot kundanläggningar före snabb felbortkoppling på eget nät. För

inverstidsinställningarna har de två ytterligheterna Standard Inverse (SI) och Extremly Inverse (EI) använts för att få en uppfattning om vilka möjligheter och begränsningar inverstidsfördröjning kan ge. För att säkerställa god tidsselektivitet har, på samma sätt som för överströmsskydd inställda med konstanttid, en tidsmarginal på 0,3s mellan två skydd (eller mellan linjeskydd och kundanläggning) använts.

Tabell 9 redovisar rekommenderade inställningar för de linjeskydd i TT3215 Norsjö som omfattas av rapporten samt linjereläbrytare F-Arnberg-RS (som normalt matas från TT3215 GR26). Tabell 10 redovisar rekommenderade inställningar för samlingsskene- och

29

Tabell 9. Rekommenderade skyddsinställningar.

Överströmsskydd Jordfelsskydd Skyddsobjekt 𝑲 𝑰_𝒔 (𝑨) 𝑰_≫(𝑨) 𝑰_≫ (𝒔) Jsr (A) Jsr (s) 𝑼_𝟎>(𝑽) GR12 SI 0,10 250 2 400 Mom 1 1,5 10 EI 0,25 GR13 SI 0,15 250 3 200 Mom 1 1,0 10 EI 0,45 GR15 SI 0,15 180 3 700 Mom 1 1,0 10 EI 1,05 GR16 SI 0,15 170 3 000 Mom 1 1,0 10 EI 0,80 GR17 SI 0,10 200 800 Mom 1 1,0 10 EI 0,05 GR23 SI 0,10 350 3 200 Mom 1 1,0 10 EI 0,25 GR25 SI 0,15 160 3 700 Mom 1 1,0 10 EI 1,40 GR26 SI 0,10 225 2 500 Mom 1 1,5 10 EI 0,30 F-Arnberg-RS SI 0,05 100 300 Mom 1 1,0 10 EI 0,05 GR27 SI 0,15 160 3 800 Mom 1 1,0 10 EI 1,45

Tabell 10. Rekommenderade skyddsinställningar

Överströmsskydd Jordfelsskydd 𝑲 𝑰𝒔(𝑨) 𝑰≫(𝑨) 𝑰≫ (𝒔) 𝑼>(𝑽) 𝑼> (𝒔) 𝑇1_{30 𝑘𝑉} och 𝑇2_{30 𝑘𝑉} SI 0,20 400 1 500 Mom EI 0,15 Samlingsskeneskydd 1 100 0,2 Allmänt jordfel 20 5

30

Diagram 3. Funktionskurvor för överströmsskydd inställt med inverstidskarakteristik SI och EI i

GR26

31

5 Analys

5.1 Jämförelse av felbortkopplingstider

Med de rekommenderade skyddsinställningarna enligt tabell 7-10 har en jämförelse av felbortkopplingstid mellan konstant- och inverstidsfördröjning för överströmsskydden gjorts.

Tabell 11 redovisar hur stor differensen är mellan felbortkopplingstid för konstant- och inverstidsfördröjning (med SI- och EI-karakteristik) för högsta förekommande felström vid efterföljande skydd (eller kundanläggning) i serie.

Tabell 11. Skillnad i felbortkopplingstid vid maximal felström.

Vid jämförelse av felbortkopplingstider för inverstid- och konstanttidsfördröjning innebär det på de linjer där det endast finns ett linjeskydd (eller för linjereläbrytaren) i de flesta fall inte att vara någon markant skillnad i tidsfördröjning vid den maximala felströmmen. Det finns dock undantag där inverstidsfördröjningen är betydligt långsammare (än vid

konstanttidsfördröjning) exempelvis vid val av SI-karakteristik för linjeskyddet i GR17, där felbortkopplingstiden uppgår till 0,58s.

Detta förklaras av den begränsade upplösning skydden har vid inställning av skalkonstanten. Eftersom lägsta värdet på skalkonstanten är 0,05 och att de i dessa reläskydd endast kan ställas in med steg om 0,05. Vid inställning av inverstid justeras

Felbortkopplingstid

Skyddsobjekt Inverstid (s) Konstanttid (s) Differens (s)

32

skalkonstanten K för att uppnå önskad tidsfördröjning vid en viss felström, vid inställning med både SI- och EI-karakteristik har denna anpassats för att erhålla en funktionstid på 0,3s. Av ovan nämnda skäl uppstod det problem att ställa in felbortkopplingstiden till exakt 0,3s. Vid val av skalkonstant har den vid beräkning alltid avrundats uppåt vilket innebär att de flesta linjeskydd har en inställning där en långsammare felbortkopplingstid än 0,3s erhålls vid maximal felström (men aldrig en lägre).

I diagram 4 redovisas de olika karakteristikerna för linjeskyddet i GR23. Diagrammet visar funktionskurvan vid konstanttidsfördröjning (svart kurva), inverstid med SI-karakteristik (gul kurva) och EI-karakteristik (röd kurva). Vid maximal felström uppgår

felbortkopplingstiden vid konstantfördröjning till 0,3s, vid inverstidsfördröjning med SI-karakteristik till 0,34s samt med EI-SI-karakteristik till 0,35s. Vidare visar diagrammet att vid användning av inverstidsfördröjning kommer det för linjeskyddet alltid innebära en

långsammare felbortkopplingstid (än vid konstanttidsfördröjning) för alla felströmmar som är lägre än maximal felström (se lila pil).

6

Diagram 4. Visar tidsfördröjningen för konstanttid, inverstid med SI- och EI-karakteristik för

linjeskyddet i GR23

För GR12 och 26 där linjeskyddet vid normal- eller reservdrift sitter i serie med recloser F-Arnberg-RS kommer det vid skyddsinställningar med inverstidskarakteristik (jämfört med konstanttid) innebära en snabbare felbortkopplingstid vid maximal felström. För GR12 reduceras den från 0,6s till 0,33s vid SI-karakteristik och 0,34s vid EI-karakteristik. För GR26 reduceras den från 0,6s till 0,32s vid SI-karakteristik och 0,30s vid EI-karakteristik. För de två grupperna och de två olika inverstidskarakteristikerna kommer

33

konstanttidsfördröjning) vid felströmmar större än 792 A vid SI-karakteristik och större än 1440 A vid val av EI-karakteristik.

Diagram 5. Visar tidsfördröjningen för konstanttid, inverstid med SI- och EI-karakteristik för

linjeskyddet i GR26

5.2 Jämförelse av möjlighet att uppnå selektivitet

Utredningen visar inte någon skillnad i möjlighet att uppnå selektivitet mellan

34

6 Slutsatser och rekommendationer

Vid jämförelse av befintliga och föreslagna skyddsinställningar kan en stor skillnad för överströmsskyddens tidsfördröjda och momentana steg noteras (där de befintliga inställningarna är offensivare än de föreslagna). Skillnaden förklaras av det vägval som måste göras; antingen välja snabb felbortkopplingstid på eget nät (men med risk för oselektivitet mot kundanläggningar) eller god selektivitet mot kundanläggningar (men långsammare felbortkopplingstider som följd). Befintliga inställningar har valt att prioritera snabb felbortkopplingstid på eget nät medan examensarbetet valt att vara selektiv mot kundanläggningar.

På Skellefteå Kraft finns idag ingen sammanhållen strategi för ovanstående vägval, vilket visar sig att det är gjort olika på olika fördelningsstationer. En sammanhållen strategi för detta bör tas fram, med ett arbete där högspänningskunders anslutningsavtal ses över. Det nya anslutningsavtalet bör säkerställa samarbete mellan kund och nätägare vad gäller skyddssystem och anläggningsdokumentation. Idag saknas i många fall en motpart hos kunden då Skellefteå Kraft behöver se över sina skyddsinställningar i en fördelningsstation. Detta gör det i många fall svårt att veta var reläskydd hos kunder sitter, samt hur de är inställda. Inställning av dessa bör alltid göras i samråd med nätägaren.

De rekommenderade skyddsinställningarna är framtagna så att samtliga kriterier som redovisas under 1.4 är uppfyllda och godkända. Kontroll av spänning hos slutkund har kontrollerats indirekt genom studie av spänningsfall på 10 kV-nätet. Anledningen till detta är bristfällig dokumentation på lågspänningsnätet där t.ex. nättransformatorernas (10/0,4 kV) aktuella lindningskopplarläge inte alltid är korrekt inlagda i dokumentationssystemet. Dessa lindningskopplare är manuella och justeras i praktiken bara vid nätförändringar för att få vad man anser vara lämplig utspänning. Även här kan rutiner och instruktioner ses över. Detta leder till att det i beräkningsprogrammet är svårt att säga vad den faktiska spänningen hos slutkund (0,4 kV-nätet) blir, bara hur den förändras mellan olika driftfall. Därför har ett riktvärde på 10 kV-spänningen använts vid beräkning. Riktvärdet har varit att spänningen hos slutkund anses acceptabel om överliggande spänning inte understiger 10 kV (normalt ligger den på 10,5 kV varför detta ansetts ge ett lämpligt kvarstående utrymme för spänningsfall på 0,4 kV-nätet).

De rekommenderade inställningarna för överströmsskydden har kontrollerats så att de bryter för alla förekommande felströmmar på respektive linje. I de fall där selektivitet mot underliggande skydd (eller kundanläggning) behövs är inställningarna fastställda med en tidsmarginal på minst 0,3 s. Denna tidsmarginal har konsekvent använts genom hela arbetet, både vid inställning av konstant- och inverstidsfördröjning (för jordfelsskydd är dock tidsmarginalen 0, 5s). Genom att reläskydden vid rekommenderade inställningar kommer bryta för alla förekommande felströmmar rekommenderas att de tre avsäkrade frånskiljarna som finns i 10 kV-nätet ersätts med nya utan säkringar.

35

0,6s med bibehållen tidsselektivitet vid F-Arnberg-RS. Diagram 6 visar att reläskydden även vid val av denna inställning uppvisar god selektivitet vid maximalt förekommande felström vid F-Arnberg-RS (se lila pil) samt att samtliga fel på linjen detekteras (se grön pil).

Diagram 6. Tidsfördröjningen för konstanttid med endast ett momentant steg för recloser

F-Arnberg-RS (𝐼≫= 100 𝐴) samt linjeskyddet i GR26.

Ingen av grupperna är radialmatade utan alla kan reservmata eller reservmatas från andra grupper. Detta innebär att alla linjer vid normal- eller reservdrift ligger i serie med antingen F-Arnberg-RS eller kundanläggning, antingen i nätet som matas av TT3215 Norsjö eller i någon av de närliggande fördelningsstationerna. Som nämnts ovan så ligger de båda kundanläggningarna i kontrollerat nät i nära anslutning till fördelningsstationen TT3215 Norsjö och skillnaden på den maximala felströmmen vid kundanläggningarna och vid samlingsskena är därmed liten. Detta innebär att de rekommenderade skyddsinställningarna för överströmsskyddets momentansteg i GR15, GR25 och GR27 aldrig kommer att träda i kraft.

Avsaknaden av ett tidsfördröjt överströmssteg på nedsidan av transformatorerna leder till att det inte kommer att finnas en fullgod reservbortkoppling av utgående linjer i fall linjebrytare inte fungerar. Det är därför att rekommendera att undersöka för vilka fördelningsstationer detta gäller och komplettera dessa.

Eftersom alla grupper kan mata in på en isolerad friledning ska alla jordfelsskydd vara inställda med en övergångsresistans på 5kΩ. De befintliga inställningarna har en känslighet på 3,5kΩ vilket innebär att de inte kan garantera en felbortkoppling i enlighet med de särskilda säkerhetskrav som ställs för skydd mot jordfel (enligt avsnitt 3.1.4).

Rekommendationen är att dessa ändras för att utlösningsvillkor ska vara uppfyllt.

36

och inverstidsfördröjning av överströmsskydd. Analysen visar att det finns en skillnad mellan felbortkopplingstider vid jämförelse mellan konstant- och inverstidsfördröjning. För de grupper som vid normal- eller reservdrift matar linjereläbrytare F-Arnberg-RS kommer linjeskydden att erhålla en snabbare felbortkopplingstid vid användning av

inverstidsfördröjning (vid högsta förekommande felström). Felbortkopplingstiden reduceras med 0,26-0,30s beroende på val av inverstidskarakteristik. För resterande linjeskydd (och linjereläbrytare) erhålls samma eller en långsammare felbortkopplingstid vid maximal felström. Analysen visar inte någon skillnad i möjlighet att uppnå selektivitet mellan inställningsstrategi A och B, eftersom de rekommenderade skyddsinställningarna är valda så att god selektivitet alltid uppnås.

Förslag till eventuellt fortsatt arbete:

- undersöka skillnader för A och B i nät där det sitter fler skydd i serie

- undersöka skillnader för A och B i nät där det sitter fler skydd i serie och där det finns betydande sidoinmatning från lokal produktion