EXAMENSARBETE - pure.ltu.se - Luleå tekniska universitet
EXAMENSARBETE Standardiserade rapporter för underhåll av kontrollanläggning med koppling mot status för Risk och Sårbarhetsanalys Albin Fritz 2015 Högskoleingenjörsexamen Elkraftteknik Luleå tekniska universitet Institutionen för teknikvetenskap och matematik Standardiserade rapporter för underhåll av kontrollanläggning med koppling mot status för Risk och Sårbarhetsanalys Albin Fritz, Luleå tekniska universitet 1 juni 2015 Standardiserade rapporter för underhåll av kontrollanläggning med koppling mot status för Risk och Sårbarhetsanalys Albin Fritz, Luleå tekniska universitet 1 juni 2015 Arbetet utfördes på Infratek i samarbete med E.ON elnät och Luleå tekniska universitet, april-juni 2015 Handledare på företag: Gerd Karlsson Examinator: Math Bollen Förord Detta examensarbete utgör det avslutande momentet på utbildningen Högskoleingenjör med inriktning Elkraftsteknik(180 Hp) som ges av Luleå tekniska universitet. Examensarbetet omfattar 15 Hp. Arbetet har utförts i samarbete med Infratek Sverige AB och E.ON Elnät. Infratek har tillhandahållit handledare, arbetsplats, ovärderlig kunskap med mera. E.ON elnät har hjälpt till med expertis och även idéer och hjälp i arbetet. Examinator har varit professor Math Bollen på institutionen för teknikvetenskap och matematik vid Luleå Tekniska Universitet. Jag vill rikta ett varmt tack till följande personer: Gerd Karlsson på Infratek AB som har varit min handledare som har hjälpt och stöttat mig under hela arbetets gång. Ingrid Widell på E.ON elnät för all hjälp. Henrik Noren för alla värdefulla råd och hjälp. Alla anställda på Infratek AB för det vänliga bemötandet. Math Bollen för all hjälp under arbetets gång. Sammanfattning I elnätet finns skyddsfunktioner som ska säkerställa säker och effektiv frånkoppling av felbehäftade anläggningsdelar i enlighet med svensk lagstiftning, rådande normer och branschpraxis. Målet med detta examensarbete har varit att utveckla ett rapporteringssystem som hjälper till att utföra provning av elanläggningar enligt fastställda normer och samtidigt visa resultatet på ett lättförståeligt och tydligt sätt som går att använda i E.ONs risk- och sårbarhetsanalysverktyg. En risk- och sårbarhetsanalys av elnätsanläggningar krävs för att uppfylla energimarknadsinspektionens föreskrift. [1] Arbetet har utförts i fyra steg. Först har en undersökning av nuläget gjorts. I andra steget har en litteraturstudie gjorts av hur skydden fungerar och även vilka krav E.ON har på provningarna. Tredje steget har varit att utveckla en rapporteringsmall. Fjärde steget har varit att testa den utvecklade provningsplanen för att försäkra sig om önskad funktion. I arbetet har det framkommit att en mall där reläberedning och provningsprotokoll sammanlänkade till ett dokument är det mest lättförståeliga och användbara sättet att prova anläggningarna. Det möjliggör även en automatiserad bedömning av reläskydden och en koppling mot E.ONs risk- och sårbarhetsarbete. I rapporten redovisas grundläggande teori om reläskydd och hur de fungerar. Utvecklingsarbetet av provningsplanen redovisas ihop med framtagna rapporteringsmallar. I arbetet visas vad en provning innebär och ett enkelt provningsprotokoll där utgående resultat blir lättförståeligt och tydligt. Följande delar ingår i en rutinprovning: • • • • Okulärbesiktning Kontroll av utlösnings-, blockerings- och signalkretsar Sekundärprov- där reläskydden kontrolleras och testas. Uppmätning av driftvärden. En viss förenkling av provningsförfarandet har åstadkommits. Dels genom att vissa delar har funnits överflödiga då de bygger på föråldrad teknik. Sen har även en tidsbesparing gjorts genom att inställningsvärden inte behöver skrivas in av provaren själv utan de fås direkt från reläberedningen. Abstract The electrical grid contains protection functions to ensure a secure and efficient disconnection of faulty plant parts in accordance with Swedish law, applicable standards and industry practice. The aim with this bachelor thesis has been to develop a way of testing relay protection equipment to ensure the applicable standards are followed and at the same time show the result in a way that is easy to understand and makes it possible to use the result in E.ONs risk and vulnerable analysis. A risk and vulnerable analysis is required under regulation EIFS 2013:3. The work has consists of four stages. The first stage has been to examine the existing situation and see how the work is performed. The second stage has been to study the literature about the subject and the demands that E.ON places on the testing procedure. The third stage has been to develop a report template. The fourth stage has been to test the proposed method in reality and to guarantee the desired function of the protection. It has been discovered that the most appropriate way of reporting testing is a template where relay parameters and the testing protocol are collected into one file where an automatized assessment is done of the protection equipment. This approach also makes it possible to use the results directly in E.ONs risk and vulnerability analysis. The report contains a theoretical background of the protection equipment for electrical plants and grids. The report also shows the development of the testing plan together with the proposed reporting templates. The work shows that a periodical testing of electrical protections should consist of the following parts: • • • • Visual inspection Verification of tripping, blocking and signalling circuits Verification of relay protection equipment Measuring of operating values The way of testing has been a bit simplified. This has been done by excluding those parts from the testing that are not necessary in modern protection equipment. A saving in the data handling has also been achieved when some handling has become automatic. 1 Innehållsförteckning Förord ..............................................................................................................................3 1 Innehållsförteckning .................................................................................................6 2 Introduktion ..............................................................................................................1 3 2.1 Bakgrund ...................................................................................................................... 1 2.2 Mål och omfattning ....................................................................................................... 1 2.3 Metod ........................................................................................................................... 2 2.4 Disposition.................................................................................................................... 3 Bakgrundsteori .........................................................................................................4 3.1 3.2 Grundläggande bakgrundskunskap ............................................................................. 4 3.1.1 Jordning ........................................................................................................... 4 3.1.2 Systemjordning ................................................................................................ 6 3.1.3 Hjälpkraftsystem .............................................................................................. 8 3.1.4 Huvudsystem ................................................................................................... 8 Felströmmar ............................................................................................................... 13 3.2.1 3.3 3.4 4 Kortslutningsberäkningar ............................................................................... 13 Reläskydd .................................................................................................................. 16 3.3.1 Lokala skydd .................................................................................................. 16 3.3.2 Samlingsskeneskydd ..................................................................................... 20 3.3.3 Brytarfelsskydd .............................................................................................. 21 3.3.4 Ledningsskydd ............................................................................................... 21 3.3.5 Selektivitet...................................................................................................... 23 Kriterier för godkänd anläggning ................................................................................ 25 Provningsplan och provningsförfarande ................................................................. 27 4.1 Provningsförfarande ................................................................................................... 27 4.1.1 Okulärbesiktning ............................................................................................ 28 4.1.2 Kontroll av hjälpspänningsmatning ................................................................ 28 4.1.3 Kontroll av strömtransformatorer ................................................................... 28 5 4.1.4 Kontroll av spänningstransformatorer ............................................................ 29 4.1.5 Kontroll av utlösnings-, blockerings- och signalkretsar ................................. 29 4.1.6 Isolationsprov ................................................................................................. 29 4.1.7 Sekundärprov ................................................................................................ 29 4.1.8 Primärprov ..................................................................................................... 32 4.1.9 Driftprov ......................................................................................................... 32 Utveckling av provningsplan ................................................................................... 33 5.1 Nuvarande situation ................................................................................................... 33 5.2 Arbetsprocessen ........................................................................................................ 34 5.2.1 Gemensamt ................................................................................................... 34 5.2.2 Distributionsnät .............................................................................................. 36 5.2.3 Distribution med produktion ........................................................................... 39 6 Resultat ..................................................................................................................41 7 Slutsats och rekommendationer ............................................................................. 43 8 Framtida arbeten .................................................................................................... 44 9 Litteraturförteckning ............................................................................................... 45 10 Bilagor....................................................................................................................46 10.1 Bilaga 1: Provningsprotokoll för strömtransformator.................................................. 46 10.2 Bilaga 2: Provningsprotokoll spänningstransformatorer ............................................ 49 10.3 Bilaga 3: Första utkastet ............................................................................................ 50 10.4 Bilaga 4: Underhållsanvisning.................................................................................... 55 10.5 Bilaga 5: Reläprovningsprotokoll för distributionsskydd ............................................ 62 10.6 Bilaga 6: Reläprovningsprotokoll för distributionsskydd med produktion .................. 63 Figur 1: Tillåten beröringsspänning enligt IEEE 80 [3] .................................................................. 4 Figur 2: Ytpotentialprofil [5] ........................................................................................................... 5 Figur 3: Systemjordningssystem [6]................................................................................................ 6 Figur 4: Systemjordning med 𝐑𝟎 parallellt med 𝐗𝟎 [7] ................................................................. 7 Figur 5: Fyrpolig enfasig synkrongenerator [8] .............................................................................. 9 Figur 6: Ekvivalent schema för transformatorer [10] .................................................................... 10 Figur 7: Fel i transformatorer [13]................................................................................................. 11 Figur 8: Kortslutningsströmmar [19]............................................................................................. 14 Figur 9: Principskiss av differentialskydd vid fel. [21] ................................................................. 17 Figur 10: Blockschema för generatorskydd. [15] .......................................................................... 19 Figur 11: Skyddsindelning för reläskydd [15]............................................................................... 24 Figur 12: Utlösningskarakteristik för inverttid jämfört med vanlig säkring [29] .......................... 25 Figur 13: Reläberedning för överströmsskydd .............................................................................. 34 Figur 14: Utdrag från rapport genererad av ISA drts 6. ................................................................ 35 Figur 15: Provningsmall variant 2 ................................................................................................. 37 Figur 16: Riskanalys ...................................................................................................................... 38 Figur 18: Utdrag ur provningsrapport ........................................................................................... 42 Figur 19: Utdrag ur försättsblad. ................................................................................................... 42 2 Introduktion 2.1 Bakgrund I elnätet finns skyddsfunktioner som ska säkerställa säker och effektiv frånkoppling av felbehäftade anläggningsdelar i enlighet med svensk lagstiftning, rådande normer och branschpraxis. I samband med idrifttagning av ny utrustning provas skyddssystemet för att kontrollera att det har korrekt funktion och inställning. Motsvarande kontroller genomförs därefter regelbundet under hela skyddsfunktionens livslängd, så kallad rutinprovning. Kontrollerna genomförs av olika entreprenörer och rapporteras därefter till anläggningsägaren. Idag finns ingen norm inom E.ONs organisation för hur rapporten ska se ut och varje entreprenör har sina egna rapporteringsverktyg varför rapporterna kan vara omfattande och oöverskådliga. Många gånger visar rapporterna bara mätdata men säger ingenting om huruvida det är ett godkänt värde eller ett undermåligt resultat vilket kräver en omedelbar insats. I enlighet med ellagen kapitel 3 § 9c ska en risk- och sårbarhetsanalys upprättas årligen. [2] I arbetet med att göra en risk- och sårbarhetsanalys krävs att man tar ställning till huruvida stationerna och deras skydd är i gott skick eller i behov av översikt och reparation och därefter göra en åtgärdsplan för de undermåliga stationerna. För att kunna göra det krävs ett bra underlag. Idag finns det i E.ONs system inget enkelt sätt att ta ställning till skyddens nuvarande skick. 2.2 Mål och omfattning Syftet är att utveckla en bedömningsgrund och standardisera redovisningen. Det görs genom att sammanställa kriterierna som gäller för en godkänd anläggning samt att skapa ett standardiserat sätt att redovisa mätdata på. Den standardiserade redovisningen ska automatisera bedömningen av statusen på anläggningen. Målet är att få en plan för hur rutinprovning och provning vid nyinstallation skall utföras. Målet är också att göra det enklare att ta ett beslut om anläggningen uppfyller gällande kriterier eller om någon åtgärd för att höja säkerheten måste utföras. En standardiserad rapport ska tas fram för att på ett enkelt och logiskt sätt kunna läsa av resultatet från mätningarna. Arbetet med att ta fram standardiserade rapporter ska tillgodose följande behov: • 1 Det ska kontrolleras hur och på vilka sätt som olika provutrustningars mätdata kan utnyttjas och kopplas mot en standard rapport. Alternativt om det går justera provutrustningens protokoll för att tillgodose behovet av en enkel och lättförståelig rapport. • • • Om det går att effektivisera provningen. Vilka prover och kontroller som måste utföras och hur de på ett bra sätt kan redovisas. Undersöka om det är möjligt att tillgodose kundens önskemål gällande provningar av nyinstallation och rutinkontroller. Den standardiserade redovisningen av rutinkontroller ska automatisera bedömningen av statusen på anläggningen. E.ON elnät Sverige AB har olika typer av skydd i sin verksamhet som hanteras av olika entreprenörer däribland Infratek Sverige AB. De skydd som i första hand ska behandlas i arbetet är följande: • • • Skydd för distributionsnät. Skydd för distributionsnät med produktion. Skydd för transformatorer utförs i mån av tid. 2.3 Metod För att åstadkomma ett resultat i detta projekt kommer följande förfaringssätt att användas: 1. Praktikvecka ute i fält för att se och lära från dem som utför provningar på daglig basis. Under tiden kommer också en grundläggande kunskap i att bedöma utgående uppgifter från mätinstrumenten att inhämtas. 2. Inläsning och sammanställning av teori för att kunna skapa gränsvärden för att göra en bedömning om huruvida åtgärder behöver tas. 3. Utveckling av standardiserad rapport och rutiner för mätning. 4. Test av provningsplan. Kommer att ske i fält. 5. Förfining av provningsplanen. 6. Rapportskrivning. 7. Presentation. 2 2.4 Disposition Först ges en grundläggande förklaring till hur de olika anläggningsdelarna i elnätet fungerar för att få en bakgrundskunskap så resultatet sedan kan förstås. Sen följer en förklaring på hur reläskydden fungerar och efter det kommer en genomgång på hur en rutinprovning går till. Efter det följer arbetet med att utveckla provningsprotokollet. I kapitel 2 ges en bakgrundskunskap i reläskydd. I kapitel 3 görs en sammanställning av E.ONs underhållskrav. I kapitel 4 beskrivs arbetsprocessen av arbetet. I kapitel 5 ges resultatet av arbetet. I kapitel 6 görs slutsatser. Kapitel 7 innehåller rekommenderade framtida arbeten. 3 3 Bakgrundsteori I detta examensarbete kommer rutinprovningar och provningar vid nyinstallation att behandlas. Anledningen till att rutinprovningar utförs är för att kontrollera anläggningen och säkerställa att anläggningen fortsatt håller sig till gällande normer och fungerar som den ska. Först kommer en kort genomgång av de olika anläggningsdelarna för att få en överblick på vad anläggningarna innefattar. Efter det kommer de olika skydden kort att behandlas för att få en baskunskap och förstå vad som är gjort i arbetet. 3.1 Grundläggande bakgrundskunskap 3.1.1 Jordning Jord i elsammanhang är den nivå som klassas som nollpotential. När det finns en potentialskillnad försöker strömmen att gå från den högre potentiella nivån till den lägre. Det medför att en ström skapas. Strömmen blir farlig för människor då den överstiger en viss nivå. Därför jordas utsatta anläggningsdelar för att ta bort denna potentialskillnad mellan delar som människor och djur kan komma i kontakt med. Det är därför viktigt att jordtaget är utfört på ett riktigt sätt så det motsvarar jordpotentialen. Människan klarar av att få en viss mängd ström genom kroppen innan den blir farlig. Den spänning som kroppen kan vara utsatt för utan att det blir farlig kallas för maximal beröringsspänning. Den maximala beröringsspänningen fås fram enligt nedanstående metod. FIGUR 1: TILLÅTEN BERÖRINGSSPÄNNING ENLIGT IEEE 80 [3] I figur 1 visas en kurva på tiden respektive spänningen som kroppen är tillåten att utsättas för. För att få fram kurvan används resistiviteten på en normal kropp och sedan beräknas 4 strömgenomgången vid beröring av strömförande delar. Enligt den europeiska normen beräknas beröringsspänningen enligt följande. 𝑈𝑇𝑝 = 𝐼𝐵 �𝑡𝑓 � ∗ 1 𝐻𝐹 ∗ 𝑍𝑇 (𝑈𝑇 ) ∗ 𝐵𝐹 (3.1) 𝑈𝑇𝑝 = Beröringsspänning. 𝐼𝐵 �𝑡𝑓 � = Kroppsströmsbegränsningen som beror av 𝑡𝑓 som är felets varaktighet i sekunder. 𝐵𝐹 = Kroppsfaktorn som är beroende av hur många beröringspunkter till strömförande del och vilka beröringspunkter som finns. 𝑍𝑇 (𝑈𝑇 ) = Kroppsimpedansen. Utifrån formeln (3.1) kan den maximala beröringsspänningen beräknas och på så sätt dimensioneras jordtaget. [4] En annan typ av beröringsspänning är den så kallade stegspänningen. Det är den potentialskillnaden som kroppen utsättas för när ett steg tas och personen jordas i två olika potentialer. Det kan ske att jordtaget inte är tillräckligt bra och det därför uppstår farlig potentialskillnad. FIGUR 2: YTPOTENTIALPROFIL [5] I figur 2 ses hur potentialskillnaden blir beroende av hur väl jordad en anläggning är. Är till exempel anläggningen dåligt jordad kommer en stor stegspänning uppstå vilket kan medföra faror. Det är också värt att uppmärksamma faran som kan uppstå när ena sidan på kabeln är jordad men inte den andra. Det kan då uppstå en farlig potentialskillnad mellan den jordade delen och sann jord. 5 Jordningen av en anläggning är ytterst viktig och därför väsentlig i en provning av anläggningen. Stationsjordningen behöver mätas upp samt kontinuiteten på alla utsatta delar. För att mäta kontinuiteten kan en ohmmeter användas och då kontrolleras motståndet mellan jord och utsatta delar för att se att det uppfyller tillämplig standard. För att mäta stationsjorden finns ett par olika metoder. Det är starkströmsmetoden och svagströmsmetoden. Starkströmsmetoden används för mätning av stora jordningssystems impedans till jord. Svagströmsmetoden används i minde anläggningar. [5] Genom den fastställs huruvida jordningen är tillräckligt bra för att det inte skall bli en risk för människor som vistats i områden kring kraftstationer. 3.1.2 Systemjordning I ett högspänningsnät används olika sätt att ansluta jorden till nollpunkten i en transformator. Jorden kan anslutas direkt till nollpunkten vilket kallas direktjordat nät och används i Sverige i regel på spänningsnivåer från 130 kV och uppåt samt i lågspänningsnätet. I mellanspänningsnätet används oftast en kombination av resistansjordat och reaktansjordat nät. [6] I ett resistansjordat nät ansluts nollpunkten via en resistans till jord. När nätet är reaktansjordat ansluts nollpunkten via en reaktans till jorden. I figur 3 syns från vänster till höger följande jordningssystem: a) Direktjordat b) Isolerad nollpunkt c) Resistansjordad d) Reaktansjordad FIGUR 3: SYSTEMJORDNINGSSYSTEM [6] 3.1.2.1 Direktjordat nät I figur 3 a visas ett direktjordat elnät. Som syns i bilden skapas en lågohmig förbindelse till jord. Det gör att stora kortslutningsströmmar skapas. I Sverige är de flesta lågspänningsnät utförda på detta sätt. Det har valts för att en hög kortslutningsström ska uppstå vilket möjliggör snabb frånkoppling av den felbehäftade delen. Det här systemet används i Sverige i regel på spänningsnivåer från 130 kV och uppåt och i lågspänningsnät [6]. 3.1.2.2 Reaktansjordat 6 Reaktansjordade nät används i distributionsnäten i Sverige. Det beror på att vid längre kraftledningar och högre spänningar ökar den kapacitiva felströmmen. Genom användning av en reaktans i anslutningen till jorden kan den kapacitiva effekten kompenseras bort och därigenom minskar jordfelsströmmen. I dessa nät används normalt sett en automatiskt justerbar impedans för att kompensera lagom mycket då den kapacitiva effekten ändrar sig över tid. I en luftledning beror kapacitiviteten på atmosfäriska förhållanden kring kraftledningen och i fallet med en kabel beror det mycket på kabelns egenskaper och både kabel och luftledning påverkas av olika driftlägen i anläggningen. I de flesta distributionsnät används följande systemjordning: FIGUR 4: SYSTEMJORDNING MED 𝐑 𝟎 PARALLELLT MED 𝐗 𝟎 [7] I figur 4 ses en systemjordning där 𝑅0 är parallellt med 𝑋0 . Jordslutningsströmmen ges av följande samband: 𝐼𝑗 = 2 𝐼𝑗 = �𝐼𝑅𝑗 + (𝐼𝐶𝑗 − 𝐼𝐿𝑗 )2 Jordslutningsströmmen. 𝐼𝑅𝑗 = Jordslutningsströmmen i nollpunktsmotståndet. 𝐼𝐿𝑗 = Reaktiv jordslutningsström. 𝐼𝐶𝑗 = (3.2) Kapacitiv jordslutningsström. Enligt elkraftshandboken [7] används 𝑅0 enligt följande mönster: 1. ”Vid normal drift är 𝑅0 inkopplat. Undantag sker vid mindre nät med låga spänningar. 2. Vid enfasigt jordfel kopplas 𝑅0 ut för att 𝑋0 skall få möjlighet att släcka ut felet. 3. Om felet slocknat återupptas driften som vanligt annars kopplar reläskyddet bort den felbehäftade anläggningsdelen.” [7] 7 I kabelnät är ofta 𝑅0 kontinuerligt ansluten för att begränsa jordfelsströmmen till 𝐼𝑅0 . Detta görs även i moderna nät där kabel och luftledningar ofta är blandade. Då 𝑅0 är konstant ansluten kan reläskyddet mäta mot en fast storhet för att detektera jordslutningar. Ett stort motstånd gör också att jordströmmen blir mindre vilket gör att jordtaget inte behöver vara lika lågohmigt som i fallet med stora jordfelsströmmar. Detta är ett måste i stationer där markförhållandena gör det svårt att göra ett bra jordtag. 3.1.3 Hjälpkraftsystem Hjälpkraftsystem är de tekniska system som hjälper stationen att utföra sina uppgifter. De tillhandahåller lågspänning för att all skyddsutrustning ska fungera. Hjälpkraftsystemens uppgift är också att tillhandahålla spänning till skyddsfunktionerna även om det skulle bli ett fel i anläggningen och ett strömavbrott skulle uppstå. Hjälpkraftssystemen är i huvudsak indelade i två delar. Det är likströmssystem och växelströmssystem. 3.1.3.1 Likströmssystem Likströmssystemen är de system som matas med likström. Detta kan ske genom en matande likriktare eller att likströmssystemen matas via batterier. Många batterier kopplas ihop för att uppnå rätt spänningsnivå och lagringskapacitet. Dessa underhållsladdas sedan från en likriktare för att kunna understödja systemet med elkraft. För att säkerställa funktion av dessa system måste en mätning på laddningsspänningen göras för att säkerställa att den befinner sig på önskvärd nivå. Felsignaler måste kontrolleras för att säkerställa drift och personsäkerhet. Likströmscentralernas matningar måste kontrolleras så att de har rätt inställda överströmsskydd och säkringsstorlekar. 3.1.3.2 Växelströmssystem Växelströmssystemet testas genom att matningarna och överströmsskydden kontrolleras. Finns det en överkopplingsautomatik kontrolleras denna. Det görs enkelt genom att koppla bort den normala matningen. Fungerar allt som det ska kommer reservkraftsystemet att gå igång och leverera elektricitet till anläggningen. 3.1.4 Huvudsystem 3.1.4.1 Generator Generatorn är den viktigaste delen i ett kraftsystem då den genererar elen. Oftast driver någon typ av turbin runt rotorn i generatorn. Rörelseenergin från turbinen omvandlas då till elektrisk energi. En generator består av en rotor och en stator där rotorn drivs av turbinaxeln. När rotorn roterar inne i statorn slits lager och delar och därför måste generatorn kontrolleras med jämna mellanrum. Det är också viktigt att maskinen roterar i rätt hastighet för att rätt frekvens ska erhållas. De två vanligaste typerna av elmaskiner är induktionsmaskin och synkronmaskin där synkronmaskinen framförallt används för elproduktion. I en induktionsmotor överförs rotorströmmen genom induktion från statorlindningen till rotorlindningen. I en synkronmaskin överförs strömmen genom en släpkontakt. Vänds effektriktningen och axeln istället drivs av en yttre kraft beter sig motorn som en generator. 8 FIGUR 5: FYRPOLIG ENFASIG SYNKRONGENERATOR [8] I figur 5 syns en fyrpolig synkron enfasgenerator. Det som är specifikt för en synkronmaskin är att den går i synkron hastighet vilket medför att det krävs infasningsutrustning för en synkrongenerator. I figur 5 ses att när magnetfältet roterar i maskinen kommer generatorn att generera ström som den levererar ut på elnätet. En induktionsmotor inducerar spänningarna till rotorn vilket gör att den roterar. Det gör att det inte behövs lika mycket kringutrustning för en induktionsmotor men den kommer heller inte att gå i synkron hastighet. På samma sätt blir det med en induktionsgenerator, den behöver inte lika mycket kringutrustning som en synkronmaskin. Det beror på att induktionsmaskinen först går som motor och när varvtalet på grund av en yttre kraft passerar det synkrona varvtalet övergår motorn till en generator och levererar istället el ut på nätet. Idag används synkrongeneratorn i störst omfattning. 3.1.4.2 Krafttransformatorer Krafttransformatorn transformerar spänningen till en nivå som passar det aktuella elnätet. En krafttransformator definieras som en transformator med en märkeffekt på över 5 kVA i ett trefassystem eller över 3 kVA i ett enfassystem. [9] En krafttransformator består i princip utav två kopparlindningar med en järnkärna som förbinder dem. Transformatorn omvandlar spänning och ström till olika nivåer genom elektrisk induktion. 9 FIGUR 6: EKVIVALENT SCHEMA FÖR TRANSFORMATORER [10] I figur 6 visas principskissen för en icke ideal transformator. Det förenklade ekvivalenta schemat för transformatorn i figur 6 visar vilka förluster som finns i transformatorn. Resistanserna 𝑅𝑝 och 𝑅𝑠 motsvarar lindningarnas resistanser. I lindningarna uppstår läckflöden och därför införs spolarna 𝑋𝑝 och 𝑋𝑠 . Utöver dessa förluster finns tomgångsförluster som representeras av 𝑅𝑐 och 𝑋𝑚 . Utöver detta ingår i denna ekvivalenta krets över den icke ideala transformatorn en ideal transformator med varvomsättningen 𝑁𝑝 𝑁𝑠 . Förlusterna som resistorerna och spolarna i kretsen genererar är i huvudsak i värme vilket gör att det behövs ett kylsystem i en transformator för att den inte ska bli överhettad. Det vanligaste sättet är att använda olja för att kyla transformatorn. I en krafttransformator sitter i princip alltid en lindningsomkopplare. En lindningsomkopplare gör det möjligt att justera utgående spänning från en transformator. Utgående spänning från lindningsomkopplaren justeras i små steg. Stegen som spänningen justeras upp eller ned är normalt 1,67 %. [11] Det medför att vid justering med lindningsomkopplaren kommer små hack i spänningen uppstå vilket i vissa fall kan ställa till med problem och då särskilt i väldigt känslig utrustning. Det som är värt att notera är att lindningsomkopplaren kan växla mellan olika lägen utan att det blir något avbrott i elleveransen. En transformator är en robust maskin som håller i många år men transformatorn kan ändå råka ut för fel. I Guide for life managment techniques for power transformers [12] visas vilka fel som kan uppstå i en krafttransformator. Det är många fel som kan ske och de har olika orsaker. Felen kan vara isolationsfel, magnetiseringsfel eller fel på lindningarna. 10 FIGUR 7: FEL I TRANSFORMATORER [13] I figur 7 syns en sammanställning på de fel som uppstår i en transformator och vad effekten av dessa fel blir i elnätet. I en krafttransformator finns flera skydd. Ibland dess skyddsfunktioner ingår olika vakter såsom gasvakt, explosionsvakt, tryckvakt samt mellanlägesvakt. Utöver dessa vakter finns det skydd som differentialskydd, övermagnetiseringsskydd, överströmsskydd och underimpedansskydd. Nu följer en kort genomgång på dessa olika skyddsfunktioner. Gasvakten är det viktigaste skyddet i en transformator då nästan alla fel antingen skapar överhettning eller ljusbågar vilket skapar gas som gasvakten kan detektera. En stor fördel med gasvakter då dessa fungerar oberoende av storlek, antal lindningar och mätreläer på transformatorn. I Svenska kraftnäts anvisningar för hur reläskydden skall vara utformade sägs det att gasvakten skall ha två galvaniskt skilda kontakter med följande funktioner: • • ”En som sluter vid långsam gasutveckling som är avsedd för indikering. En som sluter vid snabb gasutveckling, oljerusning och låg oljenivå som är avsedd för att slå från brytaren.” [14] Nästa skydd är explosionsvakten. Dess funktion är att förhindra en explosion av transformatorn om en kortslutning sker i transformatorn. Återigen kan Svenska kraftnäts anvisningar tas i beaktan där det sägs att utlösning av explosionsvakten ska slå från brytaren till transformatorn och även stoppa kylautomatik, blockera tillkopplingen av transformatorn och starta brytarfelsskyddet. [14] 11 Tryckvaktens uppgift är att detektera övertryck i transformatorn i händelse av fel. Mellanlägesvakten aktiveras då lindningskopplaren fastnat i ett mellanläge. Det vill säga den har fastnat mellan två spänningslägen. Vid normal förflyttning mellan olika spänningslägen kommer inte denna vakt att varna utan det är när lindningskopplaren fastnar i ett mellanläge. Temperaturvakterna detekterar onormalt höga temperaturer i lindningarna och oljan. Vid en provning av transformatorn måste funktionen eller statusen på dessa vakter kontrolleras. Gasvakten har normalt sett ett fönster så att gasnivån kan kontrolleras. Går man återigen till Svenska kraftnäts specifikationer ska gasvakten vara utformad på så sätt att en funktionsprovning under drift kan utföras. Explosionsvakten är normalt sett så utformad att man kan kontrollera den genom att manuellt sluta kontakten. En noggrann kontroll utav dessa komponenter är väsentlig för att kunna leverera en tillförlitlig och säker anläggning. [14] 3.1.4.3 Mättransformatorer En mättransformator är en ytterst viktig komponent för att kunna skapa ett bra skyddssystem i en anläggning. Det beror på att mätutrustning och styrkretsar sällan är utformade för att arbeta i högspänningsområdet eller med extremt stora strömmar. Mättransformatorn transformerar spänningarna och strömmarna till värden som är lämpliga för reläer och instrument. Mättransformatorn isolerar mätkretsarna från det primära och högspända elnätet. En annan fördel med mättransformatorer är att en standardisering av mätinstrument och reläutrustning till givna spänningar och strömmar blir möjlig. [15] Sambandet som spänningstransformatorerna arbetar efter är följande: 𝑈 𝑘𝑁 = 𝑁 𝑘𝑁 = 𝑈1 ≈ 𝑁1 2 2 (3.3) märkomsättningen. I formeln (3.3) ses vilken spänningsnivå utgående signal kommer att få och därigenom går det att dimensionera apparaterna i skydden så de klarar av att hantera den sekundära spänningsnivån. 3.1.4.4 Nollpunktsutrustning En nollpunktsreaktor minskar strömmen i jordslutningen. Den kompenserar för den kapacitiva effekten som uppstår i elnätet. Genom att sätta en spole mellan nollpunkten och jorden kompenseras den kapacitiva effekten bort och effekten och strömmen i jordslutningen minimeras. I en nollpunktsreaktor finns olika steg i impedansen. För att minimera den reaktiva och kapacitiva effekten växlar reaktorn mellan dessa steg. Målet är att det inte skall vara någon reaktiv eller kapacitiv effekt alls utan effekten genom jordslutningen enbart är aktiv effekt och strömmen på så sätt blir så liten som möjligt. Vid provning av en nollpunktsreaktor mäts stegen upp och kontrolleras. Är det en automatisk omkoppling testas automatiken av nollpunktsreaktorn. 3.1.4.5 Brytare och frånskiljare 12 En effektbrytare är en apparat som kan bryta strömmen under belastning och även vid onormala förhållanden. En frånskiljare är en apparat som skiljer två anläggningar från varandra med ett synligt brytställe. En lastfrånskiljare kan bryta strömmen under normal last och uppfylla kraven för en frånskiljare. [16] Idag används också DCB vilket står för disconnecting circuit breaker vilket innebär att den är en frånskiljande brytare. [17] Brytaren kan vara uppbyggd på lite olika sätt. Gemensamt för alla är dock att de kan bryta effekten och släcka ljusbågen som uppstår vid brytning av både normal last och vid kortslutning. För att undvika kvarstående skador till följd av ljusbågar används släckmedel som till exempel SF6-gas, olja eller vakuum. En frånskiljning önskas då arbete ska utföras på en anläggningsdel. Definitionen av en frånskiljning finner vi i SS-EN 61936 och den lyder: ”frånkoppling eller frånskiljning av anläggning, anläggningsdel eller utrustning från alla ojordade ledare genom åstadkommande av frånskiljningsavstånd (isolerande avstånd)” [18] Frånskiljaren skall alltså säkra det frånkopplade området mot inkopplingar. 3.2 Felströmmar Beräkningar av felströmmar är grunden till många typer av skydd för anläggningsdelar då beräkningarna ligger till grund för normalvärden som skydden sedan jämför uppmätta värden mot för att detektera fel. Genom beräkningar av felströmmar kan rätt inställningsvärden för olika skydd tas fram. I moderna skydd sker dessutom beräkningar utifrån mätvärden hela tiden i skydden som sedan jämförs med inställda värden. Datorprogram utför ofta beräkningarna vilket medför mer exakta värden. 3.2.1 Kortslutningsberäkningar I kortslutningsberäkningar görs ofta förenklingar. Det beror på den lilla skillnaden som dessa gör i det totala utfallet då i de flesta fall en beräkning ändå är gjord på antagande om vissa omständigheter. Till exempel så gör man vid en kortslutningsberäkning för en kraftledning ofta antagandet att impedansen är 0,4 Ω/km. I den beräkningen bortses ofta från resistansen i ledningen. Resistansen i en ledning ges av följande samband: 𝑅𝐿 = 𝜌 ∗ 𝑙 𝐴 𝑅𝐿 = Ledningsresistansen 𝑙= Ledningens längd 𝜌= Materialets resistivitet 𝐴= Ledningsarean (3.4) Av formeln (3.4) förstås att ledningens resistans blir obetydligt liten och påverkan som till exempel atmosfären har på ledningen påverkar i samma utsträckning vilket gör att det inte går att bestämma med så hög noggrannhet som krävs för att resistansen ska ha en större betydelse. Vid 13 klena ledningar och i vissa fall där hög noggrannhet krävs måste hänsyn tas även till ledningsresistansen. Däremot visar detta varför det i många fall är möjligt att förenkla beräkningen. Manuell beräkning av felströmmar och skydd sker sällan idag då ledningsnät simuleras och beräknas i datorprogram. I datorn byggs hela nätet upp och en väldigt exakt beräkning går att åstadkomma. För det används program såsom NETBAS. 3.2.1.1 Kortslutningsström FIGUR 8: KORTSLUTNINGSSTRÖMMAR [19] I figur 9 ses två olika typer utav kortslutningar, den vänstra är en trefasig kortslutning och den högra en tvåfasig kortslutning. För att beräkna den vänstra kortslutningen används följande formel: 𝐼𝑘3 = 𝑈𝑓 = 𝑍𝑘 = 𝐼𝑘3 = 𝑈𝑓 𝑍𝑘 (3.5) Trefasig kortslutningsström Fasspänning Impedansen i ledningen Den tvåfasiga kortslutningen beräknas enligt följande: 𝐼𝑘2 = 𝑈 2∗𝑍𝑘 𝐼𝑘2 = Tvåfasig kortslutningsström 𝑍𝑘 = Impedansen i ledningen 𝑈= (3.6) Huvudspänningen Ett enfasigt jordfel då det sker en kortslutning mellan en fas och jord får följande kortslutningsström: 14 𝐼𝑘1 = 𝑈𝑓 𝑍𝑘 (3.6) 𝐼𝑘1 = Kortslutningsströmmen 𝑈𝑓 = Fasspänningen 𝑍𝑘 = Ledningens impedans En vanlig förenkling av ett komplext nät görs genom att omvandla hela nätet till en två-pol. Enligt Thevenins teorem kan ett nät som sträcker sig mellan punkt A och B ersättas med en inre spänningskälla och ett inre motstånd. För att kunna göra dessa beräkningar måste alla impedanser beräknas på samma spänningsnivå vilket medför att impedanserna räknas om till spänningsnivån som beräkningen utförs på samt räkna ut ersättningsimpedansen för dessa. Spänningsnivån som beräkningarna utförs på betecknas som enhetsspänning, 𝑈𝑒 . För att byta spänningsnivå mellan två sidor av en transformator och där den önskade nivån ses som enhetsspänningen fås följande formel: 𝑍𝑒 = 𝑈𝑛2 𝑆𝑘 𝑈 𝑈𝑛 ∗ ( 𝑒 )2 (3.7) 𝑍𝑒 = Impedansen hänförd till enhetsspänningsnivån 𝑈𝑛 = Nominella spänningen 𝑈𝑒 = Enhetsspänning 𝑆𝑘 = Kortslutningseffekten 3.2.1.2 Kortslutningseffekt Kortslutningseffekten är ett mycket effektivt hjälpmedel i beräkningar av felströmmar för vid förflyttning mellan olika spänningsnivåer behöver ingen omräkning ske. För att få kortslutningseffekten används följande samband: 𝑆𝑘 = √3 ∗ 𝑈 ∗ 𝐼𝑘 = 𝑆𝑘 = Kortslutningseffekten 𝐼𝑘 = Kortslutningsströmmen 𝑈= 𝑈2 𝑍𝑘 (3.8) Huvudspänningen 𝑍𝑘 = Impedansen i kortslutningen Delkortslutningseffekten för en transformator kan fås från följande samband: 𝑢 𝑈2 𝑘 𝑍𝑇 = 100 ∗ 𝑆𝑛 15 𝑛 𝑆𝑘𝑇 = 𝑈2 𝑍𝑇 (3.9) 𝑢𝑘 = Kortslutningsspänningen i transformatorn i procent Kortslutningseffekten för generatorer fås genom följande samband: 𝑆 𝑆𝑘𝐺 = 𝑥𝑛 𝑑 (3.10) 𝑆𝑘𝐺 = Kortslutningseffekten i generatorn 𝑆𝑛 = 𝑥𝑑 = Maskinens märkeffekt 𝑋𝑑 ∗𝑆𝑛 𝑈𝑛2 = Relativt mått på begynnelsereaktansen 3.3 Reläskydd Reläskydden är den huvudsakliga delen i detta arbete varvid en mer djupgående genomgång följer. På sidan 37 i Reläskyddshandboken [15]definieras ett reläskydds uppgift. Det sägs: ”Reläskyddets uppgift är att övervaka drifttillståndet hos en viss anläggningsdel och i samarbete med brytaren ombesörja bortkoppling av felaktig anläggningsdel.” [15] Skydden delas upp i olika kategorier. I huvudsak finns det två stora kategorier vilka är de lokala skydd som innefattar anläggningsdelar inom stationen såsom transformatorer, generatorer, samlingsskenor med mera och den andra är ledningsskydd. Skydden delas sedan grovt in i tre kategorier men många av skydden täcker flera funktioner och överskrider ibland dessa gränser. Skyddens indelas i skydd för kortslutning, skydd för jordfel samt skydd för överbelastning. Nu följer en genomgång på de olika skydden med start i de lokala skyddens värld. 3.3.1 Lokala skydd Lokala skydd är skydd som arbetar på delar som finns inom anläggningsområdet. Det är bland annat skydd för transformatorer, generatorer och samlingsskenor. På grund av att många skydd sträcker sig över flera av de här stora indelningarna kommer en kort genomgång av varje skydd att ske istället för att dela in dem i dessa stora kategorier. 3.3.1.1 Transformatorn Kortslutningsskyddet ska skydda anläggningen mot kortslutning och i detta fall transformatorn mot kortslutning. Ett sådant skydd ska vara beskaffat på ett sådant sätt att vid fel i lindningar eller andra fel som kan orsaka en kortslutning ska skyddet bryta strömmen till transformatorn. Skydden kommer att skilja sig åt beroende på den aktuella transformatorn. Vid jordfel i transformatorn kommer jordfelsskydden att bryta strömmen till transformatorn. Överbelastningsskydden är skydd som förhindrar en överhettning av transformatorn. 3.3.1.1.1 Differentialskyddet för transformatorn Differentialskyddet är det viktigaste skyddet då det reagerar på alla typer av elektriska fel i transformatorn. Genom att mäta differensen mellan ingående och utgående ström åstadkoms en mätning av differensen. Skulle differensen plötsligt öka är det en indikation på att det är ett elektriskt fel i transformatorn. Den här typen av skydd används till transformatorer anslutna till ett direktjordat elnät och till transformatorer som är känsliga för fel, det kan vara ekonomiska 16 aspekter och störningsmässiga aspekter som gör transformatorn känslig. Som sågs i 3.1.2.1 kommer det i ett direktjordat elnät bli stora jordslutningsströmmar. I ett nät som är högohmigt används ett riktat jordfelskydd för att kunna detektera jordfelet. Detta kompletteras med ett transientskydd då problem med transienter kan uppstår i små nollpunktsreaktorer. Skyddet bryter matningen till transformatorn då en kortslutning sker inom skyddsområdet. Skyddsområdet avser det område som begränsas mättransformatorerna som skyddet använder. [20] Ett modernt differentialskydd kompenserar för inkopplingsstötar och andra onormaliteter genom att stabilisera skyddet mot övertoner. I Sverige kompenseras normalt sett andra och femte övertonen för att stabilisera differentialskyddet. I skyddet kompenseras även för fasvridningar och omsättningar. [20] FIGUR 9: PRINCIPSKISS AV DIFFERENTIALSKYDD VID FEL. [21] Vid ett fel i transformatorn kommer som visas i figur 9 en ström att flyta genom differentialskyddet som löser ut brytaren. 3.3.1.1.2 Överströmsskydd Överströmsskyddet löser när en kortslutning sker och det blir en strömrusning. Sitter detta skydd i en anläggning med ett differentialskydd kommer det att fungera som reservskydd till differentialskyddet. Därför måste en viss tidsfördröjning ställas in på överströmsskyddet för att selektivitet ska uppnås gentemot differentialskyddet men även mot ledningsskydden då överströmsskyddet reagerar på fel i kraftledningarna. Överströmsskydden reagerar på överströmmar som inte är så stora, vilka kan ske vid kraftig överbelastning eller mindre fel. 3.3.1.1.3 Jordfelsskydd 17 I ett direktjordat elnät kommer differentialskyddet att fungera som jordfelsskydd då detta skydd detekterar alla förändringar i jordströmmen som sker i en transformator. Riktade jordfelsskydd används ofta i högohmiga nät för att detektera jordfel. [22] 3.3.1.1.4 Lindningskopplarskydd Lindningskopplarskyddet är i princip ett överströmsskydd kompletterat med tryck- och termovakt för att garantera funktionsdugligheten på lindningskopplaren. I nyare anläggningar användes detta skydd för att förhindra manöver vid överström och ge indikering. [15] 3.3.1.1.5 Övermagnetiseringsskydd I en transformator kan problem uppstå om kärnan blir övermagnetiserad. Risken för övermagnetisering är särskilt stor i en aggregatstransformator som är kopplad till en generator. Resultatet av en övermagnetisering är temperaturökningar och isolationsförsvagningar. Övermagnetiseringen sker då spänningen är högre än normalt och frekvensen är normal eller om spänningen är normal och det är underfrekvens. För att skydda sig mot detta används ett så kallat Volt/Hertz skydd. Skyddet bygger på sambandet som ses i ekvation (3.11). [20] 𝑡 = 0,8 + 0,18𝑘 𝑈 𝑓 � −1� 2 (3.11) För att undvika övermagnetisering behövs ett rätt inställt Volt/Hertz skydd. I ekvationen (3.2) ges vilka inställningar som är lämpliga i ett Volt/Hertz skydd. Det kan också vara till fördel att ha ett fast inställt värde för att kompensera för den kontinuerliga övermagnetiseringen. I moderna reglerutrustningar finns en frekvenskompensator som skickar signaler till generatorn för att minska spänningen vid underfrekvens för att skydda mot övermagnetisering. [20] 3.3.1.1.6 Kompletterande skydd I transformatorn finns andra skydd som säkerställer funktionsdugligheten hos den driftsatta transformatorn. Den viktigaste är gasvakten vilken reagerar på gasutveckling som sker i samband med förhöjd temperatur i kopparlindningarna eller oljan. En flottör stödjer gasvakten i sitt arbete genom att detektera en sjunkande oljenivå. För övrigt finns temperaturmätande element för att mäta oljetemperatur och lindningstemperatur för att kunna styra kylmedelstillförsel och varna vid onormala beteenden. 3.3.1.2 Generatorn Generatorn är en viktig komponent i elsystemet. Generatorn är ganska komplex då den levererar el som ska hålla en viss kvalité och har roterande delar som slits och därför måste övervakas. För att övervaka och kunna upptäcka fel krävs omfattande skydd. Generatorns skydd kommer kort att gås igenom. 18 FIGUR 10: BLOCKSCHEMA FÖR GENERATORSKYDD. [15] I figur 10 syns uppbyggnaden av ett generatorskydd. I blockschemat i figur 11 ses inkommande variabler till skydden och vad de har för uppgift att utföra. 3.3.1.2.1 Differentialskydd Differentialskyddet ska detektera statorfel och därigenom skydda generatorn mot fel i statorlindningen. Differentialskyddet fungerar på samma sätt som för transformatorns differentialskydd som finns beskrivet i 3.2.1.1.1. En väsentlig skillnad är att skyddet för generatorn ställs lägre i förhållande till transformatorns skydd då hänsyn till lindningsomkopplare och inkopplingsströmmar ej behöver göras. 3.3.1.2.2 Överströmsskydd Till generatorn används ett överströmsskydd för att detektera kortslutningar och andra fel som skapar strömrusning. Då produktionen skiftar över tid ställs tiden i reläskyddet normalt på 1,5-3 sekunder för att undvika onödiga utlösningar till följd av pendlingar i produktionen. Ett överlastskydd används också för att skydda generatorn. Dessa är oftast termiska skydd som mäter temperaturen vilken beror av strömmen för att se till att strömmen inte blir onormalt stor. 3.3.1.2.3 Underimpedansskydd 19 I stora generatorer används ofta underimpedansskyddet som komplement till överströmsskyddet. [15] Ett underimpedansskydd detekterar kortslutningar och avbrott i en lindning och avbryter produktionen. 3.3.1.2.4 Jordfelsskydd statorn När ett jordfel uppstår i statorn kan detta fel orsaka en järnbrand i statorkärnan. För att förhindra järnbrand jordas ofta generatorn över ett motstånd. Det görs för att begränsa jordfelsströmmen och därigenom minska risken för skador på statorn. Däremot finns en risk med att ha för stort motstånd då man önskar minimera överspänningar som uppkommer av intermittenta jordströmmar i generatorn. [15] Det krävs en kompromiss mellan dessa två faktorer. 3.3.1.2.5 Spänningsstegringsskydd Vid frånslag av generatorn fungerar inte spänningsstyrning längre vilket medför en förhöjd risk för överspänningar. För att undvika spänningsstegringar används ett maximalspänningsskydd med tidfördröjning. Tidfördröjningen bör sättas så att utlösningstiden minskar med ökande spänning. 3.3.1.2.6 Varvkortslutningsskydd Varvkortslutning innebär att det i en lindning av samma fas blir en kortslutning mellan två varv. Differentialskyddet kan inte upptäcka kortslutningen då skillnad i ström uppstår. Skulle generatorn vara uppbyggd av två lindningar på var fas kan skyddet byggas upp genom att jämföra strömmarna på de två lindningarna och därigenom kunna detektera felet. 3.3.1.2.7 Minusströmsskydd Ett minusströmsskydd är till för att skydda elnätet mot osymmetri och snedbelastningar. Det är svårt att mäta osymmetri men många har valt att använda minusföljdsströmmen som ett mått på osymmetrin och därigenom kunna detektera felaktigheter. 3.3.1.3 Nollspänningsautomatik Nollspänningsautomatik kopplar ifrån anläggningen då risk föreligger för att generatorer kan ta skada av den låga spänningen. [23] [24] 3.3.1.4 Obalansskydd Obalansskyddet mäter på samtliga faser för att skydda mot osymmetri i elnätet. Osymmetrin kan uppstå antingen genom bortfall av en fas eller genom stora lastskillnader i de olika faserna. 3.3.2 Samlingsskeneskydd Ett samlingsskeneskydd funktion är att bryta kortslutningar på samlingsskenorna. I direktjordade nät används ofta ett summaströmskydd för att skydda samlingsskenan. I de nät som behandlas i detta arbete används normalt sett en typ av skydd som bygger på vanliga överströmsskydd. Då väljs en tidsförskjutning för det vanliga överströmsskyddet för att selektivitet skall uppnås och den felbehäftade ledningen skall lösa först. Skulle ledningen inte lösa eller felet vara på samlingsskenan bryter den efter utsatt tid. För att skydda samlingsskenan inställs momentansteget så det löser vid stora fel på samlingsskenan. 20 3.3.3 Brytarfelsskydd Ett brytarfelsskydd är ett lokalt skydd sitter på samtliga fack och som fungerar som reservskydd då en brytare inte fungerar och brytarfelsskyddet slår då ifrån de brytare som ligger närmast i serie med den felbehäftade brytaren. [25] 3.3.4 Ledningsskydd 3.3.4.1 Kortslutningsskydd och överströmsskydd Ett kortslutningsskydd för en kraftledning kan vara utformat på ett par olika sätt. Det första sättet är den mest simpla metoden. Skyddet kallas tidöverströmsrelä och består i princip utav en strömmätande del och en tidsmätande del. Normalt har skyddet också en momentanutlösning som löser ut momentant om det sker en kraftig kortslutning. Det här skyddet har antingen konstanttidskarakteristik eller inverttidskarakteristik. Inverttidskarakteristik används för att få snabbare utlösning av skyddet vid höga strömmar. Inverstidsfunktionen beskrivs av formeln (3.12). 𝑡= 𝑡= 𝑘∗𝛽 𝐼 𝛼 � � −1 𝐼> (3.12) Tiden innan skyddet löser ut 𝑘= Inställningsbar parameter för tidsfaktor 𝛼= Inställningsbar parameter för att definiera kurvans branthet 𝐼 >= Inställt strömvärde 𝛽= Inställningsbar parameter för att definiera kurvans branthet 𝐼= Uppmätt ström När inställningar av ett inverttidsskydd sker används formeln (3.12). Inverttidsskarakteristik används för att reläskyddet skall lösa snabbare när högre ström rusar i ledningarna. Det finns standardiserade kurvor för inverstidskarakteristik. Dessa finns i SS-EN 60255-151 och där ges parametrarna för kurvan. [26] I stora nät med mycket skydd och långa ledningar kan problem med tidsselektiviteten uppstå och då används impedansskydd. Vid långa ledningar används ett impedansskydd på grund av att marginalen mellan den minsta felströmmen och högsta belastningsströmmen blir för liten när ett tidöverströmrelä används. Impedansskyddet mäter kvoten mellan ström och spänning. Då ges impedansen vilket gör att skyddet är okänsligt för olika belastningslägen. När en kortslutning sker minskar impedansen vilket skyddet reagerar på och löser ut brytaren. Distansskyddet är den sista varianten på kortslutningsskydd för ledningar som kommer att lyftas fram. Det är i grund och botten ett impedansskydd med avancerade möjligheter för selektivitet. Ett distansskydd består av ett startorgan vilket triggar igång skyddet. Oftast programmeras ett momentansteg som reagerar momentant på fel. Momentansteget regerar på cirka 85 % av 21 ledningens längd. Steg två som ges funktionstiden 0,4 sekunder från det att triggningspulsen kommit. Sedan kommer steg tre efter 1,2 eller 1,6 sekunder och sist kommer steg 4 vilken är en reservfunktion med en längre tidsfördröjning. [27] Dessa tidsfördröjningar möjliggör selektivitet mellan brytarna. Tidsinställningarna kan däremot skilja beroende på hur nätet är uppbyggt. En selektivplan görs och inställningarna görs efter den. I ett vanligt strömmätande överströmsskydd finns normalt två steg, ett så kallat momentansteg och ett steg som har en viss tid innan de löser ut. Momentansteget detekterar kortslutningar och löser då omedelbart medan det långsammare skyddet har en viss tidsfördröjning så selektivitet uppnås. 3.3.4.2 Jordfelsskydd Jordfelsskyddet byggs upp på olika sätt beroende på hur elnätet ser ut. Elnätet har i huvudsak två varianter på jordning. Den första varianten är direktjordat och då kommer jordslutningens strömmar bli av samma storleksordning som en kortslutning. Den andra nätuppbyggnaden är en högohmig jordslutning som åstadkoms genom isolerad jordning, resistansjordning eller spoljordning men är som sågs i 3.1.2 ofta en kombination av spol- och resistansjordning. Jordslutningsströmmen kommer då att bli liten i förhållande till en lågohmig jordslutning. Jordslutningsströmmen är oberoende av nätets kortslutningseffekt. På grund av att direktjordning i mellanspänningsnätet är sällsynt kommer enbart jordfelsskydden för högohmiga jordslutningar att behandlas. 3.3.4.2.1 Jordfelsskydd i resistansjordad och reaktansjordade nät Ett kabelnät och ett ledningsnät kan vara resistansjordat. Den storhet som jordfelsskyddet mäter på är strömmen i jordfelet. 𝑈 𝐼𝑗 = 𝑓 𝐼𝑗 = 𝑅+𝑅 𝑗 Jordfelsströmmen 𝑈𝑓 = Fasspänning 𝑅𝑗 = Motståndet i felstället 𝑅= (3.13) Nollpunktsmotståndet I (3.13) ses att vid en jordslutning kommer jordfelsströmmen att öka kraftigt i amplitud på grund av att nämnaren minskar. Ett resistansjordat nät kan bara självsläcka små jordfelsströmmar vilket medför att den felbehäftade delen behöver bortkopplas för att eliminera jordfelsströmmen. Hög resistans önskas för att få ned kostnaden på jordtagen. I reaktansjordade nät blir jordslutningsströmmen mindre genom att reaktorn kompenserar bort den kapacitiva jordslutningsströmmen. Det krävs riktade jordfelsskydd för att kunna upptäcka dessa jordfel. 3.3.4.2.2 Nollpunktspänningsskydd 22 Nollpunktspänningsskyddet mäter spänningen i nollpunkten för att detektera jordfel. Det här skyddet används normalt som reservskydd och måste därför vara selektivt mot de riktade och transientmätande jordfelsskydden. 3.3.4.2.3 Längsdifferentialskydd Längsdifferentialskyddet skyddar en anläggningsdel. Det kan vara en ledning som ska skyddas och då mäter skyddet inkommande och utgående ström för att detektera fel längs ledningen vilket skulle förorsaka en differens mellan inkommande och utgående ström. Differensen är det sedan som skyddet mäter och därigenom upptäcker fel och löser ut brytaren för ledningen. Informationsöverföringen mellan de olika mätenheterna sker normalt med hjälp av radiolänk eller med hjälp av optokabel. 3.3.4.3 Automatisk återinkoppling Automatisk återinkoppling innebär att ledningen automatiskt kopplas in efter ett fel. Automatisk återinkoppling tillämpas i många elnät där tillfälliga störningar ofta uppträder såsom grenar som faller på ledningen eller fåglar som kommer åt fasledningarna eller andra orsaker som orsakar jordfel eller kortslutning. Sådana händelser orsakar en utlösning av reläskydden men har inget bestående fel. Därför används automatisk återinkoppling som slår på strömmen en gång till och kvarstår felet kommer reläskyddet lösa igen och då kopplas inte ledningen in igen utan åtgärder för att undersöka felet görs. Tiden som anläggningen måste vara i spänningslöst tillstånd innan spänningen kan slås på igen är 300 ms. Det är den tid det tar för ljusbågen att slockna. Vilken tid man sedan väljer är upp till nätägaren så att de kan passa ihop skyddet med sin övriga anläggning. [15] Enligt E.ONs anvisningar skall återinkopplingstiden för lokalnät vara 30 sekunder i ett radiellt nät. Vid maskade nät skall kontroll göras av inställningsvärdena i det aktuella reläinställningsbladet. [28] DUBA är en vidareutveckling av automatisk återinkoppling och står för driftsuppbyggnadsautomatik. DUBAn arbetar i flera steg för att säkerställa säker och god funktion i samband med inkoppling av anläggningen. Den bygger på att driftsituationen kontrolleras och är anläggningen fri från felbehäftade delar kopplar automatiken in spänningen. 3.3.5 Selektivitet Selektivitet innebär att ett skydd bara löser på anläggningsdelar som skyddet är avsett för. För att illustrera detta syns i figur 8 en ledning med sex stycken reläskydd. 23 FIGUR 11: SKYDDSINDELNING FÖR RELÄSKYDD [15] I figur 11 ses skydd 1 som ska lösa för fel i sin skyddssektor A-B men skydd 1 bryter även i sektor B-C. Sektor B-C ska i första hand skyddas av skydd 3. Selektivitet krävs för att skydden ska lösa sitt tilltänkta skyddsobjekt först. För att åstadkomma detta sätts en tidsfördröjning på skydd 1 i dess utlösning av sektor B-C. Genom att göra så skapas redundans i skydden och skulle ett skydd av någon anledning inte fungera kopplas automatiskt anläggningsdelen bort i alla fall när skyddet med tidsfördröjningen aktiveras. Fungerar allt som det ska i skyddet kommer enbart den felbehäftade delen att kopplas ifrån. Selektivitet skapas genom olika tidsintervall. En variant när skydden har konstanttidskarakteristik och en variant med inverttidskarakteristik. 24 FIGUR 12: UTLÖSNINGSKARAKTERISTIK FÖR INVERTTID JÄMFÖRT MED VANLIG SÄKRING [29] Som ses i figur 12 löser inverttidsskydden snabbare vid högre strömmar och minskar tiden innan skyddet löser. Ett konstanttidsskydd löser på en bestämd tid även om felströmmen skulle bli extremt hög. 3.3.5.1 Selektivplan En selektivplan är en plan för hur en anläggnings skydd ska samarbeta. Som syns i figur 11 kan flera skydd lösa på samma fel. Dessa skydd måste då ställas in så att skyddet som bryter hela anläggningen inte bryter då felet är i en liten del. För att åstadkomma detta utformas en plan för hur skydden skall lösa som kallas selektivplan. 3.4 Kriterier för godkänd anläggning I underhållsinstruktionerna från E.ON finns följande krav på anläggningen: Alla reläskydd ska provas med funktionsvärden som överensstämmer med gällande reläinställningsblad. Generellt gäller att start- och återgångsvärde skall vara ≥80% för att räknas 25 som godkänt. Start- och utlösningsvärde samt utlösningstid skall vara önskat värde ±5 %. Gäller även vid reglering av automatiker. Som synes bygger kraven för en godkänd anläggning mycket på hur selektivplansberedningen är gjord. Värdena ska alltså hålla sig inom dessa gränser i reläskydden. 26 4 Provningsplan och provningsförfarande Detta arbete har innefattat att utveckla en provningsplan för rutinprovning också kallad funktionsprovning. En sådan provning går ut på att fastställa funktionsdugligheten hos reläskydden. Reläskydden provas periodiskt för att försäkra sig om att funktionen är okej och inställda mätstorlekar innehas. I SS-EN 61936 beskrivs syftet med provning: ”Besiktningar och provningar ska utföras för att verifiera att anläggningen överensstämmer med denna standard och att utrustningen överensstämmer med de tillämpliga tekniska specifikationerna”. [30] Vad som ingår i dessa provningar avtalas mellan beställaren och entreprenören. Det innefattar vilken dokumentation som ska tillhandahållas, vilka specifikationer som ska tillämpas och i vilken omfattning som provningen och besiktningen ska utföras. [30] E.ON har i sina anvisningar för hur underhållsarbetet ska utföras specificerat vad som förväntas av entreprenören. För att klarlägga vad som krävs och hur en effektivisering kan ske analyseras instruktionerna som finns att läsa i bilaga 4 och diskussion görs med E.ON om vad som är nödvändigt. En fortgående diskussion med E.ON och med provarna på Infratek hålls för att utveckla ett protokoll som är möjligt att använda i verkligheten och inte bara är bra i teorin. Som tidigare sagts gäller arbetet periodisk kontroll av distributionsskydd. 4.1 Provningsförfarande En provning är en aktion som äger rum för att säkerställa fortsatt säker och tillförlitlig drift av elkraftöverföringen genom kontroll av reläskydd. Vissa delar i nedanstående förklaring utförs inte vid varje rutinprovning utan sker vid speciella tillfällen och vid idrifttagning. En provning vid nyinstallation består i princip utav följande element: • • • • • • • • • Okulärbesiktning Kontroll av hjälpspänningsmatning Kontroll av strömtransformatorer Kontroll av spänningstransformatorer Kontroll av utlösnings-, blockerings- och signalkretsar Isolationsprov Sekundärprov Primärprov Driftprov Vid en rutinprovning utförs följande delar: • • • • • 27 Okulär kontroll. Funktionsvärdena på reläskydden kontrolleras så de ligger inom 5 % från inställt värde. Kontroll av utlösningskedjan. Signaler kontrolleras. Driftvärden uppmäts. 4.1.1 Okulärbesiktning En okulärbesiktning är en kontroll som utförs genom att okulärt undersöka de olika anläggningsdelarna för att kontrollera att allt finns på plats och är i gott skick. I E.ONs riktlinjer för hur underhållskontrollen ska gå till ingår följande delar i den okulära besiktningen: • • • • Utrustningen ska kontrolleras okulärt. Missfärgningar, beläggningar samt displayer som ej kan återge text ska rapporteras. Detsamma gäller för utrustning innehållande elektronik som verkar ovanligt varma. Kontroll av lyftarstegar av plast på RX och RR reläer samt beläggningar på reläkontakter. Kontroll av dämpolja avseende nivå och eventuellt läckage för elektromekaniska skydd. Skyltning av reläskydd, automatiker, lysdioder och signaler i signalcentral med mera kontrolleras mot aktuell funktion. Felaktiga skyltar bör om möjligt åtgärdas direkt annars ska felaktigheter rapporteras. [28] 4.1.2 Kontroll av hjälpspänningsmatning Hjälpspänningsmatningen är den del i elsystemet som säkerställer drift även då störningar existerar och elförsörjningen ej går att lita på. Till hjälp finns ett batteripaket för att åstadkomma en säker funktion av anläggningen. Batterier åldras och måste testas för att säkerställa funktionsduglighet. För att ladda batterierna finns batteriladdare som kontinuerligt underhållsladdar batterierna för att de ska vara fulladdade om ett bortfall av elförsörjningen skulle ske. Förutom att kontrollera att batterierna laddas med rätt spänning krävs en kontroll av kapaciteten i batterierna. Det sker genom ett så kallat kapacitetsprov vilket innebär att kapaciteten i batteriet mäts upp. Ett kapacitetsprov kan gå till på följande sätt: Först undersöks om det är möjligt att frånskilja batterierna från anläggningen ifråga. Är det möjligt kopplas batterierna ifrån och belastas för att se hur stor batteriernas kapacitet är. Belastningen sker under en period av 5 timmar. Effekten batteriet belastas med är den ström som tillverkaren har angett att batteriet ska klara i 5 timmar. Under denna period ska spänningen mätas för att kontrollera att den håller sig inom de angivna värdena från tillverkaren. Skulle en bortkoppling från anläggningen inte vara möjlig ska batteriet belastas i tre timmar. [28] 4.1.3 Kontroll av strömtransformatorer Strömtransformatorns uppgift är att leverera en sekundär ström till reläskydden som ligger på en nivå som reläskydden kan behandla och använda i sina system. I en kontroll av strömtransformator ingår prov av kärnan och uppmätning av magnetiseringskurvan. Provning och mätning av omsättning och motstånd i strömtransformatorn sker för att säkerställa överensstämmelse med märkningar och tilltänkt funktion. På Infratek användes en mall som är utvecklad för att kontrollera magnetisering och omsättning med mera för att säkerställa funktionen. Se bilaga 1. 28 Dessa prov genomförs vid nyinstallation av en mättransformator. Vid rutinprovning som detta arbete handlar om genomförs en enklare kontroll enligt E.ONs specifikationer. I huvudsak innebär den kontrollen att oljan kontrolleras och fylls på vid behov samt rengör transformatorn så att den är i gott skick. [28] 4.1.4 Kontroll av spänningstransformatorer En spänningstransformator är precis som en strömtransformator en apparat vars uppgift är att transformera ner de primära storheterna till en nivå som kan behandlas av kringliggande styrutrustning. Men istället för att transformera strömmen så transformerar spänningstransformatorn ner spänningen. Ofta ligger denna nivå på 110 volt. För att pröva spänningstransformatorn används provningsprotokollet som finns i bilaga 2. Spänningstransformatorn kontroll är också betydligt enklare vid rutinprovning än den kompletta provningen som visas i bilaga 2 och följer samma mönster som strömtransformatorn vilket är beskrivet i stycke 4.1.3. 4.1.5 Kontroll av utlösnings-, blockerings- och signalkretsar För att kontrollera utlösningskedjan är det önskvärt att den testas med hjälp av ett utlösningsprov av effektbrytaren. Är det inte möjligt ska en uppmätning av hela utlösningskedjan genomföras. Den uppmätningen ska ske på följande sätt i E.ONs anläggningar: • Kontroll av utlösningskedjan genom mätning av UM-spole (brytarens utlösningsmagnet) minus på provbleck/provuttag vid reläskydd. • Finns utlösningsenhet ska både utlösningsenhets minus mätas på samma sätt och sedan ska mätning av UM-spole minus mot brytare samt mätning över utlösningskontakt på utlösningsrelä ske. Sedan ska en test av indikeringar och övervakningssignaler göras. Signaler för fel mellan olika delar och i distansskydden ska företas i provningen. [28] 4.1.6 Isolationsprov Isolationsprov innebär kontroll av att isoleringen klarar av att innestänga den elektriska kraft som överförs i kabeln. Provet görs genom att angiven spänning skickas genom kabeln och ser huruvida isolationen håller eller om den släpper igenom spänningen. Denna typ av prov görs vid en nyinstallation när anläggningen är helt bortkopplad från elnätet. 4.1.7 Sekundärprov Sekundärprov innebär att reläskydden testas genom injicering av spänningar och strömmar på reläskyddets ingångar för att kontrollera funktionen hos reläskyddet. Detta kan på vissa skydd göras enfasigt och på en del skydd krävs trefasig spänning för att få ett fullständigt provningsresultat. I en station kan det finnas många olika sekundära skydd eller reläskydd vilka måste testas. De sekundära skydden ställs in enligt gällande reläinställningsblad och värdena skall sedan verifieras vid provningen och överensstämma med inställda värden. Alla dessa skydd används ej i det arbete som jag utför men en kort genomgång av dessa skydd är på sin plats. 4.1.7.1 Överströmsskydd 29 En uppmätning av utlösningstider och kontroll av att reläskyddet löser vid rätt strömnivåer. Uppmätningar som E.ON kräver är följande: • • • • • • Kontroll av startvärden. Vid mekaniska skydd ska även återgångsvärdena mätas upp. Kontroll av blockeringar mot överliggande skydd. Kontroll av momentansteg mätning görs med 1,1 ∗ 𝐼𝑠 där 𝐼𝑠 är inställt värde. Uppmätning av utlösningstider för inverttidskurva. Uppmätning sker på 1,1*𝐼𝑠 , 2*𝐼𝑠 samt 4*𝐼𝑠 eller 3*𝐼𝑠 om momentanstegets inställning krockar med 4*𝐼𝑠 . Uppmätning av utlösningstider på konstantsteg. Uppmätning sker på 1,1*𝐼𝑠 . Kontroll av blockeringsfunktion till lindningskopplarautomatik.” [28] 4.1.7.2 Underströmsskydd Underströmsskyddet testas även det med en injicering av strömmar i den sekundära kretsen och följande testas: • • Startvärde uppmäts. Återgångsvärde uppmäts vid mekaniska skydd. Uppmätning av utlösningstider där 0,8*𝐼𝑠 används. [28] 4.1.7.3 Distansskydd Vid prov av distansskydd ska alla start- och återgångsvärden vid 0 och 90 grader uppmätas. Kontroll av funktionstider för de olika zonerna och även funktionstiderna för signaler som skickas mellan olika anläggningsdelar. 4.1.7.4 Underimpedansskydd Underimpedansskyddet mäts upp med hjälp av ett trefasigt instrument som har kapacitet att mäta vinklar. I E.ONs anvisningar specificeras följande angående kontroll av underimpedansskydd: • • Kontroll av start- och återgångsvärde i alla zoner och för alla faskombinationer vid karakteristisk vinkel φ och φ+180 grader. Kontroll av funktionstider i alla zoner inklusive tillslag mot fel. [28] 4.1.7.5 Riktat jordfelsskydd Jordfelsskyddet ska lösa vid jordfel och vara riktat för att vara selektivt mot andra anläggningsdelar. Jordfelsskydden ska testas med en provningsspänning på 20 volt och strömmen ska under mätning vara 1,1*𝐼𝑠 och 2*𝐼𝑠 . Uppmätning av tider ska ske av det riktade steget och det oriktade steget vid dessa strömmar. Startvärde ska kontrolleras med den karakteristiska vinkeln och detta ska ske i alla olika steg. Vid mekaniska skydd ska återgångsvärdet kontrolleras. [28] 4.1.7.6 Återkopplingsautomatik I E.ONs anvisningar ska återinkopplingen testas med en tillkoppling och kontroll av återinkopplingstiden ska göras. [28] 4.1.7.7 Brytarfelsskydd Brytarfelsskyddet utlösningstider ska kontrolleras samt startvärde för skyddet. 4.1.7.8 Överlastskydd 30 Överlastskyddet ska kontrolleras och utlösningstidertider uppmätas mot 1,1*𝐼𝑠 och 2*𝐼𝑠 . En kontroll av till- och frånslagsvärden ska också genomföras. [28] 4.1.7.9 Över- och underspänningsskydd För över- och underspänningsskydd ska följande aktioner i provningsförfarandet tas: • • • • • Kontroll av startvärde. Återgångsvärde kontrolleras vid mekaniska skydd. Kontroll av nollspänningsspärr för tillkoppling där det finns. Uppmätning av utlösningstider. Provningsspänningen ska vara 1,1*𝑈𝑠 respektive 0,9*𝑈𝑠 . Kontroll av blockeringsfunktion till lindningskopplarautomatik. Kontroll av fördröjning på till- och frånmanöver. [28] 4.1.7.10 Nollspänningsautomatik Nollspänningsautomatiken ska testas genom att mäta utlösningstiderna och kontrollera start- och återgångsvärden. Provningsspänningen för tidmätningen skall vara 0,9*𝑈𝑠 . [28] 4.1.7.11 Över- och underfrekvensskydd Vid provning av frekvensskydden ska värdena för start och återgång av skyddet testas och även mätning av utlösningstiderna utföras. För att mäta tiderna ska systemfrekvensen plus minus tio procent användas. 4.1.7.12 Fasavbrottsskydd Kontroll för start- och återgångsvärde ska göras för fasavbrottsskyddet för att detektera osymmetri i nätet. 4.1.7.13 Differentialskydd för transformatorer Följande kontroller ska utföras på differentialskydd: • • Kontroll av funktionsvärde för 𝐼𝑑𝑚𝑖𝑛 . Kontrollen ska göras enfasigt och för alla använda strömingångar. Uppmätning av utlösningstider. Det sker enfasigt med provningsvärde 2*𝐼𝑠 . [28] 4.1.7.14 Längsdifferentialskydd Funktions- och återgångstider ska kontrolleras på längsdifferentialskydden. Utlösningstider ska uppmätas och kontroll av att kommunikationen återupptas efter ett avbrott i den. 4.1.7.15 Samlingsskeneskydd Samlingsskeneskydd ska provas genom uppmätning av funktions och återgångsvärden för, övervakningsrelä, eventuella frigivningsrelä, differentialrelä samt mätrelä. Sedan ska alla utlösningstider och blockeringstider uppmätas. Finns stabiliseringsfunktion ska dess funktionskurva uppmätas. [28] 4.1.7.16 Fjärrutlösning För överföringar mellan stationer ska provsändning utföras och tider för överföringen uppmätas. Signaler för fjärrutlösta skydd ska skickas för att kontrollera att utlösningskedjan fungerar. Skulle det inte vara möjligt att testa direkt mot brytaren ska samma förfaringssätt som för 31 utlösningskedjan i reläskydden användas. Det är viktigt att alla delar är kontrollerade ifall ett fullskaligt test inte är möjligt. 4.1.8 Primärprov Ett primärprov utförs på den primära sidan av en mättransformator och då måste en betydligt högre strömstyrka användas för att kunna få reläskydden att lösa ut. Under ett primärprov kopplas så att kortslutningar och jordfelsströmmar uppstår i olika anläggningsdelar och ökar spänningen tills man får en ström som motsvarar fullt utvecklat fel. 4.1.9 Driftprov I driftprovet kontrolleras att olika funktioner under drift uppträder på önskvärt sätt. I denna del ingår också en uppmätning av driftspänningar och driftströmmar. 32 5 Utveckling av provningsplan Målet med att utveckla provningsplanen har varit att förenkla provningsförfarandet och arbetet med att rapportera in provningen. För att utveckla denna provningsplan har arbetet gått till på följande sätt: 1. Första veckan tillbringades i fält där jag fick följa med provaren Henrik Noren. Under denna vecka utförde vi provningar av en nyinstallerad station som blivit ihopkopplad med en äldre transformator. En vanlig rutinprovning av en fördelningsstation gjordes också. Undersökning av hur man kan utnyttja instrumentens inbyggda rapporteringssystem undersöktes. 2. Vecka nummer två var en vecka på kontoret där sammanställning av bakgrundsteori gjordes. En idéskiss på hur en provningsrapport skulle fungera och se ut gjordes också. Se bilaga 3. 3. Vecka tre inleddes med ett besök i Malmö hos Ingrid Widell på E.ON elnät för att se vad de som delbeställare önskade av projektet och även för att få lite mer underlag från E.ONs håll. Vi diskuterade även skissen som hade blivit framtagen och konceptet var något vi ändrade lite på och beslutade att gå vidare med. Det bestämdes att vi skulle använda reläinställningsbladet som grund och bygga utifrån det. Under denna vecka har också en layout på rapporten i sin helhet skapats och börjat fyllas. 4. Vecka nummer fyra gjordes några olika varianter på hur provningsprotokoll kunde se ut och dessa utvärderades sedan och den mest lämpliga designen valdes. Denna design vidareutvecklas nu för fler reläskydd. Under veckan har även rapporten vidarebearbetats. 5. Vecka nummer fem har ett fälttest på Öland tillsammans med Henrik Noren gjorts. Där framkom nödvändiga ändringar som har justerats och skickats iväg för fler kommentarer från E.ON. Rapporten har även skickats till Math Bollen för en granskning av val av innehåll. 6. Vecka nummer 6 har protokollen från mätinstrumenten granskats och rapporten börjat färdigställas. Presentationen har även kollats på och börjats förberedas. 7. Vecka 7 har mätinstrumentens rapporteringssystem undersökts. Rapporten har skrivits. 8. Vecka 8 har avstämningsmöte med Ingrid Widell på E.ON elnät gjorts. Reläprovningsmallar har färdigställts. Se bilaga 5 och bilaga 6. 9. Rapporten har korrekturlästs och färdigställts. Som synes i ovanstående arbetsbeskrivning skiljer sig arbetssättet lite från det från början planerade tillvägagångsättet. Det beror på att vissa underlag har tagit längre tid att få än planerat och på grund av det har andra saker gjorts under tiden såsom att skriva rapporten. Det som är värt att notera är att tidsplanen har justerats lite efter dessa omständigheter men arbetet har som helhet hela tiden legat lite före den tilltänkta tidplanen. 5.1 Nuvarande situation Det första steget som togs för att utveckla provningsplanen är att bekanta sig med de gamla provningsprotokollen och reläberedningarna för att få en bild av hur arbetet sker nu. I samarbetet E.ON och Infratek fungerar det för nuvarande så att E.ON ger ett underhållsavtal till en entreprenör som sköter underhållet på vissa anläggningar. Infratek i Eksjö innehar just nu detta 33 avtal för Blekinge, Kalmar och Öland. Då bestämmer E.ON varje år vilka stationer som behöver provas och Infratek genomför provningarna. E.ON skickar då ut en reläberedning som visar vilka inställningar skydden skall inneha. FIGUR 13: RELÄBEREDNING FÖR ÖVERSTRÖMSSKYDD I figur 13 visas ett utdrag ur hur en reläberedning kan se ut från E.ON. Denna skall sedan kontrolleras i stationen så att angivna reläskydd överensstämmer med parametrarna givna i reläbladet. Provningen utförs sedan av provaren som rapporterar in detta i sin egen mall och skickar den till E.ON som lagrar resultatet i sitt system. Här dyker de första problemen upp för E.ON. Alla entreprenörer har sin egen mall och flera av entreprenörernas protokoll är bristfälliga då de saknar viktiga parametrar. De blir ofta oöverskådliga för någon som inte är väldigt insatt då de ger massor med värden men inte någon information om provningen av det aktuella skyddet gett ett godkänt resultat eller om det på visar defekter som gör att skyddet behöver justeras eller bytas ut. Entreprenörerna förlorar också mycket tid då de behöver sitta och skriva i informationen från E.ON i sina egna mallar. Målet blir då att utveckla ett gemensamt sätt att sköta rapporteringen på som täcker allt det som ska vara med. Samtidigt ska resultatet bli lättöverskådligt. 5.2 Arbetsprocessen 5.2.1 Gemensamt 5.2.1.1 Utnyttjande av data från mätinstrument Infratek använder Sverker 750 från Megger när mätningar utförs. Det finns i Sverker möjlighet att få information från mätningen direkt från instrumentet. Det går att konvertera detta till Excelformat. Detta visar sig dock vara ett omständligare sätt att rapportera in data på då ytterligare data fås som måste behandlas och fler filer som ska skickas till E.ON. Därför väljs denna variant bort då det skapar merarbete när man vill förenkla processen. Olika instrument används vid mätningen och därför behövs värden och rapporter från flera olika instrument. För att få dessa samlade i en rapport måste dessa värden föras in i olika dokument och risken för fel på vägen och tiden det tar att behandla data gör att detta förfaringssätt inte är ett alternativ. Infratek Sverige AB använder mätinstrumentet DRTS 6 från ISA som verktyg för att testa trefaskretsar där alla faser behöver simuleras. Detta instrument kan programmeras i en dator och sedan kan man testa i fält. Instrumentet kan då programmeras för att testa tillslagsvärden i 34 överströmsskydden. Då en möjlighet till att anpassa rapporterna från detta instrument finns har en undersökning av detta utförts. Först programmeras instrumentet för att utföra ett test av tillslagsvärden samt tidmätning för att bestämma utlösningskarakteristiken på skyddet. Sedan utförs testet för att kunna få ut ett provningsprotokoll. Det automatgenereras i provningsapparaturen. Som ses i figur 14 är rapporten från ISA tydlig och bedömer statusen från skydden. Problemet är att det inte går att automatiskt sammanställa provningsresultat så det går att koppla till E.ONs risk- och sårbarhetsanalys. FIGUR 14: UTDRAG FRÅN RAPPORT GENERERAD AV ISA DRTS 6. I figur 14 ses ett utdrag ur rapporten som automatiskt genereras i ISA DRTS 6. För att utföra mätningar med instrumentet som använts ovan krävs en programmering av vilka mätpunkter som skall användas och värden som de ska kontrolleras mot. 5.2.1.2 Provningsprotokoll Utveckling av ett enkelt rapporteringsverktyg där reläberedningens uppgifter inkluderas i provningsprotokollet vilket leder till att alla inställningsvärden som måste kontrolleras fylls i 35 automatiskt. Ett enkelt försättsblad där möjlighet att skriva en kort kommentar angående skyddet finns skapas. Det är den variant som tas med till E.ON när platsbesök görs för att utröna vad för önskemål de har. Sen görs ett besök i Malmö på E.ONs kontor för genomgång av projektet ihop med Ingrid på E.ON elnät. Där bestäms vilka idéer som vidareutvecklas. Det som E.ON önskar är följande: • • • 5.2.2 Ett kvitto på att anläggningen är godtagbar och följer reläinställningsbladen som tillhandahålls av E.ON. Denna önskas vara kortfattad. E.ON väljer ut 3 skyddstyper: Micom P132, ABB 615 samt Siemens skydd. De framtagna förslagen anses vara bra och vi går vidare med det samt en variant där allt är sammanvävt. Distributionsnät 5.2.2.1 Variant 1 Variant 1 på provningsprotokollet bygger på E.ONs reläberedningsmall där ett provningsprotokoll läggs till i samma Excelbok och dokumentationen kompletteras även med försättsblad som sammanfattar reläskyddens nuvarande tillstånd. I bilaga 3 finns detta provningsprotokoll. 5.2.2.2 Variant 2 Variant 2 är ett sammanslaget blad med reläberedning och provningsprotokoll gemensamt. Dessa olika provningsblad genereras via makron i Excel. Denna variant har en del fördelar på grund av att den inte hänvisar till andra blad och risken för felaktiga referenser minimeras. Det blir också enklare att generera fler blad beroende på hur mycket skydd och fack som används och den blir mer oberoende av reläskyddsfabrikat. 36 FIGUR 15: PROVNINGSMALL VARIANT 2 I figur 15 visas provningsmall variant två där fler parametrar har flyttats in i samma flik i Excel. Fördelen med variant 2 är att allt kommer i samma flik och referenser i formler inte riskerar att hamna på fel position. Det blir lite rörigt och den har en ganska hög tröskel innan provaren känner sig bekväm med den. 5.2.2.3 Slutgiltig variant Vid en undersökning bland de berörda. Dels Ingrid Widell på E.ON och även bland provarna på Infratek får variant 1 bäst respons då den påminner mest om den variant de är vana vid och känner sig bekväma med. En liten ändring i variant 1 görs efter önskemål från E.ON. Försättsbladet integreras i reläprovarbladet. Se bilaga 5. Där har provaren möjlighet att bedöma anläggningen och lämna kommentarer som E.ON kan använda i sin risk- och sårbarhetsanalys. 37 Vanligt Troligt Förekommande Osannolikt Försumbar Sannolikhet^ Konsekvens> Försumbar Marginell Betydande Stor Katastrofal FIGUR 16: RISKANALYS Ett vanligt sätt att göra en riskanalys är att värdera hur sannolikt det är att felet inträffar och hur stora konsekvenser det blir ifall ett fel skulle inträffa. Som synes i figur 16 sätts sannolikheten på y-axeln och konsekvensen på x-axeln. Det resultat man sedan får ut är ett siffervärde som visar hur akut som problemet måste tas hand om. Är det till exempel ett vanligt förekommande fel och konsekvensen är stor måste ordentliga åtgärder vidtas och den markeras därför som röd i diagrammet. Skulle det istället vara osannolikt att felet inträffar och konsekvensen blir försumbar blir risktalet 2 vilket blir grönt och anläggningen kan betraktas som okej. E.ON har utvecklat ett eget verktyg för risk- och sårbarhetsanalyser. Det bygger på att varje kraftsystemenhet definieras och bedöms enligt skalan ovan. En kraftsystemenhet består av en komplett del som bortkopplas vid fel. Det kan till exempel vara ett fack i ett ställverk med tillhörande ledning. En uppskattning av sannolikheten att felet skulle inträffa görs. Konsekvensen är däremot mer svårbedömd och görs av ett särskilt arbetslag. Detta görs för att uppfylla kraven som anges i EIFS 2013:3 där följande krav på omfattningen av risk- och sårbarhetsanalysen ställs: • • • • Kartläggning av nuläget. Identifiering av riskkällor. Uppskattning av risker och sårbarhet. Identifiering och prioritering av åtgärder som leder till minskad risk och sårbarhet. [1] I en riskanalys som visas i figur 16 används de siffervärden som fås från provningen för att göra en riskbedömning och besluta om en insats krävs. Dessa värden läggs automatiskt in i E.ONs databas så en enkel och överskådlig bild fås på hur deras anläggningar mår. Provningsbladet är utformat för att vara enkelt att förstå och därför har varianten som i uppbyggnaden påminner om provarnas gamla mall behållits. Då kommer provarna känna sig bekanta med den och det blir lättare att implementera den i verksamheten. 38 FIGUR 17: RELÄPROVARBLAD TILL SCHNEIDER/ MICOM P132 SKYDD I mallen som visas i figur 17 har alla mätningar som ska utföras märkts och kopplats till reläberedningen för att värden och provningsvärden ska fyllas i automatiskt och därigenom spara tid för provaren. När provaren fyller i reläberedningen kommer en indikation om värdet är godtagbart eller ej i förhållande till E.ONs krav på anläggningen att ges. Då E.ON just nu har olika mallar för olika reläskyddstyper har ett val gjorts där mallar har tagits fram för de tre vanligast reläskydden för distribution vilka är Schneider/ Micom P132, ABB REF 615 och Siemens 7SJ6216. Provningsprotokollen kan ses i bilaga 5. 5.2.2.4 Fälttest Ett fälttest utfördes på en transformatorstation på Öland för att utröna huruvida det går att använda arbetssättet i verkligheten. Under testet upptäcktes flera detaljer som behövde rättas till. De var: • • • • För provning av riktat jordfelsskydd behövs fler decimaler för att få rätt värden. Återinkopplingen är en särskild provning som behöver en brytarsimulator med mera för att kunna testas och görs därför enbart på begäran. En undersökning ska göras om frånslagsvärden är nödvändiga att mäta upp på moderna reläskydd då dessa framförallt är aktuella på äldre mekaniska skydd som kan kärva. Flera idéer om hur man kan förbättra provningen ännu mer upptäcktes. Dessa redovisas i kapitlet framtida arbeten i slutet av rapporten. För övrigt fungerar systemet bra. Det som är den stora vinsten är att det är lätt att förstå och möjligheten att provarna tar till sig nya metoder när de inte ändras i för stor omfattning är höga. 5.2.3 Distribution med produktion Den slutgiltiga varianten som ses i bilaga 5 är den som används som grund för mallen för produktionsfack. Det som skiljer provningsprotokollet för produktionsfack är antalet skydd som 39 provas. I ett produktionsskydd finns även över- och underspänningsskydd samt över- och underfrekvensskydd som ska testas. Mallen för produktionsfack finns att se i bilaga 6. 40 6 Resultat I arbetet har det utvecklats provningsprotokoll för att uppfylla önskemål som företagen har på provningarnas förfaringssätt. Se bilaga 5 och 6. Utvecklingen har utgått från följande premisser: • • • • • Provningen ska ske på ett effektivt sätt. Kundens krav ska kontrolleras och säkerställas. Bedömningen av anläggningen ska ske så automatiskt som det är möjligt. Resultaten från rapporten ska visas på ett enkelt och tydligt sätt. Resultatet från rapporten ska kunna användas i E.ONs system där de för in data från stationerna och gör risk- och sårbarhetsanalyser. Provningsprotokollen bygger på samma grundprincip och därför är en genomgång av varje protokoll överflödig utan en genomgång kommer att ske av ett av protokollen som får representera alla. Effektiviseringen av provningen har gjorts genom att fastställa vilka mätningar som behöver utföras genom kontroll mot E.ONs krav på provningarna som är specificerat i E.ONs underhållsanvisningar. [28] Innebörden av dessa anvisningar har sammanfattats i kapitel 3. Här har en rationalisering av vissa mätningar kunnat göras då dessa inte är tillämpliga på moderna reläskydd. Till exempel har man kunnat rationalisera återgångsvärdenas uppmätning bort då dessa inte är tillämparbara på nya skydd. Testas däremot äldre mekaniska skydd kan dessa ibland kärva och återgår därför inte när de borde. I detta arbete behandlas nyare skydd och därför kan dessa prover rationaliseras bort. I kapitel 3 finns det redovisat vilka provningar som kan ske. Det är följande provningar: • • • • • • • • • Okulärbesiktning Kontroll av hjälpspänningsmatning Kontroll av strömtransformatorer Kontroll av spänningstransformatorer Kontroll av utlösnings-, blockerings- och signalkretsar Isolationsprov Sekundärprov Primärprov Driftprov Dessa ska ske vid nyinstallation. Vid rutinprovning av lokalfack är det följande prov som skall utföras: • • • • • 41 Okulär kontroll. Funktionsvärdena på reläskydden skall kontrolleras så de ligger inom 5 % från börvärdet. Kontroll av utlösningskedjan. Signaler skall kontrolleras. Driftvärden skall uppmätas. Andra prov såsom kontroll av återinkopplingsautomatik begärs separat av E.ON. För att underlätta vid rutinprovningar av distributionsfack har provningsprotokoll utvecklats för att automatisera bedömningen av anläggningen och underlätta i arbetet med provningen. FIGUR 17: UTDRAG UR PROVNINGSRAPPORT I protokollet har mätningar som ska göras specificerats genom markeringar av nödvändiga mätvärden som ska produceras. Det sker som synes i figur 17 genom färgmarkering av rutor som ska fyllas i. Det gör det även lättare att se vilka mätningar som inte är gjorda och vilka som saknas. Görs de mätningar som är markerade i bladet för provning kommer en komplett mätning enligt E.ONs anvisningar att uppnås vilket hjälper utföraren att inte glömma någon del. En förenklad bedömning av kraven som E.ON ställer sker genom att vissa rutor grönmarkeras om mätvärdena är inom de specificerade gränserna som E.ON har satt upp. När alla värden för ett skydd håller sig inom utsatta gränser kommer dess skydd att grönmarkeras. Skulle de vara utanför dessa gränser måste provaren göra en bedömning om skyddets skick och han skriver då detta i kommentarsfälten på försättsbladet. Där kan han rekommendera när och hur en åtgärd behöver göras. FIGUR 18: UTDRAG UR FÖRSÄTTSBLAD. I figur 18 ses ett utdrag ur reläprovarbladet där skyddets status visas i form av 1 eller 5. Dessa siffror väljs för att resultatet skall kunna användas i risk- och sårbarhetsanalysen som redovisas 5.2.2.3. Uppgifterna från provningen matas då automatiskt in i systemet och en snabb bedömning anläggningens status erhålls. När siffran 5 matas in i systemet kommer det att generera en högre riskprofil vilket gör att analytikerna på E.ON uppmärksammas på detta och kan vidta tillräckliga åtgärder. Mätinstrumentens inbyggda rapporteringssystem är bra men saknar möjligheten att kunna få ett enkelt och överskådligt resultat från provningen. För att kunna skapa en överskådlig rapport som ska gå att koppla till E.ONs risk- och sårbarhetsanalys går det inte använda mätinstrumentets rapport. 42 7 Slutsats och rekommendationer Examensarbetet har visat att en effektivisering av provning av distributionsanläggningar går att genomföra. Det går att åstadkomma genom specifikation av vad som skall utföras och genom att enbart behöva rapportera det på ett ställe sparas mycket tid. En effektivisering i nästa steg där olika analyser av anläggningen skall göras är också möjlig. I avsnitt 5 visas att användning av de olika provningsutrustningarnas egna rapporteringssystem blir oöverskådlig. Därför rekommenderas att man använder sig av en enkelt uppbyggd provningsmall. En rutinprovning av ett distributionsfack visas i avsnitt 3.1 att innehåller följande delar: • • • • Okulärbesiktning Kontroll av utlösnings-, blockerings- och signalkretsar Sekundärprov- där reläskydden kontrolleras och testas. Uppmätning av driftvärden. För att uppfylla de krav som finns på elektriska anläggningar har E.ON framställt en underhållsanvisning för sina stationer. I den anvisningen finns specificerat vilka delar som ska ingå i en provning och vilka gränsvärden anläggningen ska hålla sig inom för att uppfylla de krav som finns. Provningsplanen för reläskydden hjälper provaren att uppfylla dessa krav genom att automatisera bedömningen av anläggningen och även tydliggöra vad som ska göras i samband med provning. Rapporten som E.ON sedan mottar är enkel att förstå och den kan även kopplas till deras eget system för bedömning av risker och sårbarheter i sina anläggningar. Tyvärr finns ännu ingen gemensam standard för hur reläberedningar ska göras för olika tillverkare och fabrikat på reläskydd. Det innebär att många olika rapporteringsmallar behöver skapas. I rapporten visas endast ett fåtal av de som är gjorda. Däremot finns en utvecklingspotential här och arbetet för att skapa en gemensam standard är påbörjad. Till att börja med är tanken att dessa rapporter ska användas av entreprenörer som utför provningar och därigenom förenkla E.ONs arbete i att sammanställa inkommande material från olika aktörer. De kan då även koppla allt material till sin risk- och sårbarhetsanalys vilket medför ett bättre och mer tillförlitligt elnät i framtiden. Dessa gör det lättare för olika aktörer att uppfylla E.ONs krav och anvisningar på hur provningarna ska göras och rapporteras. 43 8 Framtida arbeten I framtiden finns det mycket att utveckla i detta område. I E.ONs organisation och hos dess entreprenörer kan en standardisering med stor framgång göras och därigenom förenkla arbetet när olika medarbetare övertar eller när jobben blir utlejda till underleverantörer. En standard för hur en reläberedning görs som kopplas till ett provningsprotokoll borde då utvecklas för alla skydd. En standard på hela rapporteringssystemet skulle också vara en bra fortsättning på detta arbete. Ett effektiviseringsverktyg för provning av reläskydd är att använda ett datorstyrt verktyg för att kunna prova reläskydden. Det kan vara att man använder ISA och programmerar den för att utföra provningen. Det kan eventuellt vara relevant att använda detta instrument till alla mätning och programmera det. En undersökning av huruvida detta blir effektivt kan göras i framtiden. 44 9 Litteraturförteckning [1] Energimarknadsinspektionen, ”EIFS 2013:3,” Göran Moren, 2013. [2] ”Ellagen 1997:857 kap 3§9c”. [3] ”SS-EN 61936,” Svensk Standard, 2011. [4] ”SS-EN 61936 Bilaga B,” Svensk Standard, 2011. [5] ”SS-EN 50522,” Svensk Standard, 2011. [6] Å. m. Almgren, ”Systemjordning,” i Elkrafthanboken, Elkraftssystem 2, H. Blomqvist, Red., Stockholm, Liber AB, 2009, p. 210. [7] Å. m. Almgren, ”Reaktansjordat nät,” i Elkrafthandboken, Elkraftsteknik 2, 2009, p. 232. [8] F. A.E, ”Synchronous machines,” i Electric machinery Sixth edition, Mcgraw-Hill higher education, 2003, p. 178. [9] B. S. m. Alf Alfredsson, ”Transformatorer- teori och verkningssätt,” i Elkraftshandboken, Elmaskiner, Liber, 1996, p. 3. [10] ”Wikipedia,” 07 04 15. [Online]. Available: http://sv.wikipedia.org/wiki/Transformator. [11] A. m. Alfredsson, ”Lindningsomkopplare,” i Elkraftshandboken, Elmaskiner, Liber, 1996, p. 42. [12] C. WG, ”Guide for life management techniques for power transformers,” 2003. [13] H. R. L. J. Ding H, ”Why transformers fail,” 2009. [14] Svenska kraftnät, ”Tekniska riktlinjer, TR20575revC s. 5”. [15] H. S. m. Lasu S, ”Reläskydd,” i Reläskydd handbok för kraftföretag, VAST, 1982. [16] S. standard, ”SEK Handbok 444”. [17] ”ABB LTB Disconnecting circuit breaker,” [Online]. Available: http://www.abb.com/product/db0003db002618/c1257399005c5f4fc125729f00483ad1.aspx ?tabKey=7. [Använd 11 05 15]. [18] S. Standard, ”SS-EN 61936-1:2010 avsnitt 3.1.8”. 45 [19] H. s. m. Lasu s, ”Felströmsberäkningar,” i Reläskydd handbok för kraftföretag, VAST, 1982, p. 9. [20] B. R. m. Andersson L, ”Differentialtransformatorer,” i Elkraftshandboken, elkraftssystem 1, Liber, 1997, pp. 386-390. [21] B. R. m. Andersson L, ”Differentialskydd,” i Elkraftshandboken, elkraftssystem 1, Liber, 1997, p. 360. [22] H. S. m. Lasu S, ”Ledningsskydd, jordfel,” i Reläskydd handbok för kraftföretag, VAST, 1982, p. 38. [23] ”Lunds tekniska universitet,” [Online]. Available: http://www.iea.lth.se/etef05/literature/ETEF05_Sammanfattning.pdf . [Använd 16 04 15]. [24] B. R. m. Andersson L, ”Nollspänningsautomatik,” i Elkraftshandboken, elkraftssystem 1, Liber, 1997, p. 280. [25] B. L. m. Andersson L, ”Tillförlitlighet,” i Elkraftshandboken, elkraftssystem 1, Liber, 1997, p. 368. [26] S. standard, ”SS-EN 60255-151 annex 1”. [27] B. L. m. Andersson L, ”Distansskyddets inställning,” i Elkraftshandboken, elkraftssystem 1, Liber, 1997, p. 395. [28] E.ON Elnät, Underhållsinstruktioner stationer, 2015, Bilaga 4. [29] i Alstom NPAG Network and automation guide, 2002, p. 129. [30] S. standard, ”SS-EN 61936-1:2010 s. 92”. 10 Bilagor 10.1 Bilaga 1: Provningsprotokoll för strömtransformator 46 47 48 10.2 Bilaga 2: Provningsprotokoll spänningstransformatorer 49 10.3 Bilaga 3: Första utkastet 50 51 52 53 54 10.4 Bilaga 4: Underhållsanvisning 55 56 57 58 59 60 61 10.5 Bilaga 5: Reläprovningsprotokoll för distributionsskydd 62 10.6 Bilaga 6: Reläprovningsprotokoll för distributionsskydd med produktion 63 64
© Copyright 2024