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