Embed Size (px)
Citation preview
Examensarbete vid Elektroingenjörsprogrammet
vt 2012
Fakulteten för teknik- och naturvetenskap
Framtagning av
reläskyddsinställningar för en
transformatorstation.
Development of Protective Relay
Settings for a Substation.
Markus Nilsson
Robert Olsson
Detta examensarbete omfattar 22,5 hp och ingår i Elektroingenjörsprogrammet, 180 hp, vid
Karlstads universitet.
This 22,5 hp Degree Project is part of the 3 year, 180 hp, Electrical Engineering course at
Karlstad University, Sweden
Framtagning av
reläskyddsinställningar för
en transformatorstation.
Development of Protective Relay
Settings for a Substation.
Markus Nilsson
Robert Olsson
Examensarbete Degree Project
Elektroingenjörsprogrammet
vt 2012
Handledare: Patrik Nilsson, ÅF Karlstad
Torbjörn Berg, Karlstads universitet
Denna rapport är skriven som en del av det arbete som krävs för att erhålla
Elektroingenjörsexamen/Teknologie kandidatexamen. Allt material i denna
rapport som inte är mitt eget, har blivit tydligt identifierat och inget material
är inkluderat som tidigare använts för erhållande av annan examen.
Markus Nilsson
Robert Olsson
-------------------------------------------------------------------------------------------
Rapporten godkänd;
datum Handledare: Torbjörn Berg
Examinator: Arild Moldsvor
I
SAMMANFATTNING.
En transformatorstation måste vara ordentligt skyddad mot blixtnedslag och
annan yttre påverkan, för att inte utrustningen i stationen eller personalen ska
skadas, till detta används reläskydd. Dessa ska även skydda för de inre felen
som kan uppkomma såsom jordfel. Det finns olika sorters reläskydd men de
vanligast förekommande är överströmsskydd, distansskydd, jordfelsskydd och
differentialskydd.
Syftet med vårt examensarbete var att fördjupa våra kunskaper inom
reläskyddsområdet och kunna använda de teoretiska kunskaper vi har med oss
ifrån universitetsstudierna i arbetsprocessen. Vi undersöker vilka parametrar
som är de mest väsentliga för skydden och tar fram dessa inställningar för
transformatorstationens samtliga skydd. Vi genomför även en jämförelse
mellan två stora fabrikat av reläskydd, ABB och Alstom.
Vi testar och simulerar selektiviteten mellan överströmsskydd i programmet
NEPLAN. Programmet räknar även ut felströmmarna. Det var tänkt att även
testa distansskydd men vi begränsade oss till överströmsskydd då
programlicensen inte gällde för distansskydd.
Vi kommer även att redogöra grundläggande teori för skydden och
transformatorstationer överlag samt de beräkningar som används.
II
ABSTRACT.
A substation must be properly protected against lightning and other external
effects to the equipment in the station or staff, for that we use relay protection.
They should also protect against internal errors which may occur as ground
faults. There are different types of protection relays, but most
common are overcurrent-, distance-, residual current- and differential
protection.
The purpose of this thesis was to deepen our knowledge of relay protection
and to use the theoretical knowledge we got from the university studies in the
work process. In the process we discovered which parameters were the most
essential and calculated these for all relay protections on the substation. We
also carry out a comparison between two brands of relay protection, ABB and
Alstom.
During our work we will test and simulate the over-current relays in a
program called NEPLAN, the program will also calculate the fault currents. It
was also supposed to test the other protection types, but we were limited
to over-current protection when the software license didn´t apply to the other.
In our work we will include much theoretical material with information about
the components around the protections and substation and the calculations
that’s included.
III
TACKORD.
Inledningsvis vill vi rikta ett stort tack till ÅF Karlstad för att vi fick skriva
examensarbetet hos dem. Detta har gett oss en inblick i deras vardag och hur
arbetslivet kan se ut.
Särskilt tack till vår handledare Patrik Nilsson för hans stöd och insatser i
fortskridandet av vårt arbete samt till de andra medarbetarna på ÅF Karlstads
elkraftavdelning för att de alltid tagit sig tid till att svara på våra frågor och
hjälpt oss när arbetet stannat upp.
Vi vill även passa på att rikta ett tack till Even Arntsen vid Högskolan i
Östfold i Norge som hjälpt oss mycket i vårt teoretiska arbete, detta trots att
han inte hade något ansvar i vårt arbete.
1 Innehållsförteckning
SAMMANFATTNING. .................................................................................................................... I ABSTRACT. ................................................................................................................................ II TACKORD. ................................................................................................................................ III
1 Inledning. ......................................................................................................................... 1
1.1 Bakgrund. .................................................................................................................... 1 1.1.1 ÅF Consult. .............................................................................................................. 1 1.2 Problem. ....................................................................................................................... 2 1.3 Syfte. ............................................................................................................................ 2 1.4 Mål. .............................................................................................................................. 2
2 Teori skydd. ..................................................................................................................... 3
2.1 Överströmsskydd. ........................................................................................................ 3 2.1.1 Överströmsskydd med konstanttid. .......................................................................... 3 2.1.2 Överströmsskydd med inverstid. .............................................................................. 5 2.2 Distansskydd. ............................................................................................................... 7
2.2.1 Automatisk återinkoppling. ...................................................................................... 8 2.2.2 Zonkarakteristiker. ................................................................................................... 9
2.3 Differentialskydd. ........................................................................................................ 9 2.3.1 Transformatordifferentialskydd. ............................................................................ 11 2.3.2 Samlingsskenedifferentialskydd. ............................................................................ 13
2.4 Transformatorskydd................................................................................................... 14 2.4.1 Gasvakt. ................................................................................................................. 14
2.4.2 Temperaturvakt. ..................................................................................................... 15 2.4.3 Tryckvakt. ............................................................................................................... 16
2.5 Frekvensskydd. .......................................................................................................... 16 2.6 Nollpunktsspänningsskydd. ....................................................................................... 16 2.7 Riktat jordströmsskydd. ............................................................................................. 17
3 Teori för övrig utrustning. ............................................................................................. 18 3.1 Petersenspolejordning. ............................................................................................... 18 3.2 Kabeldata. .................................................................................................................. 20 3.3 Lindningskopplare. .................................................................................................... 20 3.4 Vindkraftverk............................................................................................................. 21
3.5 Mättransformatorer. ................................................................................................... 21 3.5.1 Strömtransformatorer. ........................................................................................... 22 3.5.2 Spänningstransformatorer. .................................................................................... 23
4 Teoretiska beräkningar. ................................................................................................. 24 4.1 Linjeimpedanser. ....................................................................................................... 24 4.2 Transformatorimpedanser. ......................................................................................... 25
4.3 Beräkningar distansskydd. ......................................................................................... 26 4.3.1 Distansskydd för ingående linjer. .......................................................................... 26 4.3.2 Distansskydd för utgående linjer. .......................................................................... 28
5 Reläskyddsinställningar. ............................................................................................... 29
5.1 Överströmsskyddsinställningar. ................................................................................ 29 5.2 Distansskyddsinställningar. ....................................................................................... 30 5.3 Differentialskyddsinställningar. ................................................................................ 32
5.4 Frekvensskydd. .......................................................................................................... 33 5.5 Nollpunktsspänningsskydd. ....................................................................................... 33 5.6 Riktat jordströmsskydd. ............................................................................................. 34
6 Jämförelse av olika fabrikat på distansskydd. ............................................................... 34
7 Diskussion av resultat. ................................................................................................... 35
8 Slutsats. ......................................................................................................................... 35
REFERENSLISTA. ...................................................................................................................... 37
Bilaga 1: Ellinjeschema.
Bilaga 2: Transformator data.
Bilaga 3: Selektivitetsplaner NEPLAN.
1
1 Inledning.
Detta examensarbete har utförts på uppdrag för ÅF Consult i Karlstad av Markus Nilsson
och Robert Olsson. Handledare för arbetet har varit Patrik Nilsson från ÅF samt Torbjörn
Berg från Karlstads universitet. Arild Moldsvor har varit vår examinator för rapporten.
1.1 Bakgrund.
För detektering och brytning av fel i en transformatorstation använder man sig oftast av
reläskydd av olika slag. Vilken variant man vill använda sig av beror bl.a. på kraven på
noggrannhet, funktion och priset på skyddet.
För att begränsa arbetets omfattning har vi valt att fokusera på de mest kännetecknande
inställningarna för de olika skydden.
Vi skall även göra en enkel jämförelse mellan de två linjeskydden REL670 från ABB,
samt P443 från Alstom.
1.1.1 ÅF Consult.
ÅF Consult är ett Svenskt teknikkonsultföretag som främst inriktar sig mot energi och
miljö, infrastruktur samt industri. Deras uppdragsområde är hela världen, men den största
delen av marknaden ligger i Europa.
Företaget startades redan år 1895, under namnet södra Sveriges Ångpanneförening.
Företagsidén då var att genom regelbundna besiktningar av ångpannor förebygga och
förhindra olyckor. Två år därefter startades även mellersta och norra Sveriges
Ångpanneförening, och man började även nu ta konsultuppdrag.
Idag, mer än hundra år senare, har man utökat sina konsulttjänster till det mesta inom
teknikbranschen och har drygt 4500 medarbetare.
2
1.2 Problem.
Då flera reläskydd tillsammans ingår i en station kan man lätt få problem med den så
kallade selektiviteten. Detta betyder kortfattat att de olika skyddszonerna krockar med
varandra, och som följd får man en oönskad urkoppling av onödigt stora delar av nätet.
För att arbetet skall få en verklighetsförankring har vi valt att utgå från en modell enligt
Bilaga 1: Ellinjeschema. Modellen bygger på en vindkraftspark som skall generera effekt
till nätet, via en transformatorstation.
För att mer noggrant kunna studera selektiviteten hos överströmsskydden har vi använt
oss av simuleringsprogrammet NEPLAN. Detta program gör det möjligt att simulera
olika typer av fel i stationen, och därefter studera närmare hur selektiviteten ser ut.
Vissa parametrar i skyddet kan man ej räkna ut utan man får ta reda på dessa med
skyddets manual och övrig litteratur.
1.3 Syfte.
Syftet med arbetet är att få en djupare förståelse kring uppbyggnaden och utformningen
av en transformatorstation och dess reläskydd. Vi ska kombinera våra teoretiska
kunskaper från universitetet med den information och litteratur som ÅF bidrar med. Detta
för att i bästa möjliga mån kunna optimera de ingående skydden, och därmed minimera
risken för olämplig funktion vid feldetektering. Slutligen skall vi även titta närmare på
vad som egentligen skiljer två fabrikat åt. Finns det t.ex. någon extra funktion hos något
fabrikat som de andra saknar, eller är det främst bara en fråga om pris och
användarvänlighet som skiljer dem åt?
1.4 Mål.
Målet är att ta fram lämpliga skydd och de nödvändiga inställningarna för dem samt visa
tillvägagångssättet för att ta fram dessa. Resultatet och tillvägagångssättet är tänkt att
kunna gynna ÅF Karlstad i deras framtida projekteringar av liknande fall då de tidigare
mestadels har använt sig av skydd ifrån ABB. De vill nu göra en jämförelse av skydd
ifrån andra leverantörer.
3
2 Teori skydd.
Vid onormal drift i ett kraftsystem fordras så snabb och effektiv brytning som möjligt.
Med detta menas att minsta möjliga del av nätet skall brytas, på så kort tid som möjligt.
Då flera skydd, ofta även av olika karaktär, ingår i t.ex. en station blir detta snabbt en
ganska komplex uppgift att lösa.
Principen för samtliga skydd är att de ligger inkopplade på nätet via ström och/eller
spänningstransformatorer. Fördelen med detta är att man istället för att behöva
dimensionera skydd för strömmar på flera hundra ampere, bara behöver ta hänsyn till 5
ampere eller mindre.
Ett viktigt begrepp som ofta påträffas i samband med reläskydd är selektivitet.
Innebörden av detta begrepp är följande:
Vid detektion av oönskat fel skall minsta möjliga bortkoppling av systemet ske. Då ofta
fler än ett reläskydd ligger och övervakar samma linje, gäller det att skyddet närmast felet
i första hand skall ingripa. Om tänkt skydd inte kopplar bort felet, så skall backup-
skyddet ingripa. Hur detta utförs i praktiken beror helt på val av reläskydd.
I detta kapitel kommer de olika skyddstyperna presenteras närmare.
2.1 Överströmsskydd.
Överströmsskyddet var det första av samtliga skydd som togs fram, och fungerar såsom
namnet anger. Ifall den inkommande strömman når upp till en förbestämd amplitudgräns
på en linje, skall skyddet lösa ut.
Vidare delas överströmsskydd in i två olika grupper. Den första, som vi ska börja med att
titta lite närmare på, kallas överströmsskydd med konstant tid. Denna typ av
överströmsskydd bygger på att man ställer in en konstant tid mellan skydden, som skall
ge skydden den nödvändiga tidsselektiviteten. Den andra typen kallas överströmsskydd
med inverstid, men vi börjar alltså med att gå igenom principerna för den förstnämnda
varianten.
2.1.1 Överströmsskydd med konstanttid.
När man talar om reläskydd med konstanttid, betyder det att skydden för skyddsobjektet
har en förinställd konstanttid. Detta betyder att från och med att skyddet detekterar ett fel,
skall en förbestämd tid löpa innan utlösning sker. Denna tidsperiod möjliggör minimal
påverkan på skyddsobjektet, då skyddet närmast felet kommer bryta innan nästkommande
skydd hinner ingripa.
Den tidsfördröjda utlösningen brukar ställas på ett strömvärde strax över den normala
märkströmmen, medan den momentana utlösningen kan vara många gånger större än vad
som anses normalt för linjen.
4
Till hjälp vid beräkning av skyddens inställningar finns följande två vanligt
förekommande formler, se formel (2-1) och (2-2), [12].
(2-1)
√ (2-2)
I formel (2-1) är: tidsfördröjd utlösning, överlastström
maximal belastningsström
tillbakagångsförhållande, vanligen 0,95
I formel (2-2) är: momentan utlösning
korrektionsfaktor för beräkning av största eller minsta
kortslutningsström 1,0 ger och 1,1 ger
nominell spänning för den aktuella linjen
bakomliggande impedans
den skyddade linjens impedans
Figur 2-1 visar en grafisk beskrivning av ett överströmsskydd med konstanttid. Tiden för
utlösning av skyddet beror på strömmens storlek och skyddets inställningar.
Figur 2-1. Utlösningskarakteristik för överströmsrelä med konstant tid.
Vid flera överströmsskydd i serie brukar ett vanligt förekommande värde på
tidsintervallen två skydd emellan ligga runt sekunder. Det går dock även att
räkna ut ett mer exakt värde om man så önskar, detta med formel (2-3).
[
] (2-3)
5
I formel (2-3) är: skyddets tidsavvikelse, (angivet i procent), i förhållande till
IEC 255-4.
inställd utlösningstid för nästa skydd på linjen.
effektbrytarens egentid, angivet i sekunder.
skyddets tillbakafallstid, angivet i sekunder.
säkerhetsmarginal, angivet i sekunder.
I Figur 2-2 visas hur tidsfördröjningen för skyddets utlösning ser ut vid ett fel längst ut
till höger på linjen. Detta för att ge skyddet som sitter närmare tid att lösa ut och de
bakom fungerar som backup ifall det inte skulle lösa ut.
Figur 2-2. Selektiviteten för tre överströmsskydd med olika tidskonstanter för utlösning.
2.1.2 Överströmsskydd med inverstid.
Modernare skydd använder sig även av en funktion som kallas inverstid istället för
konstanttid. Detta betyder att ju högre överström, desto kortare utlösningstid. Vanligen
brukar man tala om normal inverstid, kraftig inverstid samt extrem inverstid. Dessa tre
olika karakteristiker skiljer sig åt på så sätt att utlösningstiden för normal inverstid ändras
långsammare än de två andra typerna av inverser. Vilken av inverstiderna som man väljer
beror helt på hur selektivitetsplanen för övriga skydd i nätet ser ut. Man undersöker nätets
utseende och övriga skydds placering och väljer därefter en av de tre inverstiderna som
visas i Figur 2-3.
Kurvformen till utlösningstiden för de tre karakteristikerna definieras enligt:
(
)
(2-4)
I formel (2-4) är: funktionstid i sekunder
basvärdesströmmen, (normalt lika med inställd ström)
inmatad ström till reläet
6
K och n antar tre olika värden vardera, beroende på val av karakteristik enligt följande:
Normal inverse:
Very inverse:
Extremely inverse:
Figur 2-3. Utlösningskarakteristik för reläskydd med inverstid jämfört med vanligt [5].
I Figur 2-3 visas hur de tre olika inversskydden ter sig jämfört med en standard 200A
säkring. I detta fall skulle man föredra att använda Extremely inverse då den ger bäst
marginal till selektivitetskurvan för säkringen.
Innebörden av dessa tre karakteristiker är definierade i International Electrotechnical
Commission, IEC 255-4. Standard inverse passar bäst i nät med varierande
kortslutningseffekt samt där källimpedansen är betydligt lägre än ledningsimpedansen.
Very inverse är bäst lämpat för nät med mer konstant kortslutningseffekt. Extremely
inverse är bäst när man önskar selektivitet med säkringar såsom i Figur 2-3 och där stora
inkopplingsströmmar kan förekomma.
7
2.2 Distansskydd.
Distansskydd är den vanligaste typen av skyddsrelä i maskade nät med spänningsnivåer
upp till 400kV. Skyddet mäter nätets impedans, som en kvot mellan spänningen och
strömmen för linjen. Skyddet kallas därför även för impedansmätande skydd. Då den
skyddade linjen har en given impedans per längdenhet, kan man med relativt god
noggrannhet uppskatta avståndet till felstället. Detta är en mycket viktig egenskap för
skyddet, då det underlättar arbetet att lokalisera felstället. Denna funktion är ett tillval
som beställaren väljer att ta med eller ej. Denna egenskap är särskilt uppskattad i nät där
kabeln ligger nedgrävd, och felsökning annars skulle bli en mycket kostsam och
tidskrävande historia.
En förutsättning för att ett vanligt överströmsskydd skall ge en fullgod detektion vid fel är
att den lägsta kortslutningsströmmen är större än den maximala belastningsströmmen.
Detta är inte alltid helt självklart, och tack vare distansskyddets funktion och uppbyggnad
ger den oss följande tre fördelar:
Kort utlösningstid i alla delar av nätet, oberoende av kortslutningsströmmens
storlek.
Urkoppling på kortslutningsströmmar som kan vara lägre än maximal
belastningsström.
Tidsselektivt reservskydd vid brytarsvikt eller reläsvikt i efterföljande delar av nätet
och relä för samlingsskenefel i angränsande station med utlösningstider på 0,3 sek
eller mindre.
Dessa tre fördelar gör distansskyddet till det självklara valet av skyddsrelä i komplexa
högspänningsnät.
Distansskyddet använder sig utav s.k. zoner för detektering av felet. Dessa sträcker sig
vanligen över ca 85 % av den första linjen den ska skydda, resterande 15 % är ett
säkerhetsavstånd till nästa skydd för att inte störa detta. I zon 1 löser skyddet momentant,
i zon 2 och senare så fungerar skydden som ett reservskydd ifall skyddet som har zon 1 i
det området inte löser ut. I Figur 2-4 och Figur 2-5 visas principen med distansskyddets
zoner där Figur 2-4 visar skydden på linjen markerade med X och Figur 2-5 visar
zondiagrammet.
Distansskydden kan även använda sig av en bakåtriktad zon, zon 4. Denna zon fungerar
som backupskydd ifall övriga skydd bortom distansskyddet inte löser ut som de skall.
Denna zon har oftast en hög tidsinställning på uppemot 3 sekunder, för att övriga skydd
ska få tid på sig.
8
Figur 2-4. Linjeschema med distansskydd.
Figur 2-5. Zondiagram för distansskydd.
2.2.1 Automatisk återinkoppling.
Vid ett eventuellt fel på luftlinjen mot station A och B, skall en korrekt funktion hos
distansskydden bryta respektive brytare. För att undvika onödigt lång frånskiljning vid
övergående fel kan skydden programmeras för s.k. automatisk återinkoppling. Exempel
på övergående fel kan vara kortslutning mellan luftledningarna som följd av kraftig vind.
Grundprincipen går ut på att en förbestämd tid skall passeras efter att första frånskiljning
skett. Därefter skall skydden göra ett första försök att på nytt spänningssätta
anläggningen. Proceduren kan därefter upprepas upp till totalt fem gånger innan definitiv
brytning av nätet erhålls [6], dock sällan mer än två gånger. Då definitiv brytning skett,
antas ett icke övergående fel ha skett. Exempel på detta kan vara skadade ledningar, eller
gren som kortsluter ledningarna.
För att säkerställa lyckad återinkoppling finns både enklare och mer avancerade metoder.
De enklaste försöker endast koppla på matningen utan att ta hänsyn till det aktuella
tillståndet för ledningen.
En mer avancerad, men idag vanlig teknik heter syncrocheck. Metoden går ut på att
skyddet kontrollerar ledningen på båda sidor av brytaren, och säkerställer därefter att
säker inkoppling kan ske. Faktorer som mäts och jämförs är spänningsskillnad,
frekvensskillnad och vinkelskillnad för spänningarna.
9
2.2.2 Zonkarakteristiker.
Det finns främst två zonkarakteristiker för impedansmätande skydd, polygon och mho
som visas i Figur 2-6. Den kvadratiska figuren beskriver polygonkarakteristik, medan den
cirkulära motsvarar mho-karakteristik.
Figur 2-6. Zonkarakteristiker för impedansmätande skydd.
Den stora skillnaden mellan de båda är möjligheten att bättre kunna optimera för en
resistiv del i grafen. Detta är av särskilt stor nytta vid jordfel, då den resistiva delen lätt
blir dominerande i form av ljusbågemotstånd och jordresistanser.
Tidigare då elektromekaniska reläer dominerade marknaden, var mho-karakteristik
vanligast förekommande. Med allt mer numeriska och digitala skydd på marknaden har
sedermera polygonkarakteristiken börjat ta över allt mer.
2.3 Differentialskydd.
Differentialskyddet är jämfört med andra sorters skydd ett mycket snabbare och
känsligare skydd vid inre elektriska fel i en transformator. Det finns olika typer av
differentialskydd t.ex. transformator-, längs- och generatordifferentialskydd. I denna
rapport har vi valt att fokusera på transformator- och samlingsskenedifferentialskyddet då
de är de skydd som vi har i stationen.
Ett differentialskydd arbetar enligt Kirchhoffs strömlag där summan av de ingående
strömmarna ska vara lika med summan av de utgående strömmarna. Anslutning sker mot
t.ex. en transformator eller en samlingsskena genom att skyddet kopplas in direkt på
strömtransformatorer som placeras nära den utrustning som skall skyddas. Om avståndet
mellan mätpunkterna är stort kan hjälpkablar sättas in.
10
Så länge inget fel uppstår mellan punkt A och B i Figur 2-7 har vi en cirkulerande ström.
Då är den resulterande strömmen i differentialskyddet noll. Även om ett fel skulle inträffa
väldigt nära till höger om punkt B eller väldigt nära till vänster om punkt A skulle
strömmarna i det skyddade området gå åt samma håll och resultanten genom
differentialskyddet skulle fortsatt vara noll. När ett fel uppstår innanför det skyddande
området som i Figur 2-8 byter strömmarna riktning och motriktas. Detta gör att vi får en
ström som går igenom differentialskyddet. Skyddet bryter då strömmen med brytarna
som är markerade med blått.
Eftersom skydden endast täcker sträckan som definieras av strömtransformatorernas
placering och inom detta område bryter direkt, är skyddet 100 % selektivt. Detta medför
att skyddet ej behöver anpassas mot de andra skyddens selektivitet.
Figur 2-7. Normala strömmar.
Figur 2-8. Strömmar vid fel.
För Figur 2-7 gäller:
(2-5)
För Figur 2-8 gäller:
(2-6)
I figurerna är differentialskydden endast kopplade till en fas men de andra faserna
kopplas in på samma sätt så att man mäter dem separat. Om ett fel uppkommer uppstår
det en skillnad mellan strömnivåerna ( ) och skyddet bryter när strömmen
överstiger skyddets funktionsvärde. Det reagerar för samtliga elektriska fel i en
transformator som är direkt ansluten till ett jordat system.
11
2.3.1 Transformatordifferentialskydd.
De flesta transformatorer med storleken 10-16 MVA och uppåt är skyddade med ett
differentialskydd. Om huvudtransformatorn bidrar till en fasförskjutning mellan
strömmarna kan man sätta in mellanströmstransformatorer för att få märkström och
korrekt fasläge till skyddet. Detta då strömmarna på primär och sekundärsida vid normal
transformatordrift inte är lika, se Figur 2-9. I moderna numeriska
transformatordifferentialskydd kan denna kompensering av både amplitud och fasläge ske
internt i skyddet så vid användning av modernare skydd behövs inte
mellanströmstransformatorerna.
Figur 2-9. Differentialskyddsmätning med mellanströmtransformatorer.
Transformatorns differentialskydd har vissa speciella förhållanden som det bör tas hänsyn
till [6]:
Strömmarna i de båda mätpunkterna mäts separat och en av sidorna kan ibland vara
reglerad i området om i förhållande till varandra.
De strömtransformatorer som kopplas in kan ha olika omsättningar och oftast olika
magnetiseringskarakteristik.
En stor ström uppträder i differentialkretsen vid inkoppling utav transformatorn och
vid överspänningar.
Figur 2-9 visar tydligt principen för hur ett transformatordifferentialskydd fungerar men
detta är inte en bild över hur de verkligen kopplas in. I Figur 2-10 visas hur skyddet
kopplas in i praktiken på en transformator. Vi har i detta fall utgått ifrån att det
differentialskydd som kopplas in är ett modernare skydd, som inte är i behov utav
mellanströmstransformatorer som vi beskrev tidigare i detta avsnitt. Differentialskyddet
kopplas in direkt på strömtransformatorerna och mäter strömskillnaden över
transformatorn. Ifall resultanten inte är noll bryter skyddet strömmen med de brytare som
visas i figuren.
12
Figur 2-10. Praktisk inkoppling av transformatordifferentialskydd.
Figur 2-11 visar hur en typisk inställning för utlösningskarakteristiken. Man kan tydligt
se hur funktionen har 3 olika lägen. Följande förklaring är direkt citerat från ABB:s
produktblad [1]:
Section 1: This is the most sensitive part on the characteristic. In section 1, normal
currents flow through the protected circuit and its current transformers, and risk for
higher false differential currents is relatively low. Un-compensated on-load tap
changer is a typical reason for existence of the false differential currents in this
section. Slope in section 1 is always zero percent.
Section 2: In section 2, a certain minor slope is introduced which is supposed to
cope with false differential currents proportional to higher than normal currents
through the current transformers.
Section 3: The more pronounced slope in section 3 is designed to result in a higher
tolerance to substantial current transformer saturation at high through-fault currents,
which may be expected in this section.
Figur 2-11. Karakteristik för transformatordifferentialskydd. [1]
13
Vidare kan transformatorer utsättas för ett fenomen kallat ”inkopplingsströmstöt”, (eng.
inrush current). Detta är ett bekymmer som orsakas vid inkoppling av en transformator
till ett redan belastat nät. Storleken på denna inkopplingsströmstöt beror på följande
faktorer:
Transformatorns storlek
Källimpedansen
Transformatorkärnans magnetiska egenskaper
Kärnans remanens
Inkopplingsögonblicket
Sker inkopplingen exakt i spänningens nollgenomgång, och det nya flödet ligger i samma
riktning som det redan remanenta flödet i kärnan, erhålls maximal strömstöt.
2.3.2 Samlingsskenedifferentialskydd.
Om differentialskyddet ska kopplas till samlingsskenor eller flerlindningstransformatorer
måste skyddet anslutas till fler än två strömtransformatorer. Vid skydd av flera
samlingsskenor måste dessutom ofta kopplingar göras i strömkretsarna om
stationskopplingen ändras. Figur 2-12 visar en principbild av hur ett differentialskydd på
en samlingsskena jämför strömmarna.
Till skillnad mot ett transformatordifferentialskydd, ska ett differentialskydd för en
samlingsskena hålla reda på samtliga ingående och utgående linjer. Detta då strömmarna
till samlingsskenan inte alltid väljer att ta samma linje. Summan av de ingående
strömmarna måste vara lika med summan av de utgående strömmarna. Om så inte är
fallet ska hela samlingsskenan kopplas ifrån och alla linjer ska därmed brytas för att
förhindra fortgående fel.
Figur 2-12. Principbild för samlingsskenedifferentialskydd.
14
Så länge ekvation (2-7) genom differentialskyddet gäller så löser inte skyddet, men så
fort ekvation (2-8) börjar gälla ska skyddet aktiveras och brytarna på de ingående linjerna
ska slå ifrån. Brytarna är de som är markerade med blåa kryss i Figur 2-12. Principbilden
visar naturligtvis inte hur differentialskyddet kopplas in i verkligheten i detta fall, utan
Figur 2-13 visar hur det kopplas in i praktiken.
(2-7)
(2-8)
Figur 2-13. Praktisk inkoppling av samlingsskenedifferentialskydd.
2.4 Transformatorskydd.
Då transformatorn är en mycket kostsam och viktig produkt så är det viktigt att den
skyddas ordentligt. Här följer en kort förklaring vad de vanligaste skydden är, och vad
deras uppgift består av.
2.4.1 Gasvakt.
Gasvakten, eller Buchholz relä som den även kallas, är en typ av skydd för oljeisolerade
transformatorer. I förbindelseröret mellan expansionskärlet och tanken sitter två givare
som reagerar på gasutveckling i oljan, som följd av t.ex. överslag eller oxidation. Givarna
har här två val av felsignal att leverera:
Svag gasutveckling: Endast varning i form av t.ex. larm.
Kraftig gasutveckling: Utlösningsimpuls
Figur 2-14 illustrerar gasvaktens uppbyggnad, och hur de två givarna i skyddet känner
varsin oljenivå som följd av gasutvecklingen.
15
Figur 2-14. Genomskärning för Buchholz relä. [10]
Vid korrekt funktion av gasvakten kan en preliminär undersökning göras enligt Tabell
2-1.
Tabell 2-1. Gaskaraktär med tillhörande indikation som följd av fel, [4].
Gaskaraktär Indikation
Färglös och luktfri Luft
Vit, stickande lukt, normalt obrännbar Överhettad isolation, (presspan, papper etc.)
Tät gulaktig Bränt trä som följd av överslag
Blå eller svart, brännbar Produkter från sönderdelad olja
Då gasutveckling redan skett, betyder detta även att felet redan kan vara långt gånget.
Detta är en stor nackdel med gasvakten, och innebär därför att kompletterande skydd
även bör finnas.
2.4.2 Temperaturvakt.
Man brukar tala om att en ökning med 10 grader av oljans temperatur, halverar oljans
livslängd. Då oljan försämras minskar oljans hållfasthet, och som följd kan överslag
lättare ske. Det är därför mycket viktigt att temperaturen noga övervakas. Vid eventuell
överhettning kan skyddet då:
Starta kylutrustning
Signalera för fel (normalt c:a 75 °C), [4].
Urkoppling av transformator (normalt c:a 100-110 °C), [4].
16
På motsvarande sätt finns även en s.k. lindningstemperaturvakt, vars uppgift är
densamma som oljetemperaturvaktens. En skillnad är dock att något högre temperaturer
tillåts för lindningstemperaturvakten.
2.4.3 Tryckvakt.
Vid eventuell gasutveckling i lindningskopplaren kommer även trycket öka. Skulle
trycket bli för stort kan tryckvakter agera som extra skydd. Dessa har en mycket kort
funktionstid, (~10-15 ms), och kan som följd av fel ge signal för utlösning.
2.5 Frekvensskydd.
Vindgeneratorerna skyddas av interna frekvensskydd, som kontinuerligt kontrollerar att
frekvensen inte varierar för mycket. Som reserv för dessa installeras även frekvensskydd
på den matande kabeln in mot transformatorstationen.
Då förändringar i frekvensen snabbt kan orsaka svåra skador för till exempel
transformatorer och generatorer behövs ett särskilt skydd för detta ändamål. Det är även i
allra högsta grad skadligt för vindgeneratorerna, och om deras egna skydd av någon
anledning inte skulle fungera behövs reservskydd som backup.
För låg frekvens kan orsaka mekaniska vibrationer som är direkt skadliga för generatorn.
Sker istället en snabb frekvensökning kan i värsta fall turbinens växellåda misslyckas
med att sänka rotationshastigheten tillräckligt fort, och som följd roterar motorn för
snabbt.
I de mer avancerade frekvensskydden finns även en funktion som heter frekvensderivata.
Precis som namnet antyder erhålls önskad funktion från reläskyddet vid snabbt varierande
frekvens i nätet.
2.6 Nollpunktsspänningsskydd.
Nollpunktsspänningsskyddet är en typ av jordfelsskydd som mäter nollpunktsspänningen
i ett elnät. Skyddet är ett reservskydd och därför bör selektiviteten anordnas så att en
eventuell brytning sker efter att alla andra skydd har misslyckats. Detta brukar lösas
genom att sätta en tidsfördröjning på första steget. Vidare har skyddet oftast två eller fler
steg för brytning. Med andra ord kan man välja att steg ett skall bryta sektion ett på tiden
t1. Därefter bryts sektion två på tiden t1 + Δt. Detta kan dock orsaka att väldigt stora delar
av anläggningen bortkopplade och skall så endast ske ifall inga andra skydd lyckas
isolera felstället.
Då förekomst av transienter existerar i samband med omkopplingar osv. bör en
tidsfördröjning runt 0,5 sekunder införas. Där det även förekommer inkoppling av
krafttransformatorer bör denna tid sättas runt 2-3 sekunder, [7].
Då det vanligtvis förekommer en s.k. obehörig nollpunktsspänning, bör funktionsvärdet
för skyddet höjas en aning över detta. För luftledningsnät kan denna ligga runt 6 %,
medan den i kabelnät oftast är något lägre, [7].
17
Rekommenderade värden från ABB för högimpedansjordade nät är mellan 10-40% av
fasspänningen där skyddet är inkopplat, [4].
2.7 Riktat jordströmsskydd.
Vid ett jordfel på utgående ledningar i vår fiktiva station, kommer felströmmen till jord
endast bestå av en kapacitiv komponent på grund av den isolerade nollpunkten. Den stora
kapacitiva reaktansen i kablarna mot jord, medför att denna ström blir förhållandevis
liten. Det är därför viktigt att skydden är mycket känsliga, för att kunna detektera
strömmen. Detta görs lämpligast med ett s.k. riktat jordfelsskydd som mäter
jordfelsströmmen och nollpunktsspänningen. Skyddet kan då med dessa storheter ta fram
en vinkel mellan dessa för att avgöra om felet ligger i fram- eller backriktning.
Vidare har man formel (2-9) som används i punkt 5.6:
(2-9)
är den kapacitiva jordfelsströmmen, är längden i kilometer och är
huvudspänningen. Denna formel gäller endast för luftburna ledningar.
18
3 Beskrivning av övrig utrustning.
Följande underrubriker listar övrig utrustning för projektet.
3.1 Petersenspolejordning.
I ett kabel/ledningsnät uppstår kapacitanser som kan förklaras enligt Figur 3-1. Cab, Cbc,
och Cac är kapacitansen mellan ledningarna, medan Ca, Cb och Cc är kapacitansen mellan
ledare och jord. För vad det här stycket skall behandla är den sistnämnda intressant, då
den bidrar till nollföljdsimpedansen.
Figur 3-1. Ledningskapacitanser mellan faser samt mellan fas och jord.
Vid ett jordfel kommer en reaktiv ström IC vandra genom nätets kapacitanser, ned till
jord. Denna ström ligger fasförskjuten med 90° före spänningen för respektive fas.
Felströmmen kommer även till viss del innehålla en resistiv del, främst beroende av
läckresistanser över transformatorer och koronaförluster. Storleksordningen av den
resistiva delen kan ligga runt 0,5 – 15 % av jordfelsströmmens totala belopp. Normalt
värde är dock 3 – 6 %, [3].
Det är önskvärt att begränsa denna ström, och det kan relativt enkelt göras med en så
kallad Petersenspole. Metoden går ut på att kompensera för den kapacitiva reaktansen
genom att införa en spole i systemet.
Storleken på denna spole kalibreras enligt:
(3-1)
Då strömmen IL ligger fasförskjuten 90° efter spänningen, kommer de två reaktiva
strömmarna släcka ut varandra och kvar finns endast en aktiv kortslutningsström. Figur
3-2 visar en förenklad modell där strömmen är motriktad strömmen .
19
Figur 3-2. Kretsekvivalent med Petersenspole inkopplad.
Då det är svårt att veta den exakta kapacitansen för ett elnät kan man först utgå från en
uppskattning. Därefter letar man efter resonanstoppen, dvs. där spänningen över spolen
blir som störst. Här är 3 – 10 % av nätets spänning en vanligt förekommande inställning,
[3].
Eftersom ett nät i regel aldrig drivs med konstant effekt är det önskvärt att kontinuerligt
anpassa Petersenspolen efter aktuell driftsituation. Detta kan antingen lösas med hjälp av
automatik eller manuell justering. Då nätet ständigt förändras beroende på
vindhastigheten i detta projekt väljs lämpligast en självreglerande Petersenspole.
Vidare brukar man parallellt med spolen koppla in en resistans. Denna har som funktion
att lyfta upp den aktiva strömmen som Petersenspolen mäter för att justera sig efter nätets
aktuella drift, se Figur 3-3. Vid eventuellt jordfel kan denna kopplas ur för att släcka en
ljusbåge.
Figur 3-3. Spänning över nollpunktsreaktor, med och utan resistor.
20
3.2 Kabeldata.
Markkablarna nere vid vindkraftverken i Bilaga 1. Kretsschema är dimensionerade enligt
Tabell 3-1, med den lägsta kabelarean ansluten till vindturbinen placerad längst från
stationen. Anledningen till att vi väljer tre olika kabeldimensioner är att vindkraftverken
ligger seriekopplade, och de behöver därför inte vara anslutna med den högsta kabelarean
hela vägen till stationen.
Tabell 3-1. Kabeldata för Ericsson AXAL-TT 12/20(24)kV PRO. [8]
Ut från stationens 50 kV’s sida går två luftledningar med data enligt Tabell 3-2. Dessa
värden har vi uppskattat utifrån en idag liknande station som finns idag.
Tabell 3-2. Kabeldata för utgående linjer.
3.3 Lindningskopplare.
De två transformatorerna i uppgiften är av modellen ETRA 33. Transformatorerna har
märkeffekten och en omsättning enligt:
⁄
Den tillkommande procenten säger att det är en lindningskopplare som ger oss 17 olika
lägen på primärsidan med högsta, lägsta samt standardvärde för ström och spänning
enligt Tabell 3-3. För samtliga data för transformatorn, se bilaga 2 Transformator data.
Värdet inom parentesen berättar att vi kan välja att ta ut ytterligare en spänning på
sekundärsidan av transformatorn. Detta är dock inte aktuellt för oss.
Tabell 3-3. Max, min och normalvärden för lindningsomkopplarens primärsida.
Läge Spänning (V) Ström (A)
1 65182 141,7
9 57500 160,7
17 49818 185,4
Ledarantal x area
( ) Resistans ⁄
Induktans ⁄
Kapacitans ⁄
3x95 AL 0,320 0,340 0,190
3x150 AL 0,206 0,32 0,23
3x240 AL 0,125 0,29 0,27
Ledarantal x area
( ) Resistans ⁄
Induktans ⁄
Kapacitans ⁄
3x240 AL 0,1405 0,3865 0,27
21
3.4 Vindkraftverk.
För anläggningen har vi valt att använda oss av Vestas V90. Modellen är en vanligt
förekommande vindkraftgenerator, med en max effekt på 1,8 MW. I dagsläget säger
leverantören själva att de levererat nästan 10000 turbiner, med en marknad över hela
världen.
Figur 3-4 visar ett diagram över erhållen effekt vid olika vindhastigheter. Den svarta
linjen motsvarar Vestas V90 1,8 MW, medan den blå motsvarar modellen på 2 MW.
Figur 3-4. Erhållen effekt vid olika vindhastigheter.
3.5 Mättransformatorer.
Då beloppet av strömmarna och spänningarna som belastar ett nät ofta är mycket stora,
behöver dessa transformeras ned till hanterbara storlekar innan de kan mätas av
reläskydd. De vanligast förekommande storlekarna på dessa ligger på 110 V sekundärt
för spänningstransformatorer, medan strömtransformatorerna brukar vara antingen 1 eller
5 A sekundärt.
Fördelarna med detta är bland annat:
Säkrare arbete med reläskydden. Med hjälp av nedtransformering av ström
och/eller spänning behöver inte arbete med reläskydden ske i närheten av annars
farligt höga värden för dessa.
Standardisering av reläskydden. Istället för att specialtillverka ett skydd för varje
individuell station, kan de istället serietillverkas.
Skydden blir billigare att tillverka, samt riskerar inte att skadas lika lätt vid
eventuellt fel.
22
Vid inkoppling av mättransformatorer är det viktigt att tänka på fasföljden. Förväxling av
dessa kan bidra till att vissa skydd får felaktig funktion, då de upplever en onormal vinkel
mellan t.ex. ström och spänning. I många moderna skydd kan man dock specificera
vilken fas som går in i respektive ingång, men det anses mer korrekt att inte använda
detta tillvägagångssätt. Den främsta orsaken till detta är att man rent okulärt skall kunna
få sig en uppfattning av installationen, och därmed minimera risken för fel.
3.5.1 Strömtransformatorer.
Vid val av strömtransformator är det främst två saker man bör ta i beaktning, omsättning
och mättningsgräns.
Med omsättning menas att strömtransformatorn skall både klara av den höga
linjeströmmen, samt leverera en ström som för reläskyddet är mätbart. Vid val av
strömtransformatorer till differentialskydd för transformatorer, blir denna punkt extra
viktig, då strömmarna på vardera sidan inte har samma belopp. Resultatet blir då att
reläskyddet inte jämför strömmar av samma storlek, och felaktig funktion erhålls.
Strömtransformatorns mättningsgräns är ett mått på strömtransformatorns magnetiska
egenskaper, och beskrivs med hjälp av magnetiseringskurvan i Figur 3-5. Den så kallade
”knäspänningen” definieras som den punkt där en ökning av flödestätheten med 10 %,
fordrar en ökning med 50 % av magnetiseringsströmmen. Utanför denna punkt kan man
säga att strömtransformatorns kärna har gått i mättning och därefter blir onogrannare.
Figur 3-5. Magnetiseringskurva för en strömtransformator, [11].
Mättning av en strömtransformator kan medföra:
Oönskat lång funktionstid för överströmsskydd
Felaktig funktion eller oselektivitet för inverstidsskydd
Obefogad funktion för differentialskydd
Felaktig mätning av impedansskydd.
23
3.5.2 Spänningstransformatorer.
För skydd vars funktion beror av spänningen används spänningstransformatorer för att få
ned spänningsnivån.
För de högre spänningsnivåerna brukar en s.k. kondensatorspänningstransformator
användas. Med hjälp av kapacitiva spänningsdelare kan man erhålla en mellanspänning
som är lägre än högspänningen på primärsidan av mättransformatorn. Med en
mellanspänning är det nu betydligt enklare och billigare att utföra en ny
nedtransformering ner till den önskade mätspänningen.
24
4 Teoretiska beräkningar.
För att kunna genomföra våra teoretiska beräkningar på ett sätt som vi är vana vid ritade
vi upp schemat enligt Bilaga 1. Kretsschema.
I schemat som visas i Bilaga 1. Kretsschema sker matningen ifrån vindkraftsparken.
Station A och B är i detta fall enbart förbrukare. Nollpunktsbildaren parallellt med
vindkraftsverken gör vi inte några beräkningar på, den är enbart där för tydlighetens
skull.
Vindkraftverkens märkeffekt och högsta kortslutningseffekt är:
för varje vindkraftverk.
Antaganden som görs innan beräkningen är:
Linjerna mellan transformatorerna och samlingsskenorna är i själva verket skenor
och ingen linjeimpedans tas med vid beräkning.
Linjerna ifrån vindkraftverken dimensioneras enligt informationen i punkt
Kabeldata.
Vi räknar inte med någon impedans i vindkraftverken. Vi är medvetna om att det
kommer skapa en differens mot de verkliga resultaten men vi har inte funnit något
att räkna med.
4.1 Linjeimpedanser.
Linjernas impedanser redovisas i Tabell 3-1 och Tabell 3-2. Kablarna på 20 kV sidan
redovisas i Tabell 4-1.
Tabell 4-1. Kabeldimensionering
Kabel Linje
AL x x x
AL x x x
AL x x x x x
Längd ( )
Vid beräkning av kablarnas impedanser används ekvation (4-1) och (4-2). Resultaten
visas i Tabell 4-2.
[ ] [
] [ ]
(4-1)
25
[ ] [
] [ ]
(4-2)
Tabell 4-2. Linjeimpedanser.
Linje Impedanser
0
4.2 Transformatorimpedanser.
Den information som vi har från bilaga 2 Transformer data visas i Tabell 4-3. Observera
att vi i vårt fall har vänt transformatorn så att transformatorns normala primärsida blir vår
sekundärsida och vice versa.
Tabell 4-3. Transformatorimpedanser.
Transformator Omsättning ( ) S ( )
Normalt vid per unit beräkningar på transformatorer är värdet för en tiondel av .
√
√
(4-3)
(4-4)
(4-5)
√
√ (4-6)
26
(4-7)
Transformatorns impedanser kan placeras på primär- eller sekundärsidan av
transformatorn beroende på vad man vill använda dem till med formel (4-8).
(4-8)
Där är spänningen på den sida av transformatorn man vill ha impedansen på och
är den skenbara märkeffekten för transformatorn.
Transformatorns impedans refererat till 57,5kV sidan med formel (4-8) blir:
(4-9)
Transformatorns impedans refererat till 23kV sidan med formel (4-8) blir:
(4-10)
4.3 Beräkningar av distansskydd.
Beräkningar av inställningar för distansskydden görs med linjernas impedanser. Beroende
på hur långt ut på linjen zonen ska sträcka sig så får man ett impedansvärde för den
längden. Vanligtvis ska distansskyddet täcka 85 % av den utgående linjen i sin 1:a zon,
sedan 70 % i sin 2:a zon, helt enligt teorin som beskrivs mer ingående i stycke 2.2.
4.3.1 Distansskydd för ingående linjer.
De linjeimpedanser vi har här är de ifrån Tabell 4-2 för linje 1-6. Här kommer 1:a zonen
sträcka sig 85 % av linjen närmast A20, 2:a zonen 70 % av nästa linje och 3:e zonen 55
% av sista linjen. De 15 % som försvinner för varje steg är respektavstånd för de skydd
som sitter inuti varje vindkraftverk. Vi har inga skydd utritade på varje förgrening utan
har bara ett distansskydd i den ingående punkten ifrån vindkraftverken. De skydd som
man tar respektavstånd för visas alltså inte i schemat i Bilaga 1. Kretsschema.
Våra zoner i skyddet på linje 3 beräknas med formlerna:
(4-11)
(4-12)
(4-13)
27
(4-14)
Zonernas inställning i skyddet på linje 6 beräknas med formlerna:
(4-15)
(4-16)
(4-17)
(4-18)
Zonernas inställning i skyddet på linje 9 beräknas med formlerna:
(4-19)
(4-20)
(4-21)
(4-22)
Insatta värden ger oss Tabell 4-4. Notera att längden i backriktning för zon 4 inte
överrensstämmer med verklig utsträckning då den zonen enbart kommer sträcka sig fram
till transformatorn.
Tabell 4-4. Teoretiska inställningar ingående linjer.
Skyddets
placering Zon
Längd
( )
Inställning
1
2 0
3
4
1
2 0
3
4
1
2 0
3
4
28
4.3.2 Distansskydd för utgående linjer.
De linjeimpedanser vi har här är de ifrån Tabell 4-2 för linje 10 och 11. Eftersom vi inte
vet vad som händer efter att linjerna kommer in i station A och B eller vad som finns
utanför sätter vi 1:a zonen till 85 % som vanligt medan 2:a zonen täcker resten av linjen
fram till stationen, alltså:
Distansskydd på :
(4-23)
(4-24)
Distansskydd på :
(4-25)
(4-26)
Insatta värden ger oss Tabell 4-5.
Tabell 4-5. Teoretiska inställningar utgående linjer.
Skyddets
placering Zon
Längd
(km)
Inställning
Den bakåtriktade zonen som man vill använda här är svårare att ställa in. Ifall vi sätter in
värden för beräkning av den fjärde zonen på liknande sätt som för linjerna ifrån
vindkraftparken får vi ett positivt värde,. Det skulle betyda att den sträcker sig åt samma
håll som de andra zonerna vilket inte är önskvärt. I detta fall uppskattar vi istället
inställningarna för zon 4 utefter storlekarna på zon 1 och 2 då storleken på zon 4 bör ligga
mellan dessa i Tabell 4-6. Notera att längden i backriktning inte överrensstämmer med
verklig utsträckning då den zonen enbart kommer sträcka sig fram till transformatorn.
Tabell 4-6. Teoretiska inställningar zon 4, utgående linjer.
Skyddets
placering Zon
Längd
(km)
Inställning
29
5 Reläskyddsinställningar.
Följande kapitel redovisar inställningsförslag för skydden till den fiktiva stationen. Vi har
försökt begränsa rapporten till att bara ta med de mest kännetecknande inställningarna för
skydden.
5.1 Överströmsskyddsinställningar.
Denna punkt skiljer sig från de andra underrubrikerna för stycke 5, då
simuleringsprogrammet NEPLAN har använts för att ta fram inställningarna till skydden,
de valda skyddens beteckningar redovisas i Tabell 5-1. Vid beräkningarna utfördes två
olika kortslutningsfall. Det ena vid samlingsskena A50 och det andra ute vid
vindkraftverken.
För att uppnå en selektivitet skydden sinsemellan, sattes skydden till att ha
konstanttidskarakteristik med en tidsfördröjning mellan zonerna. Skydden vid
vindkraftverken fick den högsta tidsmarginalen, men då de redan skyddas med
underimpedansskydd är detta inget problem. I bilaga 3, sida 1 och sida 2 finns
utlösningskarakteristikerna för de båda fallen. I Tabell 5-2 redovisas skyddens
inställningar i tur och ordning för fel på A50, medans
Tabell 5-3 redovisar för fel vid vindkraftverken.
Tabell 5-1. Placering och beteckningar för överströmsskydd.
Anledningen till att överströmsskydd OC-L9 är satt till dubbla kortslutningsströmmen i
Tabell 5-3, är att det skyddet kommer se summan av de två andra linjeskyddens .
Tabell 5-2. Kortslutning på samlingsskena A50.
Skydd
(A)
Ström (A) Tid (s) Ström (A) Tid (s)
OC-T1-50: 142 118 0,3 133 0,1
OC-T1-20: 356 290 0,4 350 0,2
OC-L3 237 200 0,5 500 0,5
OC-L6 237 200 0,5 500 0,5
OC-L9 237 200 0,5 500 0,5
Namn Placering
OC-T1-20 Transformator T1, 20 kV sidan
OC-T1-50 Transformator T1, 50 kV sidan
OC-T2-20 Transformator T2, 20 kV sidan
OC-T2-50 Transformator T2, 50 kV sidan
OC-L3 Linje L3, mot vindkraftverk
OC-L6 Linje L6, mot vindkraftverk
OC-L9 Linje L9, mot vindkraftverk
30
Tabell 5-3. Kortslutning på valfri ledning till vindkraftverken.
Skydd
(A)
Ström (A) Tid (s) Ström (A) Tid (s)
OC-L3 258 200 0,5 500 0,3
OC-L6 258 200 0,5 500 0,3
OC-L9 516 200 0,5 500 0,3
Ser man på
Tabell 5-3 och Bilaga 3, figur 2, så har utlösningskurvorna två nivåer. Den första som
ligger på 201 A skall fungera som en back-up om skyddet på den drabbade linjen inte
löser ut korrekt. Detta steg har även en tidsfördröjning på 0,5 sekunder.
Steg två är inställt på 500 A, och är tänkt att vara det steg som skyddet på den kortslutna
ledningen mäter. För att uppnå selektiviteten mellan de olika skydden har detta steg satt
till 0,3 sekunder.
Observera att strömmarnas värden bygger på att vindkraftverken levererar full effekt, dvs.
vid 13 (m/s). Då detta scenario inte är allt för vanligt, kommer överströmsskyddens
funktion i stationen att minskas drastiskt.
5.2 Distansskyddsinställningar.
Distansskydden som ligger inkopplade på nätet mot station A och B mäter över två olika
långa luftlinjer. Den första som går mot station A, har längden 11,1 km. Linjen mot
station B mäter 16,5 km. Då zon 2 för skydden i praktiken skulle sträcka sig 70 % in i
nästa station uppstår det problem med selektiviteten då vi inte vet något om skydden där.
Av denna anledning har vi valt att låta zon 2 sträcka sig den resterande sträckan av linjen
fram till stationen, plus 5-10% extra. Detta procentpåslag är inte med i Tabell 4-5 eller
Tabell 5-4, då man först behöver samråda med ägaren för stationen.
Tabell 5-4 visar en sammanställning av samtliga inställningar för distansskydden vi valt
för vår station.
31
Tabell 5-4. Distansskyddsinställningar.
Skyddets
placering Zon
Längd
( )
Inställning
0
0
0
De värden som visas i Tabell 5-4 kan ritas upp i zonkarakteristiker som redovisas i punkt
Zonkarakteristiker, se Figur 5-1, Figur 5-2 och Figur 5-3.
Figur 5-1. Zonkarakteristik för linjeskydd mot varje vindkraftslinje.
32
Figur 5-2. Zonkarakteristik för distansskydd på .
Figur 5-3. Zonkarakteristik för distansskydd på .
5.3 Differentialskyddsinställningar.
Då transformatorerna T1 och T2 är utrustade med lindningskopplare bör särskild hänsyn
till detta tas vid konfigurering av skydden. I praktiken betyder detta att hänsyn bör tas till
lindningskopplarnas ytterlägen.
Enligt manualen till RET670 [1] bör känsligheten för differentialskyddet ställas i området
15-20% vid mätning över lindningskopplare. Äldre, mindre avancerade differentialskydd
från ABB har ett normalt värde mellan 30-40%. Anledningen till denna stora skillnad i
inställningarna är att skyddet har en inbyggd funktion som delvis skall kunna korrigera
för de förändringar som uppstår då lindningskopplaren ändrar läge.
33
RET670 levereras med en redan inprogrammerad inställning, enligt Figur 2-11. Enligt
ABB så är ”default-karakteristiken” att föredra, då den passar de flesta konfigurationer.
Man kan dock om man vill skräddarsy grafen för att uppnå optimalt resultat.
Tabell 5-5: Inställningsparametrar till Figur 2-11.
Parameter Standardinställning Steg Kommentar
IdMin 0.05-0.60 IN 0.01 IN Minsta differentialström för funktion
EndSection 1 0.20-1.50 IN 0.01 IN X-koordinat för slutet av linjesegment 1
SlopeSection 2 10.0–50.0 % 0.10% Lutning av linjesegment 2
EndSection 2 1.00–10.00 IN 0.01 IN X-koordinat för slutet av linjesegment 2
SlopeSection 3 30.0–100,0 % 0.10% Lutning av linjesegment 3
IdUnre 1.00–50.00 IN 0.01 IN Ostabiliserad funktion
5.4 Frekvensskydd.
Skyddet ställs in så att tre olika signaler kan ges:
Skadlig över/under-frekvens: brytsignal.
Svag frekvensökning: larm som skall signalera frekvensökningen.
Svag underfrekvens: larm som skall signalera underfrekvensen.
Inställningarna för skyddet visas i Tabell 5-6.
Tabell 5-6: Inställningar för frekvensskyddet. [2]
Läge Frekvens Tidsfördröjning Reläsignal Funktion
1 53,0 0,3 TS1 Utlösning
2 51,5 1,00 SS1 Överfrekvens larm
3 48,5 1,00 TS2 Underfrekvenslarm
4 47,0 0,3 TS1 Utlösning
Förutom frekvensgränserna införs även en tidsfördröjning på skyddet. Detta för att inte
signalera eller bryta ifrån vid väldigt snabba och övergående förändringar i frekvensen.
5.5 Nollpunktsspänningsskydd.
Som tidigare nämndes, rekommenderas utlösningsspänningen för skyddet att anta 10-
40% av linjens fasspänning. Linjen den är ansluten mot har en märkspänning på 20kV,
mellan faserna. Fasspänningen ges då enligt:
√
√
(5-1)
(5-2)
34
För att kompensera för varierande effekt från vindkraftverken, samt säkerställa en
selektivitet valde vi därför att skyddet skall reagera på en nollpunktsspänning för 35 % av
fasspänningen.
(5-3)
5.6 Riktat jordströmsskydd.
Genom att lösa ut ur ekvation (2-9) ges som sagt en approximativ uppskattning av
storleken på felströmmen vid ett jordfel. Den är dock tillräckligt god för att ha ett
preliminärt värde att utgå från. Därefter kontrollmäts självklart att värdet
överrensstämmer med verkligheten, innan stationen tas i bruk.
Med insättning av , fås:
(5-4)
(5-5)
Beroende på val av strömtransformator och dess omsättning, behöver dessa värden räknas
om innan de förs in i reläskydden.
6 Jämförelse av olika fabrikat på distansskydd.
Vid val av linjeskydden MiCOM P443 och ABB REL670, verkar det inte vara någon
grundläggande funktion som styr. Möjligtvis kan det vara så att det ena skyddet reagerar
på en eventuell kortslutning snabbare än det andra, men detta är något som är helt
omöjligt att utröna från ett datablad.
Fyra egenskaper som de båda manualerna tydligt vill visa är:
Att skyddet bryter för både en, två och trefasiga fel.
Att skydden kan se i båda riktningar, de är inte riktade.
De använder sig utav både mho och quad karakteristik.
De kan ha upp till 5 skyddszoner.
Dessa egenskaper betonades som särskilt viktiga i båda skyddens manualer och stämde
exakt överens med varandra, så man får gå ner på funktionsblocknivå i skydden för att
hitta skillnader.
Vad som dock talar till MiCOM P443’s fördel är att leverantören verkar satsa mycket på
användarvänligheten genom att lansera olika mjukvara till datorn. MiCOM Studio S1,
som är ett program för att föra in parametrarna till skyddet, verkar vara ett starkt
konkurrensmedel gentemot konkurrenterna. Istället för att stå i stationen och
programmera in de önskade inställningarna, kan man sitta på kontoret och sedan bara
ladda över mjukvaran till skyddet. De har även ett program som heter Data Manager vars
funktion är att välja skydd utifrån önskade egenskaper. Programmet är mycket enkelt
uppbyggt med sitt grafiska interface som gör att man får ut lämpliga skydd.
35
Vad som istället troligtvis skulle tala till ABB’s fördel är att det är ett svenskt företag, och
är mer etableradet i Sverige. Den klara fördelen med detta är att många svenska tekniker
troligtvis har lång erfarenhet av deras modeller, och det är enklare att hitta personal som
är van att arbeta med dessa. Även support och servicefrågor kan troligtvis placeras under
denna punkt. ABB tycks inte satsa alls på mjukvaran som planeringsverktyg för deras
kunder såsom vi upplevt MiCOMs program De skickar enbart ut en CD-skiva som
innehåller de manualer man kan leta upp på deras hemsida.
7 Diskussion av resultat.
Vi har lyckats ta reda på en del av de inställningar som skulle vara aktuella vid en
projektering av en station liknande den vi valt att arbeta med. Det har gjorts med hjälp av
de teoretiska kunskaper ifrån skolan, och nya erfarenheter ifrån simulationsprogrammet
NEPLAN. Det hade dock varit intressant att kunna göra simuleringar med samtliga skydd
för stationen, men det var tyvärr inte möjligt då licensen inte täckte det. Man hade då
kunnat undersöka validiteten av de inställningar vi läst oss till. Då en del material kanske
kan anses vara inaktuellt idag, kan detta bidra till att de förslag vi tagit fram inte längre
gäller.
Den jämförelse som vi ifrån början hade planerat mellan olika fabrikat blev inte heller
vad vi hade förväntat oss. Vi skulle ifrån början jämföra tre fabrikat. Förutom MiCOM
och ABB var även Siemens aktuella, men de levererade aldrig utlovat material som man
kunde jobba med. Vi valde att fokusera på de vi hade tillgång till. Under arbetets gång
kom vi fram till att några tydliga skillnader inte skulle visa sig på den nivå av skyddens
inställningar vi arbetade på. Vi var tvungna att gå in på djupet av skyddens funktion för
att upptäcka skillnader, men fick begränsa oss för att arbetets omfattning inte skulle bli
för stort.
8 Slutsats.
Det är tydligt att NEPLAN är ett mycket kraftfullt beräkningsprogram vid analys av
kraftnät. Tack vare den inbyggda funktionen att simulera en kortslutning, kan man enkelt
se vad felströmmen får för värde på olika ställen i schemat. Därefter är det upp till
användaren att antingen själv välja skyddens inställningar med hjälp av
selektivitetskurvornas utseende, eller låta programmet automatiskt ta fram
rekommenderade värden för dessa.
Skulle vi bli tillfrågade att göra ett liknande projekt igen, där allt är helt fiktivt så hade vi
nog valt att välja en mer exakt kraftinmatning istället för vindkraftverk. Då all matning nu
sker från ett håll blir vår station inte allt för realistisk. Skulle vindkraftverken bli stilla, så
skulle abonnenterna vid A och B bli helt utan el som det ser ut idag. Alternativet är att
låta en matning komma in där A och B går ut från stationen.
36
Samtliga framtagna inställningar för reläskydden är inte på långa vägar tillräckliga för att
det skulle vara möjligt att driftsätta stationen i verkligheten. De ger dock en fingervisning
om i vilket område de mest övergripande inställningsparametrarna bör ligga, och varför
olika karakteristiker ser ut som de gör. Då en anläggning av den här storleken är en
avancerad uppgift att projektera, behövs det mycket mer noggranna framtagna data för
nätet och dess uppbyggnad. Detta blev en tydlig begränsning för oss i vårt arbete då en
del parametrar fick uppskattas.
Vår rekommendation till ÅF Consult angående valet av fabrikat av distansskydd blir att
de bör fortsätta med de skydd som de känner att de är bekväma med när det gäller
funktion och pris. Vi har inte lyckats finna några direkta fördelar till ett byta till ett annat
fabrikat än de är vana vid, så vi kan inte rekommendera några andra.
37
REFERENSLISTA.
[1]
Abb.com, 2011-09, Technical reference manual, REL670, version B.
http://search.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK504113-
UEN&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch
[2]
Abb.com, 2002-04-12, SPAF 140 C Frequency Relay, User´s manual and
Technical description, version C.
http://www05.abb.com/global/scot/scot229.nsf/veritydisplay/450c789630b
c3171c2256bf0004cbc62/$file/FM_SPAF140C_EN_CDA.pdf
[3]
Jordslutningsspoler; kompensering og regulering ved jordfeil, Senioring.
Gier Torbergsen, ABB AS Divisjon Kraft.
http://moodle.hig.no/file.php/76/Dokumenter/Spolekompensering-04.pdf
[4] R. Nylen, ABB Transformatorskydd, AG03-5005, AG03-5005, Mars 1989.
[5] Alstom NPAG Network Protection & Automation Guide, sid 129, 2002.
[6]
Abb.com, 2011-09, Technical reference manual, REL670, version B.
http://search.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK506312-
UEN&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch
[7] ABB Reläskydd för distributionsnät, AG03-7205, Oktober 1989.
[8]
Ericsson.com, 2010-08-19, Datablad för AXAL-TT 12/20(24)kV PRO,
http://archive.ericsson.net/service/internet/picov/get?DocNo=13/28701-
FGC101681&Lang=EN&HighestFree=Y
[9] B. Stenborg, Elkraftsystem Del 1, kap 4 sid 16, Göteborg, 1994.
[10] Power System Protection, Buchholz relä
http://power-systems-protection.blogspot.se/2011/01/buchholz-relays.html
[11] Electrical riddles, 2010-07-13, magnetiseringskurva
http://electrical-riddles.com/topic.php?lang=en&cat=20&topic=630
[12]
Abb.com, 2011-10-10, Technical reference manual, REL670, version B.
http://www05.abb.com/global/scot/scot354.nsf/veritydisplay/ff4b441ebfa3
7e91c1257925004d79d3/$file/1MRK506315-
UEN_B_en_Application_manual__REL670_1.2.pdf
Bilaga 1. Ellinjeschema.
1
.
Bilaga 2: Transformator data.
1
Bilaga 2: Transformator data.
2
Bilaga 2: Transformator data.
3
Bilaga 3. Selektivitetsplaner NEPLAN.
1
0,100 kA 1,0 kA 10,0 kA
1000 s
100 s
10,0 s
1,0 s
0,100 s
0,010 s
0,100 kA 1,0 kA
20,0 kV:
50 kV:
Figur 1. Kortslutning på samlingsskena A50
Fault current Ik3p OC-T2-20
Ik3p OC-L9
OC-T2-20 I>=290A T=0,400s I>>=350A T=0,200s OC-T1-50 I>=118A T=0,300s I>>=142A T=0,100s OC-L9 I>=201A T=0,500s I>>=501A T=0,300s OC-L6 I>=201A T=0,500s I>>=501A T=0,300s OC-L3 I>=201A T=0,500s I>>=501A T=0,300s
Bilaga 3. Selektivitetsplaner NEPLAN.
2
0,100 kA 1,0 kA 10,0 kA
1000 s
100 s
10,0 s
1,0 s
0,100 s
0,010 s 20,0 kV:
Figur 2. Kortslutning på kabel vid vindkraftverk.
Fault current Ik3p OC-L9 Ik3p OC-L6
OC-L9 I>=201A T=0,400s I>>=501A T=0,200s OC-L6 I>=201A T=0,400s I>>=501A T=0,200s OC-L3 I>=201A T=0,400s I>>=501A T=0,200s
