Framtagning av reläskyddsinställningar för en transformatorstation.

Fakulteten för teknik- och naturvetenskap Framtagning av reläskyddsinställningar för en transformatorstation. Development of Protective Relay Settings for a Substation. Markus Nilsson Robert Olsson Examensarbete vid Elektroingenjörsprogrammet vt 2012

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 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

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

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. I

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. II

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. III

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 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. 1

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. 2

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 backupskyddet 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. 3

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: I formel (2-2) är: tidsfördröjd utlösning, överlastström maximal belastningsström tillbakagångsförhållande, vanligen 0,95 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) 4

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 5

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. 6

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. 7

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. 8

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. 9

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. 10

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. 11

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] 12

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. 13

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. 14

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 Färglös och luktfri Vit, stickande lukt, normalt obrännbar Tät gulaktig Blå eller svart, brännbar Indikation Luft Överhettad isolation, (presspan, papper etc.) Bränt trä som följd av överslag 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]. 15

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 t 1. Därefter bryts sektion två på tiden t 1 + 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]. 16

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. 17

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. C ab, C bc, och C ac är kapacitansen mellan ledningarna, medan C a, C b och C c 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 I C 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 I L 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. 18

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. 19

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] Ledarantal x area ( ) Resistans Induktans 3x95 AL 0,320 0,340 0,190 3x150 AL 0,206 0,32 0,23 3x240 AL 0,125 0,29 0,27 Kapacitans 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. Ledarantal x area Resistans Induktans Kapacitans ( ) 3x240 AL 0,1405 0,3865 0,27 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 20

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. 3.5 Mättransformatorer. Figur 3-4. Erhållen effekt vid olika vindhastigheter. 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. 21

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. 22

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. 23

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. Kabel Längd ( ) Tabell 4-1. Kabeldimensionering Linje AL x x x AL x x x AL x x x x x Vid beräkning av kablarnas impedanser används ekvation (4-1) och (4-2). Resultaten visas i Tabell 4-2. [ ] [ ] [ ] (4-1) 24

[ ] [ ] [ ] (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) 25

(4-7) Transformatorns impedanser kan placeras på primär- eller sekundärsidan av transformatorn beroende på vad man vill använda dem till med formel (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: (4-8) (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) 26

(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 Längd Zon ( ) 1 2 0 3 4 1 2 0 3 4 1 2 0 3 4 Inställning 27

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 28

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. Namn OC-T1-20 OC-T1-50 OC-T2-20 OC-T2-50 OC-L3 OC-L6 OC-L9 Placering Transformator T1, 20 kv sidan Transformator T1, 50 kv sidan Transformator T2, 20 kv sidan Transformator T2, 50 kv sidan Linje L3, mot vindkraftverk Linje L6, mot vindkraftverk Linje L9, mot vindkraftverk 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 29

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. 30

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. 31

Figur 5-2. Zonkarakteristik för distansskydd på. Figur 5-3. Zonkarakteristik för distansskydd på. 5.3 Differentialskyddsinställningar. Då transformatorerna T 1 och T 2 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. 32

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 I N 0.01 I N Minsta differentialström för funktion EndSection 1 0.20-1.50 I N 0.01 I N 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 I N 0.01 I N X-koordinat för slutet av linjesegment 2 SlopeSection 3 30.0 100,0 % 0.10% Lutning av linjesegment 3 IdUnre 1.00 50.00 I N 0.01 I N 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) 33