uppgradering av kretsscheman i en...
TRANSCRIPT
2016-06-14
EXAMENSARBETE Högskoletekniker, Elkraft Institutionen för ingenjörsvetenskap
Uppgradering av kretsscheman i en HVDC-station
Daniel Lundstedt Henrik Nordqvist
i
Förord
Detta examensarbete är utfört av två elkraftsstudenter på programmet Högskoletekniker
med inriktning elkraft på Högskolan Väst i Trollhättan under tio veckor vårterminen 2016.
Vi vill tacka både vår examinator Lars Holmblad och vår handledare Andreas Petersson för
det stöd som de har gett oss genom detta arbete. Vi vill även ge ett stort tack till ABB och
Dan Boström-Fors som har gett oss möjligheten att få utföra detta arbete under åtta veckor
på ABB. Vi vill även passa på att tacka berörd personal som har hjälpt oss att få fram diverse
dokumentation och delat med sig av den kunskap de besitter.
Rapporten har skrivits gemensamt av båda författarna medans ritandet av kretsscheman har
delats upp till hälften var. Henrik Nordqvist har ritat utrustningen i Neutral Area och Daniel
Lundstedt har ritat utrustningen i Pole Area. Båda dessa områden kan ses på enlinjeschemat
senare i rapporten.
Figurerna i denna rapport är egenkonstruerade eller tagna ur ABB:s bildbank med tillåtelse
av ABB.
EXAMENSARBETE
ii
Uppgradering av kretsscheman i en HVDC-station
Sammanfattning
Detta examensarbete är gjort på uppdrag av ABB i Ludvika. ABB har fått en beställning på
en uppgradering av en högspänd likströmstation, på engelska High Voltage Direct Current
(HVDC).
Det finns huvudsakligen två olika tekniker gällande HVDC. Det är HVDC med Line
Commutated Converters (LCC) och HVDC med Voltage Source Converters (VSC). LCC-
tekniken är den äldsta och mest använda tekniken och är den teknik som stationen som
uppgraderas använder. VSC-HVDC är en något nyare teknik som har fördelen att den inte
kräver ett genererande nät på båda sidor av HVDC-länken men nackdelen att den inte klarar
av lika höga effekter som LCC gör. Den har med dessa egenskaper blivit en populär teknik
att använda för att till exempel överföra energi från vindkraftsparker ute till havs in till
fastlandet eller för att förse oljeplattformar med energi. VSC-tekniken introducerades för
första gången 1997 av ABB där den går under namnet HVDC-Light.
Den aktuella HVDC-länken är en förbindelse mellan två länder och har en
överföringskapacitet på totalt 600 MW. Uppgraderingen innefattar även uppdatering av
befintliga scheman för att de skall finnas tillgängliga i den nya programvaran Engineering
Base. Ritningarna har ritats i Microsoft Visio. Den utrustning som har ritats om och
behandlas i denna rapport gäller utrustningen på likströmssidan av HVDC-stationen. Det
innefattar jordknivar, frånskiljare, strömtransformatorer, spänningsdelare, överströmsskydd
och genomföringar.
Datum: 2016-06-14 Författare: Daniel Lundstedt, Henrik Nordqvist Examinator: Lars Holmblad Handledare: Andreas Petersson (Gothia Powers), Dan Boström-Fors (ABB) Program: Högskoletekniker, Elkraft, 120 hp Huvudområde: Elektroteknik Kurspoäng: 15 högskolepoäng Utgivare: Högskolan Väst, Institutionen för ingenjörsvetenskap, 461 86 Trollhättan Tel: 0520-22 30 00, E-post: [email protected], Web: www.hv.se
HIGHER EDUCATION DIPLOMA THESIS
iii
Upgrading of circuit diagrams in a HVDC-station
Summary
This thesis was conducted on behalf of ABB in Ludvika. ABB has received an order for an
upgrade of a high voltage direct current (HVDC) station.
There are two main technologies that HVDC is based on; line commutated converters (LCC)
and voltage source converters (VSC). The LCC technology is the oldest and most widely
used. It’s also the technology that the upgraded station is based on. VSC HVDC is a newer
technology that has the advantage of not requiring a generating power grid on both sides of
the HVDC link but has the disadvantage that it cannot handle as high power as LCC can.
With these qualities it has become a popular technology to use to transfer energy from
offshore wind farms to the mainland or to provide oil platforms with energy. VSC technology
was first introduced in 1997 by ABB where it is called HVDC Light.
The revised HVDC link is a connection between two countries and has a total power
transmission of 600 MW. The upgrade also includes updating existing circuit diagrams for
the HVDC station to be available in the new software Engineering Base. The circuit diagrams
have been drawn in Microsoft Visio. The equipment which have been designed and
examined in this report applies to equipment on the DC side of the HVDC station. This
includes grounding knives, disconnectors, power transformers, voltage dividers, current
protection units and wall bushings.
Date: June 14, 2016 Author(s): Daniel Lundstedt, Henrik Nordqvist Examiner: Lars Holmblad Advisor(s): Andreas Petersson (University West), Dan Boström-Fors (ABB) Programme name: Higher Education Technician, Electric Power Technology, 120 HE credits Main field of study: Electrical engineering Course credits: 15 HE credits Publisher: University West, Department of Engineering Science, S-461 86 Trollhättan, SWEDEN Phone: +46 520 22 30 00, E-mail: [email protected], Web: www.hv.se
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
iv
Innehåll
Förord i
Sammanfattning ii
Summary iii
Nomenklatur v
1 Inledning 1
Bakgrund .......................................................................................................................... 1
Syfte ................................................................................................................................. 1
Problembeskrivning och avgränsningar ........................................................................... 1
Etappmål .......................................................................................................................... 1
2 Teori om HVDC 3
HVDC jämfört med HVAC ................................................................................................ 3
Utformning av HVDC ........................................................................................................ 4
Olika typer av HVDC-system ............................................................................................ 4 LCC - Line Commutated Converter .......................................................................... 4 VSC - Voltage Source Converter .............................................................................. 5
HVDC-anläggningens delar.............................................................................................. 6 Komponentskillnad mellan VSC och LCC ................................................................ 7 Omriktare och likströmssida ..................................................................................... 7 Växelströmssidan ...................................................................................................... 9
3 Uppdatering av elkretsscheman 12
Engineering Base och Microsoft Visio ............................................................................ 12
Beskrivning av uppdateringsarbetet ............................................................................... 12
Beskrivning av uppdaterade elkretsscheman ................................................................ 13 Jordknivar ............................................................................................................... 13 Frånskiljare ............................................................................................................. 14 DCCT – Direct Current Current Transformer och spänningsdelare ....................... 15 Strömtransformator och överströmsskydd .............................................................. 16 WBDS - Wall bushing density switch ...................................................................... 17
4 Diskussion 19
5 Slutsats 20
Referenser 21 Bilagor
A: Enlinjeschema över HVDC-stationen. BILD:ABB.......................................................... A:1
B: Schema för jordkniv WP.Q22 och överströmsskydd WP.F2. BILD:ABB ...................... B:1
C: Schema för frånskiljare WP.Q22 BILD:ABB .................................................................. C:1
D: Schema DCCT och spänningsdelare. BILD: ABB ........................................................ D:1
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
v
Nomenklatur
DCCT = Direct Current Current Transformer – Nollflödesmätare.
HVAC = High Voltage Alternating Current – Högspänd växelström.
HVDC = High Voltage Direct Current – Högspänd likström.
IGBT = Insulated Gate Bipolar Transistor – Bipolär transistor med
isolerat styre.
LCC = Line Commutated Converts – Nätkommuterad omriktare.
PWM = Pulse Width Modulation – Pulsbreddsmodulering.
UHVDC = Ultra High Voltage Direct Current – Ultrahögspänd likström.
VSC = Voltage Source Converter – Spänningsstyv omriktare.
WBDS = Wall Bushing Density Switch – Densitetsvakt.
WP = Pole Area – Positiva området innan överföringslänken.
WN = Neutral Area – Området innan nollan vid överföringen.
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
1
1 Inledning
Examensarbetet utfördes åt ABB i Ludvika. ABB bildades 1987 då det svenska företaget
ASEA och schweiziska Brown Boveri gick samman och bildade ABB [1]. ABB är ett av de
ledande kraftföretagen vad gäller överföring av högspänd likström, på engelska High Voltage
Direct Current (HVDC). Det är den effektivaste tekniken för att överföra stora mängder
energi över långa avstånd med små förluster. Växelström omvandlas till likström för att
sedan, efter överföring, konverteras tillbaka till växelström.
Bakgrund
En kund till ABB har beställt en uppgradering av stationens kontrollutrustning i HVDC-länk
mellan två länder. Länken är på 600 MW men länkens namn har utelämnats på ABBs
begäran. Kunden har även beställt en uppdatering av anläggningens kretsschema för att den
ska passa ihop med den nya utrustningen. Uppdateringen kommer även se till att all den
dokumentation kunden har finns tillgänglig i samma konstruktionsprogram. För att få en bra
utgångspunkt för hur arbetet skall genomföras har examensarbetet ”Jämförelse av
hjälpkraftssystem för HVDC-stationer” använts som underlag [2].
Syfte
Syftet med detta arbete är att färdigställa uppdatering av kretsscheman för likströmssidan av
en HVDC-station. Denna uppdatering behöver genomföras för att kunden som har beställt
uppgraderingen av kontrollutrustningen har gammal utrustning som behöver integreras med
den nya.
Problembeskrivning och avgränsningar
Efter den uppgradering av stationen som skall genomföras kommer även gammal utrustning
att finnas kvar. Det gäller både utrustning på växelströmssidan av stationen och utrustning
på likströmssidan. För att få den gamla och den nya utrustningens dokumentation under
samma programvara och i samma databas behöver de gamla schemana ritas om. De ritningar
som har ändras i detta examensarbete gäller enbart likströmssidan av stationen. Detta
innefattar utrustningen jordknivar, likströmstransformatorer (direct current current
transformers - DCCTs), densitetsvakter (wall bushing density switches - WBDS),
överströmsskydd, strömtransformatorer och spänningsdelare.
Etappmål
För att få kunskap om hur ABB:s programvara Engineering Base fungerar har en utbildning
för detta genomförts vid uppstarten av arbetet på ABB i Ludvika. Arbetet har sedan
genomförts i närhet av personal från ABB som jobbar med liknande scheman inom samma
projekt och har erfarenhet av programvaran Engineering Base.
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
2
Etappmål:
1. Projektstart
2. Genomföra utbildning
3. Beskrivning av underlag för schemakonstruktion
4. Uppgradering av elkretsscheman.
5. Insamling av fakta om HVDC
6. Färdigställa kretsscheman.
7. Inlämnat kretsschema godkänt av ABB.
8. Färdigställd datainsamling för rapportskrivning.
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
3
2 Teori om HVDC
HVDC jämfört med HVAC
HVDC är högspänd likström som används för att överföra stora mängder energi över långa
avstånd med små förluster. HVDC har ett flertal fördelar gentemot HVAC. De största
fördelarna med HVDC är att tekniken klarar att hantera högre effekter och att förlusterna
vid likström är mindre än de förluster som växelström har. Förlusterna är mindre tack vare
att vid överföring av likström uppkommer enbart resistansförluster. Dessa kan minskas
genom att höja spänningen och minska strömmen för att fortfarande uppnå samma
effektöverföring. Både likström och växelström transporterar aktiv effekt men växelström
transporterar även reaktiv effekt som kan undvikas vid likström för att minska förlusterna.
Detta innebär att HVDC-överföringar kan göras längre sträckor än HVAC men ändå
bibehålla låga förluster [3].
HVDC kräver mindre kabel eller ledning då enbart en eller två ledare krävs beroende på
vilken typ av återledare som används. Ledningsgatan som en HVDC-länk använder är ca 50
% av den bredd som HVAC använder. HVDC-stationer har dock nackdelar där den största
är investeringskostnaden. Investeringskostnaden för en HVDC-station är högre än för en
HVAC-anläggning. HVDC lönar sig vid överföring över längre sträckor då ledningarna och
kablarna kräver mindre material, mindre ledningsgator, mindre kabelgravar och därmed blir
totalkostnaden för HVDC lägre vid längre sträckor [3].
Det krävs även att en stor mängd energi skall överföras och tekniken är inte försvarbar
ekonomisk vid lägre effekter på grund av den höga investeringskostnaden. Med HVDC är
det även möjligt att snabbt ändra åt vilket håll energin skall överföras. Detta styrs genom att
höja spänningsnivån på ena sidan av länken så att strömmen ändrar riktning. HVDC blir med
dessa egenskaper ett effektivt sätt att överföra stora mängder energi från kraftkällor ifrån
avlägsna platser till tätbefolkade områden där energikonsumtionen är stor. Tekniken är även
lämplig för att sälja och köpa energi mellan länder [3].
Förläggningen av kabeln eller montering av ledningen som används för HVDC skiljer sig
beroende om den är på land eller i vatten. När HVDC förläggs i vatten används vanligtvis
en kabel och vattnet fungerar då som en återledare och fångas upp i en elektrodstation som
är placerad ett par tusen meter ut till havs på havets botten. För sträckor över 50 km till havs
är HVDC det enda praktiska alternativet då förlusterna vid växelström skulle bli för stora.
På land är den brytpunkt då det är lönsamt att använda HVDC ca 600-800 km. Metoden att
vattnet används som återledare fungerar även på land där jorden fungerar som återledare,
dock kan detta få konsekvenser. De konsekvenser som kan uppstå är korrosion på till
exempel gasledningar som även de kommer att ingå i den krets som bildas. För att undvika
att detta sker används istället en ledare som återledare [3].
Den vanligaste typen av ledare för HVDC är en kabel eller ledning med kopparledare. Runt
kopplarledaren finns ett halvledande skikt för att få ett jämt fält. Utanför detta läggs isolering
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
4
som i sin tur sedan skall täckas av en blymantel, ett skyddande plastskikt, ett metalband och
metalltrådar [4].
Utformning av HVDC
Överföringskapaciteten hos en HVDC-länk kan ökas till det dubbla om HVDC-länken har
en bipolär överföring istället för en monopolär, se figur 1. Vid en bipolär ström går endast
en skillnadsström mellan de två polerna i jorden istället som vid en monopolär överföring
där hela returströmmen går i jord. En bipolär HVDC-överföring har även högre
tillförlitlighet än en HVAC-överföring. Detta beror på att även om ett fel skulle uppstå på
ena delen av överföringen så kan den andra köras men med reducerad kapacitet [3].
Monopolär
Bipolär
Id1
Id2
Id1-Id2
Id
Id
Figur 1: Monopolär och bipolär HVDC-överföring
Olika typer av HVDC-system
Det finns två olika typer av HVDC system:
System baserade på LCC
System baserade på VSC [3].
LCC - Line Commutated Converter
HVDC med LCC-tekniken är den äldsta och mest använda HVDC-tekniken. Den användes
första gången 1954 [3]. Tekniken används bland annat för att binda samman olika länders
elnät för att enkelt kunna köpa och sälja el vid behov. Världens första HVDC länk var en
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
5
undervattenskabel som var förlagd mellan Gotland och Västervik. Denna kabel överförde
till en början 20 MW vid en spänning på 100 kV. LCC-HVDC har 2016 en kapacitet att
överföra effekter på upp till 8000 MW. Den kraftfullaste länken 2016 finns mellan Jinping
och Sunan i Kina och har en kapacitet på 7200 MW, detta vid en spänning på 800 kV. Vid
denna spänning eller högre kallas tekniken för UHVDC [5].
Kabeln som används består av isolation av oljeimpregnerat papper vilket gör att det är svårt
att skarva kabeln. Detta ställer till det när det kommer till förläggningen av kabeln på land.
På grund av kabelns vikt är det omöjligt att transportera den mängd kabel som krävs för att
lägga hela sträckan utan skarvning. Detta problem minskar vid förläggning av kabel till havs
där stora båtar kan bära flera mil kabel. På grund av problemet med skarvningen används
vanligtvis luftledningar på land, vilket också är billigare.
Tekniken använder tyristorer för att likrikta strömmen. Fördelen med att använda tyristorer
är att tekniken är väl beprövad och inte så komplicerad. Den är dock inte flexibel eftersom
det inte går att styra när tyristorerna skall släckas för att på så vis kunna styra när ström
blockeras. Det beror på att det är nätet som kommuterar tyristorn. Detta får konsekvensen
att dyr utrustning krävs för att ta hand om den reaktiva effekt och den dåliga effektfaktor
som uppkommer [3]. När ABB använder sig av LCC-HVDC kallas tekniken för HVDC-
Classic [6].
VSC - Voltage Source Converter
Den andra HVDC-tekniken kallas för VSC. VSC-tekniken har flera fördelar men även vissa
nackdelar jämfört med LCC-HVDC. Användningsområdet skiljer sig mellan VSC- och LCC-
HVDC. VSC är självkommuterande till skillnad från LCC som är baserad på AC-nätets
kortslutningseffekt. Detta gör det möjligt för VSC-tekniken att fungera även om det ansluta
nätet har liten kortslutningseffekt. Det är möjligt att tända och släcka transistorerna som VSC
använder upp till 2000 gånger per sekund. Vanligtvis används Insulated Gate Bipolar
Transistors (IGBT). Detta innebär att en HVDC-länk baserad på VSC kan fungera även om
en sida av länken inte har ett genererande nät. Detta gör att tekniken är lämplig att använda
för att transportera energi från vindkraftsparker till havs in till fastlandet, förse
oljeplattformar med energi, koppla samman elnät med olika frekvens eller stabilisera upp
ostabila nät med så kallad back to back station.
Det krävs inte den utsträckning av filter som LCC-HVDC kräver. Detta beror på att det är
transistorer istället för tyristorer som används. VSC-tekniken använder även Pulse Width
Modulation (PWM) vilket gör att det är framförallt de högre övertonerna som kvarstår. De
högre övertonerna innefattar till exempel överton 11, 13 och 17 medan de lägre övertonerna
fem och sju elimineras. Användningen av PWM får dock konsekvensen att extra
energiförluster uppstår. Eftersom det inte krävs den utsträckning av filter som LCC-HVDC
kräver kan framförallt AC-sidan av en VSC-station minskas jämfört med en LCC-station.
Det krävs inte heller shuntkondensatorer på växelströmssidan hos en VSC-station som en
LCC-station kräver. Stationerna blir tack vare detta mindre. En VSC-station byggs efter en
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
6
standardmodell till skillnad från en LCC-station som är anpassad beroende på hur situationen
ser ut för varje projekt.
Kabeln som används vid VSC-HVDC skiljer sig ifrån den som LCC-HVDC använder. VSC-
HVDC är alltid tvåpolig och består av två ledare vars isolation är gjord utav polymer som är
mycket lättare att skarva än kabeln med isolation av oljeimpregnerat papper. En annan
nackdel med VSC är att den inte klarar av lika höga spänningar och därmed inte lika höga
effekter som LCC gör. Detta ihop med att tekniken är dyrare än den beprövade LCC-
tekniken och att den har större förluster är de största anledningarna till att LCC fortfarande
är den mest använda tekniken [3]. Denna teknik går hos ABB under namnet HVDC-Light
och klarar 2016 att hantera effekter på upp till 1200 MW vid en spänning på 500 kV [7].
HVDC-anläggningens delar
En HVDC anläggning består i stort sett av en station för att konvertera växelström till
likström, en länk för att överföra likströmmen samt en station för att konvertera likströmmen
tillbaka till växelström. Se figur 2.
Växelspänningsnät 1
Växelspänningsnät 2
HVDC station likriktare
HVDC station växelriktare
L1 L1 L1 L1
L2 L2L2 L2
L3 L3 L3 L3
+
-
+
-
N N
HVDC-länk
IAC1 IAC2
IDC
Figur 2: Bipolär HVDC-förbindelse.
Naturligtvis är det mycket mera komplicerat än förklarat här och de olika stationerna består
av olika komponenter. Det förekommer olika komponenter för DC- respektive AC-sidan
men det finns även komponenter som förekommer på båda sidor för både LCC- och VSC-
HVDC [3]:
Jordkniv - detta är ett alternativ för hur jordning i en anläggning kan utföras. Jorda görs för
att säkert kunna utföra arbeten nära eller på objekt. Knivarna kombineras ofta ihop med
frånskiljare. Det finns ett flertal tillfällen då det är viktigt att använda sig utav fast installerade
jordknivar. Bland annat när:
Stora felströmmar kan uppstå vid jordning.
Stora urladdningar av kondensatorer kan uppstå.
Det är svårt att finna lämpliga punkter för arbetsjordning.
Människor inte kan gå in i ett utrymme innan det är jordat.
När en lös arbetsjordning som har av misstag glömts kvar kan orsaka stor skada.
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
7
Det är framförallt de tre sista punkterna som är anledningen till att fasta jordknivar används
vid HVDC. Manövreringen av både jordfelsknivarna och frånskiljarna är oftast motordrivna.
Vanliga anledningar till att dessa är motordrivna är när:
Kopplingsanordningen ingår i en automatiserad händelse.
Det skall vara möjligt att fjärrstyra utrustningen.
Det är svårt att komma åt kopplingsanordningen.
Det finns risk att en ljusbåge uppstår vid manövrering [3].
Reaktor - fungerar som skydd mot överströmmar. Reaktorn begränsar strömmar som är för
höga och skulle kunna ha skadlig inverkan på övrig utrustning i kretsen. Reaktorer används
ofta för att skydda till exempel brytare som har lägre kortslutningsförmåga och inte klarar av
de höga strömmar som kan förekomma [3].
Strömtransformator - används både som skydd av utrustning samt reglering av strömmar.
Vid en HVDC-station används två sätt för att mäta ström. Det ena är med hjälp av en Direct
Current Current Transformer (DCCT) och det andra är med en traditionell
strömtransformator [8].
Överströmsskydd - används för att koppla bort en elektrisk krets om strömmen som finns i
kretsen överstiger ett förinställt värde [3].
Komponentskillnad mellan VSC och LCC
På grund av att VSC fungerar på ett annorlunda sätt än vad LCC gör så krävs även andra
komponenter. Utöver den skillnad som finns när det kommer till användningen av tyristorer
och transistorer finns det även andra skillnader. Med VSC-tekniken används inte AC-filter i
den utsträckning som LCC gör, men det krävs en synkronmotor för att producera
kortslutningseffekt till nätet. Vid VSC krävs det även kondensatorer på likströmssidan för att
hålla uppe spänningen på det avlägsna nätet med liten kortslutningseffekt.
Omriktare och likströmssida
För HVDC-stationer är den huvudsakliga komponenten för att likrikta växelströmmen
strömriktaren. I HVDC-Classic som ABB använder består denna av sex eller 12 stycken
ventiler. Varje ventil består av upp till nio tyristorer beroende på vilken effekt som skall
överföras. I en HVDC-Light består strömriktaren av sex stycken ventiler. Ventilerna består
i sin tur av 16 stycken stakpaks. En stakpak är en låda som består av fyra till sex
parallellkopplade IGBT:s beroende på vilken strömnivå som gäller1. I både LCC- respektive
VSC-HVDC är utrustningen i strömriktaren seriekopplad för att på så vis klara av att hantera
högre spänningar [3].
Strömriktaren är vanligtvis takmonterad inne i en ventilhall för att göra hela anordningen
motståndskraftig mot jordbävningar. Placeringen inomhus skyddar även mot de problem
1 Dan Boström-Fors, Manager Hardware Integration, 2016-05-10
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
8
som kan uppstå till följd av vädret. Strömriktaren är vanligtvis den enda anordning som är
placerad inomhus. Tyristorerna är i sin tur monterade i moduler om sex stycken. Dessa kyls
med hjälp av kylblock. Fram till slutet på 70-talet gjordes kylningen med hjälp av luft och
stora fläktar. Detta i sin tur krävde att andra fläktar tog hand om den varmluft som bildades,
vilket krävde mycket energi. Metoden med fläktar som kylsystem användes fram till 1983 då
de första vattenkylda ventilerna togs i drift [3].
Förutom strömriktaren finns det två andra komponenter som är unika för likströmsdelen.
Dessa är Direct Current Current Transformer (DCCT) och Wall Bushing Density Switch
(WBDS). De ingår i de scheman som har ritats om och är på grund av detta de huvudsakliga
komponenterna som har hanterats i teoridelen1.
DCCT – kan även kallas för nollflödesmätare. DCCT:n består av en strömtransformator
med en styrd kompenseringslindning. Denna ger ett flöde i mätkärnan i motfas mot
huvudflödet. Mätningen som sker är beroende av att det inte finns effektförluster i kärna och
lindning. Den kompenseringsström som krävs ger således ett direkt mått på
primärströmmen. Den mätnoggrannhet som uppstår är beroende av två faktorer;
noggrannheten i omsättning hos mätkärnan men även av noggrannheten hos elektroniken
som mäter. Detta i sin tur innebär att när väl enheten är korrekt kalibrerad beror
mätnoggrannheten enbart på den elektronik som används. Med den elektronik som används
i dagsläget har mätresultatet en noggrannhet på 99,8 %. Att få ett så noggrant mätvärde som
möjligt är viktigt för att veta hur mycket påfrestning som utrustningen utsätts för men även
för att kunderna ska veta hur mycket effekt som säljs respektive köps [8].
WBDS - på svenska ofta kallad densitetsvakt, används vid genomföring genom
ventilhallsväggen. Denna vakt krävs för att brytaren ska slå ifrån och bryta kretsen om det
skulle ske ett överslag vid genomföringen så att inte ventilhallsväggen skall bli
spänningsförande. Huvudisoleringen består av SF6-gas. Genomföringen är uppbyggd av två
isolatorer på var sida av väggen och mellan dessa finns en aluminiumfläns som håller SF6-
gasen. Isolatorerna består av glasfiberförstärkta rör [8]. Ett exempel på hur en ventilhall kan
se ut finns i figur 3 och ett exempel på hur en WBDS ser ut finns i figur 4.
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
9
Figur 3: Ventilhall North-East Agra, Indien. Foto: ABB
Figur 4: WBDS modell GGFL FOTO: ABB
Växelströmssidan
Det finns en mängd ställverksutrustning på AC-sidan av stationen. Utöver utrustning som
isolatorer, skenor och ledningar och de komponenter som nämns i avsnitt 2.3 finns det
utrustning som är unikt för AC-sidan av anläggningen. Dessa är transformatorer, resistorer
och dämpkretsar. Anledningen till att transformatorn sitter på AC-sidan är för att det är
enbart växelström som kan transformeras1.
Innan transformatorn sitter det dämpkretsar. Dessa är uppbyggda av reaktorer,
kondensatorer, brytare och överströmsskydd för att skydda utrustningen i kretsen. Så länge
som det inte finns något fel i kretsen kommer dämpkretsarna inte att vara ledande. Det är
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
10
först när ett fel uppstår och en strömpik förekommer som dämpkretsen blir ledande och på
så vis leder felströmmen ner i jord1.
När strömmen likriktas används vanligtvis en 12-pulskoppling. Efter att likriktning av
strömmen skett kan en likström med små förluster erhållas. Likströmmen efter 12-
pulskopplingen innehåller fortfarande komponenter från växelströmmen i form av övertoner
där de vanligaste är övertonerna 11, 12, 13, 24 och 36. Anledningen till att just en 12-
pulskoppling används är för att denna är vanligtvis det lönsamaste alternativet. Det går att
använda 18- eller 24-pulskopplingar men dessa är dyrare och inte lönsamma även om
övertonerna kan minskas. 12-pulskopplingen består av två stycken 6-pulskopplingar, med en
D- respektive en Y-kopplad transformator. Se figur 5 för en 12-pulskoppling [3].
Figur 5: Trelindningstransformator och omriktare med 12-pulskoppling.
Det är tack vare användningen av de två olika kopplingarna som en stor del av de rippel som
finns går att eliminera. För att ytterligare minska de rippel som finns kvar används en
glättningsreaktor som antingen är oljeisolerad eller luftisolerad. Den luftisolerade
glättningsreaktorn tar betydligt mer plats än vad den oljeisolerade gör men används ofta på
grund av det lägre priset. Utöver att ta bort ojämnheter i likströmmen fungerar även reaktorn
som ett filter som tar bort plötsliga strömtoppar från linje- och ventilfel. Den utrustning som
tar mest plats på växelsidan är övertonsfiltret [3]. Det förekommer två olika typer av
övertonsfilter:
Avstämda filter som med stor noggrannhet filtrerar bort övertoner. De avstämda filtren är bra för att filtrera bort de lägre övertonerna som till exempel överton 11, 12 och 13. De är dock inte lämpliga för att hantera högre övertoner så som överton 24 och 36 på grund av att de är känsliga för frekvensförändringar.
1 Dan Boström-Fors, Manager Hardware Integration, 2016-05-10
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
11
Bredbandsfiltret, detta används vanligtvis för att täcka från överton 23 och högre där övertonerna som förekommer är mindre än vid de lägre övertonerna så som överton fem och sju [9].
Båda övertonsfiltrena som används är uppbyggda av kondensatorer, reaktorer och resistorer.
Ett problem som uppstår är den reaktiva effekten som finns kvar i AC-nätet efter att
strömmen har likriktats i 12-pulskopplingen. De vanligaste sätten som används för att
kompensera för detta är med:
Växelströmsfilter
Shuntkondensatorer
Statiska kompensatorer
Överskott av reaktiv effekt från the mottagande nätet
Roterande synkronmaskiner [8].
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
12
3 Uppdatering av elkretsscheman
Ritningarna som har uppdaterats för anläggningen var tidigare konstruerat i ett
tvådimensionellt CAD-program som gick under namnet Graffy. Då konstruktionsverktyget
inte längre används av ABB finns därför den äldre dokumentationen enbart i PDF samt
pappersformat.
Engineering Base och Microsoft Visio
Uppdateringen har utförts i programvaran Engineering Base [10]. I detta program både
konstrueras och lagras samtliga ritningar för ABBs projekt. I Engineering Base lagras alla
ritningar och gör det möjligt att sammanlänka olika sidor med varandra för att på så vis se
vilka scheman och signaler som hör ihop. Engineering Base har inte ritningsfunktionen utan
får den funktionen genom att vara sammanlänkat med ritningsprogrammet Microsoft Visio.
Microsoft Visio används för att skapa flödesscheman, diagram och ritningar [11].
Beskrivning av uppdateringsarbetet
De arbete som genomförts är att den tidigare dokumentation som enbart fanns tillgänglig i
PDF och pappersformat har nykonstruerats och lagras numera i mjukvaran Engineering
Base. Dokumentation för stationen erhölls och då påbörjades en granskning av denna. Efter
granskningen kunde ett första schema ritas i Microsoft Visio som sedan har använts som
mall för resterande ritningar. Efter att konstruktionen av ritningarna var färdigställd i
Microsoft Visio fördes de automatiskt in i Engineering Base. Det arbete som kvarstod efter
konstruktionen av de olika kretsscheman var sammanlänkningen av signaler mellan
ritningarna. Detta gjordes i Engineering Base och krävde inte verktyget Microsoft Visio.
Många av de ritningar som har nykonstruerats följer samma standard och därför redovisas
inte samtliga 21 ritningar i detta examensarbete.
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
13
Beskrivning av uppdaterade elkretsscheman
De elkretsscheman som har ritats om gäller utrustning för HVDC-anläggningens
likströmsida. Se figur 6 för berörd utrustning (Se bilaga A för hela enlinjeschemat för
stationen).
Figur 6: Ritning över berörd utrustning. BILD: ABB
Detta innefattar utrustning inne i ventilhallen men även utrustning för WP och WN. Det går
signaler från all utrustning till olika kontrollutrustningar. Dessa signaler har länkats samman
inom Engineering Base för att se vilka signaler och vilken utrustning som hör ihop och
kommunicerar med varandra. De streckade rutor som finns är för att få referenser mellan all
utrustning i databasen och att allt skall kunna länkas ihop. Dessa rutor kallas för funktioner.
Vid enlinjeschemat är första funktionen stationen. Stationen i detta fall är S1. Sedan inom S1
finns pol 1, det vill säga P1 och inom P1 finns funktionen WP där P:et står för Pole och W:et
är taget ur en standard och används bland annat för signaler skall kunna länkas ihop. Det är
21 stycken apparater som berörs av uppdateringen vid detta examensarbete. De 21 olika
apparaterna är sex stycken jordknivar, två stycken frånskiljare, fyra stycken DCCT’s, två
stycken spänningsdelare, en strömtransformator, fyra stycken överströmsskydd och två
stycken WBDS.
Jordknivar
Jordknivarna i figur 6 är benämnda med bokstaven Q och första siffran är alltid en 2.
Beroende på vilket område dom tillhör har dom antingen bokstaven U, WN eller WP framför
Q. Jordknivarna blir i schemat således: -U.Q23, -U.Q24, -WP.Q21, , -WP.Q22, -WN.Q21,
och -WN.Q22. Det som skiljer de olika ritningarna åt är att utrustning ritas på samma ritning
ifall ytan tillåter detta men annars på separata ritningar. Även signalerna som tas emot samt
de som skickas ut skiljer sig mellan ritningarna. Schemat för jordkniv -WP.Q22 är det schema
som redovisas i denna rapport. Detta schema finns i bilaga B. I detta schema återfinns även
ett överströmsskydd. Jordkniven i bilaga B är normalt öppen. Ett överströmsskydd är
påkopplat på huvudkretsen precis som jordkniven. Jordkniven har tre stycken olika lägen.
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
14
Fjärr (Remote)
Lokal styrning (Local)
Av (Off)
Är anordning inställd på fjärr kan den enbart styras via fjärr, lokal så styrs den lokalt och inte
via fjärr, av så är den avstängd. Om en Close Order skickas in som i detta fall till plint X1:13
startas motorn för att sluta jordkniven. Detta sker via Closing Coil. För att detta skall ske
måste fyra villkor vara uppfyllda:
Att jordkniven är i öppet läge.
Att veven som utför rörelsen inte ligger i stängt läge.
Att motorn inte är överbelastad.
Att spänningen inte är för låg.
De tre sista kraven har en invers så om alla dessa krav är uppfyllda samt att Open IND är
aktiv skickas en logisk etta och slutningen av jordkniven genomförs. Open IND är en givare
som indikerar att kretsen är öppen. Denna finns för att jordkniven inte ska öppnas om den
redan är öppen respektive stängas när den redan är stängd. Motorn matas med 220 V. För
att anordningen skall fungera finns en värmare monterad inuti anordningen. Denna
förhindrar att kondens uppstår genom att alltid ha en högre temperatur inuti anordningen än
utanför. Värmare används inte vid jordknivarna inuti ventilhallen där det inte finns risk att
kondens uppstår. Apparaten matas med plusspänning via plint X1:16 och minusspänningen
via plint X1:23. Samtliga utgående signaler är indikationer som visar vilket läge de olika
funktionerna befinner sig i, till exempel om kniven är i öppet eller slutet läge, om den är
fjärrstyrd, lokalt styrd eller avstängd. Vid plintarna X1:33, 34, 37, 38, 41, 42, 45, 46, 49 och
50 är brytarna slutna om kniven befinner sig i öppet läge. Plint X1:33 indikerar i vilket läge
kniven befinner sig i. Istället för att indikera öppet läge så indikerar istället plint X1:31 att
kniven befinner sig i slutet läge. Här befinner sig brytarna vid plint X1:31, 32, 35, 36, 39, 40,
43, 44, 47 och 48 normalt i öppet läge när jordkniven är öppen. Skulle jordknivens läge ändras
kommer även brytarnas läge att ändras. Om någon utav dessa funktioner skulle vara trasig
och inte utförs när signal ges kommer ett larm lösa som indikerar att detta inte genomförts.
Frånskiljare
Frånskiljarna som har hanterats är även de benämnda med bokstaven Q men första siffran
är en etta istället för en tvåa. Det förekommer två stycken frånskiljare på likströmssidan som
kan ses i figur 6. Dessa är -WN.Q11 och -WP.Q11. På grund av att dessa är konstruerade på
ett likadant sätt redovisas enbart –WN.Q11 och ritningen för denna kan ses i bilaga C. De
två scheman som har ritats för frånskiljarna är konstruerade på samma sätt som jordknivarna
under avsnitt 3.5 och vad signalerna fyller för funktion kan ses under det avsnittet. Det finns
viktiga skillnader mellan frånskiljarnas och jordknivarnas funktioner. Frånskiljarna används
för att separera anläggningsdelar och för att få ett synligt brytställe vid arbete på
anläggningen. De jordknivar som finns är vid drift normalt öppna. Behöver ett arbete utföras
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
15
eller om det finns någon annan anledning till att jordning krävs sluts kopplingen så att
anordningen blir jordad. Varken jordknivarna eller frånskiljarna kan manövreras med
spänning på. Brytare på AC-sidan kopplar först bort spänningen och sedan manövreras
frånskiljarna och jordknivarna på DC-sidan. Frånskiljarna är motorstyrda medan
jordknivarna är både motorstyrda och manuellt styrda i form av en spak.
DCCT – Direct Current Current Transformer och spänningsdelare
I schemat i figur 6 finns fyra stycken DCCT:s. Det är -WN.T11, -WN.T12, -WP.T11 samt -
WP.T11. Då alla följer samma uppbyggnad så förklaras i denna rapport enbart schemat för
-WN.T11. I detta schema ingår även -WN.U1 som är en spänningsdelare, se bilaga D för
schemat och avsnitt 3.8 för teori om spänningsdelaren. Den primära kretsen i bilaga D alstrar
ett magnetiskt fält som genererar en ström i den sekundära lindningen hos DCCT:n. Om det
magnetiska flödet inte är noll känner de tre ringformade kärnorna på den sekundära kretsen
av detta. Detta flöde skulle i sin tur vara proportionerligt mot det resterande likströmsflödet.
En styrslinga genererar sedan den sekundära strömmen som eliminerar flödet. Den
sekundära strömmen, som bara är en bråkdel av den primära strömmen, matas till en resistor
som omvandlar strömsignalen till en spänningssignal som sedan skickas till
kontrollutrustningen där den avläses. Vanligt förekommande omsättningar för dessa
mättransformatorer är 4000/1, 2000/1 eller 1000/1A [12].
Spänningsdelaren, se bilaga D, består av ett överströmsskydd, två motstånd och två
kondensatorer vilket gör det möjligt att sänka spänningsnivån för att kunna mäta spänningen
utan att utrustningen går sönder. Det skulle vara omöjligt för utrustningen att mäta på 500
kV eller högre som de flesta HVDC-spänningar är på [3].
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
16
Strömtransformator och överströmsskydd
I neutral area, som är området WN i figur 6, används en vanlig strömtransformator och ingen
DCCT. Anledningen är att här behöver det endast mätas ifall det går någon likström eller
inte. Detta eftersom det inte skall finnas någon likström alls inom detta område.
Noggrannheten är därför heller inte lika viktig som vid pole area som är området inom WP.
Då noggrannheten inte är väsentlig kommer en strömtransformator kunna användas istället
för en DCCT. Denna lösning är betydligt billigare då strömtransformatorn inte är lika
komplex och inte innefattar lika dyra komponenter som en DCCT. På schemat i figur 7 syns
hur ett överströmsskydd sitter mellan huvudkretsen och strömtransformatorn.
Överströmsskyddet, också kallad avledare, skyddar mot överlast och finns till för att skydda
annan utrustning som är dyr och skulle bli kostsamma ifall de havererar. Ledaren avger ett
magnetfält som genom strömtransformatorn omvandlas till en signal och ett värde skickas
till kontrollutrustning. Strömtransformatorn har två stycken mätkärnor, en till A systemet
och en till B systemet för att systemet skall vara redundant.
-T1
-L1
RIT
Z M
ES
SW
AN
DL
ER
-F1
25
05
5N
1..5
20
N1
.11S1
.11S2
.22S1
.22S2 1JNL325878-01/13771.G6P1 IAN2 -
1JNL325878-01/13771.G6P1 IAN2 +
1JNL325877-01/12771.G6P1 IAN1 -
1JNL325877-01/12771.G6P1 IAN1 +
P1
P2
GS
WF
10
GND
GND
Figur 7: Schema för överströmsskydd F1 och strömtransformator T1. BILD:ABB
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
17
WBDS - Wall bushing density switch
En WBDS har tre stycken olika nivåer som indikerar hur stort ett fel som har uppstått är.
Den typ av fel som en WBDS kontrollerar är om det skulle uppstå ett läckage av SF6-gasen.
Ett läckage skulle orsaka att trycket i WBDS:en blir lägre och detta medför en sämre
isolationsförmåga. Vid olika nivåer kommer ett relä att lösa ut och samtliga nivåer har en
momentan utlösningstid. Se figur 8 för en överblick över ett schema för en WBDS. Nivå D1
är den lägsta nivån och löser denna är det en indikation på att det är något som behöver
kontrolleras vid nästa rutinkontroll av anläggningen. Vid nivå D2 är felet mera allvarligt och
borde kontrolleras snarast och frågan ifall stationen borde kopplas bort borde undersökas
omedelbart. Vid nivå D3, som är den högsta nivån, kommer skyddet att trippa och stationen
kopplas bort ifall densiteten i genomföringen är lägre än ett förinställt värde.
Indikationssignalerna använder ofta samma kabel för att spara på både kabel och kostnad.
Detta är inte möjligt att göra på trip A och trip B. Anledningen till detta är att dessa system
skall vara redundanta, det vill säga att systemen är både till för att skydda ifall fel skulle inträffa
men trip B är en reserv för trip A och är i stand-by läge så länge som trip A fungerar. Dessa
system har separata matningar och är ofta från olika leverantörer för att minska risken för att
fel på båda systemen ska uppstå samtidigt. Trip A matas från P1 LEV 3 LA+ och trip B från
P1 DENSITY LEV 1 IND LC +.
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
18
-X1
D1
D2
D3
+D1
+D2
+D3
12
11
22
21
33
32
31
13
+B
D
TR
AF
AG
D3
41
69
DE
NS
ITY
SW
ITC
H
WA
LL
BU
SH
ING
27
56
04
0-7
9
..04
0
L1
L1
30
01
0
1JNL325945-01/17360.1.G6P1 DENSITY LEV 1 IND
1JNL325945-01/17360.1.G6P1 DENSITY LEV 2 IND
1JNL325945-01/17360.1.G5P1 DENSITY LEV 3 TRIP A
P1 LEV 3 LA+1JNL325945-01/17360.1.G8
P1 DENSITY LEV 1 IND LC+1JNL325945-01/17360.1.G3
1JNL325945-01/17360.1.G6P1 DENSITY LEV 3 TRIP B
Figur 8: Wall bushing density switch U.X1. BILD:ABB
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
19
4 Diskussion
Vid arbetet med beskrivningen av HVDC var det svårt att hitta bra litteratur om HVDC.
Mycket utav den litteratur som finns, speciellt på svenska, var från 90-talet. Utvecklingen
som har skett på senare år kan innebära att gammal litteratur inte stämmer. Då VSC-tekniken
är förhållandevis ny och inte uppfanns förrän på slutet av 90-talet gäller inte den gamla
litteraturen denna. På engelska fanns modernare litteratur men detta innebär risk för
översättningsmissar. Den engelska boken Flexible Power Transmission har använts flitigt
men har problemet att den är svårläst [3].
Då de ritningar som skulle ritas redan hade klara instruktioner på hur de skulle se ut fanns
inte mycket utrymme till att designa på egen hand. Detta underlättade arbetet och gav tydliga
svar på vad som var godkänt eller inte. Då personal från ABB fanns tillgänglig under all tid
var även detta ett bra och snabbt sätt att veta ifall ritningarna som ritats uppfyllde de krav
som ställdes innan de godkändes och slutligen skickas till kunden.
Programmet Engineering Base som användes är ett stort program i den mån att den
innehåller mycket dokumentation, filer och funktioner. Detta ställde till det vid navigering i
programmet och att hitta de ritningar som skulle ändras. Även hur sammankoppling av olika
funktioner mellan olika sidor går till är komplicerat till en början. Det är därför svårt att veta
om alla funktioner är korrekt sammankopplade med varandra även om de har kontrollerats
flera gånger. Ritprogrammet Microsoft Visio, som användes vid ritningarna, är även detta ett
stort program vilket gör att det kan bli svårt att hantera alla funktioner och symboler som
finns. Den förkunskap vi hade genom att arbetat med AutoCAD i skolan och även den kurs
som genomförts på ABB underlättade hanteringen av programmet.
Utbildningen som genomfördes i början av arbetet var till stor hjälp och gav en god
förkunskap till de olika programmen som skulle hanteras och har bidragit till ett bättre
arbetsresultat. På grund av att programvaran som den gamla dokumentationen ritades i inte
längre fanns tillgänglig fick PDF-filer fungera som det enda underlaget. Detta medförde vissa
mindre problem då alla dessa var inskannade och slitna vilket kunde leda att misstolkning av
ritningarna kunde ske. Överlag så kunde dessa funderingar besvaras snabbt av personal från
ABB.
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
20
5 Slutsats
Arbetet som har genomförts har gett oss en djup förståelse om HVDC. Vi har gått igenom
HVDC i skolan men arbetet har gett oss betydligt djupare kunskaper om hur tekniken
fungerar. Kunskaper om HVDC som erhållits genom detta arbete är bland annat:
Hur strömmen likriktas med hjälp av en 12-pulskoppling.
Vilka övertoner som är vanligast förekommande vid HVDC och hur dessa kan
minskas.
Skillnader mellan VSC- och LCC-HVDC.
Lämpliga användningsområden för VSC- och LCC-HVDC.
Varför och när det är lönsamt att använda HVDC.
Varför ventilerna, som enda utrustning, är placerade inomhus.
När det kommer till de ritningar som har uppdateras har dessa gett oss mer kunskap kring
programvaran Engineering Base och Microsoft Visio. Slutsatsen när det gäller ritningarna är
att dessa är godkända genom att de uppfyller de förbestämmelser och krav som ställdes på
konstruktionen av ritningarna från ABB.
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
21
Referenser
[1] ABB, ”Från Asea till ABB”, 2013; http://www.abb.se/cawp/seabb361/dd5ce102d6e2635ac1256b880042aee5.aspx [hämtad 8 april, 2016]
[2] J.Frändén och K-J.Bengtsson, ”Jämförelse av hjälpkraftssystem för HVDC-stationer”, examensarbete, Högskolan Väst, Institution för ingenjörsvetenskap.
[3] J.Arrillaga, Y.H. Liu och N.Watson, Flexible Power Transmission – The HVDC options, Chichester, John Wiley & Sons Ltd, 2007
[4] B.Normark, Det finns ett bättre sätt, Ludvika, 1990
[5] ABB, “The most powerful transmission line in the world”, 2016; http://new.abb.com/systems/hvdc/references/jinping---sunan [hämtad 6 april, 2016]
[6] ABB, ”Introducing HVDC”, 2014; http://www04.abb.com/global/seitp/seitp202.nsf/c71c66c1f02e6575c125711f004660e6/d8e7ec7508118cf7c1257c670040069e/$FILE/Introducing+HVDC.pdf [hämtad 7 april, 2016]
[7] ABB, ”HVDC Light” 2016; http://www.abb.com/industries/se/9AAC30300394.aspx [hämtad 9 maj, 2016]
[8] G.Asplund, HVDC Lathund, Ludvika, ABBs interna dokument 2003. Sekretessbelagd
[9] H.Blomqvist (red), ELKRAFTSYSTEM 1, Stockholm, Liber, 2002
[10] Autotec, okänt datum, https://www.aucotec.com/ [hämtad 8 juni, 2016]
[11] Microsoft, 2016, https://products.office.com/en-au/visio/flowchart-software [hämtad 8 juni, 2016]
[12] HITACC, User Manual – HVDC Zero-flux, ABBs interna dokument. Nederländerna, 2015.
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
Bilaga A:1
A: Enlinjeschema över HVDC-stationen. BILD:ABB
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
Bilaga B:1
B: Schema för jordkniv WP.Q22 och överströmsskydd WP.F2. BILD:ABB
Op
en
Clo
se
Open IND
Crank Inserted
Motor Overload
Under Voltage
&& Close IND
Crank Inserted
Motor Overload
Under Voltage
Clo
sing
Co
il
Op
en
ing
Co
il
RemoteLocalOff
Cra
nk In
serte
d
Mo
tor O
verlo
ad
U<
M
Un
de
r Vo
ltag
e
Cra
nk
21
On
OF
F
-Q2
2
X1:13
X1:14
X1:15
X1:16
X1:17
X1:18
X1:19
X1:20
X1:21
X1:22
X1:23
X1:24
X1:25
X1:26
X1:27
X1:31
X1:32
X1:33
X1:34
X1:35
X1:36
X1:37
X1:38
X1:39
X1:40
X1:41
X1:42
X1:43
X1:44
X1:45
X1:46
X1:47
X1:48
X1:49
X1:50
1JNL325945-01/17320.G6REMOTE IND WP-Q22
1JNL325945-01/17320.G6OPEN IND WP-Q22
1JNL325945-01/17320.G6CLOSE IND WP-Q22
1JNL325945-01/17320.G7WP-Q22 OK IND
X1:1
1
X1:9
X1:1
2
X1:1
0
40
04
-01
-00
3
Sh
ee
t 4
+G
01
.01
.D0
4
..03
5L
1L
1
40
04
-00
-00
3
Sh
ee
t 10
+F
01
.04
.C0
4
X1:1
X1
:4
X1:2
X1:5
AC
WN
.Q2
2
N W
N.Q
22
22
0V
+
22
0V
-
..02
5
HEATER
MO
TO
R O
PE
RA
TE
D
GR
OU
ND
ING
SW
ITC
H
EA
C-L
-22
0H
AP
AM
A3-5
16
36
3
..02
5L
1L
1
-F2
CLOSE ORDER WP-Q221JNL325945-01/17320.G5
QA7+ WP-Q221JNL325945-01/17320.G3
PERMIT OPEN CLOSE WP-Q221JNL325945-01/17320.G4
OPEN ORDER WP-Q221JNL325945-01/17320.G5
ORDER- WP-Q221JNL325945-01/17320.G5
QA7- WP-Q221JNL325945-01/17320.G3
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
Bilaga C:1
C: Schema för frånskiljare WP.Q22 BILD:ABB
Op
en
Clo
se
Open IND
Crank Inserted
Motor Overload
Under Voltage
&& Close IND
Crank Inserted
Motor Overload
Under Voltage
Clo
sin
g C
oil
Op
en
ing
Co
il
RemoteLocalOff
Cra
nk In
se
rted
Mo
tor O
ve
rloa
d
U<
M
Un
de
r Vo
ltag
e
Cra
nk
21
On
OF
F
-Q1
1
X1:13
X1:14
X1:15
X1:16
X1:17
X1:18
X1:19
X1:20
X1:21
X1:22
X1:23
X1:24
X1:25
X1:26
X1:27
X1:31
X1:32
X1:33
X1:34
X1:35
X1:36
X1:37
X1:38
X1:39
X1:40
X1:41
X1:42
X1:43
X1:44
X1:45
X1:46
X1:47
X1:48
X1:49
X1:50
1JNL325945-01/17354.G6REMOTE IND WN-Q11
1JNL325945-01/17354.G6OPEN IND WN-Q11
1JNL325945-01/17354.G6CLOSE IND WN-Q11
1JNL325945-01/17354.G7WN-Q11 OK IND
X1
:11
X1
:9
X1
:8
X1
:12
40
04
-02
-00
3
Sh
ee
t 2
+G
21
.01
.C2
1
..53
0N
1N
1
X1
:1
X1
:4
X1
:2
X1
:5
HE
AT
ER
40
04-0
0-0
03
Sh
ee
t 10
+F
01
.04.C
06
AC
WN
.Q1
1
N W
N.Q
11
22
0V
+
22
0V
-
..52
0
HAPAM A3-516243EAC-220
DC DISCONNECTOR
CLOSE ORDER WN-Q111JNL325945-01/17354.G5
QB5+ WN-Q111JNL325945-01/17354.G3
PERMIT OPEN CLOSE WN-Q111JNL325945-01/17354.G4
OPEN ORDER WN-Q111JNL325945-01/17354.G5
ORDER- WN-Q111JNL325945-01/17354.G5
QB5- WN-Q111JNL325945-01/17354.G3
Uppgradering av kretsscheman i HVDC-station
Bilaga D:1
D: Schema DCCT och spänningsdelare. BILD: ABB
-U1
E
HL
HV
25
03
0N
12
50
50
HL
1JNL325877-01/12753.G8
P1 UDN1 -
1JNL325877-01/12753.G7
P1 UDN1 +-T
11
8
10
9
7
1
2
3
4
5
6
S1
S2
S4
S3
N1
25
05
5
47
0-1
0
P2
HO
LE
C
22
17273
17273
17273
25
05
0
P1
12753
12753
1JNL325945-01/17273.G3P1 IDNC1 N4+
1JNL325945-01/17273.G2P1 IDNC1 N5+
1JNL325945-01/17273.G2P1 IDNC1 N5-
1JNL325945-01/17273.G4P1 IDNC1 N3-
1JNL325945-01/17273.G4P1 IDNC1 N3+
1JNL325945-01/17273.G5P1 IDNC1 N2-
1JNL325945-01/17273.G6P1 IDNC1 N1+
1JNL325945-01/17273.G5P1 IDNC1 N2+
1JNL325945-01/17273.G6P1 IDNC1 N1-
1JNL325945-01/17273.G3P1 IDNC1 N4-