2021 – Beveiliging

Al sinds eind negentiende eeuw, toen de eerste elektriciteitsnetten aangelegd werden, staat de smeltveiligheid in de frontlinie van de beveiliging. Zijn geschiedenis begint echter al veel eerder. In 1774 gebruikte de Britse onderzoeker Edward Nairne voor zijn eigen veiligheid al smeltdraden bij zijn experimenten met de Leidse Fles. 

Een van de eerste grootschalige toepassingen van elektriciteit was de elektrische telegraaf. Frankrijk begon rond 1840 met enige tegenzin aan de vervanging van zijn befaamde optische telegraafsysteem (waarmee een bericht uit Parijs in twintig minuten Toulouse kon bereiken). Men was met name bang voor sabotage, maar het was een blikseminslag, die in 1846 een groot deel van de leidingen en apparatuur deed doorbranden. Louis Breguet ontwikkelde toen een smeltveiligheid die dat moest voorkomen. 

De eerste elektriciteitsnetten, aangelegd na de uitvinding van elektrische verlichting, waren uitgevoerd in gelijkstroom en werden voorzien van smeltveiligheden. Hoe groter de belasting werd, hoe groter de vlamboog die ontstond als een smeltveiligheid doorbrandde. Om deze vlamboog te doven werden allerlei constructies bedacht met gewichten en veren om de contacten na het doorbranden zo snel en ver mogelijk van elkaar te scheiden

 Edison verpakte, om brandvlekken te voorkomen, het smeltelement in een glazen buis. De Brit William Morris Mordey kwam daarna op het idee deze behuizing te vullen met onbrandbaar, slecht geleidend materiaal. In zijn patent van 1890 noemde hij zand, dat ook nu nog steeds wordt toegepast. 

Siemens verbeterde het model verder en patenteerde in 1908 de DIAZED (Diametrisch, Zweiteilig, Edison) smeltveiligheid. Dit type wordt nu, ruim een eeuw later, nog steeds geproduceerd. Omstreeks 1920 volgde de mespatroon, voor stromen groter dan 100 A.

Een smeltveiligheid is een bedrieglijk eenvoudig apparaat, gebaseerd op het bewust creëren van een zwakke schakel in de keten. Toch staat de ontwikkeling van de smeltveiligheid ook na ruim anderhalve eeuw onderzoek niet stil. 

Doorgaans worden ook binnen de smeltveiligheid zelf zwakke schakels aangebracht. De geleider wordt bijvoorbeeld voorzien van restricties, ook wel insnoeringen genoemd. De totale diameter van deze insnoeringen is bij een gG-smeltveiligheid ongeveer 1 tot 2 procent van de diameter van de te beveiligen kabel.

 Bij een kortsluitstroom verdampen de insnoeringen onmiddellijk en ontstaat een vlamboog. Deze wordt gekoeld doordat hij het kwartszand doet smelten. Als gevolg hiervan neemt de weerstand in de vlamboog versneld toe en wordt de stroom al tijdens de aangroeiperiode onderbroken. Deze stroombegrenzende eigenschap wordt de kapstroomwerking genoemd.

 Bij kleine overstromen warmt het smelt-element langzaam op waardoor de smeltpatroon warmte naar de omgeving gaat dissiperen. Hierdoor kan de patroon zeer sterk opwarmen zonder door te smelten. Om te voorkomen dat de temperatuur te sterk oploopt wordt een druppel soldeer op het smeltelement aangebracht (M-effect). Hierdoor wordt het smeltpunt van het smeltelement in deze omstandigheden plaatselijk verlaagd. Dit alles speelt zich af in het zogenaamde kritische gebied. 

Hieruit moge wel blijken dat er meer complexiteit zit in de alledaagse zekering dan je op het eerste gezicht zou denken.

Voor het afschakelen van kortsluitstromen in hoogspanningsnetten zijn smeltveiligheden minder geschikt, daarnaast hebben ze het nadeel dat ze verouderen en daarmee een onzekerheid introduceren. Er werden daarom al vroeg vermogensschakelaars toegepast om een kortsluitstroom te onderbreken. 

Een vermogensschakelaar wordt bediend door een relais, dat aangesloten is op de stroomtransformatoren in het primaire net. Als de stroom te groot wordt, tript het relais. Ook de secundaire stroom van de stroomtransformator kan bijzonder groot worden en de relais moeten daarom zeer degelijk worden uitgevoerd. Het systeem met relais en vermogensschakelaars heeft een eigen elektriciteitsvoorziening nodig.

 Omdat het relais moet reageren op de grootte van de stroom van de stroomtransformator, lag het voor de hand daarvoor elektromagneten te gebruiken. Als de stroom een bepaalde grootte bereikt, is het magnetisch veld sterk genoeg om een plunjer te bewegen. Hierdoor tript het relais en wordt de vermogensschakelaar bediend. Een elektromagnetisch relais schakelt momentaan maar omdat de vermogensschakelaar wel enige tijd nodig heeft, gaat het afschakelen minder snel dan een smeltveiligheid. Een dergelijk relais wordt een onafhankelijk maximaalstroom-tijdrelais (OMT) genoemd. 

Een plunjerrelais is met name geschikt voor het afschakelen van een kortsluitstroom. Om ook een korte overbelasting mogelijk te maken, werden oplossingen als oliedempers bedacht, om de beweging van de plunjer te dempen. 

Anders dan een smeltveiligheid is een dergelijk relais na afschakelen direct weer gebruiksklaar. 

Met een bimetaal kan een alternatief voor het plunjerrelais met oliedemper worden gebouwd. Zo’n relais heeft een karakteristiek die overeenkomt met die van een kabel. Hoe groter de overbelasting, hoe sneller het tript. Deze inverse karakteristiek lijkt op die van een smeltveiligheid. 

Tijdens het afkoelen na een overbelasting keert een bimetaal na enige tijd terug in de beginstand en is daarmee weer klaar voor gebruik. Een tweede overbelasting gedurende het afkoelen kan daardoor tot sneller afschakelen leiden. Ook beïnvloedt de omgevingstemperatuur de werking van een dergelijk relais, maar dit kan worden gecorrigeerd met een tweede bimetaal. 

In moderne huisinstallaties is de beveiliging tegen overbelasting en kortsluiting gecombineerd. De primaire stroom voert door een in serie geschakelde thermische beveiliging en een spoel met een plunjer. Zowel het bimetaal als de plunjer kunnen een schakelaar bedienen die de groep afschakelt. Na het verhelpen van kortsluiting of overbelasting kan de automaat weer worden ingeschakeld. Ook in de industrie worden relais gebruikt die op vergelijkbare wijze werken. Voorbeelden daarvan zijn de Molded Case Circuit Breaker (MCCB) en het LSI-relais (Long time, Short time, Instantaneous).

Hoe groter een net wordt, hoe meer beveiligingen het bevat. In geval van een storing is het de bedoeling dat een zo klein mogelijk deel van een net wordt afgeschakeld. Het onderling afstemmen van de verschillende beveiligingen om dit te bereiken wordt selectiviteit genoemd. Toen de elektriciteitsnetten eind negentiende eeuw snel groter werden, werd het nodig precies regelbare relais te ontwikkelen. 

Hierbij gebruikte men onder andere de Ferrarisschijf, zoals die ook al in kilowattuurmeters zat. Deze schijf bevindt zich tussen elektromagneten waarvan het magnetisch veld wordt bepaald door de stroom van de stroomtransformator in het net. Het veld veroorzaakt wervelstromen in de schijf. Door de Lorentzkracht die daarvan het gevolg is, wil de schijf draaien. Een veer houdt de schijf tegen, tot de stroom de aanspreekwaarde bereikt. Op dat moment gaat hij draaien. Daarbij draait een gekoppeld contact mee. Als dat een vast contact bereikt, tript het relais. Door de afstand tussen de contacten in te stellen (time multiplier setting) kon de selectiviteit heel precies worden geregeld. 

Een dergelijk relais wordt een afhankelijk maximaalstroom-tijdrelais (AMT) genoemd. Hoe groter de stroom, hoe sneller de schijf draait en het relais tript. Het AMT heeft een inverse karakteristiek en is met name geschikt voor het beveiligen tegen overbelasting. 

Als een overbelasting vóór het trippen stopt, draait de schijf weer terug, waarbij elk type relais een eigen reset characteristic heeft. Mocht tijdens het terugdraaien een nieuwe overbelasting plaatsvinden, bijvoorbeeld door het trippen van een relais elders in het net, dan zal het relais sneller trippen. 

Zijn inverse karakteristiek maakt een AMT-relais minder geschikt voor het beveiligen tegen kortsluiting. Door het echter te combineren met een parallel geïnstalleerd plunjerrelais, kon het óók als OMT-relais fungeren. Deze combinatie wordt een begrensd AMT-relais genoemd. 

Met dergelijke relais konden de meeste beveiligingsproblemen worden opgelost. Wereldwijd werden ze dan ook in grote aantallen geproduceerd door allerlei fabrikanten. Ook nu nog zijn ze in onze netten volop te vinden, al verdwijnen de mechanische relais door modernisering en refurbishment langzaam uit beeld. In zekere zin is dat jammer. Het zijn ingenieuze en – voor de liefhebber – heel mooie apparaten. Ze waren effectief, duurzaam en betrouwbaar, maar ze hadden natuurlijk ook hun nadelen. In de eerste plaats waren ze onderhoudsgevoelig: ze moesten regelmatig geijkt, getest en gesmeerd worden. Ze waren daarnaast nogal groot en werden warm, omdat ze veel elektriciteit gebruikten. 

De karakteristieken van deze relais zijn de basis geworden van alle internationale normkarakteristieken. Nog steeds zijn deze het uitgangspunt van de instellingen op iedere moderne overstroombeveiliging. 

In het kortsluitgebied is is moeilijk te voorspellen wat eerst tript: de plunjer of de schijf. Dit is niet altijd evident maar moet in beschouwing worden genomen bij het bepalen van de selectiviteit, want beide mechanismen staan immers parallel.

Het afschakelen van een overbelaste of kortgesloten verbinding is betrekkelijk simpel in radiale netten, waar de stroom meestal dezelfde richting heeft. Dit is echter lang niet altijd het geval. In vermaasde en ringvormige netten, en bij decentrale opwekking staat de richting van de stroom niet vast. Daardoor zou bij een storing zomaar het verkeerde overstroomrelais kunnen trippen. Hiervoor werden natuurlijk oplossingen bedacht. 

Door een overstroomrelais te combineren met een richtingrelais zal het alleen schakelen als de stroom in de richting van de beveiligde zone gaat. Deze combinatie is het energierichtingrelais. 

Een differentiaalrelais vergelijkt per fase de stroom aan weerszijden van een kabel of transformator. In een gezond net is die som altijd praktisch nul. Is dat niet het geval, dan is er een storing en wordt het betreffende netdeel afgeschakeld. 

Een distantierelais bepaalt de afstand tot een storing in een lijn door een gemeten spanning te vergelijken met een berekende spanning, afgeleid van de gemeten stroom en de impedantie van de betreffende zone. Op basis daarvan kan een deel van een verbinding worden afgeschakeld. 

Al vroeg in de twintigste eeuw werden hiervoor ingenieuze elektromechanische oplossingen ontwikkeld. Daardoor had een onderstation per afgaand veld en per fase al gauw een dozijn verschillende relais. Deze werkten op allerlei manieren samen, waren onderling verbonden en moesten zorgvuldig op elkaar worden afgesteld. Elke vijf jaar kwamen onderhoudsmonteurs op de onderstations langs om de relais na te zien, te ijken en te oliën.

Elektromagnetische relais waren eind jaren dertig van de vorige eeuw wel zo’n beetje uitontwikkeld. Ze hadden hun nadelen – onderhoudsgevoeligheid, formaat en stroomverbruik – maar er viel eigenlijk niet zo veel meer aan te verbeteren. 

Ingenieurs legden zich daar natuurlijk niet bij neer: met behulp van elektronica dachten zij een relais te kunnen ontwikkelen dat die nadelen niet zou hebben. Al in de jaren twintig begon men te experimenteren met radiobuizen, maar pas met de komst van de transistor in de jaren vijftig konden elektronische versies van bestaande relais worden gebouwd. Deze kregen dezelfde vorm, afmetingen en uitgangen als de elektromechanische voorbeelden. Zo was vervanging eenvoudig. Omdat ze geen mechanische onderdelen hadden, was er bovendien veel minder onderhoud nodig, waardoor ze zichzelf snel terugverdienden. 

Niet alleen de vorm was zoveel mogelijk identiek. Ook de functionaliteit was een kopie van de elektromagnetische voorgangers. Alle normkarakteristieken waren immers daarop gebaseerd. Dus werd met transistoren, dioden en een uitgewerkt beslisdiagram het hele fysieke elektromagnetische proces van Ferrarisschijven, magneten en plunjers nagebootst. De beveiligingsexpert kon eenvoudig de gewenste karakteristieken instellen met behulp van potmeters en switches. 

Omdat het elektronisch relais in tegenstelling tot zijn voorgangers geen bewegende onderdelen heeft, wordt het ook wel statisch relais genoemd.

Elektronische relais waren dan wel onderhoudsvriendelijker dan hun elektromechanische voorgangers, ze waren even beperkt en nog net zo analoog. Pas toen digitalisering mogelijk was, kwamen er extra mogelijkheden. De functionaliteit kon worden uitgebreid en meerdere relais konden in één apparaat worden gecombineerd. Ook kon een digitaal relais indien nodig eenvoudig worden geüpdatet en werd het mogelijk om gemeten (fout-)data op te slaan. Daarmee kwamen grote hoeveelheden gegevens beschikbaar voor monitoring en uitgebreide berekeningen door het bedrijfsvoeringscentrum. 

De meetgegevens van stroom- en spanningstrafo’s waarmee relais werken zijn analoog en moeten worden gedigitaliseerd. Hoe hoger de frequentie (samping rate) waarmee dit gebeurt, hoe meer informatie is te destilleren uit de analoge metingen. De hoeveelheid data neemt daarbij echter navenant toe. Om daarvan optimaal gebruik te kunnen maken, werd wiskundige kennis steeds belangrijker. Ook Phase to Phase profiteerde dankbaar van de overvloed aan gegevens en kon er geavanceerde toepassingen als bijvoorbeeld Vision Fault Finder mee ontwikkelen. 

Een nadeel van digitale relais is dat het inregelen ervan, door het grote aantal instellingen, tamelijk ingewikkeld is. In de bestaande infrastructuur van een onderstation kan ook lang niet altijd alle functionaliteit ten volle worden benut. Maar omdat digitale relais een heleboel losse relais met hun onderlinge verbindingen vervangen, ruimt het in ieder geval altijd wel aardig op.

De digitalisering heeft het mogelijk gemaakt onderstations te automatiseren. Daarbij ontstond de behoefte om apparaten van verschillende fabrikanten te laten samenwerken. Dat ging niet altijd even soepel. Toen het smart grid zijn intrede deed, werd men het er snel over eens dat harmonisatie nodig was.

De IEC (International Electrotechnical Commission) nam in 1995 het initiatief om een universele standaard voor stationsautomatisering te ontwikkelen: IEC 61850. Deze standaard beschrijft onder meer de modellering van het onderstation, de opslag van data en de gegevenscommunicatie tussen de componenten binnen een station.

In een onderstation onderscheidt IEC 61850 drie niveaus. De primaire installatie met vermogensschakelaars, stroom- en spanningstransformatoren en eventuele merging units of process interface units wordt het process level genoemd. Via ethernet is dit level verbonden met het bay level. Daar bevinden zich Intelligent Electronic Devices (IED), waarin de beveiligings- en besturingsfuncties zijn opgenomen. Boven het bay level ligt het station level, waar zich de (beveiligde) verbindingen met SCADA en het bedrijfvoeringscentrum bevinden.

De overstroombeveiligingsfunctie (PTOC, protection time over current) is in IEC 61850 een logical node (functieblok), die ondergebracht is in een IED. Deze functie meet en beoordeelt als vanouds de gemeten stroomwaarden in het primaire circuit en tript in geval van een overstroomsituatie. Daarbij wordt nog steeds gebruik gemaakt van de traditionele normkarakteristieken uit de tijd van de elektromechanische relais.

IEC 61850 werd na de introductie in 2003 vrijwel unaniem aanvaard door de elektriciteitssector. Al gauw werden overal in onderstations IED’s geïnstalleerd, verbonden met dikke bundels ethernetbekabeling.

Tegelijkertijd was duidelijk dat dat allemaal ook veel simpeler zou moeten kunnen. De functionaliteit van al die IED’s zou immers ook ‘makkelijk’ in software op één computer kunnen worden gecombineerd. Bovendien zou zo’n systeem, mits de resolutie van de digitale input uit het process level hoog genoeg was, zeer toekomstbestendig zijn, want refurbishment zou beperkt blijven tot software-updates. Door de bekabeling in glasvezel uit te voeren, kon bovendien een galvanisch en elektromagnetisch veilige situatie worden gecreëerd. Locamation was, met SAS2000 (later SASensor) pionier met dit concept. Het werd al in 2005 op de Cired in Turijn gepresenteerd. Inmiddels bieden ook andere leveranciers vergelijkbare oplossingen.

Tegenwoordig heeft de klassieke overstroombeveiliging in onderstations veelal een bijrol als back-up, want de primaire beveiliging bestaat nu uit meer geavanceerde beveiligingsfuncties. Daarnaast worden er nu ook totaal nieuwe beveiligingsconcepten ontwikkeld. Deze moeten bijvoorbeeld onafhankelijk zijn van aardingsprincipes en vooral van het (afnemende) kortsluitvermogen. Hernieuwbare energiebronnen produceren immers wel veel energie maar veroorzaken bij een storing niet de grote kortsluitstroom die een relais laat trippen. Het stijgend aandeel hernieuwbare energie leidt tot grotere onzekerheid over de veiligheid.

Een groter aandeel hernieuwbare energie zal wereldwijd gevolgen hebben voor de veiligheid en de leveringszekerheid. Nieuwe technieken vragen om geheel nieuwe beveiligingsconcepten, die ook zullen moeten functioneren in bestaande netten die meer traditioneel worden bestuurd. Het is moeilijk om exact te voorspellen hoe beide in de praktijk naast elkaar zullen functioneren.

Het Power System Protection Centre, gevestigd op de TU in Delft beschikt sinds 2003 over een Real Time Digital Simulator. Met deze RTDS kunnen HIL-testen (hardware-in-the-loop) worden uitgevoerd, waarmee het transiënt gedrag van heel het net in real-time kan worden gesimuleerd. Een nieuw relais of beveiligingsalgoritme kan zo ‘in de praktijk’ worden getest. Daarvoor beschikt de RTDS over netmodellen, maar er kan ook gebruik worden gemaakt van actuele meetgegevens uit fysieke relais. Zo kan het gedrag van een nog niet bestaand net worden gemonitord en is het mogelijk heel efficiënt een groot aantal betrouwbare proeven te doen. Dit bekort de ontwikkeltijd van nieuwe beveiligingsconcepten terwijl bovendien de kwaliteit beter wordt.

Dat is hard nodig. Om de toename van hernieuwbare energie in de bestaande infrastructuur te kunnen verwerken, moet de capaciteit van het net veel sneller worden vergroot dan van oudsher gebruikelijk was. Daarom worden nu complete onderstations op kantoor gebouwd en getest voor ze als bouwpakket op locatie worden geïnstalleerd. De netverzwaring waar de transitie om vraagt kan zo sneller worden gerealiseerd – zelfs met de huidige tekorten aan gespecialiseerd personeel.

De digitalisering van de energiesystemen stelt ons in staat om onze elektriciteitsnetten, the world’s largest machine, in te zetten om de energietransitie te realiseren.

Voortschrijdende automatisering maakt het elektriciteitsnetwerk kwetsbaar voor ongewenst bezoek. De veiligheid van de datacommunicatie van netten wordt daardoor net zo belangrijk als hun fysieke veiligheid. Daarbij gaat het zowel om het beschermen van de inhoud van de informatie als om het regelen van de toegankelijkheid van het net. Digitale informatie wordt daartoe versleuteld met data encryption (lijnvercijferaar) en toegang tot netwerken kan worden beperkt met datadiodes. Het vakgebied rond deze dataveiligheid heet high assurance.

De Nederlandse overheid spreekt van gerubriceerde informatie. De behandeling daarvan wordt geregeld in het Voorschrift Informatiebeveiliging Rijksdienst (VIR), dat vier beveiligingsniveaus onderscheidt:

• Staatsgeheim Zeer Geheim (Stg.ZG),
• Staatsgeheim Geheim (Stg.G),
• Staatsgeheim Confidentieel (Stg.C) en
• Departementaal Vertrouwelijk (Dep.V).

In communicatienetwerken wordt zowel de encryptie als de toegang beveiligd met behulp van CCI’s (Controlled Cryptographic Item). Daarbij eist de Nederlandse overheid dat de werking ervan met wiskundige zekerheid wordt gegarandeerd. Technolution heeft apparaten ontwikkeld op verschillende beveiligingsniveaus.

Zo is de PrimeDiode 3010 een datadiode op beveiligingsniveau Stg.G. Hij laat data ongehinderd door in één richting, terwijl de communicatie in de tegenovergestelde richting volledig wordt afgesloten.

Met de PrimeLink 3015 kunnen computers veilig met elkaar communiceren via het internet. Het is een hardware Virtual Private Network-oplossing, op beveiligingsniveau Dep.V. De communicatie tussen Phase to Phase en Technolution gaat via deze PrimeLink 3015.