Anwendung von Smart-Grid-Technologien im Verlustmanagement von Niederspannungs-Transformatorzonen

Als wesentlicher Bestandteil des Verteilnetzes beeinflussen Niederspannungsversorgungsbereiche (im Folgenden als "Niederspannungstransformatorbereiche" bezeichnet) durch ihre Verlustprobleme die wirtschaftlichen Vorteile der Energieversorgungsunternehmen und die Qualität der Stromnutzung für Endverbraucher. Traditionelle Verwaltungsansätze haben jedoch offensichtliche Mängel in Bezug auf Genauigkeit und Effizienz. In diesem Kontext bietet die Anwendung von Smart-Grid-Technologien neue Lösungen für die Verwaltung von Leitungsverlusten. Durch die Einführung fortschrittlicher technischer Mittel kann nicht nur die Präzision der Leitungsverlustverwaltung effektiv verbessert, sondern auch das Ziel der Energieeffizienz und Emissionsreduktion unterstützt werden, was von großer Bedeutung für die Förderung einer hochwertigen Entwicklung in der Energiewirtschaft ist.

1. Leitungsverlustprobleme in Niederspannungstransformatorbereichen
Leitungsverlustprobleme in Niederspannungstransformatorbereichen lassen sich hauptsächlich in technische Verluste und Verwaltungsverluste unterteilen. Technische Verluste resultieren aus inhärenten Geräteverlusten und Betriebsbeschränkungen – zum Beispiel Eisen- und Kupferverlusten in Transformern und Leistungsverlusten durch Leitungswiderstand. Bei einem typischen Niederspannungsverteiler, bei dem die Querschnittsfläche des Leiters 50 mm² beträgt und der Laststrom 200 A erreicht, beträgt der Leistungsverlust je Kilometer etwa 4 kW.

Wenn die Querschnittsfläche des Leiters unter gleichen Bedingungen auf 70 mm² erhöht wird, kann der Verlust um etwa 30% reduziert werden. Verwaltungsverluste hingegen sind oft durch Messfehler, Stromdiebstahl oder unangemessene Wartung und Betrieb verursacht. So beträgt die Messgenauigkeit herkömmlicher mechanischer Stromzähler bei geringer Belastung nur etwa 85%, weit unterhalb derjenigen intelligenter Zähler, die über 99% erreichen. Darüber hinaus kann eine Dreiphasenungleichgewichtigkeit die Leitungsverluste erheblich erhöhen; wenn die Dreiphasenstromungleichgewichtigkeit in einem Transformatorbereich 15% überschreitet, steigt die Leitungsverlustrate um 2% bis 5%. Die Existenz dieser Probleme zeigt, dass manuelle Inspektionen nicht mehr den Anforderungen einer präzisen Verwaltung gerecht werden können und intelligente Methoden dringend erforderlich sind, um die Effizienz der Verwaltung zu verbessern.

2. Anwendung von Smart-Grid-Technologien in der Leitungsverlustverwaltung von Niederspannungstransformatorbereichen

2.1 HPLC (High-Speed Power Line Communication)-Technologie
Das grundlegende Prinzip der HPLC-Technologie besteht darin, bestehende Niederspannungsverteilerleitungen als Kommunikationsmedium zu nutzen, indem hochfrequente modulierte Signale über Kopplungsschaltungen in die Stromleitungen eingekoppelt werden, um eine hohe Datenübertragungsrate zu erreichen. Diese Technologie wird hauptsächlich in Szenarien wie der Echtzeitüberwachung der Leitungsbedingungen in Transformatorbereichen, der Datenerfassung von elektrischer Energie und der Interaktion mit Benutzerstrominformationen eingesetzt.

Während der Umsetzung erfolgt zunächst eine Standortuntersuchung der Leitungsumgebung des Transformatorbereichs, um die Kanalcharakteristiken und Störniveaus zu bewerten und so die optimale Trägerfrequenz (in der Regel zwischen 1,7 und 30 MHz) und Kopplungsmethode zu bestimmen. Als Nächstes werden spezielle Koppler und HPLC-Kommunikationsmodule an der Niederspannungsseite des Verteiltransformators, an Verzweigungsboxen und Benutzerstromzählern installiert, um ein Kommunikationsnetzwerk im gesamten Transformatorbereich zu etablieren. Parallel dazu wird ein Master-Stationssystem bereitgestellt, das nahtlos mit oberen Anwendungssystemen durch Protokollkonvertierung integriert wird.

Während des Betriebs und der Wartung sollten regelmäßige Inspektionen und Kalibrierungen der Geräte durchgeführt, die Qualität der Kommunikationssignale überwacht und alle Anomalien schnellstmöglich behoben werden. Wenn zum Beispiel die Dämpfung des Trägersignals 30 dB überschreitet oder die Bitfehlerrate über 1×10⁻⁴ ansteigt, sollten Leitungsfehler oder elektromagnetische Störfaktoren untersucht werden. Falls nötig, sollte die Sendeleistung (in der Regel zwischen -10 dBm und 30 dBm) angepasst oder die Koppler ersetzt werden, um einen stabilen Systembetrieb sicherzustellen. 

Um die Kommunikationsstabilität zu erhöhen, verwenden HPLC-Systeme in der Regel adaptive Modulationsverfahren, die die Modulationsarten dynamisch basierend auf der Kanalqualität auswählen. Verschiedene Modulationsarten variieren in Datenrate, Störfestigkeit und Reichweite und erfordern eine optimierte Konfiguration gemäß den Lastschwankungen und Rauschbedingungen im Transformatorbereich. Zum Beispiel kann bei leichterer Last und geringeren Rauschpegeln in der Nacht eine höhere Modulation aktiviert werden, um die Datenübertragungsrate zu verbessern, während tagsüber während der Spitzenzeiten auf einen robusten Modus gewechselt wird, um die Kommunikationszuverlässigkeit zu gewährleisten. Tabelle 1 listet drei häufig verwendete Modulationsverfahren in HPLC-Systemen zusammen mit ihren technischen Eigenschaften, die als Referenz für die Feldparameterkonfiguration dienen.

Tabelle 1 Vergleich der technischen Eigenschaften gebräuchlicher Modulationsverfahren für HPLC

2.2 Intelligenter Phasenwechselschalter
Das Prinzip des intelligenten Phasenwechselschalters besteht darin, die Drehstromströme und -spannungen zu messen, die Lastungleichverteilung in Echtzeit zu berechnen und wenn die Ungleichverteilung einen voreingestellten Schwellwert (in der Regel 10%–20%) überschreitet, die Umschaltung der Lasten zu steuern, um die Drehstromlasten wieder auszugleichen. Dieses Gerät wird hauptsächlich am Ende von Transformatorzonen eingesetzt, insbesondere in Gebieten mit hoher Einphasenlast.

Während der Implementierung:
Zunächst muss ein geeigneter Installationsort ausgewählt werden – wie zum Beispiel an Verteilerkästen oder auf der Niederspannungsseite von Verteilungstransformatoren – um den leichten Bau und die Wartung sicherzustellen.
Zweitens sollte eine Standortuntersuchung durchgeführt werden, um die Lastverteilung zu verstehen und die Schaltkapazität angemessen zu konfigurieren (siehe Tabelle 2). Während der Installation und Inbetriebnahme sollten Lastsimulationsversuche durchgeführt werden, um die Steuerstrategie und die Schutzeinstellungen zu optimieren; beispielsweise wird die Überstromschutzeinstellung in der Regel auf 1,2-mal den Nennstrom eingestellt.
Drittens muss das Betriebsüberwachungssystem der Transformatorzone verbessert werden, um den Informationsaustausch und die Fernsteuerung mit dem Schaltgerät zu ermöglichen.
Viertens sollten während der Betriebs- und Wartungsphase regelmäßig präventive Tests am Schalter durchgeführt werden, um potenzielle Fehler wie mechanisches Verschleiß oder schlechten Kontakt frühzeitig zu erkennen und zu beheben, um einen sicheren und zuverlässigen Betrieb zu gewährleisten. Darüber hinaus sollte regelmäßig eine Analyse der Laständerungstrends der Transformatorzone durchgeführt werden, um die Steuerlogik und die Parameter-Einstellungen des Schalters nach Bedarf anzupassen.

Tabelle 2 Kapazitätskonfigurationsreferenz für intelligente Schaltanlagen

2.3 Niederspannungsleitung-Automatischer Spannungsregler
Das grundlegende Prinzip des automatischen Spannungsreglers für Niederspannungsleitungen besteht darin, die Leitungsspannung und -strom in Echtzeit zu messen, Parameter wie Leitungsimpedanz und Leistungsfaktor zu berechnen und die Position des Transformatorenstufenwechselautomaten basierend auf der Abweichung automatisch anzupassen, um die Ausgangsspannung innerhalb eines akzeptablen Bereichs zu halten. Dieses Gerät wird hauptsächlich in Niederspannungsverteilnetzen eingesetzt, insbesondere in Bereichen am Ende von Leitungen, wo die Spannung tendenziell zu hoch oder zu niedrig wird.

Zuerst muss ein geeigneter Installationsort ausgewählt werden – beispielsweise an der Niederspannungsseite eines Verteiltransformatorens oder einer Ringverteilerstation – und eine Standortprüfung durchgeführt werden, um den Versorgungsradius und die Nutzerverteilung entlang der Leitung zu verstehen.
Zweitens müssen die Reglerkapazität (siehe Tabelle 3) und die Steuerstrategie festgelegt werden. Während der Installation und Inbetriebnahme sollten Leer- und Lastversuche durchgeführt werden, um die Genauigkeit der Spannungsregelung (in der Regel erforderlich innerhalb von ±1,5 %) und die Reaktionszeit (normalerweise nicht länger als 30 Sekunden) zu überprüfen, sowie Schutzfunktionen wie Über- und Unterspannungsschutz zu validieren.
Drittens sollte nach der Inbetriebnahme ein umfassendes Betriebsmanagementsystem etabliert werden, das die Anforderungen an Inspektion, Betrieb und Wartung klar definiert, um einen sicheren und stabilen Betrieb des Reglers sicherzustellen. Zum Beispiel, wenn eine Einphasenspannung kontinuierlich über 5 Minuten mehr als ±7 % vom Nennwert abweicht, oder wenn die Dreiphasenspannungsausgleich mehr als 2 % beträgt, muss der Grund schnell erkannt und korrigierende Maßnahmen ergriffen werden. Die Analyse von Betriebsdaten zeigt, dass ordnungsgemäß konfigurierte automatische Spannungsregler die Spannungskonformitätsraten um 5 % bis 15 % verbessern können und die durch Spannungsverstöße verursachten Leitungsverluste erheblich reduzieren.

Tabelle 3 Auswahlreferenz für Niederspannungsleitung-Automatische Spannungsregler

3. Technologieanwendung

3.1 Fallhintergrund und Verlustprobleme in der Leitung
Die Transformatorzone A befindet sich im Stadtzentrum eines alten städtischen Gebiets, mit einem Versorgungsradius von 1,5 km, die 712 Wohnkunden und 86 Geschäftskunden versorgt. Die Verteilungsinfrastruktur in dieser Zone umfasst hauptsächlich einen S11-M.RL-400/10-Typ-Verteilungstransformator mit einer Nennleistung von 400 kVA; sechs Niederspannungs-Ausgangsleitungen – zwei mit JKLGYJ-120 mm²-Leitern und vier mit JKLGYJ-70 mm²-Leitern – mit einer durchschnittlichen Leitungslänge von 510 Metern pro Leitung; zusätzlich gibt es vier HXGN-12-Ringhauptverteiler und 18 Niederspannungsintegrierte Verteilerkästen.

In den letzten Jahren hat sich infolge der lokalen Stadtsanierung und der Ausweitung von Gewerbebetrieben die Last in dieser Transformatorzone kontinuierlich erhöht. So erreichte beispielsweise im Jahr 2018 die Spitzenlast 285 kW, wobei der Stromverbrauch um 7,6% im Vergleich zum Vorjahr gestiegen ist, während die Verlustquote bei 9,7% lag, was erheblich über dem Managementziel von 6,5% für die gleiche Periode lag.

Ortsgutachten ergaben folgende Hauptprobleme:

• Schlechter Kontakt an den Anschlussstellen des Verteilungstransformators und der Leitungen verursachte lokale Erwärmung und zusätzliche Verluste;

• Ungleichmäßige Verteilung der Dreiphasenlast, wobei die maximale Ungleichgewichtsrate 18,2% betrug;

• Unbefugte Verkabelungen und Stromdiebstahl durch bestimmte Nutzer;

• Alternde Messgeräte mit Messabweichungen, die ±5% überschritten.

Diese Faktoren trugen gemeinsam zu den anhaltend hohen Verlusten in der Zone bei und stellten eine schwere Herausforderung in der Governance dar.

3.2 Technologiewahl und Umsetzung
Um die Verlustprobleme in der Transformatorzone A zu lösen, wurde nach gründlicher Bewertung eine umfassende Lösung integriert, die HPLC-Kommunikation, intelligente Phasenumsteckschalter und automatische Spannungsregler umfasste.

Zuerst wurden HPLC-Kupplungen und Kommunikationsmodule auf der Niederspannungsseite des Transformators installiert, und entsprechende Geräte wurden an jedem Verzweigungsgehäuse und Benutzerzähler eingesetzt, um ein hochgeschwindiges Power-Line-Carrier-Kommunikationsnetzwerk einzurichten, das die gesamte Transformatorzone abdeckte. Dieses Netzwerk ermöglichte die Echtzeitüberwachung des Betriebsstatus, einschließlich Spannung, Strom, Leistung an Busleitungen und Zweigen sowie wichtige Indikatoren wie Gerätemesswert und harmonische Verzerrung. Betriebs- und Wartungspersonal konnte somit Anomalien zeitnah erkennen. Darüber hinaus boten die hochgenauen Energiemessdaten eine solide Unterstützung für die Analyse und Steuerung der Leitungsverluste.

Zweitens wurden sechs intelligente Phasenumsteckschaltgeräte (mit einer maximalen Betriebsspannung von 250 A) an wichtigen Verzweigungsgehäusen und Schlüsselbelastungsstandorten installiert. Diese Schalter messen ständig die Dreiphasenstromungleichheit und verteilen die Last automatisch neu, wenn die Ungleichheit 15% überschreitet, was effektiv zur Ausgleichung der drei Phasen führt. Feldtests bestätigten, dass die Umschaltvorgänge innerhalb von 30 ms abgeschlossen wurden, mit glatten Übergängen, die keine Störung für die Nutzer verursachten. Drei Monate nach der Inbetriebnahme sank die Dreiphasenungleichheit in der Zone von 18,2% auf 6,5%, und die Verlustquote fiel um 1,7%.

Drittens wurde, um die Spannungsverstöße am Ende der Leitungen zu beheben, ein 200-kVA-intelligenter Spannungsregler 710 Meter vom Transformator entfernt installiert. Der Regler akzeptiert eine Eingangsspannungsbereich von 210–430 V und hält eine Ausgabe von 220 V ±2%. Er passt sein Wicklungverhältnis basierend auf Echtzeit-Spannungsmessungen am Endpunkt der Leitung automatisch an, um die Endpunktspannung konsequent innerhalb des akzeptablen Bereichs zu halten. Seit der Inbetriebnahme reagierte der Regler schnell auf verschiedene Lastgipfel und -tiefs, wodurch die Spannungskonformitätsrate an neun wichtigen Überwachungspunkten von 87% auf über 98,5% gestiegen ist.

Durch einen geschlossenen Managementansatz der „Überwachung–Steuerung–Optimierung“ haben diese Maßnahmen die Leitungsverlustleistung in der Transformatorzone A erheblich verbessert, was eine geschätzte jährliche Energiesparung von etwa 120.000 kWh und bemerkenswerte wirtschaftliche Vorteile ergab. Ein Vergleich der wesentlichen Indikatoren ist in Tabelle 4 dargestellt.

Tabelle 4 Vergleich der wesentlichen Indikatoren vor und nach der umfassenden Governance in Bereich A

Bei der tatsächlichen Umsetzung sollten auch folgende Punkte beachtet werden:
Erstens sollte die HPLC-Kommunikationszuverlässigkeit, die Sendeleistung, die Kanalcodierung und andere Parameter nach den spezifischen Bedingungen des Transformatorbereichs sinnvoll konfiguriert werden; falls erforderlich, können Relaismethoden verwendet werden, um die Kommunikationsdistanz zu verlängern.
Zweitens sollten die Zeitsteuerung und die Verriegelungslogik für Phasenumstellungsschaltvorgänge sorgfältig eingestellt werden, um übermäßige oder fehlerhafte Schaltvorgänge zu vermeiden – beispielsweise könnte der Schalter so konfiguriert sein, dass er nur dann aktiv wird, wenn das Ungleichgewicht 15% überschreitet und drei Minuten anhält.
Drittens sollte die Auswahl und Kapazitätskonfiguration des Spannungsreglers einen bestimmten Puffer aufweisen, um häufige Anpassungen zu vermeiden, die mechanische Verschleiß verursachen könnten; siehe Tabelle 5 für Richtlinien zur Auswahl und Konfiguration automatischer Spannungsregler.

Tabelle 5 Modellauswahlshinweise für automatische Spannungsregler

Darüber hinaus ist ein hochwertiges Betriebs- und Wartungsteam entscheidend für die langfristig stabile Betriebssicherheit des Systems. Nur durch eine enge Anpassung an die tatsächlichen Bedürfnisse, die Auswahl und Optimierung von technischen Lösungen gemäß den lokalen Gegebenheiten und die Unterstützung durch ein solides Management-System kann eine kontinuierliche Verbesserung der Verlustregulierung tatsächlich erreicht werden.

4. Fazit
Die Verwaltung von Leitungsverlusten in Niederspannungs-Transformatorbereichen ist von großer Bedeutung für die Verbesserung der Versorgungsqualität und Wirtschaftlichkeit, und die Anwendung von Smart-Grid-Technologien bietet hierfür starken Rückhalt. In der praktischen Arbeit sind Technologien wie HPLC (High-Speed Power Line Communication), intelligente Phasenumsteuerschalter und automatische Spannungsregler für Niederspannungsleitungen zu wichtigen Schwerpunkten der Forschung und Umsetzung geworden. Mit diesen Technologien können die Betriebsbedingungen des Transformatorbereichs in Echtzeit überwacht, die dynamische Ausgleichung der Dreiphasenlasten und die präzise Regelung der Endspannung realisiert werden.

Am Beispiel des Transformatorbereichs A in einer bestimmten Kreisstadt sank nach umfassenden Sanierungsmaßnahmen der Verlustgrad von 9,7% auf 6,1%, und die Spannungskonformitätsrate verbesserte sich um 11,5%, was bedeutende wirtschaftliche und soziale Vorteile brachte.

Allerdings gibt es bei der aktuellen Anwendung der Technologien noch Verbesserungsbedarf – beispielsweise die weitere Steigerung der Kommunikationsstörfestigkeit und die Verfeinerung der selbstadaptiven Steuerstrategien der Geräte. Für die Zukunft sollte der Fokus auf integriertes Design und koordinierte Steuerung intelligenter Geräte sowie auf die tiefere Erforschung von Verlustvorhersagemodellen basierend auf Big Data und künstlicher Intelligenz gerichtet werden. Darüber hinaus ist eine verstärkte technische Schulung des Betriebs- und Wartungspersonals unerlässlich, um die langfristige stabile Betriebssicherheit des Systems zu gewährleisten. Diese Maßnahmen werden effizientere und nachhaltigere Lösungen für die Verwaltung von Leitungsverlusten in Niederspannungs-Transformatorbereichen liefern.