Zastosowanie technologii inteligentnej sieci w zarządzaniu stratami w strefach transformatorów napięcia niskiego

Jako kluczowy element sieci dystrybucyjnej, niskonapięciowe strefy transformatorów (dalej nazywane „niskonapięciowymi strefami transformatorów”) bezpośrednio wpływają na efektywność gospodarczą przedsiębiorstw dostarczających energię elektryczną oraz na jakość zużycia energii przez końcowych użytkowników poprzez problemy z utratą w linii. Jednak tradycyjne podejścia zarządcze mają oczywiste ograniczenia pod względem precyzji i efektywności. W tym kontekście, zastosowanie technologii inteligentnych sieci elektroenergetycznych oferuje nowe rozwiązania dla zarządzania utratami w linii. Poprzez wprowadzenie zaawansowanych środków technologicznych, można nie tylko efektywnie zwiększyć poziom doskonałości zarządzania utratami w linii, ale także wspierać cele oszczędzania energii i redukcji emisji, co ma ogromne znaczenie dla promowania wysokiej jakości rozwoju w sektorze energetycznym.

1.Problemy z utratami w linii w niskonapięciowych strefach transformatorów
Problemy z utratami w linii w niskonapięciowych strefach transformatorów są przede wszystkim podzielone na straty techniczne i zarządcze. Straty techniczne wynikają z naturalnych strat w urządzeniach i ograniczeń operacyjnych — na przykład, straty żelaza i miedzi w transformatorach oraz straty energii spowodowane oporem linii. Na przykład, przy typowej niskonapięciowej linii dystrybucyjnej, gdy przekrój przewodnika wynosi 50 mm², a prąd obciążenia osiąga 200 A, strata mocy na kilometr linii wynosi około 4 kW.

Gdy przekrój przewodnika jest zwiększony do 70 mm² w tych samych warunkach, strata może być zmniejszona o około 30%. Z drugiej strony, straty zarządcze są często powodowane błędami pomiarowymi, kradzieżą energii lub niewłaściwym działaniem i konserwacją. Na przykład, dokładność pomiaru tradycyjnych mechanicznych liczników energii elektrycznej w warunkach lekkiego obciążenia wynosi tylko około 85%, co jest znacznie niższe niż u inteligentnych liczników, których dokładność przekracza 99%. Ponadto, nierównoważność trójfazowa może znacznie zwiększyć straty w linii; jeśli nierównoważność prądu trójfazowego w strefie transformatora przekracza 15%, wskaźnik strat w linii wzrośnie o 2% do 5%. Istnienie tych problemów wskazuje, że ręczna inspekcja już nie jest w stanie spełnić wymagań złożonego zarządzania, a inteligentne metody są pilnie potrzebne do zwiększenia efektywności zarządzania.

2.Technologie inteligentnej sieci elektroenergetycznej stosowane w zarządzaniu utratami w linii w niskonapięciowych strefach transformatorów

2.1 Technologia HPLC (High-Speed Power Line Communication)
Zasadniczym zasadem technologii HPLC jest wykorzystanie istniejących niskonapięciowych linii dystrybucyjnych jako nośników komunikacji, sprzęgając sygnały modulowane na wysokich częstotliwościach z liniami energetycznymi za pomocą obwodów sprzężenia, aby osiągnąć wysokoszybką transmisję danych. Ta technologia jest głównie stosowana w scenariuszach takich jak monitorowanie w czasie rzeczywistym stanu pracy linii w strefach transformatorów, zbieranie danych o energii elektrycznej i interakcja z informacjami o zużyciu energii przez użytkowników.

Podczas implementacji, pierwszym krokiem jest przeprowadzenie przeglądu terenu środowiska liniowego strefy transformatora, aby ocenić charakterystykę kanału i poziom zakłóceń, co pozwala określić optymalną częstotliwość nośną (zwykle w zakresie 1,7–30 MHz) i metodę sprzężenia. Następnie, dedykowane sprzęgi i moduły komunikacyjne HPLC są montowane po stronie niskonapięciowej transformatora dystrybucyjnego, skrzynek rozdzielczych i liczników energii elektrycznej użytkownika, tworząc sieć komunikacyjną na obszarze strefy transformatora. W tym samym czasie, system główny jest wdrożony, aby bezproblemowo integrować się z systemami aplikacji wyższego poziomu poprzez konwersję protokołów.

W fazie eksploatacji i konserwacji, należy regularnie dokonywać przeglądów i kalibracji urządzeń, monitorować jakość sygnału komunikacyjnego i natychmiast reagować na wszelkie anomalie. Na przykład, jeśli tłumienie sygnału nośnego przekracza 30 dB lub wskaźnik błędu bitów wzrasta ponad 1×10⁻⁴, należy zbadać uszkodzenia linii lub źródła zakłóceń elektromagnetycznych. Jeśli jest to konieczne, moc transmisji (zwykle w zakresie od –10 dBm do 30 dBm) powinna zostać dostosowana lub zamienione sprzęgi, aby zapewnić stabilne działanie systemu. 

Aby zwiększyć stabilność komunikacji, systemy HPLC zwykle stosują adaptacyjne schematy modulacji, dynamicznie wybierając tryby modulacji na podstawie jakości kanału. Różne schematy modulacji różnią się przepustowością, odpornością na szum i zasięgiem, co wymaga optymalnej konfiguracji w zależności od fluktuacji obciążeń i warunków szumu w strefie transformatora. Na przykład, podczas nocy, kiedy obciążenia są mniejsze, a poziomy szumu niższe, można włączyć modulację wyższych rzędów, aby zwiększyć przepustowość danych, podczas gdy przełączanie do trybu odpornego w godzinach szczytu dziennego zapewnia niezawodność komunikacji. Tabela 1 przedstawia porównanie trzech najczęściej stosowanych metod modulacji w systemach HPLC wraz z ich charakterystykami technicznymi, co stanowi referencję dla konfiguracji parametrów polowych.

Tabela 1 Porównanie charakterystyk technicznych popularnych metod modulacji dla HPLC

2.2 Inteligentny przełącznik fazy
Zasada działania inteligentnego przełącznika fazy polega na pomiarze prądów i napięć trójfazowych, obliczaniu w czasie rzeczywistym nierównowagi obciążenia oraz kontrolowaniu przełączania obciążeń w celu zrównoważenia obciążeń trójfazowych, gdy nierównowaga przekracza ustawiony próg (zwykle 10%–20%). Urządzenie to jest głównie stosowane na końcach stref transformatorowych, szczególnie w obszarach o dużych obciążeniach jednofazowych.

Podczas implementacji:
Pierwsze, należy wybrać odpowiednie miejsce instalacji—na przykład w skrzynkach rozdzielczych lub po stronie niskiego napięcia transformatorów dystrybucyjnych—aby zapewnić łatwość montażu i konserwacji.
Drugie, powinno się przeprowadzić badanie terenowe, aby zrozumieć rozkład obciążeń i odpowiednio skonfigurować pojemność przełącznika (patrz Tabela 2). W fazie montażu i uruchomienia powinny być wykonane testy symulacji obciążeń, aby zoptymalizować strategię sterowania i ustawienia ochrony; na przykład, ustawienie ochrony przeciw przepływowi jest zazwyczaj konfigurowane na 1,2 razy wartość nominalną prądu.
Trzecie, system monitoringu pracy strefy transformatorowej musi zostać wzmocniony, aby umożliwić wymianę informacji i zdalne sterowanie z urządzeniem przełączającym.
Czwarte, w fazie eksploatacji i konserwacji powinny być regularnie przeprowadzane testy prewencyjne przełącznika, aby szybko wykrywać i usuwać potencjalne usterki, takie jak zużycie mechaniczne lub słabe kontakty, zapewniając bezpieczne i niezawodne działanie. Dodatkowo, powinna być okresowo przeprowadzana analiza trendów zmian obciążeń strefy transformatorowej, aby dostosować logikę sterowania i ustawienia parametrów przełącznika, jeśli to będzie konieczne.

Tabela 2 Referencyjna konfiguracja pojemności dla inteligentnego sprzętu przełączającego

2.3 Automatyczny regulator napięcia linii niskiego napięcia
Zasada działania automatycznego regulatora napięcia linii niskiego napięcia polega na ciągłym pomiarze napięcia i prądu w linii, obliczaniu parametrów takich jak impedancja linii i współczynnik mocy, oraz automatycznym dostosowywaniu położenia przełącznika odcinkowego transformatora w zależności od odchylenia, aby utrzymać napięcie wyjściowe w akceptowalnym zakresie. Urządzenie to jest przede wszystkim stosowane w sieciach dystrybucyjnych niskiego napięcia, szczególnie w obszarach na końcu linii, gdzie napięcie ma tendencję do stawania się zbyt wysokie lub zbyt niskie.

Po pierwsze, należy wybrać odpowiednie miejsce instalacji, takie jak strona niskiego napięcia transformatora dystrybucyjnego lub pierścień główny, oraz przeprowadzić badanie terenowe, aby zrozumieć promień zasilania i rozkład użytkowników wzdłuż linii.
Po drugie, należy określić pojemność regulatora (patrz Tabela 3) i strategię sterowania. W trakcie fazy instalacji i uruchomienia powinny być wykonane pomiary bez obciążenia i z obciążeniem, aby zweryfikować dokładność regulacji napięcia (zazwyczaj wymagana w zakresie ±1,5%) i czas reakcji (zwykle nieprzekraczający 30 sekund), a także sprawdzić funkcje ochronne, takie jak nadmierny napięcie i niedobór napięcia.
Po trzecie, po uruchomieniu należy ustalić kompleksowy system zarządzania operacjami, jasno definiując wymagania dotyczące kontroli, eksploatacji i konserwacji, aby zapewnić bezpieczne i stabilne działanie regulatora. Na przykład, jeśli jednofazowe napięcie将持续翻译剩余部分，以符合要求。

na przestrzeni 5 minut będzie odchodzić od wartości nominalnej o ponad ±7%, lub jeśli nierównowaga napięcia trójfazowego przekroczy 2%, przyczyna musi być szybko zidentyfikowana i podjęte odpowiednie działania korygujące. Analiza danych operacyjnych pokazuje, że prawidłowo skonfigurowane automatyczne regulatory napięcia mogą poprawić wskaźniki zgodności napięcia linii o 5% do 15%, znacznie redukując straty w linii spowodowane naruszeniami napięcia.

Tabela 3 Referencja doboru automatycznych regulatorów napięcia linii niskiego napięcia

3.Zastosowanie technologii

3.1 Tło przypadku i problemy z stratami w linii
Strefa transformatora A znajduje się w centrum starego obszaru miejskiego, z promieniem zaopatrzenia w energię wynoszącym 1,5 km, obsługując 712 gospodarstw domowych i 86 klientów komercyjnych. Infrastruktura dystrybucyjna strefy składa się głównie z jednego transformatora dystrybucyjnego typu S11-M.RL-400/10 o mocy znamionowej 400 kVA; sześciu wyjść niskiego napięcia - dwa z przewodami JKLGYJ-120 mm² i cztery z przewodami JKLGYJ-70 mm² - o średniej długości linii 510 metrów na obwód; dodatkowo są cztery jednostki pierścieniowe HXGN-12 i 18 skrzynek dystrybucyjnych niskiego napięcia.

W ostatnich latach, ze względu na lokalną renowację miasta i rozwój placówek komercyjnych, obciążenie w tej strefie transformatora stale rosło. Na przykład, w 2018 roku maksymalne obciążenie osiągnęło 285 kW, z zużyciem energii wzrastającym o 7,6% rocznie, podczas gdy wskaźnik strat w linii wynosił aż 9,7%, znacznie przekraczając cel zarządzania na poziomie 6,5% dla tego okresu.

Przeglądy na miejscu ujawniły następujące kluczowe problemy:

• Słabe kontakty w punktach połączeń transformatora dystrybucyjnego i linii powodowały lokalne nagrzewanie i dodatkowe straty;

• Nierównomierne rozłożenie obciążenia trójfazowego, z maksymalnym niezbalansowaniem wynoszącym 18,2%;

• Nieuprawnione połączenia i kradzieże energii przez niektórych użytkowników;

• Starzejące się urządzenia pomiarowe z błędem pomiaru przekraczającym ±5%.

Te czynniki wspólnie przyczyniły się do utrzymywania wysokich strat w linii w strefie, tworząc poważny problem zarządzania.

3.2 Wybór technologii i wdrożenie
Aby rozwiązać problemy ze stratami w linii w Strefie Transformatora A, po dokładnej ocenie wdrożono kompleksowe rozwiązanie obejmujące komunikację HPLC, inteligentne przełączniki fazy i automatyczne regulatory napięcia.

Po pierwsze, na stronie niskiego napięcia transformatora zainstalowano sprzęgacze i moduły komunikacyjne HPLC, a odpowiednie urządzenia wdrożono w każdym skrzydle i liczniku użytkownika, tworząc sieć komunikacji nośnika linii zasilającej o wysokiej prędkości obejmującą całą strefę transformatora. Ta sieć umożliwiła monitorowanie w czasie rzeczywistym stanu operacyjnego, w tym napięcia, prądu, mocy na szynach i odgałęzieniach, a także kluczowych wskaźników, takich jak temperatura urządzeń i zniekształcenia harmoniczne. Personel eksploatacyjny mógł tym samym szybko wykrywać anomalie. Ponadto dane pomiarów energii o wysokiej dokładności dostarczyły solidnego wsparcia dla analizy i zarządzania stratami w linii.

Po drugie, w głównych skrzydłach i kluczowych lokalizacjach obciążenia zainstalowano sześć jednostek inteligentnych przełączników fazy (o maksymalnym prądzie pracy 250 A). Te przełączniki ciągle mierzyły nierównomierne obciążenie trójfazowe i automatycznie redisponowały obciążenia, gdy nierównomierność przekroczyła 15%, efektywnie balansując trzy fazy. Testy terenowe potwierdziły, że przełączanie było zakończone w ciągu 30 ms, z płynnym przejściem bez zakłócania użytkowników. Trzy miesiące po wprowadzeniu do użytku, nierównomierność trójfazowa w strefie spadła z 18,2% do 6,5%, a wskaźnik strat w linii obniżył się o 1,7%.

Po trzecie, aby rozwiązać problemy z naruszeniami napięcia na końcu linii, 710 metrów od transformatora zainstalowano inteligentny regulator napięcia o mocy 200 kVA. Regulator przyjmuje zakres wejściowy napięcia od 210 do 430 V i utrzymuje wyjście 220 V ±2%. Automatycznie dostosowuje swój stosunek zwinięć na podstawie pomiarów napięcia w czasie rzeczywistym na końcu linii, utrzymując napięcie końcowe stałe w dopuszczalnym zakresie. Od momentu wprowadzenia do użytku, regulator szybko reagował na różne szczyty i doliny obciążenia, podnosząc wskaźnik zgodności napięcia w dziewięciu kluczowych punktach monitorowania z 87% do ponad 98,5%.

Dzięki podejściu zarządzania w cyklu zamkniętym „monitorowanie–sterowanie–optymalizacja” te środki znacznie poprawiły wydajność strat w linii w Strefie Transformatora A, osiągając oszacowane roczne oszczędności energii na poziomie około 120 000 kWh, z zauważalnymi korzyściami ekonomicznymi. Porównanie kluczowych wskaźników przed i po kompleksowym zarządzaniu przedstawiono w tabeli 4.

Tabela 4 Porównanie kluczowych wskaźników strefy A przed i po kompleksowym zarządzaniu

W rzeczywistej implementacji należy zwrócić uwagę na następujące kwestie:
Po pierwsze, niezawodność komunikacji HPLC, moc transmisji, kodowanie kanałów i inne parametry powinny być odpowiednio skonfigurowane w zależności od specyficznych warunków strefy transformatorowej; w razie potrzeby można użyć metod przekaźnikowych do wydłużenia dystansu komunikacyjnego.
Po drugie, czasowanie i logika blokady operacji przełączników fazy powinna być starannie ustawiona, aby uniknąć nadmiernych lub błędnych akcji przełączania - na przykład przełącznik może być skonfigurowany tak, aby działał tylko wtedy, gdy niestabilność przekracza 15% i utrzymuje się przez 3 minuty.
Po trzecie, prawidłowy wybór i konfiguracja pojemności regulatora napięcia powinna obejmować pewne rezerwy, aby zapobiec częstym dostosowaniami, które mogą spowodować zużycie mechaniczne; zobacz tabelę 5, aby uzyskać wytyczne dotyczące wyboru i konfiguracji automatycznego regulatora napięcia.

Tabela 5. Wskaźniki wyboru modeli dla automatycznych regulatorów napięcia

Ponadto wysokiej jakości zespół operacyjny i konserwacyjny jest również kluczowy dla zapewnienia długotrwałej stabilnej pracy systemu. Tylko poprzez ścisłe dostosowanie do rzeczywistych potrzeb, wybór i optymalizację rozwiązań technicznych zgodnie z lokalnymi warunkami oraz wspieranie ich solidną strukturą zarządczą można naprawdę osiągnąć ciągłe doskonalenie w zarządzaniu stratami linii.

4.Podsumowanie
Zarządzanie stratami linii w niskonapięciowych strefach transformatorowych ma duże znaczenie dla poprawy jakości dostaw energii i efektywności ekonomicznej, a zastosowanie technologii inteligentnej sieci elektrycznej dostarcza silnego wsparcia w tym zakresie. W praktyce technologie takie jak HPLC (High-Speed Power Line Communication), inteligentne urządzenia przełączania faz i automatyczne regulatory napięcia w sieci niskonapięciowej stały się kluczowymi obszarami badań i wdrożeń. Dzięki tym technologiom można realizować monitorowanie w czasie rzeczywistym stanu pracy strefy transformatorowej, dynamiczne bilansowanie obciążeń trójfazowych i precyzyjne regulowanie napięcia końcowego.

Na przykładzie Strefy Transformatorowej A w pewnym miasteczku powiatowym, po kompleksowej modernizacji, wskaźnik strat linii spadł z 9,7% do 6,1%, a współczynnik zgodności napięcia wzrósł o 11,5%, co przyniosło znaczne korzyści ekonomiczne i społeczne.

Jednak nadal istnieją obszary wymagające usprawnienia w obecnych zastosowaniach technologicznych - na przykład, dalsze wzmacnianie zdolności antyinterferencyjnych komunikacji i udoskonalanie strategii samoadaptacyjnego sterowania urządzeń. W perspektywie należy skupić się na zintegrowanym projektowaniu i koordynowanym sterowaniu inteligentnymi urządzeniami, a także głębszym eksplorowaniu modeli prognozowania strat linii opartych na danych wielkoskalowych i sztucznej inteligencji. Ponadto niezbędne jest wzmocnienie technicznego szkolenia personelu operacyjnego i konserwacyjnego, aby zapewnić długotrwałą stabilną pracę systemu. Te działania dostarczą bardziej efektywne i zrównoważone rozwiązania w zarządzaniu stratami linii w niskonapięciowych strefach transformatorowych.