Tillämpning av smarta nätteknologier i linjeförlusthantering av lågspänningsområden

Som ett viktigt komponent i distributionsnätet påverkar lågspänningsdistributionsområden (hädanefter kallade "lågspänningstransformatorzoner") direkt elbolagens ekonomiska fördelar och slutanvändarnas elektricitetsförsörjningskvalitet genom sina linjeförlustproblem. Men traditionella hanteringsmetoder har uppenbara brister vad gäller noggrannhet och effektivitet. I detta sammanhang erbjuder tillämpningen av smarta nätteknologier nya lösningar för linjeförlusthantering. Genom att införa avancerade tekniska medel kan inte bara linjeförlusthanteringens detaljnivå effektivt förbättras, utan energibesparande- och utsläppsmål kan också stödjas, vilket är av stor betydelse för att främja högkvalitativ utveckling inom elkraftsindustrin.

1.Linjeförlustproblem i lågspänningstransformatorzoner
Linjeförlustproblemen i lågspänningstransformatorzoner delas huvudsakligen in i tekniska förluster och hanteringsförluster. Tekniska förluster uppstår på grund av inbyggda utrustningsförluster och driftsbegränsningar – till exempel järn- och kopparförluster i transformatorer samt energiförluster orsakade av ledningsmotstånd. Att ta en typisk lågspänningsdistributionsledning som exempel, när ledbredden är 50 mm² och belastningsströmmen når 200 A, är energiförlusten per kilometer av ledningen ungefär 4 kW.

När ledbredden ökas till 70 mm² under samma förhållanden kan förlusten minska med omkring 30%. Hanteringsförluster, å andra sidan, orsakas ofta av mätningfel, elstöld eller felaktig drift och underhåll. Till exempel är mätningens noggrannhet hos traditionella mekaniska elfattare under lättbelastning endast omkring 85%, mycket lägre än den för smarta mätare, vilka överstiger 99%. Dessutom kan trefasobalans signifikant öka linjeförlusterna; om trefasströmsbalansen i en transformatorzon överstiger 15% kommer linjeförlustgraden att öka med 2% till 5%. Existensen av dessa problem indikerar att manuell inspektion längre inte kan möta kraven på detaljerad hantering, och intelligenta metoder behövs akut för att öka styrningseffektiviteten.

2.Smart grid-teknologier tillämpade i linjeförlusthantering i lågspänningstransformatorzoner

2.1 HPLC (High-Speed Power Line Communication) teknologi
Den grundläggande principen för HPLC-teknik är att använda befintliga lågspänningsdistributionsledningar som kommunikationsmedier, kopplar högfrekventa modulerade signaler till strömlinjer via kopplingskretsar för att uppnå höghastighetsdataöverföring. Denna teknik används huvudsakligen i scenarier som realtidsövervakning av ledningsdriftsförhållanden i transformatorzoner, elektricitetsdatainsamling och användarelelektricitetsinformationssamarbete.

Under implementeringen är det första steget att göra en platsundersökning av transformatorzonens ledningsmiljö för att utvärdera kanalens egenskaper och störningsnivåer, vilket gör det möjligt att fastställa den optimala bärarfrequensen (vanligtvis inom 1,7–30 MHz) och kopplingssättet. Sedan installeras dedikerade kopplingar och HPLC-kommunikationsmoduler vid lågspänningssidan av distributionstransformatorn, grenrutiner och användarelefattare för att etablera ett kommunikationsnätverk över transformatorzonen. Samtidigt distribueras ett huvudstationsystem för att sömlöst integrera med överliggande applikationssystem genom protokollkonvertering.

Under drift- och underhållsfasen bör regelbundna inspektioner och kalibreringar av utrustning utföras, kommunikationssignalens kvalitet övervakas, och eventuella avvikelser måste hanteras snabbt. Till exempel, om bärarsignalsvagning överstiger 30 dB eller bitfelshastighet stiger över 1×10⁻⁴ bör linjefel eller elektromagnetiska störningskällor undersökas. Om det behövs bör sändningskraft (vanligtvis mellan -10 dBm till 30 dBm) justeras eller kopplingar bytas ut för att säkerställa stabilt systemarbete. 

För att förbättra kommunikationsstabiliteten använder HPLC-system normalt adaptiva moduleringsmetoder, dynamiskt väljer moduleringslägen baserat på kanalkvalitet. Olika moduleringsmetoder varierar i datahastighet, bullerresistens och täckningsområde, vilket kräver optimerad konfiguration enligt belastningsfluktuationer och bullernivåer i transformatorzonen. Till exempel kan högre ordningens modulering aktiveras under natten när belastningen är lägre och bullernivåerna är lägre för att förbättra datagenomflödet, medan växling till ett robust läge under dagliga toppar garanterar kommunikationspålitlighet. Tabell 1 listar tre vanligt använda moduleringsmetoder i HPLC-system tillsammans med deras tekniska egenskaper, vilket ger referens för fältparameterns konfiguration.

Tabell 1 Jämförelse av tekniska egenskaper för vanliga moduleringsmetoder för HPLC

2.2 Intelligent Phase-Switching Switch Device
Principen för det intelligenta fasväxlingskontaktsätet är att mäta trefasströmmar och spänningar, beräkna belastningsobalans i realtid och när obalansen överskrider en förinställd tröskel (vanligtvis 10%–20%) kontrollera omkopplingen av belastningar för att återbalansera de trefasiga belastningarna. Detta enhet används huvudsakligen vid slutet av transformatorzoner, särskilt i områden med tunga ensidiga belastningar.

Under genomförandet:
Först måste ett lämpligt installationsplats väljas—till exempel vid grenboxar eller på lågspänningssidan av distributionstransformatorer—för att säkerställa lätthet under konstruktion och underhåll.
Andra, en platsundersökning bör utföras för att förstå belastningsfördelningen och rätt konfigurera kontaktsättets kapacitet (se Tabell 2). Under installations- och kommissioneringsfasen bör belastningssimuleringstester utföras för att optimera styrstrategin och skyddsinriktningen; till exempel är överströmskyddsinriktningen vanligtvis inställd på 1.2 gånger den nominella strömmen.
Tredje, övervakningssystemet för transformatorzonen måste förbättras för att möjliggöra informationsutbyte och fjärrstyrning med kontaktsätet.
Fjärde, under drift och underhållsfasen bör förebyggande tester regelbundet utföras på kontaktsätet för att snabbt identifiera och åtgärda potentiella fel som mekanisk nötning eller dålig kontakt, vilket garanterar säker och pålitlig drift. Dessutom bör analys av belastningsvariationsmönster inom transformatorzonen regelbundet utföras för att anpassa kontaktsättets styrlogik och parameterrättställningar efter behov.

Tabell 2 Kapacitetskonfigurationsreferens för smarta kontaktsätt

2.3 Automatisk spänningsregulator för lågspänningslinje
Det grundläggande principen för automatiska spänningsregulatorer för lågspänningslinjer är att mäta linjens spänning och ström i realtid, beräkna parametrar som linjimpedans och effektfaktor, och automatiskt justera positionen på transformatorns tappposition baserat på avvikelsen, så att utgångsspänningen hålls inom en acceptabel gräns. Detta enhet används främst i lågspänningsfördelningsnät, särskilt i områden vid slutet av linjer där spänningen tenderar att bli för hög eller för låg.

Först måste ett lämpligt installationsplats väljas—som den lågspännings sidan av en distributionstransformator eller en ringhuvudenhet—and en platsundersökning bör genomföras för att förstå försörjningsradie och användarutdelning längs linjen.
Andra, regulatorernas kapacitet (se tabell 3) och styrstrategi måste fastställas. Under installations- och inrättningsskedet bör tom- och belastningsprov utföras för att verifiera spänningsregleringsprecision (typiskt krävs inom ±1,5%) och svarstid (vanligtvis inte mer än 30 sekunder), samt för att validera skydds funktioner som över- och undervoltage.
Tredje, efter inrättning, bör ett omfattande drifts- och hanteringssystem etableras, med klara krav för inspektion, drift och underhåll för att säkerställa säker och stabil drift av regulatorn. Till exempel, om en enskildfasig spänning kontinuerligt avviker mer än ±7% av nominalvärdet i 5 minuter, eller om trefasig spänningsobalans överskrider 2%, måste orsaken snabbt identifieras och korrigerande åtgärder vidtas. Driftsdataanalys visar att korrekt konfigurerade automatiske spänningsregulatorer kan förbättra linjens spänningskonformitetsgrad med 5% till 15%, vilket drastiskt minskar linjeförluster orsakade av spänningsöverträdelser.

Tabell 3 Väljreferens för automatiska spänningsregulatorer för lågspänningslinjer

3. Tekniktillämpning

3.1 Bakgrund och förlustproblem i ledningen
Transformatorområde A är beläget i centrala delen av en gammal stadsdel, med en elmatningsradie på 1,5 km och omfattar 712 bostadskunder och 86 kommersiella kunder. Områdets distributionsinfrastruktur inkluderar huvudsakligen en S11-M.RL-400/10 transformator med en märkeffekt på 400 kVA; sex lågspänningsutgående kablar – två med JKLGYJ-120 mm²-ledare och fyra med JKLGYJ-70 mm²-ledare – med en genomsnittlig ledningslängd på 510 meter per krets; dessutom finns det fyra HXGN-12 ringhuvudenheter och 18 lågspänningsintegrerade distributionskabinetter.

Under de senaste åren har belastningen i detta transformatorområde visat kontinuerlig tillväxt på grund av lokal stadsförnyelse och utbyggnad av kommersiella anläggningar. Till exempel uppnådde topplasten år 2018 285 kW, med en ökning av elförbrukningen med 7,6 % jämfört med året innan, men samtidigt var ledningsförlustgraden så hög som 9,7 %, vilket klart översteg förvaltningsmålet på 6,5 % för motsvarande period.

Platsbesök avslöjade följande huvudproblem:

• Dålig kontakt vid anslutningspunkterna för transformatorn och ledningarna orsakade lokal uppvärmning och ytterligare förluster;

• Ojämn trefasbelastningsfördelning, med en maximal obalans på 18,2 %;

• Obehörig koppling och elstöld hos vissa användare;

• Föråldrade mätinstrument med mätfel som överstiger ±5 %.

Dessa faktorer bidrog tillsammans till beständigt höga ledningsförluster i området, vilket skapade en allvarlig hanteringsutmaning.

3.2 Teknikval och genomförande
För att lösa problemet med ledningsförluster i Transformatorområde A implementerades efter noggrann utvärdering en omfattande lösning som integrerar HPLC-kommunikation, intelligenta fasväxlarswitchar och automatiska spänningsregulatorer.

Först installerades HPLC-kopplare och kommunikationsmoduler på lågspänningssidan av transformatorn, och motsvarande utrustning distribuerades till varje grenbox och användarmätare, vilket etablerade ett höghastighetsbärvågskommunikationsnätverk som täcker hela transformatorområdet. Detta nätverk möjliggjorde realtidsövervakning av driftstillstånd, inklusive spänning, ström, effekt på bussar och grenar, samt viktiga indikatorer såsom utrustningstemperatur och harmonisk distortion. Drift- och underhållspersonal kunde därför snabbt upptäcka avvikelser. Dessutom gav de högprecisa energimätdata starkt stöd för analys och hantering av ledningsförluster.

För det andra installerades sex enheter med intelligenta fasväxlarswitchar (med en maxdriftström på 250 A) vid större grenboxar och viktiga belastningsplatser. Dessa switchar mäter kontinuerligt trefasströmsobalansen och omdistribuerar automatiskt laster när obalansen överstiger 15 %, vilket effektivt balanserar de tre faserna. Fälttester bekräftade att växlingsåtgärder slutfördes inom 30 ms, med smidiga övergångar utan störning för användarna. Tre månader efter igångsättning minskade trefasobalansen i området från 18,2 % till 6,5 %, och ledningsförlustgraden sjönk med 1,7 %.

För det tredje, för att hantera spänningsavvikelser i slutet av ledningarna, installerades en 200 kVA intelligent spänningsregulator 710 meter från transformatorn. Regulatorn accepterar ett ingångsspänningsintervall på 210–430 V och håller en utgångsspänning på 220 V ±2 %. Den justerar automatiskt sitt omsättningstal baserat på realtids-spänningsmätningar i ledningens ände, vilket säkerställer att slutspänningen konsekvent hålls inom det acceptabla intervallet. Sedan igångsättningen har regulatorn snabbt reagerat under olika lasttoppar och -dalar, vilket höjt spänningsöverensstämmelsegraden vid nio nyckelövervakningspunkter från 87 % till över 98,5 %.

Genom en stängd reglerloop med "övervakning–styrning–optimering" har dessa åtgärder avsevärt förbättrat prestandan vad gäller ledningsförluster i Transformatorområde A, vilket uppnått en beräknad årlig energibesparing på cirka 120 000 kWh, med märkbara ekonomiska fördelar. En jämförelse av nyckelindikatorer visas i Tabell 4.

Tabell 4 Jämförelse av nyckelindikatorer i område A före och efter omfattande hantering

I praktiken bör följande punkter också noteras:
För det första bör HPLC-kommunikationens tillförlitlighet, sändningsstyrka, kanalkodning och andra parametrar konfigureras på ett rimligt sätt enligt den specifika situationen i transformatorområdet; om det behövs kan relämetoder användas för att utöka kommunikationsavståndet.
För det andra bör tidsinställningen och låslogiken för fasväxlingskopplingsåtgärder noggrant ställas in för att undvika överdriven eller felaktig växling—till exempel kan kopplingen konfigureras att agera endast när obalansen överstiger 15% och består i 3 minuter.
För det tredje bör rätt val och kapacitetskonfiguration av spänningsregulatorn inkludera en viss marginal för att förhindra frekventa justeringar som kan orsaka mekanisk slitage; se tabell 5 för riktlinjer för automatiska spänningsregulatorers val och konfiguration.

Tabell 5 Referens för modellval av automatiserade spänningsregulatorer

En högkvalitativ drift- och underhållsgrupp är också avgörande för att säkerställa systemets långsiktiga stabila drift. Endast genom att hålla nära kontakten med de faktiska behoven, välja och optimera tekniska lösningar enligt lokala förhållanden och stödja dem med ett väl fungerande hanteringssystem kan en kontinuerlig förbättring av linjeförlusthantering verkligen uppnås.

4. Slutsats
Linjeförlusthantering i lågspänningsområden har stor betydelse för att förbättra eldistributionens kvalitet och ekonomisk effektivitet, och användningen av smarta nätteknologier ger starkt stöd i detta avseende. I praktiskt arbete har teknologier som HPLC (High-Speed Power Line Communication), intelligenta fasvexlingsväxlar och automatiska spänningsregulatorer för lågspänningslinjer blivit viktiga fokusområden för forskning och implementering. Med dessa teknologier kan realtidsövervakning av områdesförhållanden, dynamisk balansering av trefasbelastningar och exakt reglering av terminalspänning uppnås.

Med Transformer Zone A i en viss stadskommun som exempel, minskade linjeförlustprocenten från 9,7 % till 6,1 % efter en omfattande sanering, och spänningskonformiteten ökade med 11,5 %, vilket resulterade i betydande ekonomiska och sociala fördelar.

Det finns dock fortfarande utrymme för förbättring inom nuvarande teknikapplikationer - till exempel vidareutveckling av kommunikationsmotstånd mot störningar och förfining av självadaptiva kontrollstrategier för utrustning. Framtida fokus bör riktas mot integrerad design och samordnad kontroll av intelligenta enheter, samt djupare utforskning av linjeförlustprognosmodeller baserade på big data och artificiell intelligens. Dessutom är det nödvändigt med förbättrad teknisk utbildning för drift- och underhållspersonal för att säkerställa systemets långsiktiga stabila drift. Dessa åtgärder kommer att ge mer effektiva och hållbara lösningar för linjeförlusthantering i lågspänningsområden.