Застосування технологій розумної енергетичної мережі у управлінні втратами на лініях в зонах низьковольтних перетворювачів

Як важлива складова розподільної мережі, низьковольтні зони розподілу (надалі — «низьковольтні трансформаторні зони») безпосередньо впливають на економічну ефективність підприємств-постачальників електроенергії та якість споживання електроенергії кінцевими користувачами через проблеми втрат по лініях. Однак традиційні методи управління мають очевидні недоліки щодо точності та ефективності. В цьому контексті застосування технологій розумних мереж надає нові рішення для управління втратами по лініях. Впровадження передових технічних засобів не лише може значно покращити рівень деталізації управління втратами по лініях, але також сприяти досягненню цілей збереження енергії та зменшення викидів, що має велике значення для сприяння високоякісному розвитку електроенергетичної галузі.

1.Проблеми втрат по лініях у низьковольтних трансформаторних зонах
Проблеми втрат по лініях у низьковольтних трансформаторних зонах в основному поділяються на технічні втрати та втрати через управління. Технічні втрати виникають через внутрішні втрати обладнання та обмеження в експлуатації — наприклад, втрати в сталі та мідь в трансформаторах, а також втрати електроенергії через опір ліній. Наприклад, при перерізі провідника 50 мм² і струмі завантаження 200 А, втрати електроенергії на кожний кілометр лінії становлять близько 4 кВт.

При збільшенні перерізу провідника до 70 мм² за таких самих умов, втрати можна знизити близько на 30%. Втрати через управління, з іншого боку, часто виникають через помилки вимірювання, крадіжки електроенергії або неправильне проведення експлуатації та обслуговування. Наприклад, точність вимірювання традиційних механічних лічильників електроенергії при легкому завантаженні становить лише близько 85%, що набагато нижче, ніж у розумних лічильників, яка перевищує 99%. Крім того, трьохфазна несиметрія може значно збільшити втрати по лініях; якщо трьохфазна несиметрія струму у трансформаторній зоні перевищує 15%, то відсоток втрат по лініях зросте на 2-5%. Існування цих проблем свідчить про те, що лише ручне оглядовання більше не може задовольнити потреби деталізованого управління, і потрібні інтелектуальні методи для підвищення ефективності управління.

2.Застосування технологій розумних мереж у управлінні втратами по лініях у низьковольтних трансформаторних зонах

2.1 Технологія HPLC (High-Speed Power Line Communication)
Основний принцип технології HPLC полягає у використанні існуючих низьковольтних ліній розподілу як засобу зв'язку, модульованих високочастотних сигналів, які з'єднуються з лініями електропередачі через зв'язуючі контури, для досягнення високошвидкісного передавання даних. Ця технологія в основному застосовується в сценаріях, таких як реальний час моніторингу робочих умов ліній у трансформаторних зонах, збору даних про електроенергію та взаємодії інформації про електроенергію користувачів.

При реалізації, першим кроком є проведення огляду місця розташування лінійного середовища трансформаторної зони для оцінки характеристик каналу та рівня інтерференції, що дозволяє визначити оптимальну частоту носія (зазвичай в діапазоні 1,7–30 МГц) та метод з'єднання. Далі, спеціальні зв'язуючі пристрої та модулі зв'язку HPLC встановлюються на низьковольтній стороні розподільного трансформатора, розгалужених коробках та лічильниках електроенергії користувачів, щоб створити зв'язок по всій трансформаторній зоні. Водночас, встановлюється система головного станції, яка безперервно інтегрується з верхніми шарами систем застосування через конвертацію протоколів.

На етапі експлуатації та обслуговування, регулярно повинні проводитися перевірки та калібрування обладнання, моніторинг якості сигналів зв'язку, а будь-які відхилення повинні бути вирішені негайно. Наприклад, якщо затухання сигналу носія перевищує 30 дБ або частка помилок бітів зростає понад 1×10⁻⁴, слід досліджувати дефекти лінії або джерела електромагнітної інтерференції. При потребі, потужність передавання (зазвичай в діапазоні від –10 дБм до 30 дБм) повинна бути налаштована або замінені зв'язуючі пристрої, щоб забезпечити стабільну роботу системи. 

Для підвищення стабільності зв'язку, системи HPLC зазвичай використовують адаптивні методи модуляції, динамічно вибираючи модуляційні режими відповідно до якості каналу. Різні методи модуляції відрізняються швидкістю передачі даних, стійкістю до шуму та радіусом дії, що вимагає оптимізації конфігурації відповідно до коливань навантаження та шумових умов у трансформаторній зоні. Наприклад, високий порядок модуляції можна активувати вночі, коли навантаження менше та рівень шуму нижчий, щоб підвищити пропускну здатність даних, а в денні години пікового навантаження переходити на стійкий режим, щоб забезпечити надійність зв'язку. Таблиця 1 містить порівняння технічних характеристик трьох найчастіше використовуваних методів модуляції в системах HPLC, що надає посилання для налаштування параметрів на місці.

Таблиця 1 Порівняння технічних характеристик загальновживаних методів модуляції для HPLC

2.2 Вмістний пристрій для перемикання фаз
Засіб вмістної перемикання фаз базується на вимірюванні трифазних струмів та напруг, обчисленні нерівномірності навантаження в реальному часі, і коли ця нерівномірність перевищує попередньо заданий поріг (зазвичай 10%–20%), керує перемиканням навантажень для балансування трифазних навантажень. Цей пристрій в основному застосовується на кінці зон трансформаторів, особливо в областях з великими однофазними навантаженнями.

При впровадженні:
Спочатку необхідно вибрати відповідне місце для встановлення — наприклад, у розгалужувальних коробках або на нижньому напрузі дистанційних трансформаторів — щоб забезпечити легкість будівництва та обслуговування.
Друге, повинно бути проведено полегчення місцевості, щоб зрозуміти розподіл навантаження та раціонально налаштувати ємність перемикача (див. Таблицю 2). Під час фази встановлення та налагодження повинні проводитися симуляційні випробування навантаження, щоб оптимізувати стратегію керування та налаштування захисту; наприклад, налаштування захисту від перетоку зазвичай налаштовується на 1,2 рази від номінального струму.
Третє, систему моніторингу роботи зони трансформатора слід посилити, щоб забезпечити обмін інформацією та віддалене керування з пристроєм перемикання.
Четверте, під час етапу експлуатації та обслуговування регулярно повинні проводитися профілактичні випробування перемикача, щоб своєчасно виявити та усунути потенційні аварії, такі як механічний виснаження або поганий контакт, забезпечуючи безпечну та надійну роботу. Крім того, періодично повинні проводитися аналізи трендів зміни навантаження зони трансформатора, щоб при потребі коригувати логіку керування та параметри налаштування перемикача.

Таблиця 2 Рекомендації щодо налаштування ємності вмістного пристрою

2.3 Автоматичний регулятор напруги низьковольтної лінії
Основним принципом роботи автоматичного регулятора напруги низьковольтної лінії є вимірювання напруги та струму на лінії в реальному часі, обчислення параметрів, таких як опір лінії та коефіцієнт потужності, та автоматичне регулювання положення комутатора підключень трансформатора залежно від відхилення, щоб утримувати вихідну напругу в допустимих межах. Цей пристрій в основному застосовується в низьковольтних розподільчих мережах, особливо в ділянках, розташованих на кінцях ліній, де напруга схильна до занадто високого або низького значення.

По-перше, необхідно вибрати відповідне місце для встановлення — таке як низьковольтна сторона розподільчого трансформатора або кільцевий головний вузол — та провести огляд місця, щоб зрозуміти радіус живлення та розподіл споживачів вздовж лінії.
По-друге, необхідно визначити ємність регулятора (див. Таблицю 3) та стратегію керування. Під час фази встановлення та налагодження слід провести безнавантажені та навантажені випробування, щоб перевірити точність регулювання напруги (зазвичай вимагається в межах ±1,5%) та час реакції (зазвичай не більше 30 секунд), а також перевірити функції захисту, такі як наднапруга та недостатня напруга.
По-третє, після введення в експлуатацію слід створити всебічну систему управління експлуатацією, чітко визначивши вимоги щодо перевірок, експлуатації та технічного обслуговування, щоб забезпечити безпечну та стабільну роботу регулятора. Наприклад, якщо однофазна напруга постійно відхиляється за межі ±7% від номінального значення протягом 5 хвилин, або якщо невідповідність трифазної напруги перевищує 2%, причина повинна бути швидко виявлена та прийняті відповідні заходи. Аналіз даних експлуатації показує, що правильно налаштовані автоматичні регулятори напруги можуть покращити ступінь відповідності напруги на лінії на 5-15%, значно зменшуючи втрати, викликані порушеннями напруги.

Таблиця 3 Вказівки для вибору автоматичних регуляторів напруги низьковольтних ліній

3.Застосування технологій

3.1 Опис випадку та проблеми з втратами на лініях
Трансформаторна зона А розташована у центрі старого міського району, радіус надання електроенергії становить 1,5 км, обслуговує 712 житлових та 86 комерційних клієнтів. Інфраструктура розподілу електроенергії в цій зоні включає один розподільчий трансформатор типу S11-M.RL-400/10 з номінальною потужністю 400 кВА; шість низьковольтних виходів — два з провідниками JKLGYJ-120 мм² та чотири з JKLGYJ-70 мм² — з середньою довжиною лінії 510 метрів на кожному маршруті; також є чотири кільця HXGN-12 та 18 інтегрованих низьковольтних розподільчих шаф.

Останнім часом, через локальні міські реконструкції та розширення комерційних установ, навантаження в цій трансформаторній зоні показало постійний ріст. Наприклад, у 2018 році пікове навантаження досягло 285 кВт, споживання електроенергії збільшилося на 7,6% щорічно, але втрати на лініях становили 9,7%, значно перевищуючи цільовий показник управління 6,5% за той же період.

При проведення огляду на місці були виявлені наступні ключові проблеми:

• Погана контактна з'єднаність на точках з'єднання розподільчого трансформатора та ліній, що призводила до локального нагріву та додаткових втрат;

• Нерівномірне розподілення навантаження по трьох фазах, з максимальною несправедливістю до 18,2%;

• Неузаконене підключення та крадіжка електроенергії деякими користувачами;

• Пошкодження вимірювальних пристроїв з помилками вимірювання, які перевищують ±5%.

Ці фактори разом призводили до постійно високих втрат на лініях в зоні, створюючи серйозну проблему управління.

3.2 Вибір та реалізація технологій
Для вирішення проблем з втратами на лініях в трансформаторній зоні А, після детального оцінювання, було реалізовано комплексне рішення, що включає комунікацію HPLC, інтелектуальні перемикачі фаз та автоматичні регулятори напруги.

Спочатку, на низьковольтній стороні трансформатора були встановлені куплери HPLC та модулі комунікації, а також відповідне обладнання на кожній розгалуженій коробці та лічильнику користувача, що забезпечило високошвидкісну мережу передачі даних по електромережі, що охоплює всю трансформаторну зону. Ця мережа дозволила вести реального часу моніторинг робочого стану, включаючи напругу, струм, потужність на шини та гілки, а також важливі показники, такі як температура обладнання та гармонічні спотворення. Персонал операційного та технічного обслуговування міг швидко виявляти аномалії. Крім того, високоточні дані про вимірювання енергії надали надійну підтримку для аналізу та управління втратами на лініях.

Друге, було встановлено шість інтелектуальних блоків перемикачів фаз (з максимально допустимим струмом 250 А) на основних розгалужених коробках та ключових місцях навантаження. Ці перемикачі безперервно вимірювали нерівномірність струму по трьох фазах та автоматично перерозподіляли навантаження, коли нерівномірність перевищувала 15%, ефективно балансуючи три фази. Полеві випробування підтвердили, що переключення завершувались протягом 30 мс, з плавним переходом, що не порушував користувачів. Через три місяці після введення в експлуатацію, нерівномірність трьох фаз в зоні зменшилася з 18,2% до 6,5%, а втрати на лініях знизилися на 1,7%.

Третє, для вирішення проблем з напругою на кінці ліній, було встановлено 200 кВА інтелектуальний регулятор напруги на відстані 710 метрів від трансформатора. Регулятор приймає діапазон входової напруги 210–430 В та підтримує вихід 220 В ±2%. Він автоматично коригує своє коефіцієнт перетворення на основі реального часу вимірювання напруги на кінці лінії, зберігаючи кінцеву напругу постійно в допустимому діапазоні. З моменту введення в експлуатацію, регулятор швидко реагував на різні піки та спади навантаження, підвищуючи відповідність напруги на дев'яти ключових точках контролю з 87% до понад 98,5%.

За допомогою замкнутого циклу управління "моніторинг-керування-оптимізація", ці заходи значно покращили показники втрат на лініях в трансформаторній зоні А, досягнувши оцінкової економії енергії близько 120 000 кВт·год на рік, з відповідними економічними виграшами. Порівняння ключових показників до та після комплексного управління наведено в таблиці 4.

Таблиця 4. Порівняння ключових показників зони А до та після комплексного управління

При фактичному впровадженні також слід врахувати наступні аспекти:
По-перше, щодо надійності зв'язку HPLC, потужності передачі, кодування каналу та інших параметрів, вони повинні бути розумно налаштовані згідно з конкретними умовами ділянки трансформатора; за необхідності можна використовувати методи ретрансляції для продовження відстані зв'язку.
По-друге, часові та логіка блокування операцій переключення фаз мають бути обережно налашовані, щоб уникнути надмірних або помилкових дій переключення - наприклад, можна налаштувати переключач так, щоб він працював лише тоді, коли незбалансованість перевищує 15% і триває протягом 3 хвилин.
По-третє, правильний вибір та конфігурація потужності стабілізатора напруги повинні включаючи деякий запас, щоб уникнути частих регулювань, які можуть спричинити механічний виснаження; для рекомендацій щодо вибору та конфігурації автоматичного стабілізатора напруги зверніться до таблиці 5.

Таблиця 5 Рекомендації щодо вибору моделей автоматичних стабілізаторів напруги

Крім того, високоякісна команда з експлуатації та технічного обслуговування є також критично важливою для забезпечення довгострокової стабільної роботи системи. Лише шляхом тісного відповідання реальним потребам, вибору та оптимізації технічних рішень відповідно до місцевих умов та підтримки цього засобами налаженої системи управління можна справді досягнути постійного вдосконалення управління втратами.

4.Висновок
Управління втратами в низьковольтових трансформаторних зонах має велике значення для покращення якості електропостачання та економічної ефективності, а застосування технологій інтелектуальних мереж надає сильну підтримку в цьому напрямку. У практичній роботі технології, такі як HPLC (High-Speed Power Line Communication), інтелектуальні пристрої переключення фаз та автоматичні регулятори напруги низьковольтових ліній стали ключовими об'єктами досліджень та реалізації. З цими технологіями можна реалізувати реального часу моніторинг робочих умов трансформаторної зони, динамічне збалансування трифазних навантажень та точне регулювання термінальної напруги.

Наприклад, у Трансформаторній зоні А певного міста районного значення, після комплексного вирішення проблем, показник втрат знизився з 9,7% до 6,1%, а відповідність напруги відповідно до норми зросла на 11,5%, досягнувши значних економічних та соціальних результатів.

Однак, ще є сфери, де потрібні поліпшення в застосуванні поточних технологій — наприклад, подальше підвищення здатності до протидії завадам у зв'язку та вдосколення стратегій самоналагодження обладнання. В перспективі акцент має бути зміщений на інтегрований дизайн та координоване управління інтелектуальними пристроями, а також глибше вивчення моделей прогнозування втрат на основі великих даних та штучного інтелекту. Крім того, необхідне підвищення технічної освіти персоналу з експлуатації та технічного обслуговування для забезпечення довгострокової стабільної роботи системи. Ці заходи сприятимуть більш ефективним та сталішим рішенням для управління втратами в низьковольтових трансформаторних зонах.