Innowacyjne rozwiązania regulatorów napięcia w systemach dystrybucji energii

1. Streszczenie​

​Wyzwania zarządzania napięciem w nowoczesnych sieciach dystrybucyjnych:​​

• Długie linie zasilające powodujące spadek napięcia;
• Integracja rozproszonych źródeł energii (DER) prowadząca do dwukierunkowego przepływu mocy;
• Fluktuacje obciążeń powodujące częste zmiany napięcia.

​Techniczne cechy regulatorów napięcia krokowego (SVR):​​

• Zastosowanie technologii zmiany połączeń do zmiany stosunku zwinięć transformatora, umożliwiając zakres regulacji napięcia ±10% (zazwyczaj w 32 stopniach, 0,625% na każdy stopień);
• Główne zalety polegają na zdolnościach dynamicznej regulacji w czasie rzeczywistym połączonej z wieloma strategiami sterowania, zapewniając elastyczną wsparcie napięcia dla sieci dystrybucyjnej.

​Trendy ewolucji technologicznej:​​

• Ewolucja od podstawowych mechanicznych przełączników połączeń do zintegrowanych systemów obejmujących elektronikę energetyczną, adaptacyjne algorytmy sterowania i inteligentne moduły komunikacyjne;
• Przykładowy model: ABB SPAU341C integruje funkcję kompensacji spadku napięcia (LDC), symulując charakterystykę impedancji linii dla precyzyjnego sterowania napięciem w oddalonych punktach obciążenia;
• Zastosowanie magnetycznie trzymających się relé i TRIAC-ów redukuje straty urządzeń i wymiar, zwiększając elastyczność wdrażania i efektywność kosztową.

​2. Zasada techniczna i struktura​

​Główny mechanizm regulacji napięcia:​​

• Osiąga regulację napięcia poprzez zmianę stosunku zwinięć transformatora, opierając się na technologii zmiany połączeń pod obciążeniem (OLTC).

​Proces zamkniętego pętli sterowania sprzężonego zwrotnie:​​

1. Transformatory napięcia ciągle pobierają sygnały napięcia systemu;
2. Sygnały błędów są generowane przez porównanie wartości pomierzonych z ustawionymi wartościami referencyjnymi;
3. Jednostka sterująca decyduje o kierunku zmiany połączenia (podnoszenie/obniżanie) i wielkości kroku na podstawie sygnału błędu.

​Kluczowe parametry techniczne nowoczesnych SVR:​​

• Na przykład model SPAU341C: obsługuje precyzyjne kroki regulacji napięcia 0,625%, umożliwiając 32-stopniową precyzyjną regulację napięcia w zakresie ±10%.

​2.1 Kluczowe komponenty​

• ​Przełącznik połączeń pod obciążeniem (OLTC):​​ Główne urządzenie wykonawcze regulatora, wykorzystujące przerzutniki próżniowe do zmniejszenia łuku. Opor transition zapewnia ciągłość prądu podczas przełączania, zapobiegając przerwaniu zasilania obciążeń. Nowoczesne konstrukcje wykorzystują technologię przełączania z dwoma oporami, skracając czasy przełączania do 40-60 milisekund.
• ​Moduł sterujący:​​ Oparty na wysokowydajnych mikroprocesorach (ARM/DSP), integruje wiele strategii sterowania. Model ABB SPAU341C używa architektury modułowej, składającej się z modułów połączeń, wejścia/wyjścia i automatycznego modułu regulacji napięcia, wspierając ciągłe monitorowanie w celu diagnostyki sprzętowej i programowej w czasie rzeczywistym.
• ​Jednostka pomiarowa i ochronna:​​ Transformatory napięcia/prądu (np. PT1, PT2, TA1) ciągle zbierają parametry systemu. Jednostki wyposażone są w funkcje blokady przeciwko nadmiernemu prądowi i niskiemu napięciu. Po wykryciu krótkiego spięcia lub silnego spadku napięcia operacje zmiany połączeń są natychmiast blokowane, aby zapobiec uszkodzeniu sprzętu.
• ​Interfejs komunikacyjny i operacyjny:​​ Wspiera protokoły komunikacyjne takie jak Ethernet, GPRS i inne, umożliwiające zdalne monitorowanie i ustawianie parametrów. Moduł wyświetlacza dostarcza lokalny interfejs operacyjny, pokazujący kluczowe parametry, takie jak punkty ustawienia i pomiary w czasie rzeczywistym.

​2.2 Kluczowe cechy operacyjne​

​3. Rozwiązania aplikacyjne w projektowaniu systemów dystrybucji​

​3.1 Typowe scenariusze zastosowania​

• ​Długie liniowe pasma zasilające:​​ Klasyczne zastosowanie SVR. W sieciach dystrybucyjnych wiejskich, linie 10kV często rozciągają się na ponad 15km, powodując poważne odchylenia napięcia na końcu pasma. Umieszczenie SVR w środku linii lub na końcu pasma efektywnie kompensuje spadki napięcia. Praktyka inżynierska pokazuje, że pojedynczy SVR może rozszerzyć promień pasma o 30%, poprawiając współczynnik zgodności napięcia na końcu pasma z poniżej 70% do powyżej 98%, znacznie obniżając koszty modernizacji linii.
• ​Wiejskie sieci dystrybucyjne o wysokiej gęstości:​​ Mają do stawić czoła wyzwaniom fluktuacji obciążeń i niezgodności napięcia. SVR są zazwyczaj instalowane na wyjściach stacji transformatorowych lub w węzłach jednostek głównych pierścieniowych (RMU). W projekcie modernizacji dzielnicy handlowej miasta, instalacja SVR w 4 kluczowych węzłach zmniejszyła fluktuację napięcia w godzinach szczytu z ±8% do ±2%, jednocześnie obniżając straty w linii o 12% poprzez optymalizację reaktywnej mocy.
• ​Obszary o wysokiej penetracji DER:​​ Wymagają zarządzania wyzwaniami dwukierunkowego przepływu mocy. Gdy penetracja PV przekracza 30%, tradycyjne sieci dystrybucyjne często doświadczają naruszeń napięcia. SVR automatycznie dostosowują logikę sterowania w trybie odwrotnej mocy, aktywnie obniżając napięcie w okresach nadmiaru generacji. Projekt demonstracyjny PV z koordynowanym sterowaniem między SVR a inwerterami PV zwiększył lokalną pojemność PV o 25% i zmniejszył stopy ograniczania o 18%.

​3.2 Optymalizacja strategii sterowania​

• ​Optymalizacja napięcia-wariat (VVO):​​ Koordynuje SVR z bankami kondensatorów szeregowych, aby minimalizować straty systemowe.
• ​Wielostopniowe koordynowane sterowanie:​​ Dla kaskadowych instalacji wielu SVR w złożonych sieciach, należy unikać konfliktów sterowania. Najbardziej praktycznym rozwiązaniem jest metoda koordynacji opóźnienia - ustawienie opóźnienia SVR upstream (zazwyczaj 30-60 sekund) co najmniej dwa razy większe niż opóźnienie SVR downstream. Po wykryciu naruszenia napięcia, pierwszy działa SVR downstream. Jeśli problem utrzymuje się poza jego oknem opóźnienia, interweniuje SVR upstream. Ten podejście znacznie zmniejsza niepotrzebne operacje zmiany połączeń (o 40%) przy jednoczesnym utrzymaniu stabilności napięcia.
• ​Strategie adaptacyjnego sterowania:​​ Nowoczesne SVR (np. SPAU341C) integrują algorytmy samonaukowe, aby przewidywać potrzeby regulacji napięcia na podstawie historycznych profili obciążeń. System automatycznie preustawia pozycje połączeń podczas okresów podobnych do codziennych wzorców obciążeń (np. szczyty poranne), zmniejszając czasy odpowiedzi regulacji napięcia z minut do sekund. Ta strategia jest szczególnie odpowiednia dla fluktuacji wyjścia PV lub scenariuszy z koncentrowanym ładowaniem pojazdów elektrycznych (EV).

​3.3 Macierz selekcji scenariuszy​

​4. Optymalizacja wydajności i innowacyjne technologie​

​Technologia redukcji strat:​​

Hybrydowa technologia przełączania to kluczowa innowacja mająca na celu minimalizację strat SVR. Tradycyjne mechaniczne przełączniki połączeń cierpią na opór kontaktu w dziesiątkach mΩ i istotne straty łuku. Nowoczesne rozwiązanie wykorzystuje hybrydową strukturę z Magnetycznie Trzymającymi Się Relé i Thyristorami Naprzemiennymi:

• ​Steady-State Conduction:​​ Obsługiwane przez Magnetycznie Trzymające Się Relé (opór kontaktu <1mΩ)
• ​Moment przełączenia:​​ Thyristor Naprzemienny zapewnia ścieżkę prądu (czas wyzwalania <2μs)
• ​Po przełączeniu steady-state:​​ Kontakty mechaniczne zamykają się ponownie, urządzenia półprzewodnikowe wyłączone.
  Ta konstrukcja redukuje straty przełączania o 80%, zmniejsza objętość sprzętu o 40%, osiąga przełączanie bez łuku i przedłuża żywotność sprzętu. Rzeczywiste dane operacyjne pokazują, że SVR z hybrydowym przełącznikiem ma 55% niższe roczne koszty konserwacji w porównaniu do tradycyjnych modeli.

​Innowacja topologiczna​ również wnosi znaczący wkład. Regulator Napięcia Kaskadowy wykorzystuje hybrydową strukturę z szeregowym transformatorem i kondensatorem szeregowym, oferując trzy opcjonalne tryby działania:

1. ​Tryb ekwiwalentnej kompensacji szeregowej:​​ Celuje w podwyższenie napięcia na końcu długich linii.
2. ​Tryb regulacji napięcia-i-wariantu:​​ Koordynuje optymalizację napięcia i reaktywnej mocy.
3. ​Tryb czystej regulacji napięcia:​​ Umożliwia szybką reakcję na spadki napięcia.
   Ta konstrukcja redukuje straty systemowe o 15-20% przy tej samej pojemności, jednocześnie zwiększając zdolność przetrwania awarii.

​5. Przypadki zastosowania i praktyczne doświadczenia​

​5.1 Podwyższenie napięcia na wiejskim długim pasmie zasilającym​

• ​Tło projektu:​​ 28km pasmo 10kV w terenie górskim zasila rozproszone obciążenia. Napięcie końcowe w godzinach szczytu spadało do 8,7kV (poniżej standardowego dolnego limitu: 9,7kV), nie spełniając wymagań zasilania pomp nawadniających. Tradycyjne rozwiązania wymagały budowy nowej stacji transformatorowej za ponad 8 milionów jenów.
• ​Rozwiązanie:​​ Dwóch regulatorów ABB SPAU341C zainstalowano szeregowo w punktach 12km i 22km, wykorzystując strategię koordynacji Master-Slave.
• Konfiguracja urządzenia: Każdy SVR: 800kVA, zakres ±15%, LDC włączony.
• Strategia sterowania: Opóźnienie stacji Master (22km): 60 sekund; opóźnienie stacji Slave (12km): 30 sekund.
• Parametry kompensacji: Wirtualne R = 0,32Ω, X = 0,45Ω (symulacja impedancji linii).
• ​Wyniki:​​
• Napięcie końcowe ustabilizowało się na poziomie 9,8-10,2kV; współczynnik zgodności wzrósł z 61% do 99,6%.
• Kompletnie usunięto problem niewystarczającego momentu początkowego pomp podczas szczytu obciążenia w sezonie nawadniania.
• Całkowita inwestycja: 1,8 miliona jenów (redukcja kosztów o 77,5% w porównaniu do nowej stacji transformatorowej).
• Roczna redukcja strat energii: około 150 MWh, co odpowiada oszczędnościom kosztów energii około 120 000 jenów.

​5.2 Poprawa jakości zasilania w wiejskiej gęstej strefie​

• ​Tło projektu:​​ W strefie zasilenia RMU, skupiska kompleksów handlowych i stacji ładowania pojazdów elektrycznych powodowały fluktuacje napięcia dochodzące do ±8%. Obciążenie transformatora osiągnęło 130% w godzinach szczytu.
• ​Rozwiązanie:​​ Wdrożenie systemu SVR + Dynamicznej Kompensacji Wariantu (SVG) na wejściu RMU.
• Wybór urządzenia: Regulator SPAU341C (1250kVA) z SVG ±200kVar.
• Architektura sterowania: Sterownik koordynacji VVO wykonujący wspólne optymalizacje co 5 minut.
• Algorytm prognozy: Prognoza obciążeń oparta na głębokim uczeniu maszynowym (dokładność >92%).
• ​Wyniki:​​
• Fluktuacja napięcia kontrolowana w granicach ±2% (zgodna z IEEE 519).
• Obciążenie transformatora zmniejszone do 85%, uwolnione 30% pojemności.
• Kompleksowe straty w linii zmniejszone z 7,8% do 6,2%, co dało roczną oszczędność około 80 000 jenów.
• Stosunek awarii stacji ładowania zmniejszył się o 40%; skargi użytkowników zmniejszyły się o 90%.