Utökad nätkapacitet: Hur fasbalansering kan skjuta upp dyra transformatoruppgraderingar

Introduktion

I takt med att energibehovet fortsätter att öka, drivet av elektrifieringen av uppvärmning och den ökade användningen av elfordon, samtidigt som den globala ekonomin rör sig bort från fossila bränslen, blir elnäten – särskilt distributionsnäten – alltmer komplexa, dynamiska och hårt belastade. Våra lågspänningsnät, som utgör ryggraden i energidistributionen, står inför helt nya utmaningar.

Den ökade efterfrågan och integrationen av förnybara energikällor, såsom solceller i bostadsområden, gör inte bara näten mer komplexa utan ökar även behovet av kostsamma och tidskrävande kabel- och transformatorförstärkningar. Eftersom dessa åtgärder är både resurskrävande och långdragna bör de betraktas som en sista utväg – särskilt då lågspänningsnäten redan är den mest kostsamma delen av elnätet att underhålla på grund av sin stora omfattning.

När kapacitetsbegränsningar i distributionsnäten blir allt vanligare hamnar elnätsägare och nätoperatörer under ökande press. Elkvalitetsproblem såsom spänningsavvikelser (överspänning och underspänning) blir allt vanligare. Den traditionella vägen – nätförstärkning genom kabelutbyte, förstärkning av befintliga ledningar eller installation av nya transformatorer – tar ofta lång tid, inte minst på grund av utdragna tillståndsprocesser snarare än finansiering.

För att hantera dessa utmaningar har nätbolagen börjat tillämpa olika icke-konventionella åtgärder som kan frigöra kapacitet i befintliga nät och skjuta upp behovet av större nätförstärkningar under flera år. Denna extra tid möjliggör i regel mer långsiktig planering av investeringar och säkerställer samtidigt att resurser – både ekonomiska och personella – kan riktas mot de mest kritiska behoven.

Faslastbalansering är en sådan icke-konventionell metod för att hantera kapacitetsbrist. Fasobalans uppstår främst till följd av enfasiga laster i lågspänningsnät. Detta leder ofta till att en fas närmar sig sina termiska eller spänningsmässiga gränser, medan de övriga faserna förblir underutnyttjade, vilket illustreras i figur 1. Genom att statiskt omfördela lasterna mellan faserna för att jämna ut belastningen kan ytterligare marginal frigöras och topplaster reduceras, vilket i sin tur kan skjuta upp behovet av kostsamma nätförstärkningar.

Denna lösning, även om den inte är tillämpbar i alla scenarier, är kostnadseffektiv och kan implementeras snabbt. I de följande avsnitten går vi igenom hur en sådan process kan genomföras – specifikt hur situationer med kapacitetsbrist utvärderas, vilka förutsättningar som krävs för implementering och hur Dewesofts verktyg kan effektivisera och förenkla processen.

Kapacitetsbegränsningar i lågspänningsnät

I varje punkt i ett lågspänningsnät finns en begränsad kapacitet att överföra effekt, både vid förbrukning och inmatning. Denna begränsning uppstår främst på grund av två faktorer:

1. Termiska (strömrelaterade) gränserhos nätkomponenter kan begränsa strömflödet.

2. Spänningsvariationer (stigning eller fall) vid en given punkt kan skapa en begränsning. Storleken på denna spänningsändring beror på leveransnätets impedans.

Figur 2 visar ett förenklat distributionsnät från primärstationen till slutkunden. De enda punkterna där spänningsprofilen förändras diskontinuerligt är vid spänningsregleringen i primärstationens transformator och vid den stegomkopplande transformatorn i sekundärstationen.

I ett lågspänningsnät är möjligheten att förbruka eller leverera effekt alltid begränsad av vissa faktorer.

1. En viktig faktor är de termiska (strömrelaterade) gränserna hos nätets komponenter, vilka kan begränsa den mängd effekt som kan överföras genom dem.

2. En annan faktor är spänningshöjning eller spänningsfall vid en specifik punkt i nätet. Detta uppstår på grund av leveransnätets impedans, som påverkar hur spänningen förändras när effekt överförs.

Kapacitetsbegränsningar genom investeringsplanering av nätkomponenter

När distributionsnätsoperatörer (DSO:er) möter kapacitetsbegränsningar utvärderas dessa scenarier vanligtvis ur ett investeringsplaneringsperspektiv. Vid spänningsrelaterade begränsningar ligger fokus ofta på specifika lågspänningsledningar (LV-feeders). Om begränsningen däremot är strömrelaterad riktas uppmärksamheten mot antingen LV-feeders eller distributionstransformatorer (DT).

Denna applikationsnot fokuserar på termiska begränsningar i distributionstransformatorer. Standardeffekter i distributionsnät är vanligtvis 35 kVA, 50 kVA, 100 kVA, 160 kVA, 250 kVA, 400 kVA, 630 kVA, 1000 kVA, 1250 kVA och 1600 kVA. När en kapacitetsbrist uppstår överväger DSO:er normalt att installera en transformator som är en eller två storlekar större än den befintliga.

En annan viktig faktor är montagetypen för transformatorn – enheter under 400 kVA är vanligtvis stolpmonterade (figur 4), medan enheter på 400 kVA och större är markmonterade (figur 5). Uppgradering från stolpmonterad till markmonterad transformator medför avsevärt högre kostnader och kan förlänga projektets genomförandetid med två år eller mer, på grund av krav på ytterligare tillstånd.

Tabell 1 sammanfattar kostnadsuppskattningar för varje potentiell uppgradering, inklusive både utrustning och arbetskostnader.

Utvärdering av begränsade fall

Vi analyserade faslastströmmarna för 1 564 distributionstransformatorer (DT) i kundens nät, vilket motsvarar ungefär 60 % av alla DT i deras nät. Vår utvärderingsprocess identifierar alla kontinuerliga tidsintervall där minst en fasström överstiger 80 % av transformatorns nominella linjekapacitet (beräknad som nominell effekt / 3 / nominell spänning) under en varaktighet av minst en timme. När ett sådant högbelastningsintervall upptäcks beräknar vi medelvärdet för fas- och neutralströmmar enbart baserat på data inom detta intervall.

Av de 1 564 analyserade DT:erna uppfyllde 415 dessa kriterier och flaggades som kandidater för lastbalansering. För varje kandidat uppskattade vi både utnyttjandegraden och obalansnivåerna, samt den förväntade tidshorisonten för nödvändigt transformatorbyte.

Vi beräknade också den Additional Reinforcement Cost (ARC), vilket återspeglar den extra kapitalkostnad som krävs för att uppgradera en DT tidigare än vad som hade varit nödvändigt om lasterna varit fasbalanserade. Genom att skjuta upp uppgraderingen med hjälp av effektiv lastbalansering kan en DSO uppnå mätbara kostnadsbesparingar, vilket framgår av skillnaden mellan tidslinjerna för ”balanserad” respektive ”obalanserad” ersättning.

Transformatorernas utnyttjandenivå i både balanserade och obalanserade scenarier kan uppskattas med följande formel:

A. Transformatorutnyttjande (balanserad)

B. Transformatorutnyttjande (obalanserad)

Här är S3ϕ den trefasiga totala effekten, Sn​ är nolledarens effekt, och C är transformatorns märk­kapacitet. 

Vi beräknar sedan tidshorisonterna Tbal och Timb för ett DT-byte under respektive scenario genom att tillämpa en årlig lasttillväxttakt g (typiskt 3 %). 

Slutligen bestäms den ytterligare förstärkningskostnaden (ARC) genom att ta skillnaden i nettonuvärden (NPV) mellan balanserade och obalanserade fall, med hänsyn till diskonteringsräntan d (satt till 4 %). Denna beräkning inkluderar både standardkostnader för utbyte (baserat på Tabell 1) och eventuella merkostnader för övergång till en markplacerad transformator. I praktiken fångar ARC den kostnad som skulle ha undvikits om inget tidigt nätförstärkningsbehov hade uppstått.

C. Tidshorisont (Balanserad)

D. Tidshorisont (Obalanserad)

E. Nuvärde av förstärkningskostnad (Balanserad)

F. Nuvärde av förstärkningskostnad (Obalanserad)

Flera exempel på högbelastade DT-enheter som valdes ut av algoritmen – tillsammans med deras förlängda driftshorisonter och motsvarande ARC-värden – visas i Figurer 5, 6, 7 och 8. Av de 415 kandidaterna uppvisade 377 en skillnad i tidshorisont på mer än två år mellan balanserade och obalanserade scenarier; dessa 377 prioriterades därför för lastbalansering. Totalt uppgick deras sammanlagda ARC till cirka 750 000 €.

Ett cirkeldiagram över den totala ARC-fördelningen per transformatorklass, som visas i Figur 9, avslöjar att hela 46 % av den totala ARC härstammar från endast 24 enheter med märkning 250 kVA. Denna kostnadstopp uppstår främst eftersom en 250 kVA-transformator måste uppgraderas till en 400 kVA-enhet, vilket innebär ett skifte från stolpmontering till markmontering. Detta medför ytterligare kostnader för byggarbeten, tillstånd och kabeldragning. I vissa fall hoppar DSO:er över den mellanliggande 250 kVA-klassen helt och hållet och går direkt från 160 kVA till 400 kVA. Detta skulle bidra ännu mer till ARC, men ingick inte i denna analys.

En viktig aspekt är att en balansering av en transformator även medför en automatisk balansering av de associerade lågspänningsmatningarna (LV-feeders). När en DT närmar sig sin kapacitetsgräns befinner sig vanligtvis en eller flera LV-feeders också nära sina respektive gränser, vilket kan ge betydande ARC-effekter på feedersidan.

Denna effekt är särskilt uttalad för större enheter (>400 kVA), eftersom den aggregerade lasten på DT:n tenderar att vara mer statistiskt balanserad, men varje enskild feeder betjänar en mindre kundgrupp (vanligtvis 10–30). Mindre kundgrupper är mer benägna att uppvisa fasobalans, vilket förstärker behovet av riktade balanseringsåtgärder på dessa feeders.

Kostnaden för varje omlastningsåtgärd kan variera avsevärt, främst på grund av skillnader i arbetsförhållanden på plats. En enkel åtgärd kan ta endast 15 minuter, medan mer komplicerat arbete som kräver skylift kan pågå i upp till en timme. Som resultat varierar kostnaden per omlastning från cirka 50 € till 500 €.

Förutom de direkta kostnaderna är tid en avgörande faktor. Även om en omedelbar transformatoruppgradering kan framstå som den ideala lösningen, kan processen för att säkra tillstånd och genomföra byggnation leda till förseningar på ett år eller mer.

För att överbrygga detta tidsgap erbjuder lastbalansering en praktisk lösning. Det bidrar till att upprätthålla stabil elkvalitet för användarna fram tills en fullständig uppgradering kan genomföras.

Realtidsidentifiering av elektriska faser i fält med Gridphase

Kunden implementerade Gridphase med en global fasmodell för att effektivisera omlastning av enfasiga laster och andra nätverksoperationer. Det geografiska informationssystemet (GIS) är synkroniserat med det globala fasramverket (se Figur 10) och de faktiska elektriska faserna. Denna koppling möjliggör snabbare planering och fältexekvering samt minskar risken för identifieringsfel.

En global fasreferens skapar ett konsekvent identifieringssystem över hela distributionsnätet – från högspänningsskenor till lågspänningslaster.

Genom att synkronisera transformatorer, matarkablar och mätare till samma absoluta fasbeteckning kan kunden upptäcka och korrigera lastobalanser via dataanalys och trefas-effektflödesberäkningar.

Systemet bidrar också till att mildra effekterna av enfasiga fel, eliminerar förvirring som kan uppstå från inkonsekventa lokala fasbeteckningar och förenklar underhållsprocedurer genom en tydlig fasreferens.

Resultatet blir förbättrad planering, målinriktad lastbalansering samt minskade kostnader och driftstopp i hela nätet.

Videon visar Gridphase i aktion i sekundärstationen, där nätmodellen används i realtid.

Varför ingen matarkabel-identifiering?

När en matarkabel väl har tilldelats och dokumenterats i GIS finns det i regel inget behov av att verifiera den på nytt i fält. Matarkablar är i sig lätt urskiljbara genom sin unika geografiska sträckning och sina fysiska anslutningar, vilka sällan förändras efter installation. Detta gör deras identifiering stabil och tillförlitlig över tid. Faser däremot utgör en annan utmaning. Även om fasinformation kan lagras i GIS är fältverifiering fortfarande nödvändig. Till skillnad från matarkablar kan enskilda faser inte på ett tillförlitligt sätt särskiljas med visuella markörer—färgkodning eller andra märkningar är otillräckliga eftersom alla tre faser vanligen ligger i samma lågspänningskabel. För att säkerställa korrekt fasallokering i GIS och felfri utförande av omkopplings- eller balanseringsåtgärder krävs därför alltid mätning på plats.

Varför räcker statiska omkopplingar?

I detta lågspänningsnät är varje enfaskund begränsad till en maximal kapacitet på 1 × 35 A. Därmed är den värsta tänkbara fasobalansen vid statiska omkopplingar begränsad till 35 A. Detta visar att de mest betydande obalanserna huvudsakligen uppstår på grund av systematiska faktorer, vilka kan åtgärdas genom att fysiskt fördela om laster mellan faserna.

Andra metoder kan också användas, exempelvis statiska balanskorskopplingar (såsom shuntade zig-zag-transformatorer) för att minska neutralledarströmmen genom att reducera nollsekvensimpedansen. I många fall ger dock enkla statiska omkopplingar tillräckliga fördelar för att förlänga driftmöjligheterna med flera år. Genom att lindra kapacitetsbegränsningar på kort sikt kan statiska omkopplingar effektivt förlänga livslängden på befintliga anläggningar, skjuta upp kostsamma uppgraderingar och ge nätoperatörer mer tid för strategisk planering.

Slutsats

Statiska omkopplingar utgör en praktisk och kostnadseffektiv metod för att förbättra lastbalansen och öka hostingkapaciteten i lågspänningsnät. Genom att utnyttja smarta mätare och avancerad dataanalys kan metoden inte bara hantera aktuella begränsningar utan även skalas upp för att möta framtida lastökning.

De flesta icke-konventionella metoder för att öka hostingkapaciteten—inklusive statiska omkopplingar—har generellt kortare livslängd än fullständiga nätförstärkningar. Trots detta är faslastbalansering ett värdefullt verktyg i DSO:ernas arsenal, särskilt i situationer där snabba och kostnadseffektiva åtgärder kan skjuta upp omfattande infrastrukturinvesteringar. Genom att implementera lösningar som Gridphase får operatörerna tillgång till tillförlitlig fasinformation, minskar fältfel och säkerställer att ändringar dokumenteras korrekt i nätmodellerna.

Med dessa proaktiva steg kan nätresurserna hållas i drift längre, vilket möjliggör en mer strategisk kapitalplanering och prioritering av kritiska investeringar. Dessutom kan rutiner för lastomkoppling integreras i fältarbetet med minimala extra kostnader. Sammantaget bidrar detta till att upprätthålla elkvalitet, hantera ökande efterfrågan och leverera ett mer robust och effektivt distributionsnät.