Fasidentifiering i eldistributionsnät med hjälp av synkrofassensorer

Introduktion

I takt med att energibehovet ökar och eldistributionsnäten blir mer komplexa har kännedom om fasinformation blivit avgörande för effektiv nätverksförvaltning, underhållsarbete och elkvalitet. Noggrann fasidentifiering är av central betydelse av flera skäl:

1. Exakta analyser och effektflödesberäkningar: Med den pågående digitaliseringen av distributionsnät förlitar sig avancerade analysfunktioner på precisa trefasmodeller. Dessa modeller möjliggör exakta effektflödesberäkningar och tillförlitliga analyser, särskilt i lågspänningsnät, vilket säkerställer att nätets tillstånd förstås och hanteras på ett effektivt sätt.

2. Upprätthållande av korrekt fasinformation: Eftersom distributionsnäten förändras kontinuerligt är det nödvändigt att backend-IT-system innehåller korrekt och aktuell fasdata. Alla förändringar som görs i fält måste återspeglas i databasen för att säkerställa konsistens mellan det operativa nätet och dess digitala representation.

3. Förbättrade service- och underhållsrutiner: Tillgång till korrekt fasinformation i backend-system möjliggör effektivare utförande av service och underhåll. Exempelvis bör endast de kunder som är anslutna till berörda faser informeras om planerade strömavbrott. Dessutom underlättar tillförlitlig fasdata felsökning genom att snabbt identifiera vilka kunder som påverkas av enfasfel eller utlöst säkring, vilket förbättrar responstid och servicekvalitet.

4. Förhöjd driftseffektivitet: Korrekt fasidentifiering gör det möjligt för nätbolag att optimera lastbalansering, minska risken för fasöverbelastningar och förbättra den övergripande nätstabiliteten. Detta leder till färre avbrott och bättre resursutnyttjande.

Sammanfattningsvis är noggrann fasidentifiering inte längre bara fördelaktig, utan en förutsättning för korrekt och effektiv drift av moderna distributionssystem. Integrationen av synkrofasteknologi ger den precision som krävs för detta.

Underliggande teknologi

En kort historik över synkrofaser

Synkroniserade fasormätningar, ofta kallade synkrofaser, möjliggör samtidig mätning av spännings- och strömsignaler på olika platser i elnätet. Konceptet och utvecklingen av synkrofaser kan tillskrivas Dr. Arun G. Phadke och Dr. James S. Thorp vid Virginia Tech på 1980-talet. Deras banbrytande innovation var att använda GPS-teknologi för att synkronisera fasormätningar över stora geografiska områden (se Figur 1 för ett grundläggande schema av en PMU-enhet).

Sedan dess har synkrofasteknologin utvecklats avsevärt och används idag inom en rad olika applikationer i elnätet — från ökad observabilitet till avancerad realtidsstyrning.

Antagande av synkrofaser genom fasormätningsenheter (PMU)

En Fasormätningsenhet (PMU, Phasor Measurement Unit) mäter elektriska signaler i ett elnät. PMU-data omfattar spännings- och strömstorheter, fasvinklar, frekvens samt Rate of Change of Frequency (ROCOF). Mätningarna tidsstämplas med hjälp av GPS, vilket möjliggör realtidsdata som är avgörande för övervakning och styrning av elnätets stabilitet och effektivitet.

PMU:er bygger i stor utsträckning på synkrofasteknologi. De första PMU-enheterna utvecklades i slutet av 1980-talet, främst för forskningsändamål. Under slutet av 1990-talet och början av 2000-talet hade teknologin mognat, och systemoperatörer för transmissionsnät började inse fördelarna med PMU:er för realtidsövervakning och styrning av elnätet.

Elavbrottet i Nordamerika 2003 belyste behovet av förbättrad övervakning och kontroll av elnätet, vilket ledde till ökat intresse och investeringar i PMU-teknologi. Som svar på detta grundades North American SynchroPhasor Initiative (NASPI) år 2006. NASPI är ett samarbete mellan det amerikanska energidepartementet (DOE), Electric Power Research Institute (EPRI), elbolag, leverantörer och andra intressenter, med syfte att driva utvecklingen och implementeringen av synkrofasteknologi framåt.

NASPI främjade en bredare användning av PMU:er genom att tillhandahålla en plattform för kunskapsdelning, bästa praxis och standardutveckling. Det amerikanska energidepartementet och andra organisationer finansierade utbyggnaden av PMU:er i det nordamerikanska elnätet. Under 2010-talet hade teknologin blivit ett standardverktyg för modern nätdrift, och PMU:er var brett implementerade.

Utöver traditionella PMU:er har utvecklingen av mikro-PMU:er (µPMU:er, micro phasor measurement units) ytterligare fört teknologin framåt. Mikro-PMU:er är högprecision- och småskaliga versioner av traditionella PMU:er som möjliggör ännu mer detaljerad insyn i elnätets prestanda.

De utvecklades för att möta distributionsnätens behov, vilka kräver högre mätprecision än transmissionsnät på grund av mindre effektflöden och lägre X/R-förhållanden (reaktans/motstånd) hos ledarna. De första mikro-PMU:erna utvecklades under det tidiga 2010-talet genom samarbeten mellan universitet, forskningsinstitut och industriella aktörer. Dessa enheter möjliggör förbättrad synlighet i distributionsnätet och stödjer tillämpningar som felidentifiering, lastövervakning och integration av distribuerade resurser.

Tillämpning av synkrofaser för fasidentifiering

Synkrofasteknologi är mycket effektiv för fasidentifiering på spänningssatta ledare mellan geografiskt åtskilda platser. Denna identifieringsprocess bygger på att jämföra tids-synkroniserade mätningar från två enheter. En enhet används som referenspunkt. Den andra enheten mäter den okända fasen. Genom att jämföra fasvinkeln som mäts vid den andra platsen med referensfasen kan den okända fasen identifieras med hög noggrannhet, vilket illustreras i Figur 2.

Spänningsfasvinkel­förskjutning på grund av transformatoranslutning

Denna typ av fasidentifiering utförs normalt på samma spänningsnivå. När mätningar däremot sträcker sig över olika spänningsnivåer tillkommer ytterligare komplexitet. Orsaken är att en transformator mellan dessa nivåer kan introducera en fasförskjutning mellan primär- och sekundärsidan som en direkt konsekvens av sin konstruktion.

Denna fasförskjutning är en känd konstruktionsparameter och anges av transformatorns vektorgrupp. Figur 3 visar ett typiskt distributions­transformator­arrangemang med dess lindningar.

Vektorgruppen anger fasförskjutningen mellan primär- och sekundärlindningarna som uppstår till följd av transformatorns konstruktion. Betrakta till exempel en distributionstransformator med en Dy5-koppling som visas i figur 4.

I denna konfiguration kommer flödesfasen i primärlindningen, exciterad av lindningen som är ansluten till linjespänningen mellan faserna L1 och L2, att kopplas till sekundärlindningen på samma ben. Den inducerade spänningen i sekundärlindningen kommer att vara i fas med flödet i benet och därmed i fas med linjespänningen L1–L2.

Om fasföljden i primärlindningen ändras påverkas fasförhållandet. Om primärlindningens fasföljd inverteras från 1-2-3 till 1-3-2, kommer spänningens fas i primärlindningen att motsvara 210°, vilket är ekvivalent med vektorgrupp 7.

Följaktligen kommer spänningen på sekundärlindningen i den första kolumnen att ha en fas på 210°, alltså vektorgrupp 7. Istället för den typiska 150°-rotationen för vektorgrupp 5 resulterar detta i en -150°-rotation (eller 210°), vilket illustreras i figur 5. Därför är fältrotationen på primärlindningen i D-kopplade transformatorer en avgörande parameter för att korrekt bestämma fasen.

Synchrophasor-teknologin kan tillämpas för noggrann fasidentifiering även över olika spänningsnivåer, under förutsättning att dessa fasförskjutningar förstås och kompenseras för.

Spänningsvinkelförskjutning orsakad av strömflöde i kraftledningar

Innan alla koncept integreras är det nödvändigt att förstå ett annat elektriskt fenomen: förskjutningen av spänningsfasvinkeln till följd av strömflöde i kraftledningar. Kraftledningar består i regel av aluminiumledare med en stålkärna för mekanisk förstärkning. Dessa ledare har specifika egenskaper beroende på material och geometri, vilket påverkar både ström och spänning längs linjen.

Kraftledningar modelleras vanligtvis med en π-modell (pi-modell), som visas i figur 6. Denna modell inkluderar tre relevanta parametrar: serieresistans, seriereaktans och shunt-susceptans. När ström flyter genom linjen kommer spänningens fasvinkel att förskjutas beroende på förhållandet mellan seriereaktansen och serieresistansen.

I kraftnät orsakar ledarnas egenskaper spänningsfasförskjutningar till följd av strömflöde. Dessa fasförskjutningar måste också beaktas för att möjliggöra korrekt fasidentifiering.

Dewesoft Gridphase-lösningen

Dewesoft Gridphase är den första lösningen som integrerar synchrophasor-mätteknologi med heltäckande nätverksinformation, inklusive transformatorer och deras vektorgrupper. Denna integration förenklar fasidentifiering till en process som är lika enkel som att mäta spänning.

Principen bygger på att placera en referensenhet där fasreferensen definieras, vanligtvis vid kopplingspunkten mot transmissionsnätet. Figur 7 visar en transformatorstation med inkommande högspänningsledningar och deras faser märkta vid portalerna.

Bakgrundsmodellen inkluderar information om transformatorer och deras kopplingar, samt placeringen av referensenheter. Detta gör det möjligt för systemet att noggrant kompensera för fasförskjutningar som introduceras av transformatorer i vilken punkt som helst i nätverket. Schemat i figur 8 illustrerar dessa förhållanden. 

Fältrotationerna på primärlindningarna hos distributionstransformatorer är ofta okända. Däremot kan information om vektorgupperna härledas från mätningarna. Dewesoft Gridphase kommer även att indikera fältrotationen på transformatorns primärlindningar när mätningen utförs nedströms, vilket visas i figur 9.

Fasskiften på grund av strömflöden i ledare kompenseras inte direkt. I stället introducerar Dewesoft konceptet vinkelzoner (se figur 10). Kraftnätet delas in i geografiska områden, inom vilka spänningsfasvinkelavvikelsen från referenspunkten förväntas vara högst ±20°. Dessa områden kallas vinkelzoner. Eftersom spänningsfaserna är 120° ifrån varandra är en toleransmarginal på ±20° för någon av faserna acceptabel, vilket fortfarande möjliggör en noggrann fasidentifiering.

Backend-applikationen tilldelar varje handhållen enhet till rätt vinkelzon baserat på dess geografiska position och väljer den lämpliga referensenheten inom zonen. Utifrån nätmodellen kompenserar applikationen för fasskiften som orsakas av vektorgrupper, och användaren väljer den distributionstransformator som föreslås av mobilapplikationen.

Detta illustreras i videon nedan.

Tillämpning av Dewesoft Gridphase i distributionsnät

Fasgruppering av mätpunkter, exempelvis smarta elmätare i distributionsnät, utförs vanligtvis med dataanalys eller, när tillgängligt, via PLC-kommunikation. Alla protokollversioner av PLC-kommunikation erbjuder integrerad fasidentifiering för mätare nedströms från datakoncetratorn.

Denna information återförs i regel till IT- och OT-system som GIS (Geographic Information System), SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) eller ADMS (Advanced Distribution Management System). Dessa system aggregerar och visualiserar mätningar och realtidsdata från sensorer såsom PMU:er och PLC:er och ger operatörer insikter om nätets prestanda och stabilitet.

Det är viktigt att notera att oavsett vilken teknik som används refereras resultaten inte till ett absolut elektriskt fasramverk, utan grupperas i faser som inte är synkroniserade till ett faktiskt elektriskt fasläge. Detta innebär att den fas som betecknas som L1 på distributionstransformator A inte nödvändigtvis motsvarar L1 på distributionstransformator B. Följaktligen kan faser inte jämföras direkt mellan olika distributionstransformatorer, även om de är kopplade till samma mellanspänningsledning – särskilt inte mellan olika mellanspänningsmatningar.

För att säkerställa korrekta beräkningar och simuleringar, exempelvis lastflödesanalyser i distributionsnät, är det avgörande att bibehålla fasjustering till ett absolut elektriskt referensfasramverk. Utan ett sådant enhetligt ramverk kommer simuleringarna inte att ge tillförlitliga resultat.

Ur ett skalbarhetsperspektiv är dataanalys och PLC-baserad fasidentifiering praktiska metoder, då de gör det möjligt för nätoperatörer att snabbt identifiera tillgängliga mätpunkter i hela nätet. Däremot krävs ett ytterligare steg för att justera de identifierade grupperna till ett absolut elektriskt fasramverk. Detta kan utföras effektivt med en enda mätning vid en last eller station med hjälp av Dewesoft Gridphase. På så sätt kan elnätsbolag jämföra faser över hela nätet och dra nytta av flera fördelar: tredjefas-lastflödesberäkningar blir exakta, och effekterna av enfasfel kan bedömas korrekt ända ner till den sista kunden i lågspänningsnätet.

Att upprätthålla ett enhetligt fasramverk är ännu viktigare ur ett underhållsperspektiv. Vid återställning efter ett fel är det exempelvis avgörande att den absoluta fasföljden återställs korrekt, för att säkerställa att informationen i backend-systemen förblir riktig. Vid anslutning av nya tillgångar till nätet, såsom distributionstransformatorer, spänningstransformatorer, ställverk, kablar och ledningar, kan korrekt fasanslutning säkerställas. Detta bidrar till att bevara nätets fasintegritet, ökar säkerheten i fältarbete och effektiviserar arbetsutförandet.

Dewesoft Gridphase säkerställer därmed ett sammanhängande och enhetligt fasramverk, vilket ökar tillförlitligheten och noggrannheten i distributionsnätsförvaltning.

Slutsats

Dewesoft Gridphase representerar ett betydande framsteg inom fasidentifiering för distributionsnät. Genom att utnyttja synchrophasor-teknologi möter lösningen det kritiska behovet av precis och tillförlitlig fasidentifiering i komplexa och ständigt föränderliga elnät. Möjligheten att exakt identifiera faser utan omfattande installationer förenklar processen och gör den både tillgänglig och effektiv för linjemontörer i fält.

Implementeringen av Dewesoft Gridphase säkerställer att distributionsnäten bibehåller ett enhetligt fasramverk, vilket är avgörande för korrekta analyser, effektivt underhåll och hög driftsäkerhet. Med funktioner som kompensation för transformatororsakade fasskift och det innovativa konceptet med vinkelzoner övervinns traditionella utmaningar inom fasidentifiering.

I praktisk tillämpning förbättrar Dewesoft Gridphase precisionen i lastflödesberäkningar, stärker felresponsen och säkerställer konsekvent fasinformation över olika spänningsnivåer. Detta leder till optimerad resursanvändning och reducerade driftkostnader. När elnäten fortsätter att växa och digitaliseras blir verktyg som Dewesoft Gridphase oumbärliga för en hållbar och säker nätförvaltning.