Elavbrott kan vara frustrerande, opraktiska och till och med farliga i vissa situationer. Det är därför Northern Powergrid har arbetat hårt för att utveckla och testa lågkostnadstekniker för att upptäcka fel före de inträffar, som kan lokalisera utvecklande fel i LV-kretsar innan ett strömavbrott sker. I samarbete med VisNets moderbolag, EA Technology, har projektet framgångsrikt testat denna teknik på olika typer av LV-nätverk och kabeltyper. Med de värdefulla data som har samlats är det slutgiltiga målet att skapa en process som kan förutse när fel kommer att inträffa och prioritera hur man proaktivt ska hantera dem. Denna spännande utveckling har potential att förbättra tillförlitligheten och säkerheten för elektriska nätverk, vilket slutligen gagnar kunder och samhällen överlag.
Insikt – LV Nätverkets Synlighet och Feligenkänning
Insikt-projektet skisserar en ny strategi för LV-felhantering som använder innovativ, banbrytande lågkostnadsteknologi som inte bara kan upptäcka uppkommande fel, men också framgångsrikt lokalisera dem innan förlust av försörjning inträffar. Det ger också en indikation på om felet är omedelbart eller inte, så att operationella resurser kan riktas på det mest effektiva sättet. Denna typ av strategi kommer att kräva en helt ny paradigmskifte i operativ kultur inom eldistributionföretag för att vara effektiv, och att undvika dessa fel skulle ge betydande fördelar för kvaliteten på elförsörjningen.
Elregulatorer fortsätter att fokusera på ökad tillgänglighet och tillförlitlighet i nätverk. Många El Nätoperatörer har förbättrat prestandan för högspänningsnät och följaktligen stammar nu en betydande andel av kundavbrott och kundminuters förlust från lågspänningsfel (LV). Dessutom blir Lågkolteknologier, såsom elektriska fordon, värmepumpar och distribuerad generation, alltmer anslutna till LV-nätverket, vilket förändrar strömflöden, spänningsprofiler och ökar belastningen på nätverket.
På grund av ett åldrande nätverk, varav mycket är över 50 år gammalt, blir LV-felhantering alltmer svårt. Återställningstider kan vara långa, eftersom det mesta av LV-nätverket varken övervakas omfattande eller kontrolleras automatiskt. Svar på fel tenderar att vara reaktiva eftersom tillståndet för LV-kabelsystemen vid varje given tidpunkt är okänt och det finns ingen förmåga att förutsäga tid och plats för fel innan händelsen inträffar.
Insikt-projektet innebär användning av en rad LV-nätverksövervakningsutrustning i kombination med automatiserade brytaranordningar. Syftet med projektet är att känna igen LV pre-felsignaler och sedan använda lågkostnadsövervakningsenheter för att identifiera och lokalisera utvecklande fel innan strömavbrott inträffar. Detta möjliggör proaktiv utplacering av återstängningsenheter och proaktiv kabelreparation innan felet. Planerade ingripanden snarare än post-felreparation på kablar ger både finansiella och kundservicefördelar.
Traditionellt har LV-kabelbyte drivits av pålitlighetshistoriken för kabelsektioner, men Insikt-projektet har erbjudit möjligheten att radikalt förändra denna strategi för att inkludera tillståndsbaserad information för att vägleda ersättningsbeslut. Detta är särskilt viktigt eftersom åldern på LV-kabeltillgångsbasen närmar sig slutet av dess designliv där det finns ett behov av kostnadseffektiv tillgångsersättning.
Northern Powergrid har arbetat med EA Technology för att utveckla och testa nya, lågkostnads pre-feldetekterings- och lokaliseringstekniker. Dessa tekniker har visat sig kunna upptäcka och lokalisera utvecklande fel i LV-kretsar innan en förlust av försörjningsevenemang. Projektet har använt denna teknik på olika typer av LV-nätverk och kabeltyper och de insamlade data används för att utveckla en process som syftar till att förutsäga när fel kommer att inträffa och ge en prioriteringsnivå när det gäller att proaktivt hantera fel innan en förlust av försörjning inträffar.
Tillbaka 1974 när EA Technology var Centrum för Forskning inom Elektricitetsdistribution, påbörjades ett arbete med att känna igen ’övergående fel’ på lågspänningsnätet. Ett av de samarbetande elbolagen var Yorkshire Electricity. Dessa händelser observerades som dykningar eller hack i spänningsvågformerna mätta av, vid den tiden, dyra utrustningar vid transformatorstationer. De fanns vara orsakade av försämring av kabelisoleringen på en specifik plats som, efter en kort strömgenomgång, självläkte innan säkringarna blåste och därför innan kunder förlorade försörjningen. År 2017 samarbetade samma företag, nu kallade EA Technology och Northern Powergrid, återigen för att ytterligare forska om dessa fenomen.
Vid starten av Foresight-projektet 2017, undrade projektteamet om dessa händelser (nu kallade pre-felhändelser) kunde användas för att möjliggöra ett helt nytt sätt att hantera LV-underjordiska kabelfel. Vid slutet av projektet 2021 upptäckte vi att de kunde. Foresight-slutrapporten kartlägger resan mellan dessa två datum och presenterar utrustningen, systemen och metoderna som används för att gå från reaktiv felhantering till hantering baserad på proaktiv åtgärd.
Detta kommer vid en kritisk tidpunkt i Storbritannien och andra delar av världen. Medan elnät ses som en kritisk allierad i övergången till noll koldioxid och bort från fossila bränslen, åldras de också, de flesta är över 50 år gamla. Ökande sannolikhet för fel samtidigt som ökad tillförlitlighet på den för de anslutna kunderna är en ovälkommen kombination och kräver ett steg i förändringen av hur nätverksprestanda hanteras.
Foresight-projektet har genom prövning visat att utrustningen, systemet och metoderna som föreslås kommer att möjliggöra att en del av utvecklande fel upptäcks, lokaliseras och proaktivt mildras i början av utvecklingen, drastiskt minska oplanerade avbrott jämfört med nuvarande metoder. Den presenterade proaktiva metoden för att hantera LV-fel använder ny lågkostnads-/snabbt utplacerad övervakningsutrustning (Vakter) avsedd för omfattande distribution. Signaturer från data från den utrustningen skapar ett mätt kabeltillståndsdataset. Detta dataset har använts för två ändamål. Inom den operativa tidsramen (månader, veckor) används den för att känna igen kretsar som accelererar mot fel. Dessa prioriteras för proaktiv ingripande för att mildra effekten av det utvecklande felet. Ingripandet som testades involverade målinriktad distribution av felhanteringsutrustning (Återstängare) och nya tekniker för att exakt lokalisera den utvecklande felet med det ultimata målet att kunna hitta och fixa dessa fel medan de fortfarande är i de tidiga utvecklingsstadierna och innan de misslyckas. På nätverksinvesteringstidsskalor (år), har samma kabeltillståndsdataset också använts för att tillhandahålla tidigare otillgänglig kretstillståndsdata. Detta har integrerats i en LV Cable Asset Management Model (EA Technologys CNAIM-modell) kapabel att ge strategisk insikt i rörelser på hälsaindex för denna betydande tillgångsgrupp.
I en demonstration av den proaktiva förvaltningsmetodiken som beskrivs i rapporten, lokaliserades ett utvecklande fel, kunder informerades och reparerades som planerat arbete. Inte bara togs den (uppenbart) skadade komponenten bort från systemet medan den var (överraskande) fortfarande kapabel att leverera försörjning (se figur nedan), ett till synes friskt angränsande skarv av liknande typ och ålder togs också bort och skickades för rättsmedicinsk undersökning. Även om den visuellt såg frisk ut, visade den rättsmedicinska undersökningen tecken på accelererad åldring bedömd att vara konsekvent med en förväntan om fel inom 5 år. LV-kabelnät, som majoriteten av kunderna är anslutna till och blir alltmer beroende av, blir inte yngre.
Vanliga Frågor
I metoden som används för att lokalisera pre-felhändelser, behöver du ha en sensor vid nätverkets fjärrände (dvs. sensorer på båda sidor av felplatsen)?
Nej, du behöver inte sensorer/mätningar på båda sidor. Alla mätningar tas från transformatorstationen. I alla fall är de flesta brittiska LV-underjordiska nätverken förgrenade (dvs., de har flera ändpunkter), och när lokaliseringsutrustning distribueras, skulle det normalt inte vara känt vilken gren den utvecklande felet var på. Mätningarna vi gör vid transformatorstationen syftar till att adressera detta något. Vi fångar information som leder till att vi etablerar en impedans till felet och ett avstånd till felet. På förgrenade nätverk med olika kabeltyper i olika sektioner, kan dessa fungera som ’koordinater’ som ofta kan prioritera en gren över en annan som kandidatplats.
Hur många transformatorstationer övervakade projektet?
För att få en bättre förståelse av aktivitetsnivåerna per krets, beslutade vi att distribuera i mycket större skala. Med över 1800 mätenheter och nästan 1000 olika transformatorstationer, hade vi möjligheten att få värdefull erfarenhet i utrustningsinstallation över olika nätverkstyper. Denna strategi gav oss inte bara den insikt vi behövde, men det tillät oss också att utveckla våra färdigheter och kunskap i en praktisk miljö.
Lyckades ni mäta effektiviteten av att använda metoden, timmar till reparation etc.?
Nej, det var inte en uttrycklig del av Innsikt-projektet. I projektet utvecklades, testades och finslipades den proaktiva felhanteringsmetoden och stödutrustningen. Ett av de nästa nödvändiga stegen kommer att vara att observera effektivitetsbesparingarna som vi förväntar oss kommer att ackumuleras i ’affärsmässig vanlig’ användning av metoden.
Är det planerat att distribuera denna metod mer allmänt nu när den har visat sig fungera?
Ja, det är det. Northern Powergrid har varit instrumentell i att utveckla en innovativ felhanteringsmetodik som är inställd på att revolutionera hur vi närmar oss detta kritiska aspekt av våra operationer. Med deras förstahandserfarenhet av att arbeta med denna metod, är de lika entusiastiska över dess potential som vi är. De har identifierat betydande fördelar för sina kunder, såväl som för förbättrad operationell effektivitet.
Finns det särskilda krav för transformatorstationerna du vill använda för att distribuera denna metod?
Nej, inte riktigt, även om vissa transformatorstationsdesigner gör det enklare än andra. Pre-feldetektorn (Vakten) är en mycket liten utrustning som kan distribueras inom distributionskåp.
Har ni en uppfattning om precisionen i lokaliseringsmetoden?
Svaret är inte en enkel procentandel. Metoden har visat sig vara mycket exakt, men är beroende av tre faktorer, inte alla är under kontroll av EA Technology. Noggrannheten av mätningarna vid transformatorstationen, antagandena som gjorts som en del av metoden/algoritmerna som används på dessa mätningar och, viktigt, noggrannheten av kabelplanerna både geografiskt och när det gäller kabeltillgångsinformation. Noggrann lokalisering är därför ett lagspel.
