Självläkande elnät – snart en verklighet

Ett ”självläkande” elnät är många nätbolags våta dröm.
Nu är det nära verklighet. Ett pilotprojekt, som presenteras på Elfack, visar hur man med kostnadseffektiv digital teknik kan skapa ett nät där avbrotten berör betydligt färre kunder och snabbt kan avhjälpas.

Just nu pågår ett oerhört spännande pilotprojekt för att skapa ett digitaliserat, självläkande elnät i Stockholms skärgård.
– Man kan faktiskt säga att projektet började vid förra Elfack 2015, säger Fredrik Kvarnefalk, affärsområdesansvarig för Digital Grid på Siemens.
– Då hörde E.ON, som äger nätet, av sig till oss med frågan om vi kunde ta fram en lösning för högre leveranssäkerhet.
Vad som hänt sedan dess berättar han mer om under rubriken ”Fokus på lösningar för ökad leveranskvalitet” på Forum för Kraft-scenen på Elfack, där även representanter för beställaren E.ON medverkar.
Stockholms skärgård var ett av fem områden i Sverige, särskilt utsatta för strömavbrott, som E.ON valt ut för att testa nya tekniska lösningar.
Projektet är inte slutfört, Siemens hoppas att bli klara senare i sommar.
– Men än så länge ser det lovande ut, säger Fredrik.
– Vi har kopplat ihop utrustningen i vårt laboratorium, nu håller vi på att prova igenom logik innan utrustningen sätt ut på plats.
Problemet i skärgårdsmiljön är att det är väldigt många öar. Elnätet består både av luftkablar och sjökablar. Blir det ett avbrott måste man ta en båt ut och felsöka.
– Om man letar längs ledningen men inte hittar var felet är får man gå tillbaka till båten och hoppa över till en annan ö. Det kan bli ett omfattande arbete och långa elavbrott.
Den nya tekniken bygger på felindikering via sensorer som mäter strömmen som går i ledningarna och känner av mellan vilka punkter ett fel uppstår.
Via huvudstationen, Marum, matas strömmen ut till öarna.
– Normalt sett har du brytare och reläskydd i fördelningsstationen som mäter ström och spänning för att skydda ledningen mot fel, konstaterar Fredrik.
– I tillägg till detta har vi installerat sensorer med felindikering och autoreclosers längs ledningen.
I Marum-stationen sitter den självläkande logiken som samlar in signaler och ger kommandon till utrusningen som installerats på fältet.
– På så vis kan vi veta på vilken del av ledningen felet är och det är enbart mellan de två punkterna strömmen bryts.
– Alla andra kunder berörs inte. Den digitala tekniken återkopplar ledningen och matar strömmen längs en alternativ väg, förbi felet, så att de som befinner sig längre bort i nätet ändå kan få sin ström.
I projektet har cirka tio procent av nätstationerna automatiserats. Ville man kosta på systemet ännu mer, med fler sensorer, skulle man få en ännu kortare sträcka att leta på när ett fel uppstår.
– Men vår erfarenhet är att det räcker med att automatisera runt tio procent av nätstationerna för att reducera avbrottstiden med 70–80 procent, säger Fredrik.
Han menar att effekten inte hade blivit så värst mycket större om man t ex automatiserat dubbelt så många nätstationer.
– Då hade det i princip inte blivit någon skillnad alls. För att få en ännu bättre effekt skulle vi behöva automatisera alla stationer, säger Fredrik.
– Men ser man det nationellt så har vi hundratusentals nätstationer i Sverige, det skulle innebära en väldigt hög kostnad att automatisera samtliga.
Han menar att de stora vinsterna med den digitala tekniken som testas i skärgården, och som på sikt kan införas över hela landet, är uppenbara: färre kunder påverkas vid elavbrott och felen avhjälps snabbare.
– Istället för att leta längs hela ledningen, som kanske skulle ta en hel dag, så kan felet avhjälpas på inom någon timma – eller på mindre tid än så.
– Våra erfarenheter av ett liknande projekt i Tyskland, där Siemens kommit långt med den här tekniken, visar att den genomsnittliga avbrottstiden per år blir cirka fyra gånger kortare.