Den nye nettstasjonen på Hvaler er satt inn i ordinær drift, men vil samtidig fungere som en teststasjon for Smart Energi Hvaler. Foto: Claude R. Olsen
Dagens rundt 200 nettstasjoner i distribusjonsnettet i Hvaler gir svært lite informasjon om tilstanden i nettet. Samtidig har alle de rundt 6000 boligene og hyttene i Hvaler fått installert AMS, uten at de som driver nettet har fått nytte av all informasjonen fra målerne. Men snart skal operatørene i driftssentralen til Fredrikstad Energi få en ny hverdag.
Smarte nettstasjoner i kombinasjon med AMS gjør det mulig for operatørene i driftssentralen å overvåke hele nettverket, fra den enkelte kunde til høyspenttransformatorstasjoner. Rett på skjermen får operatørene varsel når en feil oppstår og nøyaktig hvor den er. Dermed kan de sende ut folk til å reparere feilen, kanskje allerede før kundene ringer og klager. Operatørene kan også raskt koble om nettet slik at strømmen kommer frem via alternative ruter.
Nettselskapene sparer store kostnader i forbindelse med feilretting når reparatørene kan sendes direkte dit feilen er, i stedet for at de må sjekke hele linjen fra høyspenttrafoen til kundene.
Viktig læreprosess
Den nye nettstasjonen ble nylig installert i en kiosk ved Listranda Camping på Asmaløy i Hvaler kommune i forbindelse med en oppgradering av strømtilførselen der. Nå er den i ordinær drift samtidig som den er en del av Smart Energi Hvaler og det store DeVID-prosjektet.
‒ Vi står foran en utvikling på smarte nett. Da er det viktig for oss å teste ut teknologi og funksjoner før AMS-målerne er på plass i 2019, sier sjefingeniør Anders Lie som leder prosjektet i Fredrikstad Energi.
Nettstasjonen skal gi informasjon om feil både i høyspentnettet og lavspentnettet.
‒ Når vi kan koble disse dataene sammen med AMS-dataene fra kundene, blir dette veldig interessant. Nettstasjonen og driftsstøttesystemet blir et laboratorium for å teste ut viktige smartnettfunksjoner, og en mulighet til å omsette kunnskap til praksis, sier han.
Spekket med funksjonalitet
Reparatører som Oddbjørn Johnsen får en enklere jobb når informasjon fra nettstasjonen gjør at operatørene på driftssentralen ser hvor i nettet feilen er. Foto: Claude R. Olsen
I den nye nettstasjonen til ABB blir alle viktige driftsparametre målt kontinuerlig. Informasjon om strømbrudd, temperatur, belastning og jordfeil sendes til driftssentralen. I demoen går måledataene fra nettstasjonen på Listranda inn i SCADA-systemet til ABB i Skien og skal derfra gå videre inn i DMS-systemet som Powel installerer driftssentralen til Fredrikstad Energi. SCADA er et nettverkstyringssystem som gjør det mulig å fjernstyre brytere og se hvor feilen er i distribusjonsnettet. DMS (Distribution Management System) er et driftsstøttesystem som behandler dataene og viser dem på en forståelig måte i driftssentralen.
‒ I dag har driftsentralene bare full oversikt over trafostasjonene i høyspentnettet og ikke nettstasjonene i distribusjonsnettet. Med full overvåking av alle nettstasjonene, blir det langt flere punkter å holde styr på. Det kan være hundre ganger så mange nettstasjoner som trafostasjoner, og datamengden blir fort enorm og det blir mange punkter å styre. Derfor trenger man mye bedre systemstøtte og man må jobbe på andre måter i driftssentralene, sier Smart Community Manager Stian Reite i ABB.
Bedre beslutninger
I første trinn setter Powel opp en kobling mot nettstasjonen til ABB som gjør at feil i nettet kommer direkte inn på skjermen i driftssentralen hos Fredrikstad Energi. Der står Powels iAM-system (infrastructure asset management) med en DMS-modul som vil gi driftssentraloperatøren all relevant informasjon om status i den smarte nettstasjonen til enhver tid.
‒ Vi tror at skal du hente ut nytteverdi av informasjon ute i nettet, må informasjonen gjøres tilgjengelig i de verktøyene man tar beslutningene med. Enten det er når du skal skifte ut en nettstasjon eller vite hvor du har observert en feilstrøm, sier Direktør Smart Grid Kjetil Storset i Powel AS.
Ved å koble sammen informasjonen fra AMS-løsningene og fra smarte nettstasjoner kan nettselskapene ta bedre beslutninger og spare store beløp bl.a. på å utsette utskiftinger av nettstasjoner ifølge Storset.
Utstillingsvindu
For både ABB og Powel har Smartgridsenteret og DeVID-prosjektet som er støttet av ENERGIX programmet i Forskningsrådet fungert som en katalysator i utvikingen av egne systemer, og gitt dem et nettverk med potensiell kunder.
‒ På Hvaler får vi testet ut i praksis løsningene vi lager. Vi kan teste opp og ned i mente på laben, men det er når vi får testet i praksis du får de gode erfaringene. Smartgrid handler jo om samspillet mellom utstyret man har ute i nettet og systemene man har inne på e-verket, sier Reite.
Fra ABB i Skien der nettstasjonene og bryteranleggene utvikles og bygges, går 80-90 prosent av produksjonen til eksport.
‒ Jo bedre løsninger vi klarer å ta frem og teste i Norge, og dermed få presset kostnadene ned, jo bedre er det for oss på eksportmarkedet. Dette prosjektet kan bidra til å få enda mer verdiskaping i Norge, sier Reite.
Powel er en stor aktør i det nordiske markedet og etablerer seg nå også med egne ansatte i stadig flere land utenfor Norden.
‒ Vårt fokus på Hvaler er å sette opp hele verdikjeden fra målingene inn til der beslutningene skal tas og nytteverdien hentes ut. Vi vil vise i praksis at nytteverdien man har snakket om ikke bare er teori. Nå får nettselskapene også se hvordan slike løsninger vil påvirke måten de tar beslutninger på, sier Storset.
SCADA skjermbildet av Hvaler-kiosken. Foto: ABB
Del på facebook
Del på linkedIn
