Tekniken bakom Sveriges nya mikronät

Kraven på mikronätet på skärgårdsön Arholma är stora. Bland annat får frekvensen inte avvika från elnätet. Här går projektets elinstallatör igenom fyra avgörande punkter.

Inne i battericontainern visar elektrikern Lars-Göran Karlsson tekniken som testas. I ett utrymme står litiumjon-batterierna, fördelade på tre rack med 17 moduler i varje. I ett annat rum sitter den dubbelriktade växelriktaren (SMA) som kan styra elproduktionen från solcellerna.

”…Det komplicerade är att praktiskt bygga och anpassa exempelvis styrsystem, transformatorer, batterier, brandskyddsutrustning, klimat- och kylanläggningar i energilagret…”

Lars-Göran Karlsson, elinstallatör

Boendeperspektiv:
”Frågan är om det blir möjligt att koppla in fler solceller på ön?”

Läs också:
Mikronät: Långvarig ödrift inte det viktigaste

På ön finns två energilager. Anledningen till det är att man vill sprida ut lasten. Inmatningspunkter och last finns på hela ön.

– Konceptet mikronät är rätt oprövat. Komponenterna finns på marknaden. Det komplicerade är att praktiskt bygga och anpassa exempelvis styrsystem, transformatorer, batterier, brandskyddsutrustning, klimat- och kylanläggningar i energilagret, och att med hjälp av mjukvaran få de olika delarna att kommunicera med varandra, säger han.

Lars-Göran Karlsson från Vattenfall Network Solutions och samarbetspartnern Andrea Cascavilla, från italienska ingenjörsföretaget Loccioni, sammanfattar de främsta eltekniska utmaningarna i projektet:

1. Hur man styr abonnenters elproduktion

Lärdomar ska dras i den lilla anläggningen med 2 500 watt solceller. I nuläget laddar inte abonnenternas solelanläggningar batterierna. Men för framtiden är det viktigt att veta hur styrning av deras anläggningar kan göras.

– Det tar vi reda på med hjälp av solcellerna och den styrbara växelriktaren i energilagret i Bergvreten. Målet är att solcellerna inte ska leverera mer än vi behöver. För detta har det varit viktigt att hitta rätt växelriktare, säger Lars-Göran Karlsson.

Utöver det måste regelverket anpassas, tillägger Vattenfall, så att de tillåts styra en abonnents anläggning i ett mikronät. Detta blir fundamentalt i framtida mikronät, för att undvika överladdning av batterierna eller total bortkoppling.

2. Få mikronätets olika delar att tala med varandra

– Vi behöver inhämta information från alla transformatorstationer, bearbeta data och skicka den till Vattenfalls kommunikationscentral. Integrationen av alla delar har varit rätt utmanande, säger Andrea Cascavilla från Loccioni och visar styrningen på en display inne i battericontainern – där också ödriften slås på eller av.

Han har arbetat med datakommunikationen mellan alla elnätstationer på ön. På en karta på containerns vägg visar sex gröna prickar var stationerna sitter. En ljusgrön prick visar styrmastern som placerats tillsammans med det ena energilagret, på södra ön.

3. Frekvenskontrollen gentemot det stora elnätet

När ödriften slås av, och fastlandets elnät kopplas in igen, är det viktigt att synkronisera frekvensen mellan mikronät och fastlandsnät (50 hertz). Det ordnas i det här fallet av en automatisk synkroniseringsenhet, som fasar ihop frekvens och spänning. 

– Den sitter där sjökabeln kommer in till ön, och känner hela tiden av mikronätet och fastlandsnätet. När de ligger helt lika sker hopkopplingen, säger Lars-Göran Karlsson.

4. Koll på kortslutningseffekten

När elnätet på fastlandet matar ön är kortslutningseffekten hög. Det gör att alla säkringar löser ut i rätt tid, i nätstationer och hos abonnenter. 

Läs också:
Tänker du på kortslutningsströmmen vid ödrift?

När mikronätet går i ödrift matas det av batterier och växelriktare som inte kan leverera samma höga kortslutningseffekt. Då måste reläskydd i transformatorstationerna ställas om, för att säkringarna ska lösa ut i rätt tid.

– Vi har gjort beräkningar, så att det löser ut om något blir fel. I svaga nät finns annars risk för elolyckor, men det undviker vi här, säger Lars-Göran Karlsson.