Experience оf Smart Grid Implementation for Optimization of the Distributive Electric System Operation Expenses

Page 1
background image

The MAIN JOURNAL for POWER GRID SPECIALISTS in RUSSIA

3 - 6   J U N E   2 0 1 9

MADRID, SPAIN

The MAIN JOURNAL for POWER GRID SPECIALISTS in RUSSIA

3 - 6   J U N E   2 0 1 9

MADRID, SPAIN


Page 2
background image

22

Experience оf Smart Grid Implementation 
for Operation Сosts Optimisation
of Distribution Power System

Dmitriy SHAROVATOV,

 BESK JSC

Andrey KUCHERIAVENKOV,

 Trinity Engineering LLC

ANTRAKS R&D, LLC

+7 (495) 991-12-30,

www.antraks.ru,

offi  ce@antraks.ru

N

owadays  half  of  World's  population  is  living 

in  the  cities.  According  to  the  forecasts  ur-

ban  population  will  reach  60%  by  the  2030.

Successful city growth is highly depend on its 

energy system growth and improvement. Russian inno-

vative energy company BESK, who owns transmission 

and distribution power grids 0.4 to 500 kV implements 

complex  renovation  of  the  energy  system  based  on 

Smart Grid principles during last 3 years.

Prior the project start Ufa city power distribution grid 

had a lot of system issues prevented it's eff ective growth 

like: usage of old and outdated equipment (the equip-

ment was mainly mounted in 1970-1980), unsystematic 

building of the grid and signifi cant load increase (up to 

1/3  of  total  regional  power  capacity).  City  population 

and territory growth makes it harder to get operational 

access to the grid facilities while intensive construction 

inside  existing  areas  causes  demand  to  increase  grid 

capacity without building of new power supply facilities 

as there is no space for them. To select the required set 

of power grid control and monitoring base technologies 

which  should  be  implemented  (claimed  as  Smart  Grid 

in total) it was taking in account specifi c characteristics 

of Ufa city power system as well as forecast information 

regarding its future development.

DEFINITION OF MODERNIZATION CRITERIA

According to the project feasibility study one of the most 

important concepts was to provide full network observ-

ability and manageability by renovate no more than 25% 

of  substations.  That's  why  it  was  important  to  range 

overall grid facilities such as substations and cable pow-

er lines by renovation priorities. First of all, criteria for 

providing  substations  with  remote  control  and  remote 

monitoring  was  defi ned.  The  criteria  was  required  for 

SmartGrid  model.  Then    equipment  renovation  order 

prio rities were set.

Priorities for substation remote control:

1.  All distribution substations.

2.  Transformer  substations,  where  a  network  division 

points are located (normal breaks).

3.  Transformer  substations,  which  have  two  or  more 

branches with other transformer substations.

4.  Transformer  substations  that  signifi cantly  aff ect  the 

power supply of particularly important consumers.

5.  Transformer  substations  located  in  the  transmission 

networks which are the most important for operational 

and technical management.

Priorities for substation remote monitoring:

1.  All distribution points and transformer substations pro-

vided with remote control.

2.  All new substations and substations which will be re-

novated or rebuilt.

3.  Other transformer substations where observability is 

signifi cant  (typically  it  should  be  one  observable  for 

each two-three no observable).

Priorities of equipment renovation order:

1.  Meeting the requirements from the System operator 

about the amount of power involved in the temporary 

shutdown schedule.

2.  Elimination of the network overload, reliable commu-

nication channels organization.

3.  Reliable  power  supply  for  consumers  from  the  fi rst 

power supply reliability category (health facilities, child 

care facilities, control centres etc.).

This  chronological  priority  order  of  equipment  reno-

vation  allows  energy  company  to  provide  high  power 

system  reliability  during  the  project  execution  and  after 

its completion.

FINE-TUNING TECHNOLOGIES

IN PILOT PROJECT

The test of selected approach under conditions of target 

system and the creation of the basic foundations of pilot 

project modernization were initiated in May 2014. The 

scope of the pilot project included:

 

– renovation  and  automation  of  power  grid  section 

consists of two distribution substation and fi ve trans-

former substations (according to full project it should 

be renovated about 500 substations in total);

 

– construction of power grid control centre in Ufa city;

 

– establishment  of  intelligent  commercial  power  me-

tering system in pilot region. 

PCI Control automated dispatch control system be-

came  the  core  of  Network  management  centre  of  the 

BESK. Reconstruction of distribution points and trans-

former substations included replacement of the old and 

worn-out  switching  units  to  new  ones,  replacement  of 

measuring  current  and  voltage  transformers  with  ad-

vanced devices and also transferring the data to electric-

ity generation facilities in normal or emergency modes 

to Network management centre.

Signifi cant  contribution  to  electric  system  reliability

improvement  and  minimization  of  emergencies  during

the  pilot  project  was  made  by  network  optimization

during connection of new clients. Previously observed 

SMART GR

I


Page 3
background image

23

network overload had disappeared and replacing over-

head power line sections with cable ones allowed to im-

prove the insulation. 

Replication  of  pilot  project  proven  solutions  is  cur-

rently applied in the entire Ufa city electric system. The 

plan  of  transition  from  current  condition  to  SmartGrid 

target model is designed for 5 years and includes the 

following: reconstruction and automation of 513 distrib-

uting  points  and  transformer  substations  for  ensuring 

their controllability and observability, network structure 

optimization (installation 100 km of cable lines) and also 

installation more than 80,000 metering devices.

As a result of this, Smart Grid pilot project level of 

commercial  power  losses  was  decreased  by  96.3%: 

from 27.3% to 1% (about 500,000 rubles). According to 

the results of the successful pilot project, the estimations 

obtained on the stage of feasibility study were correct.

 

ENSURING SYSTEM OBSERVABILITY

Implementation  of  the  functions  specifi ed  in  feasibility 

study has required substantial increase the amount of 

normal mode data as well as emergency mode data. 

Normal mode data included the traditional set:

 

– switch  positions  (circuit-breakers,  draw-out  ele-

ments, earthing blades, jumpers);

 

– current mode parameters for each connection (cur-

rent, power, quantity of electric energy) and param-

eters  common  for  all  sections  (voltage,  frequency 

etc.).

According to the results of the pilot project, diffi  culties 

of  the  transformer  substations  observability  were  un-

derstood. Practical tests of devices from three diff  erent 

manufacturers (Germany and Russia) have shown that 

devices  identifi cation  of  phase-to-ground  short  circuit 

direction as well as of double- and triple-phase short cir-

cuits and double and triple line-to-ground short circuits 

plays critical role. According to this, feeder monitoring 

devices performance was improved. 

On the basis of more sensitive device manufactured 

in Russia by A-signal which determines the direction of 

emergency  processes  with  current  of  more  than  0.5 A, 

new-generation  device  which  can  precisely  determine 

very short-term network processes was developed. Net-

work consisting of such devices can collect the data of 

residual  fault  current  and  transfer  it  into  the  cloud  sys-

tem  which  performs  correlation  analysis  and  precisely 

detects emergency area. Versatile distributed network of 

de veloped feeder monitors with intellectual cloud comput-

ing might help not only to detect the emergency area but 

also, in some cases, to predict this process and needs in 

network equipment maintenance. Cost of each measur-

ing point was reduced during the development stage.

Application  of  the  specialized  feeder  monitor  “A-sig-

nal” devices ensured the increased amount of emergency 

data on each feeder – short-circuit current, damage type 

(PTP, PTG), failed phase, fail direction. Such data content 

allows engineers to signifi cantly reduce duration of emer-

gency  areas  detection  and  respectively  to  substantially 

improve key SAIDI and SAIFI indicators. 

Practical test of A-Signal devices capabilities included:

 

– double-  and  three-phase  short  circuits  between 

phases;

 

– phase-to-ground short-circuits;

 

– phase-to-ground short circuits in diff erent feeders.

At the present time during Smart Grid project implemen-

tation  on  the  reconstructed  distributing  points  and  trans-

former substations integration of supervisory system with 

upgraded feeder monitoring devices is being performed. 

Now  there  is  a  capability  of  network  overload  rapid 

identifi cation,  changing  of  network  diagram,  performing 

of scheduled and post-emergency switchings. Operating 

costs on reconstructed facilities were reduced due to in-

stallation of plug and play equipment.  

Р

Comparison of feeder monitors from diff erent manufacturer

Indicator

Sicame FCM,

Siemens

IKI-50, Kries-

Energietechnik

A-signal,

Antraks

En. CL Non en. CL En. CL Non en. CL En. CL Non en. CL

Insulated neutral

Double- and three-phase short circuits identifi cat.

Yes

Yes

Yes

Yes

Yes

Yes

Double- and three-phase short circuits direction identifi cat.

No

Yes

Yes

Yes

Yes

Yes

Double- and three-phase ground return short circuits identifi cat. 

Yes

No

Yes

No

Yes

Yes

Double- and three-phase line-to-ground short circuits direction 

identifi cat. 

No

No

Yes

No

Yes

Yes

Single line-to-ground short circuits identifi cat.

No

No

Yes

No

Yes

Yes

Single phase-to-ground short circuits direction detection

No

No

Yes

No

Yes

Yes

Compensated neutral

Double- and three-phase short circuits identifi cat.

No

Yes

Yes

Yes

Yes

Yes

Double- and three-phase short circuits direction identifi cat.

No

Yes

Yes

Yes

Yes

Yes

Double- and three-phase ground return short circuits identifi cat.

No

No

Yes

No

Yes

Yes

Double- and three-phase line-to-ground short circuits direction 

identifi cat.

No

No

Yes

No

Yes

Yes

Single line-to-ground short circuits identifi cat.

No

No

Yes

No

Yes

Yes

Single phase-to-ground short circuits direction detection

No

No

Yes

No

Yes

Yes

The 25th CIRED Session 
Special issue, June 2019


Читать онлайн

Nowadays half of World’s population is living in the cities. According to the forecasts urban population will reach 60% by the 2030. Successful city growth is highly depend on its energy system growth and improvement. Russian innovative energy company BESK, who owns transmission and distribution power grids 0.4 to 500 kV implements complex renovation of the energy system based on Smart Grid principles during last 3 years.

Поделиться:

Спецвыпуск «Россети» № 1(24), март 2022

Учебно-тренировочный комплекс ПАО «Россети Ленэнерго» по обучению современным цифровым технологиям

Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция Подготовка кадров
Виктор Катенев, Артем Суворов (ПАО «Россети Ленэнерго»)
Спецвыпуск «Россети» № 1(24), март 2022

Передовые технологии группы компаний «Россети»

Управление сетями / Развитие сетей Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Григорий Гладковский, Дмитрий Капустин (ПАО «Россети»), Эльдар Магадеев (НТС «Россети» / «Россети ФСК ЕЭС»)
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»