Probleme mit der Stromqualität in Indien

Indiens Energieversorgungsunternehmen (Discoms) sind für die Versorgung und Verteilung von Energie an eine Vielzahl von Verbrauchern (Industrie, Gewerbe, Landwirtschaft, Privathaushalte usw.) verantwortlich. Laut dem Brooking Institute sind sie aus finanzieller und betrieblicher Nachhaltigkeitsperspektive auch das schwächste Glied im Energieökosystem.

Die Qualität der Stromqualität

Natürlich geht es bei der Stromversorgung nicht nur darum, Haushalte an das Stromnetz anzuschließen und für die erbrachten Leistungen Geld zu kassieren. Es geht darum, den Verbrauchern eine gleichbleibend gute Stromqualität zu bieten. Dies gilt insbesondere für Industrie- und Gewerbebetriebe, die im Versorgungsgebiet eines Discom-Anbieters tätig sind.

Spannungsspitzen, Oberschwingungen oder Unterbrechungen – unabhängig von ihrer Dauer – können und werden Geräte beschädigen. Neben Schäden an empfindlichen Geräten und den darauffolgenden kostspieligen Reparaturen führen Probleme mit der Stromqualität zu Zeitverlusten, beschädigten Daten, geringerer Produktivität und einer verkürzten Lebenserwartung der Geräte.

Die Asian Power Quality Initiative unterstreicht die Bedeutung einer kontinuierlichen Überwachung der Stromqualität (PQ) und stellt damit eine Abkehr vom eher traditionellen „reaktionären“ Ansatz der Vergangenheit dar.

Sie geben an, dass „eine kontinuierliche Überwachung der PQ wahrscheinlich die einzige Möglichkeit ist, die aufgrund einer schlechten PQ auftretenden Probleme genau zu überwachen und zu analysieren.“

Die daraus resultierenden Vorteile umfassen:

Proaktives Management:  Ermöglicht die Erkennung von Trends und die Extrapolation von Risiken auf Sicherheit und Zuverlässigkeit an bestimmten Punkten im Stromnetz.

Unterstützt vorbeugende und vorausschauende Wartung:  Die Erkenntnisse darüber, wie die Ausrüstung auf bestimmte PQ-Ereignisse oder Störungen reagiert, ermöglichen Vorausschau für rechtzeitige Abhilfemaßnahmen. Darüber hinaus können die Wartungsteams das Zeitfenster für vorbeugende Wartung optimieren, da bisher nicht verfügbare Erkenntnisse gewonnen werden. Auf Grundlage der Daten aus der kontinuierlichen Überwachung können spezifische Verfahren entwickelt werden, um Unterbrechungen und Ausfälle zu vermeiden.

Mit Diagnosefunktionen für bestimmte Bedingungen kann die PQ-Überwachung einen erheblichen Einfluss auf die Entwicklung von Programmen zur vorbeugenden Wartung haben. Früherkennung von Problemen: Anhand der für das Netzwerk angegebenen PQ-Parameter kann das System erkennen und Warnmeldungen senden, wenn sich die Bedingungen zu verschlechtern beginnen. Dadurch wird die rechtzeitige Lösung von PQ-Problemen sichergestellt, bevor sie Schaden anrichten können.

Genaue Planung von Kapitalinvestitionen zur Verbesserung der Stromqualität: Ein wichtiger Aspekt ist die Fähigkeit, zukünftige Kapitalinvestitionen aufgrund der Verfügbarkeit von Echtzeit- und historischen Daten genau zu planen. Eine kontinuierliche Überwachung der Stromqualität bietet Zugriff auf diese detaillierten Informationen.

Sicherstellung der Konformität: Die Konformitäts- und Regulierungschecklisten für PQ-Parameter werden ständig erweitert. PQ ist ein integraler Bestandteil mehrerer interner Qualitätskontrollprogramme, branchenspezifischer Normen und internationaler Standards.

Datenaustauschformat für die Stromqualität

One of the key goals of PQ monitoring is to be able to establish a benchmark for PQ, whether it’s across a facility or at an industry level. Continuous PQ monitoring is becoming increasingly adopted across the sector, accompanied by a rise in the diversity of PQ software applications, underlying database platforms, and logics to run simulations and analyse data.

A Power Quality Data Interchange Platform (PQDIF) specifies a common format for PQ measurement. The IEEE Power Engineering Society Task Force is standardising the data interchange format. The guidance provided by the neutral platform is key to ensuring a consistent form of data exchange between software and monitoring devices for its universal applicability.

Consumer-centric service contracts

SAIFI, SAIDI, MAIFI – while all are used to measure distribution system reliability, they may not be detailed enough to provide information about the reliability for two utilities with different feeders. Nor do they necessarily take into account the proportion of interruptions caused due to faults at the customer end.

Continuous PQ monitoring systems, however, provide more accurate insights which can be easily tracked and analysed to improve performance and get flexible contracts that reward customers maintaining good PQ.

Poor PQ is one of the root causes of business problems including productivity losses, downtime, loss of reputation and goodwill, customer dissatisfaction and much more.

Continuous Power Quality monitoring provides an opportunity to gain real-time insight into the health of a power system and is a vital and integrated part of the power system to maintain its reliability.

Smart Energy International spoke with Chintamani Chitnis, Head: Grid Operations, Power System Control Centre (PSCC) in Mumbai, about specific challenges being experienced within the state of Maharashtra concerning power quality.

Power Quality is an issue that has been taken very seriously by the transmission and distribution system operators in the state.

The distribution level network is almost 95% underground and is therefore little affected by extreme weather events. However, the transmission system is affected, and for this reason, automation of the system has been undertaken – through SCADA on the transmission side, and a distribution management system (DMS) on the distribution side – in order to minimise the impact on customers.

All operations at 220kV level are 100% automated, and all transmission networks are N -1 compliant, meaning that redundancy to the level of 100% is achieved in terms of consumers.

The subsequent System Average Interruption Frequency Index (SAIFI), System Average Interruption Duration Index (SAIDI) and Consumer Average Interruption Frequency Index (CAIFI) scores are the best in India and are comparable with the best in the world, says Chitnis. This is primarily due to the network planning being done in such a way as to enable continued connection to customers even if a feeder should be lost. Even if a feeder should be taken off the grid, there is always another feeder available.

Related in the distribution network the underground network automation systems are handled in such a way that the network is fully equipped with fault passage indicators and the ring main units are fully automated; thus many distribution substations have an auto-transfer scheme and manual intervention is totally avoided. Self-healing grid functionality is wholly decentralised, and there is no manual intervention at all from central control.

End-consumer interruptions thus sit at about 20 minutes a year. By utilising an ‘islanding system’, power supply in Mumbai is assured uninterrupted within the city limits. Disruptions to the grid in the Western Regional Power grid results in automatic isolation of the city from the rest of the grid.

The total customer base in Mumbai is about 3.5 million, with Chitnis’s team being responsible for 750,000 customers. The total consumer base is divided between four different utilities in Mumbai and consumers have the option to switch ‘wires’ to another utility as they wish.

“Unlike in other parts of the world where this likely happens only on the supply side, in Mumbai you can change even the wires,” says Chitnis.

“Therefore the continuity of supply you afford to the consumers is of paramount importance for each of the utilities. As a result, consumers switch for multiple reasons, including tariff or power quality.”

Automation on the transmission and distribution networks.

The distribution networks in the area are automated up to about 40% for big substations. Substations are automated in a ring configuration connecting two substations and smaller substations in-between.

“If there are ten substations in a ring, 50% of them will be automated. The philosophy of automation is provided in the first leg of the ring and somewhere in the middle – more commonly known as the mid-way operating point. In the case of a fault on either of the sides, you can switch the consumers to an alternate feeder. This is done with the help of fault passage indicators which are communicable and visible on the DMS. If an operator notices any tripping on the DMS, he automatically also sees what kind of fault passage indications are available on each of the stations and, based on the fault passage indicators, he isolates the section indicated and inferred to be faulty, and restores it.

The total restoration time we usually have in terms of automated substations is less than 2-3 minutes for each of these rings.

“At some critical consumer locations, we have an autochanger scheme where the operator doesn’t have to intervene, and there is an automatic change over to another supply in the event of the normal supply tripping, without any manual intervention. So within a matter of milliseconds this changeover happens.

“The communication is enabled through GPRS and fibre for the bigger substations. All of these assets are mapped on our GIS, and therefore in real-time we can see what areas are out of supply and restore the consumers who are affected.

The GIS is connected to the CRM, and this allows customer service representatives the opportunity to identify and provide accurate information on restoration efforts when they are speaking to customers who have called in regarding an outage.

On the transmission lines, the high rated substations are primarily gas-insulated substations and are 100% automated.

In addition to operations, transformers and voltage correction can be controlled remotely in cases where voltages fluctuations are experienced. There are various other alarms built in, where for instance, voltage variations are clearly highlighted. Overhead lines are equipped with auto reclosers which, in the event of a transient fault, will island the feeder and enable restoration of the line within a matter of milliseconds.

Cascading blackouts have been almost completely eliminated, but as a backup, load trimming is possible to reduce the load on a specific line and ensures the line remains active. This infrastructure means system load is controllable to avoid blackouts.

Cyber protection

Disaster management plans are in place and the responsibility of the IT department.

However, IT and OT systems are kept entirely separate from one another, and it is through this that threats to the external network are minimised. Additional security features include compliance with international cybersecurity standards.

The fibre networks operate on a similar ring system to the topology, by the transmission and distribution networks.

And while the cellular networks do suffer command failures from time to time, the percentage of these are around 5% and considered fairly minimal. 95% – 97% is the norm in terms of communication availability across the network.

Longer-term outages which cannot be addressed by rerouting the supply, and which are caused by accidents on the physical grid, are dealt with swiftly.

Standard procedure is to provide portable generation to the affected areas, thereby restoring power supply. In most cases, supply is fixed and restored within a period of three hours. These kinds of incidents are rare, occurring perhaps once or twice per annum.

Die Versorgungsunternehmen in Mumbai sind jedoch eher besorgt über die Qualität des Stroms im Netz. Spannungsspitzen oder -einbrüche sind in erster Linie auf die Verbundstruktur des Netzes zurückzuführen, und Störungen im Netz werden auf Verbraucherebene – normalerweise große Industrie- oder Gewerbebetriebe – übertragen und äußern sich als Spannungseinbrüche. Diese vorübergehenden Einbrüche können sich auf Maschinen vor Ort auswirken und dem Verbraucher erhebliche Reparaturkosten verursachen.

Die Stromqualität wird von zwei Seiten gesteuert: zum einen von der Lastseite und zum anderen auf Netzebene.

Der Prozentsatz der von den Verbrauchern wahrgenommenen Spannungseinbrüche ist direkt proportional zum Fehlerniveau des Systems.

„Als Systembetreiber und in Absprache mit den anderen Übertragungsnetzbetreibern und dem staatlichen Last- und Verteilzentrum versuchen wir, von einer Philosophie des kontinuierlichen Betriebs zu einer Philosophie des sektionalen Betriebs überzugehen. Durch die sektionale Betriebsweise wird erwartet, dass die Störungshäufigkeit drastisch sinkt.

„Wir konnten die Stärke der Spannungseinbrüche reduzieren, sodass Spannungseinbrüche, die vorher bei 75 % oder 100 % lagen, jetzt drastisch auf 0 % bis 25 % sinken. Das bedeutet, dass bei einer Spannung von 100 kV jetzt ein Abfall von bis zu 75 kV zu verzeichnen ist, während es vorher Abfälle von bis zu 25 kV gab.“

Durch die Unterteilung der Höchstspannungsschienen und die Reduzierung der Fehlerpegel um etwa 50 % konnte die Stärke der Spannungseinbrüche drastisch reduziert werden, sodass der Verbraucher nahezu immun gegen Spannungseinbrüche ist.

Da auch die Dauer des Spannungseinbruchs eine Rolle spielt und größtenteils von nicht ordnungsgemäß funktionierenden Schutzsystemen abhängt, muss jede Abschaltung auf der 220-kV-Ebene innerhalb von 160 Millisekunden erfolgen.

Um dieser speziellen Anforderung gerecht zu werden, wurden Schutzsysteme installiert, die alle über numerische Relais verfügen und den Fehler innerhalb von 160 bis 200 Millisekunden beheben können, während gleichzeitig der Spannungsabfall auf etwa 20 % begrenzt wird. Alle Geräte in der Leitung sind in der Lage, diesen Spannungsabfall von dieser Stärke und Dauer auszuhalten.

Chitnis fasst zusammen: „Auf diese Weise konnten wir das Risiko eindämmen. Wir haben dieses Programm letztes Jahr gestartet und können sicherstellen, dass die Verbraucher bei etwa 75 % der normalen Spannungseinbrüche im System nicht betroffen sind.“