Feil- og avbruddshåndtering i smarte distribusjonsnett

This project has investigated how smartgrid technology can be utilized in the electric distribution grid to reduce the duration of interruptions in the electricity supply and socio-economic costs of interruptions. Sensors capable of detecting grid faults are important elements in smart distribution grids. Utilization of this information gives potentials for reducing both frequency and duration of interruptions in the electricity supply. The sensors can be used for smarter handling of faults and interruptions and enable faster restoration of electricity supply. The sensors' ability to detect faults in the grid will also contribute to less connections and reconnections during outages, thus resulting in fewer short interruptions and voltage drops. The information about grid faults is collected by connecting the sensors to the control system and combined with various measurements in the grid for calculation of the distance to the fault location. This will reduce the time needed searching for the fault, and provide decision support for the operators enabling faster connections to restore the supply. Utilization of such smartgrid technologies can be taken a step further in a self-healing grid. Such grids are characterised by exploitation of digital components and communication solutions for monitoring the grid and automatically detecting and isolating faults, and restoring the supply to other parts of the grid. This will give additional reductions in frequency and duration of interruptions. Fault indicators, remote control, and calculation of the distance to the fault, is being tested and demonstrated in about ten different parts of the grid at three different grid companies. The new functionality has improved work processes and decision support for the fault and interruption handling. The project has developed a methodology and a prototype tool for reliability of supply analysis, incorporating the new functionality. The tool has been utilised by one of the grid companies and tested on their grid, in cooperation with bachelor- and master students. The project has revealed potentials for faster fault localisation, with reductions in the interruption duration as well as the number of partial interruptions during the sectioning. Calculations show that the interruption costs (CENS) may be reduced by 30-50 % using fault indicators and remotely controlled disconnectors compared with the current fault- and interruption handling. The potential for Norway as a whole is estimated to about 125 MNOK per year in reduced interruption costs caused by faults in the MV distribution grid, using such technology.

Prosjektet har medført endring i arbeidsprosesser knyttet til feil- og avbruddshåndtering, noe som vil gi reduserte driftskostnader. Det har gitt bedre beslutningsgrunnlag og økt kompetanse mht. løsninger for feil- og avbruddshåndtering, og analyse av leveringspålitelighet der smartgridteknologi inngår. Videre har det gitt verdifulle erfaringer knyttet til etablering av test/-demonstrasjonsinfrastruktur for feil- og avbruddshåndtering i distribusjonsnettet. Prosjektet har avdekket potensialer for hurtigere feillokalisering, med reduksjon av både avbruddsvarighet og antall delavbrudd . Beregningene viser at avbruddskostnadene kan reduseres med 30-50 % ved bruk av kort- og jordslutningsindikatorer og fjernstyrte seksjoneringsbrytere sammenlignet med dagens feil- og avbruddshåndtering

Prosjektet vil undersøke hvordan ny smartgrid-teknologi og -funksjonalitet kan utnyttes for å oppnå en bedre feil- og avbruddshåndtering i distribusjonsnettet og til å redusere kostnader ved ikke levert energi (KILE) på en samfunnsmessig rasjonell måte. Et viktig element i smarte distribusjonsnett er ulike sensorer som kan indikere feil som kortslutninger og jordslutninger. Utnyttelse av informasjon som slik teknologi gjør tilgjengelig, innebærer potensialer for reduksjon i både antall og varighet av avbrudd for sluttbrukere. Sensorene kan utnyttes for smartere feil- og avbruddshåndtering gjennom raskere feildetektering, -lokalisering og isolering av feilstedet etter feil i distribusjonsnettet. Feilindikatorene kan knyttes til driftskontrollsystemet vha. Remote Terminal Units for innsamling av tilstandsinformasjon. Disse kan videre tilknyttes målere for innhenting av informasjon fra f.eks. spennings-målinger. Feilindikatorene vil også kunne bidra til å redusere antallet koblinger under driftsforstyrrelser, og resultere i færre kortvarige avbrudd og spenningsdipper. Målinger i nettet og estimering av feilsted, kombinert med beregninger av KILE, kan også utnyttes til å etablere beslutningsstøtte for smartere koblinger fra driftssentralen. Utnyttelse av slike smartgrid-teknologier kan videreføres i et såkalt self-healing (selvreparerende) nett. For at nettselskapene skal bli trygge nok til å ta de nødvendige stegene for å ta den nye teknologien i bruk, må utstyret testes og demonstreres for å verifisere funksjonalitet og ønsket effekt for leveringspåliteligheten. Det må også utvikles ny metodikk som kan brukes til å kvantifisere effekten og til kost-nytte analyse av å ta i bruk teknologien. Den nye metodikken vil ha som formål både å identifisere hvor i nettet potensialene finnes og hvor løsningene er lønnsomme, og som beslutningsstøtte i driften. Prosjektet vil bidra til økt netteffektivisering, mer effektive arbeidsprosesser og reduserte KILE-kostnader.