Problèmes de qualité de l’énergie en Inde

Les sociétés indiennes de distribution d'électricité Discoms sont responsables de la fourniture et de la distribution d'énergie à une variété de consommateurs (industriels, commerciaux, agricoles, domestiques, etc.). Il s’agit également, selon le Brooking Institute, du maillon le plus faible de l’écosystème énergétique, tant du point de vue de la durabilité financière que opérationnelle.

La qualité de la qualité de l'énergie

Bien entendu, la fourniture d’électricité ne consiste pas seulement à connecter les ménages aux câbles et à percevoir des revenus pour les services rendus. Cela nécessite la fourniture constante d’une bonne qualité d’électricité à ces consommateurs. Cela est particulièrement vrai pour les entreprises industrielles et commerciales opérant dans la zone de service d'une Discom.

Les pics de tension, les harmoniques ou les interruptions – quelle que soit leur durée – peuvent endommager et endommageront les équipements. Outre les dommages causés aux équipements sensibles et les réparations coûteuses qui en résultent, les problèmes de qualité de l’énergie entraînent une perte de temps, des données corrompues, une baisse de productivité et une réduction de la durée de vie de l’équipement.

L'Asian Power Quality Initiative souligne l'importance d'une surveillance continue de la qualité de l'énergie (PQ), ce qui s'éloigne de l'approche « réactionnaire » plus traditionnelle adoptée auparavant.

Ils déclarent que « la surveillance continue de la PQ est probablement la seule voie à suivre pour surveiller et analyser avec précision les problèmes découlant d’une mauvaise PQ ».

Les avantages qui en résultent comprennent :

Gestion proactive :  Permet d'identifier les tendances et d'extrapoler les risques à la sécurité et à la fiabilité en des points précis du réseau électrique.

Facilite la maintenance préventive et prédictive :  les informations sur la manière dont l'équipement réagit à des événements ou à des perturbations PQ spécifiques permettent de prendre des mesures correctives en temps opportun. Il permet également aux équipes de maintenance d'optimiser la fenêtre de maintenance préventive en fournissant des informations auparavant indisponibles. Des procédures spécifiques pour éviter les interruptions et prévenir les pannes peuvent être conçues sur la base des données issues d’une surveillance continue.

Grâce à ses capacités de diagnostic pour des conditions spécifiques, la surveillance PQ peut créer un impact significatif sur le développement de programmes de maintenance préventive. Détection précoce des problèmes : les paramètres PQ spécifiés sur le réseau permettent au système d'identifier et d'envoyer des alertes lorsque les conditions commencent à se détériorer. Cela garantit la solution rapide des problèmes PQ avant qu’ils ne puissent causer des dommages.

Planification précise des investissements en capital pour améliorer la qualité de production : un facteur important est la capacité à planifier avec précision les investissements en capital futurs grâce à la disponibilité des données historiques et en temps réel. La surveillance continue de la qualité de l’énergie permet d’accéder à ces informations détaillées.

Garantir la conformité : la liste de contrôle de conformité et de réglementation pour les paramètres PQ est en constante évolution. PQ fait partie intégrante de plusieurs programmes de contrôle qualité internes, de normes spécifiques à l'industrie et de standards internationaux.

Format d'échange de données sur la qualité de l'énergie

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.

Cependant, la qualité de l'électricité sur le réseau préoccupe davantage les services publics de Mumbai. Les surtensions ou les baisses d'approvisionnement sont principalement dues à la nature interconnectée du réseau et les perturbations sur le réseau se répercutent jusqu'au niveau des consommateurs – généralement de grandes entreprises industrielles ou commerciales – et se manifestent par des baisses de tension. Ces baisses passagères peuvent avoir un impact sur les machines sur site et entraîner des coûts de réparation importants pour le consommateur.

Les considérations relatives à la qualité de l’énergie sont contrôlées de deux côtés. D’une part, c’est du côté de la charge, et de l’autre, au niveau du réseau.

Le pourcentage de baisses constatées par les consommateurs est directement proportionnel au niveau de défaillance du système.

« En tant qu'opérateur de système, et en consultation avec les autres services publics de transport et le centre de chargement et de répartition de l'État, nous essayons de migrer d'une philosophie d'exploitation continue vers une philosophie d'exploitation sectionnée. En sectionnant les opérations, on s’attend à ce que les niveaux de défauts diminuent considérablement.

« Ce que nous avons pu faire, c'est réduire l'ampleur des creux de tension et ainsi les creux de tension qui étaient auparavant de 75 % ou 100 % vont désormais diminuer considérablement entre 0 % et 25 %. Cela signifie que si la tension est de 100 kV, vous constaterez désormais une baisse jusqu'à 75 kV par rapport à précédemment, lorsque des chutes à 25 kV étaient constatées.

En sectionnant les bus THT et en réduisant les niveaux de défauts d'environ 50 %, l'ampleur des creux de tension a considérablement diminué et le consommateur est donc presque immunisé contre les creux de tension.

Étant donné que la durée de la chute de tension est également importante et dépend principalement du mauvais fonctionnement des systèmes de protection, tout déclenchement au niveau de 220 kV doit être résolu dans un délai de 160 millisecondes.

Ce qui a été fait pour répondre à cette exigence spécifique est l'installation de systèmes de protection dotés de relais numériques et capables d'éliminer le défaut en 160 à 200 millisecondes tout en limitant la chute de tension à environ 20 %. Tous les équipements en aval sont capables de supporter cette baisse d’ampleur et de durée.

Chitnis conclut : « C’est ainsi que nous avons pu atténuer le risque. Nous avons lancé ce programme l’année dernière et nous pouvons constater que les consommateurs ne sont pas affectés par environ 75 % des chutes de tension normales qui se produisent dans le système.