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Research unit
SFOE
Project number
SI/501830
Project title
Smart Grid Multi-Service Communication Network Pilot

Texts for this project

 GermanFrenchItalianEnglish
Short description
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Final report
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CategoryText
Short description
(German)

Smart Grids bieten viele neue und bessere Möglichkeiten durch den Einsatz von ICT für eine Vielzahl von Grid-Applikationen. In den nächsten Jahren werden diese Applikationen sukzessiv ausgerollt. Die benötigte Kommunikationsinfrastruktur ist ein kritischer (Kosten-)Faktor und substantielle Kosten können mit einer vorausschauenden Planung gespart werden. Dazu müssen die zu erwartenden verschiedenen Use-Cases definiert und ihre Anforderungen abgeleitet werden. In diesem Projekt wird eine Methodik erweitert und im Feld validiert, die die Bestimmung des optimalen Mix von Kommunikationstechnologien für eine Kombination von Use-Cases erlaubt. Der Use-Case mit den einfachsten (Automated Metering Infrastructure AMI) und derjenige mit den schwierigsten Anforderungen (Synchro-Phasor-basierte Monitor-, Schutz- und Automationsapplikation) werden für den Pilot ausgewählt, implementiert und validiert.

Short description
(English)

A complete Smart Grid (SG) will include multiple use-cases ranging from Automated Metering Infrastructure to Monitoring, Protection and Automation (MPA). A SG requires the grid elements to be connected through a Communications Network (CN). The cost and performance of the CN is therefore a critical factor for the deployment of the SG: a utility cannot provide a federated solution with each service operating on a separate CN. In this project a new method which has been developed for determining the optimal mix of communication technologies for a multi-service CN will be tested. The optimal mix will be selected, tested and validated with both the AMI and Phasor Measurement Unit-based MPA applications. The test results will be fed back into the method in order to improve its applicability also for the broad spectrum of CN requirements of further use-cases.

Final report
(German)

Ein vollständiges intelligentes Stromnetz (Smart Grid, SG) umfasst mehrere Anwendungsfälle, die von der automatisierten Zählerinfrastruktur (AMI) bis zur Überwachung, zum Schutz und zur Automatisierung (MPA) auf der Grundlage von Synchro-Phasenmessgeräten (PMU) reichen. Da nach dem Stand der Technik eine vollständige Abdeckung aller Szenarien bei gleichzeitiger Erfüllung aller erforderlichen Anforderungen nicht durch eine einzige Kommunikationstechnologie gewährleistet werden kann, erfordert ein SG die Verbindung der Netzelemente über ein Kommunikationsnetz (CN). Die Kosten und die Leistung des CN sind daher ein kritischer Faktor für den Einsatz des SG: ein Versorgungsunternehmen kann keine Verbundlösung anbieten, bei der jeder Dienst auf einem separaten CN betrieben wird. Daher ist eine Hybridlösung aus verschiedenen Technologien erforderlich.

In diesem Projekt wurde eine Methodik erweitert und in der Praxis validiert, die es ermöglicht, die optimale Mischung von Kommunikationstechnologien für eine Kombination von Anwendungsfällen zu bestimmen. Der Anwendungsfall mit den einfachsten Anforderungen (AMI) und der mit den schwierigsten Anforderungen (PMU-basierte MPA) wurden für das Pilotprojekt ausgewählt, implementiert und validiert. Wie zu erwarten war, erwiesen sich die Anforderungen an die Latenz (< 20 ms) und die Verlustrate für die Anwendungen der PMU als die anspruchsvollsten. Die Analyse und Bewertung der verschiedenen in Frage kommenden Kommunikationstechnologien, die im "Smart-Grid Multi-Service Communication Network Pilot" zu testen waren, ergab LTE-NB1, LTE-M1, LTE-CAT3 und MTC-MV-PLC PLUS. Das Pilotsystem wurde entwickelt und in einem Cluster von drei Ortsnetztrafostationen in der Region Wohlen bei Bern installiert. Die generische Pilotarchitektur bietet einen Rahmen für die Integration und den Test verschiedener Kommunikationstechnologien, die nicht unbedingt auf die in diesem Projekt getesteten beschränkt sind. Die Langzeitmessungen wurden von Oktober 2020 bis Mai 2021 durchgeführt. Die Ergebnisse zeigen, dass LTE-CAT3 und eine Kombination aus MTC-MV-PLC PLUS und LTE-CAT3 die am besten geeigneten Technologien für das Multi-Service-CN sind. Basierend auf den Testergebnissen ist zu erwarten, dass LTE-CAT3 die Anforderungen der meisten PMU-basierten Anwendungen (Latenz, Verlustrate und Durchsatz) bis auf wenige Ausnahmen erfüllen wird. Es wird erwartet, dass in Zukunft moderne Glasfasernetze oder 5G-Mobilfunknetze in der Lage sein werden, diese Anforderungen vollständig zu erfüllen. Die Resultate von MTC-MV-PLC PLUS zeigen, dass diese Technologie Anwendungen mit noch höheren Anforderungen ermöglichen könnte, insbesondere hinsichtlich der Latenz, da die gemessenen Latenzen im niedrigen einstelligen ms-Bereich liegen. Während aufgrund der Leistungsfähigkeit und Verfügbarkeit von LTE-CAT3 in Verbindung mit den regulatorischen Einschränkungen jeglicher PLC-Technologie über Freileitungen die Anwendung von MTC-MV-PLC PLUS für einen breiten Einsatz in einem SG ausgeschlossen werden kann, könnte diese Technologie für die Echtzeit-Datenkommunikation über unterirdische MV-Leitungen zwischen Sensoren und Aktoren innerhalb von zwei oder mehr Trafostationen interessant werden, z.B. für die Anwendung von Schutzsystemen mit höchsten Latenzanforderungen (u.a. Line Differential Protection). Die Tests zeigten auch den Einfluss von Rauschen auf der MV-Leitung, das die Leistung der MTC-MV-SPS PLUS einschränkt. Die HSLU hat über den Rahmen dieses Projekts hinaus weiterhin Zugang zu der Pilotinstallation und wird weiterhin Optimierungen untersuchen, die vorgenommen werden können, um eine Kommunikation ohne Datenverluste auch bei extrem hohen Störpegeln auf der Stromleitung zu ermöglichen. Das Projekt hat auch gezeigt, dass die Einführung der PMU-Technologie im Verteilnetz dazu beitragen kann, die durch Störungen verursachten Schäden für die Endkunden erheblich zu reduzieren. Der Kapitalwert der Lösung wird bei einer Masseneinführung im Netz der BKW auf 11 Mio. CHF geschätzt. Diese Analyse beinhaltet nur die Kosten für die ungeplante Unterbrechungsdauer. Weitere Arbeiten können auch andere Arten von Vorteilen für die Endkunden einbeziehen, wie z.B. die Verringerung der Anzahl der Ausfälle durch die Vorhersage von Fehlern im Frühstadium. Andere Aspekte der Fehlerortung können ebenfalls berücksichtigt werden, wie z. B. die Sicherheit des Bedienpersonals und die Verlängerung der Lebensdauer der Anlagen, auch wenn sie als geringer Beitrag zu den Gesamtkosteneinsparungen eingeschätzt werden. Obwohl das Störungsmanagement eines der Hauptanliegen der Verteilernetzbetreiber in der Schweiz ist, wird es in naher Zukunft von anderen großen Problemen begleitet werden, die die Verteilernetzbetreiber zu bewältigen haben. Wenn die Schweiz ihre Ziele der Energiestrategie 2050 erreichen will, wird die Zunahme der erneuerbaren Energien zu neuen Herausforderungen für das Netzmanagement führen. Wie viele Studien nahelegen, wird eine Echtzeitüberwachung zusammen mit einer datengesteuerten Netzoptimierung und -planung notwendig sein, um exorbitante Kosten zu vermeiden und gleichzeitig einen zuverlässigen Betrieb aufrechtzuerhalten.

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Final report
(English)

A Smart Grid (SG) will include multiple use-cases ranging from Automated Metering Infrastructure (AMI) to grid Monitoring, Protection and Automation (MPA) based on Phasor Measurement Units (PMU) technology, all connected through a Communication Network (CN). According to the literature, a single communication technology cannot guarantee the necessary coverage nor the fulfilment of all the necessary functional requirements. At the same time a utility cannot provide a federated solution with each service operating on a separate CN. Therefore, a hybrid solution of different technologies is required.

In this project, a methodology that allows the determination of the optimal mix of communication technologies for a combination of use cases has been defined and validated in the field. The use case with the simplest requirements (AMI) and the one with the most difficult requirements (PMU-based MPA) have been selected, implemented and validated for the pilot. Multiple communication technologies have been tested in the pilot: LTE-NB1, LTE-M1, LTE-CAT3 and MTC-MV-PLC PLUS. The pilot system has been designed and installed in a cluster of three Secondary Substations (SSs) in the Wohlen bei Bern region. The generic pilot test architecture offers a framework for the integration and testing of several communication technologies, not necessarily restricted to the ones tested in this project. Long-term measurements were performed from October 2020 to May 2021. The results show LTE-CAT3 and a combination of MTC-MV-PLC PLUS and LTE-CAT3 as the most suitable technologies for the multi-service CN. Based on the test results it can be expected that LTE-CAT3 will generally achieve with only few exceptions the requirements of most PMU based applications (latency, loss rate and throughput). It is expected that modern fiber networks or future 5G cellular networks will be able to fully meet these requirements. The results of MTC-MV-PLC PLUS show that this technology might enable applications with even higher demands regarding latency, as the measured latencies are in the low one-digit ms range. While the Swiss regulatory limitations on the use of broadband PLC technology on overhead lines may rule out the application of MTC-MV-PLC PLUS for widespread use in a SG, this technology could become interesting for real-time data communication over underground MV lines between sensors and actuators within two or more transformer stations, e.g. for the application of protection systems with the highest latency requirements (including Line Differential Protection). The tests also showed the influence of noise on the MV line limiting the performance of the MTC-MV-PLC PLUS. HSLU continues to have access to the pilot installation beyond the scope of this project and will continue to investigate optimizations that can be done in order to communicate without message loss even in the presence extremely high noise levels on the power line. The project also demonstrated that the adoption of the PMU technology in the distribution grid can contribute to considerably reducing the economic losses caused by faults to the end customers. The Net Present Value (NPV) of the solution is estimated to be 11M CHF for a mass roll-out on BKW’s grid. This analysis only includes costs related to unplanned interruption duration. Further work could include other type of benefits to the end customers such as reducing the number of outages by predicting early-stage faults. Other aspects of fault location can also be considered, such as operator safety and lifetime extension of equipment, although they have been estimated to be minor contribution to the total cost-savings. Despite being one of the major concerns for DSOs in Switzerland, fault management will be soon accompanied by other major problems for DSOs in the near future. If Switzerland were to reach its 2050 Energy Strategy targets, the increase of DER will lead to new challenges in the grid management. As many studies suggest, real-time monitoring along with data-driven grid optimization and planning will be necessary to avoid exorbitant costs while maintaining reliable operation.

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Final report
(French)

Un réseau intelligent (Smart Grid SG) complet comprend plusieurs cas d'utilisation allant de l'infrastructure de comptage automatisé (AMI) à la surveillance, la protection et l'automatisation (MPA) basée sur des compteurs synchro-phasés (PMU). Étant donné que, selon l'état de l'art, la couverture complète de tous les scénarios tout en répondant à toutes les exigences nécessaires ne peut être garantie par une seule technologie de communication, un SG nécessite l'interconnexion d'éléments de réseau via un réseau de communication (RC). Le coût et les performances du RC sont donc un facteur critique pour le déploiement des SG: un service public ne peut pas offrir une solution d'interconnexion où chaque service fonctionne sur un CN distinct. C'est pourquoi une solution hybride associant différentes technologies est nécessaire.

Dans ce projet, une méthodologie a été étendue et validée en pratique pour déterminer la combinaison optimale de technologies de communication pour une combinaison de cas d'utilisation. Le cas d'utilisation avec les exigences les plus faciles (AMI) et celui avec les exigences les plus difficiles (MPA basé sur PMU) ont été sélectionnés, mis en oeuvre et validés pour le projet pilote. Comme prévu, les exigences en matière de latence (< 20 ms) et de taux de perte pour les applications PMU se sont avérées les plus difficiles. L'analyse et l'évaluation des différentes technologies de communication éligibles à tester dans le cadre du "Smart-Grid Multi-Service Communication Network Pilot" ont abouti à LTE-NB1, LTE-M1, LTE-CAT3 et MTC-MV-PLC PLUS. Le système pilote a été développé et installé dans un groupe de trois stations de transformation du réseau local dans la région de Wohlen près de Berne. L'architecture pilote générique fournit un cadre pour intégrer et tester différentes technologies de communication, sans nécessairement se limiter à celles testées dans ce projet. Les mesures à long terme ont été effectuées d'octobre 2020 à mai 2021. Les résultats montrent que LTE-CAT3 et une combinaison de MTC-MV-PLC PLUS et LTE-CAT3 sont les technologies les plus appropriées pour le CN multiservice. D'après les résultats des essais, la norme LTE-CAT3 devrait répondre aux exigences de la plupart des applications basées sur les PMU (latence, taux de perte et débit), à quelques exceptions près. On s'attend à ce qu'à l'avenir, les réseaux modernes à fibres optiques ou les réseaux mobiles 5G soient en mesure de répondre pleinement à ces exigences. Les résultats de MTC-MV-PLC PLUS montrent que cette technologie pourrait permettre des applications aux exigences encore plus élevées, notamment en ce qui concerne la latence, puisque les latences mesurées sont de l'ordre de quelques ms à un chiffre. Si les performances et la disponibilité de LTE-CAT3 combinées aux limitations réglementaires de toute technologie CPL peuvent exclure l'application de MTC-MV-PLC PLUS pour une utilisation généralisée dans un SG, cette technologie pourrait devenir intéressante pour la communication de données en temps réel sur les lignes MT souterraines entre les capteurs et les actionneurs au sein de deux stations de transformation ou plus, par exemple pour l'application de systèmes de protection ayant les exigences de latence les plus élevées (notamment la protection différentielle de ligne). Les tests ont également montré l'influence du bruit sur la ligne MT, qui limite les performances du MTC-MV-SPS PLUS. Le HSLU continue à avoir accès à l'installation pilote au-delà de la portée de ce projet et continuera à étudier les optimisations qui peuvent être faites pour permettre la communication sans perte de données, même à des niveaux de bruit extrêmement élevés sur la ligne électrique. Le projet a également montré que l'introduction de la technologie PMU dans le réseau de distribution peut contribuer à réduire de manière significative les dommages causés aux clients finaux par les perturbations. La valeur actuelle nette de la solution est estimée à 11 millions de francs pour une introduction massive dans le réseau FMB. Cette analyse ne comprend que les coûts de la période d'interruption non planifiée. Les travaux ultérieurs pourraient également porter sur d'autres types d'avantages pour les clients finaux, comme la réduction du nombre de pannes grâce à une prévision précoce des défauts. D'autres aspects de la localisation des défauts peuvent également être pris en compte, tels que la sécurité de l'opérateur et la prolongation de la durée de vie de l'équipement, même si l'on estime qu'ils ne contribuent que faiblement aux économies globales. Bien que la gestion des défauts soit l'une des principales préoccupations des gestionnaires de réseaux de distribution en Suisse, elle s'accompagne d'autres problèmes majeurs auxquels les gestionnaires de réseaux de distribution devront faire face dans un avenir proche. Si la Suisse veut atteindre les objectifs de sa stratégie énergétique 2050, l'augmentation des énergies renouvelables entraînera de nouveaux défis pour la gestion du réseau. Comme le suggèrent de nombreuses études, une surveillance en temps réel ainsi qu'une optimisation et une planification du réseau basées sur des données seront nécessaires pour éviter des coûts exorbitants tout en maintenant des opérations fiables.

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