Energex Smart Network Trials

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Agenda

Power line carrier trials

Low voltage network management trial

Why did we do a PRIME trial

Low cost technologySame cost as a electronic meter without communications

Active mapping of the LV network

Solution to our edge network problem

Organic / targeted rollout

Open standards with multi vendor interoperability – no lock in

Next Generation PLC, not trialled outside of Europe

PRIME Meter Manufacturers

Open standards, low risk, multiple vendors

What is PRIME

Plug & Play active two‐way mesh network

Distribution transformer to customer network

Back‐haul from distribution transformer using any available communications (Fibre, LTE etc)

Operates in the upper CENELEC A Band

Enable organic rolloutsLow cost

Value of PRIME PLC

Accurate natural network connectivity including phase identification 

Guaranteed delivery

No wireless spectrum required

Reduced risk from cyber security with encryption and segmented communications architecture

Concentrator provides both Dist Trans monitoring and Prime meter data collection facilities.

Low cost, low risk, meets business requirements

Trial Details ‐ Newmarket

Deployment on 3 distribution transformer areas  2 x O/H  and 1 x U/G

SP2280‐I  70 / 116 customers  with Prime meters  Circuit distances ( Max ~352m)

O/H Open Wire

SP5861‐E  30 / 106 customers with Prime meters  Circuit Distances (Max ~338m)

O/H ABC + open wire

SP549015  38 / 57 customers with Prime Meters Circuit Distances (Max ~374m)

U/G residential estate with 1 O/H transition to TX

Works in multiple network topologies

Hardware Used

• Transformer based data concentrator from Current Group integrated with transformer monitoring

• PRIME meter from L&G in parallel with existing billing meter

Meter data collection and distribution transformer monitoring in one device

Trial Results

Tested volume is an order of magnitude higher than those required to meet the National Smart Meter Specification

Protocol is guaranteed delivery

Results apply to both overhead and underground networks

Majority of responses under 5 secs

Test Results – Duration –SP5861‐E

Old F/W

New F/W

Test Results – Availability –SP5861‐E

Summary

Mapping the LV network with phase identification

New firmware loaded on meters remotely improved performance 

Optimisation not undertaken to date, however multiple strategies are available (repeaters etc)

Data speeds sufficient to national specification

Enables autonomous distributed intelligence at a distribution transformer ( ie local load control matched to actual local load / voltage / state)

Results are very positive from initial trials

LV Networks and the use of STATCOMs

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Why did we do a LV management trial

Drivers for LV Management

~50% of Energex’s network is low voltage

Performance of LV network is unquantified

Distribution transformer monitoring rollout is providing valuable information on LV side at distribution transformer (DT)

>2000 Distribution transformer monitoring installations

Increasing PV penetration causing greater voltage variability

Future will see EVs & customer energy storage in low voltage networks

Traditional ‘static’ engineering solutions may not be the most cost effective solution. New technologies present opportunities 

Understand the state of the LV Network

LV Management Objectives

Quantify the power quality of the LV network

Reduce peak‐demand by utilising storage

Develop computer models of the LV network (validated against field data)

Understand the benefits of “Grid” Distributed Energy Resources:(voltage regulation, power factor, unbalance, losses, sags/swells)

Determine optimum size, placement and control of Grid DER

Simulate clustered PV, EV, customer energy storage

Assess network and customer impacts and values of a transition to a 230V network.  ( INC kWh, Demand and Network Losses impacts)

Assess the size of the problem, now and for the future.Cater for future customer choices

LV Active Management Trial Overview

Remote meters installed at 150 customers providing 1min sampled data ‐ voltage, current, phase, THD

Grid DER in the trial area: Two sites with 3x20kVA Statcoms (4 quadrant)                                                         

with 50kWh batteries

Control algorithms and methodologies                                                 based on sampled data to determine                                            optimum Statcom size, placement & operation

Experiment with kW & VAr injection to better manage the LV network voltage regulation, power factor, unbalance, losses, sags/swells

Detailed measurementsFlexible device to rectify problems

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Trial Area

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Learning’s to date

Voltage variation along LV circuits are becoming more difficult to manage

Voltage unbalance is very evident,  Many TX have more than 20V phase differential at times.

Some TX have rising voltage profile at times due to Solar PV

Existing phase allocation procedures do not provide the most optimal load balance conditions.

Higher proportion of customer loads are now Constant Power Devices (CPD) (switch modes, A/C, Pumps) 

CVR Opportunities have been eroded by CPD’s

Transformer power factor has changed

Voltage management problems will continue to grow into the future

Statcom Terminal Voltage During Operation

0

50

100

150

200

225

230

235

240

245

250

6/04/2013 19:12 7/04/2013 0:00 7/04/2013 4:48 7/04/2013 9:36 7/04/2013 14:24 7/04/2013 19:12 8/04/2013 0:00

Voltage Ph-A AvgVoltage Ph-B AvgVoltage Ph-C AvgCurrent Ph-A AvgCurrent Ph-B AvgCurrent Ph-C Avg

Percentile Comparisons

•Device ID 45 (Customer Connected @ STATCOM Pole P5853‐I)

Percentile Comparisons

•Device ID 3255 (Customer Connected @ Distribution Transformer P4548‐L)

Percentile Comparisons

•Device ID 78(Customer Connected @ Radial Point Towards End of Feeder P22935‐E)

Percentile Comparisons•Device ID 3327(Customer Connected @ Middle Point of First Loop Between Transformer & STATCOM P6197‐F)

Percentile Comparisons

•Device ID 48(Customer Connected @ Furthest Distance from Distribution Transformer P738500)

Percentile Comparisons•Device ID 3308 (Customer Connected Next to 3kW PV System P6141‐H)

Summary

LV Management initiative: Understand performance of the existing LV network

Apply Grid DER to improve voltage regulation, unbalance, losses, power quality

PSCAD network model completed linked to actual 1min meter data

Next steps: 2 Grid DER systems currently being installed in the field

Continue trials and modelling

Develop revised LV planning, management and design tools 

Accurate models developed usingdata collected from the field.

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