Flexibilität und Anpassung

Software genügt auch heutigen Anforderungen eines Versorgers

Das Beispiel eines regionalen Energieversorgers zeigt, wie aufgrund der Energiedurchleitung und Einspeisemöglichkeiten für alternativ erzeugte Energien sowie durch die verschiedensten Vertragsgestaltungen die Arbeit im Vergleich zu früher abwechslungsreicher wird. Energiemanagement ist hier ein wichtiges Instrument zur Kostenoptimierung.

03. Dezember 2001

Bis vor zwei Jahren wurde der Energiebezug beim einem größeren regionalen Energieversorger auf die klassische Weise optimiert. Im Falle einer Spitzenlast wurden per Sondervertrag bis zu zwei Stunden lang Direktheizungen, Wärmepumpen und verschiedene Betriebsheizungen abgeschaltet und im Bedarfsfall auch eine geringe Eigenerzeugung zugeschaltet.

Eine besondere Steuerungsmöglichkeit ergab sich aus der Tatsache, das man mit zwei Energielieferanten arbeitete. Um einen möglichst spitzenfreien Energiebezug beim Hauptlieferanten RWE zu erzielen, regelte man die Bezugsleistung beim Zweitlieferanten so, dass die Viertelstundenwerte beim RWE die bestellte Leistung von 200 MW nicht überschritten.

Ermöglicht wurde diese spezielle Art der Lastoptimierung dadurch, dass die Leistung beim Zweitlieferanten nicht in Viertelstunden- sondern in Stundenwerten abgerechnet wurde und weil - wegen der Phasenungleichheit der Spannungen - ein Querregler installiert war. „So konnten wir den kurzfristigen Leistungsbedarf, der unsere RWE-Spitze verdorben hätte, mit dem Zweitbezug teilweise auffangen“, meint der Leiter der Schaltwarte. „Den Zweitbezug wiederum wollten wir aber auch möglichst genau bis zu den erlaubten 20 MW ausschöpfen, weil wir für jede nicht bezogene Kilowattstunde trotzdem etwas zahlen mussten.“

Um diese Ziele zu erreichen, wurde schon damals ein Energiemanagementsystem, ein redundant aufgebautes BHS 40 der Berg Energiekontrolle GmbH, Gröbenzell, an die Bedürfnisse des E-Werks angepasst. Weil gleich zwei Bezugsmaxima gleichzeitig zu halten waren, sollten beide Optimierungsgrößen zugleich auf dem Bildschirm zu sehen sein. Diese Systemanpassung wurde ebenso zur Zufriedenheit gelöst wie die Forderung, eine aktuell laufende Tagesbelastungskurve mit einer archivierten Kurve zu vergleichen.

Hintergrund war der Wunsch, aufgrund eines ähnlichen Profils in der Vergangenheit rechtzeitig auf den weiteren Verlauf des aktuellen Tages schließen zu können. Die Leistungsspitzen beim dem Stromversorger treten nämlich fast immer in der Mittagszeit, in den frühen Abendstunden oder während der Ladezeit der Nachtspeicherheizungen auf, und manche Maßnahmen zur Spitzenlastabsenkung müssen einige Stunden im voraus auf telefonischem Wege eingeleitet werden.

Wie vielfältig die Gestaltungsmöglichkeiten für Stromlieferverträge sein können zeigt eine weitere Besonderheit des Strombezuges beim Hauptlieferanten RWE: Eine Regelung besagt, dass die vereinbarte Höchstlast von beispielsweise 200 MW gegen einen geringen Mehrpreis um maximal 10 MW überschritten werden darf, aber das nur mit einer maximalen Arbeit von 300.000 kWh im Monat. „Natürlich konnten wir auch dieses Leistungspotential nutzen, um unsere Lastkurve zu glätten, aber woher sollten wir wissen, wie viel von der zusätzlichen Arbeit schon verbraucht ist und wie viel noch zur Verfügung steht?“ Aber auch die Berechnung der noch zur Verfügung stehenden Extraleistung konnte als Sonderfunktion vom BHS 40 übernommen werden.

„Wir sind froh, dass es möglich war, all unsere speziellen Anforderungen in das BHS 40 zu integrieren, denn Versuche mit unserem Netzleitsystem haben ergeben, dass dieser für eine feinfühlige Lastoptimierung wegen der vielen anderen Prozesse, die bearbeitet werden, einfach nicht alle unsere Forderungen erfüllen kann“, heißt es bei dem Regionalversorger.

Mit den individuellen Anpassungen war man also auf die Gegebenheiten gut eingestellt und sah zuversichtlich dem nächsten Jahrtausend entgegen - bis die Auswirkungen des liberalisierten Marktes ihre Wirkung zeigten. Probleme bereiteten nun die errichteten Windkraftanlagen. Bis zu 30 MW Einspeiseleistung müssen laut Schätzungen an windigen Tagen im Netz untergebracht werden. Zu anderen Zeiten wiederum, speziell wenn trübes und kaltes Wetter die Gefahr einer Spitzenlastüberschreitung ankündigt, schweigt der Wind. Zudem entschieden sich einige Kunden, den Lieferanten zu wechseln.

Für die Mitarbeiter bei dem Versorger änderte sich damit zwar in physikalischer Hinsicht kaum etwas, denn die Leistungsabnahme vom Netz des Stromversorgers blieb dieselbe. Auch das Lastprofil änderte sich nicht. Abrechnungstechnisch jedoch war plötzlich vieles anders. Die bei RWE bezogene Leistung war nicht mehr nur die des E-Werks allein, sondern auch die von acht Wettbewerbern. Der RWE-Bezug des Netzes, der allein gemessen werden konnte, setzte sich jetzt zusammen aus dem Bezug des E-Werks und dem Bezug der Kunden anderer Stromversorger, der aber gar nicht zur Abrechnung kommt. Wie sollte nun das eigene Maximum optimiert werden, wenn nur noch die Summe aus der eigenen und acht fremden Leistungen als Momentanwert zur Verfügung steht? Welchen Sollwert sollte man dem System vorgeben, wenn der eigene, abrechnungsmäßig allein relevante Leistungsanteil in jeder der 96 Viertelstunden des Tages ein anderer ist?

Aus der Tatsache, dass die durchleitenden Stromanbieter ihre voraussichtliche Leistungsabnahme mit so genannten Durchleitungsfahrplänen ankündigen, ergab sich vorerst der Notbehelf, die Leistungsvorgabe für das BHS 40 in jeder Viertelstunde neu und von Hand einzustellen. Und zwar mit einem Summenwert aus den Werten der acht durchleitenden Anbieter, gemäß deren Fahrplänen und dem eigenen Spitzensollwert. Doch dieses Verfahren war als Dauerlösung nicht tragbar.

Abhilfe brachte eine Softwareerweiterung des Energiemanagementsystems, die ebenso wie die vorherigen per Modem von der Berg-Softwareabteilung in Karlsruhe durchgeführt wurde. Diese Erweiterung erlaubt es, dem System eine Liste von 96 Sollwerten vorzugeben, und zwar in einem Datenformat, dass mit einem Tabellenkalkulationsprogramm erzeugt werden kann. Die per E-Mail eintreffenden Durchleitungsfahrpläne werden nun zu einem Summenplan zusammengeführt, in das erforderliche Datenformat konvertiert und zum BHS 40 übertragen.

Nach den Vorgaben der Summenliste stellt das System seinen Leistungssollwert selbständig, für jede Viertelstunde neu, auf den passenden Wert um. „Es ist notwendig, einen konkreten Zielwert zu haben, auf den wir hinarbeiten können, auch wenn die Durchleitungsfahrpläne natürlich nie genau stimmen und wir erst hinterher sehen, welches Ergebnis wir gefahren haben“, lautet die Erklärung. Besonders angenehm empfindet der Leiter der Schaltwarte dabei, dass eventuelle zusätzliche Durchleitungen einfach an seine Summentabelle anzuhängen sind und er für die zukünftigen schnellen Änderungen der Marktsituation daher gerüstet ist.

Auch wenn Leistungskontingente einkauft oder in fremde Netze geliefert werden, in allen Fällen kann mit Hilfe des Leistungsfahrplans ein adäquater Sollwert vorgegeben und der eigene Energiebezug optimiert werden. Der Leiter der Netzleittechnik bringt es auf den Punkt: „Die Flexibilität und Anpassungsfähigkeit eines Rechnersystems, insbesondere die Möglichkeit für den Anwender selbst Änderungen vorzunehmen, werden zukünftig noch entscheidender für die Auswahl eines solchen Systems sein.“

Erschienen in Ausgabe: 11/2001