Public Power Daily Artikel über IPS

Sowohl ein großes öffentliches Energieversorgungsunternehmen in Kanada als auch eine kleine Stromgenossenschaft in den USA profitieren von einer Software zur Verwaltung von Installation, Wartung, Reparatur und Modernisierung von Anlagen zur Stromübertragung sowie zur Einhaltung von Anforderungen an Netzzuverlässigkeit und Regulierung.

Verantwortliche bei ENMAX in Calgary und der in North Dakota ansässigen McKenzie Electric Cooperative betonten zudem den Wert der Schulungen und des Supports von IPS ENERGY während der Softwareimplementierung.

Übertragungs- und Verteilungsanlagen (T&D) werden zunehmend komplexer

„Die Anlagen, die für die sichere und zuverlässige Übertragung und Verteilung von Strom eingesetzt werden, sind in den letzten Jahren zunehmend komplexer geworden. Für öffentliche Energieversorger ist es daher entscheidend, Datenbanken darüber zu führen, wann und wo Anlagen installiert werden, wie sie kalibriert und wie sie gewartet werden“, sagte Tim Schneider, Manager für Schutz- und Leittechnik in der Betriebstechnik-Abteilung von ENMAX, dem kommunalen Strom- und Erdgasversorger in Calgary – der größten Stadt Albertas, Kanada.

Schneider erklärte, dass diese Verwaltungsaufgabe enorm sei, da ENMAX rund 200 Meilen Übertragungsleitungen, 5.000 Meilen Verteilleitungen und mehr als 40 Umspannwerke besitzt und betreibt. Übertragungs- und Verteilsysteme bestünden aus weit mehr als Masten und Leitungen; sie umfassten auch eine Vielzahl hochentwickelter Anlagen zur Sicherung von Stromqualität und Zuverlässigkeit, so Schneider. Dazu zählen Schutzrelais, die anormale Zustände erkennen und Leistungsschalter auslösen, um Schäden an zentralen Systemkomponenten zu verhindern.

Früher, als ENMAX überwiegend elektromagnetische Relais einsetzte, mussten laut Schneider „vielleicht fünf oder sechs Einstellungen pro Relais kalibriert werden“. Mit dem Einsatz digitaler beziehungsweise „numerischer“ Relais erfordert heute jedes Relais die Kalibrierung von Hunderten von Einstellungen, die alle in der Datenbank des Versorgers archiviert werden müssen. „Früher hatten wir alle Konfigurationsdateien für alle Relais in Ordnern auf dem Firmenserver liegen“, sagte er. „Das große Problem war die Versionskontrolle – das heißt, wenn man ein Word-Dokument oder eine Excel-Tabelle hat, woher weiß man, wer sie zuletzt geändert hat? Woher weiß man, ob die Datei die letzte Änderung am Relais korrekt widerspiegelt?“ Unterm Strich, so Schneider, seien die Anforderungen an die Datenhaltung bei ENMAX zunehmend komplexer geworden, und der Versorger habe seine bestehenden T&D-Anlagen besser verstehen müssen – wann sie Wartung oder Austausch benötigen. ENMAX wollte zudem den Prozess der regulatorischen Compliance vereinfachen, der vom Versorger umfangreiche Daten zum Status seines T&D-Systems verlangt, um die Planung von Investitionsmaßnahmen zu optimieren. „Wir entschieden, dass es an der Zeit war zu prüfen, ob es eine elegante Softwarelösung gibt, mit der wir all diese Informationen effektiver verwalten können“, sagte Schneider. ENMAX kontaktierte mehrere andere Versorger, um zu erfahren, wie diese ihre Informationen verwalten, und lud IPS ENERGY zu einer Demonstration ein.

Das Modul IPS-RELEX™ (Teil von IPS-EPIS™, dem Enterprise Protection Information System von IPS ENERGY) dient als einheitliches Repository für Schutzrelaisdaten, das von den Schutz- und Leittechnik-Ingenieuren sowie den Einsatzteams des Versorgers gemeinsam genutzt wird. „Nehmen wir an, wir installieren ein Relais von Hersteller X“, sagte Schneider. „Wir würden mit der herstellereigenen Relaissoftware eine Einstellungsdatei erstellen und diese dann in die IPS-Datenbank laden.“ Die Einsatzteams riefen dann dieselbe Einstellungsdatei ab, testeten das Relais und stimmten sich bei Bedarf mit den Ingenieuren ab, um Anpassungen direkt vor Ort vorzunehmen. All dies werde in der gemeinsamen Datei festgehalten. „Die IPS-ENERGY™-Software vereinfacht zudem den Prozess, den Aufsichtsbehörden in Alberta Daten zu Netzzuverlässigkeit und regulatorischer Compliance bereitzustellen“, so Schneider.

 Zane Frick, Reliability Engineer bei McKenzie Electric, arbeitet mit IPS-ENERGY™ im Bereich Asset-Management.

Zuverlässigkeit trotz schnellen Wachstums sichern

Gary Highley, Chief Operating Officer der McKenzie Electric Cooperative, sagte, dass auch seine schnell wachsende Genossenschaft, die einen Teil der Bakken-Ölfeldregion im Westen North Dakotas und Osten Montanas versorgt, ihr Datenmanagement für die T&D-Infrastruktur verbessern musste. „Das schnelle Wachstum des Bakken-Ölfelds führte bei uns über mehrere Jahre zu einem beispiellosen zweistelligen Wachstum. Wir wurden praktisch über Nacht von einem kleinen ländlichen Versorger zu einem großen industriellen Versorger“, sagte Highley. Er erläuterte, dass die Genossenschaft heute etwa 800 Prozent größer sei als zu Beginn des Bakken-Ölbooms, mit mehr als 400 Meilen Übertragungsleitungen, mehr als 3.300 Meilen Verteilleitungen und 68 Umspannwerken.

Das schnelle Wachstum brachte viele Herausforderungen mit sich – nicht nur beim Mitglieder- und Lastwachstum, sondern auch aus Wartungs- und Buchhaltungssicht. „Das hat Veränderungen bei unserem Wartungsansatz sowohl unter dem Aspekt der Zuverlässigkeit als auch der Kosteneffizienz vorangetrieben. Wir bewegen uns jetzt zu einem proaktiven, zuverlässigkeitsorientierten Wartungsmodell – weg von einem im Wesentlichen reaktiven ‚Break-Fix‘-Modell, das wir vor dem Boom hatten.“

Highley merkte an, dass die neuen Übertragungsleitungen, die die Genossenschaft zur Bewältigung ihres wachsenden Kundenstamms und ihrer wachsenden Last hinzugefügt hat, „uns dazu gebracht haben, Anlagen des Bulk Electric System zu besitzen, die nun NERC-pflichtig sind“ – ein Verweis auf die North American Electric Reliability Corporation, die die Netzzuverlässigkeit über ein Compliance- und Durchsetzungsprogramm sicherstellt.

„Obwohl wir von unserem Großhandels-Stromversorger Basin Electric viel Unterstützung erhalten haben, lag es dennoch an uns, die Programme für die regulatorische Compliance einzuführen“, sagte er. „Wir mussten das nicht nur wegen der neuen [NERC-]Compliance-Vorschriften tun, sondern weil es das Richtige war, um die Zuverlässigkeit unseres Systems sicherzustellen.“ Diese Umstellung erfordert von der Genossenschaft, weitaus detailliertere Aufzeichnungen über ihre Wartungsaktivitäten und den Zustand ihrer Anlagen zu führen als bisher erforderlich, so Highley. „Wir haben alle wichtigen Anbieter der Branche bewertet und kamen zu dem Schluss, dass IPS ENERGY die beste Mischung an Funktionalität bot, die sich leicht an unsere Situation anpassen ließ.“

Der Einsatz von IPS-ENERGY™ „erlaubt es uns, unseren Bestand an Verteilungsanlagen zu verwalten, indem wir schnell Berichte über Anlagentypen, deren Standort, Alter und mögliche Änderungen an jeder Einheit erhalten“, sagte er. „Die eigentliche Stärke, die wir jetzt nutzen, ist die Fähigkeit, unsere Wartungsaktivitäten zu planen und nachzuverfolgen, wodurch wir die Anzahl der Fahrten zu abgelegenen Standorten reduzieren und unsere begrenzten Ressourcen besser planen können.“

Sowohl Highley als auch Schneider betonten, dass die Schulungen und der weitere Support von IPS ENERGY während der Softwareimplementierung entscheidend für ihren Erfolg gewesen seien. „Wir haben uns stark auf sie verlassen, nicht nur für technische Schulungen, sondern auch für die Umsetzung bewährter Branchenpraktiken“, sagte Highley. Schneider berichtete, dass sich die Ingenieure und Einsatzteams von ENMAX richtig für die Relaissoftware von IPS begeistert hätten, und schlug vor, sie auch für Recloser, Network Protectors und andere T&D-Systemanlagen einzusetzen.