Ein großes öffentliches Energieversorgungsunternehmen in Kanada und eine kleine Elektrizitätsgenossenschaft in den USA profitieren beide von der Verwendung von Software zur Verwaltung der Installation, Wartung, Reparatur und Aufrüstung von Stromversorgungsanlagen und zur Einhaltung der Netzzuverlässigkeit und der gesetzlichen Vorschriften.
Beamte von ENMAX in Calgary und der McKenzie Electric Cooperative in North Dakota betonten ebenfalls den Wert der Schulungen und der Unterstützung von IPS ENERGY während des Softwareimplementierungsprozesses.
Die T&D-Ausrüstung ist zunehmend komplexer geworden
„Die Ausrüstung, die zur sicheren und zuverlässigen Übertragung und Verteilung von Elektrizität verwendet wird, ist in den letzten Jahren immer komplexer geworden, und es ist für öffentliche Energieversorgungsunternehmen von entscheidender Bedeutung, Datenbanken darüber zu führen, wann und wo die Ausrüstung installiert ist, wie sie kalibriert ist und wie sie gewartet wird“, sagte Tim Schneider, Manager für Schutz und Kontrolle in der Abteilung für Betriebstechnik bei ENMAX, dem städtischen Strom- und Erdgasversorger in Calgary – der größten Stadt in Alberta, Kanada.
Schneider sagte, dass diese Managementaufgabe enorm ist, wenn man bedenkt, dass ENMAX etwa 200 Meilen an Übertragungsleitungen, 5.000 Meilen an Verteilungsleitungen und mehr als 40 Umspannwerke besitzt und unterhält. Die Übertragungs- und Verteilungssysteme bestehen nicht nur aus Masten und Drähten, sondern auch aus einer Vielzahl hochentwickelter Geräte, die für die Aufrechterhaltung der Stromqualität und -zuverlässigkeit entwickelt wurden, so Schneider. Dazu gehören Schutzrelais, die abnormale Bedingungen erkennen und Leistungsschalter auslösen, um Schäden an wichtigen Elementen des Systems zu verhindern.
Früher, als ENMAX hauptsächlich elektromagnetische Relais verwendete, musste das Unternehmen „vielleicht fünf oder sechs Einstellungen pro Relais kalibrieren“, so Schneider. Jetzt, wo digitale oder „numerische“ Relais verwendet werden, erfordert jedes Relais die Kalibrierung von Hunderten von Einstellungen, die alle in der Datenbank des Versorgungsunternehmens archiviert werden müssen. „In der Vergangenheit hatten wir alle Konfigurationsdateien für alle Relais in Ordnern auf dem Unternehmensserver“, sagt er. „Das große Problem war die Versionskontrolle, d. h. woher weiß man bei einem Word-Dokument oder einer Excel-Tabelle, wer sie zuletzt geändert hat? Woher wissen Sie, ob die Datei genau die letzte Änderung des Relais wiedergibt?“ Schneider sagte, dass die Anforderungen von ENMAX an die Datenhaltung immer komplexer geworden seien und dass das Versorgungsunternehmen einen besseren Überblick über seine bestehenden T&D-Anlagen und den Zeitpunkt der Wartung und des Austauschs haben müsse. ENMAX wollte auch den Prozess der Einhaltung von Vorschriften vereinfachen, der von den Versorgungsunternehmen die Bereitstellung zahlreicher Daten über den Zustand ihres T&D-Systems verlangt, um die Planung von Kapitalverbesserungen zu optimieren. „Wir beschlossen, dass es an der Zeit war, zu untersuchen, ob es eine elegante Softwarelösung gibt, die uns hilft, all diese Informationen effektiver zu verwalten“, so Schneider. ENMAX kontaktierte mehrere andere Versorgungsunternehmen, um zu erfahren, wie sie ihre Informationen verwalten, und lud IPS ENERGY zu einer Vorführung ein.
Das IPS-RELEX™-Modul (Teil von IPS-EPIS™, dem Enterprise Protection Information System von IPS ENERGY) dient als einziges Repository für Schutzrelaisdaten, die von den Schutz- und Steuerungsingenieuren des Versorgungsunternehmens und den Außendienstmitarbeitern gemeinsam genutzt werden. „Nehmen wir an, wir installieren ein Relais des Herstellers X“, so Schneider. „Wir würden eine Einstellungsdatei mit der Relaissoftware des Herstellers erstellen und diese dann in die IPS-Datenbank laden. Die Außendienstmitarbeiter würden dann dieselbe Einstellungsdatei abrufen, das Relais testen und, falls vor Ort Anpassungen erforderlich wären, mit den Ingenieuren Rücksprache halten und die Änderung der Einstellung an Ort und Stelle vornehmen. All dies wird in der gemeinsamen Datei aufgezeichnet. „Die IPS- ENERGY™-Software vereinfacht auch den Prozess der Bereitstellung von Daten zur Netzzuverlässigkeit und zur Einhaltung von Vorschriften für die Regulierungsbehörden in Alberta“, sagte er.
Zane Frick, Zuverlässigkeitsingenieur bei McKenzie Electric, arbeitet mit IPS-ENERGY™ am Anlagenmanagement.
Sicherstellung der Zuverlässigkeit angesichts des schnellen Wachstums
Gary Highley, Chief Operating Officer bei McKenzie Electric Cooperative, sagte, dass seine schnell wachsende Genossenschaft, die einen Teil des Bakken-Ölfeldes im westlichen North Dakota und östlichen Montana versorgt, auch das Datenmanagement für ihre T&D-Infrastruktur verbessern musste. „Das rasante Wachstum des Bakken-Ölfelds führte bei uns über mehrere Jahre hinweg zu einem beispiellosen zweistelligen Wachstum. Wir wurden quasi über Nacht von einem kleinen ländlichen Versorgungsunternehmen zu einem großen industriellen Versorgungsunternehmen“, so Highley. Er erklärte, dass die Genossenschaft heute rund 800 Prozent größer ist als zu Beginn des Bakken-Ölbooms, mit mehr als 400 Meilen an Übertragungsleitungen, mehr als 3.300 Meilen an Verteilungsleitungen und 68 Umspannwerken.
Das schnelle Wachstum brachte viele Herausforderungen mit sich, nicht nur in Bezug auf die Mitglieder- und Lastenzuwächse, sondern auch in Bezug auf Wartung und Buchhaltung. „Dies hat dazu geführt, dass wir die Instandhaltung unseres Systems sowohl unter dem Gesichtspunkt der Zuverlässigkeit als auch der Kosteneffizienz anders angehen. Wir bewegen uns jetzt in Richtung eines proaktiven, auf Zuverlässigkeit ausgerichteten Wartungsmodells – weg von einem im Wesentlichen ‚break-fix‘-Modell, das wir vor dem Boom hatten.“
Highley merkte an, dass die neuen Übertragungsleitungen, die die Genossenschaft hinzugefügt hat, um mit dem wachsenden Kundenstamm und der elektrischen Last Schritt zu halten, „uns unter den Schirm des Besitzes von elektrischen Großanlagen gezogen haben, die jetzt NERC-qualifiziert sind“, eine Anspielung auf die North American Electric Reliability Corporation, die die Zuverlässigkeit des Netzes durch ein Programm zur Einhaltung und Durchsetzung von Vorschriften aufrechterhält.
„Wir haben zwar viel Hilfe von unserem Stromgroßhändler Basin Electric erhalten, aber es lag immer noch an uns, die Programme zur Einhaltung der Vorschriften aufzustellen“, sagte er. „Wir mussten dies nicht nur wegen der neuen [NERC] Compliance-Vorschriften tun, sondern weil es das Richtige war, um die Zuverlässigkeit unseres Systems zu gewährleisten.“ Die Umstellung erfordert, dass die Genossenschaft viel detailliertere Aufzeichnungen über ihre Wartungsaktivitäten und den Zustand ihrer Anlagen führt als bisher, so Highley. „Wir haben alle großen Anbieter in der Branche geprüft und waren der Meinung, dass IPS-ENERGY die beste Mischung aus Funktionalität und einfacher Skalierbarkeit für unsere Situation bietet.“
Der Einsatz von IPS-ENERGY™ „ermöglicht es uns, unsere Flotte von Stromverteilungsanlagen zu verwalten, indem wir schnelle Berichte über die Art der Anlagen, den Standort, das Alter der Anlagen und die an den einzelnen Geräten vorgenommenen Änderungen erhalten“, sagte er. „Die wirkliche Leistung, die wir jetzt nutzen, ist die Fähigkeit, unsere Wartungsaktivitäten zu planen und zu verfolgen, wodurch wir die Anzahl der Fahrten zu entfernten Standorten reduzieren und unsere begrenzten Ressourcen besser planen können.“
Highley und Schneider sagten beide, dass die Schulung und andere Unterstützung von IPS ENERGY während des Software-Implementierungsprozesses der Schlüssel zu ihrem Erfolg war. „Wir haben uns sehr auf sie verlassen, nicht nur für die technische Schulung, sondern auch für die Implementierung der besten Praktiken der Branche“, sagte Highley. Schneider sagte, dass sich die Ingenieure und Außendienstmitarbeiter von ENMAX mit der IPS-Relais-Software angefreundet haben und vorschlugen, sie auch für Wiedereinschaltgeräte, Netzschutzvorrichtungen und andere T&D-Systemausrüstung zu verwenden.