Lastmanagement Jens-Peter Jensen, Beschleunigerseminar, Travemünde, 20. 02. 2018.

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1 Lastmanagement Jens-Peter Jensen, Beschleunigerseminar, Travemünde,

2 Lastmanagement Themen Stromversorgung DESY
Hoch- und Mittelspannungsnetze Stromlieferung und Netzanschluss Ausschreibung der elektrischen Energie Netznutzungsgebühren Lastgang und Lastprognosen Stromnetzentgeltverordnung StromNEV StromNEV §19 Sonderentgelte Erfahrung 2017 Ausblick für 2018

3 + Stromversorgung DESY Stromzählung 110 kV-Einspeisungen
Summe Zählpunkte Zählpunkt HST C Zählpunkt HST A Zählpunkt HST B + Virtueller Zählpunkt Kryoanlage, XFEL, HERA, AMTF LINAC II, DESY II, PETRA-Sender PETRA Tunnel, - Power Supplies, Exp-Hütten, FLASH 10 kV Rangierverteiler

4 Stromtrassen DESY-Gelände
110 kV und 10 kV Kabel HST C, 63 MVA HST B, 40 MVA HST A, 40 MVA

5 Stromzählung Vituelle Zählpunkte DESY und XFEL Stromzählung 110 kV
Die Stromzählung erfolgt auf der 110 kV-Ebene im Unterwerk Hamburg West Stromnetz Hamburg (SNH) betreibt diese Zähler Die Lastgangzähler bilden den Mittelwert über eine ¼-Stunde Die ¼-Stundenwerte werden addiert zu einem „virtuellem“ Zählpunkt Die Zählerwerte können über einen Internetzugang ausgelesen werden Die Werte lassen sich nur am Folgetag auslesen, nicht online Zählpunkte DESY und XFEL Der XFEL hat eine eigene Stromzählung in der 10 kV-Station HST C Auf der 110 kV-Seite werden DESY plus XFEL gezählt Durch die Differenzbildung (DESY + XFEL, 110 kV) minus (XFEL, 10 kV) erhält man den neuen virtuellen Zählpunkt „DESY“ DESY und XFEL haben also eine getrennte Stromzählung

6 Lastverlauf von DESY und XFEL
Woche 2. bis 9. Februar 2018 DESY plus XFEL DESY incl. XFEL Kryo XFEL ohne Kryogenik

7 1/4-Stundenleistung Überwachung des Lesitungsmaximum
Höhe des Leistungsentgeltes richtet sich nach der höchsten 1/4 Std.-Leistung eines Kalenderjahres

8 Strombeschaffung Kostenbestandteile des Stromes
Die Stromkosten setzen sich zusammen aus Stromlieferung Netznutzung Die Lieferung der elektrischen Energie ist liberalisiert, d.h. Jeder Endverbraucher kann seinen Stromlieferanten selber wählen => DESY muss die Lieferung nach VOL ausschreiben Beim Netzanschluss ist DESY an Stromnetz Hamburg SNH gebunden Es gibt weiter ein Monopol und feste Tarife, die nicht verhandelbar sind DESY und XFEL beschaffen gemeinsam den Strom Ab 30 Millionen kWh (GWh) gibt es keinen Mengenvorteil Entscheidend ist das Lastprofil für die Preisgestaltung

9 Kostenfaktoren Wie lassen sich die Stromkosten beeinflussen
Kostenbestandteile der elektrischen Energie Preisanteil Grundlage beeinflussbar Arbeitspreis 25 % VOL-Ausschreibung +/- 1 % Stromsteuer 15 % Steuer nein EEG-Abgabe 45 % jährliche Festsetzung nein Netznutzung 15 % 110 kV-Tarif SNH §19 StromNEV 60 % der Kosten sind fix, d.h. Stromsteuer und EEG-Abgabe 40 % lassen sich etwas beeinflussen durch Wettbewerb und Glück beim Zeitpunkt der Beschaffung Gleichmäßiger Lastgang für die Angebotsphase Verlässliche Lastprognose während der Lieferphase Vermeidung von Lastspitzen, d.h. möglichst viele Jahresstunden Am meisten bringt die 7000 Stundenregel nach StromNEV § 19 Teil 2

10 Strombeschaffung Handelspreise für 2019 an der EEX-Börse

11 Stromlieferung Verbräuche und Lastprognose
Die monatlichen Stromverbräuche werden nach Erscheinen des Strahlbetriebsplanes abgeschätzt und unserem Strom-Lieferanten mitgeteilt MKK berechnet den monatlichen Verbrauch sowie Mittelabfluss und überwacht sie

12 Stromlieferung Verbräuche und Lastprognose
Der Lieferant benötigt 2 Wochen vor Monatsbeginn eine Lastprognose über jede Viertelstunde eines Monats (2900 Werte) Herr Kook erstellt diese Prognose nach bestem Wissen und sehr gut Damit wird das Risiko für den Lieferanten stark reduziert Der Lieferant meldet die Lastprognose dem Kraftwerk und den Durchleitungsnetzen Jede Stunde Abweichung von der Lastprognose wird dem Lieferanten in Rechnung gestellt Bei seiner Preisgestaltung musste er diese Kosten mit einkalkulieren

13 Netzentgelt einsparen
Reduziertes Netzentgelt §19 Reduziertes Netzentgelt kann man beantragen §19/1: Atypisches Netzverhalten Leistungsspitze von November bis Februar nur 90 % der übrigen Monate Ppeak: 21 MW von März – Oktober; 19 MW von November bis Februar Zeuthen hat es 2016 erfüllt, für Hamburg nicht machbar Potential für Hamburg Euro §19/2: Individuelles Netzentgelt Jahresnutzungsstunden (Jahresverbrauch/Ppeak) > Stunden Einsparpotential: Euro Jahresverbrauch: 150 GWh Leistungsspitze Ppeak: 23 MW ohne Lastmanagement Jahresstunden: h Es fehlen 500 Stunden oder die Leistungsspitze muss um 2 MW auf 21 MW gedrückt werden

14 Lastmanagement DESY Leistungsspitze reduzieren
Tagespitze beträgt etwa 2 MW Sie wird verursacht durch Aktivitäten der Mitarbeiter von 8 bis 15 Uhr mit 500 kWpeak Kantine von bis 13 Uhr mit 300 kWpeak Klimaanlagen im Sommer von 12 bis 16 Uhr mit 1000 kWpeak Mehrere HF Teststände bis zu 1000 kW 2 Lötöfen bis zu 250 kW Maßnahmen 2017: Kein Betrieb der HF-Teststände von 10 bis 14 Uhr Minus 1000 kW Spitzenlastgenerator nach Bedarf Minus 1000 kW Lastabwurf DESY Sender (kein Teststrahlbetrieb) Minus 500 kW Lastabwurf Teststrahlbetrieb wurde letztes Jahr 3x vorgenommen

15 Lastmanagement DESY Leistungen der großen Verbraucher sind Online verfügbar

16 Lastmanagement DESY Überwachung das Leistungsmaximum
MKK-Kontrollsystem CSS sammelt die Daten im Sekundentakt DESY-Gesamtleistung Beschleunigeranlagen mit Sendern und Magneten Kryogenik Geb. 54 für FLASH, AMTF und XFEL Rechenzentrum Teststände Überwachung der Viertel-Stundenleistung Alarmierung bei Überschreiten des Leistungsmaximums und der Trendüberwachung Die Lastmanagement ist noch unvollständig, weil Eine Reihe von Verbrauchern fehlen Leistungswerte berechnet statt gemessen werden Keine Leistungskoordination etabliert ist Kein Lastkoordinator vorhanden ist

17 Lastmanagement Spitzenlastgenerator 1 MW Dieselgenerator
Für Lastspitzen In den Sommermonaten über die Mittagszeit Zu viele Testanlagen gleichzeitig laufen wollen HERA Notstromgeneratoren werden auf Netzparallel- betrieb ertüchtigt 4 x 300 kW Testläufe werden so gestaltet, dass sie mit den Leistungsspitzen zusammenfallen Bisher laufen die Motoren jeden Monat im Leeraluf Dieseltank 20“ Container 1000 kW Generator 20“ Container

18 Lastmanagement DESY start diesel generator

19 Lastmanagement Erfahrung 2017
2017 haben wir gezeigt, dass wir die 7000 Nutzungsstunden überschreiten können 149,6 GWh Jahresverbrauch 20,95 MW Ppeak (höchste Viertelstundenleistung) 7.146 Nutzungsstunden erreicht Einsparung etwa 2 MioEuro Aufwand 200 kEuro Verbrauch + Miete 1 Pers. Jahr bei MKK, D5, V4 (Summe) 2018 können wir es wieder erreichen: 150 GWh Verbrauch 21 MW max. ¼ h Leistung Das Leistungsmaximum ist knapp, aber es würde gerade ausreichen, wenn sich die Großverbraucher abstimmen

20 Lastmanagement Welche Verbesserungen sind notwendig
Notwendige Verbesserungen Tools für das Lastmanagement Da es kein Energiemonitoring bei DESY gibt, sind die Lastflüsse nicht vollständig bekannt Es gibt deshalb weiter Überraschungen beim aktuellem Lastgang Online gibt es eine Web-Seite mit den wichtigsten Verbrauchern, Planungstool über die stündliche Leistungsspitze (z.B. Excel-Tabelle) Klärung der Organisation Laufender Beschleunigerbetrieb darf nicht angetastet werden Temporäre Großverbraucher müssen Betrieb anmelden; wo? Wer entscheidet über Priorität bei Überschreitung? Wie sieht die Eskalation im Konfliktfall aus?

21 Lastmanagement Ausblick für 2018
Die Kenntnis der Stromverbräuche und der Lastverteilungen bringen Vorteile Vermeidung von Lastspitzen Verlässliche Planung und Vorhersage des Lastganges Erhöhung des Basepreises bei der Strombeschaffung Reduzierung von Arbeits- und Netzkosten Weiterberechnung an Dritte Verschwendungen aufdecken und abstellen Das Lastmanagement kann nur eine Vorstufe zum Energiemanagements sein Zur Zeit muss DESY nur ein Energie-Audit durchführen Das Energie-Audit wird merklich umfangreicher Über kurz oder lang werden wir ein Energiemanagement-System brauchen

22 Viele Dank für Ihre Aufmerksamkeit
Lastmanagement Viele Dank für Ihre Aufmerksamkeit Fragen?

23 Lastmanagement Anmeldung Lastprognose

24 Lastmanagement Jahreslastgang 2017 Anlauf Beschleuniger
Sommer Shutdown

25 Strombeschaffung Tranchenmodell Ausschreibung nach
Tranchenmodell, z.B. 12 horizontale Tranchen je 12,5 GWh = 150 GWh pro Jahr Faktoren: P = A * EEX-Base + B * EEX-Peak + C Faktoren A und B bestimmen den Anteil von Base- und Peak-Leistung Faktor C deckt das Risiko der Vollstromlieferung sowie den Aufwand und Gewinn des Lieferanten Bisher haben wir sehr gute Ausschreibungsergebnisse erzielt Die großen „Vier“ (EON, RWE, Vattenfall, EnBW) bieten nicht an, weil sie ihre Lieferbedingungen nicht durchsetzen können Lieferant für 2019 und 2020 ist insolvent, so dass wir neu ausschreiben müssen 2021 und 2022 soll gleich mit ausgeschrieben werden Die Tranchen reduzieren das Beschaffungsrisiko und geben Planungssicherheit V4 beobachtet die Preisentwicklung an der EEX und kauft kurzfristig ein, wenn der Zeitpunkt günstig erscheint