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Schweizerischer Verein des Gas- und Wasserfaches Société Suisse de l’Industrie du Gaz et des Eaux Società Svizzera dell’Industria del Gas e delle Acque Swiss Gas and Water Industry Association

G23 d

SVGW SSIGE SSIGA SGWA

Ausgabe September 2013

REGE LWE RK

Richtlinie Technische Bestimmungen zu Messung und Messdatenbereitstellung

Copyright by SVGW, Zürich Druck: Zofinger Tagblatt Auflage September 2013: 300 Exemplare Nachdruck verboten Bezug bei der Geschäftsstelle des SVGW (support@svgw.ch)

SVGW, Grütlistrasse 44, Postfach 2110, 8027 Zürich Telefon 044 288 33 33, Fax 044 202 16 33, www.svgw.ch

G23



Inhaltsverzeichnis Vorwort

5

1 Zielsetzung

7

2 Geltungsbereich

7

3 Definitionen

7

4

Verweise / gesetzliche und normative Vorgaben

10

5 Grundsätzliches

10

5.1 5.2 5.3 5.4 5.5

Messeinrichtungen und -daten für die Verrechnung Zuständigkeit und Verantwortung Mindestanforderung an die Bereitstellung von Messdaten Dateneigentum und Bereitstellung Identifikation der Marktakteure und der Netzdaten

10 11 11 11 13

6

Übersicht der Messdatenbereitstellung

13

7 Anforderungen an die Messeinrichtung

14

7.1 Allgemeine Anforderungen 7.2 Technische Mindestanforderungen an die Messeinrichtung 7.3 Wahl des Gaszählers 7.4 Lastgang

14 14 14 14

8 Anforderungen im Rahmen der Gasabrechnung

14

8.1 Grundsätze 8.2 Zustandsmengenumwerter 8.3 Abrechnungswerte

14 15 15

9

16

Betrieb der Messstelle

9.1 Allgemeines 9.2 Messpunktbezeichnung 9.3 Zeitbasis für Lastgangerfassung 9.4 Messstellenverwaltung 9.5 Aufsicht über die Messeinrichtungen

16 16 16 16 16

10 Erfassung der Daten

18

10.1 Ablesung

18

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11 Aufbereitung der Daten

18

11.1 11.2 11.3 11.4

18 18 18 19

Bildung von Energiewerten und Leistungsmaxima Plausibilisierung der Messdaten Ermittlung von Ersatzwerten Kennzeichnung der Messwerte

12 Ablauf und Zeitpläne

20

12.1 Prinzip 12.2 Ablese-/Auslesezeitraum und Liefertermine 12.3 Nachträgliche Korrekturen

20 21 21

Anhänge 22 Anhang A Anhang B Anhang C

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Angaben an den Netzkunden (normativ) Mögliches Vorgehen zur Plausibilisierung der Messdaten Bildung von Ersatzwerten

22 22 24

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Vorwort zum SVGW-Regelwerk Gas SVGW-Richtlinien beschreiben praxisnah und pragmatisch Regeln, Leitlinien und Merkmale für Erzeugnisse, Tätigkeiten oder deren Ergebnisse, um eine sichere, zuverlässige, nachhaltige und wirtschaftliche Gasversorgung sowie -nutzung sicherstellen zu können. Sie konkretisieren die wesentlichen Anforderungen im Interesse der Kunden, der Öffentlichkeit und des Betreibers in Form von Spezifikationen zur Einhaltung von Schutzzielen zur Vermeidung von Gefahren beim Bau, Betrieb und Unterhalt von gastechnischen Einrichtungen. Sie basieren auf gesicherten Erkenntnissen aus Wissenschaft, Technik und praktischer Erfahrung und werden von einer Mehrheit repräsentativer Fachleute und von der Behörde als Wiedergabe des anzuwendenden Standes der Technik oder des Fachwissens angesehen. Sie gelten somit als anerkannte Regeln der Technik und können auch im Rahmen der Rechtsordnung von Bedeutung sein. Die Einhaltung der SVGW-Richtlinien lässt vermuten, dass die wesentlichen Anforderungen (Schutzziele) eingehalten werden. Entscheidet sich ein Anwender für andere Lösungen, so muss er glaubhaft nachweisen, dass die wesentlichen Anforderungen auf eine andere geeignete Weise erfüllt werden.

Vorwort zur SVGW-Richtlinie Technische Bestimmungen zu Messung und Messdaten­ bereitstellung, Ausgabe September 2013 Als Folge einer Vereinbarung zwischen der Industrie und der schweizerischen Gaswirtschaft (Verbändevereinbarung, gültig ab 1. Oktober 2012) erhalten Dritte auf allen Stufen (überregional, regional, lokal) Zugang zum Schweizer Erdgasnetz. Zukünftig werden somit Erdgasmengen transportiert, die nicht im Eigentum des Netzbetreibers sind. Die Endverbraucher entnehmen mit eigenen Anlagen Erdgas aus dem Netz. In diesem Zusammenhang sind Anforderungen an die Anlagen und die Messdatenbereitstellung zur Überwachung und Abrechnung festzulegen, um Fragen zu beantworten wie: Welche Daten sind wann mit welcher Genauigkeit zu erheben und aufzuarbeiten? Wem gehören die Daten? Wie werden die Zähler zwischen Einspeisung und Ausspeisung synchronisiert? Welche Daten sind wie zu archivieren? Wie werden Ersatzwerte ermittelt, wenn der Zähler ausfällt? In welcher Form werden wann wem welche Messdaten geliefert? usw. Die vorliegende G23 bildet die Grundlagen für eine fachgerechte, zuverlässige und leistungsfähige Mess­datenbereitstellung und einen zuverlässigen und effizienten Messdatenaustausch in einem geöffneten Gasmarkt.

Mitglieder der Arbeitsgruppe Michele Broggini, Vorsitzender, AIL, Lugano Christian Froelich, Erdgas Zürich, Zürich Robert Fasler, Swissgas, Zürich Steffen Weber, IWB, Basel Marco Gabathuler, IBC, Chur Andrea Martena, Erdgas Zürich AG, Zürich Stefan Zaugg, ewb, Bern Vertreter der SVGW-Geschäftsstelle Anton Kilchmann Matthias Hafner Roman Huber

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1 Zielsetzung Die Richtlinie definiert die Mindestanforderungen für die Verrechnungs- sowie Leistungsmessung (im Folgenden als Messungen bezeichnet) im Schweizer Erdgasnetz, damit Messdaten effizient und qualitativ einwandfrei bereitgestellt werden sowie deren Austausch gesichert wird. Sie definiert ausserdem die Regeln für die Abrechnung der Lieferung von Erdgas gemäss Richtlinie G18 an Gasbezüger mit Leistungsmessung.

2 Geltungsbereich Die Anforderungen an die Messung und Messdatenbereitstellung gelten für Marktakteure des Schweizer Erdgasnetzes. Die Richtlinie legt Rechte und Pflichten des Netzkunden, des Netzbetreibers und/oder der für den Netzbetrieb verantwortlichen Gasversorgungsunternehmung fest. Sie gilt nicht für •

Betriebsnetze auf dem Areal von Endverbrauchern

Eichung und Inverkehrbringung von Messmitteln

Aufgaben im Zusammenhang mit der Weiterverarbeitung und -verwendung der Daten werden nicht in diesem Dokument geregelt.

3 Definitionen Es gelten die Definitionen gemäss folgendem Dokument: SWISSGAS/VSG: Allgemeine Netznutzungsbedingungen (ANB) für die schweizerischen Erdgasnetze Abrechnungsvolumen, Normvolumen (Vn) In der Abrechnungszeitspanne gelieferte und in der Abrechnung verwendete, auf den Normzustand umgerechnete Betriebsvolumen. Abrechnungsbrennwert (Ha) Für die Abrechnungszeitspanne und die Abrechnung geltender mittlerer Brennwert im Normzustand. Im Regelfall ist dies ein Monatsbrennwert (Abrechnungsbrennwert des Abrechnungsmonats), beruhend beispielsweise auf täglichen Mittelwerten. Abrechnungszeitspanne Zeitspanne, für die der Gasverbrauch ermittelt und die Abrechnung erstellt wird – im Regelfall ein Abrechnungs- oder Gasmonat beruhend auf Gastagen. Arealnetz Lokales Verteilnetz, das auf ein oder mehrere sich angrenzende private Grundstücke begrenzt ist. Seine Infrastruktur ist im Besitz des Arealnetzbetreibers und wird von ihm oder in seinem Namen betrieben. Betriebsvolumen (Vb) Gemessenes Volumen des Gases im Betriebszustand.

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Betriebszustand Zustand des Gases unter gegebenen bzw. herrschenden Bedingungen von Temperatur und Druck (in der Gasleitung), insbesondere zum Zeitpunkt der Volumenmessung; Kennzeichnung mittels Index «b». Brennwert Wärmemenge, die bei vollständiger Verbrennung von 1 m3 Erdgas (trocken) im Normzustand frei wird, wenn das bei der Verbrennung gebildete Wasser flüssig vorliegt, und wenn die Temperatur des Brennstoffes vor der Verbrennung und die Temperatur der entstandenen Produkte nach der Verbrennung den jeweils festgelegten gleichen Wert haben. Der Brennwert wird in kWh/Nm3 angegeben [Quelle: ANB]. Einspeisebrennwert (Hs) Der für eine Abrechnungszeitspanne je Einspeisestelle ermittelte mittlere Brennwert, der in ein Gasnetz, z. B. in das Verteilnetz eines Gasversorgungsunternehmens, eingespeist wird. Endverbraucher Natürliche oder juristische Person, die Erdgas an der Netzanschlussstelle für den Endverbrauch bezieht. Endverbraucher und Netzanschlussnehmer können personenidentisch oder nicht personenidentisch, wie z. B. bei Mietverhältnissen, sein [Quelle: ANB]. Ersatzwert Wert zum Ausgleich (Ersatz) eines fehlenden oder fehlerhaften Messwertes oder eines nicht abrechnungsrelevanten, allenfalls vorläufigen Wertes. Gastag Zeitspanne zwischen 6.00 Uhr eines Kalendertages und 6.00 Uhr des darauf folgenden Kalendertages [Quelle: ANB]. Die Zeit 6.00 gilt als Referenzzeitpunkt. Lastgang (Zählerstandsgang) Eine Reihe fortlaufend ermittelter Messwerte (Volumen im Normzustand, mittlere Leistung je Messperiode) bzw. Zählerstände, die jeweils am Ende einer Messperiode in ein Messdatenregistriergerät gespeichert werden. Eine Messperiode folgt lückenlos auf die nächste; im Regelfall beträgt sie eine Stunde (1 h), sie bildet die Grundlage zur Lastgangmessung. Lastprofil Definition eines normierten Verbrauchsmusters für eine typische Endverbrauchergruppe. Lastgangmessung Messung der stündlichen Energiemenge, die an der Netzanschlussstelle übernommen wird [Quelle: ANB]. Lieferant Unternehmen, das mit der direkten Belieferung des Endverbrauchers beauftragt ist. Marktakteur Natürliche oder juristische Person, die am Gasmarkt teilnimmt. Mengenumwertung Umrechnung des mittels Gaszähler gemessenen Betriebsvolumens des Erdgases in den Normzustand (1013,25 mbar [abs.], 0 ºC) [Quelle: ANB]. Messstelle, Messeinrichtung Gesamtheit der an einem Messpunkt angeschlossenen messtechnischen Einrichtungen zur Erfassung des Gas- oder Energieflusses und zur Bereitstellung der erfassten Daten.

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MEZ Mitteleuropäische Zeit, entspricht UTC + 1 Stunde. MESZ Mitteleuropäische Sommerzeit, entspricht UTC + 2 Stunden. Netzanschlussstelle Ort, an dem die Anlagen des Endverbrauchers an die Anlagen des Netzbetreibers grenzen. Das Erdgas geht an der Netzanschlussstelle vom Netzkunden an den Endverbraucher über. Netzbetreiber Privates oder öffentlich-rechtliches Unternehmen, welches das Gasnetz und die Messstationen betreibt. Der Gasnetzbetreiber steht in geschäftlicher Beziehung einerseits mit dem Gasbezüger und andererseits mit dem Gaslieferanten. Der Gaslieferant kann eine Drittstelle oder ein Gasversorgungsunternehmen sein, das mit dem Netzbetreiber verbunden ist (Netzbetreiber als Tochtergesellschaft oder Geschäftseinheit des Versorgungsunternehmens). Netzkunde Natürliche oder juristische Person, die mit dem Netzbetreiber an der Netzanschlussstelle einen Netznutzungsvertrag betreffend Transport von Erdgas auf dem schweizerischen Erdgasnetz abschliesst [Quelle: ANB]. Netznutzungsentgelt Betrag, der vom Netzkunden für jegliche Nutzung des Gasnetzes (inkl. standardmässige Systemdienstleistung) an den betroffenen Netzbetreiber zu entrichten ist. Normzustand Bezugszustand zum Vergleich von Gasmengen unterschiedlicher Betriebszustände, mit Bezug auf die Normtemperatur 273,15 K (0 °C) und den Normdruck 1013,25 mbar; Kennzeichnung mittels Index «n». Störmenge Erfasste Menge in einem Störmengenzählwerk bei Stillsetzung der Abrechnungszählwerke von Zustandsmengenumwertern im Falle einer erkannten Betriebsstörung. Die Erfassung umfasst zudem Zeitpunkt und Ursache der Störung in bspw. einem Logbuch. Störmengen dürfen bei der Gasabrechnung als Grundlage für die Ersatzwertbildung verwendet werden. Systemdienstleistungen Handlungen und Massnahmen des regionalen oder lokalen Netzbetreibers, die für die Durchführung des Transports von Erdgas erforderlich sind. Diese sind im jeweiligen Netznutzungsentgelt enthalten. Thermische Energie (Ea) Die in einer bestimmten Menge Gas enthaltene und bei der Verbrennung als Wärme frei werdende Energie einschliesslich Kondensationswärme des gebildeten Wassers; übliche Einheit: Kilowattstunden (kWh). Thermische Leistung (Pa) Die in einer bestimmten Zeitspanne, z. B. Stunden oder Tage, umgesetzte thermische Energie. UTC Koordinierte Weltzeit (von engl. Coordinated Universal Time). Zustandszahl (z) Verhältnis von Normvolumen zu Betriebsvolumen; dient der Beschreibung des durch Druck und Temperatur bestimmten Zustands des Gases.

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Verweise / gesetzliche und normative Vorgaben Allgemeine Netznutzungsbedingungen für die schweizerischen Erdgasnetze (ANB) Messmittelverordnung (MessMV) 941.210 Verordnung des Eidg. Justiz- und Polizeidepartements (EJPD) über Gasmengenmessmittel 941.241 Nemo (Branchenstandard für die Ermittlung von Netznutzungsentgelten in lokalen Erdgasnetzen) SVGW G1 (Richtlinie für die Erdgasinstallation in Gebäuden) SVGW G7 (Richtlinie für Gasdruckregelanlagen) SVGW G17 (Richtlinie für die Messpunktbezeichnung in Gasnetzen) SVGW G19 (Richtlinie für die Gasmessung und Gasabrechnung) SVGW G22 (Richtlinie für OBIS-Kennzahl zur Messwertübermittlung für die Abrechnung von Gas, Wasser und Fernwärme) Verbändevereinbarung zum Netzzugang beim Erdgas ISO 12213 Natural Gas – Calculation of Compression Factor

5 Grundsätzliches 5.1

Messeinrichtungen und -daten für die Verrechnung Messeinrichtungen, die zur Verrechnung dienen, haben den gesetzlichen Bestimmungen zu entsprechen. Einzuhalten sind hierbei Anforderungen, z. B. die Verordnung des EJPD über Gasmengenmessgeräte und die Anforderungen, die sich aus Nemo und durch die Umsetzungsdokumente wie «Allgemeine Netznutzungsbedingungen» (ANB) und «Netznutzungsvertrag» zwischen den Betreibern der Erdgasnetze und den Netzkunden ergeben. Diese Messeinrichtungen sind grundsätzlich überall dort zu installieren, wo die daraus gewonnenen und bereitgestellten Daten direkt für die Verrechnung von vertraglich erbrachten Leistungen gegenüber Dritten verwendet werden. Dies gilt für die Verrechnung der Energiegeschäfte und der Netznutzung sowie für die Abrechnung von Zertifikaten, z. B. für Biogas. Erforderlich sind Messungen an den Ein- und Ausspeisepunkten der Netze (Netzanschlussstelle) sowie an den Übergabepunkten zwischen den Netzen (Netzkoppelungspunkte). Die Gasabrechnung muss für die Marktteilnehmer verständlich und nachvollziehbar sein.

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5.2

Zuständigkeit und Verantwortung Der Netzbetreiber, der die Messstelle betreibt, bestimmt den Messpunkt, die Messpunktbezeichnung und die Messrichtung unter Berücksichtigung der Richtlinie G17. Der Netzbetreiber bzw. ein von ihm beauftragter Dritter ist zuständig und trägt die Verantwortung für die Messdatenbereitstellung, d. h., seine Verantwortung erstreckt sich vom Betrieb der Messstelle über die Messdatenaufbereitung bis zur Lieferung der Messdaten. Bei Übergabestellen (Netzkopplungspunkten) zwischen zwei Netzbetreibern liegt im Normalfall die Verantwortung beim Netzbetreiber der höheren Netzebene bzw. des vorgelagerten Netzes. Bestehen bereits anderslautende Abmachungen, können diese beibehalten werden. Bei Übergabestellen zwischen Netzen auf der gleichen Druckstufe mit beidseitiger Fliessrichtung sind die Zuständigkeiten bilateral zu regeln.

5.3

Mindestanforderung an die Bereitstellung von Messdaten Jeder Netzübergang zwischen Netzbetreibern, alle Ausspeisungen gemäss dem Dokument «Vereinbarung zum Netzzugang beim Erdgas» der Schweizer Gasindustrie sowie alle Einspeisungen von Erzeugern sind mit einer Lastgangmessung und Fernauslesung auszurüsten. Die Messdatenbereitstellung hat gemäss den Mindestanforderungen nach Tabelle 1 zu erfolgen. Die berechtigten Marktakteure haben ein Anrecht auf die zeitgerechte Bereitstellung der Messdaten entsprechend den vereinbarten Bedürfnissen für die Netznutzung und die Energielieferung. Dies gilt sowohl für die periodische Messdatenbereitstellung als auch für die ausserperiodische Bereitstellung im Zusammenhang mit Wechselprozessen. Die Messdaten müssen nicht in Echtzeit zur Verfügung gestellt werden. Wird jedoch vom Netznutzer die Bereitstellung der Messdaten in Echtzeit gefordert, so stellt dies eine zusätzliche Dienstleistung des Netzbetreibers dar. Die Kosten gehen vollständig zu Lasten des Verursachers.

5.4

Dateneigentum und Bereitstellung Eigentümer der Messdaten ist der Netzkunde. Der Netzbetreiber ist verantwortlich für die Mess­ datenbereitstellung. Er stellt die Daten dem Netznutzer, dem Endverbraucher, dem Erzeuger oder dem jeweils nachgelagerten Netzbetreiber zur Verfügung. Für die Bildung von Ersatzwerten müssen die Daten vom jeweiligen Netzbetreiber oder Verantwortlichen bereitgestellt werden. Der Netzbetreiber ist verpflichtet, die Messdaten zu Abrechnungszwecken der Bilanzgruppe, der Netznutzung und der Systemdienstleistungen zu aggregieren und an die berechtigten Marktakteure weiterzuleiten. Er darf die Daten unter Berücksichtigung des Datenschutzes für die eigene Netzplanung verwenden.

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Der Datenaustausch erfolgt gemäss Punkt 14 der Allgemeinen Netznutzungsbedingungen für die schweizerischen Erdgasnetze, Version 1.0. Messstellen­ kategorie

Einheit Art der Messung, Ableseperiode

Endverbraucher und Erzeugungseinheiten, die keinen freien Netzzugang haben oder davon keinen Gebrauch machen

Bm3 kWa

evtl. 1-h-Leis­ tungsmaximaa

Zeitpunkt der Lieferung nicht plausibilisiert zu Informationszwecken

plausibilisiert zu Abrechnungszwecken

keine Bereitstellung

monatlich, vierteljährlich, halbjährlich, jährlichb

Die Wahl der – Art der Messung – Ableseperiode – Datenbereitstellung liegt im Ermessen des Netzbetreibers.

am nächsten Arbeitstagc

monatlich

Die Auslesung der gemessenen Lastgänge hat täglich zu erfolgen.

Ablesung:b monatlich, vierteljährlich, halbjährlich, jährlich Lastgangmessung (tariflos) mit 1 h Energie

Endverbraucher kWh und Erzeugungs- oder einheiten, die von Nm3 ihrem freien Netzzugang Gebrauch machen, sowie alle Netzübergänge zwischen verschiedenen Netzen

Bemerkungen

Tab. 1 Mindestanforderungen an die Messdatenbereitstellung für die jeweiligen Kategorien Der Netzbetreiber legt fest, bei welchen Netznutzern zusätzlich das 1-h-Leistungsmaximum (kW) erfasst wird. Die Ablesetermine werden durch den Netzbetreiber festgelegt. c Zeiten gemäss Tabelle 4 a

Geschäftsprozess

Erfassung Betrieb der der Daten Messstelle

Vertragsbeziehungen

Vertragsbeziehungen

Aufbereitung Erfassung der Daten Daten der

Verarbeitung Aufbereitung der Daten

• • • •

Daten ablesen Vergabe und Verwaltung der Messpunktbezeichnung Daten auslesen Messstellenverwaltung Rohdatensicherung und Wahl der Messapparate und Archivierung der Ableseperiode • Eichung • Installation • Instandhaltung

• • • • •

Rohdaten • Messpunktbezeichnung Zählerstände • Messstellenkategorie Lastgangdaten mit • Messstellenspezifikation 1-h-Volumen (Bm3) • Zeitstempel

Energie (kWh) • Rohdaten 1-h-Leistungsmaxima (kW) • Zählerstände Lastgänge mit mit • Lastgangdaten 1-h- Energiewerten 1-h-Volumen (Bm3) (kWh) • Zeitstempel

Bildungablesen von Energiewerten und Daten Leistungsmaxima Daten auslesen Plausibilisierung derund Messdaten Rohdatensicherung Ermittlung von Ersatzwerten Archivierung Messdatenarchivierung

Lieferung Verarbeitung der Daten der Daten

Vertragsdaten der Marktakteure • Bildung von Energiewerten und übernehmen Leistungsmaxima Wechselprozesseder nachführen Plausibilisierung Messdaten Datenaggregation Ermittlung von Ersatzwerten (Zuordnung Messpunkt) Messdatenarchivierung Messdaten in standardisiertem Format bereitstellen • Verwaltung der Zugriffsberechtigung • Archivierung der verarbeiteten Daten

• Vertragsdaten der Marktakteure übernehmen • Wechselprozesse nachführen • Datenaggregation (Zuordnung Messpunkt) • Messdaten in standardisiertem Format bereitstellen • Verwaltung der Zugriffsberechtigung • Archivierung der verarbeiteten Daten

• • • • •

• • • • •

• • • •

Messpunktbezeichnung Energie (kWh) Zeitstempel 1-h-Leistungsmaxima (kW) Energie (kWh) Lastgänge mit 1-hEnergiewerten (kWh) 1-h-Leistungsmaxima (kW) Lastgänge mit 1-h- Energiewerten (kWh) • Vertragsbeziehung

Siehe Richtlinie SVGW G22 sowie Merkblatt G10008

• Messpunktbezeichnung • Messstellenkategorie • Messstellenspezifikation

Daten

• Vergabe und Verwaltung der Messpunktbezeichnung • Messstellenverwaltung • Wahl der Messapparate und der Ableseperiode • Eichung • Installation • Instandhaltung

Aufgaben

Betrieb der Messstelle

Verantwortlichkeit

Verantwortlichkeit

Daten

Aufgaben

Geschäftsprozess

b

Messpunktbezeichnung Zeitstempel Energie (kWh) 1-h-Leistungsmaxima (kW) Lastgänge mit 1-h- Energiewerten (kWh) • Vertragsbeziehung

Netzbetreiber, der die Verantwortung Netzbetreiber, für den Messpunkt hatVerantwortung für den Messpunkt hat der die

Tab. 2 Prozessschritte der Messdatenbereitstellung

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5.5

Identifikation der Marktakteure und der Netzdaten Alle am Datenaustausch beteiligten Akteure und Netze sind mit einem Identifikator eindeutig zu kennzeichnen. Dazu wird der Bilanzgruppen-Code verwendet. Diese Codes werden in der Schweiz vom jeweiligen Bilanzzonenverantwortlichen (Swissgas usw.) vergeben. Die Netzbetreibernummer, die vom SVGW vergeben wird, ist der Identifikator zur Sicherstellung der Eindeutigkeit der Messpunktbezeichnung.

6

Übersicht der Messdatenbereitstellung Der Netzbetreiber stellt die Messdaten für die Marktakteure bereit. Die Aufgaben, Daten und Verantwortlichkeiten vom Betrieb der Messstelle bis zur Lieferung der Daten sind in Tabelle 2 «Prozessschritte der Messdatenbereitstellung» festgelegt. Als Resultat der Messdatenaufbereitung für eine einzelne Messstelle stehen nachvollziehbare Energiedaten zur Verfügung, die folgende Informationen enthalten: •

Zugehöriges Netz

Zugehöriger Messpunkt

• Zeitperiode • Messperiode • Energieflussrichtung • Masseinheit Für aggregierte Lastprofile (Summenprofile mehrerer Messstellen) sind die Informationen zwischen den Marktakteuren zu definieren. Die Energiedaten müssen zudem •

einem Endverbraucher,

einem Erzeuger,

einem Lieferanten

resp. einer Bilanzgruppe

zugeordnet werden können.

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7 Anforderungen an die Messeinrichtung 7.1 Allgemeine Anforderungen Die Mindestanforderungen an die Art der Messung, den Umfang der benötigten Informationen und den Zeitpunkt der Weiterleitung sind in der Tabelle 1 definiert. Die für die Messung der Energie und der Leistung notwendigen Messeinrichtungen werden in der Verantwortung des Netzbetreibers betrieben. Der Netznutzer (Endverbraucher) hat die für den Anschluss der Messeinrichtung notwendigen gastechnischen, elektrischen sowie bauseitigen Installationen zu seinen Lasten nach den Vorgaben des Netzbetreibers zu erstellen oder erstellen zu lassen. Die Mindestanforderung bei Lastgangmessungen beinhaltet einen Kommunikationsanschluss, über den die Fernauslesung möglich ist. Der Endverbraucher hat dem Netzbetreiber einen für den Einbau und Betrieb der Messeinrichtung erforderlichen und geeigneten Platz kostenlos zur Verfügung zu stellen. Allfällige zum Schutz der Messeinrichtung notwendigen Installationen und Bauten inkl. allenfalls einer Druckreduzieranlage sind nach Vorgaben des Netzbetreibers zu Lasten des Endverbrauchers anzubringen.

7.2

Technische Mindestanforderungen an die Messeinrichtung Die Planung und Dimensionierung sowie der Bau und Betrieb der Messeinrichtung haben nach den SVGW-Richtlinien G1 und G7 und gemäss den Werksvorschriften zu erfolgen.

7.3

Wahl des Gaszählers Bei Messstellen ohne Leistungsmessung hat die Wahl des Gaszählers nach der SVGW-Richtlinie G19 zu erfolgen.

7.4 Lastgang Ist eine Aufzeichnung des gemessenen Lastverlaufs bei einem Endverbraucher erforderlich, ist die jeweilige Messstelle mit einer Lastgangmessung auszurüsten. Dabei werden bei der Messstelle vor Ort die Messwerte stündlich in einem Speichergerät abgelegt und periodisch von einem Zentralsystem erfasst.

8 Anforderungen im Rahmen der Gasabrechnung 8.1 Grundsätze Die Abrechnung beruht auf dem Lastgang der thermischen Energie pro Gastag und erfolgt über die an den Gasbezüger gelieferte bzw. abgegebene thermische Energie Ea. Diese sollte der vom Gasbezüger verbrauchten thermischen Energie entsprechen. Die thermische Energie Ea ist das Produkt der beiden Abrechnungswerte Abrechnungsbrennwert Ha und Normvolumen Vn : Ea = Ha ∙ Vn

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8.2 Zustandsmengenumwerter Netzbetreiber bzw. Gasversorgungsunternehmen, die gewerbliche oder industrielle Gasbezüger mit Gasmengen beliefern, die auf einer vertraglichen Transport- oder Lieferkapazität grösser als 200 Nm3/h beruhen, müssen die Abrechnungswerte spätestens 4 Jahre nach Inkraftsetzung dieser Richtlinie mittels eines Zustandsmengenumwerters (Mengenumwerter) ermitteln. Der Zustandsmengenumwerter muss den Gasdruck und die Gastemperatur kompensieren (p-T-kompensierter Mengenumwerter). Bei gewerblichen und industriellen Bezügern mit einer Transport- oder Lieferkapazität kleiner als 200 Nm3/h wird die Verwendung von p-T-kompensierten Mengenumwertern empfohlen.

8.3 Abrechnungswerte 8.3.1

Messung und Festlegung des Brennwertes Der Brennwert ist nach anerkannten Verfahren (Regeln der Technik) und mit geeichten Messgeräten an repräsentativen Gasproben zu messen und über eine Messzeitspanne zu mitteln (gemessener Brennwert). Gemessene Brennwerte sind allenfalls über weitere (Mess-)Zeitspannen zu mitteln (mittlerer Brennwert Hs). Von (Vor-)Lieferanten ermittelte und festgelegte Brennwerte können von Marktakteuren übernommen werden (Einspeisebrennwerte). Messwerte und Einspeisebrennwerte sind mindestens 5 Jahre aufzubewahren.

8.3.2 Ermittlung des Abrechnungsbrennwertes Der Abrechnungsbrennwert Ha wird bestimmt anhand der gemessenen Brennwerte (mittlere Brennwerte Hs) oder der Einspeisebrennwerte der übergeordneten Einspeisestellen durch Mittelwertbildung über die Abrechnungszeitspanne. Für die Abrechnung sind Minimal-Monatsmittelwerte (Mittelwerte des letzten Monats oder des Vormonats) oder Tagesmittelwerte zu bilden und zu verwenden. Die Einheit für den Abrechnungsbrennwert Ha ist kWh/m3. 8.3.3 Ermittlung des Normvolumens, Erfassung des Betriebsvolumens Es ist ein geeichter Mengenumwerter, von dem vorzugsweise das Normvolumen Vn übernommen werden kann, zu verwenden. Die Mengenumwertung hat nach anerkannten Verfahren wie S-GERG-88 oder AGA-8 zu erfolgen. Der korrekten Berücksichtigung der Zustandszahl Z bzw. der Kompressibilität K (K-Zahl) ist Rechnung zu tragen. Bei rechnerischer Ermittlung des Normvolumens Vn über die Messung des Betriebsvolumens Vb ist bei der Messung nach anerkannten Verfahren (Regeln der Technik) und mit geeichten, für den Anwendungsfall geeigneten Geräten zu messen. Die anschliessende Umrechnung der Druck- und Temperaturkompensation, z. B. bei der Festlegung und Berücksichtigung der Zustandszahl Z im Rahmen einer Zählerfernauslesung, ist nach anerkannten Verfahren durchzuführen.

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Betrieb der Messstelle

9.1 Allgemeines Der Netzbetreiber ist für den ordnungsgemässen Betrieb der Messeinrichtungen verantwortlich. Den Vertretern des Netzbetreibers ist für die Ablesung sowie Kontrolle, zum Auswechseln der Messeinrichtungen und zu Unterhaltsarbeiten während der ordentlichen Arbeitszeit und bei Störungen jederzeit der Zutritt zur Messstelle zu gewähren.

9.2 Messpunktbezeichnung Für die Bezeichnung von Messpunkten gelten die SVGW-Richtlinien G17 (Messpunktbezeichnung) sowie G22 (OBIS-Kennzahl zur Messwertübermittlung für die Abrechnung von Gas, Wasser und Fernwärme).

9.3

Zeitbasis für Lastgangerfassung

9.3.1 Zeitbasis Die Zeitbasis für alle Lastgangmessungen ist MEZ resp. MESZ (basierend auf UTC). Die kleinste Mess- und damit Abrechnungsperiode beträgt einheitlich eine Stunde. Andere Abrechnungsperioden ergeben sich aus ganzzahligen Vielfachen der Stunde. 9.3.2 Zeitsynchronität Die Zeitsynchronität aller Lastgangmessungen muss gewährleistet sein. Sie wird vorzugsweise über die interne Uhr in der Messeinrichtung bzw. Zählerfernauslesung (ZFA) synchronisiert. Die Messperiode beginnt daher zeitsynchron bei jeder Messstelle, ausgehend von der vollen Stunde. Zeitbasis ist die mitteleuropäische Zeit, d. h. UTC plus eine Stunde, resp. die mitteleuropäische Sommerzeit, d. h. UTC plus zwei Stunden. Die Zeitstempel für die Messstunden des Lastganges (1-h-Werte) erfolgen jeweils am Ende der vollen Stunde.

9.4 Messstellenverwaltung Der Netzbetreiber hat alle Messstellen seines Netzes zu verwalten und in geeigneter Form lückenlos zu dokumentieren.

9.5 Aufsicht über die Messeinrichtungen 9.5.1

Gesetzliche Vorgaben Der Netzbetreiber ist bei den von ihm verwalteten und betriebenen Messeinrichtungen dafür verantwortlich, dass die Anforderungen aus dem Bundesgesetz über das Messwesen sowie die Zulassungs- und Eichpflicht erfüllt werden.

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9.5.2

Veränderungen an der Messeinrichtung Werden Messeinrichtungen durch Verschulden des Endverbrauchers oder von Drittpersonen beschädigt oder manipuliert, so gehen die Kosten für Reparatur, Ersatz und Auswechslung zu Lasten des Endverbrauchers. Messeinrichtungen dürfen nur durch den Netzbetreiber oder von ihm beauftragte Dritte plombiert, deplombiert, entfernt oder versetzt werden. Weiter dürfen nur diese Akteure die Gaszufuhr zu einer Anlage herstellen oder unterbrechen und die notwendige Messeinrichtung einoder ausbauen. Wer in unbefugter Weise Plomben an Messinstrumenten verletzt, entfernt oder Manipulationen vornimmt, die die Genauigkeit der Messinstrumente beeinflussen, macht sich strafbar, haftet für den entstandenen Schaden und trägt die Kosten der notwendigen Reparaturen, Aufwendungen und Nacheichungen.

9.5.3 Unregelmässigkeiten und Messfehler Bei festgestelltem Fehlanschluss oder bei Fehlanzeige einer Messeinrichtung über die gesetzlich zulässige Toleranz (Verkehrsfehlergrenzen) hinaus wird der Gasbezug durch die daraufhin erfolgte Prüfung ermittelt. Der Endkunde ist verpflichtet, alle für die Ersatzwertbildung erforderlichen Daten zur Verfügung zu stellen. Lässt sich das Mass der Korrektur durch eine Nachprüfung nicht bestimmen, wird der Bezug unter angemessener Berücksichtigung der Angaben des Endverbrauchers vom Netzbetreiber festgelegt. Dabei ist bei bestehenden Anlagen vom Verbrauch in den entsprechenden Zeitperioden der Vorjahre (max. 5 Jahre) unter Berücksichtigung der inzwischen eingetretenen Veränderungen der Anschlussleistung und Betriebsverhältnisse auszugehen. Kann die Fehlanzeige einer Messeinrichtung nach Grösse und Dauer einwandfrei ermittelt werden, so sind die Abrechnungen für diese Dauer, jedoch höchstens für 5 Jahre, zu berücksichtigen. Lässt sich der Zeitpunkt nicht feststellen, so kann eine Berücksichtigung nur für die beanstandete Ableseperiode stattfinden. Die Vertragspartner haben sich gegenseitig unverzüglich über beobachtete Unregelmässigkeiten in der Funktion der Messeinrichtungen zu informieren. 9.5.4 Auswechslung der Messeinrichtungen Die Auswechslung von Messeinrichtungen oder Teilen davon liegt in der Verantwortung des Netzbetreibers. Der Endverbraucher und gegebenenfalls weitere Marktteilnehmer sind in geeigneter Form zu informieren. 9.5.5

Überprüfung der Messeinrichtung Wer an der Richtigkeit der Messungen zweifelt, kann eine Prüfung, evtl. durch eine Eichstelle, verlangen. In Streitfällen ist der Befund des Instituts für Metrologie (METAS) massgebend. Die Kosten der Prüfung trägt der Netzbetreiber, wenn das Prüfungsergebnis ausserhalb der gesetzlichen Toleranz liegt, andernfalls trägt sie der Veranlasser selbst (Art. 29 der Messmittelverordnung).

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10 Erfassung der Daten 10.1 Ablesung Die Daten sind in geeigneter Form gemäss Tabelle 1 bereitzustellen. Der Netzbetreiber ist für eine regelmässige Erfassung der Daten verantwortlich, so dass die Datenbereitstellung gemäss den Mindestanforderungen in Tabelle 1 erfüllt werden kann. Die Art und das Verfahren der Datenablesung liegen in der Verantwortung des Netzbetreibers.

11 Aufbereitung der Daten 11.1

Bildung von Energiewerten und Leistungsmaxima Die Rohdaten der Messstellen werden mit den zugehörigen Identifikationen, Zeitperioden und Statusinformationen gemäss Tabelle 3 vom Netzbetreiber aufbereitet. Bei Messstellen mit Leis­ tungsmessung bildet der Netzbetreiber dabei Energiewerte und 1-h-Leistungsmaxima. Bei Lastgängen werden Energiewerte pro 1 h erzeugt. Die Messdaten werden in kWh und kW geliefert. Werte, die aus mehreren Messwerten hervorgehen, werden erst nach deren Bildung gerundet, z. B. Tageswerte nach der Addition von 24 1-h-Werten.

11.2

Plausibilisierung der Messdaten Der Netzbetreiber stellt mittels Datenplausibilisierung die Qualität der Messdaten sicher, d. h., die Messdaten werden auf Vollständigkeit und Richtigkeit hin geprüft. Die Wahl der Methoden, mit denen die Vollständigkeit und Richtigkeit der Messdaten gewährleistet werden, liegt beim Netzbetreiber. Ein mögliches Vorgehen zur Plausibilisierung der Messdaten ist im Anhang B aufgezeigt. Unter den täglich gelieferten, «nicht plausibilisierten Daten» sind Messdaten zu verstehen, die automatisiert ausgelesen und ohne zusätzliche Überprüfung weitergegeben werden. Solche Messdaten sind gemäss Tabelle 3 als «vorläufige Werte» zu kennzeichnen. Der Netzbetreiber kann (z. B. bei falschen Prognosen, die auf fehlerhaften, unplausiblen Daten basieren) nicht für die daraus entstehenden Kosten belangt werden. Unplausible Lastgänge können auch Nullwerte enthalten, z. B. wenn keine Zählerdaten vorhanden sind. Fehlende Werte können dann durch Nullwerte ersetzt werden.

11.3 Ermittlung von Ersatzwerten 11.3.1 Generell Die Bildung von Ersatzwerten für fehlerbehaftete oder fehlende Werte erfolgt nach der Plausibilisierung der Messdaten durch den Netzbetreiber. Der Netzbetreiber stellt plausible Ersatzwerte zur Verfügung und kennzeichnet diese entsprechend. Ist eine Kontrollmesseinrichtung vorhanden, werden in erster Priorität für den Störungszeitraum die Messwerte dieser Messeinrichtung zur Abrechnung herangezogen und als Ersatzwert gekennzeichnet. Wenn keine Kontrollmesseinrichtung verfügbar ist, müssen Ersatzwerte gebildet werden.

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11.3.2 Ersatzwertbildung für Messwerte Bei Messdaten, die aus Zählerständen ermittelt werden, z. B. Energiewerte und Leistungsmaxima, werden Ersatzwerte basierend auf historischen Werten gebildet. Zur Ermittlung der Ersatzwerte bestehen beispielsweise die folgenden Möglichkeiten: • Der Verbrauch für die Zeit seit der letzten fehlerfreien Ablesung wird aus dem Durchschnittsverbrauch des der Fehlablesung vorhergehenden und des der Fehlablesung nachfolgenden Ablesezeitraums ermittelt. •

Der Verbrauch für die Zeit seit der letzten fehlerfreien Ablesung wird aufgrund des vorjährigen Verbrauchs durch Schätzung ermittelt.

Die tatsächlichen Verhältnisse sind bei der Ersatzwertbildung angemessen zu berücksichtigen. 11.3.3 Ersatzwertbildung bei Lastgängen Bei Lücken in den Lastgangdaten, die kleiner oder gleich 8 Stunden sind, ist ein Interpolationsverfahren (Anhang C) zu verwenden. Es ist dabei zu beachten, dass dadurch kein neuer Höchstwert erzeugt wird. Für Lücken von mehr als 8 Stunden ist ein Vergleichswertverfahren (Anhang C) anzuwenden. Bevor die Lücken mit einem Interpolationsverfahren gefüllt werden, ist zu prüfen, ob während dieser Zeit ein Gasbezug stattgefunden hat.

11.4 Kennzeichnung der Messwerte Der Netzbetreiber kennzeichnet für die Fernauslesung jeden Messwert eindeutig mit einem Status gemäss Tabelle 3 (entsprechend der SVGW-Richtlinie G22). Bei Summen und Summendifferenzen ist der Statuswert in der gesamten Informationskette weiterzuführen. Status (Empfehlung) «W» (oder keine Angabe) «E» «V» «G» «F»

Bedeutung Wahrer Wert Ersatzwert Vorläufiger Wert Gestörter Wert Fehlender Wert

Priorität (5 = höchste) 5 4 3 2 1

Tab. 3 Informationen über den Status der Messwerte

Summenbildung: Falls in den einzelnen Summanden voneinander abweichende Statusinformationen vorhanden sind, wird nur die Statusinformation mit der niedrigsten Priorität zur Verfügung gestellt. Als abrechnungsrelevante Werte sind nur wahre Werte (Status «W») und Ersatzwerte (Status «E») zulässig.

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12 Ablauf und Zeitpläne 12.1 Prinzip Die unterschiedlichen Zeitpunkte der Messdatenlieferung für Verrechnungszwecke und für Informationszwecke basieren auf den Mindestanforderungen an die Messdatenbereitstellung in Tabelle 1 und sind mit dem Ablaufschema gemäss Abbildung 1 im Detail definiert. Dabei werden unterschieden: •

plausibilisierte Messdaten für Verrechnungszwecke

unplausibilisierte Messdaten zu Informationszwecken

Abb. 1 Prinzipieller Ablauf des Prozesses der Messdatenbereitstellung [Quelle: Metering Code Schweiz, 2009] Hinweis: T = Zeitpunkt (ungleich Tage)

In einer Ableseperiode werden 1-h-Werte oder lediglich der Zählerstand am Ende der Ableseperiode gespeichert. T0 = Start der Ableseperiode T1 = Ende der Ableseperiode T1 entspricht dem SOLL-Ablesetermin Wenn nichts anderes vertraglich festgelegt ist, gilt für T1: •

SOLL-Ablesetermin (erster Tag des Folgemonats)

6.00 Uhr für eine Ableseperiode von 1 Tag, das heisst bei Lastgangmessungen

T2 = Lieferung von unplausibilisierten Daten zu Informationszwecken. Nur relevant für Lastgangmessungen. T3 = Die Messdaten sind plausibilisiert und werden den Marktakteuren geliefert. T4 = Die Messdaten werden aus dem Archiv gelöscht und sind nicht mehr verfügbar.

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12.2 Ablese-/Auslesezeitraum und Liefertermine Werden keine anderen vertraglichen Regelungen (unter Einhaltung der Mindestanforderungen gemäss Tabelle 1) getroffen, so gelten die Ablese-/Auslesezeiträume und Liefertermine von Tabelle 4. Die Ablese-/Ausleseverfahren und -perioden werden durch den Netzbetreiber vorgegeben. Ausserordentliche Ablesungen für Lieferantenwechsel oder Endverbraucherwechsel erfolgen durch eine stichtagsnahe Ablesung, d. h. einige Tage vor oder nach dem festgelegten Zeitpunkt. Dabei kann eine rechnerische Aufteilung des Energiebezuges im Ablese-/Auslesezeitraum zwischen den Vertragsparteien vereinbart werden. Dies gilt insbesondere für Endverbraucher ohne gemessene Lastgänge. Falls eine Fernauslesung eingesetzt ist, erfolgt eine stichtaggerechte Ablesung, d. h. zum festgelegten Zeitpunkt. Funktion (Zweck) Austauschmesspunkt (nicht plausibilisiert) Information/Prognose (nicht plausibilisiert) Energie- und Netznutzungsabrechnung (plausibilisiert) Verrechnung Kostenzuteilung, Kostenwälzung und Bilanzgruppenabrechnung (plausibilisiert)

spätester Liefertermin bis 11.00 Uhr am Tag der Ablesung bis 12.00 Uhr am Tag der Ablesung bis am 5. Arbeitstag jedes Monats für den Vormonat bis am 10. Arbeitstag jedes Monats für den Vormonat

Tab. 4 Liefertermine in Abhängigkeit von der Funktion

12.3 Nachträgliche Korrekturen Plausibilisierte, von den Marktakteuren verschickte Energiedaten können nach den vorgegebenen Lieferterminen während 6 Monaten nach Lieferung der Daten durch die Marktakteure mit Meldung an die Empfänger, aber ohne weitere Erklärungen korrigiert werden. Danach darf der Aufwand, der durch Korrekturlieferungen ausserhalb dieser Frist von 6 Monaten entsteht, dem Verursacher in Rechnung gestellt werden.

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Anhänge Anhang A Angaben an den Netzkunden (normativ) Die Gasabrechnung des Netzkunden muss gemäss der Richtlinie G19 die folgenden Angaben umfassen: •

gelieferte und abgerechnete thermische Energie Ea (in kWh)

Abrechnungszeitraum, Abrechnungszeitspanne (zugehörige Zeitspanne)

Kennzeichnung von Ersatzwerten

geliefertes und abgerechnetes Normvolumen Vn (in Nm3)

Abrechnungsbrennwert Ha (in kWh/Nm3) und zugehörige Zeitspanne bzw. zeitlicher Verlauf

Zustandszahl Z, gegebenenfalls Kompressibilität K

Anhang B

Mögliches Vorgehen zur Plausibilisierung der Messdaten

B1 Aufgabe der Plausibilisierung Die Aufgabe der Plausibilisierung der Messdaten ist, falsche bzw. fehlende Messwerte möglichst rasch nach der Datenerfassung zu erkennen. Falsche bzw. fehlende Messwerte sind durch Statusinformationen entsprechend zu kennzeichnen. Die Plausibilisierung kann gemäss den folgenden Verfahren durchgeführt werden. B2

Plausibilisierung von Zählerständen und Leistungsmaxima Bei abgelesenen bzw. ausgelesenen Zählerständen und Leistungsmaxima besteht die Plausibilisierung der Messdaten in der Kontrolle, dass alle Messstellen erfasst sind, die Zählerstände und Leistungsmaxima korrekt übertragen wurden und dass der aktuelle Verbrauch mit dem Verbrauch einer vorangegangenen, vergleichbaren Ableseperiode im Einklang ist.

B3

Plausibilisierung von Lastgangmessungen

B3.1

Überprüfung der Anzahl der Registrierperioden pro Tag Vor allen weitergehenden Prüfungen ist die Anzahl der Messwerte pro Tag zu bestimmen. Pro Tag stehen 24 Registrierperioden, d. h. 1-h-Energiewerte zur Verfügung. Ausnahmen bilden der Tag der Umschaltung von der Winter- auf Sommerzeit mit 23 bzw. der Tag der Umschaltung von der Sommer- auf Winterzeit mit 25 Werten. In den übrigen Fällen, in denen mehr als 24 Werte auftreten, ist der Lastgang zunächst auf 24 Werte anzupassen. Dazu werden jeweils nebeneinander liegende Messwerte verkürzter Registrierperioden, wie z. B. durch das Setzen der Uhr, aufaddiert und der neu entstandene Messwert als Ersatzwert gekennzeichnet. Es ist dabei zu beachten, dass dadurch kein neuer Höchstwert erzeugt wird. Treten in den übrigen Fällen weniger als 24 Werte auf, so sind entsprechende Ersatzwerte zu bilden.

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B3.2

Überprüfung auf fehlende Werte Eine Zeitreihe ist auf korrekte Registrierung zu prüfen, d. h., dass zu jeder Stunde ein Wert registriert ist. Falls eine Versorgungsunterbrechung eindeutig festgestellt wurde, werden die fehlenden Registrierperioden mit Nullwerten als Ersatzwerten aufgefüllt.

B3.3

Überprüfung Statusinformationen der Messwerte Die Statusinformationen eines Messwertes geben Auskunft über die Qualität des Messwertes und zeigen somit auf, wie verlässlich der jeweilige Messwert ist. Verfügen die Messstellen über messwertbezogene Statusinformationen, so sind diese entsprechend auszuwerten.

B3.4

Ergänzende Verfahren Weitere mögliche Verfahren zur Plausibilisierung von Messdaten sind: •

Prüfung auf Nullwerte

Zählerstandskontrolle bei Lastgangmessungen

• Betriebsmesswerte

B3.5

historische Werte

Prüfung weiterer Informationen, wie die Prüfung der Geräteuhrzeit oder Prüfung auf Rückstellung (Reset)

Überprüfung bei vorhandener Kontrollmessung Weist eine Messstelle Haupt- und Kontrollzähler auf, kann mit einem Vergleich ein Fehler mit sehr hoher Zuverlässigkeit festgestellt werden. Der Messwert des Kontrollzählers wird zur Ersatzwertbildung beigezogen.

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Anhang C C1

Bildung von Ersatzwerten

Interpolationsverfahren zur Bildung von Ersatzwerten für Lastgänge Lücken mit einer Zeitspanne von kleiner oder gleich 8 Stunden sind mit einem Interpolationsverfahren zu füllen. Bevor die Lücken gefüllt werden, ist zu prüfen, ob während dieser Zeit ein Energiebezug stattgefunden hat. Die Lücke wird mit Hilfe der vorangegangenen und der folgenden Werte über lineare Interpolation geschlossen. Dabei ist zu berücksichtigen, dass nur geprüfte und plausible Werte ohne Fehlerstatus, d. h. wahre Werte, als Ausgangswert für die Interpolation verwendet werden. Ein Beispiel für eine Interpolation ist aus Tabelle 5 und Abbildung 2 ersichtlich. Wahrer Wert [kWh] 7,4 7,9 8,2 7,8

Ersatzwert [kWh]

Formel

keine 7,3 6,8 6,4 5,9

5,4 5,2 5,0 4,8 5,3 5,7 5,8 6,0

keine

1-h-Energiewerte in kWh

Tab. 5 Interpolation bei kleinen Lücken im Lastgang [Quelle: Metering Code Schweiz, 2009]

Zeit Abb. 2 Grafische Darstellung der Interpolation [Quelle: Metering Code Schweiz, 2009]

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C2

Vergleichswertverfahren zur Bildung von Ersatzwerten für Lastgänge Lücken, die mehr als 8 Stunden betragen, werden mit dem Vergleichswertverfahren gefüllt. Bevor die Lücken gefüllt werden, ist zu prüfen, ob während dieser Zeit ein Energiebezug stattgefunden hat. Das Vergleichswertverfahren beinhaltet die drei Teilschritte Wertebestimmung, Ersatzlastverlauf und Skalierung.

C2.1 Wertebestimmung Bei der Anwendung des Vergleichswertverfahrens gilt es festzustellen, ob und wie weit bekannte Werte der gestörten Messstelle verfügbar sind. So können bei einer gestörten Aufzeichnung des Lastgangs durchaus brauchbare Energie- und Leistungsinformation aus einer Auslesung, Verrechnungsliste oder Betriebsmessung verwendet werden. Wenn keine Ersatzarbeit (A e; Energiewerte) und Ersatzleistung (Pe) vorliegt, werden aus einem dem Störungszeitraum äquivalenten Vergleichszeitraum direkt die Vergleichsarbeit (Av; Energiewerte) und die Vergleichsleistung (Pv) entnommen: Ae = Av Pe = Pv Fehlt die Ersatzarbeit (Ae) oder Ersatzleistung (Pe), wird der fehlende Wert aus einem dem Störungszeitraum äquivalenten Vergleichszeitraum mittels der Vergleichsarbeit (A v) und der Vergleichsleistung (Pv) sowie der bekannten Ersatzleistung (Pe) oder der bekannten Ersatzarbeit Ae) berechnet: A e = A v ∙ Pe /Pv Pe = Pv ∙ A e /A v C2.2

Bestimmung des Ersatzlastverlaufes Als Ersatzlastverläufe eignen sich: •

Geeignete kundenspezifische gemessene Lastgänge, unter Berücksichtigung der Feiertage, aus einem ungestörten Zeitraum

Branchenspezifische Standardlastprofile, anwendbar z. B. bei grossen Verbrauchern der gleichen Branche

Vorwochen-Lastgänge, wenn keine gezählten Ersatzwertparameter (Arbeit/Leistung) ermittelbar sind: – Resultate einer Kurzfristprognose auf der Basis der gemessenen Vorwerte. – Generelle Anwendung von Standardlastprofilen. – Arbeitsbänder, d. h. eine konstante Energiemenge, wenn kein deterministisches Verhalten im Lastverlauf erkennbar ist und kein Leistungswert als Ersatzwertparameter vorliegt.

C2.3

Skalierung In der Regel muss der ausgewählte Ersatzlastverlauf mittels mathematischer Methoden mit den Parametern A e und Pe auf den Ersatzzeitraum skaliert werden. Die Freigabe des plausiblen Lastgangs erfolgt zum Beispiel nach internen Regeln.

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