Spannungs - 50Komma2

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Einzelpreis 12,00 €
Spannungs-
Ausgleich
ISSN 2199-4102
www.50komma2.de
Sonderteil
HannoverMesse 2016
Netztechnik
Überwachung
und -steuerung und Instandhaltung
Zustandsdaten aus der
Westnetz schafft
Niederspannung
Kabel-Fehlschnitte ab
Smart Metering Energiespeicher
Das Modul SAP IM4G
Virtueller Großspeicher bei N-ERGIE
Inhalt
3
Editorial
Editorial & Impressum
A
4 Aktuell
uf der diesjährigen E-World war
deutlich zu spüren, dass der Funke der Energiewende nun auf
die Praxis übergesprungen ist.
Praktisch alle Aussteller erlebten einen
bislang kaum gekannten Andrang von
Stadtwerken und Netzbetreibern, die mit
großer Dynamik beginnen, die Angebote
des Marktes zu adaptieren. Dies gilt im
Bereich Smart Metering, wo es jetzt darum geht, die intelligenten Messsysteme
zum Verbraucher zu bringen. Eine Aufgabe ist die ganz konkrete Vorbereitung des
Rollouts. Wir berichten über die Erfahrungen unserer europäischen Nachbarn und
die praxisnahe Vorgehensweise bei den
Stadtwerken Dreieich. Zudem stehen
nach wie vor die komplexen Prozesse
rund um die „Smart Meter“-IT zur Bewältigung
an. Für SAP-Anwender
stellen wir hier eine interessante Neuerung vor.
Auch die Ertüchtigung
der Netze hat an Fahrt
aufgenommen und vielerorts werden wichtige
Fragen gestellt – und
beantwortet: So untersuchen die Stadtwerke
10 HannoverMesse
16 Smart Metering
16 Der Erfolg steckt im Detail
18 Freiwillige vor
20 Flexibilität bei den Prozessen
22 Erfahrungen nutzen
23 Freie Wahl bei der Gateway Administration
24 Netztechnik und -steuerung
24 Netzzustand in der Niederspannung
27 Siemens baut drei Umspannstationen in Dubai
28 Alles geregelt
32 Künstliche Intelligenz im Boiler
34 Powerline auf der Mittelspannung
36 Automatisierte Ansteuerung
38 Überwachung und Instandhaltung
38 Fehlschnitte abgestellt
41 Einfach mal abschalten
42 Virtueller Großspeicher sorgt für Netzstabilität
44 Großspeicher ohne Fördermittel
45 Second-Life-Batterien
46 IT und Prozesse
Impressum
46 IT Sicherheit: ISMS rechtzeitig einführen
47 BIL ist online
48Anders lernen
redaktion
Petra Quenel (V.i.S.d.P.)
Tel. +49 (0) 2 21/ 92 18 25 - 70
quenel@50komma2.de
Carolin Höher
Tel. +49 (0) 2 21/ 92 18 25 - 54
hoeher@50komma2.de
50 Anbieterverzeichnis
Objektleitung
Stefan Grebe
Tel. +49 (0) 2 21/ 92 18 25 - 52
grebe@50komma2.de
produktion
Michael Joschko
Tel. +49 (0) 2 21/ 92 18 25 - 31
joschko@sig-media.de
Justin Fest
Tel. +49 (0) 2 21/ 92 18 25 - 30
fest@sig-media.de
verlag
sig Media GmbH & Co. KG
Bonner Straße 205
50968 Köln
Tel. +49 (0) 2 21/ 92 18 25 - 50
Fax +49 (0) 2 21/ 92 18 25 -16
www.sig-media.de
ISSN 2199-4102
Krefeld aktuell den Netzzustand im Niederspannungsnetz und schaffen damit
die Voraussetzung, um künftige Planungen an der Realität auszurichten. In Nürnberg wurde die Eignung eines virtuellen
PV-Großspeichers zur Stabilisierung des
Netzes mit positivem Ergebnis getestet, im
Schweizer Kanton Solothurn übernimmt
diese Aufgabe ein intelligentes Lastmanagement für Privathaushalte. Im Netzgebiet der EWE kommen erstmals regelbare
Ortsnetztransformatoren in großem Umfang zum Einsatz. Wir stellen die Technologie vor und beleuchten unterschiedliche Anwendungsfälle. Sicher ist: Bei allen
Aufgaben wird die Datenkommunikation
künftig eine Schlüsselrolle spielen. Mit einer neuen Lösung kann sie jetzt auch über
die Mittelspannungsnetze erfolgen.
Weitere Zukunftsthemen der Energiewirtschaft hält wie in jedem Jahr die
HannoverMesse Industrie bereit – sei es
in Form von Innovationen bei der klassischen Netztechnik, sei es in Form ganz
neuer Konzepte und Geschäftsmodelle.
Unser Sonderteil versucht, Ihnen eine
erste Orientierung in den drei „Energiehallen“ und darüber hinaus zu geben.
Petra Quenel, Chefredakteurin
Bildnachweise: S. 1: PSI AG (Leitwarte Westnetz GmbH); S.2-3: Fotolia/thomaslerchphoto S. 4: ABB; S. 5: TU
Braunschweig, Energy2market; S. 6: Nexans; S. 7: ubitricity/Daniel Meyer, Stromnetz Hamburg; S. 8: E.ON, BMBF;
S. 10: Hannover Messe; S. 11: Hannover Messe, A. Eberle GmbH & Co. KG; S. 12: 50Hertz, Janitza; S. 13: BLOCK
Transformatoren-Elektronik GmbH, EnerKite; S. 14: ITM Power, NEXT ENERGY; S.15: EFEN; S. 16: Trinet Uzun/
shutterstock; S.17:MeterPan; S.18-19: co.met; S. 20: iStock/Olena_T; S.21 cronos; S. 23: Den Rise/shutterstock
S. 25-26: SWK Stadtwerke Krefeld; S. 26: devolo; S. 27: Courtesy of Nakheel PJSC; S. 28-31: Maschinenfabrik
Reinhausen GmbH; S. 32: Alex Buschor; S. 33: Alpiq InTec Management AG; S. 34: N-Ergie; S. 35: devolo; S. 36:
AMOtronics UG; S. 36-37: Rainer Sturm/pixelio; S. 37: AMOtronics UG; S. 38-40: Megger GmbH; S. 40: DKE; S. 41:
PHOENIX CONTACT Electronics GmbH; S. 42-43: EKKEHARD WINKLER; S. 42: N-ERGIE AG; S. 44: Immanuel Roß; S.
45: VDE; S. 46: Gernot Krautberger/Fotolia, DasWortgewand/pixabay; S. 48: animatedheaven / pixabay, EnBW
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gilt insbesondere für Vervielfältigungen, Übersetzungen, Mikroverfilmungen und die Einspeicherung und Bearbeitung in elektronischen
Systemen. Mit der Annahme des Manuskriptes und seiner Veröffentlichung in dieser Zeitschrift geht das volle Verlagsrecht sämtlicher
abgedruckter Beiträge inklusive darin enthaltener Fotos und Abbildungen für alle Sprachen und Länder einschließlich des Rechts der Vervielfältigung und Wiedergabe auf fotomechanischem oder ähnlichem Wege, im Magnetverfahren, Vortrag, Funk- und Fernsehsendung
sowie Speicherung in Datenverarbeitungsanlagen an sig Media GmbH & Co. KG über. Dies gilt auch für die auszugsweise Wiedergabe
sowie den Nachdruck von Abbildungen und Fotos. Die Wiedergabe von Gebrauchsnamen, Handelsnamen, Warenbezeichnungen usw. in
50,2 berechtigt auch ohne besondere Kennzeichnung nicht zu der Annahme, dass solche Namen im Sinne der Warenzeichen- und Markenschutz-Gesetzgebung als frei zu betrachten wären und daher von jedermann benutzt werden dürfen. Eine Haftung für die Richtigkeit
der Veröffentlichungen kann trotz sorgfältiger Prüfung durch die Redaktion vom Verlag und Herausgeber nicht übernommen werden.
50 Unternehmensindex, Anbieterindex
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50,2 _2/2016
50,2 _ 2/2016
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ak t u e l l
Batterieforschung
Europäisches
Drei Großprojekte starten an der TU Braunschweig
Offshore-Netz
D
D
ie positiven Effekte einer gemeinsamen Offshore-Stromnetzinfrastruktur
und speziell einer vermaschten Hochspannungs-Gleichstromübertragungstechnologie (HGÜ) sollen im Rahmen des EU-Forschungsprojekts „PROMOTioN” (Progress
on Meshed HVDC Offshore Transmission
Networks) untersucht werden. Mit einem
Gesamtvolumen von über 51 Millionen
Euro und 35 beteiligten Unternehmen und
Forschungseinrichtungen ist „PROMOTioN” aktuell das umfangreichste Energieforschungsprojekt im Rahmen des Europäischen Forschungsprogramms „Horizont
2020”. Im Rahmen des Projekts sollen in den
kommenden vier Jahren unterschiedliche
Demonstrationssysteme für HGÜ-Netztechnik, wie etwa DRU (Diodengleichrichterein-
Ausbau der Lade-Infrastruktur
verliert an Dynamik
Zu dieser Einschätzung kommt der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft
(BDEW) nach einer aktuellen Erhebung. So
standen Fahrern von Elektromobilen zum
Jahresende 2015 insgesamt 5.836 öffentlich
zugängliche Ladepunkte zur Verfügung, lediglich 265 mehr als noch zur Jahresmitte 2015.
Demnach sind mittlerweile 935 Städte und
Gemeinden mit mindestens einer öffentlich
zugänglichen Lademöglichkeit ausgestattet.
Nordrhein-Westfalen ist das Bundesland mit
den meisten öffentlich zugänglichen Ladepunkten (1.255), gefolgt von Baden-Württemberg (1.097) und Bayern (794). Unter den deutschen Städten sind Berlin (433), Stuttgart (370)
und Hamburg (203) Spitzenreiter.
Das von der EU empfohlene Verhältnis von
öffentlich zugänglichen Ladepunkten und
Fahrzeugen von 1:10 werde somit in Deutschland aktuell noch erreicht, stellt der BDEW
fest. Allerdings sind die Wachstumsraten der
Fahrzeuge deutlich dynamischer als bei den
Ladepunkten. Im Dezember 2015 wurden insgesamt 49.470 Fahrzeuge mit elektrischem Antrieb verzeichnet (2014: 26.006).
www.bdew.de
4
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Aktuell
heit) konzipiert und realisiert werden, auch
die Erprobung von HGÜ-Leistungsschaltern
sowie von speziellen HGÜ-Gleichrichterund Schutzsystemen ist geplant. Darüber
hinaus sollen Vorschläge für regulatorische
und finanzielle Rahmenbedingungen entwickelt werden, die eine koordinierte Planung
zum Aufbau eines integrierten europäischen
Offshore-Stromnetzes ermöglichen.
www.cordis.europa.eu
HGÜ-Konverterstation verbindet das
dänische und deutsche Stromnetz
ABB hat von den Übertragungsnetzbetreibern Energinet.dk in Dänemark und
50Hertz Transmission in Deutschland
einen Auftrag im Wert von rund 140 Millionen US-Dollar für die Planung, Lieferung
und Installation einer HGÜ-(Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung)-Konverterstation in Bentwisch in Norddeutschland erhalten. Die HVDC Light
Kurzkupplungs-Konverterstation (backto-back) ist nach Auskunft von ABB die
erste ihrer Art in Europa und ermöglicht
die Verbindung der asynchronen Dreh-
stromnetze Ostdänemarks und Deutschlands. Das HGÜ-System ist Bestandteil
des Projekts „Kriegers Flak – Combined
Grid Solution”, dem weltweit ersten
Offshore-Interkonnektor. Dafür werden
die nationalen Netzanschlüsse des künftigen dänischen Windparks Kriegers Flak
und der bereits in Betrieb befindlichen
deutschen Offshore-Windparks Baltic 1
und Baltic 2 miteinander verbunden. Im
Jahr 2015 erhielt ABB bereits einen Auftrag in Höhe von 100 Millionen US-Dollar
für ein Unterwasser-Drehstromkabelsystem zur Anbindung des
Windparks Kriegers Flak. Der
Interkonnektor wird eine
Übertragungskapazität von
400 Megawatt (MW) aufweisen, was dem Energiebedarf von mehr als 400.000
Haushalten entspricht. Das
Infrastrukturprojekt wird
von der Europäischen Union
mitfinanziert. www.abb.com
50,2 _2/2016
rei Forschungsprojekte für
die Entwicklung und die
Produktion leistungsfähiger und
kostengünstiger
Batteriezellen
für die Elektromobilität und stationäre Energiespeicherung starteten Anfang dieses Jahres an der
Battery LabFactory Braunschweig
(BLB) des Niedersächsischen Forschungszentrums für Fahrzeugtechnik (NFF) der Technischen
Universität Braunschweig. Im Projekt „DaLion–Data-Mining in der
Produktion von Lithium-Ionen
Batteriezellen“ werden mithilfe einer zentralen Datenbank Wechselwirkungen und
Zusammenhänge bei der Elektroden- und
Zellproduktion von Lithium-Ionen Batteriezellen erforscht sowie mögliche Störfaktoren bei der Batterieproduktion identifiziert.
Im Verbundprojekt „SigGI- Silicon Graphite
goes Industry“, das von der Volkswagen AG
koordiniert wird, geht es um neue Produktionsverfahren für Silicium-Kohlenstoff-Komposit-Batterien, durch die der Energiegehalt
und die Lebensdauer von zukünftigen Bat-
teriesystemen maßgeblich erhöht werden
könnte. Unter dem Titel “BenchBatt“ sollen
neuartige Hochenergie- und Hochvolt-Lithium-Ionen-Batterien mit Post-Lithium-Ionen-Batteriesystemen verglichen werden.
Gefördert werden die Verbundprojekte an
der TU Braunschweig mit insgesamt 4,8 Millionen Euro durch das Bundesministerium
für Wirtschaft und Energie und durch das
Bundesministerium für Bildung und Forschung.
www.tu-braunschweig.de
Energy2market zertifiziert
Der Leipziger Direktvermarkter erhielt jetzt die
Zertifizierung nach DIN ISO 9001 und ISO IEC
27001. Damit ist Energy2market (e2m) nach
eigenem Angaben das erste und bislang einzige
Unternehmen unter den derzeitig präqualifizierten Anbietern der Regelenergie in Deutschland,
dass im Geltungsbereich „Energiehandel sowie
Aufbau und Betrieb virtueller Kraftwerke“ ohne
Einschränkungen beziehungsweise ohne Normausschlüsse zertifiziert wurde. In Anwesenheit des
Leipziger Oberbürgermeisters Burkhard Jung übergab Sven Reinhold von TÜV Rheinland Cert der
e2m-Geschäftsführung die offiziellen Urkunden
der Kombi-Zertifizierung. www.e2m.energy
mobileX und ConVista
kooperieren
Die Unternehmen mobileX und
ConVista Consulting haben eine
Partnerschaft geschlossen, um
Netz- und Messstellenbetreiber
beim Rollout intelligenter Zähler
und Messsysteme zu unterstützen.
Die ConVista Consulting bietet dabei im Bereich Smart-Meter-Rollout-Workshops zur Klärung marktrollenspezifischer Fragestellungen,
Prozess- und Systemberatung sowie
die Planung des Rollouts von mME
und iMSys auf Basis eines erweiterten Stammdatenupdates. Von
mobileX kommt ein Mobile Workforce Management-System, um den
massenhaften Austausch von Ferraris-Zählern durch digitale Messeinrichtungen und -systeme zu planen,
zu steuern und durchzuführen.
www.mobilexag.de
PTB
50.7-A
Smart Meter Gateway CONEXA
Leistungsfähig, flexibel,
zuverlässig
Theben CONEXA ist aktuell das einzige nach
50.7-A der PTB zertifizierten Smart Meter Gateway. Die schnelle Montage in der Ausführung als
Steckmodul (CONEXA 1.0) oder mit 3-Punktbesfestigung (CONEXA 2.0) bietet viele Einsatzmöglichkeiten. In Verbindung mit CONEXA wird das
Schaltmodul CSM 124 zur 4-stufigen Leistungsreduzierung gemäß den gesetzlichen Vorgaben
durch das EEG eingesetzt. Theben nimmt seit
2008 eine führende Rolle bei der Entwicklung
von Smart Meter Gateways ein. Aktuell läuft die
Entwicklung eines Gateways nach BSI-Richtlinien
(Protection Profile).
50,2 _ 2/2016
www.smart-metering-theben.de
ak t u e l l
Neue Normungs-Roadmap
von VDE|DKE:
Gleichstrom im
Niederspannungsbereich
Viele neue Anwendungen, etwa im
Bereich der Elektromobilität oder
der Gebäudeautomatisation im
Niederspannungsbereich können
heute mit Gleichstrom versorgt
werden. Um die normativen Voraussetzungen hierfür zu schaffen,
haben der VDE-Verband und die
Deutsche Kommission Elektrotechnik in DIN (DKE) jetzt die neue
Normungs-Roadmap „Gleichstrom
im Niederspannungsbereich“ herausgegeben.
Die Publikation beleuchtet
wirtschaftliche und rechtliche
Rahmenbedingungen, Sicherheit,
Schutzkonzepte und Netzstrukturen, Anlagentopologien und Use
Cases sowie Betriebsmittel und
Komponenten von Gleichstromsystemen. Detaillierte Handlungsempfehlungen ermöglichen es
den Normungsgremien, festgestellte Normungslücken zeitnah zu
schließen. Die Normungs-Roadmap
„Gleichstrom im Niederspannungsbereich“ kann kostenlos unter
www.dke.de/Gleichstrom-Roadmap heruntergeladen werden.
www.vde.com
www.dke.de
Supraleitende Strombegrenzer
für Birmingham (GB)
Western Power Distribution, der Verteilnetzbetreiber für Midlands, Südwestengland und Südwales, hat zwei supraleitende Strombegrenzer
(SSB) in das Stromnetz von Birmingham integriert. Die beiden SSB mit einer Nennspannung
von 12 kV wurden von Nexans entwickelt
und hergestellt. Die SSB sind Teil des FlexDGrid-Projekts im Wert von 17 Millionen Pfund,
das die Kapazität bestehender Verteilnetze in
Birmingham im Hinblick auf Strom aus erneuerbaren Energien erhöhen soll. Supraleitende
Strombegrenzer sind bereits an mehreren Stellen in Europa im Einsatz. Seit 2005 hat Nexans
diese Technologie an fünf anderen Standorten
in Großbritannien und Deutschland installiert,
so etwa im Rahmen des AmpaCity-Projekts,
das im März 2014 in Essen startete. www.nexans.com
Smart-Metering-Anbindung über Kabelnetz
Vodafone erweitert sein Angebot für die
Energiebranche: Zukünftig können Versorger
ihre Smart-Meter-Infrastruktur auch über das
Kabelnetz des Kommunikationskonzerns verbinden. Dabei bietet Vodafone zur Anbindung
von intelligenten Stromzählern neben einem
schnellen Mobilfunknetz auch eine Glasfaserund Koaxialkabel-Festnetzinfrastruktur an.
Die gesamte Netzarchitektur von Vodafone
entspricht den Sicherheitsanforderungen des
Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI), inklusive zertifizierter Datenzentren in Deutschland. Weltweit vernetzt Vodafone bereits heute mehr als fünf Millionen
Zähler bei 90 Energieversorgern. Zu den Partnern im Bereich des intelligenten Messwesens
gehören Bosch Software Innovations, Fröschl,
Schleupen, Dr. Neuhaus, Landis+Gyr sowie die
Power Plus Communications AG. www.vodafone-deutschland.de
Smart Metering
Risikofrei. Effizient.
BSI-konform.
Ob Gateway Administratoren
oder externe Marktteilnehmer –
wir bieten ein maßgeschneidertes
Komplettangebot für alle Marktrollen!
Pilotprojekt
zur Elektromobilität
Gemeinsam mit der niederrheinischen
Stadt Hamminkeln und dem Berliner
Start-up-Unternehmen ubitricity nahm
die RWE Anfang April 2016 die erste Ladesäule für Elektro-Autos in Betrieb, die einen Straßenbeleuchtungsmast als Stromquelle nutzt. Schon seit Ende 2014 setzt
ubitricity dieses Ladekonzept im Raum
Berlin um.
Die Ladesäule am Beleuchtungsmast
übernimmt die Funktion einer Stromtankstelle, die zu diesem Zweck mit einer Systemsteckdose ausgerüstet wurde. Die
Ladesäule bezieht ihre Energie aus dem
vorhandenen Niederspannungsnetz und
kann jedes Elektro-Auto auftanken. Ein
kompletter Ladevorgang für einen Laternenparker dauert im Mittel fünf Stunden.
Zur Betankung ist ein intelligentes Kabel
(„SmartCable“) erforderlich, das die Technologie zur Freischaltung, Messung und
Datenübertragung enthält. Die Identifizierung erfolgt zu Beginn des Ladevorgangs
automatisch, dann wird der Ladepunkt
freigeschaltet und der Strom fließt.
www.ubitricity.com
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Baustart in der Hamburger City
Stromnetz Hamburg modernisierte eines der wichtigsten Umspannwerke für
die Hamburger City im historischen Bülowhaus. Die umfangreichen Modernisierungsarbeiten sollen von März 2016 bis
Juni 2018 dauern und etwa 4,2 Millionen
Euro kosten. Der Projektumfang beinhaltet
die komplette Neugestaltung der Anlagentechnik. So werden die 10-kV-Schaltanlage,
eine umfangreiche 10-kV-Kabelmontage,
die Schutz- und Leittechnik sowie die komplette Gebäudeinstallation erneuert. Während der Umbauphase muss die Verfügbarkeit der Schaltanlage uneingeschränkt
gewährleistet sein, damit es nicht zu einem
Stromausfall in der Hamburger Innenstadt
kommt.
www.stromnetz-hamburg.de
DER SICHERSTE WEG ZUM SMART METER-ROLLOUT.
VOLTARIS bietet Lösungen und Produkte für Stadt- und Gemeindewerke, Netzbetreiber, Industrie und Gewerbe. Vom klassischen Metering zu den intelligenten
Messsystemen: Beratung, Gerätebeschaffung und -management, Datenmanagement (MDM, EDM), Gateway-Administration, IT-Systeme, Montage und Betrieb
sowie Portallösungen. Informieren Sie sich über den sichersten Weg von heute
nach morgen unter www.voltaris.de.
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Kooperation für
Solarspeicher
E.ON entwickelt gemeinsam mit SOLARWATT ein eigenes Stromspeichersystem.
Dafür kooperiert der Energieanbieter
ab sofort mit dem Dresdner Solarunternehmen, das im vergangenen Jahr den
Stromspeicher MyReserve auf den Markt
brachte. Ab Frühjahr sollen die ersten
E.ON-Modelle mit Lithium-Ionen-Technik in Deutschland erhältlich sein und
kontinuierlich ausgebaut werden. Die
Speicher sollen nach Angaben von E.ON
einfach zu installieren und jederzeit modular erweiterbar sein. Darüber hinaus
sollen sie den Strom aus privaten Solaranlagen mit sehr hohem Wirkungsgrad
speichern. Das Speichersystem wird mit
einer App ausgeliefert, die Erzeugung
und Verbrauch visualisiert. „Unsere Kunden nehmen immer stärker ihre Energieversorgung selbst in die Hand. Gemeinsam mit SOLARWATT können wir dafür
eine ganzheitliche Komplettlösung anbieten“, erklärt E.ON-Vorstandsmitglied
Bernhard Reutersberg. „Wir wollen ein
führender Anbieter von Stromspeichern
in Deutschland werden und unser Angebot an intelligenten Lösungen für unsere Kunden kontinuierlich ausbauen.“
www.eon.com, www.solarwatt.de
Erstes Modell des E.ON Stromspeichers.
Das Design kann sich bis zum Produktstart noch ändern.
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Kopernikus-Projekte ausgewählt
DIE KOMPLETTLÖSUNG
FÜR DEN ERFOLGREICHEN ROLLOUT
FÜR STADT- UND GEMEINDEWERKE
Bundesforschungsministerin Johanna Wanka gab den Startschuss
für die Forschungsinitiative. 230 Partner sind beteiligt.
D
as Bundesministerium für Bildung und
Forschung (BMBF) gab jetzt die vier
ausgewählten „Kopernikus-Projekte für die
Energiewende” bekannt. In diesen Projekten sollen in insgesamt drei Förderphasen
über zehn Jahre Lösungen für den Umbau des Energiesystems entwickelt werden. Mit einem geplanten Fördervolumen
von insgesamt 400 Millionen Euro stellen
die Kopernikus-Projekte die größte Forschungsinitiative zur Energiewende dar. Die
erfolgreichen Projekt-Konsortien sind:
Neue Netzstrukturen: Der Zuschlag
geht an das Konsortium ENSURE unter der
Leitung von Professor Holger Hanselka
des Karlsruher Instituts für Technologie,
der RWTH Aachen, E.ON, TenneT TSO, Siemens AG und ABB. Insgesamt sind an diesem Projekt 21 Partner beteiligt. Das Konsortium hat nach Auskunft des BMBF den
überzeugendsten Antrag abgeliefert, wie
durch eine Kombination von dezentral und
zentral erzeugtem Strom die Kosten für den
Netzumbau verringert werden könnten. Aktuell wird der Netzumbau bis zum Jahr 2025
mit bis zu 34 Milliarden Euro veranschlagt.
Power-to-X: Speicherung von Überschussstrom. Den Zuschlag erhielt das
Konsortium unter der Führung von Professor Leitner der RWTH Aachen, dem Forschungszentrum Jülich und die DECHEMA
Gesellschaft für Chemische Technik und
Biotechnologie e.V.. Insgesamt sind in diesem Projekt 62 Partner beteiligt. Das Projekt
möchte die großtechnischen Voraussetzungen erarbeiten, um mehr als 90% der
zukünftigen Erneuerbare Energien-Überschüsse in Form von chemischen Grundstoffen, gasförmigen Energieträgern und
Kraftstoffen zu speichern.
Industrieprozesse: Der Zuschlag ging an
das Projekt SynErgie unter der Leitung von
Professor Eberhard Abele der TU Darmstadt
und der Universität Stuttgart, die ein Konsortium von 83 Partnern anführen. Mit dem
Projekt SynErgie soll erstmals in Deutschland branchenübergreifend demonstriert
werden, wie gerade energieintensive Produktionsprozesse an eine schwankende
Energieversorgung angepasst werden können. Durch diese Maßnahmen könnten die
Energieversorgungskosten der Industrie bis
2020 um schätzungsweise mehr als 10 Milliarden Euro verringert werden - bei erheblicher Reduzierung der CO2-Emissionen.
Systemintegration: Professor Ortwin
Renn vom IASS Potsdam wird das Projekt
ENavi zur Systemintegration mit 64 Partnern leiten. ENavi betrachtet die Energiewende als einen gesamtgesellschaftlichen
Veränderungsprozess und will dazu beitragen, die Energiewende mit größtmöglicher
Akzeptanz voran zu treiben. Die erwarteten Erkenntnisse erlauben zudem eine Abschätzung des Marktpotentials verschiedener Technologien.
Die vier Konsortien werden in diesem
Jahr mit den Forschungsvorhaben beginnen. Für die erste Förderphase bis 2018
stellt das BMBF bis zu 120 Millionen Euro
bereit.
www.bmbf.de
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co.met GmbH
Hohenzollernstr. 75
D-66117 Saarbrücken
Tel.:
0681 587-2089
Fax:
0681 587-2371
E-Mail: kontakt@co-met.info
www.co-met.info
Mitglied in
H ann o ver messe
HannoverMesse 2016, 25.–29. April
Zukunftsthemen
sichtbar gemacht
Unter dem Oberbegriff „Integrated Energy” öffnet sich die Industriemesse neuen Entwicklungen am Energiemarkt. Für Netzbetreiber und
Stadtwerke gibt es spannende Innovationen zu sehen und auch ein
Blick über die Grenzen des eigenen Geschäfts lohnt sich.
In Halle 27 am Stand
L24 soll ein interaktives
Modell die Bausteine des
Energiesystems der Zukunft
greifbar machen
10
A
m 25. April öffnet die HannoverMesse Industrie (HMI) wieder
ihre Tore. Das Thema Energie bildet erneut einen Schwerpunkt
bei dieser weltweit führenden Industriemesse: Rund 1.500 Aussteller werden
Technologien, Produkte und Lösungen
aus diesem Bereich vorstellen. Sämtliche
Branchengrößen, aber auch viele kleine,
innovative Unternehmen, zahlreiche Forschungseinrichtungen, Versorger und die
wichtigen Branchenverbände sind in den
„Energiehallen“ vertreten. Die deutsche
Energiewirtschaft ist sicherlich nur zum Teil
die Kernzielgruppe der Aussteller – internationale und industrielle Kunden stehen
nach Bekunden vieler Unternehmen klar
im Fokus. Doch genau hier liegt die große
Chance, denn insbesondere in der Fertigung sind Technologien zur Erzeugung,
Rückgewinnung und Speicherung von
Energie aber auch innovative Steuerungsund Managementsysteme heute vielfach
schon angekommen. Hinter manch einer
Lösung kann sich daher durchaus eine
wirksame Technologie oder ein neues
Geschäftsmodell für ein hiesiges Versorgungsunternehmen verbergen.
Vor diesem Hintergrund lohnt auch ein
Blick auf das umfangreiche Vortragsprogramm, das in allen drei Hallen in den dafür
speziell eingerichteten Foren angeboten
wird.
50,2 _2/2016
Halle 13:
Das Netz
Halle 13 wird sicherlich für viele
Netzbetreiber und Stadtwerke der erste Anlaufpunkt sein,
denn hier dreht sich alles um
Netztechnologie – und zahlreiche Innovationen. So kann man
bei Pfisterer (Stand B82) sehen,
wie sich durch innovative Anschlusslösungen platzsparende Umspannwerke realisieren lassen. Fritz
Driescher, Wegberg zeigt am
Stand C59 intelligente
Ortsnetzstationen, bei
der Maschinenfabrik
Reinhausen
(Stand
D63) sind regelbare
Ortsnetztransformatoren ein zentrales Thema,
am Stand. Als Weltneuheit
bezeichnet BLOCK (Stand
C34) seinen neuen FAIL-SAFE Transformator
für 230V bzw. 400V, der in diesem Jahr sogar
für den Hermes Award nominiert wurde.
Ebenfalls eine Neuheit ist das ARC-K-SYSTEM von KAUTZ. Dieses soll selbstständig
Störlichtbögen in Schaltanlagen erkennen
und innerhalb von 1,2 ms löschen können.
Jean Müller (Stand E98) präsentiert zum
ersten Mal seine neue KETO NH-Sicherungslasttrennschalter Serie. Condensator Dominit (Stand E 54) hat mit SOFIA einen spannungsgeführten
Oberschwingungsfilter
mit intelligenter Anpassung im Programm.
Einen Einblick in ihre Produktentwicklung
Halle 13
50,2 _2/2016
bietet die Firma GSAB (Stand D49), die
ihre noch in der Entwicklung befindlichen
NH-Sicherungslastschaltleiste NH3-4pol für
630A vorstellt.
Intelligent werden auch die Mess- und
Überwachungssysteme, wie etwa das
Smart Grid Interface oder das SILAS Smart
Upgrade Kit der Firma EFEN (Stand E75), die
alle für das Smart Grid und Energiemanagement relevanten Messwerte liefern sollen.
Dabei erfolgt die Datenkommunikation
Auch jenseits der ausgewiesenen „Energiehallen”
12, 13 und 27 finden
Versorger, Netzbetreiber
und Stadtwerke Innovationen, mit denen sich neue
Betriebs- und Geschäftsmodelle realisieren lassen.
Mobiltelefon wird zum Messgerät
Die jährlich im Stromnetz durch schlechte Spannungsqualität verursachten
Schäden belaufen sich laut dem European Power Quality Survey Report allein
in 16 ausgesuchten europäischen Schlüsselindustrien auf mehr als 150 Mrd.
Euro. Störungen treten dabei bei Verbrauchern hauptsächlich am wenig
überwachten Rand der Verteilnetze auf. Mit einem neuartigen Power Quality
Messsystem WeSenseTM will A.Eberle, Anbieter für elektrische Mess- und
Regelungstechnik, diese Lücke schließen. Das System erfasst direkt an der
Steckdose wichtige Messgrößen zur Power Quality (PQ) sowie Störungen über
eine Smartphone App. Das informiert den Benutzer komfortabel über den
Netzzustand, sprich Spannung, Netzfrequenz und Oberwellen am Einsteckort
und liefert zugleich eine Power Quality Analyse.
Halle 12, Stand G83 · www.a-eberle.de
11
H ann o ver messe
Der „Missing Link” zum Smart Grid?
Mit LINK präsentiert die TU Wien
unter Leitung von Albana Ilo nun
ein neues Smart-Grid-Paradigma,
das die Verwaltung von Netzen,
Stromerzeugern, Stromspeicher-Einrichtungen und Verbrauchern neu organisiert. Physikalisch sind die Stromnetze in ein
Hochspannungsnetz, ein Mittelspannungsnetz und ein Niederspannungsnetz aufgeteilt. Dazu
kommen Kraftwerke, Speicher und
Konsumenten. Genau an solchen
Trennlinien soll sich auch die Führung der Stromnetze orientieren,
meint Ilo. Im LINK-Paradigma wird
deswegen das Gesamtsystem
in Einheiten wie Kraftwerke,
Speicher, Konsumenten – sogenannte Links – aufgeteilt. Jeder
Link, das heißt jedes Glied dieser
Kette, verfügt über ein eigenes
Steuersystem und entsprechende
Schnittstellen zu den benachbarten Systemen. Wie tatsächliche
Glieder einer Kette können sie
nach Belieben zusammen gehängt
und kombiniert werden. Dabei
bekommt jedes von ihnen Input
von den benachbarten Gliedern
und entscheidet dann selbst,
welche Maßnahmen ergriffen
werden müssen. „Aus Sicht des
Datenschutzes ist das ein großer
Vorteil”, betont Ilo. „Jedes Kettenglied teilt bloß ein kleines Set von
unbedingt nötigen elektrischen
Daten mit den Nachbareinheiten –
die restliche Information wird bloß
lokal verwendet. Auch die Gefahr
von Cyberattacken von außen wird
dadurch drastisch verringert.”
per Cloud-System. KÖHL Power Distribution Systems (Stand E88) integriert aktuell
seine Energieverteilungsprodukte optional
durch ein patentiertes, neues RFID-basiertes Temperaturmonitoringsystem in die
permanente Zustandsüberwachung
auf INDUSTRIE 4.0 Standard. Der
Softwareanbieter Kisters zeigt am
Stand C29 die Leitsysteme ControlStar und ProCoS.
Interessant ist in der Halle 13 fraglos auch ein Besuch am Stand C45,
dem Gemeinschaftsstand SuperConductingCity: Hier zeigen Hightech-Unternehmen, welche Perspektiven die Supraleiter für Stromübertragung,
Stromnetztechnik und elekErweiterte Messtechnik-Lösung
trische Antriebe bieten.
Janitza hat den Netzanalysator UMG 96RM-PN mit PROFIZudem erwarten den
NET-Schnittstelle sowie eine neue Version der Software
Besucher im Smart Grids
GridVis entwickelt, die unter anderem um die Funktionen
Forum (Stand C35) und im
Sankeydiagramm (Flussdiagramm) und KPI (Kennzahl) erweitert
ZVEI-Forum (Stand D30)
wurde. GridVis macht zudem Störungen sichtbar, die separate
im Verlauf der Messe insgeSysteme nur teilweise oder gar nicht wahrnehmen würden.
samt über 100 Vorträge.
Mit beliebigen Eskalationsstufen und Logbuchfunktion stehen
Halle 12
dem Überwachungsleitstand weitere Tools für eine effiziente
Überwachung zur
Verfügung. Die beiden
Neuheiten erweitern
das 3-in-1-Monitoring
von Janitza.
Halle 11, Stand E64
www.janitza.de
12
Überwachung
und Wartung
Halle 12:
Überwachung und Wartung elektrischer Energieverteilungssysteme
und
ihrer Komponenten steht
im Mittelpunkt der Halle 12.
Ein weiterer Vorteil des selbstregulierenden Systems sei, dass
es keine großen Anforderungen
an den Netzausbau stelle. In
dem LINK den Betrieb unserer
Stromnetze mit den physikalischen Gegebenheiten optimal
in Einklang bringe, können neue
Einheiten einfach und modular
in die Energieversorgungskette
eingegliedert werden. So wäre
mit LINK ein sauberer organisatorischer Neubeginn möglich,
anstatt das historisch gewachsene
System der Energienetze durch
immer weitere kleine Adaptierungen und Notlösungen fortlaufend
komplizierter zu machen, sagen
die Entwickler.
Halle 27, Stand L24
www.ea.tuwien.ac.at
Hier zeigt zum Beispiel die Firma BAUR am
Stand E22 ihr Produktportfolio zur Kabelfehlerortung, Kabelprüfung und Diagnose
sowie Isolierölprüfung. Megger (Stand D06)
präsentiert mit dem SMRT36 ein Produkt
aus der neuesten Generation Schutzrelaisprüfgeräte, die speziell für das Prüfen von
digitalen, statischen und elektromechanischen Schutzrelais entwickelt wurde. Im
SMRT36 stellen sogenannte VIGEN- Module
3 x 60A-Stromausgänge und 3 x 300V-Spanungsausgänge zur Verfügung. Eine Besonderheit sind die Spannungsausgänge,
die sich vom Anwender zu 15A-Stromausgängen umschalten lassen. Das Prüfsystem
SMRT36 kann über das neue Smart Touch
View Interface (STVI) mit integrierten Prüfbildschirmen gesteuert werden.
Der österreichische Anbieter Omicron
(Stand B57) stellt mit TANDO 700 ein sehr
genaues Mess- und Analysesystem für die
Messung des Verlust-/Leistungsfaktors
(Tan Delta) und der Kapazität von Hochspannungseinrichtungen vor, mit dem
beispielsweise Leistung, Strom, Spannung,
Impedanz und Frequenz gemessen werden
können. Die zugehörige Software bietet diverse Funktionen für die Echtzeit-Anzeige
der Daten sowie für Trendanalysen und die
Erstellung von Protokollen.
Softwaregestütztes Asset Management
ist weltweit ein Trendthema, in Deutsch50,2 _2/2016
land ist die Marktdurchdringung noch gering. Bei IPS-Intelligent Process Solutions
(Stand B80), gibt es umfangreiche Einblicke
in die Möglichkeiten von Asset Datenmanagement,
Schutzrelais-Einstellungsmanagement, Assetdiagnose- und Asset Management Entscheidungsintelligenz.
Halle 27:
Die neue Energiewelt
Erzeugung, Speicherung und Mobilität
sind die Leitthemen der Halle 27, in der
sich dementsprechend viele namhafte Anbieter insbesondere aus dem Bereich der
Kraft-Wärme-Kopplung präsentieren - der
Überflieger
Vollautomatische Flugwindkraftanlagen, die
den Wind weit oberhalb der Blattspitzen
heutiger Windräder nutzen und mit 90 Prozent weniger Materialeinsatz den doppelten
Energieertrag bei halbierten Stromgestehungskosten liefern sollen, stellt EnerKite
vor. Die EK200 – 100 kW Anlage stellt eine
portable Lösung im 20ft Container mit integrierter Speicherung und EMS dar.
Halle 2, Stand A32 · www.enerkite.de
Besuch am GemeinschaftsEin-Kanal-Schutzschaltersystem
stand J50 oder der Firma
Viessmann (Stand E41, E51)
Die BLOCK Transformatoren-Elektronik zeigt das Produkt EasyB,
lohnt sich ohne Frage auch
ein Ein-Kanal-Schutzschaltersystem, das Steuerspannungen bis
für Stadtwerke, die im Bezu einem Gesamtstrom von 80 A absichern kann. Die Kanäle
reich Contracting aktiv sind.
adressieren sich beim Einschalten automatisch. Damit entfällt
Die
Windenergiebranche
ein zusätzlicher Arbeitsschritt zur manuellen Adressvergabe. Alle
Funktionsbausteine und elektrischen Verbindungsstellen sind
ist prominent mit NORDEX
in einem Basisgehäuse vorhanden. Die Parametrisierung des
(Stand L25) vertreten. Das
Systems erfolgt über den
Unternehmen wird unter anLeitrechner, Änderungen
derem die Vorzeigeserie der
sind jederzeit möglich. EaGeneration Delta präsentiesyB reagiert schon auf fünf
ren, die auch an SchwachProzent Überstrom und bewindstandpunkten effizient
grenzt den Ausgangsstrom
auf diesen Pegel. Halle 13,
Energie erzeugen und auch
Stand C34 · www.block.eu
für schallsensible Gegenden
geeignet sind. Am Stand
L24 stellt Enercon sein Portfolio an großen
und mittleren Anlagen vor. AEG Power
Solutions (Stand C75) hat innovative
Wechsel- und Gleichrichter-Lösungen im Messegepäck. So zeichnet
sich zum Beispiel der Protect.SC
600-ID-EIC Umrichter für Energiespeicherung durch seine bi-direktionale IGBT Technologie aus.
Gleichzeitig sorgen ein integriertes
Batterie-Monitoring und eine Local Management Unit dafür, dass der Umrichter
auch autonom betrieben werden kann.
Wasserstoff, Brennstoffzellen und stationäre Batterien sind auch das Thema
am Gemeinschaftsstand C66, der mit 150
Ausstellern aus 25 Ländern eine breite
Halle 27
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H ann o ver messe
Kompakte Power-to-Gas-Anlage
ITM Power, South Yorkshire, wurde mit
einer kompakten Power-to-Gas-Anlage
für den diesjährigen Hermes-Award
nominiert. Die Anlage wandelt Strom aus
erneuerbaren Energien in Wasserstoff
beziehungsweise Methan um, das dann
entweder zum Betanken entsprechender
Fahrzeuge verwendet oder aber als Methan in das Erdgasnetz eingespeist werden
kann. Durch das kompakte Design kann
die Anlage verbrauchernah aufgestellt
werden. Beindruckend für die HermesAward-Jury waren neben einem Eigendruck von 80 bar und den kompakten
Abmessungen auch der hohe Systemwirkungsgrad von 72 Prozent und eine kurze
Anfahrtzeit von unter einer Sekunde. Das
Projekt leiste damit sowohl einen Beitrag
zur Stabilisierung der Netze als auch zur
wasserstoffbasierten Elektromobilität,
sagen die Juroren.
Halle 27, Stand B66 · www.itm-power.com
Chancen bietet – wirtschaftlich ebenso wie
mit Blick auf die Netzstabilisierung. Am MobilyTEC Gemeinschaftsstand E70 stehen hybride Antriebstechnologien, Ladeinfrastruktur und Mobilitätslösungen der Zukunft
stehen im Mittelpunkt. Die Berliner ubitricity zeigt am Stand H85 ein neues Konzept
für die Ladeinfrastruktur für E-Fahrzeuge.
Dabei wird die Systemlogik der Mobilfunkkommunikation auf die Energiewirtschaft
übertragen, indem Energiedienstleistungen vertraglich an ein mobiles Endgerät gebunden werden: den smarten Stromzähler
im Ladekabel oder im Fahrzeug. So genügt
infrastrukturseitig eine Systemsteckdose
um flächendeckend verfügbares und dabei
bezahlbares smartes Laden zu ermöglichen.
ubitricity errichtet und betreibt ein virtuelles Stromnetz und will so das zukunftsfähige „Internet der Energiedinge” (Internet of
energy things) ermöglichen.
Halle 11:
Leistungsschau bietet, in der auch Netzbetreiber interessante Anregungen finden
können. So stellt beispielsweise APT seinen
Druckluft-Energiespeicher ENTREE100 vor.
Dieser befindet sich noch in Entwicklung,
soll aber der erste Druckluftspeicher der
Megawattklasse werden. Beim Fraunhofer
IWES stehen die neuesten Erkenntnisse
im Bereich virtueller und simulierter
Batterien im Fokus. Ziel ist es, Verfahren zu entwerfen, welche es
ermöglichen, Hardware auf ihre
Kompatibilität mit unterschiedlichen Batterien zu testen, bevor
diese überhaupt installiert werden.
Interessante Angebote und Kooperationspartner im Themenfeld Erzeugung, Speicherung und Energieeffizienz
finden sich auch an den Gemeinschaftsständen der Länder Nordrhein-Westfalen
(E40) und Baden-Württemberg (H71). Hier
gewährt die EnBW auch Einblicke in das
Schaufenster LivingLab BWe mobil, ein Pilotprojekt im Bereich der Elektromobilität,
die für viele lokale Versorger nach einhelliger Meinung schon bald nicht nur Herausforderungen sondern auch interessante
Halle 11
14
der Electric (Stand E 47) oder Sprecher
Automation (Stand C31). Das österreichische Unternehmen hat neben den klassischen Angeboten wie Netzleit-, Fernwirk-,
Stationsleit- und Schutztechnik vor allem
auch für den Verteilnetzbereich neue intelligente Automatisierungslösungen mitgebracht. Auch WAGO (Stand C64) folgt
diesem Ansatz und stellt mit dem neuen
PFC200 aus dem WAGO-I/O-SYSTEM 750
einen breit einsetzbaren GSM-Controller
vor, der auch zur Überwachung von Stromnetzen nutzbar ist. Ausgestattet mit einem
3G-Modem mit Standard-Mini-SIM-Karte
ermöglicht das wartungsfreie Gerät eine
GPRS-Verbindung zum Internet und eine
bidirektionale Kommunikation via SMS.
Der PFC200 (750-8207) verfügt über zwei
ETHERNET-Anschlüsse und eine RS-232-/
RS-485-Schnittstelle. Der integrierte Netzwerk-Switch ermöglicht den unkomplizierten Aufbau einer Linientopologie. Ein
ebenfalls integrierter Webserver stellt dem
Benutzer
Konfigurationsmöglichkeiten
und Statusinformationen zur Verfügung.
Energie - Industrie
Die Halle 11 ist schon in der Farbcodierung
der Messe Hannover bewusst den Bereichen Energie und Industrie zugeordnet.
Hier finden sich daher Anbieter, die diese Trennung aufgehoben haben – sei es
aufgrund der schieren Größe wie im Fall
von ABB (Stand A35), sei es aufgrund des
übergreifenden Konzepts wie bei Schnei-
Hallen 2, 8, 9:
Wer weiter über den Tellerrand schauen
möchte, dem sei ein Besuch in den Hallen
8 und 9 empfohlen, wo sich etwa Phoenix
Contact (Halle 8, Stand D20/Halle 9, Stand
G28) oder Siemens (Halle 9, Stand D35)
bewusst in die Reihen der Automatisierer
gestellt haben – vielen Experten zufolge
ResiFlow
Einem Wissenschaftlerteam vom EWEForschungszentrum NEXT ENERGY ist es
erstmals gelungen, die Vanadium-RedoxFlow-Technologie für den Einsatz in Heim­
energiespeichern weiterzuentwickeln.
Aktuell wird der Markteintritt vorbereitet.
Die Grundlage für die kleinskalige Anwendung haben die Oldenburger Wissenschaftler mit einem neuartigen Dichtkonzept
erzielen können. Zusätzlich wurde die Leistungsfähigkeit der Wandlungseinheit durch
ein patentiertes Verfahren zur Elektroden
aktivierung erhöht.
Halle 2, Stand A08 · www.next-energy.de
Hidden Champions
EFEN: Smart Grid ready
Produkte, Systeme und Lösungen für
smarte Energie-Verteil-Anlagen stellt der
Traditionsanbieter EFEN vor. Dazu gehören
ein umfangreiches Sortiment an Sicherungs-Einsätzen nach IEC/DIN-Standard,
energieeffiziente NH-Sicherungs-Lastschaltleisten und -Lasttrenner sowie
intelligente Überwachungs- und Messsysteme wie das Smart Grid Interface. Mit dem
Smart Grid Interface lassen sich die Zustände von Energieverteilnetzen oder abgelegenen Anlagen überwachen. Dazu werden fortlaufend die
aktuellen Netzzustandswerte der angeschlossenen Abgänge im Kabelverteilerschrank erfasst und
die Daten wahlweise gespeichert oder per Gateway nahezu in Echtzeit an ein übergeordnetes Managementsystem übertragen. Hierzu bietet das Smart Grid Interface eine Vielzahl an Schnittstellen.
Ausgestattet für das Erfassen mehrerer Leistungsabgänge, sowie auf Wunsch mit einem vollgrafischen Display, bietet das System individuell angepasste Lösungen für den Smart Grid Betrieb.
Halle 13, Stand E75 · www.efen.com
liegt hier auch die Zukunft der Energieversorgung. Zukunftsthemen prägen auch die
Halle 2, wo zum Beispiel die GridSystronic Energy am Stand A18 eine Lösung
zeigt, mit der sich sowohl beliebige
Erzeugungsanlagen und Speicher in
ein virtuelles Kraftwerk einbinden als
auch Maschinen oder Anlagen fernwarten und steuern lassen. Auch zahlreiche
renommierte
Forschungseinrichtungen
wie etwa das KIT (Stand B16), verschiedene Fraunhofer-Institute oder das EWE-Forschungszentrum NEXT ENERGY (Stand
A08) loten hier den Raum zwischen Industrie und Energie 4.0 aus.
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Smart metering
S mar t me t ering
D
ie Stadtwerke Norderstedt haben bereits
zu einem vergleichsweise frühen Zeitpunkt die strategische Entscheidung getroffen, intelligente Zähler in großer Zahl
in der Fläche zu installieren. Von insgesamt 44.000
Strommessstellen werden bis Ende des Jahres
30.000 mit intelligenten Zählern ausgestattet sein.
Nach aktuellem Stand sind davon heute bereits
15.000 mit einer Online-Anbindung ausgestattet.
Nachdem die Stadtwerke Norderstedt im Jahr
2008 zunächst damit begonnen haben, unterschiedliche Systemanbieter zu prüfen und zu
testen, fiel die Entscheidung, die Möglichkeit zur
externen Tarifierung als wichtiges Entscheidungskriterium heranzuziehen. Grundvoraussetzung für
die externe Tarifierung sind zum einen EDL-40Zähler, zum anderen eine von der PTB zertifizierte
Transparenzsoftware. Diese Software, die auch im
künftigen Bundesdisplay zum Einsatz kommt, wurde von der DZG entwickelt, die Gesellschafter der
Firma MeterPan ist. Sie ermöglicht dem Endkunden
die Verifikation seiner Rechnung und der durchgeführten Tarifschaltungen.
Kern des technischen Konzeptes ist, dass die Tarifierung nicht im Zähler erfolgt, sondern zentral im
Rechenzentrum von MeterPan. Um die Korrektheit
und den Ursprung der Werte sicherzustellen muss
jeder Messwert digital unterschrieben werden. Erst
auf Basis dieser digitalen Signatur kann der Wert
dem Zähler zugeordnet werden. Durch den Transfer
der Tarifierung aus dem Zähler ins Rechenzentrum
ergibt sich eine hohe Flexibilität bei der Tarifierung.
MeterPan nutzt die externe Tarifierung als Grundlage für dynamische Tarifmodelle. „Neue Tarife können
praktisch komplett ohne manuellen Aufwand ausgerollt und verändert werden“, erläutert Marketingleiterin Tabea Marcinkiewicz.
Automatisierung senkt
die Prozesskosten
Aufgrund der relativ großen Zahl der eingesetzten
Messsysteme können die Stadtwerke Norderstedt
belastbare Aussagen über die Massenfähigkeit der
Prozesse machen. Marc-Oliver Gries, Leiter Vertrieb
Netze der Stadtwerke Norderstedt: „Wir haben in Bezug auf die eingesetzten Intelligenten Messsysteme
heute eine sehr komfortable Situation. MeterPan
übernimmt die komplette Zählerfernauslesung. Ich
brauche mich um die Erfassung der Daten, die Konsistenz der Daten und deren Plausibilisierung nicht
zu kümmern. Die Messwerte laufen automatisch in
unser Abrechnungssystem ein – und werden parallel
dazu auch gleich in unser Web-Portal eingespielt, wo
sich unsere Kunden ihre Daten anschauen können.“
Der hohe Automatisierungsgrad bei der Datenerfassung und der Datenverarbeitung trägt dazu bei,
16
ausgebildeten Monteuren nicht unbedingt
vorhanden. Unsere Auszubildenden erhalten deshalb heute bereits eine Zusatzausbildung im Kommunikationsbereich. Darüber
hinaus unterstützt MeterPan das Unternehmen durch die Bereitstellung von fachkundigen Monteuren – eine Dienstleistung, die
auch bundesweit angeboten wird.
Stadtwerke Winsen (Luhe):
Einstieg mit Einspeisern
Der Erfolg steckt im
Externe Tarifierung und komplexe Einspeiser
- die Stadtwerke
Norderstedt
und die Stadtwerke Winsen
(Luhe) setzen
beim Rollout
unterschiedliche Prioritäten
die Prozesskosten nachhaltig zu reduzieren. Außerdem haben die Stadtwerke Norderstedt dadurch die
Möglichkeit, sich auf den reinen Messstellenbetrieb
zu konzentrieren. Auch in diesem Bereich setzt man
in Norderstedt auf ein perfektes Zusammenspiel
der Kräfte. Marc-Oliver Gries dazu: „MeterPan fasst
für uns einmal täglich Fehlermeldungen bei der Datenübertragung zusammen. Dabei geht es nur selten darum, dass ein Zähler nicht funktioniert. Meist
handelt es sich um ein Konnektivitäts-Problem. Das
hat dann seine Ursache zum Beispiel darin, dass ein
Modem gestört ist. Nach bestimmten Verfahren
werden die Störungsmeldungen vorvalidiert. Auf
diese Weise wissen unsere Techniker schon vorher,
was sie am Einsatzort erwartet.“
Hohe Akzeptanz der Endkunden
Die Erfahrung, die die Stadtwerke Norderstedt bislang mit der Nutzung des Web-Portals durch die
Endkunden gemacht haben, ist wahrscheinlich
nicht untypisch. In den ersten Wochen interessieren
sich relativ viele Kunden für ihre Verbrauchsdaten,
später lässt das Interesse bei einem großen Teil der
Kunden deutlich nach. Mit einem intelligenten Tarifmodell gelang es jedoch, die Aufmerksamkeit der
Kunden für ihren Verbrauch deutlich zu steigern: Bereits über 7.000 Kunden der Stadtwerke Norderstedt
haben sich für das innovative Tarifmodell „Fairwatt“
entschieden. Marc-Oliver Gries: „Unser Fairwatt-Tarif
50,2 _2/2016
Detail
wurde von unseren Kunden sehr gut angenommen. Das Prinzip ist im Grunde ganz einfach: Der Kunde bekommt jeweils am Ende
des Monats den Tarif angeboten, der aufgrund
seines Verbrauchsverhaltens für ihn aktuell am
günstigsten ist.“
Was aus Kundensicht eine einfache und
gute Idee ist, wäre auf der technischen Seite mit vielen derzeit am Markt vorhandenen
Messsystemen nur durch sehr komplexe und
aufwändige Prozesse abzubilden, meint der
Vertriebsleiter. Mit dem eingesetzten Konzept der externen Tarifierung sei die Darstellung der Tarifstruktur jedoch kein Problem.
Die Stadtwerke Winsen an der Luhe gehen
einen anderen Weg als die Stadtwerke Norderstedt. Sie verfolgen einen rein betriebswirtschaftlichen Ansatz und betreiben den
Einstieg in den Betrieb Intelligenter Zähler in
kleinen Schritten. Jan Löwner, Leiter Shared
Services: „Das Starterpaket von MeterPan hat
uns eine Möglichkeit geboten, ohne riskante
Investitionen in das Thema einzusteigen. Im
Vorfeld haben wir uns Gedanken darüber gemacht, in welchem Bereich wir die Messsysteme am vorteilhaftesten einsetzen können.
Auf Grund dessen haben wir entschieden,
die Messsysteme bei unseren EEG-Anlagen
einzusetzen – und zwar zunächst bei den besonders komplexen Konstrukten. Also etwa
bei einer Biogasanlage, die in Kombination
mit einer PV-Anlage betrieben wird und wo
wir aufgrund der bisherigen Historie ein
Messkonzept mit vier Zählern hatten.“ Von
den insgesamt rund 420 EEG-Anlagen, die
im Netz der Stadtwerke Winsen (Luhe) angeschlossen sind, müssen mittelfristig etwa die
Hälfte ohnehin aufgrund der gesetzlichen
Vorgaben mit Intelligenten Messsystemen
ausgestattet werden.
Das Ergebnis des Test-Einstiegs ist nach Einschätzung von Jan Löwner bislang überaus
positiv. Nachdem die Messsysteme in Betrieb
genommen wurden, gab es – im Gegensatz
zur vorherigen Situation – praktisch keinen
manuellen Aufwand mehr. Die Daten laufen
nun automatisch in die Einspeiser-Abrechnung. „Ich merke eigentlich gar nicht, dass ich
die Intelligenten Zähler im Netz habe. Was ich
allerdings merke ist, dass ich nun endlich korrekte und belastbare Werte habe, und dass
der früher oft immense Nachbearbeitungsaufwand entfällt. Dadurch sinken unsere Prozesskosten in dem Bereich deutlich.“
Es ist sicherlich kein Einzelfall, dass die Einspeisewerte, die die Stadtwerke Winsen (Luhe)
von den Anlagenbetreibern per manueller
Ablesung erhalten, mit relativ hohem Nachbearbeitungsaufwand verbunden sind. Entsprechend stark verringert sich der Aufwand
durch die Automatisierung. Bereits durch die
bislang eingesetzten Messsysteme profitieren die Stadtwerke Winsen (Luhe) nach eigener Auskunft merklich. Hinzu kommt, dass
die automatisch gelieferten Daten als „echte
Werte“ die Grundlage liefern, um Schätzungen und Evaluierungen zu optimieren. Die
Entscheidung, ob in Kürze sämtliche EEG-Anlagen oder nur die Pflichteinbaufälle gemäß
Messstellenbetriebsgesetz automatisiert abgelesen werden, werden die Stadtwerke vom
betriebswirtschaftlichen Erfolg der bisherigen
Installationen abhängig machen.
Das Konzept der externen Tarifierung
Technisch versierte Monteure
Aus Sicht von Marc-Oliver Gries gibt es für
Versorgungsunternehmen bei der Einführung von moderner Messtechnik eine häufig
unterschätzte Herausforderung. Die Monteure, die die Geräte vor Ort einbauen sollen
und langfristig dann auch die Betreuung
und Wartung des gesamten Geräteparks
übernehmen, müssen über ein entsprechendes Know-how verfügen. „Aufgrund
der traditionellen Ausbildungsinhalte ist das
notwendige Wissen selbst bei heute frisch
Kontakt: MeterPan GmbH, Tabea Marcinkiewicz, 22846 Norderstedt, Tel.: +49 (0) 40 525 061-11, tmarcinkiewicz@meterpan.de
50,2 _2/2016
17
S mar t me t ering
S mar t me t ering
lich auf Herz und Nieren getestet“, erinnert sich die Rollout-Verantwortliche. Es gab zahlreiche Vorgespräche und
sogar „Testaufgaben“, bis sich schließlich acht Anbieter
herauskristallisierten, die an der Ausschreibung im Frühjahr 2015 teilnahmen. „Letztendlich hat sich co.met durchgesetzt, weil das Unternehmen langjährige Erfahrungen
als Messstellenbetreiber in Saarbrücken mitbringt und im
Full-Service Pilot-Paket alles, was wir brauchen, aus einer
Hand zur Verfügung stellt“, berichtet Marvie Hornung.
Im nächsten Schritt wurde die technische Konfiguration
– Zähler von easyMeter kombiniert mit Conexa-Gateways
von Theben und Kommunikation via GPRS – ausgewählt
und in einem Testaufbau erfolgreich erprobt. Wesentliche
Entscheidungskriterien waren hier die Interoperabilität der
Geräte sowie Gegebenheiten bei den Herstellern. „Künftige Anwender sollten schon heute darauf achten, dass die
Lieferfristen, Bestell- und Logistikprozesse der Lieferanten
mit den eigenen Planungen harmonisiert werden können“,
rät Thomas Hemmer, Geschäftsführer von co.met und
Mitherausgeber eines umfangreichen Rollout-Leitfadens,
der das Projekt in Dreieich verantwortlich betreut.
Insbesondere stellte co.met die erforderliche IT-Infrastruktur bereit. Im Zentrum steht das Messdaten- und
Gerätemanagement, eine SaaS-(Software as a Service)-Lösung. Diese empfängt die Messdaten der eingesetzten
Gateways im viertelstündigen Rhythmus, bereitet sie auf
und übergibt sie sowohl an das Abrechnungssystem der
Stadtwerke als auch an ein Onlineportal, das die Verbräuche für den Kunden visualisiert.
Freiwillige vor
ausgewählten 100 Messstellen zu inventarisieren. Dabei
wurde mit PDA-Unterstützung ein Anlagenprotokoll zum
jeweiligen Zählerplatz erstellt, um einen Überblick über
die Situation vor Ort zu gewinnen. Bei späterem Rollout
können die Informationen abgerufen werden.
Frühzeitige Kundenkommunikation
Die Pilotkunden in Dreieich wurden in einer öffentlichen
Kampagne der Stadtwerke gewonnen. „Wir wollten das
Testprojekt nutzen, um das Thema Intelligente Messsysteme in der Öffentlichkeit bekanntzumachen und eventuelle Vorbehalte frühzeitig auszuräumen“, berichtet
Marvie Hornung. Umso erfreuter war man über die große
und positive Resonanz auf den Aufruf: Binnen kürzester
Zeit meldeten sich weit mehr Bewerber für die Testsysteme als man benötigte. So kann man für das Projekt eine
Vielzahl möglicher Einbaufälle – vom Kleinbetrieb bis hin
zum denkmalgeschützten Privathaus auswählen. Marvie
Hornungs Fazit: „Wir haben jetzt schon Lösungen und Prozesse eingerichtet, die sehr gut funktionieren. Mit dem zusätzlichen Wissen aus dem Pilotprojekt sehe ich die Stadtwerke Dreieich für den Rollout bestens gerüstet.“
Über einfache
Listen können die
Monteure vor Ort die
notwendigen Daten
zu den Zählerplätzen
erfassen.
Workforce Management-System
Die Stadtwerke Dreieich haben die technischen und
organisatorischen Grundlagen für den Smart Meter-Rollout
geschaffen. Nun bereitet man sich mit 100 freiwilligen
Pilotkunden auf die Umsetzung vor.
E
ine Burgruine aus der Salierzeit überragt die Stadt Dreieich,
eine mit rund 40.000 Einwohnern vergleichsweise kleine
Gemeinde südlich von Frankfurt. Die Stadtwerke Dreieich
(SWD), deren Gesellschafter die Stadt und die Mainova
sind, versorgen knapp 26.000 Kunden mit Strom. „Ungefähr 3.000
Verbraucher werden mittelfristig mit intelligenten Messsystemen
ausgerüstet, etwa die Hälfte liegt im Segment zwischen 6.000 und
10.000 kWh/Jahr“, berichtet Marvie Hornung, die 2014 von den
Stadtwerken speziell für die Planung und Umsetzung des intelligenten Messwesens in Dreieich eingestellt wurde. „Hinzu kommen 240
Einspeiser, von denen rund einhundert mit Messsystemen und Steuerboxen ausgestattet werden müssen“, ergänzt sie.
Eine große Herausforderung, denn die Stadtwerke Dreieich wollen grundzuständiger Messstellenbetreiber bleiben und auch die
Installation und den Betrieb der Smart Meter eigenverantwortlich
18
betreiben. „Wir wollen den Zugriff auf die Kundendaten nicht aus der
Hand geben“, erläutert Marvie Hornung die Entscheidung. Dass der
erfolgreiche Start ins intelligente Messwesen nicht aus dem Stand zu
bewerkstelligen ist, war jedoch ebenfalls frühzeitig klar: Ein Pilotprojekt mit 100 Messstellen sollte deshalb zunächst Erkenntnisse darüber liefern, wie sich ein Smart Meter-Rollout im Netz technisch und
organisatorisch auswirkt.
Partner für den Piloten
Gleichzeitig begab man sich auf die Suche nach einem Dienstleister,
der die Stadtwerke beim Umbau und Betrieb der Messsysteme unterstützen könnte – von den Außendienstprozessen über das Geräte- und Messdatenmanagement bis hin zur Visualisierung der Daten
im Online-Kundenportal. Unter acht Bewerbern setzte sich die Saarbrücker co.met durch. „Wir haben die Unternehmen im Vorfeld wirk50,2 _2/2016
Die verwalteten Informationen zu den Messsystemen
und Stammdaten können auch durch das in der Lösung
integrierte speziell für das intelligente Zählerwesen erweiterte Workforce Management (WFM)-System genutzt
werden. Das WFM-System besteht aus einer zentralen
Auftrags- und Dispositionsverwaltung für Sachbearbeiter im Netz-Innendienst sowie einer mobilen Geräte-Applikation zur Messdatenerfassung für Monteure, Ableser
und Dienstleister im Außendienst. Diese verfügt über
eine spezielle Funktion zur Anlage-Protokollierung für
alle Stromessstellen mit einem Jahresverbrauch von über
6.000 kWh und alle EEG-Anlagen. So ausgestattet lassen
sich schon im Zuge einer regulären Verbrauchsablesung
wichtige Anlagen- und Bestandsinformationen mit Fotobeleg zu den jeweiligen Messstellen dokumentieren. „Diese Daten sind für einen erfolgreichen Umbau der Zählerplätze unverzichtbar“, erläutert Hemmer. Denn nur, wenn
Besonderheiten bei der Einbausituation oder mögliche
Schwierigkeiten wie etwa eine geringe Signalstärke für
die Datenkommunikation frühzeitig bekannt seien, könne
man sich gezielt darauf vorbereiten.
Bei den Stadtwerken Dreieich ist das Workforce Management-System dementsprechend im Einsatz, um die
Kontakt: Stadtwerke Dreieich GmbH, Marvie Hornung, 63303 Dreieich, Tel.: +49 (0) 6103-602-275, marvie.hornung@stadtwerke-dreieich.de
50,2 _2/2016
19
smar t me t ering
ge, was das genau bedeutet, bislang noch
den wenigsten Versorgungsunternehmen
klar. „Vor allem unter den Lieferanten sind
viele der Meinung, dass sie von Themen wie
der Einführung von SAP IM4G gar nicht betroffen sind. Das ist jedoch falsch! Denn alle
am iMsys-Rollout beteiligten Marktrollen, die
SAP verwenden, müssen dieses Modul künftig einsetzen“, stellt Sebastian Landgraf klar.
Die Empfehlung des Unternehmens ist es
daher, baldmöglichst eine Bestandsaufnahme durchzuführen, um die Einführungsprojekte sauber aufsetzen und zügig durchführen zu können. „Eins ist klar: Wer zu lange
wartet, für den wird es aufgrund der zu erwartenden Nachfrage am Ende eng werden“,
warnt Landgraf.
Flexibilität
bei den Prozessen
Das Modul SAP IM4G nimmt
bei dem Rollout der intelligenten Messsysteme eine
entscheidende Rolle ein.
Es schafft die Möglichkeit,
die komplexen Prozesse
flexibel und einfach zu
konfigurieren. Basis ist
eine SAP-Technologie, die
neue Wege beim Prozess­
management geht.
D
as Modul SAP IM4G, der Name
steht für SAP Intelligent Metering
for German Energy Utilities, ist ein
wichtiger Baustein für die deutsche „Digitalisierung der Energiewende“.
Hier werden viele neue Prozesse, die durch
das gleichnamige Gesetz, dessen Beschluss
20
durch das Parlament im Sommer erwartet
wird, definiert und gemanagt. Mit SAP IM4G
bereiten Versorgungsunternehmen ihre IT-Infrastruktur für den Rollout von Intelligenten
Messsysteme (iMsys) vor. Schließlich setzen
Netzbetreiber vorwiegend SAP als zentrale
Unternehmenssoftware ein und für die gilt:
Ohne das neue Modul geht nichts.
In der Branche herrscht Einigkeit über die
Annahme, das mit dem iMsys-Rollout neue
Möglichkeiten für die Entwicklung kundenindividueller Angebote entstehen. Das beginnt beim Messsystem, das nun über verschiedene Übermittlungswege ausgelesen
werden kann. Weitere Stellschrauben sind
beispielsweise auch die Datenschutzsensibilität des Kunden, Tarifvarianten, wie etwa
mehrstufige Tarife, sowie unterschiedliche
Übertragungsintervalle zum Lieferanten, die
monatlich, täglich, stündlich, viertelstündig
oder sogar live erfolgen können. Aber auch
unterschiedlich komfortable Visualisierungssysteme oder weiterführende Dienstleistungen in Bereichen wie Alarmierung, Smart
Home oder Energieeffizienzcontrolling können aufgesetzt werden.
Ähnliche Chancen ergeben sich auch für
den Lieferanten, der nun sehr frei in der Entwicklung neuer Tarife und Dienstleistungen
ist, die auch miteinander kombiniert werden
können. „Auch aus diesem Grund lohnt es
sich, schnellstmöglich, die IT-technischen
Grundlagen für den iMsys-Rollout zu schaffen. Denn die Beherrschung der grundlegenden Prozesse ist die Voraussetzung für
die wirtschaftliche Abbildung der neuen
Angebote und Geschäftsmodelle. Wer hier
schnell ist, hat die Chance, sich einen echten
Vorsprung im Wettbewerb zu verschaffen“,
fasst Sebastian Landgraf, Mitglied der Geschäftleitung bei der cronos Unternehmensberatung zusammen.
Das spiegelt sich auch im Markt wieder. „Es
gibt viel zu tun!“, so lautet die kurze Zusammenfassung eines Teilnehmers einer Roadshow, die SAP, die cronos Unternehmensberatung und die Unternehmensberatung bpc
Anfang 2016 in Ratingen abhielten. Für die
Veranstalter wurde dort deutlich, dass das Interesse einerseits hoch ist und das Bewusstsein von der großen Aufgabe entsprechend
ausgeprägt ist, doch andererseits ist die Fra50,2 _2/2016
Schlüsselwerkzeug SAP
Common Layer
Zunächst gilt es, die Softwarearchitektur
aus Sicht eines komplexen Prozessmanagements zu bewerten. Zu den grundsätzlich
neuen Prozessen, die über SAP IM4G abgebildet werden, gehört die Kommunikation von Parametern (Tarifprofile, Firmware
etc.) und der BSI-konforme Austausch von
Messwerten (ZSG-Zählerstandsgänge und
Lastgänge). Voraussetzung für die neuen
Prozesse zur Einbindung von iMsys ist dabei
der SAP Common Layer mit dem dazugehörigen Prozessdokument. Diese noch recht
neue SAP-Technologie (eingeführt 2013)
wurde dazu entwickelt, um die Prozesse in
Unternehmen effektiv und schnell anzupassen und unterstützt Kunden nach Art
eines Baukastensystems. Das heißt, Prozesse
werden nicht individuell anhand von Workflows definiert, sondern flexibel per Mausklick konfiguriert. Der SAP Common Layer
ist das zentrale Werkzeug, um die Prozesse
rund um die intelligenten Messsysteme zu
definieren und gleichzeitig den übergreifenden Dokumentenaustausch verlustfrei zu ermöglichen. „Messstellenbetreiber kommen
deswegen nicht darum herum, diese Komponente einzuführen und auszuprägen, bevor sie sich mit IM4G beschäftigen“, betont
Sebastian Landgraf.
Der Prozess der Parametrisierung beginnt
mit der Integration des elektronischen Lieferscheins (nach FNN) im SAP ERP-System. Für
die Erzeugung stellt IM4G ein eigenes Cockpit
zur Verfügung, das „Intelligent Metering Interaction Center“. Diese im März 2016 eingeführ-
te SAP-Komponente unterstützt neben der
Neuanlage auch alle weiteren Prozesse, wie
den Gerätewechsel, die Störfallbearbeitung,
die Einleitung von Sonderablesungen oder
die Stilllegung. Der elektronische Lieferschein
in Form einer XML-Datei durchläuft anschließend den normalen Prozess, an dem Kundenservice, Abrechnung, EDM und das Workforce
Management beteiligt sind.
Um die neuen Geräteeigenschaften abzubilden, wurden die SAP Webservices der Advanced Metering Infrastructure (AMI) erweitert. Die notwendigen Geräteinformationen
werden dabei direkt an den Gateway Administrator übergeben. Bevor das Gerät schließlich nach erfolgreichem Einbau tatsächlich
in Betrieb genommen werden kann, müssen
die Endnutzerzertifikate für die beteiligten
Marktteilnehmer ausgestellt werden. Anschließend erfolgt die eigentliche Parametrisierung, das heißt, der gesicherte Austausch
(BSI-relevante Kommunikation) der Gütesiegelzertifikate, das anschließende Pairing und
die Konfiguration der Berechtigungen und
Tarifprofile. Mit der ersten Übermittlung der
verschlüsselten Messwerte kann dann der Regelbetrieb aufgenommen werden.
Für die gesamte Kommunikation, also
die Parametrisierung auf der einen und
die Messdatenübermittlung auf der anderen Seite, wurde die SAP AMI ausgebaut
und das Datenmodell am Geräteplatz entsprechend erweitert. SAP IM4G bietet zudem umfangreiche Prüffunktionen, die
nicht nur eine korrekte Installation sicherstellen, sondern auch den BSI-konformen Datenaustausch mit allen beteiligten Marktrollen.
Messprodukt und Messinstanz
Um den iMsys-Rollout umsetzen zu können,
werden mit IM4G neben dem Prozessdokument des SAP Common Layer zwei weitere
neue Stammdatenobjekte eingeführt: Das
Messprodukt und die Messinstanz. Im Messprodukt sind die Tarifanwendungsfälle (TAF112 nach BSI TR 03109-1) hinterlegt. Je TAF sind
die abhängigen, im Customizing konfigurierten Attribute vorzubelegen, etwa die direkte
Pflege oder Zuweisung von Regelwerken, wie
beispielsweise eine zentrale Schaltzeiten- und
Schwellwertverwaltung. Ebenso sollten je TAF
Regeln zur Versandzeitpunktsteuerung von
Messwerten (auch „Registrierperiode“) eingetragen werden. Gleiches gilt TAF-abhängig
für die Aufnahme von Messdaten relevanten
OBIS-Kennziffern mit Vorschlagswerten für
virtuelle Zählwerkskonfigurationen, die automatisiert aufgebaut werden.
Die Messinstanz enthält die konkreten
Ausprägungen der Messprodukte je Zählpunkt, Gerät und Marktsicht. Die vom Messprodukt geerbten Eigenschaften sind hier
zählpunktscharf und zeitabhängig dokumentiert, wobei auch künftige Messproduktwechsel oder Attributänderungen vorerfassbar sind.
Für das Prozessdesign dient das
Intelligent Metering Interaction
Center gewissermaßen als Cockpit.
Kontakt: cronos Unternehmensberatung GmbH, Anja Ziegler, 48163 Münster, Tel.: +49 (0) 251 39966-122, www.cronos.de
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21
SMART METERING
Erfahrungen nutzen
Für den Erfolg eines Smart Meter-Rollouts ist die Organisation der Montage ein entscheidender Faktor. Ein Blick
zu den europäischen Nachbarländern, in denen Smart Meter bereits im großen Umfang ausgerollt wurden, hilft
das richtige Vorgehen zu wählen. Wir sprachen dazu mit Dr. Peter Heuell von Landis + Gyr.
Herr Dr. Heuell, hier in Deutschland beginnen die Unternehmen allmählich, sich mit dem konkreten Einbauszenario
vor Ort zu befassen. Was sind hier die wichtigen Fragen?
Konkret muss zum Beispiel geklärt werden, wie viele Geräte
man in welchem Zeitrahmen ausbringt und wie die Logistik
organisiert werden soll. Von zentraler Bedeutung ist auch die
Entscheidung, ob die Montage selbst durchgeführt oder extern
beauftragt wird. In Feldtests lassen sich solche Fragen kaum
beantworten – zu niedrig sind hier die Stückzahlen.
Was lehren uns denn die Erfahrungen unserer Nachbarn?
Bevor der Rollout starten kann, muss eine topologische Analyse
der vom Rollout betroffenen Regionen erstellt werden. Denn
nur auf Basis der Informationen über die Verbreitung der
betroffenen Haushalte in einem Gebiet lässt sich die Frage nach
der geeigneten Kommunikations-Technologie und der genauen Zählerzahl klären. Mit einem Forecast kann dann schließlich
die benötigte Stückzahl definiert und die Rahmenbestellung
aktualisiert werden.
Die Montage sollte dann Schritt für Schritt in festen geographischen „Paketen“ erfolgen. Bewährt haben sich Milestone-Areas mit 10.000 Messpunkten, die jeweils in etwa vier
Wochen abgearbeitet werden. Dieses Vorgehen erleichtert
Management, Lagerhaltung und Logistik erheblich. Gerade
die Logistik ist entscheidend für den schnellen Durchfluss
und die Kostenkontrolle des Projektes. Diese Erfahrung bezieht sich zwar insbesondere auf einen flächendeckenden
Rollout mit Turnkey-Ausschreibung. Die Projektplanung kann aber auch in Deutschland auf
diese Weise erfolgen.
Weitere Erfahrungsdaten
• Als Installationsrate haben sich zehn
Zähler pro Installateur und Tag bewährt.
• Ein Gruppenverantwortlicher sollte auf
zehn Installateure kommen.
• Ein Clean-up Feld-Ingenieur sollte pro
15 Installateure eingeplant werden.
Dieser sucht nach Abschluss des
Rollouts noch einmal alle Haushalte auf, bei denen noch technische
Optimierungen an den Geräten – vor
allem hinsichtlich der Kommunikation –
notwendig sind.
22
Welche anderen Erfahrungswerte könnten für den
deutschen Rollout noch interessant sein?
Projekte in Schweden, Frankreich und Großbritannien
haben gezeigt: Der Schlüssel zum Erfolg sind die richtigen
Prozess-Werkzeuge und IT-Systeme sowie eine umfassende
Kundenkommunikation. Vor allem in Deutschland wird die
Akzeptanz der Kunden eine große Rolle für den Erfolg des
Rollouts spielen. Auch wenn Privathaushalte laut aktuellem
Gesetzentwurf erst ab 2020 vom Rollout betroffen sind: In der
Öffentlichkeit herrscht eine kritische Grundstimmung gegenüber Smart Metern.
Gibt es Beispiele, wie man die Kundenkommunikation und
die eigentlichen Rollout-Prozesse wirksam verzahnen
kann?
Ja, zum Beispiel im Bereich der Montage: Die französische
ERDF hat ihren Rollout mit eigenen Mitarbeitern durchgeführt
und Erklärungen für den Kunden eingeplant. Die Montage hat
dadurch 50 Minuten gedauert. Hinzu kamen zudem die Kosten
für die Schulung der Monteure. Die hohe Kundenakzeptanz
hat die Effizienz des Einbaus trotzdem positiv
beeinflusst.
Ist das ein grundsätzliches Plädoyer gegen
ein Outsourcing der Montage?
Nein, keineswegs, denn Dienstleister setzen den
Rollout wesentlich schneller um. Bei hohem wirtschaftlichem Druck bietet sich daher das Outsourcing an. Dass die Kundenzufriedenheit auch
mit einem Rollout-Dienstleister hoch
sein kann, zeigt das Beispiel Schweden:
Weniger als ein Viertel Promille verweigerten hier die Installation. Weniger als
drei Prozent der vereinbarten Termine
wurden nicht eingehalten. Der Rollout
wurde hier von einer intensiven Kommunikationsstrategie begleitet.
Dr. Peter Heuell ist CEO von Landis+Gyr
Deutschland. Landis + Gyr mit Hauptsitz in der
Schweiz ist einer der weltweit größten Anbieter
von Zählern, Systemen und Dienstleistungen für
die Verbrauchsmessung von Energie.
Freie Wahl
bei der Gateway
M
it seinem neuen SMGA-Interface lässt
Wilken den Anwendern der Branchenlösungen ENER:GY und NTS.suite bei der
Digitalisierung der Energiewende die Wahl: Neben
den Partnern MeterPan, Kisters und co.met können über das neue P/5 SMGA Interface auch weitere Lösungen für die Smart Meter Gateway Administration angebunden werden. Voraussetzung ist
eine vorherige Zertifizierung der Lösungen durch
Wilken oder Wilken Neutrasoft. Der Vorteil: Die
SMGA- und iMsys-Rollout-Prozesse laufen integriert mit den Kernsystemen – von der Installation
der Geräte über die regelkonforme Marktkommunikation bis hin zur Abrechnung. Notlösungen wie
etwa Nebenabrechnungen, die bei manchen SMGA-Anbietern nötig sind, entfallen. Optional bietet Wilken auch die vollständige Auslagerung des
SMGA-Prozesses über die Full-Service-Tochter Wilken PRO – eine Option, die vor allem für kleine und
mittlere Versorgungsunternehmen interessant ist,
da sie so keine eigenen Ressourcen dafür aufbauen müssen. Dazu kommt die Unterstützung durch
weitergehende Dienstleistungen, etwa durch Beratungsangebote für die Rollout-Planung durch
die Partner. Auch Outsourcing-Angebote wie
der Betrieb der co.met- beziehungsweise MeterPan-Lösungen im TÜV-Level 3 zertifizierten Wilken
Rechenzentrum gehören zum Portfolio.
Der integrative Ansatz und das modulare Konzept, bei dem Wilken-Partner, aber auch andere
SMGA-Anbieter einfach eingebunden werden
können, bieten für den Anwender zahlreiche Vor-
Administration
Anbindung über
neues P/5 SMGA
Interface soll
für integrierte
Prozesse sorgen
teile: So werden die elektronischen Lieferscheine
für die Gateways direkt in die Geräteverwaltung
von ENER:GY bzw. der NTS.suite eingespielt. Für
die Planung von Rollouts und Gerätewechseln stellen beide Systeme dann Informationen etwa über
die verbauten Zähler, deren Eichfristen oder über
die Pflichteinbauquoten zur Verfügung, digitale
Checklisten unterstützen die IST-Aufnahme der
Einbausituation vor Ort. Sämtliche für das Workforce- und Rolloutmanagement notwendigen
Daten sind somit an zentraler Stelle abgelegt und
werden von dort aus an die beteiligten Anwendungen verteilt. Ein besonderer Vorteil ist auch,
dass die alte und neue Zählerwelt prozessidentisch
abgebildet sind. Auf diese Weise können sämtlich
Messeinrichtungen – digital wie analog – über ein
einziges System verwaltet werden. Für den Rollout,
der ja erst 2032 abgeschlossen sein wird, müssen
somit keine Parallelstrukturen aufgebaut werden.
Auch die Abrechnung der Messstellen erfolgt
integriert über ENER:GY bzw. NTS.suite, so dass
keine „Nebenabrechnung“ notwendig ist. Das gilt
für die Abrechnung des Netzbetreibers ebenso
wie für den Messstellenbetreiber und den Lieferanten. Die integrierte Prozessabbildung erleichtert vor allem Letzteren das Leben, denn über das
P/5 SMGA Interface lässt sich auch die Kommunikation mit „fremden“ SMGAs in unterschiedlichen
Netzgebieten abbilden. Die Integrationsschicht
ermöglicht darüber hinaus die Visualisierung der
Verbrauchsdaten über Portale oder mobile Anwendungen.
Kontakt: Wilken GmbH, Bernd Vogel, 89081 Ulm, Tel.: +49 731 96 50-0, presse@wilken.de – www.wilken.de
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50,2 _2/2016
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Netztechnik und -steuerung
Netzzustand
in der
In Kabelverteilerschränken und Ortsnetzstationen werden
Netzzustandsdaten
erfasst. Konrad Schild,
SWK SETEC (links)und
Dr. Frank Burau,SWK
NETZE (rechts).
Niederspannung
Die Stadtwerke Krefeld untersuchen im Forschungsprojekt ENERGIE
die Auslastung des Niederspannungsstromnetzes in Wachtendonk.
Fünf Partner aus Industrie und Wissenschaft sind beteiligt.
D
er Ausbau und die Ertüchtigung der
Stromnetze sind Herausforderungen, die
über kurz oder lang auf praktisch alle Netzbetreiber zukommen. Um die im Einzelfall
anstehenden Investitionen jedoch sinnvoll planen zu
können, müssen die Verantwortlichen wissen, welche Verhältnisse im Netz tatsächlich herrschen. Das
gilt insbesondere auch für die Niederspannungsnetze: Dort speist schon heute eine wachsende Zahl
Der erste Schritt zum Smart Grid
muss die Messung sein.
Konrad Schild, Leiter des Projektes ENERGIE bei der SWK NETZE
von PV-Anlagen volatilen Solarstrom ein und möglicherweise werden bald schon viele angeschlossene
Haushalte ihre Elektroautos auftanken wollen. Doch
der konkrete Auslastungsgrad der „letzten Meile“
kann bislang nur über statistische Größen und mit
hohem Aufwand erfasst werden.
Hier Alternativen aufzuzeigen, ist Ziel eines Forschungsprojekts unter der Konsortialführung der
SWK Stadtwerke Krefeld im Rahmen der Bundes-
24
forschungsinitiative „Zukunftsfähige Stromnetze“.
Neben der SWK engagieren sich Lovion, Janitza, devolo sowie die Hochschule Düsseldorf und die Universität Duisburg Essen in diesem Projekt, das noch
bis Ende 2016 läuft. Das gesamte Projektvolumen,
welches die Partner gemeinsam aufwenden, beträgt
rund 2,6 Millionen Euro. 1,5 Millionen Euro hiervon
werden durch das Bundesministerium für Wirtschaft
und Energie gefördert. Konkret geht es den Projektpartnern um die Erfassung der niederspannungsseitigen Netzzustandsgrößen in Echtzeiten oder kurz
um „ENERGIE“. Übergeordnetes Ziel ist es dabei,
den Netzzustand auf der Niederspanungsseite sensorisch und nur an strategisch wichtigen Punkten
zu ermitteln und diese Daten für die Netzplanung
und die Netzführung zu verwenden. Dieser Ansatz
weicht von bisherigen Konzepten ab, die eine flächendeckende Ausrüstung mit Smart Metern vorsehen und ist bislang einzigartig. Mit Hilfe mathematischer Verfahren sollen die Netzzustände in Echtzeit
orts- und zeitbezogen berechnet und nutzbringend
analysiert werden. Die Ergebnisse und Erkenntnisse
aus diesem Projekt werden im Rahmen des realen
Feldtests auf ihre Praxisrelevanz untersucht und
statistisch ausgewertet. Konrad Schild, Mitarbeiter
im Bereich Netzführung und Netzbetrieb bei der
50,2 _2/2016
SWK und Leiter des Projektes ENERGIE, erläutert:
„Die Netzzustandsdaten in der Niederspannung
werden künftig immer wichtiger als Grundlage für
eine effiziente Planung von Versorgungsnetzen.
Wir möchten ein ganzheitlich anwendbares System entwickeln, das Lösungen von der Messung
über den Datentransport bis hin zur Datenanalyse,
der Datenarchivierung und der topographischen
Abbildung im Geoinformationssystem liefert.“
Testgebiet Wachtendonk
Als Forschungsgebiet wurde die Gemeinde Wachtendonk im Kreis Kleve ausgewählt, eine ländliche
Region mit knapp 8.000 Einwohnern, rund 4.400
Zählern und 105 Ortsnetzstationen. Die Höchstlast
liegt bei 8,2 MW. Auch hinsichtlich Einspeisesituation ist Wachtendonk, wo die SWK seit 2010 das
Stromnetz betreibt, exemplarisch: Solar- und Windkraftanlagen, KWK, und WKA haben dort eine installierte Leistung von insgesamt 22,5 MW. Rund 85
Prozent der Energie wird damit bereits lokal erzeugt.
Überwachungs- und Fernwirktechnik
in Ortsnetzstationen
Betriebswerte sowie die Power Quality-Situation
werden kontinuierlich vor Ort erfasst und über
50,2 _2/2016
Energiehaushalt
in Wachtendonk
eine Schnittstelle zur Weitergabe an das Rechenzentrum aufbereitet. Dazu sind rund
20 Ortsnetze, die in etwa den BDEWStandardlastprofilen entsprechen,
mit Messtechnik ausgerüstet.
1%
Zum Einsatz kommt der ENERGIE-MONITOR von Janitza,
1% 13%
der speziell für diese Aufgaben entwickelt wurde. Es
handelt sich hier um einen
vielkanaligen Netzanalysa19%
tor, welcher modular erwei55%
terbar ist, um im Bedarfsfall
mehrere oder alle Abgänge
11%
einer Ortsnetzstation oder
eines Kabelverteilerschrankes
zu messen. „Die Verteilnetz-Intelligenz war bisher vorrangig im
Umspannwerk konzentriert und wird
nun immer mehr auch auf OrtsnetzstatioWindenergie
nen erweitert“, erläutert Kilian Eckert, Business DePhotovoltaik
Biomasse / BHKW
velopment Energieversorgung bei Janitza. Dabei
KWK
könnten die künftigen Aufgabenstellungen von
Sonstige Erneuerbare
der Messung über die Fehlerortung, StörungserEnergien
kennung, Spannungsqualitätsanalyse bis hin zur
Kohle
kompletten Fernsteuerung oder gar Automation
Erdgas
25
Winden
Photovo
Biomass
KWK
Sonstige
Kohle
Erdgas
Anzeige
N e t z t e c hnik u nd - s t e u er u ng
reichen. Um dem Anspruch einer flächendeckenden
Messung in Echtzeit mit minimaler Anzahl an Messgeräten nachzukommen, wird dabei auch die Anbindung
„ferner“ Messgeräte erforscht, die zum Beispiel in Kabelverteilern installiert sind. Bei der Entwicklung wurde nach Auskunft von Janitza großer Wert auf lokale
Intelligenz, also die Vorverarbeitung und Analyse der
Spannungsqualitäts-Messdaten, gelegt. Durch spezielle Analog- und Prozessortechnologie werden dabei
im Regelbetrieb lediglich bewertete, normierte „Gut/
Schlecht“ Aussagen zur Power Quality übertragen und
nur im Fehler- oder Ereignisfall die ausgewählten und
hochaufgelösten Messdaten übermittelt.
Installiert sind die Geräte an wenigen neuralgischen
Punkten im Netz in rund 40 Kabelverteilerschränken
und 20 Ortsnetzstationen. Die Berechnung der nicht gemessenen Knoten erfolgt mittels optimierter Schätzalgorithmen, die im Rahmen des Projekts durch die Hochschule Düsseldorf entwickelt und erprobt werden.
Mit Sensorik
zur Netzsteuerung
Datenübertragung und -verarbeitung
Da die einzelnen Kabelverteilerschränke über keinen
kommunikativen Anschluss verfügen, können die
Messdaten also nicht direkt am Messpunkt an einen
LWL-Router übergeben werden. Daher nutzt man zur
Übertragung der Daten über Niederspannungskabel
die G3-PLC-Technologie von devolo. Die Messdaten
werden mit den verbauten G3-PLC Modems mehrere
hundert Meter ohne weitere Repeater über die Stromleitung an einen Übergabepunkt – Ortsnetzstation mit
Lichtwellenleiter(LWL-)- oder GPRS-Anschluss- – gesendet. Das dort installierte G3-PLC Modem (der sogenannte PAN-Koordinator) bündelt die Daten und übergibt sie an LWL-Router oder GPRS-Modem. So gelangen
die Messwerte in Echtzeit an das Rechenzentrum der
SWK, wo sie mit existierenden Daten zusammengeführt und analysiert werden. Um
die Analyseergebnisse in Echtzeit
zu visualisieren, entwickelt die
HERAUSFORDERUNGEN
DURCH DEZENTRALE STROMERZEUGER UND -VERBRAUCHER
VERTEILER/ORTSNETZSTATION UND
PROJEKT-MESSSTELLE
Das devolo G3PLC Modem 500k
sorgt für Echtzeit-Datenkommunikation über das
Niederspannungskabel.
Kontakt: SWK Stadtwerke Krefeld, Konrad Schild, 47804 Krefeld,
Tel.: +49 (0) 2151 - 984 173, konrad.schild@swk.de.
Siemens baut drei
Umspannstationen
S
Die Leitungsauskunft
in Dubai
iemens hat von der Entwicklungsund Baugesellschaft Nakheel PJSC
einen Auftrag zum schlüsselfertigen
Bau von drei elektrischen Umspannstationen in Dubai erhalten. Die Umspannstationen bilden eine wesentliche Komponente
in einem Entwicklungsprojekt von Nakheel:
Für „Deira Islands“ sollen vier künstliche Inseln vor der Küste von Dubais Stadtteil Deira errichtet werden.
„Dubai besitzt eine schnell wachsende
Bevölkerung, eine florierende Industrie und
Pläne für ambitionierte Bauprojekte wie die
Deira Islands. Es ist wichtig, diese Entwicklung mit einem ausgebauten Stromnetz
zu unterstützen, das sowohl effizient als
auch robust ist“, sagte Mirko Düsel, CEO
der Business Unit Transmission Solutions
bei Siemens. „Wir freuen uns, mit unserer
effizienten, zuverlässigen und innovativen
Stromübertragungstechnologie unseren
Beitrag zur nachhaltigen Entwicklung von
Dubai leisten zu dürfen.”
Die drei 132/11 Kilovolt (kV)-Umspannstationen sollen im ersten Halbjahr 2017
fertig gestellt werden. Jede dieser drei
Umspannstationen beinhaltet acht Felder
mit gasisolierten Schaltanlagen (132 kV),
71 Felder mit luftisolierten Schaltanlagen
(11kV), drei Leistungstransformatoren
(50MVA) sowie Regel- und Schutzeinrichtungen.
„Deira Islands“ besteht aus vier künstlichen Inseln, mit einer Gesamtfläche von
mehr als 15 Quadratkilometern. Dadurch
entstehen 40 Kilometer Küstenlinie vor Dubai – 21 Kilometer davon als Badestrand.
Deira Islands wird über Brücken und den
Wasserweg erreichbar sein. Der internationale Flughafen von Dubai befindet sich 14
Kilometer entfernt.
www.siemens.com
INE:
BIL ist OBNILLeinen
Geben Sie r Strategie
Platz in Ihre
Bundesweites Informationssystem
zur Leitungsrecherche
Deutschlandweit
Spartenübergreifend
Kostenfreie Bauauskunft
eG
eG
GEMEINDE WACHTENDONK
Vier künstliche Inseln
werden mit Technologie von
Siemens ausgestattet
eG
Eine Initiative der Chemie-,
Gas- und Ölleitungsbetreiber
BLOCKHEIZKRAFTWERK
STROMVERBR A UCHER
HAUSHALTSKUNDE
eG
© TRACTOTECHNIK GmbH & Co. KG, Lennestadt
Der ENERGIEMONITOR soll den
Platzbedarf für die
reinen Messgeräte
und den Montageaufwand erheblich
verringern.
Hochschule Düsseldorf gemeinsam mit der SWK und
dem Dienstleister Lovion den zentralen Rechenkern. Da
die SWK bereits mit dem Netzdokumentationssystem
von Lovion arbeiten, ist die Implementierung der neuen Funktionalitäten mit geringem Aufwand möglich.
Anhand der Ergebnisse lässt sich dann nahezu in Echtzeit feststellen, ob die Elektrizitätsleitungen in einem
bestimmten Bereich ausreichend dimensioniert sind,
ob ein Ausbau des Netzes erforderlich wäre oder ob
noch genügend „Luft“ für weitere dezentrale Erzeuger
oder Haushalte/Abnehmer vorhanden ist. Auch Potenziale für eine Entlastung des Netzes durch intelligente
Steuerung werden erkennbar.
„Investitionen in das Stromnetz lassen sich auf
Grundlage der Projektergebnisse belastbarer planen“,
sagt Konrad Schild. Auch für die Gemeindeentwicklung
- etwa wenn es um den Bau und den Anschluss eines neuen Wohngebietes an
ein bestehendes Versorgungsnetz geht
– sowie den Umgang mit Zukunftsthemen wie der E-Mobilität sei man besser
gerüstet. Sein Fazit: „Mit einem solchen
Gesamtsystem erhält der Netzbetreiber
einen flächendeckenden Einblick in die
Niederspannungsnetze, kritische Netzzustände oder mögliche Reserven können künftig dokumentiert und zur effizienteren Planung herangezogen werden.“
ELEKTROAUTO
BIOGAS-ANLAGE
KABELVERTEILERSCHRANK
STROMVERBRAUCHER
GEWERBEKUNDE
www.bil-leitungsauskunft.de
ORTSNETZSTATION
LOKALES STROMNETZ
DATENÜBERTRAGUNG DER
MESSWERTE ÜBER DIE
STROMLEITUNG
PHOTOVOLTAIKANLAGE
DARSTELLUNG DES
NETZZUSTANDS
Das Ergebnis des Projektes
wird ein vollständiges System
sein, das Informationen zu
allen wichtigen Zuständen
des Netzes liefert.
AUFBEREITUNG
UND SPEICHERUNG
DER MESSDATEN
VERSORGUNGSNETZ
NETZSTEUERUNG BEI DER SWK
ABBILDUNG DES
NETZZUSTANDS
NETZSTEUERUNG
26
50,2 _2/2016
50,2 _2/2016
27
u burng
ik
N e t z t e c hnik u nd - s t e uRer
Regelbare Ortsnetztransformatoren (RONTs)
sind Transformatoren, die in der Lage sind, im
Betrieb und damit unter Last dynamisch ihre
Ausgangsspannung zu verändern. Dazu wird ein
Aktor benötigt, der das Übersetzungsverhältnis
des Transformators ändert, ein Spannungsregler,
der erkennt, wann welche Spannung geeignet ist und entsprechende Stufenschaltungen
auslöst, sowie schließlich Sensorik, welche die
Daten erfasst, die der Spannungsregler benötigt,
um Entscheidungen zu treffen. Aufgrund ihrer
Fähigkeit, Spannungen dynamisch anzupassen,
können RONTs ein wertvolles Hilfsmittel in der
Netzplanung von Verteilungsnetzbetreibern sein
– in ganz unterschiedlichen Anwendungsfällen.
Einspeisefall
Regelbandbreite RONT
Lastfall
Alles
geregelt
Regelbare Ortsnetztransformatoren
(RONTs) übernehmen neben
der punktuellen
Spannungsregelung
auch neue Aufgaben
im Verteilnetz.
28
S
eit rund vier Jahren sind regelbare
Ortsnetztransformatoren
als wohl erstes netzdienliches
Smart-Grid-Betriebsmittel im Standardbetrieb der Verteilnetze angekommen.
Der planerisch einfachste Anwendungsfall,
in dem ein RONT punktuell mit Fokus auf
eine spezifische Aufgabe im Niederspannungsnetz eingesetzt wird, findet zwischenzeitlich rege Anwendung. Darüber hinaus
werden RONTs heute auch zur wirtschaftlichen Optimierung der Netztopologie und
der Entkopplung der Spannungsebenen
auf Mittel- und Niederspannungsebene
genutzt. Das ist netzplanerisch komplexer,
doch der strangweise oder gar flächende-
Konventionelle Spannungsbandaufteilung
ckende Einsatz von RONTs mit dem Ziel, die
Mittel- oder gar Hochspannung zu entlasten,
bietet interessante wirtschaftliche Optionen
für Verteilnetzbetreiber.
Generell sind Verteilnetzbetreiber gemäß
DIN EN 50160 gehalten, an jedem Punkt
im Netz eine Versorgungspannung von ±
zehn Prozent um die Nennspannung einzuhalten. Die dabei verfügbare Bandbreite
von 20 Prozent muss in Folge ausgehend
vom per Laststufenschalter geregelten HS/
MS–Transformator über die gesamte Strecke des Mittelspannungsnetzes, des konventionellen Ortsnetztransformators, des
Niederspannungsnetzes bis hin zum Hausanschluss aufgeteilt werden. Vielfach wird
50,2 _2/2016
dabei ein maximaler Spannungshub von
drei Prozent, bedingt durch erneuerbare
Energien im Niederspannungsnetz und entsprechend ein maximaler Spannungshub
von zwei Prozent im Mittelspannungsnetz
zugelassen, während der Rest der Bandbreite für Spannungsabfälle sowie Einstellungenauigkeiten reserviert wird. Durch die
rasant wachsenden Einspeiseleistungen von
erneuerbaren Energien im Verteilnetz, aber
auch im überlagerten Hochspannungsnetz
besteht immer öfter die Gefahr, das erlaubte Spannungsband zu verletzen. Analog
gefährden neuartige Lasten wie etwa Elektromobilität die Einhaltung des Spannungsbands in die andere Richtung. „In Folge
50,2 _ 2/2016
sehen sich Verteilnetzbetreiber zu teuren Netzausbaumaßnahmen gezwungen, obwohl die
thermischen Kapazitäten
ihrer Betriebsmittel im
Netz noch lange nicht
ausgereizt sind“, weiß Dr.
Manuel Sojer, Leiter Strategie und Marketing
Power Quality bei der Maschinenfabrik Reinhausen (MR). Nach seiner Erfahrung kann
mithilfe des RONT die Aufnahmekapazität
des Netzes bis um das Vierfache gesteigert
werden. Überdies könnten Netzbetriebsmittel in höherem Maße ausgelastet werden. Maschinenfabrik Reinhausen brachte 2012 die
weltweit erste serienreife Lösung für RONTs
auf den Markt. Die Techologie ist heute weltweit im Einsatz, so etwa bei der EWE und den
E.ON-Netzgesellschaften. 300 RONTs, die aktuell bei der EWE NETZ in Betrieb genommen
werden, sind mit MR-Technologie ausgestattet. Dabei gibt es unterschiedliche Szenarien
für die Anwendung im Verteilnetz.
29
N e t z t e c hnik u nd - s t e u er u ng
Punktueller Einsatz
Der punktuelle Einsatz von RONTs, bei dem einzelne Ortsnetzstationen mit einem RONT ausgestattet werden, erlaubt es aufgrund der Entkopplung der Nieder- von der
Mittelspannung, das dem RONT nachgelagerte Spannungsband in der Niederspannung innerhalb der ± 10
Prozent- Vorgabe der DIN EN 50160
neu aufzuteilen.
Der punktuelle Einsatz ist dann
sinnvoll, wenn im Niederspannungsnetz durch den Anschluss
weiterer Einspeiser oder Lasten eine
Verletzung des Spannungsbands
droht, die sonst durch eine konventionelle Netzausbaumaßnahme abgewendet werden müsste.
„Typische Anwendungsfälle sind
punktuelle SpannungsbandverletPunktueller Einsatz
zungen in der Mittelspannungsebene durch große fluktuierende
Einspeiser wie beispielsweise Windenergieanlagen oder
große unstete industrielle Lasten in der Nähe der betrachteten Station“, erläutert Dr.-Ing. Thomas Smolka,
der als Area Sales Manager Asia-Pacific den internationalen Vertrieb der RONTs betreut. Auch in der Niederspannungsebene lassen sich so punktuelle Spannungsbandverletzungen, die durch volatile Einspeiser wie
große Aufdachanlagen oder neuartige Verbraucher wie
Elektromobilität oder Wärmepumpen entstehen, kompensieren.
Im Ergebnis können dann Netzverstärkungsmaßnahmen im Niederspannungsnetz wie beispielsweise die
Parallelisierung von Kabeln oder das Setzen einer weiteren Ortsnetzstation vermieden, verringert oder zumindest hinausgezögert werden. Weiterhin entsteht durch
den Einsatz des RONT in sämtlichen Abgängen der betreffenden Ortsnetzstation eine höhere Planungssicherheit, da das Integrationspotenzial für Einspeiser und Lasten im gesamten Ortsnetz erhöht wird.
Strangweiser Einsatz
Der strangweise Einsatz von RONTs bietet sich dann an,
wenn im Mittelspannungsnetz ab einer gewissen Entfernung vom Umspannwerk eine Verletzung der Spannungsgrenzen droht – zum Beispiel am Ende von Stichen oder offen betriebenen
Ringstrukturen durch große
fluktuierende oder konstante
Einspeiser oder Verbraucher
in der Nähe der betrachteten
Stationen.
Durch RONTs wird die Spannung der unterlagerten Niederspannungsnetze von der
Spannung des betroffenen
Mittelspannungsstrangs entStrangweiser Einsatz
koppelt. Die Spannung in der
30
N e t z t e c hnik u nd - s t e u er u ng
Niederspannungsebene wird durch den RONT trotz
möglicherweise zu hoher beziehungsweise zu niedriger
Spannung in der Mittelspannungsebene innerhalb der
zulässigen Grenzen gehalten. „Dadurch können deutlich
höhere Spannungsänderungen als üblich im Mittelspannungsnetz zugelassen werden, ohne dass ein Netzausbau durchgeführt werden muss“, sagt Dr. Smolka.
Flächendeckender Einsatz
Der flächendeckende Einsatz von RONTs, bei dem alle
nicht in unmittelbarer Nähe zum Umspannwerk liegenden Ortsnetzstationen mit RONTs ausgestattet werden, ist
dann sinnvoll, wenn im gesamten Mittelspannungsnetz
die Gefahr von Spannungsbandverletzungen besteht. Im
Gegensatz zum strangweisen Einsatz kann hier beispielsweise zusätzlich der Spannungssollwert am HS-/MS-Transformator abgesenkt werden, um so im Mittelspannungsnetz einen noch höherern Spannungshub zuzulassen.
Typische Anwendungsfälle sind Spannungsbandverletzungen in einem größeren zusammenhängenden
Einspeisefall
Regelbandbreite RONT
Lastfall
Flächendeckender Einsatz
Bereich in der Mittelspannungsebene durch zu hohe
Spannungen aus der Hochspannungsebene oder direkt am Umspannwerk angeschlossene Einspeiser, die
nicht durch den Laststufenschalter am HS-/MS-Transformator ausgeglichen werden können.
„RONTs können hier verhindern, dass großflächige
Netzverstärkungsmaßnahmen im Mittelspannungsnetz, die ja bis hin zum Bau eines zusätzlichen Umspannwerks reichen können, kurzfristig erforderlich
werden“ weiß Dr. Smolka. Weiterhin können RONTs
in dieser Konstellation eventuell auch den Austausch
eines HS-/MS-Transformators vermeiden beziehungsweise hinauszögern.
Wirtschaftliche Optimierung
der Netztopologie
Über die nachfolgend beschriebene Anwendung können RONTs die Effizienz von Netzen auch erhöhen, wenn
dort keine Spannungsherausforderungen durch erneuerbaren Energien oder neuartigen Lasten vorliegen.
„Ein effizient betriebenes Netz kommt mit möglichst
wenigen Betriebsmitteln aus, wodurch sowohl Investitionskosten als auch Betriebsausgaben für die War50,2 _2/2016
wenn für eine Ortsnetzstation eine größere Wartungs- oder Modernisierungsmaßnahme ansteht“, erläutert Dr. Sojer.
Voraussetzung für diese Anwendung
von RONTs ist dabei, dass ein einzelner
Transformator so dimensioniert werden
kann, dass seine Leistung für die Last
beziehungsweise Einspeisung des vergrößerten Netzgebiets ausreichend ist.
Das in der Grafik gezeigte beispielNetztopologieoptimierung
hafte Straßendorf mit circa 1.500 Einwohnern wird durch zwölf Ortsnetzstatung minimiert werden", konstatiert Dr. Manuel Sojer.
tionen versorgt, sieben davon stehen
im ausgewählten Siedlungsteil des Dorfes. Vier der
„RONTs ermöglichen das, da sie die Anzahl der
sieben Stationen sind älter als 40 Jahre und stehen
notwendigen Ortsnetzstationen und damit Ortin nächster Zeit für umfangreiche Modernisierungsnetztransformatoren reduzieren können.“ Diese
Anzahl bestimmt sich einerseits durch die zu vermaßnahmen an. Durch Umrüstung auf RONTs könsorgende maximale Last beziehungsweise die zu
nen die elektrischen Versorgungsradien der Statiotransportierende maximale Einspeisung sowie annen so vergrößert werden, dass die Siedlung ohne
Qualitätseinbußen mit lediglich fünf statt wie bisdererseits durch die aus Spannungsgesichtspunkten
maximal mögliche Distanz zwischen Ortsnetzstalang sieben Stationen versorgt werden kann.
Bei MR ist man überzeugt, dass diese neueste Antion und Netzanschlusspunkten. Da RONTs im Gegensatz zu regulären Ortsnetztransformatoren die
wendung von RONTs, bei der die gleiche Anzahl von
Einspeisefall
Spannung dynamisch anpassen können, erlauben
Netzkunden mit weniger Betriebsmitteln versorgt
sie einen größeren elektrischen Versorgungsradius
werden können, ein großes Zukunftspotenzial hat:
Regelbandbreite RONT
um die Ortsnetzstation. Dadurch können auch wei„Das könnte die Anwendung sein, die über die Aster entfernt liegende Verbraucher oder Einspeiser
set-Management-Maßnahmen der nächsten Jahre
Lastfall
an einer Ortsnetzstation
angeschlossen werden,
und Jahrzehnte dazu führt, dass Spannungsregewodurch für Verteilungsnetzbetreiber die Möglichlung mittels Laststufenschalter im Verteilungsnetz
genauso zur Normalität wird, wie sie es seit langem
keit entsteht, ein größeres Netzgebiet mit nur einer
im Übertragungsnetz ist“, vermutet Dr. Smolka.
Ortsnetzstation zu versorgen. So entstehen Einsparungsmöglichkeiten bei Miete oder Pacht der Fläche,
Wartung und Instandhaltung der Stationen sowie
Kontakt: Maschinenfabrik Reinhausen GmbH, Dr.-Manuel Sojer,
auch Ersatz- oder Neuinvestitionen. „Dieses Anwen93059 Regensburg, Tel. +49 (0) 941 4090-2430,
dungsszenario bietet sich beispielsweise dann an,
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Quality bei MR
Dr.-Ing. Thomas
Smolka ist Area Sales
Manager Asia-Pacific
bei MR
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Rubrik
Künstliche
Intelligenz
im Boiler
N e t z t e c hnik u nd - s t e u er u ng
so gesteuert, dass sie die Energie aus der PV-Anlage auf dem eigenen
Hausdach oder dem der Nachbarhäuser dann aufnehmen, wenn sie
vorhanden ist. 49 Boiler, 30 Wärmepumpen, vier Ladestationen, drei
Hausbatterien sowie fünf PV-Anlagen eines Quartiernetzes wurden
dazu mit der Technologie GridSense von Alpiq ausgestattet. 40 Einfamilienhäuser und Wohnungen der Gemeinde Riedholz sind an dem
Projekt beteiligt, das über 18 Monate läuft.
GridSense sammelt Informationen über den Netzzustand, den
Stromverbrauch, das Benutzerverhalten sowie die Stromerzeugung
der PV-Anlage. Auf Basis dieser und weiterer Informationen berechnet die Technologie den idealen Zeitpunkt, um die elektrischen
Großverbraucher, wie Wärmpumpen, Warmwasserboiler, Hausbatterien und Elektrofahrzeuge, je nach vorhandener Strommenge, zuoder abzuschalten. Die Geräte werden so gesteuert, dass sie nicht zu
früh vollständig geladen sind und der Mittags-Peak auf diese Weise
möglichst umfassend abgefangen werden kann.
Völlig dezentral
Im Unterschied zu anderen intelligenten Netzlösungen, arbeitet
GridSense völlig dezentral. Anstatt Informationen von mehreren
Messpunkten im Netz an eine Leitstelle zu senden, die dann den
Netzbetreiber über die Netzprobleme informiert, der daraus notwendige Schaltbefehle ableitet, erhebt GridSense die notwendigen
Informationen direkt am Endgerät. Das Versenden riesiger Datenmengen wird dadurch unnötig. Der Netzbetreiber ist zudem von
der Aufgabe befreit, regelmäßige zentrale Schaltbefehle auszulösen. „GridSense arbeitet selbständig, weil es aus den Informationen,
die es erhält, eigenständige Schlüsse ziehen kann“, erläutert Daniel
Cajoos, Account Manager GridSense bei Alpiq. Gemeinsam mit der
„Scuola universitaria professionale della Svizzera italiana“ (SUPSI)
hat das junge Unternehmen verschiedene Algorithmen entwickelt,
die den Kern der Technologie bilden. Auf Basis von Informationen
zu Netzbelastung, Stromverbrauch, Benutzerverhalten, Wetterprognosen und Stromtarifen berechnen diese den optimalen Zeitpunkt
für das Laden der Geräte. Um vorausschauend planen zu können,
versucht der Algorithmus zudem, beim Energieverbrauch einen typischen Wochentag und ein typisches Wochenende über die letzten
drei Monate zu erkennen. Ausgehend von diesem Rhythmus kann
dann vorhergesagt werden, wann der Hausbesitzer Warmwasser
benötigt oder sein Elektrofahrzeug auflädt. Je mehr Haushalte in einem Wohnquartier mit GridSense ausgestattet werden, desto mehr
dezentrale Energie lässt sich abfangen. Haushalte, die selber nicht
über eine PV-Anlage verfügen, nutzen dann den überschüssigen PVStrom aus den Nachbarhäusern einfach mit.
Mit einem neuen Technologieansatz will das Schweizer
Energieunternehmen Alpiq den Eigenverbrauch von Solar­
energie steigern und damit zur Netzstabilisierung beitragen:
Boiler, Wärmepumpen und Co. sollen lernen, wann zu viel
Strom vorhanden ist und wie sie ihn am besten nutzen.
D
ezentral produzierter Strom kostet die Verteilnetzbetreiber bekanntermaßen viel Geld:
Allein im Jahr 2014 erhielten die Betreiber von
PV-Anlagen in Deutschland Entschädigungen
von insgesamt 83 Millionen Euro für die Abregelung ihrer Anlagen, hinzukommen weitere Aufwendungen zur
Stabilisierung oder Ertüchtigung der Netze. Deutlich
günstiger wäre es, wenn die Haushalte größere Mengen
des lokal erzeugten Solarstroms selber verbrauchten.
Das Problem, das auch Hausspeicher allein nicht lösen,
besteht darin, dass Verbrauch und Erzeugung zeitlich
32
Innerhalb eines Hauses kommunizieren die Geräte über Powerline-Communication (PLC). Das befähigt sie, sich untereinander abzustimmen und das Maximum der Sonnenenergie zu nutzen. GridSense arbeitet zwar autonom und dezentral, der Algorithmus kann
aber auch Daten empfangen: Wetterdaten oder Tarifinformationen
lassen sich über eine zentrale IT-Plattform der Firma Alpiq übermitteln. Die Plattform ermöglicht auch eine Visualisierung von Ladestatus und Geräteverbrauch für den Verbraucher via App auf dem
Smartphone oder Tablet. Über die Plattform können Netzbetreiber
ihren Endkunden auch Preisanreize zukommen lassen. Umgekehrt
kann der Verteilnetzbetreiber die von GridSense erhobenen Verbrauchsinformationen einsehen, sofern der Verbraucher zustimmt.
Diese Daten sind enorm wertvoll, insbesondere da derzeit nicht klar
ist, ob die Verteilnetzbetreiber zukünftig Zugriff auf die vom Smart
Meter gewonnenen Kundendaten haben werden. Auch Energieversorger profitieren von GridSense, sagt Cajoos: „In Städten, in denen
die Netze stabil sind, hilft GridSense ihnen dabei, ihre Bilanzkreise
zu optimieren. Über Preissignale, die sie über die Plattform an den
Algorithmus senden, können Stadtwerke den Verbrauch der eingekauften Energie steuern und ihren Absatz optimieren.“
Für Netzbetreiber und Stadtwerke besteht nach Auskunft des
Unternehmens die Möglichkeit, GridSense als White-Label-Lösung,
etwa im Rahmen von PV-Services, anzubieten oder dem Endkunden
– beispielsweise in Kombination mit bestimmten Tarifen – sogar kostenfrei bereitzustellen.
Daniel Cajoos‘ Fazit: „Der Druck auf die Netzbetreiber, Erneuerbare
Energien in ihre Netze zu integrieren, steigt weiter an. IT-Instrumente sind ein wichtiges Hilfsmittel bei dieser Mammutaufgabe. Es gibt
allerdings große Unterschiede, was den Aufwand und die Kosten
angeht.“
Einfach zu installieren
Laut der Verteilnetzstudie des BMWi wird
sich die installierte
Leistung an Erneuerbaren Energie-Anlagen
bis zum Jahr 2032 gegenüber heute mehr als
verdoppeln (Szenario
„EEG 2014”) oder sogar
verdreifachen (Szenario
„Bundesländer”).
voneinander abweichen: Geduscht, gekocht und
geheizt wird eben zumeist nicht, wenn die Sonne
scheint, sondern oft am Abend und am Morgen,
wenn die Sonne gar nicht oder kaum scheint.
Den Mittags-Peak abfangen
Ein Lastmanagement-System, das auf künstlicher
Intelligenz basiert, soll dieses Problem einfach und
vergleichsweise kostengünstig lösen. Es wird derzeit im Schweizer Kanton Solothurn erprobt: Elektrische Großverbraucher im Haushalt werden dabei
50,2 _2/2016
GridSense kann an bestehende Geräte montiert werden, was Alpiq
als „Plug-On-Lösung“ bezeichnet. Es gibt aber auch vom Hersteller vorkonfigurierte Hausgeräte. Bereits heute wird die Lösung für
Wärmepumpen, Ladestationen für Elektrofahrzeuge, Hausbatterien
und Elektroboiler angeboten. Daniel Cajoos weist auf einen Vorteil
gegenüber anderen Eigenverbrauchslösungen hin: „Da die Spannung direkt am Endgerät gemessen wird, ist keine aufwändige Kommunikations- oder Steuerungsinfrastruktur notwendig. Das macht
GridSense besonders einfach zu installieren und kostengünstig.“
Das GridSenseLastmanagement
soll Verteilnetze
entlasten.
Kontakt: Alpiq InTec Management AG, Stephan Kurmann, CH-8026 Zürich, stephan.kurmann@alpiq.com
50,2 _ 2/2016
33
N e t z t e c hnik u nd - s t e u er u ng
Spezielles Modem
Arbeiten am Mittelspannungsnetz. In Zukunft
können die Leitungen
auch für die breitbandige
Übertragung von Daten
genutzt werden.
Powerline auf der
Mittelspannung
E
Mobilfunk, Spezialverkabelung oder Powerline Communication (PLC) – diese Frage
muss ein Netzbetreiber heutzutage beantworten, wenn er das Verteilnetz kommunikativ für die Implementierung von intelligenten
Zählern und von Steuerungsintelligenz vorbereiten muss. Im Rahmen einer Partnerschaft zwischen
den Unternehmen devolo und Eichhoff Kondensatoren wurde die Powerline-Kommunikation jetzt
für Smart Grid-Anwendungen weiterentwickelt.
Auf der Messe E-World im Februar stellten sie erstmals eine Lösung für die Powerline-Kommunikation in den höheren Spannungsbereichen vor. Sie
besteht aus einem PLC-Modem und einem induktiven Koppler. Beide Komponenten wurden eng
aufeinander abgestimmt.
Als Mittelspannungs-PLC-Technologien kommen G3-PLC und breitbandige PLC (BPL) in Betracht. Welche Technologievariante zu bevorzu-
34
Im Zuge ihrer
Partnerschaft
haben devolo
und Eichhoff eine
Lösung für die
Datenkommunikation im Mittelspannungsnetz
entwickelt.
devolo hat das in der Lösung eingesetzte devolo BPL
Modem MV speziell für die Datenübertragung über
Mittel- und Niederspannungsleitungen entwickelt.
Dazu optimierte das Unternehmen die erzielbare
Datenübertragungsrate und Übertragungsreichweite so, dass sie den hohen Anforderungen im
Rahmen des Smart Grid entsprechen. In Verbindung
mit den induktiven Signalkopplern von Eichhoff
kann dieses Modem auf Spannungsniveaus von 0,4
bis 30kV eingesetzt werden. Das Modem unterstützt
den Datenverschlüsselungsstandard AES128.
Die Systeme verbinden sich automatisch miteinander, um so den Administrationsaufwand
möglichst gering zu halten. Bei Stromausfall oder
ähnlichen Störungen kann das System durch batteriegepufferte Notstromversorgung (USV) aufrechterhalten werden und einen netzunabhängigen Betrieb für mehrere Tage sicherstellen. Hierzu
wird das System in einem DIN-Normschienengehäuse für den wasser- und staubdichten Einbau in
eine Unterverteilung innerhalb einer Transformatoren- oder Schaltstation – in der auch eine batteriegepufferte Notstromversorgung des Systems für
mehrere Tage netzunabhängigen Betrieb integriert
werden kann – ausgeführt.
Datenkommunikation
auf der Mittelspannung
mit dem devolo BPL
Modem MV.
Induktive Koppler benötigen keine galvanische
Verbindung zum Netz und können daher wesentlich einfacher in bestehende Anlagen eingebaut
werden. Dies sorgt für geringe Ausfallzeiten und
niedrige Installationskosten, was bei Projekten einen großen Kostenanteil ausmachen kann. Es ist
eben ein Unterschied, ob mit Abschaltzeiten von
einigen Minuten oder einigen Stunden gerechnet
werden muss.
Induktive Koppler
gen ist, hängt dabei immer vom individuellen
Anwendungsszenario und den örtlichen Begebenheiten ab:
Werden lediglich die Smart Metering Daten aus
einem Netzcluster zu einem anderen Übergabeort
gesendet, empfiehlt devolo G3-PLC auch auf der
Mittelspannungsebene – insbesondere wenn auch
im Mittelspannungsnetz eine größere Distanz zurückgelegt werden muss. Wird die Datenkommunikation aus mehreren Verteilnetz-Clustern über die
Mittelspannungsebene übertragen, bietet sich BPL
an. „Mit der Entwicklung beider PLC-Varianten wird
sichergestellt, dass für jedes Anwendungsszenario
und jede Netztopologie eine geeignete Lösung
verfügbar ist: sei es für das Smart Metering, die Netzüberwachung und -steuerung oder zur Regelung
von PV-Anlagen und Transformatoren“, begründet
Dr. Michael Koch, Leiter devolo Smart Grid, die Entscheidung für beide PLC-Produktvarianten.
50,2 _2/2016
Der Koppler von Eichhoff besitzt einen für das Prinzip notwendigen nanokristallinen Werkstoff und
arbeitet mit dem Induktions-Prinzip. Die Koppler
eignen sich für Mittel- und für Hochspannungskabel und ermöglichen nach
Angaben des Herstellers eine Bandbreite
von ca. 100 Mbit/s über mehrere Kilometer Distanz. Aufgrund der Übertragungsfrequenz von über 10 MHz funktioniere
die BPL-Strecke sogar bei geöffneten
Schaltern. Die induktiven Koppler wurden speziell für beide Schaltzustände –
offen und geschlossen – entwickelt. Sie
können nicht nur für die Übertragung
konzentrierter Smart Meter-Daten, sondern auch für zeitkritische Anwendungen im Smart Grid eingesetzt werden.
Zwei Komponenten einer
Lösung. Die Entwicklung von
Modem und Koppler wurde
aufeinander abgestimmt.
Induktive Kopplung benötigt keine galvanische
Verbindung zum Kabel und kann somit einfach in
bestehende Anlagen integriert werden.
50,2 _2/2016
Da die induktiven Signalkoppler vollständig isoliert sind, können sie in sicheren Bereichen außerhalb von Schaltzellen einfach an bestehenden
Kabeln installiert werden. Eine besonders hohe
Zuverlässigkeit der Datenkommunikation wird
durch die vollständig symmetrische Übertragung
der Signale sichergestellt. Die Datenübertragung
hält nach Angaben von Eichhoff selbst gezielten
Störversuchen stand. Ebenso ist die Abstrahlung
von Signalen gering. Sie entspricht nach Angaben des Unternehmens dem theoretisch möglichen physikalischen Optimum. Zudem ist die
Technologie auch kompatibel mit „schwierigen“
Übertragungsstrecken wie Kabelverbindungen
mit Erdmuffen, gemischten Kabelverbindungen
mit VPE- und Ölpapier- Kabel, Einleiter- und Dreileiterkabeln, sowie geöffneten Mittelspannungsschaltern bei Ringfeldern.
Kontakt: Eichhoff Kondensatoren GmbH, 36110 Schlitz, Tel.
+49 (0) 6642801-130, info@eichhoff.de,
devolo AG, Walter Krott, 52068 Aachen,
Tel. +49 (0) 241 18279-150, smart@devolo.de
35
N e t z t e c hnik u nd - s t e u er u ng
fung mit den unterschiedlichen Testzellen
und Generatoren zu verschalten. Durch
Bündelung von bis zu 64 digitalen Steuersignalen in einem Lichtwellenleiter konnten die Entwickler zudem die Anzahl der
nötigen Leitungen stark reduzieren und so
Aufwand und Kosten bei der Einrichtung
erheblich senken. „Ein entscheidender Faktor, warum wir uns bei der internationalen
Ausschreibung gegen die teilweise deutlich größeren Mitbewerber auf technischer
und wirtschaftlicher Ebene durchsetzen
konnten, ist unsere besonders hohe Fertigungstiefe“, begründet AMOtronics-Geschäftsführer Jürgen Martini den größten
Auftrag in der Unternehmensgeschichte.
Tatsächlich erfolgen Entwicklung, Montage und Kalibrierung der Messsysteme vollständig am Unternehmensstandort. Auch
die Analyse- und Berichtssoftware, die
große Datenmengen gemäß IEC-Standards
und STL Empfehlungen vollautomatisiert
auswertet, hat AMOtronics intern entwickelt
und programmiert. Für die Fertigung von
Automatisierte
Ansteuerung
Innovative HochgeschwindigkeitsMesstechnik für
Netzkomponenten.
L
abortests sind unverzichtbar bei der Entwicklung und Prüfung von Komponenten
für Energieversorgungsnetze. Neben höchster Präzision bei den anspruchsvollen Messungen ist auch die synchrone Steuerung der komplexen Testabläufe entscheidend für die Qualität der
ermittelten Testdaten.
Zur Automatisierung von Prüfreihen in Hochleistungslaboren kombiniert der Aachener Anbieter
AMOtronics jetzt seine Datenerfassungs- und Steuermodule zu einer integrierten Einheit. Das System
vereint Transientenrekorder und taktgebende Sequencer, je nach Anwendung auch Timer genannt,
in einem Gehäuse. Der Sequencer ermöglicht, in
Echtzeit die Testanlage zu überwachen und zugleich
den Prüfling anzusteuern. Hierzu werden Messsignale und externe Kontrollsignale kontinuierlich verarbeitet und die Steuerausgänge des Sequencers
entsprechend geschaltet. Der Transientenrekorder
zeichnet parallel zu den Messsignalen automatisch
auch die Steuersignale des Sequencers ein- und ausgangsseitig hochsynchron auf. Dadurch gewinnen
Ingenieure bei der anschließenden Datenanalyse einen detaillierten Einblick in den Prüfablauf und das
Zusammenspiel von Aktion und Reaktion zwischen
Testanlage und Prüfling.
Fibre-Conversion-System
für optische Kanalbündelung
36
Platinen und Modulen vertraut man auf deutsche und europäische Produktionspartner.
Präzise Bestimmung
des Phasenwinkels
Die Einbindung der Generatoren zur Synchronisierung von Steuerung und Messung auf
die exakte Phasenlage ermöglichen die AMOtronics-Systeme sowohl klassisch mit analogem als auch digitalem Referenzsignal. Bei
KERI erzeugt jede Umdrehung der Generatorwelle 720 digitale Pulse zur exakten Synchronisierung. Dank der präzisen Bestimmung des
Phasenwinkels kann etwa bei Messungen von
Wechselspannungsschaltern genau im Nulldurchgang des Stroms geschaltet werden, um
Komponenten vor Überlastung zu schützen.
Notschalter, die höchsten Belastungen standhalten müssen, können hingegen bei maximalem Strom geprüft werden. Auch die Steuerung und Überwachung peripherer Anlagen
wie Zutrittssperren oder Kontrollleuchten
regelt das System und verfügt dazu über zusätzliche analoge und digitale Anschlüsse.
Kontakt: AMOtronics UG, Dipl.-Ing. Martin Hessing , Roermonder Strasse 594
+49 (0) 241 - 169 780 19 , 52072 Aachen, hessing@amotronics.de
Einsatz im Hochleistungslabor
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Eine aktuelle Anwendung der innovativen Messtechnik ist das Korea Electrotechnology Research Institute KERI im südkoreanischen Changwon. Der Auftrag
für die Erweiterung der Hochleistungslabore, ist mit
einem Volumen von über 1,5 Millionen Euro der weltweit größte, der bislang für Messsysteme in diesem
Bereich vergeben wurde, berichtet das Unternehmen. Nach der Implementierung im Sommer 2015
ist das staatliche 4.000 MVA High-Power-Lab mit acht
Testzellen eine der weltweit führenden Einrichtungen für die Prüfung von Hochleistungsschaltgeräten
der elektrischen Energietechnik.
Mehrere Systeme übernehmen die Messdatenerfassung und Steuerung. Wie bei den Messsignalen setzt AMOtronics auch für die Übertragung
der Steuersignale auf Glasfaser. Die Datenübertragung mittels Lichtwellenleiter schützt dabei vor
Störungen durch starke elektromagnetische Felder
in den Testzellen. Zusätzlich gleicht das System automatisch auch die variierenden Signallaufzeiten aus,
welche durch die unterschiedlichen Entfernungen
in dem verzweigten Netzwerk aus drei Generatoren,
acht Testzellen und zwei Kontrollräumen entstehen.
Eine Besonderheit stellen die intelligenten optischen Switches oder Router dar, welche es den Ingenieuren per Software ermöglichen, sowohl die
Sequencer als auch die Messsysteme je nach Prü50,2 _2/2016
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AMOtronics-Geschäftsführer
Jürgen Martini mit Jong-Hyuk
Choi, Planungsleiter bei KERI
für das neue High-Power-Lab,
und Kyoung-Won Min, Präsident
des koreanischen Distributors
Kostech, nach der Vertragsunterzeichnung in Changwon.
Schon heute gemäß BDEW-White-Paper im Einsatz:
der PFC200 von WAGO
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IEC 60870-5-101/-103/-104, IEC 61850,
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50,2 _2/2016
Halle 11
Stand C64
37
ü b e r wa c h u n g & i n s ta n d h a lt u n g
Ü b erwa c h u ng & ins tandha l t u ng
Fehlschnitte
abgestellt
Draußen im Feld wird der Drallfeldsensor
des Auslesegeräts um das freigelegte
Kabel geführt und identifiziert per
LED-Anzeige das richtige Kabel.
Die Westnetz in Bad
Kreuznach löste mit
einem Kabelauslesegerät mit Drallfeldsensor ein wichtiges
Problem.
38
B
ei Arbeiten an Erdkabeln ist eine eindeutige Identifikation und Auslesung
der Kabel mit geeigneten Geräten
nach Norm DIN VDE 0105 Teil 1 zwingend vorgeschrieben. Trotzdem kommt es in
der Praxis bisweilen zu Störungen, weil bei
notwendigen Reparaturarbeiten an unterirdisch verlegten Kabeln versehentlich intakte
Erdkabel durchgeschnitten werden. So war es
auch bei der Westnetz in Bad Kreuznach: Trotz
strikter Einhaltung aller Vorschriften konnten
geben. In der Praxis ist eine Verwechslung
der Polarität jedoch leicht möglich, so etwa
beim Anschluss des Impulsgenerators in
der Ortsnetzstation. Auch eine falsche Markierung, fehlerhafte Dokumentation oder
einfach menschliches Versagen kommen als
Ursachen in Frage. Wenn man an der geplanten Schnittstelle schließlich feststellte, dass
die Messleitungen in der Ortsnetzstation
möglicherweise falsch angeschlossen worden waren, wurde eine Korrektur der Messanordnung erforderlich. Die Rückfahrt zur
Einspeisestelle führte dann teilweise zu erheblichen Verzögerungen, was die meist
mit einem engen Zeitfenster geplanten
und verzahnten Arbeiten unterbrach – mit
negativen Auswirkungen auf die WirtschaftBei der Westnetz kommt
lichkeit.
das neue Auslesegerät jetzt
Auch draußen im Feld muss die Polarität
systematisch zum Einsatz.
unbedingt beachtet und die Stromzange
richtig herum um das Kabel gelegt werden.
korrodierten Erdungsanlage mit hohen ErDie korrekte Richtung wird dabei durch eidungswiderständen, gibt es möglicherweise
nen auf der Stromzange angebrachten Pfeil
keine Stromaufteilung mehr. Diese Stromangezeigt. „Die richtige Richtung können
aufteilung muss aber unbedingt erfolgen,
wir jedoch in der Praxis oft nicht eindeutig
da sich sonst die Messsignale systembedingt
feststellen”, berichtet Andreas Borlinhaus.
gegenseitig aufheben - wie zum Beispiel bei
„Ab einer bestimmten Entfernung zur Ortseinem FI-Schutzschalter. Als Folge müssen
netzstation – oder wenn wir uns irgendwo
vor der Kabelauslese Ersatzmaßnahmen geim Netz befinden – ist der Verlauf des Kabels
schaffen werden. „Das ist in vielen Fällen sehr
und damit die Fließrichtung des Stromes
aufwändig, kostet fast immer viel Zeit und
anhand der oberirdischen Geographie nicht
bedeutet somit letztlich auch zusätzlichen fimehr zweifelsfrei bestimmbar.”
nanziellen Aufwand”, resümiert Borlinghaus.
Die zweite Fehlerquelle sieht der WestDie Folgen sind bei Netzbetreibern hinnetz- Experte beim Abgleich der Sendestärreichend bekannt: Die Reparatur eines auf
ke zwischen dem Sender an der OrtsnetzGrund falscher Kabelauslese irrtümlich gestation und der Zange als Empfänger, der
schnittenen Erdkabels kostet neben dem
bislang zwingend durchgeführt werden
auszutauschenden Schneidkopf zwischen
musste. Hierbei wird das Signal auf die
Anschlussbedingungen
eingestellt, um Kopplungen auf
parallel liegende Kabel auszuschließen. Aber in vielen Fällen
ist dies nach Borlinghaus Erfahrung problematisch, weil es
mittlerweile immer mehr Kabelmischstrecken mit Masse- und
Andreas Borlinghaus,
kunststoffisolierten Kabeln gibt.
Leiter Kompetencenter Messtechnik, Westnetz
„Ein hinreichend genauer Abgleich ist in diesem Fall - wenn
2.000 und 3.000 Euro. Der Ärger mit den zu
überhaupt - nur mit extrem viel Erfahrung,
versorgenden Kunden wiegt jedoch deutlich
Know-how und kompliziertem Hintergrundschwerer und lässt sich nur selten direkt mowissen möglich”, sagt Borlinghaus.
netär erfassen. Oftmals sieht sich der NetzAuch schlechte Erdungsverhältnisse führbetreiber mit Regressansprüchen und Versiten bisher regelmäßig dazu, dass entweder
cherungsfragen konfrontiert, so etwa, wenn
gar keine Aussage möglich war oder dies
Fertigungsbetriebe vorübergehend lahmnicht zutraf. Ist der Erdungswiderstand nämgelegt werden und die Produktion ausfällt.
lich zu hoch, zum Beispiel auf Grund einer
Auch und nicht zuletzt die Arbeitssicherheit für die beschäftigten Elektromonteure
ist natürlich in diesem Zusammenhang ein
wichtiges Thema. „Zwar werden auch nach
eindeutiger und sorgfältiger Kabelauslese
standardmäßig Sicherheits-Schneidgarnituren und eine Fernbedienung verwendet,
aber dennoch möchte niemand das Risiko
eingehen, versehentlich ein Mittelspannungskabel durchzuschneiden, das man
irrtümlich für spannungsfrei gehalten hat”,
sagt der Westnetz-Verantwortliche.
Problem gebannt
Seitdem die Westnetz das Kabelauslesegerät
CI/LCI von Megger verwendet, gab es nach
eigenen Angaben keine Fehlschnitte mehr.
Das Besondere an dem System
ist ein neuartiger Drallfeldsensor,
der am Kabel entlanggeführt wird
und das richtige Kabel eindeutig
identifiziert. Das System kann
aber auch herkömmlich mit einer
flexiblen Mess-Zange betrieben
werden. „Seit dem Einsatz dieses
Systems gehörten alle geschilderten Störfälle und Probleme
im Arbeitsablauf, die im Zusammenhang mit der eindeutigen und sicheren
Aussage bei einer Kabelauslese stehen, der
Vergangenheit an”, berichtet Andreas Borlinghaus. Außerdem sei die Handhabung des
Systems sehr einfach, was die Arbeitsprozesse erheblich erleichtere und beschleunige:
Der Sender wird an der Ortsnetzstation beliebig angeschlossen, wobei die Polung auf-
Seitdem wir das Kabelauslesegerät CI/LCI mit dem Drallfeldsensor
von Megger einsetzen, gab es keine
Fehlschnitte mehr
Fehlauslesungen und damit Fehlschnitte bisher nie ganz ausgeschlossen werden.
Das hat nach Einschätzung von Andreas
Borlinhaus, Leiter Kompetencenter Messtechnik mehrere Gründe: So muss man bei herkömmlichen Auslesesystemen bereits beim
Anschließen der Messleitungen unbedingt
die Polarität beachten, da hier eine Stromrichtung und eine Stromstärke ausgewertet
werden – die beiden Faktoren, die die entscheidenden Hinweise für das richtige Kabel
50,2 _2/2016
50,2 _ 2/2016
39
Ü b erwa c h u ng & ins tandha l t u ng
Die Polarität an der
Anschlussstelle ist zweitrangig.
grund der neuartigen Technologie keine Rolle mehr spielt. Auch draußen im Netz sei die
Arbeitserleichterung deutlich: Der Drallfeldsensor wird einfach um das freigelegte Kabel geführt. Sobald nun nacheinander die
rote und die grüne LED-Reihe aufleuchten,
hat man eindeutig das richtige Kabel ge-
funden. Leuchtet dagegen keine oder nur
eine LED-Reihe auf, handelt es sich ebenso
eindeutig um das falsche Kabel. Dadurch
bestehte absolute Sicherheit bei der Selektion. Da vom Drallfeldsensor beide Polaritäten gemessen werden, ist die Polarität an
der Anschlussstelle und an der Auslesestelle
zweitrangig. Bei diesem System erzeugt der
Impulsstrom ein elektromagnetisches Feld,
das vom Drallfeldsensor erfasst und in allen
Fällen korrekt ausgewertet wird. Dieses Prinzip löse für Westnetz alle hier angesprochenen Probleme. Das System sei gerade dann
enorm hilfreich, wenn die Auslesestelle sehr
weit von der einspeisenden Stelle beziehungsweise der Ortsnetzstation entfernt
liegt und erspare manchen Abstimmungsund Kontrollvorgang hinsichtlich einer möglichen falschen Polung.
Auch der Abgleich des Senders mit dem
Empfänger sei jetzt überflüssig. Denn bei
der Drallfeldmethode gibt es keine Kopplungen auf die Nachbarkabel mehr. Das Signal
läuft nur in dem gewünschten Kabel. Irrtum
ausgeschlossen. So könne man auch in Kabelmischsystemen eine eindeutige Aussage
über die Identität der Kabelstrecke treffen.
Hier eröffnen sich nebenbei auch neue Einsatzmöglichkeiten in den Versorgungsanlagen der Westnetz. Für das Unternehmen
ist das entscheidende Argument für den
Das System CI/LCI besteht aus zwei Stromimpulsgeneratoren für freigeschaltete
Kabel (CI TX) und unter Spannung (LCI
TX) stehende Kabel. Bei stromführenden
Leitungen bezieht der Impulsgenerator seine
Versorgungsspannung aus der zu prüfenden
Kabel-/Leitungsstrecke. Im freigeschalteten Zustand speist der Generator einen
Impulsstrom in die Kabelteilstrecke ein. Der
Stromfluss dieser Impulse verursacht das
elektromagnetische Feld um das Kabel. Der
Drallfeldsensor wertet dieses Feld richtig
aus – unabhängig von der Polung. Neben
dem Drallfeldsensor wird eine Auslesezange mitgeliefert, die in der Regel dann
zum Einsatz kommt, wenn sich die Kabel in
einem Rohr befinden, sowie entsprechende
Anschlussleitungen.
Einsatz des Megger-Kabelauslesegerätes jedoch die Verbesserung der aktiven Arbeitssicherheit durch die nun mögliche eindeutige
und fehlerfreie Kabelauslese. Ihr wichtigstes
Ziel, nämlich ein sehr viel besseres Gefühl,
wenn Monteure zum Kabelschneiden ins
Feld geschickt werden, hat Westnetz bereits
erreicht. Deshalb empfiehlt das Unternehmen, nur noch Kabelauslesesysteme mit einem Drallfeldsensor einzusetzen.
Kontakt: Megger GmbH, Georg Halfar,
61440 Oberursel, Tel. +49 (0) 6171-929 87-14,
georg.halfar@megger.com
DKE: „Eine, schnelle, billige Lösung gibt es nicht!”
D
as betonte Andre Suhr, der Arbeitskreisleiter des veranstaltenden Gremiums der DKE (Deutsche Kommission Elektrotechnik
Elektronik Informationstechnik in DIN und VDE) bei der abschließenden Podiumsdiskussion der Fachtagung „IT-Security in der Praxis der Netz- und Stationsleittechnik“ am 3. Februar 2016 in Frankfurt am Main.
In den Vorträgen der Veranstaltung, an der rund 100 Experten und
Entscheider aus der Energiewirtschaft teilnahmen, standen Themen
wie die steigende Notwendigkeit zum Nachweis der Sicherheit gegenüber Dritten, Möglichkeiten zur allgemeinen Verbesserung eines
ISMS durch Messung der Informationssicherheit und die Vorteile
und Nutzen durch die Anwendung aktueller Sicherheitsstandards
im Fokus. Dr. Kipker (Universität Bremen) zeigte hierzu den nationalen und internationalen rechtlichen Rahmen auf. In einer Live Hacking-Demonstration zeigte die Firma Secunet, wie einfach Systeme
angreifbar sind, wenn grundlegende Maßnahmen und Herstellerempfehlungen ignoriert werden.
Um die Anwendung der Normenreihe IEC 62351 zur sicheren
Kommunikation zwischen Leit- und Fernwirktechnik handhabbar zu
40
gestalten, hat der DKE-Arbeitskreis einen ersten Flyer entworfen und
vorgestellt, aus dem hervorgeht, wie durch den Einsatz verschiedener Normteile der IEC 62351 die Protokolle IEC 60870-5-101/104 und
IEC 61850-8-1 für die Prozesskommunikation zwischen Leit- und
Fernwirktechnik so gesichert werden, dass sie den Anforderungen
an das IT-Sicherheitsgesetz entsprechen. www.dke.de
Einfach mal abschalten
Automatische Modulabschaltung ermöglicht
sicheres Arbeiten an Photovoltaikanlagen
B
ei den meisten installierten Photovoltaikanlagen sind die Panels in Reihe
geschaltet, wodurch lebensgefährliche Gleichspannungen von bis zu 1000 Volt
entstehen können.
Grundsätzlich gelten bei Arbeiten an elektrischen Betriebsmitteln ab 120 V DC weltweit Sicherheitsvorschriften zum Schutz gegen elektrischen Schlag. Diese schreiben vor,
dass Anlagen vor Arbeitsbeginn freigeschaltet werden. In String-Anlagen ist das ein
Problem: Das übliche Freischalten am Wechselrichter oder über zusätzliche DC-Schalter
unterbricht zwar den Strom, die Spannung
liegt aber nach wie vor an.
Nach einer Studie des TÜV Rheinland weisen rund 30 Prozent der Großanlagen grobe
Mängel und mehr als 70 Prozent kleinere
oder größere Mängel auf. Lebensgefährlich
sind Isolationsfehler wie defekte Kabel und
Stecker, Risse im Panel oder mangelhafte
Lötstellen. Daher ist die regelmäßige Wartung und gegebenenfalls Reparatur der
Anlagen für Elektrotechniker und Anlagenbetreiber Routine. Hinzu kommen Personen,
die gelegentlich in Solaranlagen arbeiten,
wie Dachdecker oder Reinigungskräfte,
denen die Sicherheitsregeln und Gefahren
nicht bekannt sind.
Spannung für alle Personen. Damit ist der
Schutz unabhängig von elektrotechnischem
Fachwissen sichergestellt.
Phoenix Contact hat hierzu das System Solarcheck-RSD (Rapid Shutdown) entwickelt,
das die einzelnen PV-Module automatisch
abschaltet. Dafür sind die Schalteinheiten
in oder an den PV-Modulen installiert. Das
System analysiert den Betrieb der PV-Module und erkennt, ob sich die Anlage in
einem sicheren Zustand befindet. Bei Personenschutz erweist sich immer eine Fail-Safe-Schaltung als unerlässlich. Das bedeutet,
dass alle Situationen außerhalb des Normalbetriebs zu einer Abschaltung führen. Dafür
untersuchen die Schalteinheiten kontinuierlich die elektrische Umgebung und vergleichen sie mit den Merkmalen des Normalbetriebs. So detektieren sie jeden Eingriff,
Unfall oder Schaden als Sollabweichung
und schalten automatisch das betroffene
Modul einzeln ab. Die Prüfung und Fehlererkennung läuft separat und eigenständig
an jedem PV-Modul ab. Dadurch wird eine
hohe Redundanz erreicht. Zudem entfällt
die Kommunikation im System, die durch
Störungen oder falsche Interpretation der
Werte potenziell stets fehleranfällig ist und
zudem einen hohem Installationsaufwand
verursacht.
Neben der automatischen Abschaltung ist
auch eine manuelle Aktivierung der Trennschaltung möglich, indem der Wechselrichter ausgeschaltet oder vom Netz getrennt
wird. Dieses wird von den Schalteinheiten an
den Modulen erkannt und die Abschaltung
dementsprechend in der gesamten Anlage eingeleitet. Sowohl die Abschaltung als
auch die Wiederinbetriebnahme geschieht
vollautomatisch und bietet aufgrund der integrierten Analyse hohe Sicherheit für Fachleute und Laien.
Unabhängig vom Anlagentyp
Das System ist zunächst zum Nachrüsten
sowie für Neuanlagen als separate Box verfügbar, ohne an bestimmte Modul- oder
Wechselrichtertypen gebunden zu sein.
Die Technik von Solarcheck RSD kann nach
Auskunft des Anbieters zukünftig auch in
PV-Module und Wechselrichter direkt eingebaut werden.
Module intelligent und
automatisch abschalten
Um Personen bei der Arbeit in PV-Anlagen
zu schützen, sind die heutigen zentralen
Schalteinheiten nach Ansicht vieler Fachleute keine alltagstaugliche Lösung. Damit
Wartung und Reparaturen an der Anlage
nicht nachts durchgeführt werden müssen
oder anderen unverhältnismäßig großen
Aufwand nach sich ziehen, sind andere
Schutzmaßnahmen erforderlich. Eine automatische Freischaltung jedes einzelnen Panels vermeidet das Risiko berührgefährlicher
Phoenix Contact hat
das Solarcheck-RSD
(Rapid Shutdown)
entwickelt, das
einzelne PVModule automatisch
abschaltet.
Kontakt: PHOENIX CONTACT Electronics GmbH, Lotte Ehlers, 31812 Bad Pyrmont, +49 52 35/3-1 2000, lehlers@phoenixcontact.com
50,2 _2/2016
50,2 _ 2/2016
41
energiespeicher
E nergiespei c her
Im Netzgebiet der N-ERGIE
wird ein intelligenter Verbund privat
genutzter Solarspeicher getestet.
I
n den kommenden zehn Jahren soll bis
zu 45 Prozent des in Deutschland verbrauchten Stroms aus erneuerbaren
Energien erzeugt werden, 2035 sogar bis
zu 60 Prozent. Allein in das knapp 27.000
Kilometer lange Stromnetz der N-ERGIE Aktiengesellschaft, Nürnberg, speisen derzeit
rund 46.000 dezentrale Erzeugungsanlagen ein – ganz überwiegend aus Solarkraft.
Diese zunehmende Dezentralität stellt die
Netzbetreiber vor große Herausforderungen, und zwar nicht nur im Hinblick auf den
dafür erforderlichen Netzausbau, sondern
auch in Bezug auf die Netzstabilität. Letzteres umso mehr, als neben der dezentralen
Energieerzeugung eine Zunahme von dezentralen Energiespeichern zu erwarten ist.
Dies war einer der Gründe für die Beteiligung der N-ERGIE am Innovationsprojekt
SWARM. Im Rahmen dieses vom Freistaat
Bayern geförderten Pilotprojekts entwickelte das Unternehmen Caterva aus Pullach ein Batteriespeichersystem, das im
Verbund Regelleistung bereitstellt. Nutzer
der sogenannten Caterva-Sonnen mit einer jeweiligen Gesamtleistung von 20 kW
und einer Kapazität von 21 kWh brutto
sind private Solaranlagenbetreiber, die mit
Hilfe des Speichers rund 60 bis 80 Prozent
ihres Strombedarfs aus Eigenerzeugung
decken können. Die Caterva-Sonnen sind
mit Lithium-Ionen-Akkus von Saft Batterien
ausgestattet. Siemens liefert die Leistungselektronik.
Batteriespeicher im Verbund
Das Projekt startete im Mai 2014. Im vergangenen Jahr wurden 65 Caterva-Sonnen
im gesamten 8.400 Quadratkilometer großen Netzgebiet der N-ERGIE installiert und
über das UMTS-Netz miteinander vernetzt.
Jeder Speicher reagiert über eine eigene
Steuereinheit autark auf die Netzfrequenz.
Über Mobilfunk sind die Speicher mit der
Leitzentrale bei Caterva verbunden und
werden dort als virtueller Großspeicher gesteuert. Die Kraftwerksleitwarte der N-ERGIE bedient und beobachtet den virtuellen
42
Virtueller Großspeicher
sorgt für
Der dezentrale Energiespeicher Caterva-Sonne besteht
aus Lithium-Ionen Batterien
gepaart mit Leistungselektronik.
Dezentrale Stromspeicher
effektiv vermarkten
Nach dem Erfolg der PV-Stromspeicher „Caterva-Sonne” im Projekt
SWARM hat Caterva eine optimierte, zweite Gerätegeneration
entwickelt.
Die technischen Daten der neuen
Caterva-Sonne entsprechen weitgehend denen der ersten Gerätegeneration: Wie ihr Vorgängermodell bietet sie 6 kW Dauerleistung
bei 20 kW Spitzenleistung sowie
eine Speicherkapazität von 20
kWh, ist jedoch deutlich kompakter
und nur noch 1,65 Meter hoch. Das
vereinfacht das Einbringen und
Aufstellen in Kellern erheblich.
Netzstabilität
Das Geschäftsmodell
Mit „20 Jahre Freistrom” offeriert
Caterva ein Geschäftsmodell,
das Energieunternehmen neue
Erlös-Chancen eröffnen will.
Voraussetzung ist – wie beim
Projekt SWARM – das Vernetzen
der Caterva-Sonnen zu einem
virtuellen Großspeicher. Ein Energiemanagement stellt sicher, dass
die Speichersysteme Regelleistung
erbringen können und vermarktet
die Flexibilität des virtuellen Großspeichers im Intraday-Handel.
Großspeicher rund um die Uhr. Im Juli 2015
gelang den „Sonnen“ als erster Verbund
privat genutzter Solarstromspeicher die
Präqualifikation für die Erbringung von
Primärregelleistung durch die TenneT TSO
GmbH in Abstimmung mit allen deutschen
Übertragungsnetzbetreibern. Der virtuelle
Großspeicher gleicht sekundenschnell die
Schwankungen im Stromnetz aus und leistet damit einen Beitrag zur Systemstabilität.
Aus Sicht des Verteilnetzbetreibers ist es
gerade vor dem Hintergrund der zu erwartenden Zunahme von Speichern besonders
interessant, wie sich die dezentral verteilten
Kleinspeicher mit übergeordneter Intelligenz auf das Verteilnetz auswirken und wie
sich Frequenzstützung im Übertragungsnetz und lokale Spannungshaltung im Verteilnetz gegenseitig beeinflussen. Schließlich stellen sich für den Netzbetreiber die
Fragen, ob die Netze durch die Speicher
entlastet werden sowie schließlich, ob und
in welchem Maße sich der Einsatz von Speichersystemen auf den künftigen Umfang
von Netzausbaumaßnahmen in Verteil- und
Übertragungsnetzen auswirken könnte.
Um diesen Fragen systematisch nachzugehen, beauftragte die N-ERGIE die Lehrstühle für Elektrische Energiesysteme an der
Friedrich-Alexander-Universität Erlangen
mit einer wissenschaftlichen Begleitstudie
des Pilotprojekts. Weitere Studien untersuchen das Investitionsverhalten auf der
Ebene von Privathaushalten und den wirtschaftlichen Nutzen von Stromspeichern.
Zunächst wurde der Einfluss dezentraler Speicher auf Verteilnetze analysiert.
Hierfür wurden Lastflussberechnungen
für ein Netzmodell für verschiedene Szenarien durchgeführt. Das Netzmodell bestand aus realen Niederspannungsnetzen
der Main-Donau Netzgesellschaft in einem
Mittelspannungsstrang. Die Ergebnisse der
Lastflussberechnungen zeigen, dass es le50,2 _2/2016
diglich in einer Variante zu einer Auslastung
eines Ortsnetztransformators und einzelner Kabelabschnitte von über 100 Prozent kommt. In
der Mehrheit der modellierten Szenarien liegen
die Belastungen bei maximal 80 Prozent. Eine
Hochrechnung auf 1.700 Energiespeicher im
Netz ergibt, dass sich auch diese hohe Anzahl
nicht signifikant auswirkt. Da bisher nur ein relativ kleines Netzmodell betrachtet wurde, sollen
im weiteren Verlauf der Untersuchungen probabilistische Lastflussberechnungen für einen
großen Netzabschnitt der Main-Donau Netzgesellschaft durchgeführt werden.
Netzstabilisierung
Weiterhin betrachten die Wissenschaftler das
Betriebsverhalten der dezentralen Caterva-Sonnen als virtuelles Speicherkraftwerk. Hierfür
wurden in einem Testnetzmodell des Institute
of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) auf
Höchstspannungsebene die Auswirkungen von
Lastsprüngen auf den dynamischen Frequenzabfall mit und ohne Primärregelleistungserbringung durch das virtuelle Speicherkraftwerk untersucht. Die Berechnungen zeigen, dass durch
das virtuelle Speicherkraftwerk sowohl die Höhe
des dynamischen Frequenzabfalls als auch die
Reaktionszeit der Frequenzregelung deutlich
reduziert werden können. In der nächsten Stufe soll mit einer aufwändigeren und genaueren
Testnetzstruktur das Frequenzregelverhalten
noch realitätsnäher nachgebildet werden. Die
Studien werden 2017 abgeschlossen. Bereits
jetzt lassen die ersten Ergebnisse jedoch den
Schluss zu, dass sich die Caterva-Sonnen in der
Mehrheit der Fälle auch in extremen Szenarien
nicht negativ auf das Verteilnetz auswirken, die
notwendige Netzdimensionierung aufgrund
ihres systemstabilisierenden Einsatzes jedoch
auch nicht reduzieren.
• E
igenheimbesitzer können nach
Auskunft des Unternehmens mit
der Caterva-Sonne über 20 Jahre
hinweg ihren gesamten selbst
erzeugten PV-Strom nutzen,
wenn sie ihre Anlage für den
virtuellen Großspeicher bereitstellen. Sogar die technischen
Verluste des Speichers werden
ausgeglichen.
• Energieanbieter können dank
des Freistrom-Angebots Kunden
mit dem Wunsch nach mehr
Eigenversorgung dauerhaft an
ihr Unternehmen binden, indem
sie ihnen die Caterva-Sonne zum
Beispiel im Mietmodell anbieten. Versorger können an der
Bewirtschaftung des virtuellen
Speichers teilhaben.
Gleichzeitig hilft der Speicherverbund, die durch Wind- und Sonnenstrom bedingten Schwankungen im Stromnetz auszugleichen.
www.caterva.de
Kontakt: N-ERGIE Aktiengesellschaft, Ingo Sigert, 90429 Nürnberg, Tel. +49 (0) 911-8025 8022, ingo.sigert@n-ergie.de
50,2 _ 2/2016
43
Rubrik
E nergiespei c her
Als erste Großbatterie im Netzgebiet von TenneT dient
die neue Anlage zur Stabilisierung der Netzfrequenz.
SMART
RENEWABLE
ENERGY
Second-Life-
Batterien
Neue Studie unter
Leitung des VDE ermittelt
die Potenziale
Großspeicher
B
ohne Fördermittel
Im niedersächsischen Dörverden erbringt ein
Lithium-Batteriespeichersystem Primärregelleistung
D
as Laufwasserkraftwerk Dörverden
an der Weser, das 2009 in den Besitz des norwegischen Energiekonzern Statkraft überging, erzeugt seit 1914
Strom. Damit ist das Wasserkraftwerk eine
der wenigen Anlagen, die zur Zeit der ersten Elektrifizierung gebaut wurden und
heute noch Energie liefern. Nun wurde das
Kraftwerk um eine Lithium-Ionen Großbatterie erweitert. Der Großspeicher, der
insgesamt drei Megawatt negative Primär-
regelleistung erbringen kann, ist die erste
Multi-Megawatt-Batterie im Netzgebiet
des Übertragungsnetzbetreibers (ÜNB)
TenneT. Ende Februar ging der Batteriespeicher innerhalb von nur 10 Monaten
nach Beauftragung in Betrieb.
Das Lithium-Ionen-Batteriespeichersystem in Dörverden besteht aus drei transportablen und redundant aufgebauten
Einheiten mit jeweils über einem Megawatt
installierter Leistung. Das entspricht insgesamt etwa 14.000 sogenannten
Pouch-Zellen mit einer Kapazität von etwa 75 Ah beziehungsweise 0,28 kWh. Jede einzelne
Zelle ist ungefähr so groß wie
ein DinA4-Blatt und etwa zwei
Zentimeter dick. Entwickelt
wurde der Lithium-Ionen-Speicher durch die Firma ads-tec
aus Nürtingen, die auch das
Steuersystem liefert.
Insgesamt sei der Speicher
in der Lage, sehr genau auf Regelleistungsabrufe zu reagieInsgesamt drei Megawatt Primärregelleistung kann der
ren und FrequenzschwankunLithium-Ionen-Speicher erbringen
gen auszugleichen, meldet der
ÜNB, der die Anlage für die Marktteilnahme
qualifizierte. Bei der Abnahme des Batteriespeichersystems durch TenneT musste der
Speicher innerhalb von 30 Sekunden drei
Megawatt Leistung aus dem Netz ziehen
und vorgegebene Lastprofile abfahren. Mit
der bestandenen Prüfung sei die Anlage
„fit“, um Regelenergie für die Stabilisierung
des Stromnetzes bereitzustellen. Für die
Teilnahme am Regelenergiemarkt gibt es
eine Vergütung - sowohl für die Bereithaltung (Leistungspreis), als auch für die tatsächliche Bereitstellung (Arbeitspreis) . „Der
steigende Anteil erneuerbarer Stromerzeugung erfordert flexible Lösungen. Lithium-Ionen-Batterien eignen sich aufgrund
ihrer technischen Eigenschaften optimal für
den sekundenschnellen Ausgleich schwankender Erzeugung aus Wind- und Solarkraft.
Zudem sind die Preise für Batterien rückläufig, was sie für anspruchsvolle Regelleistungsaufgaben interessant machen“, sagt
Dr. Pieter Schipper, Leiter Kraftwerksoptimierung und Marktzugang Kontinentaleuropa bei der Statkraft Markets in Düsseldorf.
Beim Projekt in Dörverden handelt es sich
nämlich nicht um ein Förderprojekt wie bei
vielen ähnlichen Ansätzen, sondern um ein
eigenständiges Engagement seitens der
Statkraft - insgesamt vier Millionen Euro
investierte das Unternehmen in das Batterieprojekt.
atterien von Elektroautos weisen am
Ende ihrer Nutzungsdauer oft noch
Speicherkapazitäten von bis zu 80 Prozent auf. Daher ist es sinnvoll, diese aufwändig hergestellten Energiespeicher weiter zu
verwenden. Zu diesem Schluss kommt die
neue Studie „Second-Life-Konzepte für Lithium-Ionen-Batterien aus Elektrofahrzeugen“.
Entstanden ist sie unter der Federführung
des VDE. Konkret wurde untersucht, welche
Anwendungen der ausgedienten Elektrofahrzeug-Batterien möglich sind, wie sie sich in Bezug auf Rest- und Kapitalwert im Vergleich zu
Neu-Batterien rechnen, welchen Einfluss die
Weiterverwendung auf die Total-Cost-of-Ownership eines Elektrofahrzeugs hat und welchen Umweltvorteil die sogenannten Second-Life-Batterien besitzen. Das Ergebnis: Es
besteht ein signifikantes wirtschaftliches und
ökologisches Potenzial für Second-Life-Konzepte, wenn der Markt für Elektromobilität
und Batteriespeicher wie vorgesehen wächst.
Zwei ökonomisch vielversprechende Anwendungen sehen die Wissenschaftler in
der Bereitstellung von Primärregelleistung
für Stromnetzbetreiber und dem Einsatz als
Kontakt: ads-tec GmbH, Stefanie Lohmüller, 72622 Nürtingen, Tel. +49 (0) 7022 2522- 0, S.Lohmueller@ads-tec.de
44
50,2 _2/2016
50,2 _ 2/2016
Hausspeicher, die an Photovoltaikanlagen
gekoppelt sind. Basierend auf Berechnungen nach der Kapitalwertmethode prognostizieren die Experten für Primärregelleistung eine Steigerung des Kapitalwerts
um 33 Prozent, für Hausspeichersysteme
eine Verbesserung um 26 Prozent. Der Umweltvorteil von Second-Life-Batterien ergibt
sich, wenn durch ihre Anwendung die Produktion von Neu-Batterien vermieden wird.
Je Kilowattstunde Nennkapazität der Traktionsbatterie ermittelt die Studie ein Treibhausgas-Einsparpotenzial von 34 bis 106 kg
CO2-Äquivalenten für die Bereitstellung von
Primärregelleistung und von 30 bis 95 kg
CO2-Äquivalenten für den Einsatz als Hausspeicher. Wesentliche Stellschrauben für den
Erfolg von Second-Life-Produkten sehen die
Die Kapitalwertmethode ist
ein dynamisches Verfahren der
Investitionsrechnung. Ist der Kapitalwert
positiv, rentiert sich die Investition.
PRODUKTE UND LÖSUNGEN FÜR
DIE VERNETZTE ENERGIEWELT AUF
DER INTERSOLAR UND EES EUROPE
22.–24. JUNI 2016
MESSE MÜNCHEN
Wissenschaftler in der Standardisierung von
Batteriemodulkonzepten im Automotive-Bereich, der Optimierung des Wiederaufbereitungsprozesses und Detailkenntnissen über
die Second-Life-Anwendungen.
Die Studie unter der Gesamtleitung des VDE
wurde von der FfE Forschungsstelle für Energiewirtschaft und dem EES Lehrstuhl für Elektrische Energiespeichertechnik
der Technischen Universität
München im Rahmen der Begleitforschung Schaufenster
Elektromobilität der Bundesministerien für Wirtschaft und
Energie (BMWi), Bildung und
Forschung (BMBF), Verkehr
und digitale Infrastruktur
(BMVI) und Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit (BMUB) erstellt. Sie ist im
Online-Infocenter des VDE
kostenlos erhältlich. www.vde.com
Erneuerbare Energien
Netzintegration
Energiespeicherung
Intelligenter Energieverbrauch
Energiemanagement
www.intersolar.de
45
www.ees-europe.com
i t & P r o z e ss e
I T & pr o zesse
IT Sicherheit: ISMS
rechtzeitig einführen
Schleupen
kooperiert mit
Becker Büttner
Held Consulting
Die Kooperation will auch
kleine und mittelständische
Unternehmen befähigen, die
neuen gesetzlichen Anforderungen umzusetzen
D
ie Strom- und Gasnetzbetreiber sind aufgrund des neu verabschiedeten IT-Sicherheitsgesetzes verpflichtet, bis Januar 2018
ein Informationssicherheitsmanagementsystem
(ISMS) einzuführen. Bei der Umsetzung der Gesetzesvorgaben müssen die Vorgaben der ISO 27001
sowie des IT-Sicherheitskataloges der BNetzA komplett erfüllt werden. Der IT-Anbieter Schleupen hat
jetzt eine Kooperation mit der Becker Büttner Held
Consulting (BBHC) geschlossen, um auch mittleren
und kleineren Netzbetreibern eine reibungslose
und fristgerechte ISMS-Einführung zu ermöglichen. Dabei übernimmt das Beratungshaus BBHC
im Rahmen der Stadtwerkekooperationen IT-Sicherheit die einführende Beratung regionaler Kooperationen von bis zu fünf Stadtwerken, die das
Projekt Einführung eines ISMS gemeinsam angehen, sich aber individuell zertifizieren lassen.
Schleupen begleitet dann
im Anschluss die einzelnen
Stadtwerke bei der konkreten
Umsetzung und der ausführlichen Dokumentation der
unternehmensinternen Prozesse. Dazu können die Versorgungsunternehmen bei
Bedarf auf eine Vielzahl von
Musterdokumenten der BBHC
zurückgreifen und so den zum
Teil erheblichen Dokumentationsaufwand reduzieren, heißt
es seitens der Kooperationspartner. Darüber hinaus
hat Schleupen ein ISMS-Management-Tool entwickelt und im Einsatz, mit dem alle Prozesse rechtskonform dokumentiert werden und welches diese
den Stadtwerken im Rahmen des Projektes bis zur
Erstzertifizierung kostenfrei zur Verfügung stellt.
Da die Aufgaben zum Aufbau eines ISMS umfangreich und langwierig sind, sollten die Netzbetreiber
bereits in diesem Frühjahr mit der Umsetzung beginnen, damit sie noch vor dem zu erwartenden
Engpass Ende kommenden Jahres die abschließende Prüfung ihrer Systeme durch einen Auditor
durchlaufen können.
„Durch die vereinbarte Kooperation schaffen
wir für kleinere Stadtwerke in einer Region große
Kostenersparnisse und Synergieeffekte, da sie im
Beratungsprozess zum Aufbau eines ISMS gemeinsam von unserer langjährigen Expertise profitieren
können“, so Dr. Andreas Lied, Vorstand der BBHC.
Bei der sich anschließenden Umsetzung der Sicherheitskonzepte können die Stadtwerke dann
auf die Erfahrungen der Schleupen AG zurückgreifen, die das Softwarehaus unter anderem auch bei
der ISMS-Zertifizierung im eigenen Haus gesammelt hat.
„Die Netzbetreiber sollten mit dem Projektstart
nicht mehr zu lange warten, denn der zeitliche und
personelle Aufwand zum Aufbau eines Informationssicherheitsmanagementsystems wird häufig
erheblich unterschätzt, “ ergänzt Dr. Volker Kruschinski, Vorstandsvorsitzender von Schleupen.
BIL ist online
D
as erste bundesweite Informationssystem
zur Leitungsrecherche – BIL – startete nach
nur achtmonatiger Entwicklungszeit am
29. Februar 2016 mit dem Online-Betrieb. Rund
einhundert geladene Gäste wohnten dem Festakt
zur Inbetriebnahme im Red Dot Design Museum
auf dem Gelände der Zeche Zollverein in Essen
bei. Mit BIL ging erstmals in Deutschland ein
umfassendes Onlineportal für Bauauskunft in Betrieb, in dem schon jetzt ca. 80 Prozent aller Fernund Transportleitungen der Gas-, Öl- und Chemieindustrie enthalten sind. Auch erste Stadtwerke
haben bereits mit BIL die Kooperation vereinbart
und werden künftig im BIL-Portal mit ihrer Versorgungsinfrastruktur hinterlegt sein.
„Aus einer Vision wird Wirklichkeit“, beschrieb
Claus Meyer, Vorsitzender des Aufsichtsrates der
BIL eG, den Online-Start des BIL-Portals. Mit dem
Anspruch, künftig sensible Leitungsinfrastruktur
bei Tiefbauarbeiten besser zu schützen und einen
transparenten und einheitlichen Service in der
Leitungsauskunft anzubieten, wurde die BIL eG im
Sommer 2015 als Initiative von 17 deutschen Leitungsnetzbetreibern aus den Bereichen Chemie,
Gas und Öl nach einer dreijährigen Konzept- und
50,2 _2/2016
Findungsphase gegründet. Mittlerweile ist die
Zahl der Leitungsbetreiber, die ihre Leitungsnetze
über BIL beauskunften lassen, auf 26 gestiegen,
darunter auch das Stadtwerk am See in Friedrichshafen und GEW Wilhelmshaven. Erklärtes Ziel von
BIL ist es, möglichst alle Leitungsbetreiber in den
verschiedenen Versorgungssparten in Deutschland in das Portal zu integrieren.
Die Genossenschaft verfolgt keine Gewinnerzielungsabsicht und bietet unter www.bil-leitungsauskunft.de der Bauwirtschaft eine kostenlose
Online-Plattform zur Einholung von Leitungsauskünften an. In nur acht Monaten wurde das Online-Portal entwickelt und konnte jetzt bereits in
den vollen Auskunftsbetrieb übergehen. Zahlreiche „Tester“ haben nach BIl-Angaben in den
vergangenen Monaten das Portal auf Herz und
Nieren prüfen können und zeigten sich positiv
überrascht von der Modernität und der intuitiven
Benutzerführung in einem vollständig digitalen
Arbeitsprozess. „Die neue Art der Leitungsauskunft im BIL-Portal beschreibt einen Paradigmenwechsel in einem vollständig digitalisierten Unternehmensprozess“, ist Jens Focke, BIL-Vorstand,
überzeugt.
Kontakt: BIL eG, Jens Focke, 53123 Bonn, Tel. +49 (0)228 92 58 52-90, jens.focke@bil-leitungsauskunft.de
Kontakt: Schleupen AG, Martina Nawrocki, 31515 Wunstorf, Tel. +49 (0) 5031 - 9631-1410, martina.nawrocki@schleupen.de
46
Das bundesweite
Portal zur Leitungsauskunft steht jetzt
für Bauanfragen zur
Verfügung. Auch
Stadtwerke lassen
ihre Leitungen über
BIL beauskunften.
Jens Focke, Vorstand der BIL eG,
Professor Jürgen Schmidt, Gastredner beim Go-Live-Event sowie
der BIL-Aufsichtsratsvorsitzende
Claus Meyer und Marius Drysch,
BIL-Vorstand (v.l.n.r.) geben
gemeinsam den Startschuss zum
Online-Betrieb von BIL.
50,2 _ 2/2016
47
I T & pr o zesse
gene Arbeitsplatz den geeigneten
Rahmen bildet. „Wir haben uns für
separate Räume entschieden, in
denen die Konzentration weder
durch Telefonate noch Mails beeinträchtigt wird“, so Christine Entelmann. Sehr zufrieden ist sie mit
der Akzeptanz. „Dazu tragen sicher
das Branding der Stadtwerke und
der Umstand bei, dass die Kollegen
im elektronischen ‚Trainingsbereich‘
auch auf viele interne Mitarbeiterinformationen bequem und schnell zugreifen können.“
Das Vorgehen der Winsener machte
bei einem Treffen im Februar auch
andere Stadtwerke aus der Region neugierig. Wobei Christine Entelmann durchaus
noch Wünsche einfallen würden: „Netzmonteure, die unter Spannung arbeiten, könnten sicher auch von E-Learnings profitieren“.
Anders
lernen
D
Ein individuelles E-Learning-Paket stellen die
Stadtwerke Winsen/Luhe
für jeden Mitarbeiter bereit
ie Vorgaben des Gesetzgebers
und der Märkte an die Energieversorger werden immer umfangreicher und komplexer. Damit die
Mitarbeiter in den Unternehmen Bescheid
wissen, haben sie sich einmal jährlich einer
„Unterweisung Arbeitssicherheit” zu unterziehen. Oder sie lauschen mehr oder weniger begeistert den Empfehlungen des Beauftragten für „Unbundling”. Das müsste doch auch anders
gehen, sagte sich bei der EnBW schon vor Jahren
ein kleines Team um Thomas Herrmann und Holger
Busch und begann, entsprechende E-Trainings zu
entwickeln. Diese produziert und vertreibt heute
CampusONE, ein Start-up der EnBW, das damit offenbar den Nerv der Branche getroffen hat.
Beispielsweise im Städtchen Winsen an der Luhe
mit seinen 35.000 Einwohnern. Dessen Stadtwerke legen schon lange großen Wert auf die Fortbildung ihrer Mitarbeiter. Für den eher kleinen
Energieversorger kam es nie in Frage, alle Themen
Vertiefung und Ausbau
selbst abzudecken. Schulungen waren
entsprechend oft mit mehrtägigen Reisen
verbunden. „Gerade bei Kollegen mit Familie hält
sich die Begeisterung dafür in Grenzen“, weiß die
Personalverantwortliche Christine Entelmann aus
Erfahrung. Im Frühjahr 2015 bot sich die Gelegenheit, das E-Training mit Themen wie „Erfolgreich telefonieren” oder „Compliance” in den eigenen Räumen zu testen. Nicht nur die Module hätten dabei
schnell überzeugt. „Auch die Möglichkeit für die
Teilnehmer, sich die Zeit flexibel einzuteilen, hat
mich sofort angesprochen“.
Ein derartiges Ansinnen stößt keineswegs
auf taube Ohren. Seit einiger Zeit arbeitet das Team an speziellen Modulen, die
sich vertieft mit technischen Fragen oder
mit Aspekten des Wasserrechts befassen.
Mit Rathäusern ist CampusONE ebenso im
Gespräch. Arbeitssicherheit oder Umweltschutz spielten schließlich auch in kommunalen Einrichtungen wie Bauhöfen, Forstbetrieben, Kindergärten oder Bädern eine
wichtige Rolle. „Wir wollen und müssen uns
ständig weiterentwickeln“, betont Thomas
Herrmann. „Dazu brauchen wir den Input
unserer Kunden und Partner.“
Weit über 100 Energieversorger haben
sich seit Freischaltung des ersten Lernprogramms außerhalb der EnBW für Module
von CampusONE entschieden. „Dass diese
Idee einmal so einschlagen würde, konnten
wir uns in unseren kühnsten Träumen nicht
vorstellen“ erinnert sich Thomas Herrmann
an die ersten Brainstormings mit seinen
Mitstreitern. Klar war, wohin die Reise gehen sollte: „Lernen bringt viel mehr, wenn
man selbst mitmachen kann und auch noch
Spaß dabei hat“. Da es am Markt kein Produkt gab, das den didaktischen Vorstellungen entsprach, wurde man damals selbst
aktiv.
Aus verschiedenen Ansätzen schälte sich
bald die Kombination aus Lernprogramm
und Prüfungsteil als ideal heraus. Anhand
akribisch vorbereiteter, typischer Szenarien
in Wort und Bild erläutert Moderatorin Petra
Peschel virtuell aber lebendig, was man bei
einem Papierkorbbrand als erstes tun sollte
oder wie schnell in der heutigen Zeit durch
Unwissen ein Korruptionsverdacht entstehen kann. Um das zur Dokumentation für
Betrieb und Mitarbeiter wichtige Zertifikat
zu erhalten, gilt es dann einen Selbst-Check
Einfacher Zugang per Internet
Die Chance, so den wirtschaftlichen und personellen Aufwand deutlich zu verringern, überzeugte auch den kaufmännischer Leiter, Erik Luitjens.
Rasch war die Entscheidung gefallen. Bereits im
Frühsommer erhielt der Stadtwerke Winsen Campus sein eigenes Gesicht. Parallel erfolgte die gemeinsame Auswahl, wer für welche Lerninhalte
frei geschaltet werden sollte. „Für unsere neuen
Kollegen schienen uns die Grundlagen der Energiewirtschaft besonders wichtig. Den „alten Hasen”
wollten wir die Auffrischung von Softskills mit Angeboten wie ‚Zeitmanagement‘ bieten.“ Seit Juli
2015 besteht für jeden Mitarbeiter der Zugang zu
seinem individuellen E-Learning Paket – ohne viel
Aufwand über das Internet, via Plug & Play.
Zu regeln war bis dahin auch die Frage, ob der ei-
48
Im Innovations Campus der EnBW in Karlsruhe entstand das Konzept für das E-Learning.
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Anhand typischer Szenarien erläutert
Moderatorin Petra
Peschel ein breites Spektrum von
Lerninhalten
50,2 _ 2/2016
zu bestehen. Wer die erforderlichen Punkte
nicht erreicht, bekommt eine neue Chance
– natürlich mit etwas geändertem Fragemuster. Sollte mitten in eine Lerneinheit ein
wichtiger Anrufer platzen, kann diese bei
Bedarf unterbrochen und jederzeit an gleicher Stelle fortgesetzt werden.
Längst nutzt die ganze EnBW E-Trainings,
um ihre Mitarbeiter fit zu machen. Immer
neue Themen rund um den Arbeitsalltag in
einem EVU kamen dazu: vom „1x1 der Energiewirtschaft” über den Energiehandel bis
zur Unterweisung im Hinblick auf die DIN
EN ISO 50001.
Stadtwerke Pforzheim
stellen auf „Flatrate” um
Vor gut drei Jahren waren die Stadtwerke Pforzheim (SWP) auf die Methode aufmerksam geworden. Christian Schneider,
Prokurist und Hauptabteilungsleiter Markt,
erkannte schnell die Chance, Mitarbeiter
auf den aktuellen Stand zu bringen und
gleichzeitig verschiedene Lerntypen anzusprechen. Als komfortabel erwies sich zudem, dass der Dienstleister die regelmäßig
nötigen Aktualisierungen der Module, die
aufgrund geänderter Verordnungen notwendig werden, verantwortet und umsetzt.
Im März 2014 waren die ersten Lizenzen
freigeschaltet. Inzwischen nutzen die Mitarbeiter der SWP die E-Trainings regelmäßig. Nach zwei Jahren praktischer Erfahrung hat sich die Geschäftsleitung sogar
zur Umstellung auf eine Flatrate entschlossen. Die hilft zudem, den administrativen
Aufwand zu minimieren. Trotz des Erfolgs
sehen Christian Schneider und Thomas
Herrmann die Trainings am PC nicht als
vollständigen Ersatz für Präsenz-Veranstaltungen in der Fortbildung, es komme auf
die Kombination an.
Kontakt: EnBW Energie Baden-Württemberg AG,
Ulrich Stark, 70567 Stuttgart,
Tel. +49 (0) 711-2895 2136, u.stark@enbw.com
49
Anbieterverzeichnis
arvato Systems perdata GmbH
Martin-Luther-Ring 7-9
04109 Leipzig
Tel. +49 341 35522 - 335
Fax +49 341 35522 - 90309
utilities@bertelsmann.de
www.it.arvato.com
Als global agierender Next Generation IT Systemintegrator konzentriert sich
arvato Systems auf Lösungen, die die digitale Transformation unserer Kunden
unterstützen. Das arvato Systems Utilities-Team betreut seit vielen Jahren Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft sowie Entsorgung und Verkehrsinfrastruktur. Unsere Kunden schätzen die Verbindung von intensivem BranchenKnow-how, herstellerübergreifendem technologischem Wissen, gelebter Partnerschaft und echtem Unternehmergeist.
IDS GmbH
Nobelstraße 18
76275 Ettlingen
Tel. +49 7243 218 0
Fax +49 7243 218 100
info@ids.de
www.ids.de
Die IDS GmbH in Ettlingen ist Spezialist für Netzleittechnik, Fernwirk- und Automatisierungstechnik, Stationsleit- und Schutztechnik sowie für Netzmanagement. Wir
bieten Produkte und Dienstleistungen für die Energieversorgung aus einer Hand
und entwickeln offene, anwenderorientierte Lösungen auf Basis von Marktstandards. Damit gewährleisten wir eine schnelle Umsetzung der Projekte auf Basis der
aktuellsten Marktanforderungen und eine reibungslose IT-Integration. Und das
schon seit 40 Jahren.
B E T Büro für Energiewirtschaft und technische
Planung GmbH
Alfonsstraße 44, 52070 Aachen
Tel. +49 241 47062-0
Fax +49 241 47062-600
info@bet-aachen.de
www.bet-aachen.de
B E T leistet seit nahezu drei Jahrzehnten hoch qualifizierte Beratung für die Energie-, Wasser- und Infrastrukturwirtschaft. Mit rund 70 Experten unterstützen wir
Kunden in allen Netz-Themen vom operativen Netzbetrieb bis hin zur Asset-Strategie, in Projekten zu Erzeugung, Handel, Portfoliomanagement und Vertrieb sowie
in klassischen Managementberatungsthemen wie Strategiefindung, Unternehmenssteuerung und Organisations- und Personalentwicklung. Wir arbeiten
interdisziplinär und geschäftsbereichsübergreifend und garantieren somit eine
enge Verzahnung von Beratungskompetenz.
Janitza electronics GmbH
Herr Kilian Eckert
Vor dem Polstück 1, 35633 Lahnau
Tel. +49 6441 9642591
Fax +49 6441 964230
kilian.eckert@janitza.de
www.janitza.de
Messtechnik Spezialist - Janitza electronics GmbH
Janitza ist ein deutscher Hersteller, der seit über 50 Jahren Komplettsysteme im
Bereich der Energiemessung und Spannungsqualität erfolgreich entwickelt.
Unsere UMG-Messgeräte, GridVis®-Software und Komponenten vereinen 3
Lösungen - Energiedatenmanagement, Spannungsqualitäts-Monitoring und
Fehlerstrommessung (RCM) - in einer gemeinsamen Systemumgebung.
BIL eG
Herr Jens Focke
Josef-Wirmer Straße 1-3
53123 Bonn
Tel. +49 228 9258 5290
jens.focke@bil-leitungsauskunft.de
www.bil-leitungsauskunft.de
BIL steht für Bundesweites Informationssystem zur Leitungsrecherche.
Als genossenschaftliche Initiative deutscher Fernleitungsnetzbetreiber stellt
BIL erstmals in Deutschland eine umfassende und für Nutzer kostenfreie
Online-Leitungsauskunft in einem durchgängigen digitalen Prozess bereit.
BIL verfolgt keine kommerziellen Interessen und steht Leitungsbetreibern
aller Sparten offen.
mobileX AG
Grillparzerstraße 10
81675 München
Tel. +49 89 542433-10
Fax +49 89 542433-55
info@mobilexag.de
www.mobilexag.de
Als Spezialist für Mobile Workforce Management-Lösungen unterstützt die mobileX
AG seit 2001 ihre Kunden mit umfassendem Branchen Know-how sowie stabilen und
praxisorientierten Lösungen. Die beiden StandardproduktemobileX-MIP und mobileX-Dispatch verfügen über eine von SAP zertifizierte Schnittstelle. Für Versorgungsunternehmen bietet die mobileX AG Branchenlösungen für das Zählerwesen und die
Instandhaltung. Zu den Kunden der mobileX AG zählen MVV Energie, Mainova, Netz
Leipzig, ENSO Netz, Open Grid Europe, Badenova, Stadtwerke Kiel und viele weitere.
co.met GmbH
Sascha Schlosser
Hohenzollernstraße 75, 66117 Saarbrücken
Tel. +49 0681-587 2292
Fax +49 0681-587 2371
kontakt@co-met.info
www.co-met.info
Die co.met GmbH ist mit 14 Jahren Erfahrung und mit über 350 aktiven Vertragskunden Deutschlands größter und erfahrenster Spezialist in der Messdienstleistung. Als Tochter der Versorgungs- und Verkehrsgesellschaft Saarbrücken mbH
(VVS) und als grundzuständiger MSB/MDL ist co.met für die Bewirtschaftung von
ca. 240.000 Messstellen im Netzgebiet der Saarbrücker Stadtwerke verantwortlich.
Darüber hinaus erbringt co.met bundesweit an über 3,5 Mio. Zählpunkten bei
Stadt- und Gemeindewerken System- und Prozess-Dienstleistungen im Messwesen.
pixolus GmbH
Dr. Stefan Krausz
Eupener Str. 165, 50933 Köln
Tel. +49 221 949992-21
Stefan.Krausz@pixolus.de
www.pixolus.de
www.pixometer.io
Zählerstände zuverlässig und korrekt per Kamera erfassen. Mit der speziellen
Erkennungssoftware pixometer können Zählerstände (Strom, Gas und Wasser)
über die Kameras von Smartphones, Tablets und MDE-Geräten „abgescannt“
werden. Die Technik ist als SDK (iOS, Android) einfach in Apps und Workforce Management-Tools integrierbar. Stadtwerken und Versorgern wird pixometer auch als
White Label-App inkl. Bilderkennung und Anbindung an SAP IS-U angeboten. Eine
kostenlose Demoversion der App sowie ein Evaluierungs-SDK sind verfügbar.
devolo AG
Charlottenburger Allee 60
52068 Aachen
Telefon: +49 241 18279150
smart@devolo.de
www.devolo.de/smart
Die devolo AG liefert Hardware-Lösungen für das Smart Grid. Als PowerlinePionier ist devolo ausgewiesener Experte für die Datenkommunikation über
die Stromleitung. Neben Produkten zur Datenkommunikation im Nieder- und
Mittelspannungsnetz, entwickelt und vertreibt devolo Smart Meter Gateways,
Steuerboxen sowie intelligente Stromzähler. Mit mehreren Produktionsstandorten und einer leistungsstarken Logistik ist devolo ein verlässlicher Partner für
Energieversorger und Netzbetreiber.
SSV Software Systems GmbH
Dünenweg 5
30419 Hannover
Tel. +49 511 40000 - 0
Fax +49 511 40000 - 40
info@ssv-embedded.de
www.ssv-embedded.de
Seit über 30 Jahren entwickelt und produziert die SSV Software Systems GmbH
langlebige und langzeitverfügbare Hardwarebaugruppen und Systeme für unterschiedlichste Branchen - von Versorgungsunternehmen der Energiewirtschaft
über den Maschinen- und Anlagenbau bis hin zu Verkehrstechnik und Medizinsystemen. Das Portfolio reicht dabei von einzelnen Produkten bis hin zu kompletten Ende-zu-Ende Lösungen aus Hard- und Software für OEMs.
Hartkopf DV-Integration und Geodaten GmbH
Reichspräsidentenstr. 21-25
45470 Mülheim an der Ruhr
Tel. +49 208 698880 - 11
Fax +49 208 698880 - 12
eingang@hartkopf.biz
www.hartkopf.biz
Die Hartkopf DV-Integration und Geodaten GmbH ist Spezialist für Datenintegration und Datenqualität unabhängig von der eingesetzten Software bei
Versorgungsunternehmen und Netzbetreibern. Das Unternehmen hat dazu
leistungsfähige, bidirektionale Schnittstellen entwickelt, mit denen Daten aus
einer Vielzahl von Fachsystemen (GIS, kfm. Systeme, Leitsysteme) zusammengeführt und konsolidiert werden. Die Kernkompetenzen liegen in der schnellen
Analyse der Situation und der zuverlässigen Projektrealisation.
Theben AG
Frau Stephanie van der Velden
Hohenbergstraße 32, 72401 Haigerloch
Tel. +49 7474 692 - 446
Fax +49 7474 692 - 199
sv@theben.de
www.theben.de
Mit 7 Tochterunternehmen in Europa, weltweit über 60 Vertretungen und mehr
als 700 Mitarbeitern zählt die Theben AG zu den führenden Herstellern von
Komponenten für KNX Haus- und Gebäudeautomation. Bereits seit 2008 nimmt
Theben eine führende Rolle bei der Entwicklung von Smart Meter Gateways
ein: CONEXA ist aktuell das einzige Smart Meter Gateway mit PTB-Zulassung
weltweit. Theben ist nach DIN EN ISO 9001:2008 zertifiziert und verfügt über ein
durch das VDE-Institut autorisiertes Prüflabor.
VOLTARIS GmbH
Voltastraße 3
67133 Maxdorf
Tel. +49 6237 935-414
Fax +49 6237 935-419
info@voltaris.de
www.voltaris.de
VOLTARIS ist der Experte für den sicheren Smart Meter Rollout, die GatewayAdministration und den Messstellenbetrieb für Energievertriebe, Netzbetreiber,
Erzeuger und Industrie. Die Dienstleistungen sind modular aufgebaut. Sie umfassen sowohl das klassische Metering für alle Energiearten, die Zählerfernauslesung und das Energiedatenmanagement für alle Marktrollen als auch den
Betrieb der modernen Messeinrichtungen und intelligenten Messsysteme.
Ergänzt wird das Portfolio von Mehrwertdiensten wie Steuerung und Visualisierung.
Unternehmensindex
50Hertz Transmission
4
A.Eberle11
ABB
4, 8, 14
ads-tec44
AEG Power Solutions
13
Alpiq32-33
AMOtronics36-37
APT14
BAUR12
BDEW4
Becker Büttner Held Consulting
46
BIL47
BLOCK
11, 13
BMBF
8, 45
BMUB45
BMVI45
BMWi45
Bosch Software Innovations
6
bpc20-21
BSI6
CampusONE48-49
Caterva42-43
co.met
18-19, 23
Condensator Dominit
11
ConVista Consulting
5
CORDIS Europa
4
cronos20-21
DECHEMA8
50
A n b ie t erverzei c hnis
devolo
21-26, 34-35
DKE
6, 40
Dr. Neuhaus
6
DZG16
E.ON
8, 28-31
EFEN
11, 15
EICHHOFF Kondensatoren
34-35
EnBW
14, 48-49
Enercon13
Energinet.dk4
Energy2market5
EnerKite13
EWE28-31
Fraunhofer IWES
14
Fritz Driescher, Wegberg
11
Fröschl6
Grid-Systronic Energy
15
GSAB11
HMI10-15
IPS13
ITM Power
14
Janitza
12, 24-26
Jean Müller
11
KAUTZ11
KERI37
Kisters
12, 23
KIT
8, 15
KÖHL12
Kostech37
Landis + Gyr
6, 22
Laufwasserwerk Dörverden
44
Lovion24-26
Main-Donau Netzgesellschaft
42-43
Mainova18-19
Maschinenfabrik Reinhausen
11, 28-31
Megger
12, 38-40
MeterPan
16-17, 23
mobileX5
N-ERGIE42-43
Nexans6
NEXT ENERGY
14, 15
NORDEX13
Omicron12
Pfisterer11
PHOENIX CONTACT
15, 41
Power Plus Communications
6
RWE7
SAP20-21
Schleupen
6, 46
Schneider Electric
15
Secunet40
Siemens
8, 15, 27
SOLARWATT8
Sprecher Automation
15
Stadtwerke Dreieich
18-19
Stadtwerke Krefeld
24-26
Stadtwerke Norderstedt
16-17
Stadtwerke Pforzheim
48-49
Stadtwerke Winsen (Luhe) 16-17, 48-49
Statkraft Markets
44
Stromnetz Hamburg
7
TenneT TSO
8, 42-43, 44
TU Braunschweig
5
TU Wien
12
TÜV Rheinland
5, 41
ubitricity
7, 14
VDE
6, 45
Viessmann13
Vodafone Deutschland
6
Volkswagen AG
5
WAGO15
Western Power Distribution
6
Westnetz38-40
Wilken23
Anzeigenindex
A.Eberle13
BIL27
co.met9
GISA7
Intersolar45
Janitza15
sig Media
Eigenbeilage, 52
Telent31
Theben5
voltaris6
WAGO37
50,2 _2/2016
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Abteilung / Funktion
sig Media GmbH & Co. KG
Bonner Straße 205
50968 Köln/Germany
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Fax +49 221 92182516
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Straße / Nr.
PLZ / Ort
Datum
1. Unterschrift
Vertrauensgarantie: Ich bestätige ausdrücklich, vom Recht des schriftlichen Widerrufes dieser Vereinbarung innerhalb von 10 Tagen Kenntnis genommen zu haben.
Datum
2. Unterschrift
51
Der Rollout-Leitfaden
„Der Normalbetrieb startet,
sobald das erste Messsystem
installiert und in Betrieb
genommen wurde.“
K
aum noch ein Jahr haben Stadtwerke und Netzbetreiber Zeit, bevor der Rollout intelligenter Messsysteme aller Voraussicht nach
zur Pflicht wird. Bis zum „Normalbetrieb“ der neuen Technologie
gibt es allerdings einiges zu tun: Geräte beschaffen, die erforderliche IT
bereitstellen und anbinden, Mitarbeiter qualifizieren, Montageprozesse
planen und vorbereiten – die Liste ließe sich noch deutlich verlängern.
Aufgrund der neuen technischen und rechtlichen Rahmenbedingungen
gestalten sich die notwendigen Prozesse oft deutlich komplizierter als in
der „alten Welt“ des Messwesens. Hinzu kommen organisatorische und
nicht zuletzt auch betriebswirtschaftliche Fragen. Gerade kleine und
mittlere Stadtwerke müssen die verbleibenden Monate effektiv nutzen,
um die Weichen für das intelligente Messwesen richtig zu stellen.
Standardwerk für Stadtwerke
Patentlösungen gibt es keine, aber gute Wege zum Erfolg. Diese beschreiben Peter Backes und Thomas Hemmer, beide Geschäftsführer
der Saarbrücker co.met in ihrem Leitfaden. Mit dem Know-how eines
neunköpfigen Autorenteams entstand ein Standardwerk zum Thema
Smart Meter Rollout. Von A wie Auswahl der Geräte bis Z wie Zertifizierung fasst das Handbuch alle relevanten Informationen zum Thema zusammen und verdeutlicht, welche Prozesse und Strukturen im
Unternehmen aufzubauen sind. Kompakte Zusammenfassungen,
Checklisten sowie ein umfangreicher Prozessteil mit sofort nutzbaren
Ablaufdiagrammen unterstützen bei der Umsetzung.
Aus der Praxis für die Praxis
Der Leitfaden basiert auf den langjährigen Erfahrungen der Autoren
in Bereichen des Messwesens, zum Beispiel als grundzuständiger
MSB/MDL oder als Systemdienstleister an rund bundesweit rund 3,5
Millionen Zählpunkten überwiegend aus dem kommunalen Stadtwerke-Umfeld. Auch die Erkenntnisse aus zahlreichen Smart Metering Pilotprojekte mit Stadtwerken, Technologieunternehmen und
Beratern sind im Praxisleitfaden berücksichtigt.
Ihr Exemplar erhalten Sie
Neuerscheinung
• Online: www.50komma2.de
• im Buchhandel
Backes, Peter/ Hemmer, Thomas (Hrsg.)
Intelligente Messsysteme und moderne Messeinrichtungen
Leitfaden zur Einführung bei Stadtwerken und Netzbetreibern
ISBN 978-3-00-051486-9,
UVP: 189 € (Buch inkl. CD), 129 € (CD Version).