Magazin_1

bclip

50,2

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Das Magazin für intelligente Stromnetze

ISSN 2199-4102 www.50komma2.de

Smart Metering

Bereit für den Rollout?

Asset Management

Integration von Daten und Prozessen

Netzsteuerung

Sicherheitskonzepte für Smart Grids

Recht und Politik

Verpachtung von Erzeugungsanlagen


Inhalt

3

Editorial & Impressum

4

8

12

12

32

42

44

46

48

49

50

Aktuell

Intersolar

Smart Meter

12 Eckpunktepapier: Abwarten oder beginnen

13 Interview: Unabhängigkeit bewahren

14 Praxistest: Prozesse für den Rollout

16 Leuchtturm: Smart Metering in Sömmerda

20 Zähler ablesen: Smartphone-App statt Postkarte

Netztechnik und -steuerung

22 Interview: Blackout- ein realistisches Szenario?

24 Spezifikationen für die Smart Grid-Kommunikation

26 Smart Meter: Sicherheit auf Zusatzebene

28 Automation: Sicher auf der ganzen Strecke

28 Künstliche Intelligenz im Netz

Asset- und Workforce-Management

32 Mobiler Service für Windkraftanlagen

34 Datenkonsolidierung: Iterative Integration bei Westnetz

37 Kundenservice mit den Fingerspitzen

38 Axpo: Integriertes Asset Management

40 RWE setzt auf Field Force Automation

Strategie und Prozesse

42 Energiewende als Kostentreiber für Netzentgelte

Energiespeicher

Forschung und Entwicklung

International

Recht und Politik

Anbieterverzeichnis, Unternehmensindex

2

50,2 _ 2/2015


Editorial

Noch zu Beginn des Jahres

herrschte erhebliche Skepsis,

ob sich die großen Erwartungen

an die Energiewende wirklich

erfüllen würden. Und ganz sicher

wäre sie auch nicht das erste visionäre

Projekt, das seine Schwungkraft auf dem

Weg in die Umsetzung verloren hätte.

Doch während in Brüssel und Berlin

noch diskutiert wird, beginnt überall im

Land die Umsetzung: Lösungskonzepte

und Technologien werden im Einsatz erprobt,

Kooperationen geschlossen, Testprojekte

gefahren. Ob beim Smart Metering

oder in allen anderen Bereichen des

Netzmanagements zeichnet sich aktuell

eine Markt- und Technologieentwicklung

ab, die sehr vielversprechend

ist – insbesondere,

da sie nicht mehr allein

von den Anbietern,

sondern zunehmend

auch von den Kunden,

also den Versorgern,

den Stadtwerken, den

Netz- und Messstellenbetreibern,

forciert wird.

Ganz offenbar beginnen diese, in ihre

neue Rolle hineinzuwachsen. Dass dabei

auch Bedenken und Zurückhaltung spürbar

werden, ist nachvollziehbar. Bei der

praktischen Umsetzung selbst in kleinem

Rahmen zeigt sich nämlich durchaus,

dass vieles deutlich komplexer ist als es

sich in den Konzeptions- und Eckpunktepapieren

liest – aber auch, dass die Aufgaben

zu bewältigen sind. Standardrezepte

und Lösungen „von der Stange" wird es

aber wohl nicht geben. Die intelligenten

Netze der Zukunft werden hinsichtlich

wichtiger Details so unterschiedlich sein

wie die Standorte, an denen sie entstehen.

Genau deshalb lohnt es sich für die

Verantwortlichen, sich frühzeitig mit den

Herausforderungen und Lösungsansätzen

zu beschäftigen.

Wir finden: Gerade die vielfältigen

Optionen, die individuellen und oft kreativen

Herangehensweisen machen die

aktuellen Entwicklungen so spannend.

Einiges davon haben wir für das aktuelle

Heft ausgewählt und wünschen Ihnen

eine anregende Lektüre.

Petra Quenel, Chefredakteurin

Impressum

redaktionsleitung

Petra Quenel (V.i.S.d.P.)

Tel. +49 (0) 2 21/ 92 18 25 - 70

quenel@50komma2.de

Objektleitung

Stefan Grebe

Tel. +49 (0) 2 21/ 92 18 25 - 52

grebe@50komma2.de

produktionsleitung

Petra Jünger

Tel. +49 (0) 2 21/ 92 18 25 - 31

juenger@sig-media.de

verlag

sig Media GmbH & Co. KG

Zollstockgürtel 63

50969 Köln

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Fax +49 (0) 2 21/ 92 18 25 -16

www.sig-media.de

ISSN 2199-4102

Bildnachweise S. 1: Landis+Gyr, Shutterstock, S. 2-3: Senvion, Privat, S. 4: Kyocera, e.on, Wilken, S. 6: Jens-Schöninger,

pixelio.de, Siemens, S. 7: Cronos, TÜV Rheinland, S. 8-10: Solar Promotion, S. 10: Solarworld, S. 12-13, Voltaris, S. 14-15:

Theben, Shutterstock, S. 16-19: Wikimedia/Michael Sander, SEV, co.met, Theben, devolo, S. 20: pixolus, S. 21: Robotron,

co.met, S. 22-23: T-Systems, Bertelsmann, S. 24-25: SSV, VHPready, S. 26-27: Görlitz, S. 28-29: Wago, Shutterstock, S.

30-31: RWE, Lechwerke, S. 32-33: Senvion, NEO Solutions, S. 34: Westnetz, S. 35: Hartkopf, S. 35: Westnetz, S. 37: mobileX,

S. 38: Axpo, S. 39-40: SAG, S. 41: ESN, S. 42-43: Shutterstock, BET, S. 44: ads-tec, S. 45: Angus Clyne, flickr, AREVA, S. 46:

Janitza, Kerstin Groh, S. 47: Shutterstock, S. 48: Siemens, S. 49: Viessmann, S. 51: Messe Essen

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der Veröffentlichungen kann trotz sorgfältiger Prüfung durch die Redaktion vom Verlag und Herausgeber nicht übernommen werden.

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Aktuell

Neues Modul NTS.assets IH von Wilken Neutrasoft

Schwimmende Solarparks

In Japan wurde jetzt der Bau der zwei

größten, schwimmenden Solarparks

der Welt erfolgreich abgeschlossen.

Das vermeldet das japanische Unternehmen

Kyocera TCL Solar. Die Solarparks

treiben auf den Seen Nishihira

und Higashihira in der Stadt Kato auf

der südlichen Hauptinsel Japans und

verfügen über 1,7 MW und 1,2 MW

Leistung. Die Stromerzeugung von

3,3 Mio. kWh sollte für 920 Haushalte

ausreichen. Dafür wurden 11.256

Solarmodule von Kyocera verbaut.

E.ON entwickelt White Label-Portal für Stadtwerke

Energiedaten im Blick

E

.ON bietet jetzt ein Portal zur Visualisierung

von Energie- und Verbrauchsdaten

als White-Label-Lösung

für Stadtwerke und Energieversorger

an. Mit „Meine-Energiedaten.com“

können Stadtwerke ihren Industriekunden

ein Tool zur Analyse, Darstellung

und Optimierung ihrer Daten

anbieten. Das Layout von „Meine-Energiedaten.com“

wird komplett im Stadtwerke-Design

umgesetzt. Hierzu zählen

Farben, Logos sowie Kontakt- und

Internetadresse.

„Mit unserem Angebot können Stadtwerke

ihre Kundenbeziehung zur Industrie

durch ein erweitertes Produktangebot

stärken“, sagt Julian Lipinski,

Geschäftsführer von E.ON Energy Sales.

Mit E.ON-Data hat das Unternehmen

bereits ein eigenes Portal für kleine

und mittelständische Kunden.

4

Die Schwimmkonstruktionen für die

PV-Module lieferte die französischen

Firma Ciel et Terre.

Neben dem günstigen „Grundstückspreis“

weisen die Seen als Solarstandorte

deutliche Vorteile auf, heißt

es in der Meldung: So ermögliche die

Kühlung durch das Wasser einen höheren

PV-Ertrag. Umgekehrt soll die

großflächige Anlage die Verdunstung

des Seewassers und das Algenwachstum

eindämmen.

www.kyocera.com

Das Portal ermöglicht es den

Anwendern, sowohl ihre Energiebezüge

als auch die Einspeisungen

ins Netz zu visualisieren

– teilweise sogar am gleichen Tag.

Überdies erlaubt es umfangreiche

Analysen und Reportings – Warnungen

bei Grenzüberschreitungen,

Standort- oder Filialvergleiche

oder Periodenvergleiche.

Dazu gibt es eine Hotline für Endkundenbetreuer

des Stadtwerks. Das

Portal erfüllt die Anforderungen nach

DIN EN 50001 und befindet sich auf

der BAFA-Liste förderfähiger Energiemanagementsoftware.

Auf der E-world 2015 stellte E.ON

erstmals einen Prototypen vor. Jetzt

sind erste Anwendungen bereits implementiert

– beispielsweise bei der

Energieversorgung Rupert Heider &

Co.: „Das Portal ist unter anderem für

Kunden interessant, die die Möglichkeiten

haben, Nutzen aus dem Paragraphen

19 der StromNEV zu ziehen.

Hier ist Voraussetzung, zu Spitzenlastzeiten

des Netzbetreibers mit möglichst

geringer Bezugslast zu fahren“,

sagt Simone Binder von der Energieversorgung

Rupert Heider & Co..

www.eon.com

Schneller Einstieg ins Mobile

Workforce Management

Mit dem neuen Modul NTS.assets IH bietet Wilken Neutrasoft

ein System für das Mobile Workforce Management,

speziell für kleine und mittlere Netzbetreiber. Es beruht

durchgängig auf der Microsoft-basierten Branchenlösung

NTS.suite und kann auf diese Weise einfach eingeführt

werden. Für den mobilen Einsatz der Monteure können

handelsübliche, günstige Android-Tablets verwendet werden.

Auch teure Extras, wie etwa eine GIS-Integration seien

verzichtbar, informiert Wilken. Für die Navigation stehen

ebenso marktübliche Apps zur Verfügung wie etwa für den

Aufruf von als PDF abgespeicherten Plänen. Informationen

wie Arbeitszeiten oder verbrauchte Materialien können

unterwegs auch offline erfasst werden, der Abgleich mit

der NTS.suite erfolgt, sobald das Tablet wieder eine Netzverbindung

hat. Für definierte Wartungsarbeiten können

Checklisten hinterlegt werden, mit denen die Einhaltung

der technischen Regelwerke wie etwa DVGW G495 oder

VDE 0109 dokumentiert wird. Unterstützt werden sowohl

zuverlässigkeits- als auch zustandsorientierte Instandhaltungsstrategien.

Dabei zeigt das System im Rahmen der

Zustandsüberwachung mit farbigen Markierungen an, bei

welchen Anlagen tatsächlicher Handlungsbedarf besteht,

und welche nach wie vor in einem guten Zustand sind.

Mit der neuen Lösung sind die technischen Prozesse in

Netzbau, Instandhaltung oder dem Mess- und Zählerwesen

durchgängig innerhalb der Microsoft-Branchenlösung

abgebildet. So können Aufträge inklusive aller dazugehörigen

Informationen direkt aus der NTS.suite übernommen

werden. In der Arbeitsvorbereitung werden die einzelnen

Aufgaben dann terminiert und die Mitarbeiter sowie die

benötigten Materialien zugeordnet. Dabei überprüft das

System nicht nur die Verfügbarkeit, sondern auch die

Qualifikation der Mitarbeiter. Ein Beitrag zur Qualitätssicherung,

denn so werden die entsprechenden Aufträge

nur von den dazu tatsächlich befähigten Mitarbeitern erledigt.

Für Übersicht und Transparenz sorgt die elektronische

Plantafel, die genauso aussieht wie ihr analoger

Vorläufer, nur dass jetzt alle Einträge automatisch erfolgen

und nicht mehr manuell „gesteckt“ werden müssen. Für

die Materialentnahme im Lager lassen sich Barcodes erzeugen,

so dass auch dieser Prozess digital abgebildet ist.

www.wilken.de

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Energie

Produktion

Produktion

Infrastruktur

Optimieren Sie Ihren

Netzbetrieb

Mit 1 700 Mitarbeitern entwickeln wir Leitsysteme

und Lösungen für die bestmöglichen

Führung von Netzinfrastrukturen, Produktions-

und Logistikprozessen. Dank wichtiger

Alleinstellungsmerkmale für den optimierten

Netzbetrieb ist PSIcontrol heute das führende

Leitsystem im Deutschen Markt.

»

www.psi.de

Software für Versorger und Industrie

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Erfolgreicher Test für

G3-PLC-Technologie

IABG und devolo vereinbaren Partnerschaft

Kommunikationsanwendungen

in Energienetzen

devolo und IABG haben beschlossen, im

Bereich Smart Meter eng zusammen zu arbeiten.

devolo konzentriert sich bei dieser

Kooperation auf die Entwicklung und Produktion

von Hardware-Komponenten mit

der dazugehörigen Embedded Software.

IABG wird als Generalunternehmer diese

Komponenten als Teile einer Gesamtlösung

für Smart Metering und Smart Grid Anwendungen

vermarkten und die Projektleitung,

Planung und Inbetriebnahme durchführen.

Ebenso integriert IABG Lösungen zur IT-Sicherheit

und bindet die Gesamtlösung in

IT-Sicherheitskonzepte der Kunden ein.

IABG verfügt über Erfahrung im Betrieb

von kritischen Kommunikationsinfrastrukturen,

die mit hoher Verfügbarkeit

und Datensicherheit betrieben werden

müssen. „Die Zusammenarbeit erweitert

unser Lösungsportfolio um den wichtigen

Bestandteil der Powerline-Kommunikation,

sodass wir noch spezifischer auf die Anforderungen

unserer Kunden aus dem Bereich

der Verteilnetzbetreiber eingehen können“

erläutert Thomas Sichert, Leiter Markt und

Kunde bei IABG InfoKom. In Feldtests werden

derzeit die Komponenten und deren

Zusammenspiel erprobt. Das für den Datentransport

zuständige G3-PLC Modem

500k ist bereits in Feldtests in Betrieb. Für

die Datensicherheit und den Zugriffsschutz

unbefugter Dritter sorgt im Smart Metering

Szenario das Smart Meter Gateway.

www.devolo.com, www.iabg.de

Landis+Gyr erweitert sein Portfolio

um eine Smart-Metering-Lösung

mit der G3-Powerline Communication

(PLC)-Technologie. Vorausgegangen

waren umfangreiche

Feldtests in der Schweiz und in

Norwegen. Mit einer installierten

Basis von über 40 Millionen Messstellen

in Europa ist PLC eine der

am häufigsten verwendeten Kommunikationstechnologien

für die

Smart-Metering-Branche. Die neueste

PLC-Version, G3, wächst aufgrund

ihrer stabilen Leistung und

ihrer hohen Kommunikationsgeschwindigkeit

schnell. „Die Tests in

einer realen Netzwerkumgebung

haben uns tiefen Einblick verschafft

in die Wirkungsweise von G3-PLC

und darüber, wie sich die Technologie

in einem Gesamtnetzwerk verhält“,

sagt Franz Buholzer, Produktmanager

bei Landis+Gyr.

www.landisgyr.de

Reallabor für

Energiespeicher

Siemens entwickelt gasisolierte

Über tragungsleitung für Gleichstrom

6

Siemens entwickelt eine gasisolierte Übertragungsleitung

für große Energiemengen bei hohen

Gleichspannungen. Unter der Führung von

Siemens arbeiten unter anderem die Ostbayerische

Technische Hochschule Regensburg, die

Technische Universität Berlin und die Hochschule

für Technik und Wirtschaft Dresden an der

Entwicklung einer neuen gasisolierten Gleichstromübertragungsleitung

DC CTL (Compact

Transmission Line for Direct-Current High Voltage)

für die unterirdische Verlegung. Die neue

Leitung soll bis zu fünf Gigawatt (GW) Leistung

je System übertragen können. Das Bundesministerium

für Wirtschaft und Energie (BMWi) fördert

das Entwicklungsprojekt mit 3,78 Millionen Euro.

Die DC CTL wird auf der Technik der bisherigen

gasisolierten Übertragungsleitung (GIL) basieren,

die aus zwei konzentrischen Aluminiumröhren

besteht. Als Isolationsmedium wird ein

Gasgemisch eingesetzt. Die GIL gibt es bislang

nur für Wechselspannung. So liegt die Herausforderung

der DC CTL im speziellen Design

der Komponenten unter Berücksichtigung der

besonderen Eigenschaften bei hohen Gleichspannungen.

Aufgrund ihrer deutlich höheren

Stromtragfähigkeit von bis zu 5000 Ampere

(A) könnte die Gleichstromvariante der GIL im

Vergleich zum Kabel beim künftigen Netzausbau

nicht nur die benötigten Mengen an elektrischer

Leistung effizienter übertragen, mit ihr

ließen sich auch Stromtrassen umweltgerechter

und kostengünstiger gestalten.

www.siemens.com

Eine Solarstromspeicheranlage mit 76

kWh großer Batterie ging am Helmholtz-Institut

Ulm (HIU) in Betrieb. Sie

versorgt das Gebäude mit Strom, dient

aber gleichzeitig als Reallabor, in dem

beispielsweise neuartige Batteriematerialien,

Steuer- und Regelstrategien

erprobt werden sollen. Eine Besonderheit

des Speichers liegt in der intelligenten

Steuerung, die am Karlsruher

Institut für Technologie KIT entwickelt

wurde und dafür sorgt, dass es zu keinem

Zeitpunkt zu einer Einspeisung ins

öffentliche Verteilnetz kommt. Sie entlastet

das Netz, indem Einspeisespitzen

der PV-Anlage und Lastspitzen der Verbraucher

am Institut gekappt werden,

und ermöglicht eine wirtschaftliche,

netzdienliche Systembetriebsführung.

Ein autonomes, selbstlernendes Prognosetool

errechnet die zu erwartenden

Verbrauchs- und Erzeugungsdaten und

optimiert damit das Energiemanagment

über den Tag.

www.kit.edu

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aktuell

Datenqualitätsmanagement

Während die großen Player der Energiewirtschaft bereits

Datenqualitätsmanagement (DQM)-Projekte einrichten,

ist für kleinere Unternehmen im Versorgungsumfeld der

konkrete Mehrwert für Stammdaten oft nicht zu erkennen

und einzuschätzen. Mit einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung

von DQM möchte die cronos Unternehmensberatung

jetzt diese Lücke schließen. Eine wichtige Rolle

dabei spielt die Möglichkeit zu system- und marktrollenübergreifenden Abgleiche. Denn nur so lassen

sich Stammdaten, die aus technischen oder rechtlichen Gründen getrennt gehalten werden müssen,

ganzheitlich betrachten. „Unsere Analysen und Kundenprojekte beweisen, dass DQM nicht nur zu prozessualen

Verbesserungen in den Arbeitsabläufen führt, sondern auch sehr schnell wirtschaftliche Vorteile

zeigt“, so Dr. Hannes Geyer, Projekt-Manager bei cronos.

www.cronos.de

Betriebssystem für den Zugriff auf Smart-Meter-Daten

Den Zählern auf die Finger geschaut

SAP MOBILITY

& CLOUD

INNOVATIONSTAGE

Das Computermagazin c't hat in Zusammenarbeit

mit der Physikalisch-Technischen

Bundesanstalt (PTB) ein Betriebssystem

erstellt, mit dem Verbraucher auf

die Daten ihrer Smart Meter zugreifen und

auch in Zukunft ihre Rechnungen überprüfen

können. „Damit die Kunden auch

per Internet übertragenen Verbrauchsabrechnungen

vertrauen können, brauchen

sie eine sichere Anzeigeplattform“, erklärt

Martin Kahmann von der PTB. Um Smart

Meter Gateways nicht mit Displays und Bedienfeld

bestücken zu müssen, hat die PTB

in der Richtlinie PTB-A 50.8 die Möglichkeit

geschaffen, eine zertifizierte Software-Applikation

zur Anzeige einzusetzen – diese

erfolgt dann über das Internet in einem

Webbrowser. Die Zertifizierung erfordert

allerdings eine abgesicherte Softwareumgebung

– genau diese Funktion erfüllt c't

Meterix. Das System startet und arbeitet

nämlich völlig unabhängig vom vorhandenen

Betriebssystem von einer CD, wodurch

Manipulationen der Verbrauchsanzeige

durch Viren oder Trojaner ausgeschlossen

sind. Nach Auskunft der Entwickler ist das

System bislang einzigartig und hat das

Zeug zur Musterlösung für Energieversorgungsunternehmen.

www.ct.de/meterix

Integrative Lösungen für

Service, Vertrieb und

Instandhaltung

09. 06. 2015 – HANNOVER

16. 06. 2015 – DÜSSELDORF

23. 06. 2015 – BERLIN

01.07. 2015 – STUTTGART

08. 09. 2015 – FRANKFURT

22. 09. 2015 – MÜNCHEN

29. 09. 2015 – ULM

Neuer Leitfaden vom TÜV Rheinland

Brandschutz für

PV-Anlagen

Fast vier Jahre lang hat ein Forscherteam aus

Deutschland und der Schweiz die Brandrisiken

bei Photovoltaik-Anlagen zur Erzeugung

von Sonnenenergie untersucht. Jetzt liegen

die Ergebnisse in Form eines über 300 Seiten

starken Leitfadens vor: Unter Federführung

des TÜV Rheinland zusammen mit dem

Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme

ISE haben die Experten einen Leitfaden

mit Empfehlungen für die brandschutzgerechte

Planung, Installation und den Betrieb

von PV-Anlagen veröffentlicht. Dieser kann

kostenfrei unter www.pv-brandsicherheit.de

abgerufen werden.

www.pv-brandsicherheit.de

Melden Sie sich jetzt an!

www.fum.de/smci2015

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Intersolar

Der Sonne entgegen

Die Intersolar Europe und die ees Europe zeigen vom 10. bis 12. Juni in München neue

Technologien und Produkte für die Solarenergie.

Trotz sinkender Installationszahlen: Sowohl die Messe Intersolar

Europe Conference als auch die begleitende Konferenz konzentrieren

sich auf die Bereiche PV-Produktionstechnik, Energiespeichersysteme

und regenerative Wärme. Im Jahr 2014 nahmen

1.082 internationale Aussteller und 42.380 Fachbesucher an der Intersolar

Europe teil, was einen Rückgang im Vergleich zu den Boomjahren

davor bedeutete. Dennoch ist die Marktdynamik weiterhin

groß, vor allem was die Themen Energiespeicher und netzorientierte

Services angeht. Im Jahr 2015 findet parallel zur Intersolar Europe

zum zweiten Mal die ees Europe, die internationale Fachmesse für

Batterien, Energiespeichersysteme und innovative Fertigung statt.

Die ees deckt die gesamte Wertschöpfungskette innovativer Batterie-

und Energiespeichertechnik ab.

Wichtiges Thema auf der Intersolar ist in der derzeitigen Lage des

sinkenden PV-Installation die unabhängige Energieversorgung. Im

Fokus stehen jedoch zunehmend kombinierte Modelle, bei denen

Haushalte und Stadtwerke respektive die Betreiber Virtueller Kraftwerke

technisch gemeinsame Sache machen. Komponenten für

intelligenten Systemen sind daher ein prominent vertretender Ausstellungsobjekte.

Dazu gehören beispielsweise Energiespeicher oder

Wärmepumpe.

Auf der Konferenz widmen sich zwei Veranstaltungen den Neuentwicklungen

rund um dezentrale Stromerzeugung und Eigenverbrauch.

Unter dem Titel "Smart Ideas in a Smart Energy Infrastructure"

diskutieren Vertreter lokaler Energieversorger, Netzbetreiber

und weiterer Dienstleister beispielsweise mögliche Auswirkungen

der zunehmenden dezentralen Stromerzeugung in Photovoltaikanlagen.

(Mittwoch, 10.06., 14 Uhr im ICM, Raum 13 B).

Zu den Trends gehören neue Solarzellendesigns und die Optimierung

von Modulen. Weltweit werden immer mehr und größere

PV-Anlagen errichtet. Neue Anforderungen an Energiemanagement

und Systemintegration verlangen nach intelligenterer Technik und

flexiblen Energiespeicherlösungen. Träger der Intersolar Europe sind

die führenden Industrieverbände der Solarbranche. Die Intersolar

Messen und Konferenzen finden in München, San Francisco, Mumbai,

Peking und São Paulo statt.

www.intersolar.de

Freiflächensolaranlagen:

Für

Betreiber werden

Batteriespeichersysteme

(ganz

rechts) zunehmend

interessant.

Kosten für Speicherstrom

Heute lohnen sich Batteriespeichersysteme für private

Nutzer streng genommen noch nicht. Doch die Preisentwicklung

spricht für die Systeme. Allein 2014 sind

die Kosten um 25 Prozent gesunken. Derzeit liegen die

Kosten für das Gesamtsystem inklusive Montage noch

über 1.000 Euro pro Kilowattstunde Speicherkapazität.

Reduziert sich der Preis weiter und steigt gleichzeitig

der Strompreis weiter an, rechnen Experten in zwei bis

drei Jahren mit positiver Wirtschaftlichkeit. Die Schwelle

liegt laut Experten bei 800 Euro pro Kilowattstunde

Speicherkapazität. Derzeit stimulieren Förderprogramme

den Markt. Kürzlich hat der Elektroautohersteller

Tesla angekündigt, in den Markt für Solarstromspeichern

einzusteigen.

8

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Intersolar

Wechselrichter und Speicherlösungen

KOSTAL Solar Electric zeigt die neue Photovoltaik-Wechselrichtergeneration

der Marke PIKO sowie die Speicherlösungen,

die das PIKO-BA-System bietet. Außerdem steht die

intelligente Energienutzung im Vordergrund. PIKO BA System

ist nun auch mit Lithium-Ionen-Technologie erhältlich.

Den PIKO BA-Wechselrichter gibt es jetzt in den Leistungsklassen

6, 8 und 10kW. Zusätzlich ist die Lithium-Batterie

„fortelion“ in sechs Kapazitätsgrößen von 3,6 bis 9,6kWh

mit drei bis acht Modulen verfügbar. Die intelligente Verbindung

zum Batterie-Partner SONY soll auf der Intersolar

in vielfältigen Anwendungen demonstriert

werden. Die Kommunikationsmöglichkeiten

der PIKO-Wechselrichter ermöglichen laut

KOSTAL neben einer dynamischen Wirkleistungssteuerung

auch ein sicheres Monitoring

der Photovoltaik-Anlage.

KOSTAL, Halle B3, Stand 150

Einsteiger-Display-Serie

Solarfox zeigt eine neue Produktlinie mit der Bezeichnung SF-100. Die

neue Produktserie richtet sich an kostenbewusste Kunden, die einen

günstigen Einstieg für einen Solar-Display suchen. Die Multimedia Displays

visualisieren in öffentlichen und gewerblichen Gebäuden den

Stromertrag und CO2-Vermeidung von Photovoltaikanlagen sowie den

Eigenverbrauch. Das Display-System kann an nahezu jedes am Markt

verfügbare Monitoring-System angebunden werden. Für die bestehenden

Display-Serien SF-300 und SF-400 zeigt Solarfox ebenfalls eine neue

Hardwaregeneration. Diese ist nach Unternehmensangaben vor allem

schneller und bietet zahlreiche neue Funktionen wie zum Beispiel die Animation

von Inhalten. Sämtliche Solarfox-Displays werden in öffentlichen

Gebäuden mit 2.400 Euro beziehungsweise 1.200 Euro vom Bundesamt

für Wirtschaft und

Ausfuhrkontrolle

(BAFA) gefördert.

Solarfox, Halle

B2, Stand 280

Speicher für die kombinierte Nutzung

Gleich zwei Produktneuheiten hat Panasonic Eco Solutions im Gepäck: das

Photovoltaik-Modul N285 aus der Modulserie HIT sowie ein Lithium-Ionen-Batteriespeichersystem

für Privathaushalte. Das Solarmodul N285

mit einer Nennleistung von 285 Watt entwickelte Panasonic speziell für

Anlagen auf Wohnhäusern und gewerblich genutzten Gebäuden. Durch

Verwendung der modernen Heterojunction-Technologie erreicht der Hersteller

eine höhere Energieausbeute bei gleicher Fläche. Mit Abmessungen

von 1.463 mal 1.053 Millimeter eignet sich das neue Modul besonders für

die Hochkant-Installation auf dem Dach. Das Photovoltaik-Batteriespeichersystem

von Panasonic ist ein AC-gekoppeltes, einphasiges System auf

Lithium-Ionen-Basis und hat eine Speicherkapazität von 6,8 kWh.

Bei der Neuentwicklung hat Panasonic auch die Interessen von Energieversorgern

berücksichtigt. Durch das Zusammenschalten und Nutzen von

privaten Speichersystemen sollen Energieversorger die Flexibilität ihrer

Energieversorgung erhöhen können.

Halle A2, Stand 160

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Intersolar

Bifaziale Innovationen

Solarworld zeigt mit seinen bifazialen

Modulen, neuen Speichersystem und

einem Wechselrichter für kleine Anlagen drei neue Produkte auf der

Messe. Die bifazialen Zellen, die Sonnenlicht von beiden Seiten des

Moduls in Strom wandeln können, werden in München erstmals öffentlich

ausgestellt. Das Unternehmen setzt dabei das bekannte Modul

Sunmodule Protect ein und kombiniert die Vorteile der Glas-Glas-Module

mit dieser Innovation. Dadurch verwertet das Modul auch das

indirekte Licht über die Zellrückseite. Unter optimalen Bedingungen

erreicht es nach Angaben von Solarworld einen um bis zu 25 Prozent

höheren Energieertrag. Die ersten bifazialen Module sind ab dem 4.

Quartal 2015 verfügbar.

Der neue Speicher SunPac LiOn beginnt mit zwei kWh nutzbarer Speicherenergie

und lässt sich in 2 kWh-Schritten auf bis zu 10 kWh im

selben Schrank erweitern. Der neue Wechselrichter Sunplug eco in den

Leistungsklassen 1.2 bis 5.5 kW ist mit einem Gewicht von unter 12 kg für

kleine Solarstromanlagen auf Eigenheimen geeignet. Ein Datenlogger ist

integriert. Solarworld, Halle A1, Stand 190/191

Optimierung des Eigenverbrauchs

Die Softwarefirma Valentin Software hat ihre Planungsprogramme

PV SOL und PV SOL premium

überarbeitet. Nun können Betreiber ihre Solar--

stromanlagen jetzt noch detaillierter auslegen und außerdem

Batteriespeicher präzise in die Ertragsberechnung einbeziehen.

Mit der neu eingeführten Minutensimulation können

Anwender ab sofort sowohl den Eigenverbrauch als auch die

Wechselrichter-Überdimensionierung und das Zusammenspiel

von Solaranlagen mit Speichern präzise abbilden. Außerdem

hat Valentin ein eigens entwickeltes mathematisches Modell

für Lithium-Eisen-Phosphat- und Lithium-Nickel-Oxid-Batterien

in die neuen Programme integriert und Blei-Säure-Batteriesysteme

in die Datenbank aufgenommen.

Valentin Software, Halle B3. Stand 170

Die Hallenbelegung

der Intersolar auf

dem Münchner

Messegelände.

PV-String-Wechselrichter

auf den Markt

Die chinesische SMA-Tochter Zeversolar stellt

sechs neue Produkte der Zeverlution-Baureihe

vor. Die leichtgewichtigen PV-String-Wechselrichter

sind für private Anwendungen geeignet

und haben Nennleistungen zwischen 1,0 und

3,68 kW. Mit maximal 7,3 kg wiegen die neuen

Produkte nur halb so viel wie ihre Vorgänger.

Zeversolar, Raum B21

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Save the date! FFA-Forum

22./23. September 2015

FFA-Forum - die Veranstaltung für perfektes

Management Ihrer Roll-out-Prozesse

Zählerprozesse Zählermanagement Bauprozesse

Marktraumumstellung L-H-Gas Instandhaltung

Sie haben Interesse an der Veranstaltung?

Kurze E-Mail an: ffa-forum@esn.de

10


DIE SMARTE KOMPLETTLÖSUNG

FÜR STADT- & GEMEINDEWERKE

ALLES AUS EINER HAND:

GATEWAY ADMINISTRATION

WORKFORCE MANAGEMENT

PKI-FLATRATE & MEHR

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Smart

Meter

Von den Eckpunkten ins Netz

Vielleicht war es Zufall, dass das Bundesministerium für Wirtschaft

und Energie die Eckpunkte für das „Verordnungspaket Intelligente

Netze” just zur diesjährigen E-world veröffentlichte. Jedenfalls

sorgte die Preisgabe der ersten Details zum geplanten Smart Meter-Rollout

für erheblichen Gesprächsstoff auf der Messe

Nur zu verständlich, denn bislang mussten die zahlreichen Technologie-

und Lösungsanbieter, die sich in den vergangenen Jahren

im weiteren Umfeld der intelligenten Stromzähler aufgestellt haben,

vorwiegend von der Hoffnung leben. Zwar ist spätestens seit dem

dritten EU-Binnenmarktpaket der politische Wille zum Smart Meter

Rollout klar erkennbar. Doch der Vorbehalt der technischen Machbarkeit

und wirtschaftlichen Sinnhaftigkeit bot jede Möglichkeit, das

Thema von der Agenda zu nehmen. Heute ist Smart Metering nicht

nur technisch machbar, sondern allein schon mit Blick auf die Netzstabilität

unumgänglich. Dass sich die intelligenten Messsysteme

auch wirtschaftliche lohnen können, erkennen nicht nur die großen

Energieversorger, die zwischenzeitlich alle mit eigenen Metering-Unternehmen

am Markt sind.

Die Eckpunkte

Nun sollen intelligente Messsysteme ab 2017 bei Großverbrauchern

(> 20.000 kW/Jahr) und bei Erzeugungsanlagen (EEG und KWK) installiert

werden, langfristig werden Smart Meter ab einer Verbrauchsuntergrenze

von 6.000 kWh vorgeschrieben. Da die verbrauchsunabhängige

Einbauverpflichtung bei Neubauten und größeren

Renovierungen entfällt, ist Mehrzahl der Haushaltskunden wohl gar

12

nicht betroffen. Finanziert werden sollen Einbau und Betrieb der

intelligenten Messsysteme über Entgelte für Messung und Messstellenbetrieb,

für die es eine bundesweit einheitliche Kosten- und

Preisobergrenze geben soll. Für grundzuständige Messstellenbetreiber,

die den Rollout zu diesen Bedingungen nicht durchführen können

oder wollen, wird ein Ausschreibungsrecht die externe Vergabe

der Leistungen regeln.

Die Umsetzung

Ein Verordnungspaket zu Messsystemen, Datenkommunikation und

Rollout soll noch vor der Sommerpause die offenen Fragen klären.

Davon gibt es sicher noch einige. So sind zum Beispiel die Anforderungen

an die neuen Zähler sowie den Kommunikationsfluss zwischen

Verbraucher und Erzeuger hinsichtlich des Datenschutzes

und der Systemsicherheit mit der technische Richtlinie BSI TR-03109

noch nicht eindeutig geklärt. Einige Autoren glauben sogar, dass die

Umsetzung eines förmlichen Gesetzgebungsverfahrens und damit

der Beteiligung des Bundestags bedarf. Wer also Gründe sucht, sich

weiterhin nicht mit dem Rollout zu beschäftigen, wird sie finden. Ob

das klug ist, steht zu bezweifeln. Im Zusammenhang mit den intelligenten

Messsystemen ist nämlich längst ein dynamischer Markt mit

vielen interessanten Technologie- und Geschäftsmodellen entstanden.

Stadtwerke, Netz- und Messstellenbetreiber werden langfristig

nur profitieren, wenn sie aus dieser Vielfalt heraus eine individuell

passende Lösung gestalten – und das erfordert eine konstruktive

Auseinandersetzung.

(pq)

50,2 _ 2/2015


smart meter

Unabhängigkeit

bewahren

Mit dem Eckpunktepapier des BMWi wurde nun eine gewisse

Planungssicherheit geschaffen. Doch vielen Stadtwerken ist

die weitere Vorgehensweise noch unklar. 50,2 sprach mit

Karsten Vortanz und Peter Zayer, beide Geschäftsführer von

VOLTARIS.

Peter Zayer (links) und Karsten Vortanz (rechts)

Wann sollten sich Stadtwerke mit dem Rollout beschäftigen?

Karsten Vortanz: Auch wenn das Jahr 2017 noch weit entfernt

scheint, drängt die Zeit: Energieversorger und Stadtwerke

sollten sich intensiv mit den neuen Systemen und Prozessen

auseinandersetzen und eine individuelle Rollout-Strategie entwickeln.

Denn die komplexen Aufgaben, die mit dem Rollout

einhergehen, sind vor allem für mittlere und kleinere Stadtwerke

kaum alleine zu bewältigen.

Wo liegen die besonderen Herausforderungen?

Peter Zayer: Mit der Einführung intelligenter Messsysteme wird

ein wesentlicher Baustein im Zusammenspiel mit den Kunden

angegangen. Davon sind sowohl die Netz- und Messstellenbetreiber

als auch die Vertriebe betroffen. Das Messwesen und

die IT-Infrastruktur müssen deutlich verändert und komplexe

Prozesse neu aufgebaut werden. Dies gilt neben dem Messdatenmanagement,

das die herkömmliche Zählerfernauslesung

ablösen wird, insbesondere für die Aufgabe der Gateway-Administration,

die dem Messstellenbetreiber zugewiesen ist und für

die Energiewirtschaft ein absolutes Neuland darstellt.

Viele glauben ja, mit dem stufenweisen Einstieg etwas Zeit

für die Planung gewonnen zu haben...

Karsten Vortanz: Der stufenweise Einstieg in den Rollout

scheint vorteilhaft, birgt allerdings auch Risiken, da die gesamte

Prozess- und IT-Infrastruktur trotz weniger Messsysteme von

Anfang an vorgehalten werden muss. Die Gateway-Administration

im Stadtwerk selbst umzusetzen, ist zum Beispiel erst

ab einer bestimmten Anzahl von Zählpunkten wirtschaftlich

rentabel. Hier geht man inzwischen von einer Anzahl von über

100.000 Messsystemen aus. Die Alternative für Stadtwerke wäre

das Ausschreibungsmodell – dies bedeutet allerdings, dass sie

damit auf ihre Grundzuständigkeit im Bereich der intelligenten

Messsysteme verzichten.

Wie weit ist denn die Technologie tatsächlich?

Peter Zayer: Die Entwicklung der neuen Systeme für die Installation

und den Betrieb der intelligenten Zähler und Messsysteme

laufen auf Hochtouren. Mittlerweile bieten mehrere

Hersteller die ersten intelligenten Zähler und Smart Meter Gateways

nach FNN-Standard an – das bedeutet, dass die dringend

erforderlichen Praxistests beginnen können. VOLTARIS wird im

Rahmen des FNN-Teststufenkonzeptes ab Juni mit den Kunden

die ersten Erfahrungen mit der neuen Systemwelt sammeln.

Die neuen Geräte der „Generation 1“ sind von der Physikalisch

Technischen Bundesanstalt (PTB) eichrechtlich zugelassen und

erfüllen die erste Stufe der Schutzprofilzertifizierung des Bundesamtes

für Sicherheit in der Informationstechnik. Darüber hinaus

lassen sich die Geräte über Software-Updates jederzeit an

die neuen Anforderungen anpassen. Auch Workforce Management-Systeme,

Gateway-Administrations-Software und Meter

Data Management-Systeme werden rechtzeitig verfügbar sein.

Wie gehen Sie denn als Dienstleister mit den Anforderungen

der Stadtwerke um?

Karsten Vortanz: Dienstleister wie VOLTARIS bereiten sich

schon seit längerem darauf vor, die Kunden beim Rollout zu unterstützen.

Unsere Rollout-Dienstleistungsbausteine umfassen

die Beratung zur Rollout-Systematik, die Gerätebeschaffung, die

Gateway-Administration, die Montage, den Betrieb, das Meter

Data Management sowie zertifizierte Portale für das Energiemanagement.

Durch die modularen Angebote können unsere Kunden

ihre Unabhängigkeit bewahren, denn die Grundzuständigkeit

für die intelligenten Messsysteme und damit ein Baustein

der Energiewende, bleibt in den Händen der Stadtwerke.

Was möchten Sie den Stadtwerken und Versorgern noch

mit auf den Weg geben?

Peter Zayer: Die Verantwortlichen sollten nicht nur die Herausforderungen

und Risiken des Rollouts vor Augen haben, sondern

auch die Chancen: Intelligente Zähler und Messsysteme sind

eine wichtige Voraussetzung für Smart Market und Smart Grid –

und damit eine wesentliche Komponente der Energiewende. Sie

ermöglichen das Messen und Steuern von EEG-Anlagen sowie

die Einführung von zeit- und lastvariablen Tarifen. Es ergeben

sich auch Vertriebschancen durch neue Produkte für alle Energiearten,

inklusive des Submeterings und der Visualisierung der

Energiedaten in Haushalts- und Gewerbekundenportalen.

Kontakt: VOLTARIS GmbH, 67133 Maxdorf, Simone Käfer, Tel.: +49 6237 935-460, simone.kaefer@voltaris.de

50,2 _ 2/2015 13


Prozesse

für den

Rollout

Die technischen

Prozesse rund um

den Rollout werden

derzeit vom

Messdienstleister

Soluvia Metering

getestet. Theben ist

mit dem CONEXA

3.0 beteiligt.

Der Einbau und Betrieb intelligenter Messsysteme

wird auf sämtliche operativen Prozesse

der Messstellenbetreiber erhebliche Auswirkungen

haben – von der Bestellung über den

Einbau bis hin zur Wartung. Die Prozesse, die das

Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (FNN) definiert

hat, bieten hier eine Basis, doch sie müssen in

der Praxis erprobt und auf Basis der gesammelten

Erfahrungen weiterentwickelt, werden.

Bei der Soluvia Metering startete jetzt ein Praxistest

an drei Standorten, bei dem unter anderem genau

dies geleistet werden soll. Die Firma Theben ist

als Hersteller von Smart Meter Gateways (SMWG)

an der Erprobung und Anpassung der Prozesse beteiligt.

Soluvia Metering setzt neuen Fokus

Die Soluvia Metering ist grundzuständiger Messstellenbetreiber

für die SWKiel Netz und die gemeinsame

Netzgesellschaft der Mannheimer MVV

Energie und der Energieversorgung Offenbach, netrion.

Gleichzeitig ist das Unternehmen als Dienstleister

für zahlreiche Kunden aus der Versorgungswirtschaft

tätig und erfasst und verarbeitet aktuell

Daten von rund 900.000 Zählern in den Sparten

Strom, Gas, Wasser und Wärme. „Das Thema Smart

Metering steht bei uns seit 2006 auf der Agenda

und seit 2012 befassen wir uns intensiv mit dem

Themenkomplex Smart Meter Gateway-Administrator“,

erläutert Benjamin Deppe, Abteilungsleiter

Projektmanagement und Zentrale Aufgaben

bei der Soluvia Metering in Offenbach. Er ist auch

verantwortlich für den Praxistest, mit dem sich das

Unternehmen in drei Teststufen von Anfang 2015

bis Mitte 2016 auf den Einbau und den Betrieb von

intelligenten Messsystemen vorbereitet.

Erklärtes Ziel ist es, neben den intelligenten

Stromzählern auch die Mehrspartenfähigkeit und

den Einsatz von Schaltboxen zu erproben. Damit

will die Soluvia Metering sicherstellen, dass ihr bestehendes

Mehrspartenprodukt, das die Basis für

das Energiemanagement bildet, auch mit der neuen

Technik aufrechterhalten und um die Leistung

des Smart Meter Gateway-Administrators erweitert

werden kann.

Während viele Messstellenbetreiber und Dienstleister

vorwiegend die Systemseite betrachten,

richtet sich der Fokus bei Soluvia Metering auf die

technischen Prozesse. Neben der Aufzeichnung

und Weitergabe von Zählermesswerten oder der

Steuerung von EEG-Anlagen geht es bei den Tests

also insbesondere auch um Bestellvorgänge, Liefer-

und Einbaulogistik sowie Wartung. „Wir gehen

hier sehr strukturiert vor, um wirklich kostenoptimierte

und zuverlässige Abläufe für die praktische

Umsetzung des Rollouts und den Betrieb der Gateways

zu entwickeln“, berichtet Deppe. Grundlage

sind die FNN-Prozesse, die bei Soluvia Metering ins

Prozessmanagement übernommen wurden, um

sie auf ihre Praxistauglichkeit zu überprüfen und

gegebenenfalls zu erweitern.

Im Vorfeld erfolgte die Auswahl des einzusetzenden

GWA/MDM-Systems sowie der einzusetzenden

Gateways und MID-zugelassenen Basiszähler. Bei

14

50,2 _ 2/2015


smart meter

der Entscheidung für Gateways und Zähler wurde

Wert auf die Kompatibilität mit der ausgewählten

Softwarelandschaft sowie die Lieferfähigkeit der

Hersteller gelegt. Schlussendlich wählte man für

die drei Standorte der Soluvia Metering in Mannheim,

Offenbach und Kiel drei verschiedene Kombinationen

aus Zählern und Gateways aus. Am

Standort Offenbach kommt das SMGW CONEXA

3.0 von Theben zum Einsatz.

Ruwen Konzelmann, Key Account Manager bei

Theben, sieht in diesem Test eine große Chance für

die Hersteller. „Wir sind zwar bereits seit gut drei

Jahren mit Smart Meter Gateways am Markt und

konnten in dieser Zeit schon einige Erfahrungen

mit den Prüfstellen, der Physikalisch-Technischen

Bundesanstalt sowie natürlich mit den Kunden gewinnen“,

berichtet er. In letzter Konsequenz seien

allerdings die Feinheiten der zukünftigen Marktprozesse

auch für markterprobte Anbieter noch ein

Lernfeld. „Vor diesem Hintergrund freuen wir uns

sehr, dass Theben an diesem Projekt beteiligt ist“,

sagt Konzelmann.

Dreistufiger Test

Im Rahmen des Praxistests werden in einem ersten

Schritt im Frühjahr 2015 in den drei von der

Soluvia Metering betreuten Netzgebieten jeweils

zehn Basiszähler und Gateways installiert. Anhand

dieser Testinstallationen wird der Systembetrieb erprobt,

so etwa der Einbau in realen Umgebungen,

die Erfassung und Übermittlung von Messwerten

sowie das Aufspielen unterschiedlicher Anwendungsfällen

(TAFs). Parallel werden die definierten

Abläufe validiert und erforderliche Anpassungen

vorgenommen. Basierend

auf den gesammelten Erfahrungen

startet im Herbst

2015 die zweite Phase, in der

120 weitere Basiszähler und

Gateways installiert werden.

Dabei werden die beschriebenen

Prozesse ausgewertet

und der erweiterte Funktionsumfang

der Softwarelösung

und Gateways getestet.

Konkret geht es um die

Erprobung des gesamten Bestell-,

Zertifikats-, Liefer- und

Inbetriebnahmeprozesses.

„Am Ende der zweiten Phase

ist der Anpassungsbedarf an Bestandssystemen

und -prozessen beschrieben“, erklärt Benjamin Deppe

.

Die dritte Phase startet im Frühjahr 2016 und beinhaltet

die Erweiterung der bestehenden Systeme

um Zähler der Sparten Gas, Wasser und Wärme sowie

die Installation von Schaltboxen.

Ebenfalls will Soluvia Metering in dieser Projektphase

– sofern die entsprechenden ordnungspolitischen

Rahmenbedingungen geschaffen wurden

– die organisatorischen Vorbereitungen treffen,

um die Aufgabe als Smart Meter Gateway-Administrator

wahrzunehmen und als Dienstleistung

anzubieten.

Erprobte Verfahren

Zur zweiten Jahreshälfte 2016 sollen neben umfangreichen

Erfahrungen auch erprobte Verfahren

und Systeme für den Einsatz intelligenter Messsysteme

zur Verfügung stehen. Sofern der

Verordnungsrahmen vorliegt und die

technischen Komponenten im Zusammenspiel

mit dem Softwaresystem

ihre Leistungsfähigkeit nachgewiesen

haben, kann der Einsatz

intelligenter Messsysteme zum

Jahreswechsel 2016/2017 beginnen.

Damit soll nach einer über

zweijährigen Vorbereitungszeit

die Aufnahme des operativen Betriebes

von intelligenten Messsystemen

bei der Soluvia Metering

starten.

CONEXA 3.0

Smart Meter Gateway

Das Smart Meter Gateway

CONEXA 3.0 befindet sich

derzeit in Zertifizierung

durch das BSI. In diesem

Zertifizierungsprozess

werden die Vorgaben des BSI

Protecion Profile BSI-CC-

PP-0073 für Smart Meter

Gateways, des TR 03109,

des PTB-A 50.8 und des

FNN-Lastenheftes berücksichtigt.

Leistungsmerkmale

• Updatefähig für zertifizierte

Funktionen im Netz- und

Energievertrieb

• CLS-Komponenten (Controlable

Local Systems)

für Smart Home, Smart

Metering und Smart Grid

realisierbar

• Übertragung vom Zähler zu

CONEXA per wM-Bus (OMS)

und seriell über RS485

• Übertragung der Daten an

den Administrator durch

XML-Standard per Ethernet,

UMTS oder GPRS

• Standard-Schnittstellen für

WAN, LMN und HAN

• Multimandantenfähigkeit,

für Mehrfamilienhäuser

geeignet

Kontakt: Soluvia Metering GmbH, Benjamin Deppe, 63067 Offenbach, Tel. +49 (0) 69 8060 2107, benjamin.deppe@soluvia.de

Theben AG, Stephanie van der Velden, 72394 Haigerloch, Tel. +49 (0) 7474 692-446, sv@theben.de

50,2 _ 2/2015 15


Smart Metering

in Sömmerda

Die Energieversorgung Sömmerda realisiert mit einer Reihe von Technologiepartnern ein

anspruchsvolles Smart-Metering-Projekt. Dabei erlebt die Integration der G3-PLC-Powerline-Datenkommunikation

eine Premiere. Der Feldtest, der mit der koordinierenden Unterstützung

des Systemdienstleisters co.met durchgeführt wurde, entpuppte sich für alle Beteiligten

als ein in vielerlei Hinsicht erkenntnisreiches Unterfangen. Vor allem half die intensive

Zusammenarbeit dabei, die Vielzahl der Systeme zu einer funktionierenden Gesamtlösung

zusammenzuschweißen.

Über den Sinn von Pilotprojekten im

Smart Metering gibt es durchaus

konträre Meinungen. Skeptiker,

die nach wie vor insbesondere in

Energieversorgungsunternehmen respektive

Stadtwerken anzutreffen sind, fragen

sich etwa: Warum eine Technologie ausprobieren,

für deren Einsatz es noch immer keine

final ausformulierten Spielregeln gibt?

Wer sich hingegen einmal gedanklich intensiver

mit der Thematik beschäftigt hat, den

beschleicht zumindest eine Ahnung, dass

frühe praktische Übungen

doch ihr Gutes haben

könnten. Und wer schon

ein Pilotprojekt durchgeführt

hat und dabei manche

unerwartete technische

Herausforderung in

Ingo Lange, SEV Projektleiter

für Sonderaufgaben wie

Smart Metering, Zählerfernauslesung

(ZFA) und

Stationsautomatisierung

der Praxis meistern musste, ist anschließend

überzeugt: Der bevorstehenden Rollout intelligenter

Messsysteme kann ohne solche

Vorerfahrungen leicht zum Fiasko werden.

Die Protagonisten des Smart-Metering-Projektes

bei der Sömmerdaer Energieversorgung

(SEV) jedenfalls sind nach

einem Jahr um viele wertvolle Erfahrungen

reicher. „Mit Powerpoint-Folien zu erklären,

wie Smart Metering funktioniert, ist eine

Sache, der praktische Aufbau mit allen Modulen

und Komponenten jedoch eine ganz

andere“, hat Ingo Lange erkannt,

der bei der SEV als

Projektleiter für Sonderaufgaben

wie Smart Metering,

Zählerfernauslesung (ZFA)

und Stationsautomatisierung

zuständig ist. „Beim

Zusammenführen und Verbinden

der Systeme sind

wir auf einige unerwartete

Herausforderungen gestoßen.

Obwohl für jeden Hersteller

verbindliche technische

Vorgaben existieren, waren immer

wieder Abstimmungsrunden und sehr viel

Feintuning erforderlich.“

Daten durchlaufen acht Systeme

und 17 Schnittstellen

Wie komplex die Aufgabe ist, lässt sich am

Weg der Daten vom Zähler bis ins Abrechnungssystem

sowie an der Vielzahl der involvierten

Systeme und Hersteller zeigen:

Die elektronischen Zähler (EasyMeter) übertragen

per wireless M-Bus-Modul die Messdaten

an das Gateway (Theben). Das Gateway

ist via Ethernet mit dem Powerline-Netz

(devolo) verbunden, das die Daten einem

Router (bintec elmeg) übergibt. Von dort

aus wandern sie über einen VPN-Tunnel

nach Saarbrücken in das Rechenzentrum

von co.met, wo auch sämtliche Softwareund

Systemanwendungen zur ganzheitlichen

Abbildung der Prozesse im Smart-Meter-Rollout

in der „Smart Energy Cloud“

gehostet und als Software as a Service

(SaaS) für EVU-Kunden vorgehalten werden

(GWA, MDM, erweiterte Geräteverwal-

16

50,2 _ 2/2015


smart meter

Das Erfurter Tor in der

thüringischen Kreisstadt

Sömmerda

Die Smart-Metering- und Smart-Grid-Strategie der SEV

Die Sömmerdaer Energieversorgung SEV

stellt sich seit Anfang 2014 konsequent

auf die zukünftigen Herausforderungen

im Messwesen und im Netzbetrieb ein.

So werden im Netzgebiet der SEV beim

Zählerturnuswechsel grundsätzlich

keine konventionellen Ferraris-Zähler

mehr eingebaut, sondern ausschließlich

elektronische Messgeräte. Der Leuchtturm

in dieser Strategie ist das anspruchsvolle

Smart-Metering-Pilotprojekt in einem

Industriegebiet mit 19 Trafostationen.

Diese Stationen werden vollständig in

eine smarte Systemlandschaft integriert,

die im Endausbau rund 250 Smart Meter

und mindestens 30 Gateways umfassen

wird. Ende 2014 waren mit Abschluss

des zweiten Projektabschnittes knapp

100 intelligente Zähler installiert, die

gesamte smarte Infrastruktur funktioniert

inzwischen zuverlässig und stabil. Bis

Ende Juni 2015 soll die Systemlandschaft

komplett fertiggestellt sein. Dabei werden

sukzessive auch die Lastgangzähler der

RLM-Kunden in die smarte Systemwelt

integriert.

Auch die Themen Netzqualitätsüberwachung

und Netzsteuerung sowie die

Integration der Gas- und Fernwärmezähler

werden im neuen Jahr Bestandteil des

Projektes werden. Heute, da die Powerline-Technologie

stabil und zuverlässig

läuft, ist klar, dass später einmal alle der

insgesamt 105 Trafostationen im SEV-Netz

auf diese Weise vernetzt werden sollen.

tung, PKI, Workforce

Management System

etc.). Für die Systemintegration

auf dieser

Plattform zeichnet die

Next Level Integration

verantwortlich. Dort

werden die Daten ausgewertet,

aufbereitet

und einerseits in

Peter Backes, einem Online-Portal

Sprecher der visualisiert dargestellt,

Geschäftsführung

andererseits an das

co.met

Abrechnungssystem

(SIV.AG) bei der SEV

gesendet, wo sie außerdem für die Bilanzierung

und potenzielle weitere Folgeprozesse

zur Verfügung stehen. Systeme von acht

Unternehmen und 17 Schnittstellen müssen

die Messdaten vom Smart Meter bis ins

Abrechnungssystem durchlaufen, hat co.

met-Geschäftsführer Peter Backes gezählt.

Sein Fazit: „Man kann sich leicht vorstellen,

dass dies erheblichen Koordinationsaufwand

erfordert.“

Was das Smart-Metering-Projekt in Sömmerda

von anderen einschlägigen Feldtests

unterscheidet, ist der Umstand, dass ein vergleichsweise

kleines Unternehmen die Initiative

ergriffen hat und mit großer Entschlossenheit

seinen Weg in die Zukunft geht. „Wir

haben schon heute Probleme im Netz mit

den dezentralen Einspeisern“, begründet

Norbert Götze, Bereichsleiter Stromnetz bei

der SEV, das Engagement. „Deshalb müssen

wir so schnell wie möglich in der Lage sein,

unsere Netzstationen intelligent zu steuern.

Dafür brauchen wir Daten aus elektronischen

Zählern. Außerdem

wollen wir beim

Startschuss zum großen

Smart-Meter-Rollout

nicht im Stau stecken

bleiben, sondern

schon heute ohne

Zeitdruck lernen, wie

es funktioniert.“

Norbert Götze,

Bereichsleiter

Stromnetz SEV

50,2 _ 2/2015 17


Zuverlässsige Datenkommunikation

mit hohem Durchsatz

Zu den zentralen

Herausforderungen

des Sömmerdaer

Smart-Metering-Pilotprojekts,

das in

einem Industriegebiet

durchgeführt

wird, gehört die zuverlässige

Übertra-

Walter Krott, Business

Development Manager

devolo

gung der IP-Daten.

Die SEV hat sich für

die G3-PLC-Technologie

im Frequenzband

zwischen 150

kHz und 500 kHz

entschieden, eine

Powerline-Datenübertragungstechnik,

mit der IP-Daten mit einer deutlich

höheren Bandbreite als im bisher verwendeten

Cenelec-Band über vergleichsweise

große Distanzen gesendet werden können.

Da die 19 Trafostationen im Industriegebiet

mit bislang ungenutzten Niederspannungskabeln

vernetzt waren, bot sich der Einsatz

dieser Technologie in Sömmerda an. Aber

auch die relativ geringen Kosten der Datenübertragung

sprechen dafür. Allerdings war

eine Systemkonstellation, wie sie bei der SEV

realisiert werden sollte, so noch nie getestet

worden. „Es galt, eine hohe Reichweite

bei gleichzeitig stabiler Datenübertragung

zu erreichen“, erläutert Walter Krott, Business

Development Manager bei devolo, die

Anforderungen. „Hier zeigen sich klar die

Vorteile der G3-PLC-Technologie von devolo

gegenüber alternativen Übertragungsverfahren,

die zum einen

hohe Investitions- und Folgekosten

verursachen würden und zum

anderen in den Bereichen Übertragungssicherheit

und Erreichbarkeit

Defizite aufweisen. Bei der

G3-PLC-Technologie fokussieren

wir uns auf ein Frequenzband zwischen

150 kHz und 500 kHz. Dieser

Korridor verbindet die PLC-Vorteile

von hoher Reichweite und idealem

Datendurchsatz für heutige

Smart-Grid-Anwendungen und hat

genügend Leistungsreserven für

das Netz von morgen.“

Die Verwendung der Powerline-Technologie

stellt aber auch spezifische Anforderungen

an die Kommunikation mit dem

Gateway. Einer der Knackpunkte ist die

Bandbreite, also der Datendurchsatz pro

Sekunde. „Bei der Ethernet- oder DSL-basierten

Kommunikation steht eine genügend

große Bandbreite zur Verfügung,

sodass eine gleichzeitige Kommunikation

mehrerer Endgeräte kein Problem darstellt“,

erläutert Ruwen Konzelmann, Key Account

Manager beim Gateway-Hersteller Theben.

„Bei der eingesetzten PLC-Technologie hingegen

haben wir eine deutlich schmalere

Bandbreite, also steht ein viel geringerer

Datendurchsatz zur Verfügung, was einen

schnellen Abtransport der Daten bei gleichzeitigem

Versenden deutlich erschwert. Es

war daher sehr wichtig, die zur Verfügung

stehende Bandbreite für acht Mandanten

bzw. Strommesspunkte pro Gateway optimal

auszunutzen. In intensiven Abstimmungen

aller beteiligten Projektpartner

wurden die verschiedenen zur

Verfügung stehenden Möglichkeiten

zur Geräteanpassung genutzt,

um die Kommunikation zu

stabilisieren und zu optimieren.

Im Fall des Smart-Meter-Gateways

Conexa wurden die remote,

also aus der Ferne einstellbaren

Konfigurationsparameter so auf

die Rahmenbedingungen angepasst,

dass schlussendlich ein

robuster Betrieb des Gesamtsystems

– über wM-Bus angebun-

Die Konfigurationsparameter des Smart

Meter Gateway CONEXA 2.0 von Theben

wurden den Rahmenbedingungen angepaßt

dene Stromzähler, Smart Meter Gateway

und Kommunikationsgeräte – sichergestellt

wurde. Die gesamte Problemstellung haben

wir im engen Zusammenspiel zwischen den

Projektpartnern letztendlich sehr gut in den

Griff bekommen.“

„Alle Beteiligten haben in dem

Projekt enorm viel gelernt“

Obwohl die Ausgangslage in Sömmerda

teilweise sicherlich spezifisch ist (Niederspannungsleitungen

ausschließlich für

die Datenkommunikation), gibt es keinen

Zweifel am allgemeinen Mehrwert des

Smart-Metering-Projektes. Praxistaugliche

Interoperabilität zwischen einer Vielzahl von

Teilsystemen herzustellen, darf als zentrale

Herausforderung eines jeden Smart-Metering-Projektes

betrachtet werden. „Ohne

eine enge und offene Zusammenarbeit zwischen

den verschiedenen Herstellern ist die

Das G3-PLC-Modem von devolo

sorgt für eine stabile Übertragung

der Messdaten

Ruwen Konzelmann, Key Account

Manager Theben

18

50,2 _ 2/2015


Smart MEter

Intelligente Zähler sollen in Sömmerda

konsequent konventionelle Messtechnik

ablösen

Entwicklung einer tragfähigen Gesamtlösung

nicht möglich“, sagt Walter Krott. „Für

devolo sind solche Projekte extrem wichtig,

um zielorientiert serientaugliche Geräte auf

den Weg zu bringen.“ Auch Ruwen Konzelmann

weist dem Kooperationsaspekt zentrale

Bedeutung zu: „Es geht nur miteinander.

Man muss sich austauschen und konstruktiv

nach Lösungen suchen, selbst wenn man

teilweise im Wettbewerb zueinander steht.

Denn wenn Smart Metering nicht funktioniert,

verliert der Kunde die Lust, und damit

ist keinem geholfen.“

„Alle Beteiligten haben enorm viel gelernt

und sammeln weiter Erfahrungen“,

resümiert auch co.met-Vertriebschef und

Projektleiter Sascha Schlosser. „Darin liegt

der entscheidende Mehrwert dieser tollen

Die Kommunikationsanbindung

der 19 Trafostationen des Industrieparks

im schematischen Überblick

Kooperation.“ Der Saarbrücker Mess- und

Systemdienstleister co.met, der schon mit

mehreren seiner bundesweit rund 350 Kunden

Pilotprojekte im Smart Metering realisiert

hat, brachte sein Erfahrungen ein und

spielte die wichtige Rolle des Projekt- und

Kommunikationskatalysators. „Hier hat sich,

nachdem es anfangs durchaus auch mal

geknirscht hat, eine wunderbare Zusammenarbeit

und Partnerschaft entwickelt“,

berichtet Ingo Lange. Jüngst fanden sich

sogar die Geschäftsführungen von SEV und

co.met vollständig bei einem Treffen in Saarbrücken

zusammen. Soviel Engagement

steigert die Motivation der operativ verantwortlichen

Mitarbeiter. Sascha Schlosser resümiert:

„Das Projekt zeigt in der Praxis, dass

partnerschaftliche Lösungen ein idealer

Sascha Schlosser,

Vertriebschef bei co.met

und Projektleiter

Weg für kleine und

mittelgroße Energieversorger

sind,

um selbstbestimmt

die enormen Herausforderungen

der

smarten Energiezukunft

zu meistern.“

Konzept hat

sich bewährt

Die Verantwortlichen bei der Sömmerdaer

Energieversorgung sehen ihr smartes Zukunftskonzept

schon heute bestätigt. Das

Unternehmen hat sich in

Sachen Know-how und

Praxiswissen eine Pole-Position

für das bevorstehende

Rollout-Rennen

gesichert. Sogar für den

technischen Außendienst

der SEV sind viele Arbeiten

an und mit der smarten

Technologie bereits Routine

geworden. „Wenn wir

heute unseren Monteuren

sagen, sie sollen die

Trafostationen A, B und C

vernetzen, läuft das autark,

zuverlässig und gut“, berichtet

Ingo Lange.

Kontakt: Sömmerdaer Energieversorgung GmbH, Ingo Lange, 99610 Sömmerda, Tel. +49 (0) 36 34 - 37 11-0, sev@sev-soemmerda.de

50,2 _ 2/2015 19


Smartphone-App

Maschinelle Lernverfahren gewährleisten,

dass Zählerstände per Smartphone zuverlässig

erfasst werden.

statt

Postkarte

Start-up pixolus liefert

Versorgern mobile

Bilderkennungssoftware.

Während die Branche und die Medien

über Verfahren und Technologien zur Einführung

intelligenter Stromzähler diskutieren,

erfassen Stadtwerke hierzulande die

Zählerstände ihrer Kunden in der Regel

noch per Hand: Pünktlich zum Jahreswechsel

kommt die Postkarte oder der Ableser.

Diese Verfahren sind fehleranfällig und teuer,

meint Dr. Stefan Krausz, Geschäftsführer

und Mitbegründer des Kölner Start-ups

pixolus: „Bei beiden Verfahren entstehen erhebliche

Kosten – sei es für Druck, Versand

und Erfassung der Postkarten, sei es für Mitarbeiter,

die teilweise den Kunden mehrfach

aufsuchen müssen“, führt der Betriebswirt

aus. „Ob die Daten stimmen, kann der Versorger

nicht kontrollieren.“ Erfassungsfehler,

die dann wieder mit hohem Aufwand korrigiert

werden müssen, seien

keine Seltenheit.

Das 2013 gegründete Unternehmen

bietet eine Alternative

zur herkömmlichen

Ablesung von Strom-, Gasund

Wasserzählern – nämlich

eine App, die Zählerstände

per Bilderkennung erfasst

und übermittelt. So können

Smartphones und Tablets

als mobile Scanner genutzt

werden.

Die Geschäftsidee ist einfach, aber die

Umsetzung war keineswegs trivial. Um Daten

wie den Zählerstand eines Stromzählers

korrekt zu erfassen, benötigen die heutigen

Smartphones und Tablets Unterstützung.

In der Tat sind die Rahmenbedingungen

komplex, gibt es doch große Modellunterschiede

bei Strom-, Gas- und Wasserzählern

hinsichtlich Farbe, modelleigener Schriftart

und -größe. Hinzu kommen unterschiedliche

Aufnahmewinkel und -abstände sowie

schwierige Lichtbedingungen in Kellern.

„Die größte Herausforderung stellen Reflektionen

der Glasscheibe von Zählern dar“, so

Dr. Barbara Krausz, Bilderkennungsexpertin

bei pixolus.

Die Informatikerin erläutert die Vorgehensweise:

„Wir haben für die optische

Zählerstandserfassung spezielle Algorithmen

entwickelt und unserer Software beigebracht,

wie die einzelne Ziffern und die

Zähler insgesamt aussehen. Wesentlich für

die erreichten Erkennungsquoten ist eine

Datenbank mit tausenden mit Ergebnissen

versehenen Zählerfotos, anhand derer wir

unsere Algorithmen trainiert haben.“ Das

bisherige Ergebnis: Auszeichnungen bei diversen

Gründerwettbewerben (so etwa der

Hauptpreis bei IKT innovativ), eine marktreife

Technik und erste Kunden. Eine Demoversion

des "pixometer" ist kostenfrei im App

Store und bei Google Play verfügbar.

Versorger können das von pixolus entwickelte

Bilderkennungsmodul in Apps für

Kunden oder Ablese-Mitarbeiter integrieren.

„Ist die App installiert, hält man einfach

die Kamera des Smartphones oder Tablets

vor den Strom-, Gas- oder Wasserzähler“,

erläutert Geschäftsführer Stefan Krausz die

Anwendung. Die pixolus-Software erfasst

den Zählerstand automatisch, liest ihn zur

Kontrolle laut vor und übermittelt ihn samt

Zählerfoto und weiteren Angaben, wie etwa

den Erfassungszeitpunkt, direkt an den Versorger.

Überdies kann die pixolus-App die

Systemeinspeisung automatisieren.

Dazu hat das Kölner Start-up gemeinsam

mit einem Partnerunternehmen eine

Anbindung an das von den meisten Versorgern

genutzte Abrechnungssystem SAP ISU

entwickelt. Die Zählerdaten werden damit

automatisch in die Systeme des Versorgers

übertragen, so dass entsprechende Plausibilitätskontrollen

sofort stattfinden können.

Bei Hinzunahme des Datenbank-Moduls ist

somit der gesamte Prozess „vom Keller des

Kunden bis ins SAP-System des Versorgers“

digitalisiert. Seit Anfang des Jahres bietet

das Unternehmen auch eine Smartphone-App

zur Kundenselbstablesung als White

Label-Produkt an.

Smart Meter machen dem Kölner Unternehmen

übrigens keine Sorge: Angesichts

des bislang kommunizierten Zeithorizonts

sowie der geringen Anzahl auszustattender

Messstellen sieht Dr. Krausz bei den

Stadtwerken noch für Jahre bis Jahrzehnte

Bedarf an Lösungen für die Ablesung konventioneller

Stromzähler. Und: „Für Gas

und Wasser ist eine Umstellung der Zähler

noch überhaupt kein Thema“, sagt der pixolus-Geschäftsführer.

Kontakt: pixolus GmbH, Dr. Stefan Krausz, 50933 Köln, Tel. +49 (0) 221-45580207, stefan.krausz@pixolus.de

20

50,2 _ 2/2015


Smart MEter

Intergriertes Service-Management für Energieversorger

Robotron kooperiert mit Telefónica

Die Partner Robotron und Telefónica am Messestand von

Robotron beim Fachkongress ZMP.

Robotron kooperiert mit Telefónica in

Deutschland. Die beiden Unternehmen

haben eine Partnerschaft vereinbart, um

Telefónicas Service-Management-Software

zum Betrieb und zur Bewertung der Kommunikationsinfrastruktur

(Smart-M2M-Plattform)

zukünftig in die Robotron-Lösung zur

Smart Meter Gateway Administration zu integrieren.

Mit Blick auf diese zukünftige Integrationsleistung

haben zwischen Telefónica

und Robotron als GWA-System-Hersteller

zielführende Gespräche stattgefunden.

Eine entsprechende

Abstimmungserklärung wurde

beim FNN-Fachkongresses ZMP

in Leipzig unterzeichnet.

Ziel ist es, zukünftig ein integriertes

Service Management

für Energieversorger zur optimierten

Steuerung der SMGW

& WAN Infrastruktur gewährleisten

zu können. Der Fokus liegt

dabei auf Funktionalitäten wie

Monitoring, Entstörung, Aktivierung und

Reporting. Zudem sollen zukünftig Erweiterungstechnologien

im WAN-Bereich, insbesondere

RF Mesh, administriert werden

können (Monitoring- und Steuerungsfähigkeiten).

Durch die Integration in die Robotron

SMGW-Admin-Lösung wird der Kunde

die gesamte Steuerung über ein System

durchführen können, heißt es in der Presseerklärung.

www.robotron.de

METERINGFORUM

„SMART ENERGY 2015"

Am 11./12.06.2015 lädt co.met nach Berlin zum

diesjährigen MeteringForum ein. Die Veranstaltung

zeigt verschiedene Perspektiven auf den

anstehenden Smart Meter Rollout und diskutiert

die daraus entstehenden Chancen für den Energiemarkt

von morgen. Den Einstieg bildet das

Eckpunktepapier des BMWi zum Verordnungspaket

„Intelligente Netze". Experten des BMWi,

des VKU sowie von Becker Büttner Held und der

LBD Beratungsgesellschaft informieren zum aktuellen

Stand und stellen sich anschließend den

Fragen der Teilnehmer. Weitere Themenblöcke

auf der Agenda sind „Strategische Rollout-Vorbereitung",

„Neue Geschäftsmodelle", „Smarte

Projekte aus der Praxis" sowie „Smarte Lösungen

und Konzepte".

www.co-met.info

Smart Meter Gateway CONEXA

Leistungsfähig, flexibel, zuverlässig

PTB

50.7-A

Theben CONEXA ist aktuell das einzige nach 50.7-A der PTB zertifizierten

Smart Meter Gateway weltweit. Die einfache und 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. Beispielsweise zur Ansteuerung von Wechselrichtern

in PV Anlagen.

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).

www.smart-metering-theben.de


Blackout –

ein realistisches Szenario?

In seinem Bestseller-Roman „Blackout“ beschreibt Autor Marc Elsberg die Auswirkungen

eines großflächigen Stromausfalls in Europa. Ist dieses Szenario reine Fiktion oder verdeutlicht

es eine reale Gefahr? Marc Elsberg und Dr. Frank Schmidt, Leiter des Konzerngeschäftsfeldes

Deutsche Telekom, geben Antworten.

Der Buch-Autor Marc Elsberg

wies in seinem Buch

auch eine vielschichtige

technische Expertise nach.

Herr Elsberg, für wie realistisch halten Sie einen

europaweiten Blackout durch manipulierte

Energiesysteme?

Marc Elsberg: Bei Vorträgen kommen häufig

Energieexperten auf mich zu und sagen: Ganz

genau das kann passieren. Allerdings gibt es

solche Risiken nicht nur in der Energiebranche.

Auch andere komplexe Infrastrukturen, wie Kommunikations-

oder Verkehrssysteme, sind relativ

leicht manipulierbar. Ich wollte mit meinem Buch

verdeutlichen, in welchen strukturellen Abhängigkeiten

wir mittlerweile leben. Dazu kommt, dass

die Digitalisierung unserer Gesellschaft noch eine

relativ junge Entwicklung ist, deren Dimension wir

noch nicht richtig erfassen können. Entsprechend

groß ist natürlich die Gefahr eines Missbrauchs.

Sind wir mit der Vernetzung unserer Energiesysteme

also auf dem falschen Weg?

Marc Elsberg: Nein, im Gegenteil. Ich glaube, dass

wir die aktuellen Herausforderungen, wie den Umbau

unserer Stromversorgung hin zu mehr Dezentralität,

nur mit moderner IT-Technologie bewältigen

können. Allerdings müssen wir in diese eng

vernetzten Systeme noch stärker Resilienz- und

Sicherheitsstrukturen einbauen. Heute kann schon

ein kleiner Fehler eine große Wirkung haben.

2006 löste die Überführung des Kreuzfahrtschiffes

Norwegian Pearl und im Zuge dessen die geplante

Abschaltung einer Höchstspannungsleitung eine

solche Kettenreaktion aus, dass binnen weniger

Minuten in Teilen Westeuropas der Strom ausfiel.

Das zeigt, dass uns die Vernetzung von zentralistischen

Systemen sehr verletzlich macht.

Herr Dr. Schmidt, Sie haben täglich mit verschiedenen

Energiekunden zu tun. Wie können

sich diese vor Angriffen oder Störfällen

schützen?

Dr. Frank Schmidt: Das lässt sich pauschal nicht

beantworten. Jeder Bereich und jede Branche hat

unterschiedliche Sicherheitsanforderungen. Ein

22

50,2 _ 2/2015


Netztechnik und -Steuerung

Schwerpunkt

IT-Sicherheit

gängiges Prinzip, das wir in der Telekommunikation

schon lange kennen, ist die Doppelabstützung.

Das heißt, wir verlegen statt einer zwei Leitungen,

die unabhängig voneinander funktionieren. Oder

wir betreiben kritische IT-Systeme parallel in zwei

räumlich getrennten Rechenzentren. Auch mit einem

klugen Netzdesign lässt sich ein sehr hoher Sicherheitsstandard

erreichen. Welche die passende Lösung

ist, hängt immer vom Einzelfall und natürlich auch

vom Budget des Kunden ab. Sicherheit ist nicht zum

Nulltarif zu haben.

Sollte man gewisse Sicherheitsanforderungen

vom Gesetzgeber verordnen oder das Thema dem

Markt überlassen?

Marc Elsberg: Sowohl als auch. Man darf nicht vergessen,

dass ein Unternehmen naturgemäß immer

zuerst sich selbst im Blick hat. Sicherlich sind einige

Firmen heute schon in der Lage, über den Tellerrand

zu schauen und vernetzt zu denken, Stichwort Risikomanagement

oder Continuity-Management. Aber

in Bezug auf die gesamtwirtschaftliche und gesellschaftliche

Entwicklung im Energieumfeld sehe ich

eindeutig die Politik in der Pflicht.

In Ihrem Buch wird das Stromnetz über Smart

Meter gehackt. Halten Sie den Einsatz der intelligenten

Zähler per se für falsch?

Marc Elsberg: Nein. Smart Meter sind ein Baustein der

Energiewende und sinnvoll – aber nicht notwendigerweise

in jedem Haushalt, wie etwa auch die Bundesnetzagentur

feststellt. Allerdings muss ich darauf

achten, wie ich die Technologie einsetze. Und natürlich

gilt es, gewisse Sicherheitsstandards zu wahren.

In Deutschland ist der geplante Rollout von

Smart Metern etwas ins Stocken geraten. Woran

liegt das?

Dr. Frank Schmidt: Wir haben lange Zeit damit verbracht,

eine Datenschutz- und Datensicherheitsdebatte

zu führen. In diesem Zuge hat das Bundesamt

für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) sehr

detailliert ausgearbeitet, wie intelligente Zähler und

die dazugehörige Infrastruktur aussehen müssen.

Allerdings hat diese umfangreiche Debatte auch

dazu geführt, dass andere Länder mit dem Rollout

deutlich früher begonnen haben.

Herr Elsberg, in Ihrer Heimat Österreich wird

das Thema Smart Metering nicht ganz so kritisch

gesehen. Sind die Deutschen zu streng, wenn es

um das Thema Datenschutz geht?

Marc Elsberg: Nein, ich glaube, dass man die Diskussion

in Deutschland zu Recht führt. Die Österreicher

nehmen das Thema meiner Ansicht nach zu sehr auf

die leichte Schulter. Wir leben in einer Zeit, in der

– vorwiegend von amerikanischen Unternehmen –

massiv Grundrechte verletzt werden. Es findet eine

großflächige Überwachung von öffentlichen und

privaten Unternehmen statt. Dies zerstört allerdings

unserer pluralistischen Gesellschaft, die – auch – ökonomisch

davon lebt, ständig Innovationen hervorzubringen.

Wollen wir dieses Gesellschaftsmodell in

Europa beibehalten, ist die Datenschutzdiskussion

unerlässlich.

Dr. Frank Schmidt von der

Deutschen Telekom erwartet

bei Netzbetreibern

individuelle Bedarfe in

Sachen IT-Sicherheit.

50,2 _ 2/2015

23


Spezifikation

für die Smart Grid-Kommu

Im April veröffentlichte der

Industrieverband VHP Ready

die Version 4.0 seines Kommunikationsstandards.

Die

Gründung einer Servicegesellschaft

soll die Zertifizierung

beschleunigen.

Standards für die Industriekommunikation

sind dringend notwendig, aber auch ein

hart umkämpftes Feld. Vielerorts leiden Anwender

unter proprietären Spezifikationen,

hohen Aufwänden für die Systemintegration

oder gar unter Komponenten, die partout

nicht miteinander sprechen können. Angesichts

der zunehmenden Bedeutung von

virtuellen Kraftwerken,gibt es daher schon

länger Bestrebungen, solche Marktbarrieren

zu beseitigen. Ein virtuelles Kraftwerk kombiniert

dezentrale Energieanlagen zu einem

vernetzten, flexibel regelbaren und zentral

gesteuerten Anlagensystem.

Von der Idee zur Institution

Bereits vor fünf Jahren hatte der

Energieversorger Vattenfall die

VHPready-Spezifikation (Virtual Heat and

Power Ready) entwickelt. Das »Industrieforum

VHP Ready« wurde bereits Anfang

2014 gemeinsam mit dem Fraunhofer

FOKUS und vierzehn weiteren

Partnern aus der Energiebranche

gegründet. Seitdem ist die Mitgliederzahl

auf aktuell 32 gewachsen,

Tendenz steigend.

Heute genießt der Standard

größte Aufmerksamkeit und

sämtliche Weichenstellungen

für die Marktreife sind

inzwischen getätigt.

Der offene Kommunikationsstandard

VHPready

bezieht sich auf die

Fernsteuerung und den

Zusammenschluss von

dezentralen Strom- und

Wärmeerzeugungsanlagen,

Verbrauchern und Energiespeichern

zu virtuellen Kraftwerken.

Konkret sorgt er dafür,

dass sich Leitwarte und dezentrale

Anlagen verstehen. Dazu ge-

VHPready 3.0

VHPready 4.0

BHKW

VIRTUELLES

KRAFTWERK

Wärmepumpen

Batteriespeicher

Prozesserhitzer

Neues Gateway gemäß VHP Ready von SSV Software

Das neue Gateway IGW/936-L von SSV

Software steuert verteilte Energieanlagen,

die zu virtuellen Kraftwerken

zusammengeschaltet

werden. Es orientiert sich

dabei an den IT-Sicherheitsvorgaben

der Übertragungsnetzbetreiber

für

Sekundärregelleistung

(SRL). Das Gateway erfüllt

die Vorgaben an Security,

Verfügbarkeits-Monitoring, Ereignisaufzeichnung

sowie das erforderliche Zeitverhalten

gemäß den Vorgaben der Übertragungsnetzbetreiber.

Das IGW/936-L

isoliert als Endgerät

– auch als CPE bezeichnet

(Customer Premises

Equipment) – das Übertragungsnetz

vollständig

von der dezentralen

Energieanlage. Endgerät

und Leitwarte kommunizieren

in einer geschlossenen

Benutzergruppe mit zusätzlicher

Ende-zu-Ende-Verschlüsselung.

hören Wärmepumpen, Blockheizkraftwerke

(BHKW) oder Biogas- und Wasserkraftanlagen.

So ist es möglich, Strom gemeinsam zu

vermarkten und wichtige Systemdienstleistungen

zu übernehmen, zum Beispiel das

Bereitstellen der sogenannten Regelenergie,

um die Schwankungen im Stromnetz auszugleichen.

Die Kommunikation zwischen den

dezentralen Energieressourcen und der Leitwarte

ist bisher nicht standardisiert.

24

50,2 _ 2/2015


Netztechnik und -Steuerung

nikation

Neue Spezifikation ermöglicht

zuverlässige Zertifizierung

Die Spezifikation

von VHP Ready

stützt sich auf

Datenpunktmodelle

und ausgewählte

Kommunikationsprotokolle.

Windkraftanlagen

Im April wurde die neue Spezifikation

VHPready 4.0 veröffentlicht.

Die kommunikationstechnische

Basis bildet

VHPready 5.0

das TCP/IP-basierte

und signalorientierte

Fernwirkprotokoll

IEC 60870-5-104

oder ein ebenfalls

TCP/

IP-basierter,

objektorientierter

Ansatz

gemäß IEC

61850-7-

Biogasanlagen

420.

Für die Sicherheit

der

Datenübertragung

sorgt

Solaranlagen

der Aufbau

eines virtuellen

privaten Netzwerks

(VPN) auf

Basis von OpenVPN

mit SSL/TLS-Verbindungen

(Secure

Sockets Layer, Transport

Layer Security). Für die Zeitsynchronisation

kommt SNTP/

NTP (Simple Time Protocol/Network

Time Protocol) zum Einsatz.

Ein wesentliches Ziel von VHPready ist

das Festlegen von Profilen innerhalb der

verwendeten Normen, sodass bei der Zertifizierung

und Projektrealisierung nur noch

das Profil benannt werden muss. Daher ist

es wichtig für das Protokoll, dass es ein Zertifizierungsprogramm

und die dazugehörige

Prüfwerkzeuge gibt.

Vor diesem Hintergrund wurde im April

die VHPready Services GmbH gegründet. Die

Servicegesellschaft soll als operativer Arm

des Industrieforums, der alleiniger Gesellschafter

ist, ein Komplettpaket aus Beratung,

Umsetzung und Zertifizierung rund um den

Industriestandard zu entwickeln.

Eine zentrale Aufgabe besteht darin, die

Zertifizierung gemäß des Standards VHPready

über akkreditierte Prüflabore durchzuführen

und dafür die Prüfspezifikation zu erarbeiten.

Festgelegt wurde bereits, dass diese

Prüfungen international standardisierten

Methoden und Techniken folgen, wie sie von

ISO/IEC und ETSI (European Telecommunications

Standard Institute) festgelegt wurden.

Zum Leistungsportfolio der VHPready Services

gehören auch die individuelle Beratung

und Wissensbildung im Rahmen von Konferenzen

und Schulungen. Das im Mai 2015 bezogene

Büro der VHPready Services befindet

sich auf dem EUREF-Campus, einem einem

europaweit einmaligen

Zentrum für

energietechnische

Innovationen in

Berlin.

Wichtig

auch für

Schwarmstrom

Dass die Strahlkraft

des Protokolls inzwischen

weit über

die Verwendung

im Kontext von

Blockheizkraftwerken

hinausreicht,

belegt die Aufmerksamkeit,

die es

etwa im Umfeld von

Schwarmstrom-

Konzepten aktuell

besitzt.

Bei den dezentralen

Batteriespeichersystemen,

die

auch für Regelenergie

genutzt

werden können,

ist es wichtig, dass die Batteriesysteme

die Steuerung und Zustandsüberwachung

über eine digitale Schnittstelle

zulassen.

Auch hier finden sich derzeit meist noch

proprietäre Schnittstellenprotokolle. Der

Hamburger Ökostrom-Anbieter Lichtblick,

ein Gründungsmitglied von VHP Ready, der

das Schwarm-Konzept offensiv ausbaut, hat

kürzlich bekannt gegeben, zukünftig Batteriesysteme

über ein standardisiertes Schnittstellenprotokoll

gemäß den VHP-Ready-Definitionen

zu etablieren.

Kontakt: Industrieforum VHPready e.V., Wolfgang

Lohmann, 10829 Berlin, +49 30 3988-4445,

wolfgang.lohmann@vhpready.de

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50,2 _ 2/2015 25


Sicherheit –

auf Zusatzebene

Im Rahmen der Partnerschaft

mit der mtG integriert

GÖRLITZ eine hochspezialisierte

IT-Sicherheitslösung

in sein Smart Meter Produkt.

Mit dem BSI-Schutzprofil und

der Technischen Richtlinie

TR-03109 für Smart Meter Gateways

wurden der Energiewirtschaft

anspruchsvolle Vorgaben zur

sicheren Kommunikation zwischen Smart

Meter Gateways und den dazugehörigen

externen Marktteilnehmern (EMT) geschaffen.

Im Abschnitt 4 der TR-03109 (Offiziell

seit Februar 2015) wird beispielsweise die

Architektur der Smart Metering - Public Key

Infrastruktur (SM-PKI) spezifiziert, die die sichere

Kommunikation zwischen den Kommunikationspartnern

(den EMTs), vor allem

Verteilnetzbetreiber, Messstellenbetreiber

oder Lieferanten, regelt. Alle beteiligten

Systeme müssen also in der Lage sein, eine

hohe Anzahl von Prozessen im Rahmen der

Zertifikats- und Schlüsselverwaltung souverän

zu managen. Vor diesem Hintergrund

müssen die Hersteller der Metering-Systeme

entscheiden, ob sie eine eigene Sicherheitslösung

entwickeln oder eine vorhandene

Lösung zukaufen wollen.

Partnerschaft von Spezialisten Der

Metering-Spezialist GÖRLITZ hat sich dafür

entschieden, die Security-Ansprüche auf

höchstem Niveau zu verfolgen und setzt

für sein Metering-System IDSpecto auf die

Zusammenarbeit mit dem IT-Security-Spezialisten

media transfer AG (mtG). Durch

die Anbindung der Security-Bausteine von

mtG an IDSpecto sorgt GÖRLITZ dafür, dass

alle sicherheitsrelevanten Prozesse gemäß

26

der Technischen Richtlinie TR-03109 des

Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik

(BSI) abgewickelt werden. Dabei

werden die Bereiche Security/Kommunikation

und der Anwendungsebene der

Smart Meter strikt voneinander getrennt.

Das 1995 gegründete Unternehmen mtG

aus Darmstadt steuert dabei seine umfassenden

Erfahrungen im Bereich Security

bei.

„Das Schlüsselmanagement von intelligenten

Messsystemen erfordert einen

hohen Grad an Flexibilität, sowohl bei der

IT-Security als auch bei der Kommunikation“,

sagt Christian Dietzel, Bereichsleiter

Produktmanagement bei GÖRLITZ. Das Management

des Verschlüsselungsprotokolls

zur sicheren Datenübertragung (TLS) ist für

wenige Verbindungen noch einfach handelbar.

„Bei einer Vielzahl von Smart Meter Gateways

die auf verschlüsselte Befehle warten,

müssen die verarbeitenden Systeme

jedoch entsprechend leistungsfähig sein“,

sagt Dietzel.

Von Beginn an sollte auf Performanz und

Clusterfähigkeit geachtet und eine dynamische

Skalierbarkeit sowie ein hoher Grad an

Automatisierbarkeit mit einbezogen werden.

Sowohl IDSpecto als auch die mtG-Lösung

erfüllen diese Anforderungen. Wenn

beispielsweise ein Hardware Security Modul

ausfällt, kann ein zweites im Parallelbetrieb

als High-Availability-Lösung weiterlaufen.

Sicherheit für GWA und EMT

Die Anbindung des mtG CryptoControllers

an IDSpecto war nach Angaben von

GÖRLITZ aufgrund der zur Verfügung stehenden

Web-Serviceschnittstelle einfach

und ohne umfassenden Eingriff in den Programmcode

möglich. Mittels eines VPN-Adapters

können zusätzlich zur Lösung für den

Gateway-Administrator (GWA) sichere Kanäle

zum Beispiel EMTs aufgebaut werden, die

nicht den Vorgaben der Technischen Richtlinie

(03109-4) unterliegen, jedoch auch

über eine sichere Kommunikation verfügen

müssen.

IDSpecto stehen künftig also sämtliche

kryptografische Operationen wie die Datenverschlüsselung

sowie Zertifikats- und

Schlüsselverwaltung, die im Rahmen der

Kommunikation mit einem Smart Meter Gateway

(in dem Fall von IDSpecto.HES.SMGW

und IDSpecto.GWA) benötigt werden, zur

Verfügung.

IDSpecto.HES.SMGW sorgt beim externen

Marktteilnehmer (EMT) dafür, dass die

Daten verlässlich aus einem SMGW entgegengenommen,

entschlüsselt, normalisiert

und anderen Systemen für die weitere Verarbeitung

zur Verfügung gestellt werden.

In IDSpecto.GWA – dem Modul für den Gateway-Administrator

– werden die SMGW

einfach und zuverlässig konfiguriert und

Aufgaben des Regelbetriebs umgesetzt.

Das Produkt mtG-Metering CA für eine

Public Key Infrastructure (PKI) übernimmt

dabei als Sub-CA die Zertifizierungsstelle.

Mit Hilfe des mtG-CryptoControllers

werden die mandantenfähige Massendatenkommunikation

mittels TLS-Verschlüsselung,

die CMS-Inhaltsdatensicherung

sowie das Zertifikatsmanagement sichergestellt.

Eine spezielle clusterfähige Software

für HSM und TLS-Management sorgt

für hohe Ausfallsicherheit und dynamische

50,2 _ 2/2015


Netztechnik und -Steuerung

Skalierbarkeit. Das erlaubt unter anderem

das kontrollierte Herausnehmen einzelner

Server für die Wartung, ohne dass der Betrieb

eingeschränkt wird. Über die in der

Technischen Richtlinie beschriebene SO-

AP-Schnittstelle werden die Zertifikate von

der Sub-CA angefordert und verlängert.

Dies kann je nach Konfiguration, entweder

auf Anforderung durch IDSpecto.GWA bzw.

IDSpecto.HES.SMGW oder automatisch vor

dem Ablaufdatum geschehen.

Flexibilität durch systemische

Trennung

Ebenso wie IDSpecto ist auch die mtG-Lösung

mandantenfähig. Das Einrichten beliebig

vieler Mandanten und Untermandaten

ist sowohl auf der GWA- als auch der

EMT-Seite möglich. Die Herstellerunabhängigkeit

von IDSpecto gilt auch für das von

mtG eingesetzte Hardware Security Modul.

„Kunden profitieren beim Einsatz dieser

professionellen Gesamtlösung von durchgängig

sicheren Prozessen, die sowohl auf

Seiten des GWA als auch beim EMT für die

BSI-Konformität beim Datenempfang und

der -verarbeitung sorgen“, resümiert Christian

Dietzel. Für die Umsetzung individueller

Geschäftsmodelle und Kommunikationsszenarien

der Messstellenbetreiber seien die

Interoperabilität, Mandantenfähigkeit und

Zukunftsfähigkeit wichtige Erfolgsfaktoren.

Die konsequente Trennung von Security

und Anwendung ermöglicht es, dass beide

Bereiche unabhängig voneinander verändert

beziehungsweise erweitert werden

können. Dies schafft eine weitreichende

Flexibilität für künftige Entwicklungen.

„Ist beispielsweise die Security Infrastruktur

einmal installiert, kann über die offene

Schnittstelle des mtG-CryptoControllers

eine CLS-Steuerungssoftware angebunden

werden, ohne die sicherheitsrelevanten

Prozesse erneut anfassen zu müssen“, beschreibt

Tamer Kemeröz, Vorstand der mtG.

Ebenso kann eine zusätzliche Anwendung

wie ein Workforce-Management-System an

IDSpecto schnell und einfach angebunden

werden.

Kontakt: GÖRLITZ AG, 56070 Koblenz, Telefon +49 (0)261 9285-0, www.goerlitz.com, media transfer AG (mtG), 64293 Darmstadt, +49 (0)6151 8193-0, www.mtg.de

Neuigkeiten zu IT-Sicherheit im Verteilnetz

Salzburg AG: Sichere Kommunikation

per RF und PLC

Die Salzburg AG hat den Vertrag mit Itron

für die zweiten Phase des Smart Grid-Pilotprojekts

geschlossen. Dort soll die

OpenWay-Smart-Grid-Lösung mit der

Edge Intelligence-Technologie von Itron

Riva erweitert werden. OpenWay Riva

baut auf der IPv6-Referenzarchitektur von

Cisco auf. Sie verwendet auf dem gleichen

Chipsatz sowohl Radiofrequenzträger

(RF) als auch Power-Line Carrier (PLC).

Damit will der Energieversorger unter anderem

Fernabschaltung, Zählerfernauslesung

und Netzwerkstabilität testen.

Die adaptive Kommunikationstechnologie

soll für sichere, flexible Konnektivität

bei höchstmöglichen Geschwindigkeiten

sorgen, bei der in Echtzeit zwischen RF

und PLC gewechselt werden kann.

ITF-EDV Fröschl kooperiert mit

Vodafone

ITF-EDV Fröschl bindet die M2M-Kommunikationsplattform

von Vodafone in

ihre Gesamtlösung für die Smart Meter

Administration nach BSI Standard ein.

Die Plattform stellt eine Anbindung der

Smart Meter Gateways an die Mobilfunkstandards

GPRS, UMTS sowie LTE sicher

und ist in die Smart Metering Administrationssoftware

der ITF-EDV Fröschl

über API-Schnittstellen integriert.

Eine reibungslose Installationsphase

und ein aktives Enstörungsmanagement

durch Realtime IP Monitoring ist nach Angaben

der Unternehmen gewährleistet.

Cisco unterstützt Kiwigrid

Bei der Kooperation zwischen Cisco

und Kiwigrid stehen die technologische

Konnektivität über das Internet

Protocol (IPv4 und IPv6), die Anbindung

von intelligenten Konzentratoren (etwa

intelligente Ortsnetztransformatoren)

sowie die Entwicklung eines gemeinsamen

Schulungs- und Supportkonzeptes

im Vordergrund.

Kiwigrid ist Anbieter einer Smart- Grid-

Application-Plattform, die dezentrale

Energieanlagen systematisch integriert

und steuert. Das Ziel ist es, sämtliche

dezentralen Geräte und Anlagen über

IP ansprechbar zu machen.

Das Unternehmen Cisco wird in den Bereichen

der Anforderungsanalyse, Leistungsbeschreibung

sowie bei benötigten

Bewertungen und Zertifizierungen

unterstützen und Hard- und Software

für den Bereich Field Area Network bereitstellen.

50,2 _ 2/2015 27


Sicher

auf der ganzen

Strecke

Um Löcher im Kommunikationsnetz beim Fernwirken und

Fernwarten zu schließen, bietet WAGO ein modulares

Steuerungskonzept mit integrierten Sicherheitsfeatures

Intelligente Verteilnetze gehören zu

den größten und wichtigsten Technologieprojekten

in der europäischen

Zukunftsstrategie. Solche IT-gestützten

Netze sind aber besonders anfällig für

Sabotage und Manipulation. Das Risiko von

Cyberattacken ist aufgrund der vielen Angriffsflächen

des IT-Netzes groß.

Das gilt insbesondere mit Blick auf die regelbaren

Netzelemente, vor allem sind das

Längsregler oder regelbare Trafostationen

(RONTS). Zwar gibt es inzwischen einige

hochintegrierte intelligente Ortsnetzstationen,

die als Komplettlösungen angeboten

werden, viele Netzbetreiber wollen aber

in kleineren, abgestimmten Schritten vorgehen.

Sie setzen auf die Integration klassischer

Industriekommunikation sowie

Mess-,Steuer- und Regeltechnik (MSR) ins

Verteilnetz, in Windkraftanlagen oder Blockheizkraftwerke.

Bei solchen „Nachrüst-Konzepten“

ist die IT-Sicherheit gewissermaßen

ein eigenes Themengebiet, dem besondere

Aufmerksamkeit geschenkt werden muss.

Modulares Steuerungskonzept

Der Mindener Automatisierungsspezialist

WAGO hat eine modulare MSR-Lösung im

Angebot, die flexibel aufgebaut und beliebig

erweitert werden kann. Der Controller

PFC200 – als Bestandteil des WAGO-I/O-

SYSTEMs 750 – besitzt dabei ein integriertes

Sicherheitskonzept. „Als Schutz gegen Hackerangriffe

ist die bisherige Vorgehensweise

über einen vorgeschalteten VPN-Router

zwischen Steuerung und Fernwirkstation

nicht mehr ausreichend“, sagt Daniel Wiese,

der bei WAGO als Global Key Account

Manager Smart Grid tätig ist. Um eine

TCP/IP-Verbindung also so zuverlässig wie

möglich zu schützen, sei eine Verschlüsselung

direkt aus dem Fernwirkgerät unabdingbar.

Daher ermöglicht es WAGO innerhalb

der Linux-Umgebung des Controllers

PFC200 Verschlüsselungstechnologien via

SSL/SSH zu implementieren. Der Sicherheitstunnel

lässt sich also via IPsec- (Protokoll-Suite)

oder OpenVPN-Verbindung

direkt aus der Steuerung realisieren. Weitere

Funktionen wie Dual-LAN sind ebenfalls integriert.

Neben den Security-Features unterstützt

die PFC200-Plattform nahezu alle

Kommunikationsprotokolle zur Vernetzung

und Übertragung. So lassen sich die verschiedenen

Teilnehmer beispielsweise über

IEC 60870/61850, DNP3, Modbus TCP/RTU

oder PROFIBUS vernetzen.

Als komplette Lösung für Betreiber eines

virtuellen Kraftwerks oder Verteilnetzes bietet

WAGO den PFC200 mit Linux-Plattform

im Schaltschrank mit Ein-/Ausgabebaugruppen,

Relais, Netzteil und Reihenklemmen

an. Der Schrank wird direkt am Ort

der Leistungserzeugung oder Energieverteilung

– also beispielsweise an der Windkraftanlage

oder dem Blockheizkraftwerk

– installiert.

Die Steuerung kommuniziert mit einer

Leitwarte, die beim Übertragungsnetzbetreiber

oder beim Betreiber eines Virtuellen

Kraftwerks ebenso jedoch bei Windkraftanlagen

oder an Blockheizkraftwerken liegen

kann. Gerade Übertragungsnetzbetreiber

fordern die Verschlüsselung der Datenübertragung

mittels Fernwirktechnik, wenn dezentrale

Erzeuger bei der Einspeisung von

Regelleistung für den Regelenergiemarkt

teilnehmen möchte.

Hintergrund dazu ist unter anderem der

Paragraph 11 Abs. 1a des Energiewirtschaftsgesetzes,

das den Betrieb eines sicheren

Energieversorgungsnetzes regelt. Bereits

Ende 2013 wurde der Entwurf eines IT-Sicherheitskatalogs

veröffentlicht, der die Schutzanforderungen

für die Verwendung von IKT

im Stromnetz regelt. Im April hat die Bundesregierung

nun einen Vorschlag für das

28

50,2 _ 2/2015


Netztechnik und -Steuerung

BDEW-Whitepaper:

Konkrete Regeln

Gesetz zur „Erhöhung

der Sicherheit informationstechnischer

Systeme“

(IT-Sicherheitsgesetz)

vorgestellt, das innerhalb

der nächsten zwei

Jahre umgesetzt werden

soll. Betreiber von Energieversorgungsnetzen

sollen damit verpflichtet

werden, hohe IT-Sicherheitsstandards

einzuhalten

und nachzuweisen,

Sicherheitsaudits durchzuführen und Sicherheitsvorfälle

zu melden. Der Gesetzesentwurf

wird zwar sowohl hinsichtlich des

Kosten-Nutzen-Verhältnisses (Stichwort: bürokratischer

Aufwand) als auch der hinterlegten

technischen Spezifikationen heftig

kritisiert. Der Gesetzesentwurf legt aber wie

andere Vorordnungen und Richtlinien (siehe

Kasten) die Messlatte hoch.

WAGO hat diees bei der Entwicklung der

Steuerung berücksichtigt und sie so konzipiert,

dass sie alle heutigen Vorschriften

berücksichtigt. Das bedeutet in erster Linie,

dass der Funktionsraum der Steuerung

eingeschränkt wird. Salopp formuliert: „Von

den tausend Dingen, die sie theoretisch machen

kann, führt die Steuerung nur noch die

wenigen Dinge aus, die erlaubt sind“, sagt

Wiese. Die Zugänge sind ebenfalls stark eingeschränkt

und geschützt. Dies entspricht

der gängigen Sicherheitsphilosophie im

Verteilnetz.

Anpassungen

Die Implementierung einer Steuerung im

Verteilnetz ist also immer als individuelles

Projekt zu sehen. Nicht nur die Steuerungsalgorithmen

stellt WAGO mit Partnern aus dem

Hochschulbereich individuell ein, auch beim

Sicherheitskonzept gilt es, mehrere Kompetenzen

zu bündeln. Versorger benötigen in

der Regel einen Sicherheitsbeauftragten. Bei

kleineren Stadtwerken sind dies oft Netzwerkadministratoren,

die im Office-Bereich arbeiten

und nun neue Verantwortungsbereiche

bekommen. „Häufig sind bei den Projekten

externe IT-Spezialisten dabei“, sagt Wiese. Im

Gegensatz zur industriellen Kommunikation,

bei der die Datenübertragung via Ethernet

seit Jahren üblich ist, beginnt die Strombranche

erst damit, Know-how für die IP-basierte

Automatisierung aufzubauen.

Gleiches gilt für die drahtlose Kommunikation,

die gerade bei ländlichen Netzen

das Mittel der Wahl ist. Hier bedient man

sich des digitalen Tetra-Funks, der eigentlich

für Behörden und Organisationen mit

Sicherheitsaufgaben (Polizei, Feuerwehr

etc.) eingeführt wurde, oder neu dem Digital

Im März hat der BDEW die neueste

Version des White Papers „Anforderungen

an sichere Steuerungs-und

Telekommunikationssysteme“

veröffentlicht. Darin wird auf den

internationalen Standard ISO/IEC

27002:2013 „Code of practice for

information security controls“ und

dessen Erweiterung für den Energiesektor

(ISO/IEC 27002) verwiesen.

Das BDEW-Papier orientiert sich an

diesen Normen.

Mobile Radio (DMR), einem digitalen Mobilfunk,

das erst 2006 als Standard verabschiedet

wurde. Gegenüber TETRA besitzt DMR

nicht nur größere Bandbreiten, sondern ist

auch kostengünstiger und fordert weniger

Wartungsaufwand. Steuerungsanbieter wie

WAGO setzen dabei auf Unternehmen, die

auf sichere funkbasierte Kommunikation

spezialisiert sind und deren Technologie je

nach Projekt integriert wird.

Auch bei der Betrachtung der Lebenszyklen

der MSR-Technik erfordert die Ausstattung

der intelligenten Verteilnetze ein

Umdenken. WAGO bietet eine lange Nachkaufzeit

für Komponenten an, die den Ansprüchen

der Betreiber gerecht wird. Im

Stromnetz gelten Lebenszyklen von teilweise

über 40 Jahren – beispielsweise klassische

Ortsnetztransformatoren. Diese sind selbst

mit qualitativ hochwertiger Automatisierungstechnik

nicht zu garantieren. „Jedoch

gibt es Anwendungen im rauen Umfeld, die

mit WAGO-Automatisierung seit fast 20 Jahren

reibungslos ihren Dienst tun“, so Wiese.

Kontakt: Wago Kontakttechnik GmbH & Co. KG, 32423 Minden, Daniel Wiese, Global Key Account Manager Smart Grid, 0571/887-0, daniel.wiese@wago.com

50,2 _ 2/2015 29


Künstliche

Intelligenz

im Netz

Mit dem Smart Operator testet die RWE mit

ihren Projektpartnern ein selbst lernendes

System zur Steuerung intelligenter Netze.

In der alten Welt floss der Strom nur in eine

Richtung: vom Kraftwerk stufenweise heruntergespannt

bis hin zu den Verbrauchern.

Die neue Energiewelt ist deutlich vielseitiger:

Stromverbraucher werden zu Erzeugern, Verteilnetzbetreiber

zu Einsammlern von Energie.

Weder Stromertrag noch -verbrauch lassen

sich genau planen. Die RWE Deutschland

hat vor diesem Hintergrund für die intelligente

Netzsteuerung vor Ort den „Smart Operator“

entwickelt, der seit dem vergangenen

Jahr in drei Projektregionen getestet wird.

Smart Operator nutzt Potentiale

Der Smart Operator ist etwa so groß wie ein

Taschenbuch und vergleichbar mit einem

kleinen Computer. Installiert in Ortsnetzstationen

des lokalen Stromnetzes bündelt

diese Gerät alle wesentlichen Informationen

aus dem Niederspannungsnetz, an dem

auch die Haushalte angeschlossen sind: Wie

viel Strom steht aktuell zur Verfügung? Wie

viel wird nachgefragt? Stehen Stromspeicher

zur Verfügung, wie beispielsweise Batterien

oder an eine Ladestation angeschlossene

Elektroautos? Welche Leistung bieten

Photovoltaikanlagen auf dem Hausdach?

Der Smart Operator steuert intelligente

Geräte in den Haushalten sowie zentrale

Komponenten im Ortsnetz und ermittelt

unter anderem anhand von Wetterprognosen

die zu erwartenden Einspeisungen

sowie Lasten, aber auch die Aufnahmefähigkeit

und Speichermöglichkeiten im

Stromnetz. Der Smart Operator stimmt

diese Faktoren auf Basis der aktuellen Messwerte

aufeinander ab und bringt sie in Einklang

miteinander. Bei dem von der RWE

zusammen mit der PSI entwickelten Smart

Operator handelt es sich um ein selbst lernendes

System: Die Steuerung wertet den

Erfolg der Aktionen aus und optimiert so

die Handlungsstrategien immer weiter. Er

arbeitet auf Basis eines gemeinsam mit der

Rheinisch-Westfälischen Technischen Hochschule

Aachen (RWTH) entwickelten Steuerungsmodells.

Im Praxistest in den Modellregionen steht

der Smart Operator im Gesamtkontext

Smart Grid: Konkret geht es also nicht nur

darum, ein System zu testen, sondern Erfahrungen

beim bedarfs- und kundenorientierten

Aufbau und Betrieb eines intelligenten

Stromnetzes zu sammeln. Von besonderem

Interesse ist dabei der Ausgleich von

schwankender Stromerzeugung und variierenden

Verbrauchslasten.

Die Pilotprojekte bauen dementsprechend

auf Erkenntnissen des Programms

Smart Country von RWE Deutschland zum

Aufbau intelligenter Verteilnetze auf. Als

erstes der bundesweit drei Smart-Operator-Projekte

von RWE Deutschland ist das

Projekt in der Wertachau, einem Ortsteil von

Schwabmünchen, im Juli 2014 nach fast

zweijähriger Vorbereitungszeit in die Praxisphase

gegangen.

Smart Grids mit umfangreichen

Komponenten

Verantwortlich für die Umsetzung sind

die Lechwerke in Augsburg, die die realisierte

Lösung als eine der umfassendsten

Smart-Grid-Installationen in Deutschland

bezeichnen: Mehr als 100 Haushalte, die mit

30

50,2 _ 2/2015


Netztechnik und -Steuerung

PV-Anlagen auf den Dächern vielfach selbst Strom

erzeugen, sind beteiligt. In das Netz sind intelligente

Stromzähler, verschiedene intelligente Hausgeräte in

Privathaushalten, Wärmepumpen. ein zentraler Batteriespeicher

sowie ein regelbarer Ortsnetztransformator

und innovative Netztechnik integriert.

Neben der Frage, welchen Beitrag die Steuerung

einzelner intelligenter Komponenten durch den

Smart Operator im Ortsnetz leisten kann, steht im

Rahmen des Projekts auch der Einsatz intelligenter

Stromzähler in den Haushalten im Fokus. Unter Beachtung

der strengen Vorgaben des Bundesdatenschutzgesetzes

(BDSG) wird dazu die Übertragung

der Leistungs- und Verbrauchswerte über das Glasfasernetz

untersucht.

Ebenfalls im Verantwortungsbereich der Lechwerke

erfolgte Ende September 2014 die Inbetriebnahme

des intelligenten Netzes in der Modellregion Kisselbach

im Hunsrück. Der Freistaat Bayern, wo man

dem Netzausbau bekanntermaßen kritisch gegenübersteht,

zeichnet LEW-Vorstandsmitglied Dr. Markus

Litpher und Dr. Arndt Neuhaus, Vorstandsvorsitzender

von RWE Deutschland aufgrund der Initiative

sogar als „Gestalter der Energiewende“ aus.

Kommunikation über

Breitband Powerline

Seit dem 18. April 2015 ist das

dritte „Smart Operator“-Modellprojekt

in der Gemeinde

Wincheringen im Landkreis

Trier-Saarburg in Betrieb. Hier

erfolgt die gesamte Datenübertragung

im Verteilnetz über das

Breitband-Powerline-System

der Power Plus Communications

aus Mannheim. Dieses System,

bestehend aus Headend, Repeater

und Gateway, ist durch die

Verwendung eines sehr breiten

Frequenzbandes in der Lage,

das bestehende Stromnetz zur

Übertragung von Datenpaketen

nach dem weltweit gültigen Internet-Protokoll

(IP) zu nutzen.

Projektleiter Stefan Willing

(RWE Deutschland) erläutert: „Indem

wir auf die Kommunikation

über Breitband-Powerline setzen,

können teure Baumaßnahmen

für Telekommunikationsnetze

in der Niederspannung

entfallen.“

Die Validierungsphase des

Konzeptes läuft noch bis Ende 2015. Die gewonnen

Ergebnisse fließen unmittelbar in die Planungsund

Betriebsgrundsätze der Verteilnetzregionen

von RWE Deutschland ein. Dr. Arndt Neuhaus (Vorstandsvorsitzender

RWE Deutschland) erklärt: „Wir

untersuchen in den Smart-Operator-Projekten, wie

der Betrieb der Ortsnetze durch

den Einsatz künstlicher Intelligenz

optimiert werden kann. Ziel

ist, die lokale Netzinfrastruktur

durch eine intelligente Steuerung

mit neuartigen Komponenten

effizienter zu nutzen."

Die Projektleitung für das

Smart-Operator-Gesamtprogramm

liegt bei RWE Deutschland,

die für den Feldttest insgesamt

7 Millionen Euro investiert.

Weitere Partner sind die RWTH

Aachen, die Universität Twente (Niederlande)

und die Unternehmen PSI,

Hoppecke, Maschinenfabrik Rheinhausen,

Horlemann sowie Stiebel Eltron.

Alle wesentlichen

Smart Grid-Komponenten

sind in

den Testprojekten

vernetzt und werden

vom Smart Operator

gesteuert.

Der Smart Operator

bestimmt und reguliert

in einem dauernden Aktualisierungsprozess

das

Verhältnis von Angebot

und Nachfrage im Netz.

Kontakt: RWE Deutschland AG, 45128 Essen, T el. +49 201 12-08, www.rwedeutschland.com

50,2 _ 2/2015 31


Asset- und Workforce-management

Mobiler Service

für Windkraftanlagen

Senvion standardisiert Serviceprozesse

mit der NEO

Mobile Suite von FRITZ &

MACZIOL

Die Zeitfenster für den Service einer

Offshore-Windkraftanlage sind sehr

kurz. Deswegen muss jeder Handgriff

sitzen und die Techniker dürfen sich

nicht in die Quere kommen. Etwas weniger

zeitkritisch, aber ebenfalls komplex, ist die

Wartung von Windrädern an Land. Um die

Abläufe sowohl zu Wasser als auch zu Lande

zu optimieren, hat sich der Windenergiespezialist

Senvion SE für den weltweiten Einsatz

der NEO Mobile Suite, des Mobile Workforce

Management-Systems für SAP von FRITZ &

MACZIOL, entscheiden. Nach der erfolgreichen

Einführung in den vier Offshore-Stützpunkten

sowie in Großbritannien und

Frankreich folgen nun Deutschland, Italien,

Nordamerika und Australien.

Senvion entwickelt, produziert und vertreibt

Windenergieanlagen für nahezu jeden

Standort – mit Nennleistungen von 2 bis 6,15

Megawatt und Rotordurchmessern von 82

bis 152 Metern. Das Unternehmen beschäftigt

mehr als 3.400 Mitarbeiter in aller Welt

und verfügt über die Erfahrung aus der Fertigung

und Installation von über 5.900 Windenergieanlagen.

Damit gehört Senvion zu

den weltweit führenden Herstellern sowohl

im Onshore- als auch im Offshore-Bereich.

Zur Unterstützung der Service-Teams hatte

Senvion schon im Jahr 2008 das erste System

für das Mobile Workforce Management

eingeführt, damals auf Basis von SAP MAM

(Mobile Asset Management). Nachdem dies

den gestiegenen Anforderungen nicht mehr

genügte, startete der Windenergieanlagenhersteller

im Jahr 2011 einen intensiven Auswahlprozess.

Insgesamt neun Lösungen nahm Senvion

genau unter die Lupe und am Ende mussten

sich die beiden Finalisten einem ausführlichen

Proof-of-Concept stellen. Die Entscheidung

fiel letztendlich zugunsten der

NEO Mobile Suite von FRITZ & MACZIOL. „Ein

wichtiger Grund war sicherlich die Tatsache,

dass das System direkt auf SAP aufsetzt und

damit voll integriert

arbeitet. Vor allem

aber auch die flexiblen

Anpassungsmöglichkeiten

an die

teilweise speziellen

Anforderungen von

Senvion gaben für

uns den Ausschlag“,

beschreibt Dennis

Thiessen, Senior Expert

Service Optimization

bei Senvion, die

Gründe für die Auswahl.

Der Hauptauslöser für die Neuorientierung

kam aus dem Offshore-Bereich. Denn

wer hier die Service-Prozesse schnell und

vor allem ohne Reibungsverluste abwickeln

kann, gewinnt einen echten Wettbewerbsvorteil.

Bis zu sechs Techniker sind bei einem

Einsatz gleichzeitig in einer Windenergieanlage

aktiv. Sie dürfen sich dabei nicht behindern,

denn Zeit ist auf hoher See im wahrsten

Sinne des Wortes kostbar. Schließlich

werden die einzelnen Teams mit Helikoptern

oder per Schiff zum Windrad gebracht und

wieder abgeholt, was mit erheblichen Kosten

verbunden ist.

Schon vor der Einführung der NEO Mobile

Suite hatte Senvion deswegen ein Workflow-Konzept

aufgebaut, das in der neuen

Lösung zunächst als Kombination zwischen

einer elektronischen Checkliste und einer

Messwerteerfassung über die mobilen Panasonic

Toughbooks abgebildet wurde. Der

dazugehörige Dialog wurde von den FRITZ

& MACZIOL-Spezialisten für die eingesetzten

Touch-Screens auf Windows-Basis entwickelt.

Dabei galt es, den Dialog möglichst

Architektur und Lösungsvarianten

der NEO Mobile Suite

32

50,2 _2/2015


Rubrik

Asset- und

Workforce-

Management

WEA in Husum: Die Wartungsarbeiten

werden in einem eng mit SAP integrierten

Workforce Management System unterstützt. .

übersichtlich zu halten. Schließlich müssen

bei Offshore-Anlagen zwischen 750 und 800

Mess- und Checklistenpunkte abgearbeitet

werden, bei einer Anlage an Land sind es immerhin

noch 450 bis 500.

Die Arbeiten betreffen dabei sämtliche Teile

des Windrads, vom Rotor über die Getriebe

und Umrichter bis hin zu den hydraulischen

Systemen. „Wir haben diese Komponentenstruktur

komplett auf die einzelnen Messpunkte

heruntergebrochen und in der NEO

Mobile Suite hinterlegt. Künftig wollen wir an

jedem Punkt dieser Struktur entsprechende

QR-Codes hinterlegen, so dass der Techniker

diese mit dem mobilen Rechner nur noch

scannen muss und so noch sicherer durch

den kompletten Prozess geführt werden

kann“, so Dennis Thiessen zur Umsetzung.

„Für uns ist dieses Projekt eine einmalige

Chance, weltweit ein standardisiertes

Vorgehen einzuführen. Das ist auch eine

wichtige Voraussetzung für die Umsetzung

der 'Zustandsbasierten Instandhaltung', wir

optimieren somit die Zusammenarbeit zwischen

dem Condition Monitoring und der

allgemeinen Betriebsdatenerfassung“, beschreibt

Dennis Thiessen ein wichtiges Ziel.

Um dies zu erreichen, wurde und wird das

Projekt mit Hilfe von Key-Usern umgesetzt.

Beginnend mit einer Mitarbeiterin, die die

Rolle des „Global Key-Users“ einnimmt und

die regionalen Schlüsselanwender jeweils

vor Ort intensiv schult, erfolgt die weitere

Ausbildung der mehr als 700 Servicetechniker

ebenfalls über solche Multiplikatoren.

Der Vorteil: Es werden keine externen Kräfte

benötigt, das NEO-Team von FRITZ & MAC-

ZIOL muss lediglich für Entwicklungsaufgaben

und technische Fragen herangezogen

werden. „Der ‚mobile Techniker’ steht für uns

im Mittelpunkt. Seine Arbeit zu erleichtern,

ihn komplett vom Papier zu befreien und vor

allem die Servicequalität zu sichern, sind die

Hauptziele“, erläutert Dennis Thiessen.

Dazu trägt auch die enge Integration in

SAP bei: Sämtliche Daten, die der Techniker

unterwegs erfasst, seien es Arbeitszeiten,

Materialien, Checklisteneinträge oder Messdaten,

werden direkt und ohne Systembrüche

in das Hauptsystem überspielt. Dazu

gehört darüber hinaus das Fehlermanagement,

bei dem alle aufgetretenen Mängel

und Schäden mobil erfasst werden. Auch

windenenergiespezifische Statusmeldungen

werden automatisiert zwischen dem

SAP-System und der NEO Mobile Suite ausgetauscht,

etwa aus der Fernüberwachung,

bei Unterbrechungen oder der Wiederinbetriebnahme

mit reduzierter Leistung. Die

Prozesse reichen dabei bis hin zum Versand

von Kundenbenachrichtigungen oder dem

Ausdruck von Berichten – für Kunden, die

nach wie vor auf Papier bestehen. Aber

auch ganz andere Daten, wie etwa Health &

Safety-Informationen, sollen dem Techniker

künftig aus SAP heraus mobil zur Verfügung

gestellt werden.

Nach dem erfolgreichen Rollout in den

Offshore-Stützpunkten in Frankreich und

Großbritannien erfolgt 2015 die Einführung

in zahlreichen weiteren Ländern. Parallel

dazu wird das System stetig ausgebaut. So

sollen künftig neben den Windows-Toughbooks

auch Android und iOS-fähige Smart

Phones und Tablet PCs eingebunden werden,

um so Teilfunktionen wie die Auftragsstatussteuerung

benutzerfreundlicher zu

gestalten. „Schon heute sind wir mit dieser

Lösung Vorreiter in der Windenergiebranche

– ein Vorsprung, den wir unbedingt halten

wollen. Denn durch den konsequenten Einsatz

des Mobile Workforce Managements haben

wir inzwischen echte Wettbewerbsvorteile

gewonnen“, stellt Dennis Thiessen fest.

Kontakt: NEO Solutions GmbH, Jens Beier, 30159 Hannover, Tel. +49 511 123 549-0, jbeier@fum.de

50,2 _2/2015 33


Iterative

Datenintegration

Westnetz entwickelt aus einem

Projekt für die systemübergreifende

Qualitätssicherung von netzbezogenen

Datenbeständen ein Technisches

Business Warehouse. Im Laufe

des Projekts sind viele neuartige

Funktionen entstanden, die den veränderten

Anforderungen der

Netzbetreiber Rechnung tragen.

Beim Stichwort Energiewende reagiert Peter Mathis, Leiter des

Regionalzentrums Neuss des Netzbetreibers Westnetz, spontan:

„Ich habe schon überlegt, dazu ein Buch zu schreiben“. Neben

den vielen Anekdoten und Berichten aus dem Innenleben des

größten deutschen Verteilnetzbetreibers würde es dem Energietechniker

dabei um die vielen Missverständnisse und thematischen Fehlinformationen

gehen, die zum Teil über die Medien in den letzten Jahren verbreitet

wurden. Klar ist für Mathis: „Die Energiewende erfordert ein komplett

neues Denken für die Netzbetreiber“. Und dazu gehört auch das Überdenken

von IT-Strategien. Die Netzbetreiber stecken dabei gewissermaßen in

den Fesseln ihrer Historie. Wurde in den letzten Jahren eine Vielzahl von

Fachsystemen installiert, die alle für einen bestimmten Aufgabenbereich

maßgeschneidert waren, so ändert sich jetzt die Sicht auf die IT. Westnetz

verlässt daher das Systemdenken und richtet seine Aufmerksamkeit wieder

mehr auf die Daten, in denen der eigentliche Mehrwert enthalten ist.

Langfristig gesehen steht hinter diesem Gedanken eine Vision. Sie lautet

vereinfacht: Jeder Mitarbeiter nutzt je nach Aufgabenstellung eine

maßgeschneiderte Anwendung, die im Hintergrund auf die Daten aus

verschiedenen Fachsystemen zurückgreift, die sie benötigt. „In Zukunft

34

50,2 _ 2/2015


Asset- und Workforce-management

wird man nicht mehr die Frage stellen, in welchem

System man arbeitet. Es geht nur darum, für bestimmte

Aufgaben die bestmögliche Unterstützung

durch Software zu haben und auf alle Daten

zuzugreifen, die dazu notwendig sind“, erläutert

der Elektroingenieur Mathis.

Soweit die Vision. Der Weg dorthin ist jedoch

weit und bringt erhebliche Herausforderungen

mit sich, ist sich Mathis sicher. Doch einen ersten

entscheidenden Schritt hat Westnetz dazu bereits

getan, und Projekte zur Qualitätssicherung der

netznahen Datenbestände durchgeführt. Denn

dies ist die erste und wichtigste Voraussetzung für

sämtliche Prozesse und Anwendungen. Der Erfolg

bestätigt diesen Ansatz, nicht nur weil Pilotprojekte

bereits abgeschlossen sind und Westnetz beschlossen

hat, die Qualitätssicherung auf das gesamte

Unternehmen produktiv auszurollen. Vor allem

sind im Laufe der Projekte bereits neue Ideen und

Funktionen entstanden, die – hier liegt ein Alleinstellungsmerkmal

im Vergleich zu vielen anderen,

oft fehlgeschlagenen Datenprojekten – bereits erfolgreich

realisiert wurden.

Verbesserung der Datenqualität

Westnetz hat in den Jahren 2010 bis 2014 etwa

mit der QS-DB ein Datenbanksystem installiert, in

dem nach und nach alle relevanten Netzdaten aus

produktiven Anwendungen und externen Datenquellen

integriert, transformiert und konsolidiert

den Daten-Quellsystemen unterwirft“, beschreibt

Geschäftsführer Thomas Hartkopf. Die QS-DB

verfügt dabei über leistungsfähige Schnittstellen.

Eine Prozesssteuerung übernimmt regelbasiert alle

Aufgaben. Sämtliche Funktionen - inklusive der auf

Betriebssystemebene auszuführenden Programme

- sind dabei direkt in der Datenbank gespeichert.

Dadurch ist der technische Aufwand beim Betrieb

der QS-DB deutlich verringert.

Entwicklungsbasis ist ein relationales Datenbankmodell,

das auch komplexe topologische Zusammenhänge

verknüpfen kann. Westnetz hat dabei

Sachdateninformationen und graphische Daten

in der Datenbank aus den unterschiedlichen operativen

Datenbeständen zusammengeführt und

innerhalb eines einheitlichen Datenmodells integriert.

Die Liste der integrierten Datenbestände ist

sehr umfassend. Beispiele sind Bestandsplanwerke

der verschiedenen Sparten, Zählerdaten, Einspeisedaten

aus regenerativen Quellen, Betriebsmittel,

Mittel- und Hochspannungstopologien aus der

Leittechnik, Planungsdaten und Schaltzustände

aus Netzberechnungssystemen, Wartungsdaten

aus dem Instandhaltungssystem SAP-PM oder Adressdaten

von Hausanschlüssen.

Dabei ist es möglich, innerhalb weniger Stunden

eine sehr große Datenmenge in die entsprechenden

Strukturen zu integrieren. Nach Angaben von

Westnetz kann beispielsweise ein Netz mit circa 3,5

Millionen Hausanschlüssen und 50.000 Stationen

worden sind. Für die Durchführung ist

die Firma Hartkopf DV aus Mülheim an

der Ruhr verantwortlich. Zunächst hat Komplexe Datenintegration bei Westnetz

das auf Datenintegration spezialisierte

Unternehmen Inkompatibilitäten

zwischen Dokumentation und kaufmännischen

Systemen bereinigt, verschiedenartige

Begrifflichkeiten geklärt

und topologische Zusammenhänge

geschaffen. Die anfallenden Fehler und

Inkonsistenzen werden auch an die Primärsysteme

rückgemeldet, die dann

ihren Datenbestand Schritt für Schritt

verbessern helfen . „Hartkopf DV schlug

einen innovativen und zugleich pragmatischen

Ansatz vor, um die vielfältigen

und komplexen Anforderungen zu

meistern“, stellt Mathis klar.

Konkret steht ein komplexes Verfahren

für die Fusion und Duplikaterkennung

dahinter. „Konsistenz erreicht man

sukzessive, indem man entsprechende

Zuordnungs- und Fehlerproblematiken

aufzeigt und einem kontinuierlichen Bereinigungsprozess

in den entsprechen-

Über Westnetz

Die Westnetz mit Sitz in

Dortmund ist der Verteilnetzbetreiber

für Strom und

Gas im Westen Deutschlands.

Das Unternehmen ist

eine 100-prozentige Tochter

der RWE Deutschland AG.

Westnetz betreibt mit 5.200

Mitarbeitern eine Vielzahl

von Netzen unterschiedlicher

Eigentümer im Westen

Deutschlands. Im RWE-Konzern

verantwortet Westnetz

im regulierten Bereich

Planung, Bau, Instandhaltung

und Betrieb von 190.000

Kilometern Stromnetz und

28.000 Kilometern Gasnetz.

50,2 _ 2/2015 35


Rubrik

Instandhaltung bei der

Westnetz: Derzeit werden

auch für die mobile Auskunft

alle netzbezogenen

Daten in einem speziellen

Datawarehouse zusammengeführt.

in wenigen Stunden analysiert werden. Westnetz

kann auf Knopfdruck feststellen, welche der rund

300.000 im Netz integrierten Anlagen an welchen

Punkten genau ans Übertragungsnetz angeschlossen

sind.

Solche Fragestellungen sind wichtig, weil Westnetz

gewissermaßen als Umschlagplatz für die

Einspeisevergütungen zwischen dem Betreiber

der Anlagen und dem Übertragungsnetzbetreiber

fungiert und in diesem Umfeld viele Auswertungen

und Analysen gefordert sind. Die Reports sind dabei

je nach Aufgabenbereich und Netzebene maßgeschneidert.

So gibt es auch spezielle Reports für

die 110-kV-Ebene.

Ideen und Funktionen

entstanden im Projekt

Viele Software-Projekte scheitern nicht aufgrund

mangelnder funktionaler Vielfalt, sondern weil die

Datenqualität nicht ausreicht. Bei Westnetz zeigt

sich die umgekehrte Situation. „Aus dem Knowhow

der Datenmigration sind in der Java-basierten

Datenbankanwendung viele Funktionen für Datenauswertung

und Reportings entstanden“, berichtet

Mathis. Dies weicht durchaus vom üblichen Vorgehen

ab, denn ein Großteil der Leistungen sind nicht

im Vorhinein innerhalb eines umfassenden Lastenheftes

aufgenommen wurden, sondern wurden im

Laufe des Projektes definiert. Ursprünglich intendiert

war die Erstellung einer Qualitätssicherung

für die Daten innerhalb eines GIS-Migrationsprojektes,

denn die 2013 aus einem Zusammenschluss

mehrerer Gesellschaften entstandene Westnetz

konsolidiert ihre Systeme und führt durchgängig

ArcFM UT von AED-SICAD ein. QS-DB sollte für

die Datenmigration ursprünglich „nur“ eine Art

Scharnier bekommen, heute bezeichnet Hartkopf

DV es als Technisches Data Warehouse (TDW). Der

Hauptteil der Sachdaten stammt dabei aus den Business-Systemen

von SAP.

Das TDW enthält neben den Data-Warehouse-typischen

Eigenschaften zusätzlich noch ein reichhaltiges

Funktionsangebot. Die Anwendungsvielfalt

der QS-DB ist bei dem Projekt – bei diesem Aspekt

ist Westnetz der eingangs erwähnten Vision schon

ein gutes Stück näher gekommen – nicht das Resultat

einer Erweiterung eines einzelnen Systems,

sondern bedient konkrete Anforderungen im

Netzbetrieb, die nur durch die realisierte Datenintegration

erfüllt werden können. Dazu gehört

eine Netzberechnung der Niederspannungsnetze,

die zwar nicht das angestammte System (Neplan)

der Westnetz ersetzen soll, durchaus aber wichtige

einfache Netzberechnungen zum Spannungsband

enthält.

Änderungen in Last und Leistung sind in mehreren

Stationsnetzen so jederzeit in der QS-DB rechenbar

und können grafisch (Ampelfarben) dargestellt

werden, beispielsweise bei Anschlussbewertungen

von neuen Einspeisern. Zuvor mussten die Daten für

solche Berechnungen händisch zusammengeführt

werden, was insgesamt mehrere Stunden kostete.

Da die QS DB auch in der Lage ist, simulierte

Szenarien durchzurechnen kann unmittelbar abgeschätzt

werden, welche Änderungen sich im Netz

beispielsweise durch neu integrierte Einspeiser,

vergrößerte Leitungskapazität oder Installation

eines regelbaren Ortsnetztrafo ergeben würden.

„Innerhalb solcher Szenarien können wir auch die

Auswirkungen bis in die Hoch- und Höchstspannungsebene

analysieren, wo dann zusätzlich die

Windenergieeinspeisung Berücksichtigung findet“,

beschreibt Peter Mathis.

Da für das Verteilnetznetz auch die Schaltzustände

in der Datenbank hinterlegt sind, können

die Techniker beispielsweise auch prüfen, ob mit

relativ einfachen Maßnahmen die Gesamtkapazität

des Verteilnetzes erhöht und das Spannungsband

eingehalten werden kann. Ebenso hinterlegt sind

die Möglichkeiten, Ladestationen für die Elektromobilität

oder die Installation von Nachtspeicherheizungen

zu simulieren: Allesamt also Fragen, die

Netzbetreiber wie die Westnetz in Zukunft mehr

und mehr beschäftigen dürften.

Kontakt: Hartkopf DV-Integration und Geodaten GmbH, Thomas Hartkopf, 45470 Mülheim a.d. Ruhr, +49 208 69888011, thomas.hartkopf@hartkopf.biz

Westnetz GmbH, Peter Mathis, Collingstraße 2, 41460 Neuss, +49 2131 712020, Peter.mathis@westnetz.de

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50,2 _ 2/2015


asset- und workforce-management

Kundenservice mit

den Fingerspitzen

Touch-Funktionalität

soll mobileX-MIP for

Field Service noch anwendungsfreundlicher

machen

Mit zahlreichen Neuerungen wartet die

Version 4.1 der Mobile Workforce Management-Suite

von mobileX auf, die bei

der diesjährigen Hannover Messe vorgestellt

wurde. So wurde mobileX-MIP for Field

Service mit einer neue Touch-Funktionalität

ausgestattet, die sich speziell an den teilweise

schwierigen äußeren Arbeitsbedingungen

der Service-Techniker oder Monteure

orientiert: So sollen größere Zeichen und

Buttons sowie ein erweiterter Zeilenabstand

für eine komfortable Bedienung sorgen. Alle

Eingabebereiche erscheinen im Touch-Modus

als extra Dialoge und lassen sich mit

einem Finger steuern. Unterschriften lassen

sich auf dem berührungsempfindlichen Display

ohne zusätzliche Hardware erfassen. Je

nach Arbeitsumgebung oder Lichtverhältnissen

kann der Anwender zwischen dem

Desktop- und Touch-Modus sowie zwischen

dem dunklen und hellen Design wechseln.

Die neue Touch-Funktionalität

wird auf allen Laptops,

Convertibles oder Tablets

ab Windows 7 unterstützt.

Auch die Branchenlösung

mobileX-MIP for Metering

für den Einsatz auf

Android-Smartphones und

–Tablets wurde weiterentwickelt.

So können Ableser

Gas- und Wasserzähler nun

elektronisch mittels Optokopf

ablesen, eine Sperrung

oder Wiederinbetriebnahme

von Zählern vornehmen

sowie den Einbau, Ausbau

oder Wechsel von Zählern

dokumentieren.

Das Service Pack für

die Version 4.0 der Mobile

Workforce Management-Suite

umfasst einige

neue Funktionen für die Erweiterung

dynamischer Formulare von mobileX-MIP

for Field Service. Diese ermöglichen es den

Außendienstmitarbeitern nun auch, Daten

in Form von Tabellen zu erfassen oder Formulare

um weitere, bisher nicht vorgesehene

Einträge, über einen „+“-Button zu erweitern.

Bei einseitigen Formularen lässt sich

Für die Touch-Funktionalität wurde der Windows Client komplett überarbeitet. Die neue Benutzeroberfläche

ermöglicht eine Darstellung mit hellem oder dunklem Hintergrund.

Dynamische Formulare und die Einbindung von

Bing-Karten sind weitere Neuerungen der Mobile Workforce

Management Suite.

die Navigation ausblenden. Zudem kann der

technische Außendienst die PDF-Version der

ausgefüllten Formulare auch an den Servicebericht

anfügen.

Für mobileX-Dispatch, die Lösung zur grafischen

Einsatzplanung, bietet das Service

Pack eine verbesserte Unterstützung von

BING-Karten. Disponenten können sich bei

Service-Aufträgen in der Online-Karte per

Mouseover weitere Informationen zu einem

Vorgang anzeigen und die Route straßengenau

darstellen lassen. Zudem wurde die

Nutzerfreundlichkeit optimiert: Disponenten

können Vorgänge direkt im Gantt-Diagramm

verknüpfen und horizontal mit der

Maus scrollen. Darüber hinaus ermöglicht

es eine erweiterte Navigation, vom momentanen

Zeitpunkt direkt auf den aktuellen,

den vergangenen oder den nächsten Tag zu

springen.

Kontakt: mobileX AG., Patricia Dittmar, 81675 München, Tel. +49 89 542433-517, patricia.dittmar@mobilexag.de

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Integriertes

Axpo betreibt auch Netze in alpinen Regionen,

hier in einem Nebental des Rheintals

in Graubünden. Unten die Netzleitstelle in

Baden nordwestlich von Zürich.

Asset Management

Axpo setzt auf ein integriertes Asset

Management, das sowohl den operativen

als auch den strategischen Teil

abdeckt und auf einer integrierten

IT-Landschaft aufsetzt. Partner sind

die Firmen SAG und entellgenio.

Der frühe Vogel fängt den Wurm, aber erst die zweite

Maus bekommt den Käse: Ob die Divisionsleitung Netze

des Schweizer Energieversorgers Axpo im Jahr 2011 bei

der Initiierung des Projekts für das Asset-Management

so gedacht hat, ist nicht verifizierbar. Sinngemäß könnte es aber

die Losung gewesen sein. Denn mit dem Thema integriertes Asset

Management (iAM) sind die Nordostschweizer gleichermaßen

früh und spät dran, je nachdem, welchen Blickwinkel man wählt.

In Sachen Asset Management Strategien ist der deutsche Markt

beispielweise schon weiter fortgeschritten. Hinsichtlich der Anreizregulierung,

der zweiten und bis dato noch nicht festgelegten

Stufe der Strommarktliberalisierung in der Alpenrepublik, ist Axpo

jedoch ein Vorreiter. Das Unternehmen erwartet also gleich zwei

positive Effekte: Einerseits will man für die Schweizer Energiewen-

38

de früh gerüstet sein, andererseits

möchte Axpo

von den iAM-Erfahrungen

aus dem deutschen

Markt profitieren.

Eine sichere, wettbewerbsfähige

und umweltverträgliche

Energieversorgung

steht für

Axpo weiterhin an erster

Stelle. Axpo strebt wie der

Schweizer Bundesrat eine

nachhaltige Energiezukunft

an und anerkennt,

dass in der heutigen politischen

und wirtschaftlichen Situation die Energiezukunft

ohne die ursprünglich geplanten Ersatz-Kernkraftwerke

ausgestaltet werden muss. Axpo investiert dafür verstärkt

in profitable Produktionskapazitäten im Bereich der neuen

Energien, in Energiedienstleistungen sowie in den Neu- und

Ausbau der Netzinfrastruktur.

Um das Kapital optimal einzusetzen, benötigt die Division

Netze der Axpo ein Werkzeug, das im Sinne des iAM (siehe

Kasten) die Betriebskosten und -risiken ganzheitlich über die

gesamte Lebensdauer der Anlagen bewerten soll. Axpo hat-

50,2 _ 2/2015


asset- und workforce-management

te daher bereits im Jahr 2011 das Asset Management-Projekt

aufgesetzt, das gleichermaßen die operativen und die

strategischen Facetten des Themas umfassen sollte. Das Ziel

war die optimale Balance zwischen Versorgungsqualität und

Kosteneffizienz.

Das Grundprinzip der Lösung ist die Zusammenführung

des operativen und strategischen Regelkreises zu einer integrierten

Gesamtlösung. Axpo bezeichnet den einen Teil

des Ansatzes als Zustands- und wichtigkeitsorientierte Asset-Bewertung

(ZWAB). „Am Ende der Kette steht dann die

dynamische Asset-Simulation, mit deren Hilfe die Nutzungsdauer

prognostiziert wird und mit der langfristige Strategien

zur Optimierung von Betriebsaufwand und Investitionen

herausgearbeitet werden sollen“, sagt Philipp Schütt, Leiter

Asset Planung bei Axpo.

Für die technische Implementierung des Systems setzt

Axpo auf zwei deutsche Unternehmen. Der Netzdienstleister

SAG ist Generalunternehmer und setzt dabei das Produkt

xRCM ein. RCM steht dabei für Reliability Centered Maintenance,

also die zuverlässigkeitsorientierte Instandhaltung,

mit der Ausfallfolgen (Risiken) von Anlagenteilen ermittelt

werden. Für die Asset-Simulation kommt das Produkt BSS

(Business Simulation Suite) von entellgenio zum Einsatz, das

auf die in xRCM generierten Daten zurückgreift, um und auf

Basis der abgebildeten Ursache-Wirkungszusammenhängen

die Entwicklung von Budget, Qualität und Risiko im Netz

zu prognostizieren.

xRCM bildet also das operative Asset Management ab

und besteht aus den zwei Komponenten xRCM-Plugin und

xRCM-Engine. Die xRCM-Engine beinhaltet mathematische

Bewertungsmodelle und berechnet priorisierte Handlungsbedarfe

für Instandhaltung und Erneuerung im Bereich

Stromnetze. Diese gehen dann als Eingangsgröße in die

Asset Simulation ein, um dort den zukünftigen Handlungsbedarf

auf langfristiger Ebene abzubilden. Da bei xRCM

Eingangsdaten, Bewertungsmodelle und Ergebnisse eine

Einheit bilden, sind die Ergebnisse demnach Momentaufnahmen.

„Sie können eingefroren und zu jedem Zeitpunkt

Informationsfluss

wieder aufgerufen werden. Im System geht

dies direkt auf der Darstellungsebene einzelner

Technischer Objekte“, erklärt Johannes

Manser, Fachspezialist Asset Analyse bei Axpo.

Das Programm bietet hierfür Versionierungsfunktionalitäten.

Die Systeme

Die beiden Systeme wurden innerhalb von

sechs Monaten rund um den Jahreswechsel

2013/2014 eingeführt. In der heutigen

IT-Landschaft von Axpo nimmt SAP Plant

Maintenance (PM) eine zentrale Rolle ein. Es

dient als federführendes Quelldatensystem.

xRCM besitzt ein SAP-Zertifikat und ist nahtlos

in das SAP-System integriert. Der Datenfluss

wird im Modul xRCM-Plugin parametriert,

ohne dass Anpassungen an den Geschäftsprozessen

oder Anlagenstrukturen erforderlich

sind. Auch BSS und xRCM, die beide auch

autark einsatzfähig sind, haben einen definierten

Datenaustausch und sind eng integriert,

so dass das komplette AM de facto auf einer

integrierten Systemlandschaft aufsetzt.

Die Integration von operativem und strategischem

AM macht nämlich eine enge Verzahnung

der kurzfristigen mit der langfristigen

Betrachtung der Infrastruktur notwendig.

„Dies liegt für die Mitarbeiter nur wenige

Clicks voneinander entfernt, alle Funktionen

und Analysen greifen dabei auf den gleichen

Datenpool zu“, weiß Projektleiter Schütt.

Bevor ein solch komplexes System für das

integrierte AM jedoch voll funktionsfähig ist,

muss die Datenbasis vorbereitet werden. „Notwendig

ist eine konsistente und vollständige

Abbildung aller Betriebsmittel inklusive deren

Zustände, daher folgt jetzt zunächst die Phase

einer einheitlichen, zum Teil außerordentli-

Integrierter Ansatz: Axpo

setzt auf eine Systemlandschaft,

bei der sämtliche

Prozesse innerhalb des

Asset Managements miteinander

verzahnt sind.

Über Axpo

Die Axpo Gruppe

produziert, handelt und

vertreibt Energie in der

Schweiz und in über 20

Ländern Europas. Axpo

beschäftigt 4500 Mitarbeiter

und hat sich auf

die Fahnen geschrieben,

die Expertise aus 100

Jahren Stromproduktion

mit der Innovationskraft

für eine nachhaltige

Energiezukunft zu

verbinden. Der Konzern

ist international führend

im Energiehandel und

in der Entwicklung

maßgeschneiderter

Energielösungen für

seine Kunden.

50,2 _ 2/2015 39


chen Zustandserfassung“, sagt Schütt.

Diese wird durch die Instandhaltungsmitarbeiter

mit der Hilfe von mobilen Geräten

in den Jahren 2015 und 2016 durchgeführt.

Hierfür wurde mit Unterstützung von xRCM

ein spezielles System geschaffen, das die

Mitarbeiter mobil dabei unterstützt, die Daten

gemäß der xRCM-Bewertungsmodelle

zu erfassen. Durch elektronische Checklisten

wird derzeit gewissermaßen eine zentrale

Zustandsdatenbank eingeführt.

Besonderheit ist, dass dabei die Bewertungsmodelle

immer wieder angepasst

werden, um so zu optimalen Ergebnissen zu

kommen. Dabei geht es beispielsweise um

die speziellen Fragen, wie die Messungen

der Gasqualität in den gasisolierten Schaltanlagen

(GIS) oder die Öl-Untersuchung der

Leistungstransformatoren im System übernommen

und bewertet werden sollen. „Wir machen dabei

einen Lernprozess durch, bei dem es wichtig ist, immer wieder

die Zustandsbewertung innerhalb eines kontinuierlichen

Verbesserungsprozesses zu parametrisieren“, sagt Johannes

Manser. Grundsätzlich gelte dabei die Devise, dass die Bewertungsmodelle

so einfach wie möglich und so detailliert wie

nötig sein sollten, da die Gefahr darin bestehe, die Modellierung

zu komplex zu machen. „Wir sind sehr zufrieden mit den

ersten Bewertungsergebnissen und können nun die Modelle

kontinuierlich in Zusammenarbeit mit der Instandhaltung

und dem Engineering verbessern“, so der Fachmann.

Bis dahin war es aber ein weiter Weg. Dass das iAM ein integratives

Projekt ist, sieht man auch daran, dass bei Axpo

die Division Netze eine neue IT-Strategie erarbeitet hat, um

etwa eine einheitliche Betriebsmitteldatenbank aufzubauen.

Zuvor gab es beispielsweise für die Leistungsschalter

und die Transformatoren unterschiedliche Systeme, die nun

Asset Management:

Strategische und operative Konzepte

Allgemein steht Asset Management (AM) für

einen Anlagenbetrieb, bei dem technische,

betriebswirtschaftliche und organisatorische

Aspekte des Betriebsmittelmanagements

über die gesamte Nutzungsdauer für einzelne

Netzelemente betrachtet werden. In Deutschland

gibt es, insbesondere durch die Norm ISO

55.000, viele Projekte. In der Vergangenheit

wurde jedoch häufig zwischen operativen und

strategischen AM unterschieden.

Das operative AM meint die Integration aller

technischen und kaufmännischen Betriebsmitteldaten

in einem einheitlichen System und

die darauf aufsetzenden Tools für Analyse, Planung,

Zustandsbewertung und Kostenkontrolle.

Stufen der Zustandsbewertung

Zustandsbewertung: Die

Axpo hat mit xRCM ein

individuelles Modell zur

automatisierten Bewertung

der einzelnen Anlagenelemente

erstellt.

Asset Simulationen sind Teil des strategischen

AM, bei dem technische Investitionen langfristig

anhand festgelegter Ziele bewertet werden.

Sie ermöglichen das „Durchspielen“ von

Investitions- und Instandhaltungsprogrammen,

um so langfristige Wirkungen des Ausbaus von

Energieerzeugung und -verteilung auf verschiedene

Dimensionen der Zielgrößen (zum

Beispiel Versorgungsqualität, Kosten, Risiko,

Erlöse) zu analysieren und zu bewerten. Damit

sollen wesentliche Einflussgrößen identifiziert

werden, die sich langfristig auf den gesamten

Lebenszyklus der Anlagen auswirken.

Unter integriertem Asset Management (iAM)

versteht man das integrierte Zusammenspiel

der operativen und strategischen Systeme.

vereinheitlicht wurden. SAP PM führt nun gewissermaßen

als Metadatensystem ein Verzeichnis

der Asset-Identifikationsnummern für

die technischen Betriebsmittel. Die Daten zu

den Leitungen stammen aus dem Geoinformationssystem,

das ebenfalls per Schnittstelle

mit SAP PM verbunden ist. Diese Daten bieten

dann die Grundlage für das iAM, was besonders

wichtig für die spätere Simulation ist. Bei dieser

gilt, dass die Ergebnisse immer nur so gut sein

können wie die Daten, die den Ist-Zustand repräsentieren.

Oder kurz: Nur wer die Gegenwart

kennt, vermag auch in die Zukunft zu schauen.

Auch für die Asset Simulation ist das Projekt

nach der primären Systemeinführung noch

nicht zu Ende. Es gilt nun die für die Simulation

getroffenen Annahmen nach und nach

durch tatsächliche Daten zu ersetzen. entellgenio-Mitarbeiter

unterstützen vor Ort bei

Validierung und Plausibilisierung der notwendigen

Eingangsdaten. Die abgesicherten Ergebnisse

des strategischen iAM für Leitungen

sollen umfassend ab Herbst 2016, für Schaltanlagen

im Jahr 2017 zur Verfügung stehen.

Heute ist bei der Division Netze das Bewusstsein

für die Zusammenarbeit im gesamten

Unternehmen stärker geworden. „Zum

Beispiel hat der Austausch mit Instandhaltung

und Engineering deutlich zugenommen und

wir sind enger zusammengerückt“ sagt Philipp

Schütt. Aus dieser Perspektive ist die Axpo also

schon heute für die allfällige schweizerische

Anreizregulierung und die damit einhergehende

Energiewende bestens als „Early Bird“

gerüstet. Und profitiert gleichzeitig von den

iAM-Erfahrungen des deutschen Marktes.

Kontakt: SAG GmbH, Raoul Scharnberg, 44269 Dortmund, Tel. +49(0)231 725488-32, raoul.scharnberg@sag.eu

40

50,2 _ 2/2015


asset- und workforce-management

RWE setzt auf

Field Force Automation

Die ESN EnergieSystemeNord hat die Ausschreibung

der RWE Group Business Services für das

Meter-Operations-Management-System (kurz: MOM)

gewonnen. Zum Einsatz kommt die Workforce-

Management-Lösung Field Force Automation (FFA).

Die Einführung intelligenter Zähler und Messsysteme stellt auch

für die technischen Prozesse und die Logistik der Versorger

eine enorme Herausforderung dar – insbesondere da Planung,

Installation und Betrieb der Smart Meter und der klassischen Zähler

parallel zu leisten sind. Diese Geschäftsprozesse zu steuern sowie

die notwendigen Ressourcen zu ermitteln, zu verwalten und zu disponieren

ist Hauptaufgabe des MOM-Projekts der RWE. Als zentrale

Lösung für die Planung und Steuerung des Smart-Meter-Rollouts in

allen großen Regionalgesellschaften der RWE Deutschland Gruppe

wurde FFA ausgewählt.

Field Force Automation (FFA)

FFA ist eine weitgehend automatisierte browserbasierte Lösung, die

sämtliche Arbeitsaufträge aus diversen Fachsystemen koordiniert

und entsprechend die Arbeitsvorbereitung, Ressourcenplanung und

Materialdisposition übernimmt. Rückmeldungen der Außendienstmitarbeiter

erfolgen online und die Informationen finden in Echtzeit

Berücksichtigung für die weitere Planung. Zudem hält die Anwendung

eine Vielzahl vorkonfigurierter Geschäftsprozesse für die Bereiche

Terminplanung, Disposition und Störungsmanagement vor. Über

den Einsatz im Smart Metering hinaus bietet die Workforce-Management-Lösung

auch Möglichkeiten, weitere Prozesse zu steuern.

„Unser Konzept, die Funktionalitäten der Lösung und das Design

haben alle Gesellschaften überzeugt“, berichtet Joachim Hahn, Vertriebsleiter

Mobile Work- & Ressource-Management Solutions for Utilities

bei ESN. Konkret basiert das vorgestellte Lösungskonzept auf

einer Standardanwendung, die offen für die Anbindung aller gängigen

ERP-Systeme ist und gleichzeitig große Freiheiten in der Individualisierung

bietet. Das passte zu den Anforderungen der RWE. „In

der Umsetzung werden Standardkomponenten eingesetzt, um das

Projekt mit kurzer Laufzeit zu realisieren und dabei Kosten für Eigenentwicklungen

und aufwendiges Customizing zu sparen“, erläutert

Joachim Hahn. Durch Referenzen im In- und Ausland konnte man

belegen, dass FFA die Aufgaben im Kontext von Rollout-Prozessen

bereits vielerorts meistert.

Das Projektziel der RWE ist ehrgeizig: Bereits für Anfang 2016 ist

der Produktivstart terminiert. Das Vorgehen sieht die Erstellung eines

Masters vor, der dann in den Regionalgesellschaften ausgerollt wird.

Kontakt: ESN EnergieSystemeNord GmbH, Joachim Hahn, 40878 Ratingen, Tel. +49(0)2102 929263-12, hahn@esn.de

DER SICHERSTE WEG ZUM SMART METER-ROLLOUT.

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50,2 _ 2/2015 41


Strategie und Prozesse

Energiewende

als Kostentreiber

für Netzentgelte

BET analysiert

steigende Netzkosten

und fordert

eine „umfassende

Diskussion ohne

Denkverbote“.

Stabile Marktbedingungen und ein investorenfreundliches

Klima führten in der Vergangenheit

dazu, dass hohe Summen in die

Stromnetze investiert wurden. Im Ergebnis lagen

deshalb die Netzentgelte ebenfalls vergleichsweise

hoch. Eine verschärfte Regulierung sollte diese

Entwicklung eindämmen. Nach anfänglicher

Reduzierung ist seit einigen Jahren ein erneuter

Anstieg der Netzentgelte zu beobachten. Das

Beratungshaus BET hat die wesentlichen Kostentreiber

der Netzentgelte analysiert und mögliche

Schwerpunkte identifiziert. Die Szenario-Rechnungen

ergeben einen deutlich höheren Anstieg als

die Prognosen der Bundesnetzagentur, die aktuell

von einer durchschnittlichen Anhebung des spezifischen

Arbeitspreises für Haushaltskunden von

rund 23 Prozent in den nächsten Jahren ausgeht.

Veränderung der Netzstruktur

Die rasant gestiegene Stromerzeugung aus erneuerbaren

Energien macht in vielen Regionen einen

umfangreichen Um- bzw. Ausbau der Netze in allen

Netzebenen unumgänglich. Die Stromnetzbetreiber,

die ihre Stromnetze zur Aufnahme der dezentralen

Energieerzeugung per Gesetz zur Verfügung

stellen müssen, sind somit direkt von den veränderten

Anforderungen aufgrund der Energiewende

betroffen. Heute gibt es bereits Stromnetze, die

ursprünglich zur Verteilung der elektrischen Energie

gebaut wurden und inzwischen überwiegend

zum Abtransport der durch dezentrale Einspeiser

erzeugten Energie dienen. Nicht nur die Umkehr

der Lastflüsse, sondern auch die Notwendigkeit

des Netzumbaus ist die Folge. Die hohen Investitionen

sind als Kapitalkosten im Gesamtkostenblock

eines Netzbetreibers ablesbar.

Die Kostentreiber im Bereich der Übertragungsnetze

sind einerseits die Anschlusskosten von

Offshore-Windkraftanlagen und andererseits der

Netzausbau zum Transport des Windstroms aus

Norddeutschland in die süddeutschen Lastschwerpunkte.

Beide Kostentreiber ergeben sich aus den

Vorgaben des EEG. Rückblickend wurden von den

vier deutschen ÜNB allein im Jahr 2013 insgesamt

ca. 1.087 Mio. Euro für Investitionen und 248 Mio.

Euro für Aufwendungen in die Netzinfrastruktur

ausgegeben. In den Verteilnetzen werden in der

Regel keine Investitionsmaßnahmen genehmigt.

Hier kann der Erweiterungsfaktor – trotz der bekannten

Mängel – als grober Anhaltspunkt für Investitionen

dienen. Im Strombereich wurden von

den 789 deutschen Verteilnetzbetreibern allein

2013 insgesamt ca. 2.926 Mio. Euro für Investitionen

und 2.851 Mio. Euro für Aufwendungen in die

Netzinfrastruktur aufgebracht. Der zusätzliche zu-

42

50,2 _ 2/2015


Strategie und Prozesse

künftige Investitionsbedarf wird auf

mindestens 23 Mrd. Euro bis 2032

beziffert – davon rund 70 Prozent in

den nächsten zehn Jahren. Betroffen

sind davon zu zwei Dritteln die

Mittelspannungsnetze und zu rund

einem Drittel die Niederspannungsnetze.

Der Netzausbau wird nach

den Prognosen der BET auch auf lange

Sicht noch ein wesentlicher Treiber

für die Netzkostenentwicklung

bleiben.

Zukünftige Kostentreiber

Künftig werden sich zusätzliche

Aufwendungen in Verbindung mit

der 50,2 Hertz-Problematik gemäß

der Systemstabilitätsverordnung

ergeben. Auch die Einführung der

Sonderformen der Netznutzung

übt einen steigenden Einfluss auf

die Netzentgelte aus: Groß- oder Industriekunden

werden unter bestimmten Voraussetzungen mit

Sonderentgelten entlastet, die je nach Entnahmesituation

die regulären Netzentgelte erheblich reduzieren

können. Die Differenz zwischen den Sonderentgelten

und den regulären Netzkosten trägt der

nicht privilegierte Netznutzer entweder direkt über

eine Kostenüberführung in die regulären Netzentgelte

(wie im Gas) oder über ein entsprechendes

Umlagesystem.

Investitionsbedingungen und Netzentgeltsystematik

überdenken

Die BET-Untersuchung kommt zu dem Ergebnis,

dass der hohe Investitionsbedarf durch die Energiewende

in Kombination mit einem wachsenden

Ersatzbedarf in den Siedlungszentren für steigende

Netzentgelte verantwortlich ist. Das Unternehmen

empfiehlt, die aktuelle Evaluierung der Anreizregulierungsverordnung

auch dazu zu nutzen, die

Investitionsbedingungen der Netzbetreiber zu verändern.

Micha Ries, Teamleiter Netzregulierung bei BET ist

überzeugt, dass ein ausgebautes, modernes Stromnetz

den Netznutzern langfristig trotz der entstehenden

Kosten viele Vorteile bieten wird. „Aber nicht

nur die Kostenhöhe, sondern auch das System, diese

Kosten (verursachungs-)gerecht auf alle Netznutzer

zu verteilen, muss neu überdacht werden“, gibt Ries

zu bedenken. Grundsätzlich geht BET auch in Zukunft

von steigenden Netzentgelten in Deutschland aus. Die

Kostenverteilung auf die Regionen und Nutzergruppen

ist Bestandteil der Netzentgeltsystematik und

kann spürbare wirtschafts- und strukturpolitische sowie

soziale Auswirkungen haben. Auch Dr. Wolfgang

Zander, Geschäftsführer von BET sieht Handlungsbedarf:

„Der Ausbau der stark fluktuierenden erneuerbaren

Energien erfordert eine zunehmende Nutzung

von Flexibilitätsoptionen sowie Speichermöglichkeiten

auf der Verbraucherseite. Das aktuelle Netzentgeltsystem

enthält Elemente einer unsachgemäßen

Bevorzugung einzelner Nutzergruppen,

behindert den Einsatz verbraucherseitiger Flexibilitätsoptionen

und ist in Hinsicht auf eine effiziente

Netznutzung in weiten Teilen kontraproduktiv. Eine

grundlegende Reform der Entgeltsystematik bietet

erhebliches Verbesserungspotential sowohl für die

effiziente Netznutzung als auch den Strommarkt insgesamt.

Ziel einer neuen Netzentgeltsystematik muss

es sein, bestehende Kapazitätsreserven im Netz, die

temporär oder im ungestörten Netzzustand reichlich

vorhanden sind, besser für die Netznutzung zu erschließen.“

Die vollständige BET-Stellungnahme zu Netznutzungsentgelten

vom Januar 2015 ist kostenfrei

abrufbar unter www.bet-aachen.de. Die Analyse

berechnet über ein Modellszenario

die zu erwartenden

annuitätischen

Kosten aus Offshore-Investitionen

auf bis zu

847 Mio. Euro bis 2024.

Darüber hinaus wird vereinfacht

dargestellt, in

welchem Umfang sich der

Arbeitspreis Netznutzung

durch die einzelnen Kostentreiber

erhöhen würde.

Die Szenario-Berechnungen

des Aachener Beratungshauses

ergeben einen weiteren

signifikanten Anstieg der

Netzentgelte.

Kontakt: BET Büro für Energiewirtschaft und technische Planung GmbH, Micha Ries, 52070 Aachen, Tel. +49 241 4 70 62 - 4 46, micha.ries@bet- aachen.de

50,2 _ 2/2015 43


energiespeicher

Ein Lithium-Ionen-

Speicher wurde mit

Softwarelösungen von

ads-tec kombiniert,

darunter auch eine App

für Endverbraucher.

Strom auf der Bank

Ein neuartiges

Konzept für die

Speicherung

großer Strommengen

wird in

Mannheim erprobt.

ads-tec Batteriespeicher

• 20-Fuß-Container

• Lithium-Ionen-Batterien

• Brutto-Systemkapazität: 116 kWh

• Optionale Erweiterung inkl. Rackvorrüstung:

bis brutto 580 kWh möglich

• 7.000 Zyklen @ 80% DOD

• Erfüllung von aktuellen und zukünftigen

Richtlinien für stationäre Batteriespeicher

• Anschlussleistung: 100 kW nominal, 400 V

AC, 50 Hz

• Blindleistungsbereitstellung: kapazitiv und

induktiv möglich

• Anbindung Leitstelle über IEC60870-5-104

• Klimaanlage / Heizung für folgende Umgebungsbedingungen

am Aufstellort: -10°C

bis +45°C

• CO2-Brandhemmungsanlage

Im Projekt „Strombank“ untersucht ads-tec zusammen

mit der MVV Energie und weiteren Partnern

ein neues Modell zur effizienten Nutzung

von Strom aus lokaler Erzeugung. Die Strombank

wurde offiziell im Dezember 2014 in dem Gebiet

Rheinau im Mannheimer Süden eingeweiht. Zentrales

Thema des Projekts ist ein ads-tec Lithium-Ionen-Batteriespeicher

im 20-Fuß-Containerformat

mit einer Speicherkapazität von 100 kWh, der an

das Niederspannungsnetz der MVV Energie angebunden

ist.

Angeschlossen an den Energiespeicher sind 14

private Haushalte und vier Gewerbebetriebe, die

Strom aus Photovoltaikanlagen und Blockheizkraftwerken

erzeugen. In diesem Zusammenhang

spricht man von einem Quartierspeicher:

Strom aus unterschiedlichen lokalen Erzeugungsanlagen,

der nicht sofort genutzt wird,

fließt in den Speicher ein. So steht jedem Teilnehmer,

abhängig unter anderem von der Leistung

der angeschlossenen PV-Anlage,

ein virtuelles Kontingent im Speicher

zur Verfügung.

Die Haushalte können so ihren

selbst erzeugten Strom speichern

und später aus dem Speicher für

den eigenen Verbrauch wieder

entnehmen. Alle 18 Teilnehmer

wurden ausgestattet mit speziellem

Messequipment bestehend

aus Smart Meter sowie Firewall

von ads-tec, mit welchem alle Daten

der Erzeuger im ads-tec Energy-Management-System

Big-LinX

zentral gesammelt und ausgewertet

werden können. Über die

von ads-tec entwickelte Strombank-App

können alle Teilnehmer

mit einem Tablet Computer wie bei einem

Online-Bankkonto „ihren Strom“ überwachen.

„Mit der Strombank ist Strom plötzlich dispositiv

verwaltbar – vergleichbar mit unserem Geld auf

dem privaten Bankkonto. Die Menge des selbst

erzeugten Stroms, die eigenen Verbrauchsdaten

sowie die Strommenge, die in der Batterie

gespeichert wird und später wieder nutzbar ist,

sind visualisierbar und nachvollziehbar“, ergänzt

Thomas Speidel, Geschäftsführer von ads-tec.

Für einen Energieversorger bringt dies darüber

hinaus interessante und hilfreiche Informationen

hinsichtlich des Nutzerverhaltens und der Verbrauchswerte.

Erzeugung und Verbrauch vernetzen

Mit Hilfe des Speichers werden zudem die Stromnetze

entlastet und Leistungsverluste vermieden.

„Mit der Strombank erproben wir die lokale

Vernetzung von Erzeugung und Verbrauch.

So schaffen wir die Voraussetzung dafür, dass

immer mehr erneuerbare Erzeugungsanlagen

in die Netze eingebunden werden“, sagte Dr.

Werner Dub, Technikvorstand von MVV Energie. Die

Strombank zeige, wie vorhandene Speichertechnik

mit dem passenden Betriebskonzept bereits heute

im realen Einsatz diesen Zweck erfülle.

Am Projekt „Strombank“ sind neben ads-tec und

der Mannheimer MVV Energie auch das Institut

für Photovoltaik sowie das Zentrum für interdisziplinäre

Risiko- und Innovationsforschung (ZIRIUS)

der Universität Stuttgart und der Mannheimer

Netzbetreiber netrion beteiligt. Das Forschungsvorhaben

wird aus Mitteln des baden-württembergischen

Umweltministeriums gefördert. Das

Projekt ist deutschlandweit mit das einzige, in welchem

über ein Jahr lang Eckdaten von PV-Anlagen

gesammelt und ausgewertet werden.

Kontakt: ads-tec GmbH, Stefanie Karcher, 72622 Nürtingen, Tel: +49 7022 2522-0, s.karcher@ads-tec.de

44


Energiespeicher

Irland testet deutsches

Energiespeichersystem

Die irische Stadt Tallaght dient als

Testfeld für das irische Smart Grid.

Erneuerbare Energien sollen in Irland schon in fünf Jahren 40 Prozent

des Energiebedarfs decken. Geeignete Netztechnologien und -konfigurationen

für das Inselnetz werden auf dem Smart Grid-Testfeld in

Tallaght bei Dublin erprobt, das vom South Dublin County Council

und der Micro Electricity Generation Association (MEGA) betrieben

wird. Freqcon aus dem niedersächsischen Walsrode lieferte einen

speziell entwickelten Hybrid-Energiespeicher zur schnellen Spannungs-

und Frequenzstabilisierung. Dieser „Microgrid Stabilizer”

kombiniert Lithiumionenbatterien mit sogenannten Ultracapacitors

von Maxwell Technologies. Im Gegensatz zu konventionellen Batterien

speichern Ultracapacitors die Energie in einem elektrischen Feld.

Dieser Mechanismus der elektrostatischen Energiespeicherung verbessert

nach Auskunft des Herstellers das Lade- und Entladeverhalten

sowie die Lebensdauer und Zuverlässigkeit. „Smart Grid-Projekte

haben in Irland Priorität. In Abhängigkeit von lokalen Gegebenheiten

können die Herausforderungen bei der Netzstabilität ganz unterschiedlich

ausfallen,” sagt Dudley Stewart, Generalsekretär von

MEGA. „Der Microgrid Stabilizer von Freqcon kann für einzelne Projekte

individuell angepasst werden, wobei die Kombination von

Batterien und Ultracapacitors von Maxwell eine vielversprechende

Lösung ist. Wir freuen uns darauf, in Zukunft mehr dieser Systeme im

Feldeinsatz zu sehen.”

www.freqcon.de

Wasserstoff zur Energiespeicherung

Eine LOHC-Anlage speichert Wasserstoff

in einer Spezialflüssigkeit.

AREVA, ein bisher vorrangig aus der Kerntechnik sowie dem Bereich

Offshore-Wind bekannter Energieanlagenbauer stellte auf der diesjährigen

Hannover Messe Energiespeicher auf Basis von Wasserstoff

vor. Das Unternehmen gehört hier nach eigenen Angaben zu den

Pionieren und bietet bereits seit Jahren anwendungsbereite Lösungen,

die sich in Pilotprojekten bewähren. So stabilisiert eine sogenannte

Greenergy-Box seit mehreren Jahren die Netzeinspeisung eines

Solarparks auf der französischen Mittelmeerinsel Korsika. Dabei

handelt es sich um eine Systemlösung in einem Transportcontainer.

Zunächst produziert ein Elektrolyseur aus dem Photovoltaikstrom

Wasserstoff, den eine Brennstoffzelle wieder in Elektrizität verwandeln

kann. Die Speicherung des flüchtigen Wasserstoffs erfolgt in

einem Drucktank.

In Deutschland beteiligt sich AREVA am Projekt

„Smart Grid Solar“ im bayerischen Arzberg. Das Projekt

untersucht die Auswirkungen verschiedener Speichertechnologien

auf die Einspeisung eines Solarfelds

in das regionale Netz. AREVA hat dafür einen Elektrolyseur

geliefert und installiert. Im Laufe des Jahres wird

AREVA eine weitere Anlage in Arzberg installieren.

Eine sogenannte LOHC-Anlage kann Wasserstoff in einer

Trägerflüssigkeit (Liquid Organic Hydrogen Carrier

= LOHC) chemisch binden. Das mit Wasserstoff „beladene“

LOHC macht dann den Drucktank überflüssig,

kann einfach gelagert werden und verringert das Volumen

pro Energieeinheit - für die Speicherexperten

von AREVA ein vielversprechender Ansatz, große Energiemengen

über längere Zeiträume zu speichern.

www.areva.com

50,2 _ 2/2015 45


forschung

und

Entwicklung

Netzzustand in Echtzeit

Das Projekt ENERGIE untersucht,

wie sich Netze in Echtzeit überwachen

lassen – bei minimalen

Investitionen in die Messtechnik.

Der Name des Projekts ENERGIE steht für

„Erfassung der niederspannungsseitigen

Netzzustandsgrößen in Echtzeit“. Unternehmen

der Energiebranche, Universitäten

und Spezialisten aus der Industrie erarbeiten

hierbei gemeinsam ein Konzept zur ganzheitlichen

Betrachtung der Netzplanung sowie

Strategien für eine bessere Auslastung

der Verteilnetze. Ziel ist es, mit wenigen

Messungen an strategisch wichtigen Stellen

des Niederspannungsnetzes zuverlässige

Aussagen über den gesamten Netzzustand

zu machen.

An dieser Stelle kommt Janitza electronics

ins Spiel, die für den messtechnischen Part

des Projekts verantwortlich ist. Geschäftsführer

Rudolf Müller erläutert die Anforderungen:

„Die zahlreichen Messwerte an den

Knoten müssen in Echtzeit zur Verfügung

stehen. Nur dann kann ein Smart Grid ausreichend

schnell auf Ereignisse

reagieren. Gleichzeitig muss

eine dezentrale Speicherung

der Messdaten im Gerät dafür

sorgen, dass die Daten bei

einer Übertragungsstörung

nicht verloren gehen. Dass die

Messtechnik selbst sehr genau, robust und

langlebig sein muss, versteht sich.“

Janitza entwickelt eigens für das Projekt

einen Netzqualitätsanalysator. Neben der

modular erweiterbaren Anzahl der Strommesskanäle

und der hohen Rechenleistung

für lokale Intelligenz wird die Kommunikation

zu einer übergeordneten Leittechnik per

LWL und Ethernet die wesentliche Grundlage

der Entwicklung darstellen.

Kommunikation via PLC

Neben der Messtechnik spielt die effiziente

Übertragung der Messdaten mit PLC (Power

Line Communication) auf der letzten Meile

eine entscheidende Rolle bei diesem Projekt.

Das Energienetz dient dabei also auch

als Träger für die Kommunikation. Für Netzbetreiber

ist dies ein wichtiger Punkt, denn

bisher konnten abgesetzte

Messstellen (z.B.

Kabelverteiler) nur aufwendig

mit GPRS/UMTS

Modems angebunden

werden.

Beispiel eines Lastprofils

aus der Netzvisualisierungssoftware

GridVis..

Das Verbundprojekt ist Teil der Förderinitiative

„Zukunftsfähige Stromnetze“ des

6. Energieforschungsprogramms der Bundesregierung

und wird mit einem Gesamtvolumen

von rund zwei Millionen Euro

gefördert. Als Koordinator fungiert SWK

NETZE, ein Tochterunternehmen der STADT-

WERKE KREFELD. Sie stellt auch ein Cluster

für den Test zur Verfügung und will die Anwendungsrelevanz

der Forschungsarbeiten

sicherstellen. Die Stromnetz Berlin berät das

Konsortium als assoziierter Partner. Für die

EMV-Untersuchungen zeichnet sich die Universität

Duisburg-Essen verantwortlich, die

FH Düsseldorf übernimmt die Analyse der

Netzzustandsdaten sowie die statistischen

Berechnungen zur Simulation des gesamten

Netzes. Seitens der Industrie ist neben Janitza

die Firma devolo beteiligt, die die Kommunikationstechnik

auf Powerline liefert.

Projektstart war der 1. November 2014.

Derzeit erarbeiten die Teilnehmer ein Systemkonzept

und die Netzsimulation. In diesem

Rahmen entwickelt die FH Düsseldorf

eine Methode zur Identifikation von erfolgversprechenden

Messstellen, die dann die

zukünftigen Einsatzorte der Janitza-Messgeräte

darstellen.

In der zweiten Phase werden die Soft- und

Hardwarekomponenten realisiert und aufeinander

abgestimmt. Der praktische Einsatz

erfolgt in der dritten Phase, wenn die Komponenten

in realen Wohn- und Geschäftsumgebungen

installiert, getestet sowie anschließend

die Ergebnisse evaluiert und statistisch

ausgewertet werden. Das gesamte Projekt soll

sich über zwei Jahre erstrecken.

Kontakt: Janitza electronics GmbH, Kilian Eckert, 35633 Lahnau, Tel. +49 6441 9642-591, kilian.eckert@janitza.de

46

50,2 _ 2/2015


Forschung und Entwicklung

Open Source

für den Netzbetrieb

Im Auftrag

eines Konsortiums deutscher

Verteilnetz betreiber

wird die „openKplatform"

entwickelt.

Im Zuge der Anforderungen der Energiewende

ist ein breites Angebot

an Software-Lösungen für die unterschiedlichen

Aufgaben im Energiebereich

entstanden, die nun vermehrt

miteinander kommunizieren müssen.

Die Folgen der Heterogenität sind für

Netzbetreiber unter Umständen hohe

Investitions- und Zeitaufwände für das

Schnittstellen-Engineering und eine

hohe Abhängigkeit von den Anbietern.

Vor diesem Hintergrund erhielt die BTC

Business Technology Consulting den

Projektauftrag, die ersten Applikationen

für eine einheitliche, offene Software-

und Integrationsplattform für

das Management von Energienetzen

zu entwickeln.

Auftraggeber ist das Konsortium

„openKONSEQUENZ“, das von einer

Gruppe deutscher Verteilnetzbetreiber

– MDN Main-Donau-Netzgesellschaft,

NETRION, e-netz Südhessen, Netz Leipzig

und Netz plus Service gegründet

wurde. Es verfolgt den Ansatz, Software

auf Open-Source-Basis bereitzustellen.

Mit der beauftragten Plattform, die auf

der Basis internationaler Standards wie

CIM (IEC 61968, IEC 61970) entwickelt

wird, will das Konsortium die Komplexität

der Schnittstellen bei der Integration

von ERP-, SCADA- und Geoinformationssystemen

reduzieren. Zugleich soll

die bisherige Abhängigkeit von einzelnen

Herstellern aufgehoben werden.

Zudem werden die Business-Logik

und die Portalschicht mit den ersten

openK Apps für das intelligente Einspeisemanagement

nach Paragraph 13

(2) EnWG entwickelt.

Ganz im Sinne von Open-Source-Projekten

erfolgt die Entwicklung der offenen

Plattform in einer transparenten

Umgebung. BTC wird die Zwischenund

Endergebnisse des Projekts der

interessierten Öffentlichkeit zur Verfügung

stellen und die Empfehlungen

der Community in das Projekt einfließen

lassen. Mit dem Abschluss des

ersten Open-Source-Projekts im Bereich

von Verteilnetzen wird in einem

halben Jahr gerechnet.

Kontakt: BTC Business Technology Consulting AG, 26121 Oldenburg,

Tel. +49 (0)441 3612 – 1200, info@btc-ag.com

Supraleitende Antriebstechnik für Windturbinen

Der chinesische Anbieter Envision Energy will jetzt Windturbinen mit supraleitenden

Generatoren ausstatten. Das Produkt heißt EcoSwing Generator, ist für eine Direktantriebsturbine

der Klasse +3 MW ausgelegt und liefert genug Strom für 1000 Haushalte.

Zunächst soll der Generator auf einer Windturbine in Dänemark über ein Jahr

lang im Testbetrieb laufen. Der Hauptvorteil des EcoSwing Generators ist nach Angaben

des Herstellers eine Gewichtsersparnis von mehr als 40 Prozent. Ein erfreulicher

Nebeneffekt der EcoSwing-Technologie sei auch der reduzierte Bedarf an seltenen

Erden. Dieser Rohstoff ist nicht nur knapp, sondern unterliegt auch beachtlichen

Preisschwankungen.

www.envisioncn.com

50,2 _ 2/2015 47


International

HGÜ-Verbindung:

Großprojekt in den Pyrenäen

Siemens setzt

Konverterstationen

zwischen

Frankreich und

Spanien in

Betrieb

Während die öffentliche Debatte um den Bau

von Höchstspannungsleitungen in Deutschland

weiterhin den Netzausbau blockiert, geht es

in anderen Ländern voran. Siemens installiert derzeit

die nach eigenen Angaben leistungsstärkste

Anlage mit Hochspannungsgleichstromübertragung

(HGÜ) auf Basis selbstgeführter Stromrichter

als Koppelverbindung zwischen Frankreich und

Spanien. Mit ersten Tests startete Siemens im April.

Die HGÜ-Verbindung soll Mitte 2015 ihren kommerziellen

Betrieb aufnehmen und die Stromaustauschkapazität

auf 2800 Megawatt verdoppeln.

Damit gewinnt der deutsche Industriekonzern

weitere Erfahrungen mit der HGÜ-Technik, mit

der große Mengen Strom über weite Strecken

mit geringen Verlusten übertragen werden kann.

In Deutschland werden HGÜ bisher nur in Form

von Seekabeln bei der Anbindung von Offshore-Windparks

verwendet. In den USA, China

oder in skandinavischen Ländern werden

HGÜ bereits über Land in Form von Freileitungen

und Erdkabeln eingesetzt.

Das HGÜ-System zwischen Spanien

und Frankreich

hat nach Angaben

von Siemens auch

Modellcharakter

für die Vernetzung

des europäischen

Strommarkts. Die 65

Kilometer lange Anlage

zwischen dem

Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung

(HGÜ):

Mit ihr kann Strom über sehr

lange Distanzen von über

1.000 Kilometern verlustarm

transportiert werden.

französischen Baixas

und Santa Llogaia in

Spanien an den Südausläufern

der Pyrenäen

kann eine Leistung

von 2000 Megawatt

in beide Richtungen

übertragen. Die Umkehr der Energieflussrichtung

ist innerhalb von 150 Millisekunden möglich. Das

Investitionsvolumen beträgt rund 700 Millionen

Euro.

Die HGÜ-Technik bietet nach Angaben von Siemens

nicht nur höhere Übertragungseffizienz,

sondern soll auch die Versorgungssicherheit erhöhen.

Verantwortlich dafür sind selbstgeführte

Stromrichter (VSC), die mit abschaltbaren Leistungstransistoren

(IGBT) arbeiten und dadurch

Schaltvorgänge beliebig schnell ohne zusätzliche

Stromversorgung ausführen können. Dies ermöglicht

schnelle regelungs- und schutztechnische

Eingriffsmöglichkeiten der Stromrichter und damit

einhergehende geringere Netzfehler und Störungen.

Zudem ist dabei die Schwarzstartfähigkeit der

Übertragungsanlage gewährleistet.

Beim HGÜ-Projekt Frankreich-Spanien hat Siemens

die Umrichtertechnik bis auf ein Leistungsniveau

von 1000 MW erhöht. Darüber hinaus war die

Umsetzung technischer Besonderheiten gefordert,

die so nur von dieser modernen Umrichtertechnik

bereitgestellt werden können. Dazu zählen auch

die von der Energieübertragung unabhängige und

stufenlose Blindleistungsregelung in der Netzen

von RTE und REE sowie die schnelle Energierichtungsumkehr

im Falle einer Netzstörung.

Die HGÜ-Technik soll für die deutschen Stromautobahnen

genutzt werden, um Windstrom aus

Norddeutschland zu den Verbrauchern zu transportieren.

Zuletzt wurden Planungsalternativen

entwickelt, bei denen die HGÜ-Technik auch auf

bestehenden Trassen eingesetzt werden könnte.

Für diesen Ansatz ist es teilweise notwendig, neue

Masten zu errichten. Somit könnten die langwierigen

Planungszeiten für neue Trassen umgangen

werden. Siemens rechnet für einen weltweiten

HGÜ-Markt in den nächsten fünf Jahren zwischen

fünf und sieben Milliarden Euro pro Jahr.

Kontakt: Siemens Energy Management, 90459 Nürnberg, Tel. +49 180 524 -7000

48


Pacht– und Betriebsführungsmodell

Bei Pachtverträgen für Erzeugungsanlagen

sollten Energieversorger

auch die Vorgaben der

Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht

(BaFin) berücksichtigen.

Kann es sein, dass das Verpachten von

Stromerzeugungsanlagen, wie Blockheizkraftwerken

(BHKW) und Photovoltaik-

Anlagen, Finanzierungsleasing und damit

nach dem Kreditwesengesetz (KWG) genehmigungspflichtig

ist? Darüber wird zurzeit

heiß diskutiert. Hintergrund ist, dass die

Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht

(BaFin) kürzlich in einem Fall diese Frage

bejaht hat. In einer anderen Anfrage, in

welcher es um die Verpachtung eines BHKW

ging, stellte die BaFin dagegen fest, dass ein

genehmigungspflichtiges Finanzierungsleasing

NICHT vorliegt.

Was hat das KWG mit der Energiewirtschaft

zu tun?

Eine EEG-umlagefreie Eigenversorgung

setzt eine Personenidentität zwischen dem

Stromerzeuger und dem Stromverwender

voraus. Da ein Erzeuger nicht unbedingt

Eigentümer des BHKW sein muss, haben

sich in der Praxis unter anderem sogenannte

„Pacht– und Betriebsführungsmodelle“

durchgesetzt. Diese sehen vor, dass die

wirtschaftlichen Risiken der Erzeugung auf

den Letztverbraucher übergehen, der zugleich

Pächter und energiewirtschaftlicher

Betreiber des BHKW oder einer anteiligen

Erzeugungskapazität wird. Die Betriebsführungsaufgaben

werden häufig auf den

Verpächter oder einen Dritten übertragen.

Zu den vom Pächter zu übernehmenden

Risiken gehören im Regelfall die Brennstoffbeschaffung,

der Anlagenausfall sowie die

Vermarktung des erzeugten Stroms. Je mehr

wirtschaftliche Risiken auf den Letztverbraucher

übertragen werden,

umso rechtssicherer ist

die Eigenversorgung. Umgekehrt

besteht die Gefahr, dass

der Verpächter als Finanzdienstleister

im Sinne des KWG einzustufen ist. Trägt dieser

nämlich außer der Anlagenfinanzierung

keine eigenen wirtschaftlichen Risiken, kann

der Tatbestand des Finanzierungsleasings

gemäß § 1 Abs. 1a Satz 2 Nr. 10 KWG erfüllt

und eine vorherige Genehmigung der BaFin

erforderlich sein. Für Energieversorgungsunternehmen,

die ihren Kunden Pacht– und

Betriebsführungsmodelle anbieten, besteht

ein Risiko – zumal es bislang kaum belastbare

Abgrenzungskriterien gab.

Die Entscheidung der BaFin im

Einzelnen

Die schriftliche Entscheidung der BaFin liegt

jetzt vor. Danach ist kein Finanzierungsleasing

im Sinne des KWG gegeben, wenn die

Gefahr des zufälligen Untergangs, Verlusts,

der Zerstörung oder der Beschädigung der

Anlage („Risiko des zufälligen Untergangs“)

beim Verpächter verbleibt. Nach Auffassung

der BaFin wird nämlich in diesem Fall das

Investitionsrisiko nicht vollständig auf den

Pächter übertragen, so dass der Verpächter

einen Teil der sogenannten Sach– und

Preisgefahr behält. Sofern diese Sach– und

recht

und

politik

Preisgefahr zumindest

teilweise beim Verpächter

verbleibt, ist nach Auffassung

der BaFin selbst die Vereinbarung

einer Vollamortisation unschädlich.

Die vom Pächter zu zahlende Pacht

kann in diesem Fall so bestimmt werden,

dass die Investitionskosten des Verpächters

nach Ablauf der vertraglich vereinbarten

Grundlaufzeit bereits vollständig amortisiert

sind. Welche Laufzeit vereinbart wurde, ist

nicht mehr entscheidend, wenn das Risiko

des zufälligen Untergangs beim Verpächter

verbleibt. Anhand dieser Abgrenzungskriterien

wurden die vorgelegten Vertragstexte

von der BaFin bewertet.

Was bedeu tet das konkret?

Sollte das Risiko des zufälligen Anlagenuntergangs

auf den Pächter verlagert und

zusätzlich eine Vollamortisation vereinbart

worden sein, besteht akuter Handlungsbedarf.

In einem ersten Schritt sollten die

verwendeten Verträge aus rechtlicher Sicht

darauf hin überprüft werden, ob ein Finanzierungsleasing

im Sinne von § 1 Abs. 1a

Satz 2 Nr. 10 KWG tatsächlich angenommen

werden kann. Je nachdem, was diese Prüfung

ergibt, wäre in einem zweiten Schritt

gegebenenfalls das Gespräch mit der BaFin

zu suchen.

Kontakt: Becker Büttner Held, Dr. Martin Riedel, 10179 Berlin, Tel. +49 (0)30 611 28 40-29, martin.riedel@bbh-online.de

50,2 _2/2015 49


Anbieterverzeichnis

BET 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

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

BET ist ein führendes Beratungsunternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft.

Seit über 25 Jahren unterstützt BET ein breites Kundenspektrum in allen Fragen

der liberalisierten Energiemärkte und berät erfolgreich mit nahezu 80 Experten in

der gesamten Wertschöpfungskette. Bei der innovativen Anpassung auf zukünftige

Anforderungen von Netzinfrastrukturen sowie deren Steuerung und Bewertung

stellt BET technische, kaufmännische, regulatorische und organisatorische

Kompetenz zur Verfügung.

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.

devolo AG

Charlottenburger Allee 60

52068 Aachen

Tel. +49 241 18279212

smart@devolo.de

www.devolo.de/smart

Die Aachener devolo AG ist Pionier und ausgewiesener Experte im Bereich Powerline-Datenkommunikation.

Mit dem leistungsstarken und praxiserprobten

G3-PLC Modem 500k und dem devolo smart meter gateway bietet die devolo

AG Produkte für die Datenübertragung und Datensicherheit im Smart Grid 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

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

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

mobileX AG

Grillparzerstraße 10

81675 München

Tel. +49 89 542433-10

Fax +49 89 542433-55

info@mobilexag.de

www.mobilexag.de

rhenag Rheinische Energie Aktiengesellschaft

Bayenthalgürtel 9

50968 Köln

Tel. +49 221 93731- 602 oder 612

Fax +49 221 93731- 600

dienstleistung@rhenag.de

www.rhenag.de

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

VOLTARIS GmbH

Voltastraße 3

67133 Maxdorf

Tel. +49 6237 935-414

Fax +49 6237 935-419

info@voltaris.de

www.voltaris.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.

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.

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.

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.

rhenag liefert Gas, Strom, Wasser sowie moderne Energielösungen für 160.000

Kunden und ist Kooperations- und Dienstleistungspartner der Energiebranche.

Nach dem Prinzip "aus der Praxis für die Praxis" bündelt rhenag so ihre Erfahrungen

aus der eigenen Versorgungstätigkeit und den Kooperationsprozessen als

Beteiligungsmanager. Diese einmalige Doppelkompetenz macht rhenag zum

Premiumdienstleister. Mit mehr als 200 zufriedenen Kunden gehören wir zu den

führenden Beratungsunternehmen für Energie- und Wasserversorger.

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 ist der Experte für Lösungen im Energiedatenmanagement, Messstellenbetrieb

und Smart Metering für Stadt- und Gemeindewerke, Netzbetreiber,

Industrie und Gewerbe. Wir bieten passgenaue Dienstleistungen rund um intelligente

Zähler und Smart Meter-Gateway zum Betrieb von Messsystemen,

Gateway-Administration, Lösungen für Gerätemanagement und Marktkommunikation,

Datenmanagement (MDM, EDM), WiM-Prozesse sowie Mehrwertdienste

wie Visualisierung und EEG-Lösungen.

50

50,2 _2/2015


Premiere für die

Energy App-Awards

Auf der kommenden E-world energy & water vom 16. bis 18. Februar

2016 in der Messe Essen, wird zum ersten Mal die Auszeichnung

„Energy App of the year“ verliehen. Der Preis würdigt besonders kundenfreundliche

digitale Lösungen der Energiebranche.

Um die Auszeichnung „Energy App of the year“ können sich Anbieter

bestehender Apps oder App-Konzepte in drei Kategorien bewerben.

Die erste Kategorie „Customer Benefit“ richtet sich dabei an bereits

existierende Apps, die den Umgang mit Energie für den Kunden

leicht und verständlich machen und Kundennutzen im weitesten Sinne

schaffen. Die Kategorie „Innovation“ zeichnet wegweisende, inno-

Unternehmensindex

ads-tec 44

Areva 45

Axpo 38-40

BDEW 29

Becker Büttner Held 21,49

BET 42-43

bintec elmeg 16

BTC 47

Cisco 27

Ciel et Terre 4

Cronos Unternehmensberatung 7

Co.met 16-19,21

con|energy 51

c't 7

Deutsche Telekom 22-23

devolo 6,16-19,46

EasyMeter 16

Energieversorgung Offenbach 14

e-netz Südhessen 47

entellgenio 38-40

Envision Energy 47

ESN 41

E.ON 4

E-world energy&water 51

FH Düsseldorf 46

freqcon 45

Fritz & Macziol 32-33

GÖRLITZ 26

Google 51

Hartkopf DV 34-36

Hoppecke 31

Horlemann 31

IABG 6

IBC SOLAR 9

ITF-EDV Fröschl 27

Itron Riva 27

Janitza 46

KIT 6

Kiwigrid 27

KOSTAL Solar Electric 9

Kyocera TLC Solar 4

LBD Beratungsgesellschaft 21

Lechwerke 30-31

Lichtblick 25

Maschinenfabrik Rheinhausen 31

Maxwell Technologies 45

MDH Nain-Donau Netzgesellschaft 47

media transfer 26

mobileX 37

MVV Energie 44,14

Netrion 14,44,47

Netz Leipzig 47

Netz plus Service 47

Next Level Integration 17

pixolus 20

Power Plus Communications 31

PSI 30-31

RWTH Aachen 30

Robotron 21

RWE 30-31,35,41,51

SAG 38-40

Salzburg AG 27

Senvion 32-33

SEV 16-19

Siemens 6,48

Solarfox 9

SolSquare 9

Soluvia Metering 14-15

SSV Software 24

Stiebel Eltron 31

Stromnetz berlin 46

SWK Netze 46

SWKiel Netze 14

Teamtechnik 10

Telefónica 21

Theben 14-15, 16-19

TÜV Rheinland 7

Valentin Software 10

VHPready Services 24-25

Vodafone 27

Voltaris 13

Wago 28-29

Westnetz 34-36

Wilken 4

Wirtschaftswoche 51

Zeversolar 10

vative Möglichkeiten

der Anwendung und

Verbesserungen in

den Bereichen Technik,

Design oder

Usability aus.

Die dritte Kategorie

„Concept of the

Future“ konzentriert

sich auf funktionsfähige

Prototypen, die Energy App Awards vergeben.

Auf der E-world 2016 werden erstmals die

neue Kundenbedürfnisse

mit zukunftsweisenden

Funktionen und Design kombinieren. Ausgelobt wird der

Preis von der E-world energy & water GmbH gemeinsam mit RWE,

Google, con|energy und Wirtschaftswoche. Bewerbungen sind online

möglich unter http://energy-app.e-world-essen.com/.

Der Einsendeschluss ist der 31. Oktober 2015.

www.messe-essen.de

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Entspricht das Magazin nicht

mei nen Erwartungen, werde ich spätestens

10 Tage nach Erhalt der zwei ten

Ausgabe eine schrift liche Mitteilung

an die sig Media GmbH & Co. KG, Zollstockgürtel

63, 50969 Köln, senden. Die

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Datum

2. Unterschrift

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Zollstockgürtel 63

50969 Köln/Germany

50,2

Das Magazin für intelligente Stromnetze

ISSN 2199-4102 www.50komma2.de

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