Robuste Kommunikation für Energieversorgungsnetze

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2 E20001-F670-P820-V2 Robuste Kommunikation für Energieversorgungsnetze siemens.de/ruggedcom Gerade im Energie-Bereich sind Wirtschaftlichkeit und Verfügbarkeit eng miteinander verknüpft. Niemand weiß das besser als Siemens: Wir bieten zuverlässige und effiziente Kommunikationslösungen für Energienetze. Unser RUGGEDCOM-Portfolio beinhaltet Produkte, die voll konform sind zu den Standards IEC , IEEE 1613, IEEE 1588 und IEC Unsere RUGGEDCOM-Switches, Router und Software-Lösungen wurden im Hinblick auf das extreme Umfeld der Versorgungsunternehmen entwickelt und erlauben zuverlässige Kommunikation in jeder Umgebung. So robust kann Kommunikation sein. Answers for industry.

3 Editorial Technologie löst Netzintegrationsprobleme erneuerbarer Energien Hagen Lang, Energie&Technik Die Energiewende verlangt Netzbetreibern und Energieversorgern einiges ab. Der Bundesgerichtshof verurteilte kürzlich einen Netzbetreiber zum Ersatz für die in seinem Versorgungsgebiet durch Spannungsspitzen entstanden Schäden an Haushaltsgeräten. Er als Netzbetreiber sei als»hersteller«der Elektrizität im Sinne des Produkthaftungsgesetzes einzustufen und hafte daher voll für Überspannungs-Schäden. Die Integration der erneuerbaren Energien in das bestehende Energieversorgungssystem ist in vielfacher Hinsicht eine Herausforderung. Wie E.ON durch Power-To-Gas-Technologie die Speicherproblematik der Erneuerbaren zu lösen versucht, lesen Sie ab S. 6 in unserem Spezial»Energieversorger the next generation«. Zum endlich Fahrt aufnehmenden Smart Meter Rollout positioniert sich das Stadtwerkebündnis Trianel, indem es Smart Meter für die Lösung der Netzintegrations-Problematik Erneuerbarer-Energie-Anlagen nutzt (S. 10). Auch regelbare Ortsnetztransformatoren (S. 12) helfen, teure Netzausbauten zu vermeiden. Dass Smart Meter zur automatisierten Abrechnung allein viel zu schade sind, erfuhr der dänische Versorger SEAS-NVE nach der Installation von Smart Metern (S. 18): Sie bilden die Grundlage für dessen kostensparenden Automatisierungsprozesse. Die Position und Geschäftskonzepte der PV-Branche identifizieren Branchenexperten ab S. 22. Wie Unternehmen der Messund Prüftechnik auf die Herausforderungen der Energiewende reagieren und wie sie zur Lösung der Speicherproblematik der erneuerbaren Energien beitragen, lesen Sie ab S. 28. Energiesparende Innovationen der Beleuchtungstechnik und eine Vorschau auf die Light+Building finden Sie ab S. 34. Erste Smart Meter Gateway-Feldversuche sind endlich für diesen Sommer zu erwarten (S. 45). Die Telekom, NXP Semiconductors und Dr. Neuhaus testen BSI-Schutzprofil-konforme Gateways, für die sich neu interessante Remote-Management-Lösungen abzeichnen (S. 38). Mehr über die Highlights der diesjährigen Hannover-Messe aus dem Bereich Netzertüchtigung für die Energiewende erfahren Sie ab S. 47. Dass Gefahren der intelligenten Stromnetze real sind, zeigt der weltweit erste Smart Meter-Abrechnungsskandal aus Malta, wo kriminelle Mitarbeiter des EVU durch den Einbau manipulierter Smart Meter Strom im Gegenwert von mindestens 30 Millionen Euro»stahlen«(S. 42). Wie sich in Deutschland solche Vorkommnisse vermeiden lassen, erklärt uns Sicherheitsexperte Professor Pohl von der SoftScheck GmbH ab S. 44. Das lange Warten auf Smart Meter wird sich in Deutschland durch ein Plus an Sicherheit auszahlen. Ihr Hagen Lang Erleben Sie testo 885 live auf der Hannover Messe (Stand D.31, Halle 12). Weil jede kwh zählt. testo 885: Hochauflösende Wärmebildkamera für effiziente Wartung und Leistungsüberprüfung von Photovoltaik- Anlagen. Schwenkbares Display für bessere Sicht bei direkter Sonneneinstrahlung Speichert die Strahlungsintensität der Sonne mit jedem Wärmebild Detaillierte Analyse großer Flächen aus der Distanz 2/2014 Energie & Technik 3

4 Inhalt Raumakzente und einfachere Montage Leuchtflächen und -bänder Seite 34 Special Energieversorger the next generation Power-To-Gas: Wasserstoff aus Windenergie...6 Mess- und Prüftechnik Li-Ionen-Batterien prüfen aber sicher! Testlabore für Li-Ionen-Batterien benötigen eine ausgefeilte Sicherheitsausstattung...28 Ganzheitlicher Ansatz Smart Meter als Last-, Einspeise und Netzüberwachungsmanager Intelligente Spannungsregelung im Mittelspannungsnetz Regionale Smart Grids schon heute machbar Versorgung sichern Schutztechnik für dezentrale Energieanlagen Stadtwerke Neu-Isenburg, Werraenergie und der Energieversorgung Main-Spessart rku.it übernimmt Systemlandschaften von drei Energieversorgern SEAS-NVE Smart Meter Rollout EVU macht im Datenstrom den Fahrtenschwimmer Spannungsregler Umspannwerke einfach automatisieren Energiewende erfordert Strategie-Änderungen Neue Techniken sollen dem Erdgas-Business auch künftig Erfolg verschaffen...30 Lighting Effiziente öffentliche Beleuchtung LEDs plus Lichtverwaltungssystem senken Kosten...32 Leuchtflächen und -bänder Raumakzente und einfachere Montage...34 Photovoltaik Messeausblick Light + Building Light + Building vom Lichtideen für das energieeffiziente Smart Powered Building...36 Produktneuheiten...36 Der deutsche PV-Markt 2014: Neue Business-Konzepte braucht das Land! Energie & Technik 2/2014

5 Erster Stromabrechnungsbetrug mit manipulierten Smart Metern Seite 42 Smart Home / Smart Metering Titel Remote Management ohne VPN-Konfiguration Fernwartungslösung auf Cloud-Basis als Grundlage für intelligente Energie-Management-Systeme...38 EMH metering Hoher Entwicklungsaufwand muss jetzt Früchte tragen...41 Malta Erster Stromabrechnungsbetrug mit manipulierten Smart Metern...42 Smart Meter Manipulation Schutz gegen kriminelle Insider ist möglich...44 Smart Meter Gateway Dr. Neuhaus, NXP Semiconductors und Deutsche Telekom kooperieren...45 Messeausblick Hannover Messe Industrie 4.0 auch Thema für den Energiesektor Energie und Automatisierung sind die beiden wichtigsten Themen auf der Hannover Messe...47 Produktneuheiten...47 Mit uns blüht Ihnen was! Intelligentes Energiemanagement von EBV Unsere Gesellschaft verlangt nach immer mehr Energie und fossile Brennstoffe sind endlich. EBV unterstützt seit Jahren Kunden in allen Bereichen der erneuerbaren Energien: Von der Kommunikation im Smart-Grid über das Metering und die High-Power-Themen Solarund Windenergie bis zur Energie-Speicherung. Informationen zu all diesen Bereichen und noch viel mehr finden Sie ab jetzt auch auf unserer neuen Website. Dort finden Sie Themen wie Meter/DCU, Referenz-Boards, Inverter/Converter und Kommunikations-Anwendungen wie Powerline oder Low- Power-RF mit vielen Details zu dentechnologien ZigBee, Wmbus, 6LoWPAN, GSM/GPRS und LPBluetooth. Rubriken Besuchen Sie uns jetzt unter ebv.com/renewableenergies oder kontaktieren Sie Ihre EBV Partner vor Ort. Editorial... 3 Inserentenverzeichnis Impressum EBVRenewableEnergies 2/2014 Energie & Technik 5 Distribution is today. Tomorrow is EBV!

6 Special Energieversorger the next generation E.ON Windgas Power-To-Gas: Wasserstoff aus Windenergie Bild: E.ON Im brandenburgischen Falkenhagen betreibt E.ON eine Power-to-Gas-Anlage zur Evaluierung der Technologie im Dauerbetrieb. Falkenhagen produziert»windgas«: Strom aus Windkraftanlagen betreibt Elektrolyseure, deren Wasserstoff in das Hochdruck-Gasübertragungsnetz der ONTRAS eingespeist wird. Je weiter die Energiewende fortschreitet, desto dringender wird der Bedarf an Speichermöglichkeiten für die stark fluktuierend anfallenden regenerativen Energien. Wie Dr. Rainer Speh, Vorsitzender der Energietechnischen Gesellschaft im VDE und Vice President Head of Technology Innovation bei Siemens Infrastructure & Cities, auf der Smart Energy Conference der Fachhochschule Dortmund ausführte, sind die heutigen Speichermöglichkeiten jedoch sehr begrenzt. Die gesamte Energiespeicherkapazität aller deutschen Pumpspeicherkraftwerke beträgt gerade einmal 40 GWh, was in der Analogie von Dr. Speh lediglich dem Energiegehalt eines würfelförmigen Diesel- Tanks mit einer Kantenlänge von 16 m entspricht. Mit den heutigen Speichern ist kein Staat zu machen, jedenfalls kein energiegewendeter, hochindustrialisierter, der auf Atomkraft und fossile Energieträger weitgehend verzichten will. Die Kapazität von Batteriespeichern ist in Deutschland noch ähnlich bescheiden wie die der Pumpspeicherkraftwerke. Wenn die erneuerbaren Energie-Anlagen bei Erzeugungsspitzen nicht abgeschaltet werden sollen, um die Stromnetze zu schützen, muss ein zusätzlicher Speicher gefunden werden. Wind- und Sonnenenergie lassen sich über den Umweg der Elektrolyse auch als chemische Energie speichern. Dabei wird Wasser unter Hinzufügung von Energie in Wasserstoff und Wasser aufgespalten. Dieser Wasserstoff reagiert bei Zugabe von Die Container beherrbergen die sechs Hydrogenics-HySTAT-Elektrolyseure. Sie können zusammen pro Stunde bis zu 360 m 3 Wasserstoff produzieren. CO 2 zu Methan und Wasser. Für Wasserstoff und Methan existieren in Deutschland Speicher, Gasspeicher und Kavernen, vor allem aber das Gasversorgungsnetz. Es kann etwa 220 TWhth bzw. 110 TWhel an Energie aufnehmen. Weil Wasserstoff korrodierend auf die Legierungen der Gasleitungen wirkt, besteht gegenwärtig eine Einspeisungsobergrenze von 5 Prozent Wasserstoffanteil in dem für Erdgas gebauten Rohrleitungsnetz. Die Erweiterung der Obergrenze auf 15 Prozent wird gegenwärtig erforscht. Theoretisch ließe sich damit bereits die gesamte heute regenera- 6 Energie & Technik 2/2014

7 Schnell verbunden, hell erleuchtet! Neu für starre LED-Leiterplatten Steckverbinder der Serie PTSM Neue Anschlusstechnik für LED-Anwendungen COMBICON das größte Programm der Leiterplattenanschlusstechnik bietet jetzt auch spezielle Lösungen für die LED-Technik. Verbinden Sie flexible LED-Leiterplatten jetzt schnell und sicher mit den neuen Steckverbindern der PTF-Serie. Für den Anschluss von starren Leiterplatten bietet die vielseitige Steckverbinder-Serie PTSM die ideale Lösung. Besuchen Sie uns! Überzeugen Sie sich und bestellen Sie jetzt ihr persönliches Muster. Halle 9 Halle 11.0, Stand D74 Mehr Informationen unter Telefon ( ) oder phoenixcontact.de DC L PHOENIX CONTACT 2014

8 Special Energieversorger the next generation tiv erzeugte Energie im deutschen Erdgasnetz speichern. und Sauerstoff aufgespalten. Der Zellstapel besteht aus einer Serie verbundener kreisrunder Elektrolysezellen, deren je zwei Elektroden auf den gegenüberliegenden Seiten einer patentierten anorganischen Ionen-Austauschmembran sitzen, die von Hydrogenics selbst hergestellt wird. Die Membran ermöglicht den Ionen-Transfer mit einem Minimum an Widerstand und verhindert die Wiederverbindung von Wasserstoff und Sauerstoff zu Wasser. Wenn das Projekt im Dezember 2015 endet, werden die Beteiligten wichtige Erfahrungen mit dem Dauerbetrieb einer Power-to-Gas-Anlage gesammtelt haben. Dass diese Erfahrung in Zukunft wichtig wird, davon ist man bei E.ON überzeugt. Der technische Aufbau der Pilotanlage Falkenhagen Vor diesem Hintergrund testet Energieversorger E.ON die Power-to-Gas-Technologie und die anschließende Einspeisung des Wasserstoffs in das Gasversorgungsnetz. Mehr als 5 Millionen Euro investierte E.ON in die Windgasanlage im brandenburgischen Falkenhagen, an dem die Technologie erforscht und weiterentwickelt wird.»um den Anteil von wetterabhängigem Windstrom an unserer Stromerzeugung in den kommenden Jahren weiter erhöhen zu können, brauchen wir auch neue Speicherkapazitäten«, sagt Prof. Dr. Klaus-Dieter Maubach, Mitglied des Vorstandes der E.ON AG, zuständig für Technik und Entwicklung.»Dabei ist die Nutzung der bestehenden Erdgasinfrastruktur zur Speicherung von Wasserstoff langfristig ein erfolgversprechender Ansatz, bei dem wir unsere Stärken als Strom- und Gasunternehmen in besonderer Weise werden kombinieren können«, so Maubach weiter. Falkenhagen war als Standort für E.ON attraktiv, weil die Region über ein hohes Windstromaufkommen verfügt und in der Nähe vorhandener Gas- und Strominfrastruktur sowie eigener Betriebsstellen liegt. Die Anlagenleistung der Falkenhagener Anlage beträgt etwa 2 MW, was einer stündlichen Produktion von 360 m3 Wasserstoff entspricht. Bei dem Projekt der E.ON Gas Storage kooperieren der Netzbetreiber E.DIS AG, die E.ON New Build & Technology GmbH sowie die Schweizer Swissgas AG, die einen Teil des erzeugten Wasserstoffs abnehmen wird. Für die E.DIS AG ist es als Betreiber des Strom- und Gasnetzes interessant, den Nutzen von Power-to-Gas für ihre Smart- Grid-Optimierung, besonders im Mittelspannungsbereich bis 20 kv, zu evaluieren. Auch intelligent aufgerüstete Netze gelangen bei schwankender EE-Strom- Einspeisung einmal an ihre Grenzen. Statt die Netze weiter auszubauen, wäre die Power-to-Gas-Technik eine Option, um das Stromnetz zu entlasten und die gewonnene Energie trotzdem für eine spätere Nutzung zu speichern. Dr. Ingo Luge, Vorsitzender der Geschäftsführung der E.ON Deutschland, glaubt an das Potential der Technik:»Diese Art der Speicherung gilt als eine der Schlüsseltechnologien für die Energiewende. Damit wird die anderenfalls notwendige Abschaltung von Windkraftanlagen bei Netzengpässen vermieden und die Ausbeute der Erzeugung von Windstrom steigt.«als Technik verwendet die E.ON-Anlage sechs alkalische Wasserelektrolyseure des Typs HySTAT 60 der belgischen Firma Hydrogenics, die bei einer Leistungsaufnahme von 6 mal 330 kw 6 mal 60 m 3 Wasserstoff pro Stunde produzieren. Der Ausgangsdruck beträgt 10 barg, die Wasserstoffeinspeisung erfolg über eine molchbare DN 100 Pipeline. Mit ihrer bis ins Jahr 1948 zurückreichenden Historie gehört die Firma Hydrogenics zu den erfahrensten und innovativsten Elektrolyseur-Herstellern der Welt. Kernstück der Wasserelektrolyseure ist Hydrogenics proprietärer Zellen-Stapel des Typs IMET. Die Gas-Reinheit kann bis zu 99,999 Prozent gewählt werden. Im Zellen-Stapel wird Wasser mittels Gleichstrom in seine Komponenten Wasserstoff»Der Bedarf an Speicherkapazitäten wächst mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien«, weiß Dr. Andrei Zschocke, Programm-Manager Power to Gas beim E.ON Innovation Center Energy Storage. Zur Lösung der Energiespeicherproblematik sei die Wasserstofferzeugung aus regenerativem Strom»eine der wichtigsten Lösungen, weil sie den Umsatz großer Energiemengen erlaubt und gleichermaßen unterschiedliche Marktsegmente verbindet«, so Zschocke. Jedoch könne die Power-to-Gas-Technologie nur ein Baustein der Energiewende sein. Zschocke weiter:»erst die Kombination einer Vielzahl unterschiedlicher Speicherlösungen, intelligenter Netze und flexibler Erzeugung wird den Umstieg auf ein erneuerbares Energiesystem möglich machen. Das gilt nicht nur in technologischer Perspektive, sondern auch im Hinblick auf die künftige Bezahlbarkeit der Energie und die Versorgungssicherheit.«(hl) 8 Energie & Technik 2/2014

9 Bis zu25% reduzierte Betriebskosten durch Plant-wide Integrated Solutions Bis zu50% kürzere Time-to-Market dank virtueller Planung und Inbetriebnahme Scannen Sie den QR-Code mit dem QR- Code-Leser in Ihrem Handy! E20001-F100-T112 Making potentials visible Wirtschaftlichkeit in der Produktion siemens.de/glas-solar-industrie Plant-wide Integrated Solutions für die Glas- & Solarindustrie Anlagen in der Glas- & Solarindustrie müssen mit äußerster Produktivität arbeiten, um über ihren gesamten Lebenszyklus hinweg wirtschaftlich zu bleiben. Produkte müssen in kürzester Zeit auf den Markt gebracht werden, um den Anforderungen der Industrie gerecht zu werden. Der Schlüssel hierzu ist, das gesamte Potenzial einer Anlage zu identifizieren und zu nutzen. Die Plant-wide Integrated Solutions von Siemens tragen deutlich zu nachhaltigem Unternehmenserfolg bei. Standardisierte Hard- und Software auf der Basis von Totally Integrated Automation reduzieren Engineeringaufwand und Schnittstellen. Advanced Process Control trägt dazu bei, den Ertrag einer Anlage und die Produktqualität zu verbessern. Totally Integrated Power, energieeffiziente Antriebstechnik und die Nutzung von Abwärme machen bei der Minimierung des Energieverbrauchs einen merklichen Unterschied. Siemens Industry Software unterstützt die Entwicklung innovativer Produkte und hocheffizienter Fertigungsstraßen. Der umfassende Ansatz unserer Plantwide Integrated Solutions hilft Ihnen, die Time-to-Market zu verkürzen und die Produktivität Ihrer Anlage zu steigern. Answers for industry.

10 Special Energieversorger the next generation Ganzheitlicher Ansatz Smart Meter als Last-, Einspeiseund Netzüberwachungsmanager Nur zu Abrechnungszwecken sind Smart Meter viel zu schade. Das Stadtwerke- Netzwerk Trianel hat das erkannt und an der Entwicklung von Modulen mitgewirkt, die als Steuermodule für PV- und Windkraftanlagen und Lasten wie Nachtspeicher fungieren. Allmählich kommt der Smart Meter in Deutschland auf die Zielgerade, die letzten technischen und bürokratischen Hürden werden genommen. Nachdem die EU im Herbst den Entwurf der deutschen Messsystemverordnung genehmigt hat und die letzten technischen Feinheiten geregelt werden, scheint es, als ob der Aufbau intelligenter Energieversorgungssysteme in Deutschland nun endlich losgeht. Wenn in Zukunft deutsche Smart Meter mittels Public-Key-Verfahren asymmetrisch verschlüsselt mit den Servern der EVU kommunizieren, kann man mit Recht behaupten, das sicherste Smart Grid der Welt zu betreiben. Angesichts des ewig und drei Tage angekündigten Smart Meter Rollouts kann man sich die Feststellung nicht verkneifen, dass viele Köche den Brei nicht unbedingt verderben, aber seine Zubereitung doch erheblich verzögern. Beim nächsten Projekt ähnlichen Kalibers sollten sich die Verfahrensbeteiligten um eine etwas zügigere Gangart bemühen, von der Europäischen Union über das Bundeswirtschaftsministerium, die Bundesregierung, die Branchenvertreter, die Physikalisch-Technische-Bundesanstalt und den Bundesbeauftragen für den Datenschutz bis zum Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik. Smart Metering kann als ganzheitlicher Ansatz verstanden, die Grundlage umfassender Prozessautomatisierung werden. Als universelle Problemlöser werden Smart Meter nach dem Rollout als unverzichtbar gelten, denn schon jetzt ist klar, dass sie viel mehr können, als nur die Strom-, Gas-, Wasser- und Wärmeabrechnung zu automatisieren. Sie eignen sich auch zur Überwachung des Netzzustandes im Niederspannungsnetz und der Spannungsqualitätsmessung und ermöglichen die Erstellung von Lastprofilen, Fernabschaltung und die definierte Begrenzung des Stromdurchsatzes. Auf einige dieser Fähigkeiten baut der Gesetzgeber bereits, wenn er den Einbau von Smart Metern im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) Stromkunden vorschreibt, deren Jahresverbrauch kwh übersteigt, oder Betreibern von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien (über 7 kw) und von Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen. Mit der Entwicklung sinnvoller Einsatzszenarien für Smart Meter, die über das reine Mess- und Abrechnungswesen hinausgehen, hat sich intensiv die Trianel GmbH beschäftigt, Europas größter Stadt- werkeverbund mit über 100 Gesellschaftern aus dem Kommunalbereich, denn auch sie sieht den Smart Meter Rollout auf der Zielgerade:»Nach dem Abschluss des europäischen Notifizierungsverfahrens zum Entwurf der Messsystemverordnung wird für das Frühjahr 2014 nun das noch ausstehende Verordnungspaket für den Smart Metering Rollout erwartet«, so Tim Karnhof, Leiter Smart Metering bei Trianel. Die Fähigkeit der Smart Meter, genaue Lastprofile der Kunden erstellen zu können, macht sich Trianel in einer Kooperation mit den Rastatter star.energiewerken zunutze, mit denen sie neue Tarife für Gewerbekunden entwickelt.»wir als Energiedienstleister können spezielle Tarife für Verbrauchsspitzenzeiten entwi- 10 Energie & Technik 2/2014

11 _0C77P_NZR_ET02.pdf;S: 1;Format:(58.00 x mm);07. Mar :05:42 ckeln«, sagt Olaf Kaspryk, Geschäftsführer der star.energiewerke GmbH. Von Trianel mit entwickelte Smart Meter finden bei den Osterholzer Stadtwerken zur Steuerung von 100 PV-Anlagen Einsatz, die damit EEG-konform ansteuerbar werden. Die letzte EEG-Änderung sieht vor, dass PV-Anlagen bis 30 kwp entweder dauerhaft auf 70% abgeregelt werden oder sich einem Einspeisemanagement unterwerfen müssen.»mit dem Einsatz der Smart-Metering-Technologie zur Fernsteuerung unserer PV-Anlagen kommen wir den gesetzlichen Vorgaben gemäß EEG nach«, sagt Christian Meyer-Mannerström, Geschäftsführer der Osterholzer Stadtwerke. Vier Leistungsstufen»Mit dieser Technik können wir das Einspeisemanagement für unsere Photovoltaik-Anlagen in vier Leistungsstufen steuern und damit immer so viel Sonnenstrom wie möglich einspeisen, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden«, so Meyer-Hammerström weiter. Die Smart Meter erlauben eine Ansteuerung der PV- Anlagen in den Leistungsstufen 100%, 60%, 30% und 0%, und die Steuerung erfolgt gegenüber der herkömmlichen Rundsteuer-Technik in Echtzeit und über eine einheitliche Steuer-Plattform, was den Prozess- und Kommunikationsaufwand minimiert.»die einheitliche Steuerung über die zentrale Plattform von Trianel ermöglicht weitere Synergien«, sagt Trianels Smart-Meter-Spezialist Tim Karnof. Auch die Stadtwerke Warburg haben sich für die Trianel-Steuertechnik entschieden, um PV-Anlagen mit 100% ihrer Leistung am Netz betreiben zu können.»mit dem Einsatz der Smart-Metering-Technologie bei den in unserem Stadtgebiet betroffenen PV-Anlagen kommen wir nicht nur der gesetzlichen Nachrüstpflicht nach, sondern profitieren auch von der Sicherheit und Zukunftstauglichkeit der von Trianel entwickelten Messsysteme«, sagt Karl-Heinz Fleischhacker, Geschäftsführer der Stadtwerke Warburg. Wäh- rend die Stadtwerke Warburg weiterhin Messstellenbetreiber sind, agiert Trianel als Messdienstleister und übernimmt die Rolle des Systemintegrators. Doch nicht nur bei der Integration von PV-Anlagen in das Niederspannungsnetz sind Smart Meter nützlich. Tim Karnhof erklärt:»die von uns entwickelte Smart- Metering-Lösung ermöglicht schon heute, die im Paragraphen 14a EnWG geforderte Schaltung von unterbrechenbaren Lasten im Niederspannungsnetz zu gewährleisten, wie beispielsweise bei Heizstäben oder Nachtspeichern.«Bewährt haben sich die Smart Meter auch bei der Steuerung von Windkraftanlagen. Die Windenergieanlagen des Typs Enercon im von Trianel betriebenen 27 MW starken Windpark Eisleben werden ebenfalls mit intelligenter Technik in die Netze integriert. Damit die Netzqualität trotz fluktuierenden Windaufkommens gewährleistet bleibt, werden die Windkraftanlagen mit Smart Metern und intelligenter Steuerungstechnik ferngesteuert und -geregelt. Ab März 2014 lieferbar ist das Schaltmodul CSM 124 von theben, das die Funktionen des CONEXA Smart Meter Gateway um Fernsteuer-Fähigkeiten von Erneuerbare-Energie-Anlagen erweitert. Die bereits von zehn kommunalen Stadtwerke-Partnern der Trianel eingesetzten CONEXA Smart Meter Gateways erweitert das Schaltmodul um eine vierstufige Leistungssteuerung gemäß EEG-Vorgaben, etwa für Windkraft- oder PV-Anlagen. Es verfügt über vier potentialfreie Ausgänge, vier Relais mit 16 A und einen Kommunikationsanschluss zur Anbindung an Smart Meter Gateways. Das Schaltmodul CSM 124 erlaubt den Einstieg in die Fernsteuerung von Erneuerbare-Energie-Anlagen,»die den neuesten technischen und rechtlichen Standards entspricht«, sagt Tim Karnof,»und ermöglicht die Prozessoptimierung an vielen Stellen der energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette, um die Synchronisation volatiler Leistungen und Lasten gewährleisten zu können«. (hl) 2/2014 Energie & Technik 11

12 Special Energieversorger the next generation Intelligente Spannungsregelung im Mittelspannungsnetz (ISM) Regionale Smart Grids schon heute machbar Mittels regelbarer Ortsnetztransformatoren sowie geeigneter Mess-, Datenlogging- und Übertragungstechnik lassen sich schon heute»smarte«mittelspannungsnetze mit intelligenter Spannungsregelung aufbauen. Ein teurer Netzausbau ist so in vielen Fällen vermeidbar; zudem können die Netze dann erneuerbare Energien und Elektromobilität problemlos integrieren. Von Robert Torscht, Dipl.-Ing. (FH) Nachrichtentechnik, Applikationsingenieur bei Insys icom Die Zäsur»Energiewende«zeigt, dass mit der landauf, landab installierten Technik nicht mehr alle anstehenden Herausforderungen bewältigt werden können. Gleichzeitig aber fordert das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) zum einen die technische Sicherheit von Energieanlagen ( 49 Abs. 2 bis 4) und zum anderen technische Mindestanforderungen, um die Interoperabilität der Elektrizitätsversorgungsnetze sicherzustellen ( 19). Das heißt für die Netzbetreiber, dass sie den Normalbetrieb und den Netzfehlerfall auch bei Einspeisung großer Mengen von Strom aus EEG- Erzeugungsanlagen (Erneuerbare-Energien-Gesetz) bewerkstelligen müssen. Ein Projekt in Regensburg mit Beteiligung der Regensburger Energie- und Wasserversorgung AG & Co. KG (Rewag), der Regensburg Netz GmbH, der OTH Regensburg (Ostbayerische Technische Hochschule) und der Maschinenfabrik Reinhausen GmbH (MR) zeigt Lösungen auf. Die eingespeiste Leistung dezentraler Stromerzeugungsanlagen hat in den letzten Jahren alle Prognosen übertroffen. Deshalb sind EEG-Erzeugungsanlagen bereits heute systemrelevant. Besonders hart trifft dies die Betreiber von Verteilnetzen, denn wie die Transportnetze waren auch die Verteilnetze bisher nicht für reverse power flow konzipiert. Eine der Herausforderungen ist die Einhaltung des Spannungsbands in den unterschiedlichen Netzebenen. Die Integration dezentraler EEG- Erzeuger durch wirksame Maßnahmen Alle zehn Sekunden werden 16 Messwerte ausgelesen und nach einer Vorverarbeitung im Mobilfunkrouter als XML-Datei per verschickt. Gleichzeitig bietet der Mobilfunk-Router einen sicheren Zugang zum Fernwirken/Fernwarten. zur Einhaltung des Spannungsbands (nach DIN EN 50160) ist eine Herkulesaufgabe für die Verteilnetzbetreiber, doch letzten Endes unabdingbar: um notwendige Netzausbauten zu reduzieren oder auf einen vertretbaren Zeitraum zu verteilen sowie um Fehlinvestitionen zu vermeiden, geht es doch um Kosten für die deutschen Verteilnetzbetreiber von etwa 11 bis 16 Mrd. Euro bis 2030 (laut Dena-Verteilnetzstudie). Im Gebiet der Rewag hat sich seit der Jahrtausendwende die installierte Leistung von PV-Anlagen vor allem auf dem Land fast exponentiell entwickelt. Der weitaus größte Teil dieser Anlagen ist an das Niederspannungsnetz angeschlossen (400 V), nur wenige Anlagen im MW-Bereich speisen in das Mittelspannungsnetz (20 kv) ein.»um das Spannungsband nach DIN EN einzuhalten, lassen sich unsere Netze nur zu einem Bruchteil ihrer thermischen Belastbarkeit ausnutzen, teilweise nur bis zu 25 Prozent«, wie Clemens Thomas, Leiter strategische Planung und Handlungsbevollmächtigter der Regensburg Netz GmbH, erläutert.»daher sind intelligente Maßnahmen zur Spannungshaltung dringend gesucht, um teuren Netzausbau zu vermeiden.«wichtige netzseitige Ansätze zur Verbesserung der Spannungshaltung seien regelbare Ortsnetztransformatoren, Blindleistungsregelung und intelligente Spannungsregelung. Im Rahmen des Projekts»Intelligente Spannungsregelung in Mittelspannungsnetzen (ISM)«der Projektpartner Rewag, OTH und MR wurden zunächst signifi- 12 Energie & Technik 2/2014

13 kante Messwerte von Ortsnetztransformatoren erfasst, übertragen und ausgewertet. Zusätzlich wurden aus den fernüberwachten Netzknoten Strom- und Spannungswerte des Mittelspannungsnetzes erfasst. Ziel war der Aufbau eines realen Smart Grid, das durch intelligente Spannungshaltung und ohne Netzausbau noch Integrationspotenzial für regenerative Energien und Elektromobilität hat. Die Spannungshaltung leisten bisher schon Regeltransformatoren, die mit MR- Spannungsreglern und MR-Laststufenschaltern ausgestattet sind. Dabei ist der Laststufenschalter das Stellglied im Spannungsregelkreis, welches das benötigte Übersetzungsverhältnis des Transformators und somit die von der DIN EN geforderte Spannungshöhe im Netz anpasst.»intelligent wird die Spannungshaltung im Mittelspannungsnetz erst dann, wenn unserem Spannungsregler aktuelle Messwerte aus dem weit verteilten Niederspannungsnetz zur Verfügung stehen«, wie Alexei Babizki, Leiter Netzintegration der Maschinenfabrik Reinhausen, erklärt. Weil aber in den Netzen genau diese Messwerte mangels Datenkommunikation nicht verfügbar sind, haben sie bisweilen keine oder zu wenig Lernfähigkeit für dynamische Prozesse. Deshalb kam der Informations- und Kommunikationstechnik (IKT) eine besondere Rolle bei der Beobachtung der Netzdynamiken zu. Die Anforderungen an die Daten- technik sind einerseits die sichere und schnelle kation aus allen Trafostationen sowie Kommuniandererseits die ressourcenschonende Speicherung, die kundenspezifische Verarbeitung und der verschlüsselte Versand der Messwerte im XML-Format. Wie ließen sich diese Anforderungen erfüllen?»mit Mobilfunkanbindung und Datenverarbeitung gleich im Mobilfunkrouter, denn so gut wie keine Ortsnetz- Trafostation hat einen Telefon- oder Datenanschluss«, erläutert Anna Wels, Project Manager Energy bei Insys icom,»unsere Geräte eine Kombination aus Mobilfunkrouter, Datenlogger und kleinem Industrie-PC verarbeiten die Messdaten direkt im Router und transportieren sie aus dem Feld in eine zentrale Datenbank. Und selbstverständlich ist das keine Einbahnstraße zur Messwertgewinnung, sondern auch zur Fernsteuerung netzeigener Betriebsmittel und kundeneigener EEG- Erzeuger nutzbar.«zur Evaluierung des Themas»Optimierungs- und Sparpotentiale durch Smart Grids«wurden im Rahmen des ISM-Projekts 77 von über 1000 Der MLR 3G von Insys icom ist ein robuster Mobilfunk-Router mit intgriertem Switch und Linux-Umgebung für kundenspezifische Applikationen. Transformatorstationen (Substations) in einem Teilgebiet der Rewag ausgewählt und mit Mobilfunkroutern des Typs MLR von Insys icom ausgestattet. In kritischen Infrastrukturen wie Verteilnetzen sind kryptografische Verfahren für Verbindungsaufbau und Datenübertragung unentbehrlich. Die Mobilfunkrouter von Insys icom erfüllen diese Bedingung, etwa mit zertifikatbasierter Authentisierung, IPsec, OpenVPN oder Portbased Security. Sie bieten zudem einen kundenspezifisch nutzbaren Speicher zum Datenloggen und eine Linux-Umgebung (Sandbox) für kundenspezifische Programme (Apps). Eine spezielle»edetect«-app im Mobilfunkrouter liest beim ISM-Projekt alle zehn Sekunden 16 signifikante Messwerte des Ortsnetztransformators aus einem _0C1QO_rku.it_ET02.pdf;S: 1;Format:( x mm);07. Feb :18:46 FÜR BRANCHENGENAUE IT-LÖSUNGEN Denn wir setzen unser Branchenwissen und IT-Know-how für unsere Kunden aus der Versorgungs-, Verkehrs- und Kommunalwirtschaft gezielt ein: Anwendungsberatung und Projektrealisierung IT-Outsourcing, Rechenzentrumsbetrieb Betreuung der Softwareanwender imtagesgeschäft, Schulungen ergänzende Leistungen (wie Massendruck und Kuvertierung) Profitieren Sie von unseren innovativen IT-Strategien. Bereitstellung und Betreuung von lokalen Netzwerken, Arbeitsplatzgeräten und Bürokommunikationssoftware 100 % anwenderorientiert. 100 % hochverfügbar.

14 Special Energieversorger the next generation Universalmessgerät (Janitza UMG 96 RM) aus. Vor der Speicherung der Messwerte im Router werden sie von der App komprimiert und mit Zeit und Datum»gestempelt«, damit die Messwerte aller Ortsnetztrafos später korrekt analysiert, korreliert und visualisiert werden können. Die Synchronizität ihrer Systemzeit stellen die Insys-Mobilfunkrouter über Network Time Protocol (NTP) sicher. Damit lässt sich auch bei den variablen Signallaufzeiten in den Mobilfunknetzen eine sekundengenaue Systemzeit im Router halten. Während der zweijährigen Projektphase wurden 7,2 Mrd. Datensätze mit Messwerten ausgelesen. Die Messwerte werden von der App periodisch als XML-Datei per E- Mail an die Rewag und die OTH versandt. Die Berechnung des Wirkfaktors Cos Phi erfolgt auf dem Zielsystem. Die App selbst hat eine intelligente Kombination aus Abtast-, Sicherungs- und Übertragungsintervall für die Messwerte, welche die Verarbeitungsgeschwindigkeit, die Speicherbelastung und die verfügbare Mobilfunknetzbandbreite bestens ausnutzt. Neben der Datenvorverarbeitung im Feld sorgen die MLR für einen ständig verfügbaren Zugang in die Trafostationen: sowohl für Firmware-Updates und zum direkten Aufschalten auf eines der Universalmessgeräte als auch zum Fernwirken über weitere, am 4-Port-Switch anschließbare IP- Geräte wie Steuerungen und Aktoren. Für die ständige Erreichbarkeit der Mobilfunkrouter über verschlüsselte Verbindungen sorgt der VPN-Netzwerkdienst»Insys Connectivity Service«, eine Lösung zur automatischen VPN-Konfiguration der Endgeräte sowie für Client-Verwaltung und Zertifikats-Management auf Webbasis. Im ISM-Projekt wurden alle Trafostationen über Mobilfunk angebunden. Aus dem Vergleich der 2G- und 3G-Mobilfunknetze hinsichtlich der Latenzzeiten (Ping Performance Tests) und Paketumlaufzeiten (RTT) ließen sich für unterschiedliche Paketgrößen zur Sollwertübertragung für die ISM-Regelung wertvolle Erkenntnisse gewinnen, auch was die Netzeigenschaften der diversen Provider betrifft. Messgeräte und Mobilfunkrouter in einer Trafostation: Während der zweijährigen Projektphase sind 7,2 Mrd. Datensätze mit Messwerten ausgelesen worden. Die Messwerte werden für die Offline-Messung periodisch als XML-Datei per versandt. Die Investitionen in Mess- und Datentechnik lohnen sich allemal, denn zum ursprünglich geplanten Nutzen addieren sich durch die permanent verfügbaren Zustandsdaten weitere Vorteile, etwa die Visualisierung von Tagesganglinien etwa der Wirkleistungen oder der Spannungsverlauf entlang eines Mittelspannungsstrangs innerhalb eines Tages. Richtig interessant wird es dann, wenn durch geschickte Datenanalyse Fehler aufgespürt und Störungen sofort erkannt werden können, etwa die zu hohe Sekundärspannung eines Ortsnetztrafos. Bisher wurde die Mittelspannung durch Laststufenschalter am Trafo im Umspannwerk (UW) auf die Sammelschienenspannung geregelt ohne zu wissen, welche Spannungen in den weitverteilten Netzen tatsächlich herrschen. Jetzt werden neun reale und aktuelle Indikatoren (Spannungen, Leistungen) durch abgesetzte Sensoren aus Niederspannungsnetz-Stationen erfasst und auf Mittelspannungsverhältnisse hochgerechnet. Durch die Analyse der Spannungswerte der untersuchten Ortsnetztransformatoren ließen sich neun Stationen mit exponierten Messwerten identifizieren. Dort wurden 3G-Industrierouter von Insys icom installiert, die die Messwerte ins oben genannte UW übermitteln. Diese Messergebnisse werden im MR-Spannungsregler»Tapcon 260«mit einem neuartigen Regelalgorithmus verarbeitet. Die daraus berechneten Werte steuern den im Transformator integrierten MR-Stufenschalter, der die nötige Stufung durchführt. Dank an der OTH entwickelter Regelalgorithmen wird ab sofort eine optimierte Regelung für das Mittelspannungsnetz erzielt, um die Netzspannung der jeweils aktuellen Lasttopologie bestmöglich anzupassen.»geht man von 1 Prozent Spannungsbanderweiterung durch die intelligente Spannungsregelung im Mittelspannungsnetz aus«, sagt Clemens Thomas von der Regensburg Netz GmbH,»so würde dies bei Einhaltung der Spannungsgrenzen nach DIN EN entweder eine Erhöhung der Übertragungskapazität des Mittelspannungsnetzes um 50 Prozent oder eine Erhöhung der Übertragungskapazität des Niederspannungsnetzes um 33 Prozent erlauben.«netzbetreiber haben mit den Routern von Insys icom einen detaillierten Einblick in ihre Netze. Dann ist rasch klar, wo Hotspots nur durch einen schnellen Netzausbau beseitigt werden können aber auch, wo Investitionen erst später oder gar nicht nötig werden.»unser Projekt bringt einen Gewinn für alle Seiten und das Smart Grid generell«, sagt Clemens Thomas:»Es bereitet den Weg hin zur intelligenten Spannungsregelung im Mittelspannungsnetz mit Messdatenkommunikation, Blindleistungsregelung und regelbarem Ortsnetztransformator.«(ak) 14 Energie & Technik 2/2014

15 Versorgung sichern Schutztechnik für dezentrale Energieanlagen Der Anteil erneuerbarer Quellen an der Energieerzeugung wächst. Dieser Umbruch bedeutet weit mehr als das Abschalten von Kernkraftwerken und Zuschalten dezentraler Photovoltaik- und Windkraftanlagen. Besonders die Schutztechnik und die entsprechende Prüftechnik müssen sich tiefgreifend wandeln. Zu Beginn der 1990er-Jahre gab es nur einige wenige dezentrale Einspeisungen. Im Störungsfall wurden diese Anlagen sofort vom Netz abgetrennt (entkoppelt), um Rückspeisungen und Inselnetzbildungen zu vermeiden. Die entsprechenden Einrichtungen zur Netzentkopplung wurden häufig mit einem einfachen Spannungs- und Frequenzschutz realisiert, teilweise auch in Kombination mit der Vektorsprungfunktion. Die Zahl der dezentralen Einspeisungen hat sich aber in den darauf folgenden Jahren so stark erhöht, dass die unselektive Netztrennung derartiger Anlagen zu einem plötzlichen Wegfall immer größerer Erzeugerleistungen geführt hat. Eine kostenlose PTL-Prüfvorlage erleichtert Anwendern die Prüfung des Q-U-Schutzes. _0C617_SAG_ET02_2014_90x130_4c.pdf;S: 1;Format:(90.00 x mm);27. Feb :43:31 Neue Herausforderungen Die Kurzschlussleistung hat sich im Fehlerfall sehr schnell reduziert, weil in Gebieten mit großen dezentralen Einspeisungen meist keine bzw. wenige konventionelle Erzeuger am Netz sind. Das dadurch entstandene Blindleistungsdefizit erhöhte die Gefahr eines Spannungskollapses. Die Ergänzung der bestehenden Schutzkonzepte mit einer FRT-Kennlinie (Fault-Ride-Through) konnte das Verhalten zwar etwas verbessern, aber einen möglichen Spannungszusammenbruch nicht vollständig verhindern. Das koordinierte Zusammenwirken vieler dezentraler Stromerzeuger erfordert zudem einen hohen Aufwand im Bereich der Kommunikation. Ziel muss es daher sein, einzelne Anlagen so intelligent zu machen, dass sie autonom einen großen Teil zur Sicherheit und Qualität des Gesamtnetzes beitragen können. PARTNER FÜR DIE ENERGIETECHNISCHE INFRASTRUKTUR Die SAG ist der führende Service- und Systemlieferant für Strom-, Gas-, Wasser- und Kommunikationsnetze sowie für Anlagen rund um die Erzeugung, Bereitstellung und Anwendung von Energien und Medien in Europa. Über 100 Standorte in Deutschland gewährleisten flächendeckenden Service für regionale und kommunale Energieversorger, Industrieunternehmen, Kraftwerksbetreiber und Verkehrsbetriebe. Die SAG ist Ihr Partner für alle Fragen zwischen Kraftwerk und Steckdose dienstleistungsorientiert und innovativ. SAG GmbH Pittlerstraße Langen T F E I 2/2014 Energie & Technik 15

16 Special Energieversorger the next generation Weiterentwicklung der Systeme Angetrieben durch diese Problematik, wurde verstärkt versucht, dezentrale Anlagen im Fehlerfall zur Spannungsstützung zu nutzen. Aus diesen Bemühungen entstand schließlich der Blindleistungsrichtungs-Unterspannungsschutz oder kurz Q-U-Schutz, der sich als Systemschutz etabliert hat. Er sorgt dafür, dass im Fehlerfall (Absinken der Spannungen unter einen kritischen Wert) dem Netz keine Blindleistung mehr entzogen werden kann, und hilft damit, das Zusammenbrechen der Netzspannung zu verhindern. Dreht sich die Leistungsrichtung der Blindleistung in einem Netzanschlusspunkt um, wird der betroffene Teil vom Netz getrennt. Die PTL-Prüfvorlage umfasst neben der Überprüfung der Leistungsrichtung auch den Test der kompletten Logik. Damit kann die Unterspannungsfreigabe, die Mindeststromschwelle und die Schutzfunktion in der Wirkleistungs-Blindleistungsebene einfach geprüft werden. Die Ergebnisse werden umfassend dokumentiert. Weitere Tests Neben den beschriebenen Prüfungen für den Netzentkopplungsschutz können vielfältige weitere Tests nötig sein. So sind zum Beispiel moderne Eigenerzeugungsanlagen häufig auch mit Kommunikationseinrichtungen ausgestattet. Die eingesetzten Standardprotokolle basieren dabei auf IEC bzw. der für Windkraftanlagen beschriebenen Variante IEC Leitstellenkommunikation mit Client- Server sowie Echtzeitkommunikation unter Nutzung von GOOSE spielen hier eine große Rolle. Diese Technik wird beispielsweise sowohl beim Loss of Mains (LoM)-Schutz (Vermeidung von Inselbildung) als auch im Offshore-Bereich zur Kommunikation zwischen einzelnen Windanlagen eingesetzt. Selbst die Übertragung von Wandlerdaten über Netzwerke (Sampled Values,»Process Bus«) wird bereits diskutiert. Der Q-U-Schutz hat sich in Netzen mit dezentralen Erzeugungsanlagen bereits etabliert. Sowohl Hersteller von Schutzgeräten als auch Prüfsystemen arbeiten an weiteren Entwicklungen, um Schutztechniker bei den neuen Herausforderungen zu unterstützen. (ha) Der Q-U-Schutz bietet wirksamen Schutz und ist heute in Deutschland eine von vielen Netzbetreibern formulierte und definierte Anforderung. Dessen Installation ist auch erforderlich, um den gesetzlich geregelten Systemdienstleisterbonus zu erhalten. Prüfen der Schutzsysteme in einer Windenergie-Anlage Prüfung der Schutzsysteme Das Prüfen des gesamten Netzentkopplungsschutzes beinhaltet den Q-U-Schutz, Über- und Unterspannung sowie Überund Unterfrequenz. Der Q-U-Schutz erfordert im Vergleich zu den klassischen Schutzfunktionen wie Überspannung oder Unterfrequenz eine deutlich anspruchsvollere Prüfung. Eine Reihe von Schritten muss ausgeführt werden, um die einzelnen logischen Funktionen zu testen. Der Vorarlberger Prüfgerätehersteller OMICRON unterstützt bei diesen Aufgaben mit komfortablen Prüfgeräten, Prüfvorlagen in der PTLBibliothek (Protection Testing Library) und Seminaren zum Thema Netzentkopplungsschutz. 16 Energie & Technik 2/2014

17 Stadtwerke Neu-Isenburg, Werraenergie und der Energieversorgung Main-Spessart rku.it übernimmt Systemlandschaften von drei Energieversorgern Mit der Stadtwerke Neu-Isenburg GmbH, der Werraenergie GmbH und der Energieversorgung Main-Spessart GmbH konnte die rku.it GmbH drei neue Kunden gewinnen. Der IT-Dienstleister übernimmt den Betrieb sowie die Anwendungsund Anwenderbetreuung für die drei Energieversorger und realisiert den Übergang auf vereinheitlichte Anwendungssysteme. Eine steigende Zahl von Stadtwerken und Energieversorgern sieht die Notwendigkeit, durch möglichst einheitliche Systemausprägungen zukünftige Änderungen und Updates, zum Beispiel im Zuge von regulatorischen Anpassungen, Versions- Upgrades oder übergreifenden gemeinsamen Entwicklungen, effizienter zu gestalten und den nachfolgenden Serviceaufwand zu verringern. Die Vorteile einer solchen kundenindividuellen Harmonisierungsstrategie kommen zukünftig auch den Stadtwerken Neu-Isenburg, Werraenergie und der Energieversorgung Main-Spessart zugute.»wir bieten Energieversorgungsunternehmen eine auf ihre Bedürfnisse ausgerichtete Anwendungslandschaft. Verbunden mit deren sukzessiver Vereinheitlichung stehen unseren Kunden zukunftsfähige Systeme und damit optimierte Geschäftsprozessabläufe zur Verfügung«, erklärt Holger Bonk, Leiter Vertrieb und Marketing von rku.it.»für unsere drei neuen Kunden haben wir das Übernahmeprojekt im Juni gestartet und sind im Dezember 2013 produktiv gegangen.«übernahme der Systemlandschaften Die Übernahme der Systemlandschaften umfasste dabei viele Einzelschritte. So stellt rku.it zum einen die Server-Infrastruktur in den eigenen Rechenzentren bereit. Zum anderen übernimmt der IT- Spezialist das vorhandene Paket»SAP for Utilities«aller drei Kunden und den Betrieb der Kern-SAP-Systeme der Stadtwerke Neu-Isenburg und Werraenergie. Für Werraenergie betreibt und betreut rku.it zudem auch die Systeme SAP ERP Human Capital Management (SAP ERP HCM). Darüber hinaus nutzte rku.it die Umstellungsphase und führte für alle drei Kunden die Anwendung SAP Energy Data Management und ein auf die energiewirtschaftlichen Bedürfnisse zugeschnittenes Online-Portal auf Basis von SAP-Technologie neu ein.»mit diesem Projekt geben wir unsere IT in die professionellen Hände eines erfahrenen IT-Dienstleisters. Wir profitieren dabei von einem zuverlässigen Betrieb und einer umfassenden Betreuung«, bestätigt Eberhard Röder, Geschäftsführer der Stadtwerke Neu-Isenburg.»Wir unterstützen die Mitarbeiter unserer Kunden bei der täglichen Handhabung und Arbeit mit den Anwendungen und schulen sie im Umgang mit den Systemen«, fügt Bonk hinzu.»wir sind mit dem Projektverlauf sehr zufrieden«, betont Hans Ulrich Nager, Geschäftsführer der Werraenergie.»Mit rku.it haben wir einen kompetenten Partner an unserer Seite, der die Anforderungen an die Energiewirtschaft bestens kennt«, weiß auch Thomas Vollmuth, Geschäftsführer der Energieversorgung Main-Spessart. (ha) _0C7OH_ESB_ET02.pdf;S: 1;Format:( x mm);11. Mar :56:40 Energie aus eigener Herstellung: frei von zusätzlichen Kosten Unser Erfolgsrezept: Planung und Bau Betrieb Finanzierung Entdecken auch Sie die Vorteile einer Energie-Dienstleistung mit einem Blockheizkraftwerk (BHKW): Langfristige Kostenreduzierung Übernahme aller Installations- und Betriebskosten Umfassender Service ohne Risiko Sichere und effiziente Versorgung ESB Wärme GmbH 2/2014 Energie & Technik 17

18 SEAS-NVE Smart Meter Rollout EVU macht im Datenstrom den Fahrtenschwimmer Verglichen mit den Smart Metern, die der dänische Energieversorger SEAS-NVE 2012 installierte, sind die Smart-Meter-Pilotprojekte in Deutschland kleine Fische. Überraschend war für SEAS-NVE die Datenflut und dass die Meter die konstruktive Neustrukturierung von Geschäftsprozessen ermöglichen. Als die dänischen Energieversorger SEAS und NVE nach ihrer Fusion 2005 zum größten (und genossenschaftlich organisierten) EVU Dänemarks vor dem Problem standen, Zähler auswechseln zu müssen, entschied man sich für den»großen Wurf«, den kompletten Austausch aller Zähler gegen»intelligente«smart Meter. Zweieinhalb Jahre dauerte es, bis der finnische Service Provider Eltel Networks Smart Meter der Firma Echelon installiert hatte. Durchschnittlich je 43 Smart Meter senden ihre Daten an einen Datenkonzentrator, von denen insgesamt die Daten an das zentrale Data Center bei SEAS-NVE übermitteln. Mit einer Fehlerrate zwischen 0,3 und 0,1 Prozent kann die über Powerline Communication (PLC) stattfindende Kommunikation mit den Smart Metern als sehr stabil bezeichnet werden. In der Zentrale von SEAS-NVE übernimmt die Echelon Networked Energy Services (NES) System Software die Daten der Smart Meter und von Netzzustandssensoren und liefert sie inhouse an die weiterverarbeitende Software aus. Über Powerline Communication (PLC) sind die Smart Meter bei SEAS-NVE mit den Datenkonzentratoren verbunden, die wiederum den Input für das Echelon System Software Utility Data Center liefern. Die Fehlerrate bei der Datenkommunikation liegt nur zwischen 0,1 und 0,3 Prozent. Von Beginn an war klar, dass SEAS-NVE die Smart Meter nicht nur zu Abrechnungszwecken nutzen würde, sondern auch zur Netzüberwachung, Spannungsqualitätsmessung und so weiter. Die Smart Meter verfügen über Funktionen wie Lastprofilerstellung, Messung der Stromqualität, Fernlastprofilauslese, Fernabschaltung und Stromdurchsatzbegrenzung. Zeit und Kosten des Unternehmens zur Netzüberwachung und -stabilisierung sowie Fehlerdiagnose und -behebung im Feld konnten erheblich reduziert werden. Eine wichtige Rolle spielten die Echelon- Smart-Meter bei der Gewährleistung der Netzqualität, als sich 2012 die Anzahl der in das Netz zu integrierenden Solaranlagen verzehnfachte. Bei der Integration von ca Solaranlagen sparte SEAS-NVE nach eigenen Schätzungen 1 Million Dollar, weil die Smart Meter per Fernprogrammierung einfach auf die Anforderungen der neuen»prosumer«angepasst werden konnten. Diese können jetzt zum Beispiel an ihren Smart Metern die Menge des solar erzeugten Stromes selbst ablesen. Über die NES System Software überwacht das EVU die Netzqualität und kann schon im Ansatz erkennen, ob die Solarstrom-Einspeisung in Netzabschnitten zu Problemen führt. Bislang war es nicht nötig, die Solarstromeinspeisung zwangsweise zu begrenzen. Die Identifizierung und Lokalisierung von Netzproblemen hat sich stark vereinfacht und verursacht erheblich weniger Kosten als vor dem Smart Meter Rollout. Anstatt auf Kundenbeschwerden zu warten und einen Techniker vor Ort zu schicken, der durch manuelle Messungen ein Problem identifizieren muss, reicht der Rückgriff auf die Spannungs- und Ereignisprotokolle, die die NES System Software anlegt und mit der etwa Spannungsverluste oder Fehlfunktionen und Ausfälle von Metern jederzeit nachvollziehbar sind. Die Ursachen von Stromausfällen, ob auf Versorger- oder Verbraucherseite, sind leichter für SEAS-NVE zu identifizieren. Die Wartungskosten wurden gegenüber dem vorher genutzten System deutlich reduziert, wie Bo Danielsen, Leiter der Abteilung Smart Metering/Smart Grid bei SEAS-NVE erklärt:»wir sind in der Lage, das Verbrauchsmuster des Kunden zu Bild: Echelon 18 Energie & Technik 2/2014

19 überprüfen, ob er seine Lastgrenze überschreitet, bis zum Ausfall einer Sicherung, und wir bitten ihn, das Problem zu untersuchen. Wenn die Elektriker den Kunden heute die Rechnung schicken, spart uns das etwas über 9 Millionen Dänische Kronen pro Jahr (ca. 1,5 Millionen Dollar).«eingerichtet wurde. Weil über das vollautomatisierte SmartMDM die Daten zur Netzsituation, über Verbräuche und den Zustand des Equipments als erstes eingehen, machte es Sinn, das System zur Grundlage einer vollautomatisierten Datenmanagement-Lösung beim EVU zu machen. ARCA die neue Gehäuseserie von FIBOX Die vom EVU erhobenen Stromverbrauchs- oder auch Stromproduktionsdaten stellt es seinen Kunden in einem Webportal bereit, in dem sie ihre Verbrauchssituation kontrollieren können. Durch den mit der stündlichen Verbrauchsdatenerhebung»gefühlten«Echtzeit-Zugriff der Kunden auf ihre Verbrauchssituation gelingt es SEAS-NVE auch besser, die Kunden mit Marketing und Wettbewerben zu motivieren. In einem Stromsparwettbewerb mit Teilnehmern konnten diese im Mittel 17 Prozent Energie einsparen. Neben so viel Positivem gab es einige Herausforderungen für den Energieversorger zu meistern: Täglich eingehende 377 Millionen Messwerte und 2 Millionen Lastgangdaten verursachen ein tägliches Datenaufkommen von über 45 Gigabyte (!), das nicht nur gespeichert, sondern auch jederzeit zugänglich für die Weiterverarbeitung durch die Datenverarbeitungssysteme des Unternehmens aufbereitet und zur Verfügung stehen muss. Zum einen war mit der bis dahin genutzten Verwaltungs- und ERP-Software ein vernünftiges Management dieser Datenfluten unmöglich. Zum anderen wären die Möglichkeiten zur beinahe vollständigen Automatisierung von Unternehmensprozessen mit einer bislang eher top-down orientierten Datenmanagementphilosophie ungenutzt geblieben. Um die erhobenen Daten zur Grundlage weitgehender Automation der Unternehmensprozesse zu machen, entschied man sich für ein eigenes Smart-Meter- Data-Management-System (SmartMDM) von GÖRLITZ: IDSpecto, das nach umfassender Analyse aller Kommunikationswege und -Prozesse im Unternehmen Angebunden an das vom EVU SEAS-NVE verwandte ERP-System SAP ISU (Industry Solution Utilities), stehen seine Daten allen Unternehmensbereichen zur Verfügung, von den Messdaten für die Techniker und die Netzleitstelle bis zur Abrechnung und der Rechnungstellung für den kaufmännischen Bereich und die Buchhaltung. Auf einem Microsoft-BizTalk- Server installiert, sorgt die Business Process Engine IDSpecto.AMMConnect für die Kommunikation mit SAP ISU. Beim Smart Meter Rollout der Dänen kam zudem die»mobile Workforce Management (MWF) Meterbase«von Eltel zum Einsatz. Von SAP ISU initiiert, gelangten die Aufträge zum Zähleraustausch an das Modul IDSpecto.AMM und von dort weiter an MWF Eltel. Über dieses gingen die Meldungen über den erfolgten Smart Meter-Einbau wiederum in IDSpecto. AMM ein, das diese Information an das SAP-System weiterleitete. Dergestalt organisiert, wurden zeitweise Smart Meter in vierstelligen Größenordnungen täglich eingebaut. Ob ein EVU sich dafür entscheidet, Meter- Data-Management-Software zur Grundlage seiner Software-Architektur zu machen oder es als»add-on«zur bestehenden Software-Landschaft hinzufügt: Die Planung eines Smart Meter Rollouts sollte zum Anlass genommen werden, grundlegend über das Management der Geschäftsprozesse im Unternehmen nachzudenken. An realtime-fähigen Big-Data Solutions führt für EVU künftig kein Weg mehr vorbei. Warum nicht die Gelegenheit nutzen, die eingesetzte Software und die Geschäftsprozesse zu überdenken, damit man die mit vollautomatischer Datenaquise möglichen Rationalisierungseffekte erzielt? SEAS-NVE jedenfalls würde zu diesem Weg raten. (hl) Schlagfest Raumwunder Leichtgewicht Formklassiker Schutzisoliert Wirksamen Schutz gegen eindringendes Wasser bietet die umlaufende Dichtung. Ihre Elektronik ist sicher geschützt. Infos unter: April 2014 Halle 12 Stand D79 2/2014 Energie & Technik 19

20 Special Energieversorger the next generation Spannungsregler: auf die jeweiligen Anforderungen abgestimmt Umspannwerke einfach automatisieren Die Spannungsregler der neusten TAPCON-Generation hat die Maschinenfabrik Reinhausen modular aufgebaut, so dass sie sich genau auf die jeweiligen Anforderungen anpassen lassen. Sie können nicht nur einfache Regelaufgaben übernehmen, sondern auch in komplexen Systemen arbeiten. Zu den komplexen Spezialanwendungen gehören beispielsweise Dreiwicklertransformatoren, Transformatorenbänke, Phasenschieber und Shuntreaktoren. Volatile Stromerzeuger sind typisch für die moderne Energieversorgung und sie bergen neue Herausforderungen für die Automatisierung von Umspannwerken. Die ISM Technology bildet die neue einheitliche Hardware- und Softwarebasis, die MR ab sofort in allen Automatisierungssystemen einsetzt auch im neuen TAP- CON-Spannungsregler. Die Hardware-Komponenten und die universelle Software-Architektur zeichnen sich durch Benutzerfreundlichkeit und Flexibilität aus. MR hat das System auf die besonderen Anforderungen der Energietechnik hinsichtlich Zuverlässigkeit, Robustheit und Langlebigkeit ausgelegt. ISM Technology für die Automatisierung von Umspannwerken ISM Technology ist offen und flexibel konzipiert und erlaubt damit die Realisierung von Standardprodukten ebenso wie die Umsetzung individueller Anforderungen in der Umspannwerksautomatisierung. Unabhängig vom jeweiligen Einsatz profitieren die Nutzer von einheitlichen Komponenten, Tools und Bedienschnittstellen. Ein weiterer Vorteil ist das modulare und leistungsfähige Hardware-Design, das verschiedene Montagevarianten wie 19 Zoll und Hutschiene ermöglicht. Ein robustes Betriebssystem bildet die Basis für alle System- und Anwendungsfunktionen. Alle erforderlichen Leitstellenprotokolle sind in Client- oder Serverfunktionalität verfügbar, dabei sind mehrere Übertragungsmedien möglich. Das heißt beispielsweise für den Spannungsregler, dass er sowohl Daten liefern als auch Daten von unterlagerten Systemen (Sensoren) empfangen kann. Das führt zu mehr Informationen und einem deutlich geringeren Verdrahtungsaufwand. Einfache Inbetriebnahme Das neu entwickelte Bedienkonzept ISM Intuitive Control Interface (IICI) sorgt für eine einfache Inbetriebnahme und Bedienung. Das vollgrafische 5,7-Zoll-Farbdisplay und die Steuerung über ein Drehrad erlauben die intuitive Benutzerführung. Der TAPCON Interacitve Launch Assist (TILA) und die vorinstallieren Konfigura- Der neue TAPCON-Spannungsregler von MR bietet genau den benötigten Funktionsumfang. Auf Wunsch können auch komplexe Regelaufgaben realisiert werden. 20 Energie & Technik 2/2014

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