ANLAGE 1 ZUM MESSSTELLEN- UND MESSRAHMENVERTRAG TECHNISCHE MINDESTANFORDERUNGEN

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1 ANLAGE 1 ZUM MESSSTELLEN- UND MESSRAHMENVERTRAG TECHNISCHE MINDESTANFORDERUNGEN I. Technische Mindestanforderungen im Bereich Strom Einbau, Betrieb und Wartung der Messeinrichtungen sind unter Beachtung der allgemein anerkannten Regeln der Technik vorzunehmen. Zu diesen zählen insbesondere: Eichgesetz Verordnung über die Allgemeine Bedingungen für den Netzanschluss und dessen Nutzung für die Elektrizitätsversorgung in der Niederspannung (NAV), Metering Code in der jeweils geltenden Fassung Technischen Anschlussbedingungen für den Anschluss an das Niederspannungsnetz (TAB 2007) DestributionCode in ihrer jeweils geltenden Fassung. Es sind nur für Deutschland geeichte Zähler zum Einsatz zu bringen. Das Errichten, Erweitern oder Verändern von elektrischen Anlagen ist durch einen in ein Installateurverzeichnis des Netzbetreibers eingetragenen Installateurs auszuführen. Der Netzbetreiber kann sich zu Erfüllung seiner Aufgaben Dritter bedienen. Alle Zählpunktbezeichnungen werden grundsätzlich vom Netzbetreiber festgelegt. 1. Messeinrichtungen 1.1. Vom Messstellenbetreiber ist sicherzustellen und zu dokumentieren, dass die Eichfristen eingehalten werden 1.2. Der Messstellenbetreiber sichert die Messeinrichtungen in geeigneter Weise gegen unberechtigte Energieentnahme Werden Maßnahmen oder Arbeiten an den Messeinrichtungen durchgeführt durch die netzsteuernde Funktionen betroffenen sind, so ist vor Aufnahme der Arbeiten die Zustimmung des Netzbetreibers einzuholen. Seite 1

2 1.4. Soweit der Netzbetreiber berechtigt ist, die Anschlussnutzung zu unterbrechen, hat er das Recht, soweit für die Sperrung erforderlich, die Messeinrichtung auszubauen. Über den beabsichtigten Ausbau der Messeinrichtung hat er den Messstellenbetreiber unverzüglich zu informieren. Der Messstellenbetreiber darf Sperrungen des Netzanschlusses, die der Netzbetreiber durchgeführt oder veranlasst hat, nicht ohne Zustimmung des Netzbetreibers wieder aufheben Die Dimensionierung von Messeinrichtungen in Mittelspannung ist mit dem Netzbetreiber vorab rechtzeitig abzustimmen Die von der Messung nicht erfassten Anlagenteile sind zu plombieren. Das verwendete Plombiersystem ist dem Netzbetreiber zu melden Der Messstellenbetreiber führt Plombierungen nur für unmittelbar zur Messeinrichtung gehörende Anlagenteile durch (z. B. Klemmdeckel, Zählerplätze). Die Plombierung muss so gestaltet sein, dass ein Rückschluss auf das plombierende Unternehmen möglich ist. Werden im Zuge von Arbeiten Plombierungen anderer Anlagenteile entfernt oder beschädigt, so ist der Netzbetreiber unverzüglich schriftlich zu informieren Bei der Montage von Zählern ist auf ein Rechtsdrehfeld zu achten und vor Inbetriebnahme eine Anlaufprüfung durchzuführen. Bei elektronischen Zählern ist das aktuelle Datum und die Uhrzeit zu setzen, anschließend ist eine Rückstellung erforderlich. Die Einbaudaten sind mit der Zählermontagemitteilung an den Netzbetreiber zu übermitteln. 2. Zählverfahren, Steuereinrichtungen und Tarifschaltzeiten 2.1. Das Zählverfahren oder die Tarifierung wird vom Netzbetreiber vorgegeben. Zählverfahren bzw. Tarifierung können nur mit Wirkung für die Zukunft geändert werden Zählverfahren: Spannungs- Ebene Leistung in kva NS < 40 < NS > 40 < 60 < NS < 60 > NS > 60 < NS > 60 > MS Arbeit in kwh/a Zählfunktion Zählaufgabe Direkt messender SLP-Zählung 1 x 230 V oder 3 x 230/400 V, 10 (60) A A+ Direkt messender SLP-Zählung 3 x 230/400 V, 20 (100) A A+ Direkt messender Lastgang-Zählung 3 x 230/400 V, 10 (100) A Indirekt messender SLP-Zählung 3 x 230/400 V, 5//1 A A+ Indirekt messender Lastgang-Zählung 3 x 230/400 V, 5//1 A Indirekt messender Lastgang-Zählung 3 x 100 V oder 3 x 58/100 V, 5//1 A P+, Q+ oder P-, Q- P+, Q+ oder P-, Q- P+, Q+ oder P-, Q- Seite 2

3 2.3. Änderungen bezüglich des Zählverfahrens bzw. Tarifierung sind rechtzeitig im Vorhinein zwischen dem Netzbetreiber und dem Messstellenbetreiber abzustimmen Ergibt sich eine Tarifierung des Zählpunktes im Rahmen der Netznutzung oder auf Anforderung des Lieferanten, so ist dies vom Messstellenbetreiber zu berücksichtigen. Soweit keine andere Festlegung getroffen wurde, sind die Tarifschaltzeiten des Netzbetreibers zu realisieren Bei Anlagen mit unterbrechbaren Verbraucheinrichtungen sind seitens des Messstellenbetreibers vorherige Abstimmungen mit dem Netzbetreiber erforderlich (z. B. bezüglich der Lastschaltung). 3. Technische Mindestanforderungen für Anlagen mit SLP-Messung 3.1. Abhängig vom Einsatzzweck sind im Netz des Netzbetreibers Wirkverbrauchszähler als Wechsel- oder Drehstromzähler mit Eintarif- oder Doppeltarif-Zählwerken oder Zwei- Energierichtungszähler einzusetzen Wahl der Wirkverbrauchszähler sind die Technischen Anschlußbedingungen (Tab 2007) einzuhalten Die Wirkverbrauchszähler können direkt oder über Wandler an das Netz angeschlossen werden Die konstruktive Auslegung eines Elektrizitätszählers muss entsprechend den bestehenden technischen Normen erfolgen, z. B. DIN EN oder DIN EN Die im MeteringCode in der jeweils gültigen Fassung beschriebenen Mindestanforderungen an Zählereinrichtungen sind einzuhalten. 4. Technische Mindesanforderungen für Anlagen mit Lastgangmessung 4.1. Die Erfassung der Messdaten erfolgt über registrierende ¼-h-Leistungsmessung mit Zählerfernauslesung (Lastgangmessung) 4.2. Die installierten fernauslesbaren Lastgangmessungen werden durch Fernabfrage mittels einer Zählwertübertragungsanlage (ZFA) vom Messdienstleister oder vom Netzbetreiber ausgelesen Die vom Messstellenbetreiber eingesetzten Mess- und Übertragungseinrichtungen müssen von dem Leitstellensystem des Messdienstleisters und des Netzbetreibers unterstützt werden, d. h. mit diesem kompatibel sein. Seite 3

4 4.4. In der Geräteübersicht sind die zurzeit vom Netzbetreiber unterstützten Mess- und Übertragungseinrichtungen aufgeführt. Auf Anfrage des Messstellenbetreibers kann der Einsatz weiterer Gerätetypen geprüft werden. Diese Prüfung ist kostenpflichtig und bedarf einer gesonderten Vereinbarung Die Parametrierung der Fernübertragungsgeräte und der zur Auslesung erforderlichen Daten wird zwischen dem Messstellenbetreiber, dem Messdienstleister und dem Netzbetreiber vereinbart. Dafür sind vom Messstellenbetreiber alle erforderlichen Daten mitzuteilen Die eingesetzten Mess- und Übertragungseinrichtungen sind entsprechend der Herstellervorgaben zu warten. Dies betrifft insbesondere die zur Datenhaltung bei Spannungsausfall enthaltenen Komponenten wie z. B. Akkumulatoren Der Messstellenbetreiber hat dafür Sorge zu tragen, dass zum Zwecke der Datenübertragung ein durchwahlfähiger analoger TAE-Anschluss dauerhaft bereitgestellt wird. Bei fehlendem oder nicht termingerecht verfügbarem TAE-Anschluss legt der Netzbetreiber die Art der Ablesung fest z. B.: - Festnetzanschluss ISDN mit a/b-wandler - GSM-Karte/-Modem mit Freischaltung für Datenübertragung (Vodafone D2) - PowerLine-Anschaltgerät Der Anschlussnutzer trägt gegenüber dem Netzbetreiber die entstandenen Mehraufwendungen, es sei denn, der Netzbetreiber hat die Verzögerung zu vertreten Ist eine Fernabfrage der Zähleinrichtung des Messstellenbetreibers durch den Messdienstleister oder Netzbetreibers nicht möglich, wird der Messstellenbetreiber darüber durch den Messdienstleister bzw. Netzbetreiber informiert und zur Behebung der Störung aufgefordert. Gemäß Anlage 3 zum Messstellen- und Messrahmenvertrag Mindestanforderungen an Datenumfang und Datenqualität müssen bei einer Störung der Datenerfassung diese Daten innerhalb von 5 Tagen nach dem vereinbarten Bereitstellungstermin an den Netzbetreiber übermittelt werden. Der Messstellenbetreiber ist dafür verantwortlich, dass die Störung fristgerecht behoben wird um eine termingerechte Datenbereitstellung zu gewährleisten. Der Messdienstleister und Netzbetreiber ist über die Behebung der Störung bzw. über eventuelle Probleme bei der Störungsbeseitigung unverzüglich zu informieren Der Messstellenbetreiber ist für die Vorhaltung von Geräten verantwortlich um kurzfristig angezeigte Störungen beheben zu können. Seite 4

5 4.10. Die in der Zählstelle erfassten Daten werden durch den Netzbetreiber auf ihre Plausibilität überprüft. Ergibt diese Prüfung einen Unplausibilität der erfassten Daten wird der Messdienstleister und der Messstellenbetreiber darauf hingewiesen. Kann der Messdienstleister und der Messstellenbetreiber die Plausibilität der Daten nicht glaubhaft machen, hat der Messstellenbetreiber auf seine Kosten eine Überprüfung der Anlage durchführen zu lassen und die Störungsursache zu beheben Ist auf Grund einer Störung der Fernübertragungseinrichtung des Messstellenbetreibers oder anderer Ursachen eine Fernabfrage nicht möglich, werden die Daten durch manuelle Ablesung erfasst. Eine manuelle Auslesung wird veranlasst, wenn eine Fernauslesung der Anlage nicht bis zum 5. Werktag des Folgemonates möglich ist. Die manuelle Ablesung durch den Netzbetreiber ist kostenpflichtig und geht zu lasten des Messstellenbetreibers Störungen an den Mess- und Übertragungseinrichtungen sind vom Messstellenbetreiber und vom Messdienstleister an den Netzbetreiber zu melden und innerhalb der definierten Fristen zu beheben Bei kritischen Netzpunkten ist eine Messeinrichtung mit Netzanalyse erforderlich. Kritische Netzpunkte können u. a. dort entstehen, wo Einspeiseanlagen bzw. große Lastentnahmen vorhanden sind. Diese Punkte werden durch den Netzbetreiber benannt bzw. sind schon mit entsprechenden Messeinrichtungen ausgestattet Der Netzbetreiber benennt bzw. betreibt Netzteile oder sein gesamtes Netzgebiet mit Smart Metering zu Pilotzecken- oder im Dauerbetrieb. Diese Gebiete sind durch den Messstellenbetreiber mit entsprechenden gleichwertigen elektronischen Zähleinrichtungen auszustatten, die die gleichen Funktionen aufweisen und in die Kommunikationssysteme des Netzbetreibers integriert werden können. 5. Geräte für Lastgangmessung 5.1. Es gelten neben dem VDN-Lastenheft Elektronische Lastgangzähler folgende Festlegungen: - Datenübertragung: CS-Schnittstelle Protokoll IEC (IEC 1107) - Format Zählernummer: max. 8-stellig - Zähler Adresse: Seite 5

6 8-stellig - Zählerpasswort: 8-stellig - Datumsformat: TT.MM.JJJJ - Uhrzeitformat: HH:MM:SS - Kennstring: nicht dynamisch (keine Zählernummer enthalten) Für folgende Zählertypen ist die Kompatibilität zur Fernauslesung des Netzbetreibers (Görlitz EDW3000) gewährleistet. Vor dem Einsatz anderer Zählertypen ist durch den Messstellenbetreiber ein Prüfverfahren beim Netzbetreiber zu beantragen. Im Rahmen des Prüfverfahrens wird die Auslesbarkeit des Zählers über die beim Netzbetreiber im Einsatz befindliche Zählerfernauslesung und die manuelle Datenerfassung (MDE) getestet. Die Kosten für die Prüfung und eine eventuell notwendige Systemerweiterung der ZFA/MDE sind durch den Messstellenbetreiber zu tragen Folgende Informationen werden für die Zählerfernauslesung benötigt: - komplette Zählertyp-Bezeichung - Zählernummer - Zähler-CS-Schnittstellenpasswort - Zähler-Adresse - Zähler-Kennstring - Art der Zähler-Zeitsynchronisation - Telefonnummer 5.3. Übertragungsgeräte Grundsätzliche Funktionalitäten - Datenübertragungsrate CS-Schnittstelle: max 9600 Baud - Möglichkeit einer 11 Bit Datenübertragung zum Zähler (Z.B. 8N1) - Kein Modempasswort - Anzeige einer bestehenden Verbindung - Anzeige von Störungen - Schnittstelle zum Zähler unabhängig von Übertragungsschnittstelle (Telefonseite) einstelbar (Parity, Baudrate) Seite 6

7 Für folgende Modemtypen ist die Kompatibilität zur Fernauslesung des Netzbetreibers (Görlitz EDW3000) gewährleistet. Vor dem Einsatz anderer Zählertypen ist durch den Messstellenbetreiber ein Prüfverfahren beim Netzbetreiber zu beantragen. Im Rahmen des Prüfverfahrens wird die Auslesbarkeit des Modems über die beim Netzbetreiber im Einsatz befindliche Zählerfernauslesung. Die Kosten für die Prüfung und eine eventuell notwendige Systemerweiterung der ZFA sind durch den Messstellenbetreiber zu tragen Folgende Informationen werden für die Zählerfernauslesung benötigt: - Komplette Modem-Typenbezeichung - Modem-Nummer - Telefonnummer 5.5. Geräteübersicht: (X = getestet und funktionierend; 0 = nicht funktionierend) AEG/SLB/Actaris Übertragungsgerät - Hersteller Enercom Görlitz AG Enercom 380 (E) - Görlitz AG Enercom 400 (E) - Görlitz AG Sparkline II - Actaris Hersteller Zählertyp VD LG VD LG VD LG VD LG DC3 X X X X X X X X DC4 X X X X X X X X Iskra MT851 X X X X X X X X 7ED62 X X O O O O X X Siemens 7EJ62 X X O O O O X X 5.6. Anpassung der Technischen Mindestanforderungen Strom Die technischen Mindestanforderungen werden den aktuellen Bestimmungen und Erfordernissen laufend angepasst. Die aktuelle Veröffentlichung erfolgt im Internet unter Seite 7

8 II. Technische Mindestanforderungen im Bereich Gas Einbau, Betrieb und Wartung der Messeinrichtungen sind unter Beachtung der allgemein anerkannten Regeln der Technik vorzunehmen. Zu diesen zählen insbesondere: Technische Anschlussbedingungen Gas-Niederdrucknetz (TAB) EWG-Richtlinie MIT (Measuring Instrumentals Directive) PTB (Physikalisch-Technisch-Bundesanstalt) Anforderungen PTB-A 7.64 Messgeräte für Gas, i.v.m. PTB-TR G8, G9 und G13 PT-A 50.7 Anforderungen an elektronische und Software gesteuerte Messgeräte und Zusatzeinrichtungen für Elektrizität, Gas, Wasser und Wärme DVGW-Arbeitsblätter G600, G685 und G200, Kapitel 5.6 DIN 3374 hinsichtlich der HTB-Anforderungen Metering Code in ihrer jeweils geltenden Fassung. Es sind nur für Deutschland geeichte Gassmesseinrichtungen zum Einsatz zu bringen. Bei der Planung, Errichtung und dem Betrieb der Messstelle sind neben den einschlägigen gesetzlichen Vorschriften, den Normen und den allgemein anerkannten Regeln der Technik die technischen Anforderungen dieser Anlage zu beachten. Vom Netzbetreiber veröffentlichte weitergehende Anforderungen sind zu berücksichtigen. Der Messstellenbetreiber und Messdienstleister stellt sicher, dass dem Netzbetreiber an der Messstelle alle Voraussetzungen zur Messung der abrechnungsrelevanten Größen dauerhaft und sicher zur Verfügung stehen. Das Errichten, Erweitern oder Verändern von Gas-Anlagen ist durch einen in ein Installateurverzeichnis des Netzbetreibers eingetragenen Installateurs auszuführen. Der Netzbetreiber kann sich zu Erfüllung seiner Aufgaben Dritter bedienen. Alle Zählpunktbezeichnungen werden grundsätzlich vom Netzbetreiber festgelegt. 1. Gasbeschaffenheit Das Gasversorgungsnetz der Stadtwerke Iserlohn GmbH besteht aus einem Ortsnetz, das über Netzkopplungspunkte mit dem Netz des vorgelagerten Netzbetreibers verbunden ist. Das Gasnetz der Stadtwerke Iserlohn GmbH ist dem Marktgebiet L-Gas; E.ON Ruhrgas Transport AG & Co. KG (ERT) zugeordnet. Über die Netzkopplungspunkt wird das Versorgungsgebiet mit L-Gas versorgt. Seite 8

9 Damit freigesetztes Erdgas bemerkbar ist, wird das Gas mit Tetra-Hydrotiophen in einer Konzentration von mindestens 15 mg/m³ odoriert. Bei Haushaltskunden wird das Erdgas am Übergabepunkt mit einem Effektivdruck von 22 mbar +- 2 mbar bereitgestellt. 2. Messtechnische Anforderungen 2.1. Sofern nicht anders geregelt, ist der Netzbetreiber grundsätzlich für das erforderliche Regelgerät und dessen Betrieb verantwortlich. Der Messdruck wird sofern nicht anders vereinbart, durch den Netzbetreiber vorgegeben Der Aufstellungsort der Messeinrichtung muss zugängig, belüftet, beleuchtet, witterungsgeschützt und trocken sein. Bei Aufstellung im Freien sind die Anforderungen durch gleichwertige Maßnahmen zu erfüllen (z. B. Schutzart durch Gehäuse). Die Einhaltung der zulässigen Umgebungs- und Betriebstemperatur der Messeinrichtung (insbesondere bei Messanlagen mit elektronischen Messgeräten in Schrankanlagen) und sonstigen Anforderungen an den Aufstellungsort ist sicherzustellen. Es dürfen nur Geräte eingesetzt werden, die gemäß Herstellerangaben den Anforderungen des Aufstellungsortes genügen. Die erforderlichen Wand- und Montageabstände (z. B. für Zählerwechsel) sind einzuhalten. In entsprechenden Einbausituationen ist zusätzlich ein Umfahr- und Abreißschutz zur Sicherung gegen Beschädigungen sicherzustellen. In Gebäuden mit wohnähnlicher Nutzung ist der Schallschutz besonders zu beachten (Raumschall-, Körperschallübertragung bei Trennwänden). Die Messeinrichtung ist entsprechend gegen unberechtigte Energieentnahmen und Manipulationsversuche zu schützen (z. B. durch Plombierung, passiver Manipulationsschutz, Türschloss). Als weiter Anforderungen ist die Rückwirkungsfreiheit der Messeinrichtungen auf die Gesamtanlage, die Forderung des Explosionsschutzes, des Potentialausgleiches u. a. ist zu beachten Entsprechend den gültigen Eichvorschriften und gesetzen sind im geschäftlichen Verkehr nur zugelassenen und geeichte Mess- und Messzusatzgeräte für abrechnungsrelevanten Zwecke gestattet. Der Messstellenbetreiber ist allein verantwortlich für die Einhaltung der Eichvorschriften seiner Zähler. Für evtl. Fehler bei der Eichung haftet der Messstellenbetreiber. Seite 9

10 Kosten, die durch die Verletzung der Eichfristen beim Netzbetreiber entstehen, können dem Messstellenbetreiber in Rechnung gestellt werden. Dies können Gerichtskosten (Kunde, Messstellenbetreiber, Personalkosten, Verwaltungskosten, Forderungsausfallkosten, etc.) sein. Bei offensichtlichen Verstößen gegen die Eichvorschriften ist der Netzbetreiber berechtigt den Messstellenbetreiber in seinem Netzgebiet auszuschließen. Die Kosten für die dann notwendige Umrüstung der Zähleranlagen trägt der Messstellenbetreiber. 3. Technische Mindesanforderungen an Messeinrichtungen Bei der Planung und dem Betrieb von Messeinrichtungen sind neben den einschlägigen gesetzlichen Vorschriften, den Normen und den allgemein anerkannten Regeln der Technik die technischen Anforderungen der Anlage zu beachten. Die folgenden Abschnitte der Anlage ergänzen die DVGW Arbeitsblätter G 488, G 492 und die technischen Anschlussbedingungen des Netzbetreibers Bei Einbauten entsprechend DVGW G 600 (Installation in Wohnhäusern oder vergleichbaren Gebäuden) ist die erhöhte thermische Belastbarkeit des Gaszählers und des Zubehörs (z. B. Dichtungen) sicherzustellen. Die Gastemperatur am Gaszähler sollte im Bereich von +5 bis +40 C liegen Bei Dauerreihenschaltung sollten zwei verschiedene Messgerätearten nach Tabelle 1 eingesetzt werden. Bei Einsatz der Gaszähler in Dauerreihenschaltung ist der für die Abrechnung vorgesehene Gaszähler eindeutig festzulegen. Durch eine Dauerreihenschaltung sollen die Messergebnisse ständig verglichen werden können. 4. Gas-Messeinrichtungen Im Versorgungsgebiet der Stadtwerke Iserlohn GmbH werden folgende Zähler eingesetzt: G4 und G6 G10 und G16 G25 G40 > G40 Balgengaszähler, 2-Stutzenausführung Anschlussgröße R1" Außengewinde Zählwerk 5 Stellen vor und 3 Stellen nach dem Komma Balgengaszähler, 2-Stutzenausführung Anschlussgröße R1 1/2 " Außengewinde Zählwerk 6 Stellen vor und 2 Stellen nach dem Komma Balgengaszähler, 2-Stutzenausführung Anschlussgröße R2" Außengewinde Zählwerk 6 Stellen vor und 2 Stellen nach dem Komma Balgengaszähler, 2-Stutzenausführung mit Flansch DN 80 PN 10 Anordnung vertikal Zählwerk 6 Stellen vor und 2 Stellen nach dem Komma Drehkolben-/Turbinenradzähler EG 1:20. Außer in Sonderfällen ist die Durchflußrichtung: links rechts oder oben unten. Zählwerkskopf 9-stelliges Zählwerk außerhalb des mit Gas gefüllten Raumes Seite 10

11 Jeder Drehkolben-/Turbinenradzähler muss vor Verunreinigung durch ein Feinsieb oder einen Filter vom Messstellenbetreiber geschützt werden. Weiterhin müssen alle Messgeräte über eine DVGW-Zulassung und eine gültige Eichung verfügen. Bei Anlagen über 300kW Leistung empfehlen wir, dass sich der Messstellenbetreiber mit unserer Technik in Verbindung setzt. Die Nummer ist auf der Internetseite ersichtlich Die Auswahl des geeigneten Gaszählers hat nach Tabelle 1 zu erfolgen. Die Druckstufe ist entsprechend den Betriebsbedingungen auszuwählen und mit dem Netzbetreiber und dem Betreiber der Gas-Messanlage abzustimmen. Standarddruckstufe ist DP 16 bar (Ausnahme BGZ: DP 0,1 bar). Zur Inbetriebnahme sind dem Netzbetreiber Kopien der erforderlichen Prüfzeugnisse über die durchgeführte Druck- und Festigkeitsprüfung nach DIN EN zu übergeben (Ausnahme BGZ: DP 0,1 bar). Tabelle 1 Richtwerte zur Gasgeräteauswahl für neue Gas-Messanlagen Messgerät Baugröße Messbereich Druckbereich Balgengaszähler (BGZ) G 65 1:160 ND Drehkolbengaszähler (DKZ) G 16 bis G 40 1:100 ND Drehkolbengaszähler (DKZ) G 65 bis G :100 MD/HD Turbinenradgaszähler (TRZ) G 65 1:20 MD/HD Bei der Messgeräteauswahl ist die notwendige Versorgungssicherheit zu beachten. In Einzelfällen kann dies zu Abweichungen von Tabelle 1 führen 4.2. Gaszähler Balgengaszähler Alle eingesetzten Balgengaszähler müssen in ihrer technischen Ausführung den amtlichen Vorschriften, der DIN EN 1359, den allgemein anerkannten Regeln der Technik sowie dieser Anlage genügen. In Ergänzung zur DIN EN 1359 gilt für alle Balgengaszähler: Die Balgengaszähler sind in Anschlussausführung und Nennweite entsprechend den Vorgaben des Netzbetreibers einzubauen. Seite 11

12 Drehkolbengaszähler Alle eingesetzten Drehkolbengaszähler müssen in ihrer technischen Ausführung den amtlichen Vorschriften, des DIN EN 12480, den allgemein anerkannten Regeln der Technik sowie dieser Anlage genügen. Alle Drehkolbengaszähler müssen über eine Zulassung nach EU-Druckgasrichtlinie (PED) verfügen. In Ergänzung zur DIN EN gilt für alle Drehkolbengaszähler: Die Drehkolbengaszähler sind in Anschlussführung und Nennweite entsprechend den Vorgaben des Netzbetreibers einzubauen. Beim Werkstoff für die Gehäuse der Drehkolbengaszähler ist DIN zu beachten. Als Fehlergrenzen bei der Eichung wird die Hälfte der Eichfehlergrenzen empfohlen. Es werden zwei separate Impulsgeber im Zählwerkskopf mit Reedgeber (NF) sowie ein Encoderzählwerk empfohlen. Die Drehkolbengaszähler sind mit zwei im Gehäuse integrierten Tauchhülsen vorzusehen. Die Eichung hat mit den Tauchhülsen zu erfolgen Turbinenradzähler Alle eingesetzten Turbinenradzähler müssen in ihrer technischen Ausführung den amtlichen Vorschriften, der DIN EN 12261, den allgemein anerkannten Regeln der Technik sowie dieser Anlagen genügen und entsprechend ihres Einsatzes über Zulassung nach EU-Druckgeräterichtlinie (PED) verfügen. In Ergänzung zur DIN EN gilt für alle Turbinenradgaszähler: Beim Einsatz von Turbinenradgaszählern sind die Anforderungen der Technischen Richtlinie PTB G 13 zu beachten. Als Gesamtlänge der Turbinenradgaszähler zwischen Ein- und Auslaufanschlüssen, ohne die erforderlichen Ein- und Auslaufstrecken, gilt verbindlich 3 DN. Die Turbinengaszähler sind grundsätzlich für die Einbaulage horizontaler Durchfluss, universell einstellbar nach links oder rechts, vorzusehen. Bezüglich der Gehäusewerkstoffe sind die Anforderungen der DIN zu beachten. Als Fehlergrenzen bei der Eichung ist die Hälfte der Eichfehlergrenzen einzuhalten. Ab einen Betriebsdruck größer 4 bar ist der Einsatz von Turbinenradgaszählern nur mit einer Huchdruckprüfung nach PTB-Prüfregelung Bd. 30 zulässig. Die Hochdruckprüfung ist beim Netzbetreiber vorgegebenen Prüfdruck auf einem Prüfstand, welcher dem deutsch-niederländischen Bezugsniveau angeglichen ist, vorzunehmen. Seite 12

13 Prüfstand und Termin sind so frühzeitig bekannt zu geben, dass ein Beauftragter des Netzbetreibers auf dessen Kosten an der Hochdruckprüfung teilnehmen kann. Die Justage des Zählers erfolgt einvernehmlich. Das Protokoll der HD-Prüfung ist mitzuliefern. Der HD-Messbereich ist mit dem Netzbetreiber abzustimmen. Diese Regelungen gelten für Nacheichungen entsprechend.als Fehlergrenzen bei der Hochdruckeichung ist die Hälfte der Eichfehlergrenzen einzuhalten Lastganggaszähler Bei einer maximalen stündlich Ausspeiseleistung größer 500 kw und einem Jahresenergieverbrauch größer kwh muss eine Lastgangzählung zur Messung der Arbeit in 60-Minuten-Intervallen eingebaut werden. Lastganggaszähler ist die Kombination aus Gaszähler, Mengenumwerter und Zusatzeinrichtung (registrierende Leistungsmessung) Mengenumwerter und Zusatzeinrichtungen Ab einem Messdruck von 50mbar ist der Einsatz von Mengenumwertern durch den Messstellenbetreiber zu prüfen und mit dem Netzbetreiber abzustimmen. Alle eingesetzten Mengenumwerter mit integriertem Datenspeicher und alle Zusatzeinrichtungen zum Einsatz in Messanlagen für Erdgas müssen in ihrer technischen Ausführung den amtlichen Vorschriften, der DIN EN 12405, den anerkannten Regeln der Technik sowie dieser Anlage genügen. Als Fehlergrenzen bei der Eichung ist die Hälfte der Eichfehlergrenzen einzuhalten. Die Anforderungen der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) zum Einbau von Leistungs- bzw. Lastgangmessungen sind einzuhalten In Ergänzung zur DIN EN gelten für elektronische Mengenumwerter die in den nachfolgenden Absätzen enthaltenen Regelungen: Die Mengenumwerter haben aus einem Rechner und je einen Messumformer für Druck und Temperatur zu bestehen. Die Umwertung hat als Funktion von Druck, Temperatur und der Abweichung vom idealen Gasgesetz zu erfolgen (Zustandsmengenumwertung). Bei der Auswahl des K-Zahl-Berechnungsverfahrens sind die aus der Gasbeschaffenheit resultierenden Anforderungen des DVGW Arbeitsblattes G 486 zu beachten. Dies kann entweder durch fest eingestellte K-Zahlen oder durch die Berechnung der K-Zahl im Mengenumwerter geschehen. Seite 13

14 Wird die K-Zahl berechnet, erfolgt dies anhand der Gasbeschaffenheit mit einer geeigneten Gleichung als Funktion von Druck und Temperatur. Die zur Berechnung der K-Zahl benötigten Werte der Gasbeschaffenheit müssen für Brenngase der 1. und 2. Familie nach EN 437 programmierbar sein oder als Live- Daten über ein geeignetes Datenprotokoll zur Verfügung gestellt werden können Der Druckmessumformer ist als Absolutdruckaufnehmer auszuführen Der Messbereich der Gastemperatur ist von -10 bis +60 C vorzusehen, die Hersteller-Angaben sind zu beachten Mengenumwerter und Zusatzeinrichtungen müssen bei Erfordernis für den Einsatz in der für den Aufstellungsraum ausgewiesenen Ex-Zone zugelassen sein. Die notwendige Zulassung nach ATEX ist dem Netzbetreiber vor Inbetriebnahme vorzulegen Zusatzeinrichtungen zur Speicherung von Lastprofilen müssen zugelassen sein. Es muss sichergestellt sein, dass in der Zusatzeinrichtung die gesetzliche Zeit abgebildet wird. Die Speichertiefe bei stündlicher Speicherung muss den gesetzlichen Anforderungen entsprechen. Die Zählerstände sollten einsehbar sein. Bei einem Einsatz von Datenspeichern ist es notwendig, dass die Daten mit Gas-X-kompatibelen Schnittstellenprotokollen abrufbar sind. Zur Inbetriebnahme sind Datenblatt, Betriebsanleitung, Bauartzulassung der PTB mit Plombenplänen und die zur Geräteauslesung erforderliche Software bereitzuhalten Die Mengenumwerter bzw. Zusatzeinrichtungen müssen über nachstehenden Schnittstellen verfügen: Optische Schnittstelle nach IEC 1107 für Parametrierung und Auslesung (MDEkompatibel) RS 232 / 485 Kommunikationsschnittstelle für den Modem-Anschluss (wahlweise analog, ISDN, GSM oder GPRS) Schnittstelle entsprechend DVGW G 485 Je nach Einsatz der Geräte ist es notwendig, dass die Daten mit verschiedenen Abrufsystemen abrufbar sind. Die Übertragungsprotokolle sind dazu offen zulegen Folgende Informationen werden für die Zählerfernauslesung benötigt: - Komplette Modem-Typenbezeichung - Modem-Nummer Seite 14

15 - Telefonnummer - Mengenumwerter-Typ - Mengenumwerternummer - Mengenumwerterpasswort - ggf. DSFG-Passwort Geräteübersicht Mengenumwerter: Actaris Corus Geräteübersicht Modems: Enercom ENC 280 Actaris Sparclinie II Für diese Mengenumwerter und Modemtypen ist die Kompatibilität zur Fernauslesung des Netzbetreibers (Görlitz EDW3000) gewährleistet. Vor dem Einsatz anderer Mengenumwerter- und Modemtypen ist durch den Messstellenbetreiber ein Prüfverfahren beim Netzbetreiber zu beantragen. Im Rahmen des Prüfverfahrens wird die Auslesbarkeit der Mengenumwerter und des Modems über die beim Netzbetreiber im Einsatz befindliche Zählerfernauslesung. Die Kosten für die Prüfung und eine eventuell notwendige Systemerweiterung der ZFA sind durch den Messstellenbetreiber zu tragen Gasbeschaffenheitsmessung Die technischen Mindestanforderungen bei Gasbeschaffenheitsmessung sind im Einzelfall mit dem Netzbetreiber abzustimmen. 5. Bezugsdokumente EnWG Energiewirtschaftsgesetz vom 07. Juli 2005 GasNZV Gasnetzzugangsverordnung vom 25. Juli 2005 MessZV Verordnung zum Erlass von Regelungen über Messeinrichtungen im Strom- und Gasbereich vom DIN EN 437 Prüfgase Prüfdrücke Gerätekategorien DIN EN1359 Gaszähler; Balgengaszähler DIN EN 1776 Erdgasmessanlagen Funktionale Anforderungen DIN EN Metallische Erzeugnisse Arten von Prüfbescheinigungen DIN EN Gaszähler; Turbinengaszähler DIN EN Gaszähler; Elektronische Zustandsmengenumwerter DIN EN Gaszähler; Drehkolbengaszähler DIN Bauteile in Anlagen der Gasversorgung Seite 15

16 PTB TR G 13 PTB-Prüfregel DVGW G 485 DVGW G 486 DVGW G 488 DVGW G 492 DVGW G 600 DVGW G 685 Einbau und Betrieb von Turbinenradgaszähler Bd. 30, Hochdurckprüfung von Gaszählern Digitale Schnittstelle für Gasmessgeräte (DSFG) Realgasfaktoren und Kompressibilitätszahlen von Erdgasen; Berechnung und Anwendung Anlagen für die Gasbeschaffenheitsmessung Planung, Errichtung und Betrieb Gas-Messanlagen für einen Betriebsdruck bis einschließlich 100 bar; Planung, Fertigung, Errichtung Prüfung, Inbetriebnahme, Betrieb und Instandhaltung technische Regeln für Gas-Installationen, Gasabrechnung 6. Anpassung der Technischen Mindestanforderungen Strom Die technischen Mindestanforderungen werden den aktuellen Bestimmungen und Erfordernissen laufend angepasst. Die aktuelle Veröffentlichung erfolgt im Internet unter Seite 16