50,2. Energiespeicher. Smart Meter. Asset Management. Intelligente Ortsnetzstationen. Das Magazin für intelligente Stromnetze

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1 50,2 Das Magazin für intelligente Stromnetze 1 / Energiespeicher Stromspeicher als Kraftwerkersatz Smart Meter Standardisierung & Datenschutz Asset Management Moderne Simulationsmethoden Intelligente Ortsnetzstationen Ein Schlüssel zum Intelligenten Verteilnetz

2 Inhalt 3 Editorial & Impressum Aktuell Netzsteuerung 10 Intelligente Ortsnetzstation 1: Flexibles Nachrüstkonzept 12 Intelligente Ortsnetzstation 2: Erfahrungen mit ines 14 Standardtool für Prozesskostenanalyse 16 Kundenmanagement aus Sicht des Netzbetreibers 18 Anlagenüberwachung via intelligenter Videolösung 20 Fernwartung via Schmalband-Kommunikation Asset- und Workforce-Management 21 Neue Software für die Intelligente Wartung 22 Netzstrukturdaten für Unternehmensprozesse 25 Leitfaden für das Asset Management 26 Kostenentwicklung wie eine Badewanne 28 Wie Netzbetreiber Krisenmanagement realisieren können Smart Meter 32 Neue Ansätze bei Smart Metern 35 Peter Heuell: Die Politik ist gefordert 36 Verschiedene Geschäftsmodelle rund um Smart Meter Energiespeicher 38 Schweizer Pilotprojekt: Gebäude als Energiespeicher 40 Batterien: Schnelle Alternative für fossile Kraftwerke 42 Produktneuheiten Netzplanung 3D-Visualisierung für bessere Bürgerbeteiligung Forschung und Entwicklung Zukunftsträchtiges aus Instituten und Unternehmen Recht und Politik 48 Smart Meter für alle? 50 Positionen zur EEG-Novelle 2 50,2 _1/2014

3 Editorial D as 50,2 Hertz-Phänomen hat diesem neuen Magazins seinen Namen gegeben: Erhöht sich die Frequenz im Stromnetz auf diesen kritischen Wert, drohen großflächige Netzausfälle. Diese technische Herausforderung, die durch die Photovoltaikanlagen im Verteilnetz entstanden sind, eignet sich gleich in mehrfacher Hinsicht ideal für einen Magazin-Titel. Nicht nur, weil langweilige Varianten wie etwa Magazin für Smart Grid vermieden werden wollten, 50,2 (gesprochen 50komma2), trifft den Kern der zukünftigen Herausforderungen für Netzbetreiber sehr genau. Zwar ist die breite Versorgung noch sichergestellt, das Netz muss jedoch mit immer stärkeren Schwankungen von Stromeinspeisungen und -entnahmen leben. Die Zahl 50,2 steht also stellvertretend für die Versorgungssicherheit der Zukunft, für den effizienten Netzbetrieb und die intelligente Ausbalancierung von Erzeugung und Verbrauch. Sie steht für die Herausforderungen und Chancen für die Netzbetreiber, denn die Energiewende mitsamt ihren Szenarien zu Elektromobilität und Smart Homes beeinflussen bereits heute ganz real die Energiewirtschaft. Stadtwerke können sich entscheiden, nur ihre gesetzlichen Pflichten zu erfüllen oder vorausschauend über neue Leistungen und Geschäftsmodelle nachzudenken. In beiden Fällen müssen sie neue Kompetenzen erwerben und Überblick über einen sich rasant entwickelnden Markt gewinnen. Darum ein neues Magazin, das die Netze ins Zentrum der Berichterstattung rückt. Thematisch enthält 50,2 die Rubriken Netzsteuerung, Asset-/Workforce Management, Smart Meter sowie Netzplanung/Netzausbau. Daneben berichtet 50,2 über wichtige Forschungen sowie Entwicklungen auf politischer und rechtlicher Seite, die unmittelbar netzbezogene Auswirkungen haben. Stefan Grebe, Chefredakteur Impressum Redaktion Stefan Grebe (V.i.S.d.P.) Tel. +49 (0) 2 21/ Petra Quenel Tel. +49 (0) 2 21/ Produktionsleitung Michael Joschko Tel. +49 (0) 2 21/ Anzeigenvertrieb Desiree Jaeger Tel. +49 (0) 2 21/ Verlag sig Media GmbH & Co. KG Zollstockgürtel Köln Tel. +49 (0) 2 21/ Fax +49 (0) 2 21/ Bildnachweise S. 1: Alexander Mak/Shutterstock; S. 2: zwiboe/pixelio; S. 3: Klaus Beutelspacher; S. 4: Lichtblick, Deutsche Messe; S. 5: Günter-Kusch/Pixelio; S. 6: ABB, Landis&Gyr; S. 7: Siemens; S. 8-9: SAG; S : Siemens; S : SAG; S : Wilken; S : CURSOR, ovag Netz; S : IBM, Westfalen Weser Energie; S. 20: DEF; S. 21: EWE, BTC; S : SWDU Netz, entellgenio; S. 25: BDEW, VKU, S : auremar/shutterstock, KKI; S : entellgenio; S : Voltaris; S : IDS; S. 35: Landis&Gyr; S : Voltaris; S : ewz, Misurio (Grafik); S : WEMAG, Younicos; S. 42: Belectric, ETH Zürich; Se 43: TVV, NEXT ENERGY; S : Regiocom; S. 46: Vereshchagin Dmitry/Shutterstock; S. 47 EWE, 3M, FVEE; S : thomaslerchphoto/shutterstock, BeckerBüttnerHeld Consulting Copyright sig Media GmbH & Co. KG, Köln. Das Magazin und alle in ihm enthaltenen Beiträge sind urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung außerhalb der engen Grenzen des Urheberrechtsgesetzes ist ohne Zustimmung des Verlages unzulässig und strafbar. Dies gilt insbesondere für Vervielfältigungen, Übersetzungen, Mikroverfilmungen und die Einspeicherung und Bearbeitung in elektronischen Systemen. Mit der Annahme des Manuskriptes und seiner Veröffentlichung in dieser Zeitschrift geht das volle Verlagsrecht sämtlicher abgedruckter Beiträge inklusive darin enthaltener Fotos und Abbildungen für alle Sprachen und Länder einschließlich des Rechts der Vervielfältigung und Wiedergabe auf fotomechanischem oder ähnlichem Wege, im Magnetverfahren, Vortrag, Funk- und Fernsehsendung sowie Speicherung in Datenverarbeitungsanlagen an sig Media GmbH & Co. KG über. Dies gilt auch für die auszugsweise Wiedergabe sowie den Nachdruck von Abbildungen und Fotos. Die Wiedergabe von Gebrauchsnamen, Handelsnamen, Warenbezeichnungen usw. in 50,2 berechtigt auch ohne besondere Kennzeichnung nicht zu der Annahme, dass solche Namen im Sinne der Warenzeichen- und Markenschutz-Gesetzgebung als frei zu betrachten wären und daher von jedermann benutzt werden dürfen. Eine Haftung für die Richtigkeit der Veröffentlichungen kann trotz sorgfältiger Prüfung durch die Redaktion vom Verlag und Herausgeber nicht übernommen werden. 50,2 _1/2014 3

4 aktuell Smart Grid SchwarmStrom entlastet Stromnetz Stromnetz Hamburg und LichtBlick ha - ben in einem der bislang umfangreichsten Smart Grid Praxistests in Deutschland den Einsatz von intelligent gesteuerten Block - heizkraftwerken (ZuhauseKraftwerken) im Hamburger Stromnetz erprobt. Das Ergebnis des zweijährigen Projektes: Der gezielte Einsatz flexibler Kraftwerke kann das lokale Stromnetz entlasten und so künftige Netz-Investitionen verringern. Für den von 2011 bis 2013 durchgeführten Feldtest im Hamburger Stadtteil Jenfeld setzte LichtBlick zehn ZuhauseKraftwerke mit einer elektrischen Gesamtleistung von 0,2 Megawatt ein. Die Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen versorgen in unmittelbarer Nachbarschaft fünf große Mietshäuser mit Heizenergie. Während die Wärme vor Ort gespeichert wird, optimiert eine Leitstelle den Betrieb der ZuhauseKraftwerke nach dem Strombedarf im Netz. Die Steuerung übernimmt dabei die von LichtBlick entwickelte Energiewende-Plattform Schwarm- Dirigent. Während der Projektlaufzeit wurden die ZuhauseKraftwerke nicht wie sonst üblich anhand der Börsenpreise für Strom optimiert, sondern nach den Anforderungen von Stromnetz Hamburg. Die Anlagen wurden gezielt in Betrieb genommen, wenn die Stromnachfrage im lokalen Netz besonders hoch war (sogenannte Lastspitzen). Im Feldtest gelang es mit einer Zuverlässigkeit von über 97 Prozent, in Zeiten hoher Nachfrage Strom aus den ZuhauseKraftwerken zu liefern und so das Stromnetz signifikant zu entlasten. Die Zusammenarbeit zwischen LichtBlick und der Stromnetz Hamburg ist ein Meilenstein in der Entwicklung von Smart Grids. Denn es ist eines der wenigen Projekte in Deutschland, in der das Zusammenspiel zwischen Marktpartnern im Smart Grid in der Praxis umgesetzt wurde, so Dr. Dietrich Graf, Technischer Geschäftsführer der Stromnetz Hamburg GmbH. Allerdings können die positiven Ergebnisse des Projektes derzeit noch nicht in Geschäftsmodelle umgesetzt werden. Denn anders als für den Netzausbau, der über die Netzentgelte finanziert wird, gibt es derzeit für die Bereitstellung von Flexibilitätsoptionen steuerbare Kraftwerke, Speicher oder Lasten zur Netzoptimierung keine regulatorischen Anreize. Zu diesem Schluss kommt auch eine Studie der KEMA Consulting GmbH. Den Autoren zufolge bestehen für Verteilnetzbetreiber nur geringe Anreize, Netzinvestitionen durch andere Maßnahmen zu vermeiden. SAG GmbH erhält Technologiepreis der Hannover Messe Hermes Award für Smart Grid-Technologie Der HERMES AWARD, der Innovationspreis der Hannover Messe geht in diesem Jahr an die SAG GmbH für das Produkt ines. Dabei handelt es sich um ein intelligentes Verteilnetzmanagement, mit dem ein konventionelles Niederspannungsnetz schrittweise zu einem Smart Grid umgerüstet werden kann. Das Votum der HERMES AWARD-Jury war einstimmig. Mit ines zeigt die SAG GmbH einen Migrationspfad auf, der ausgehend von bestehenden Komponenten des heutigen Verteilnetzes einen schrittweisen Umbau hin zu einem Smart Grid ermöglicht. Dabei hat uns neben der technologischen Lösung auch der wirtschaftliche Aspekt überzeugt, da aufgrund der verbesserten Auslastung der bestehenden Netze auf einen Teil des kostenintensiven Netzausbaus verzichtet werden kann, ohne die Netzstabilität zu gefährden, ergänzte Prof. Wolfgang Wahlster, Vorsitzender der Jury und der Geschäftsführung des Deutschen Forschungszentrums für Künstliche Intelligenz (DFKI). Die Übergabe des mit Euro dotierten Technologie-Awards erfolgte am 6. April 2014 durch die Bundesministerin für Bildung und Forschung, Prof. Johanna Wanka. Verleihung des Hermes Awards: Prof. Wolfgang Wahlster (DFKI), Georg Kürfgen (SAG), Bundesministerin Prof.Johanna Wanka (v.l.n.r.) 4 50,2 _1/2014

5 aktuell Update für Solarstromanlagen Die Nachrüstung von Solaranlagen zur Änderung der 50,2-Hertz-Abschaltfrequenz kommt in Fahrt: Einer Information der Agentur für Erneuerbare Energien zufolge sollen nach den großen Photovoltaikanlagen bis Ende Mai 2014 rund mittelgroße Anlagen zwischen 30 und 100 Kilowattpeak (kwp) umgerüstet werden, der Rest bis Ende des Jahres. Insgesamt müssen in Deutschland die Wechselrichter über Photovoltaikanlagen nachgerüstet werden. Die meisten davon stehen in Bayern und Baden-Württemberg. Kleinanlagen unter 10 Kilowattpeak und seit 2012 in Betrieb genommene Anlagen sind von der Umrüstpflicht ausgenommen. Welche Anlagen sind bis wann nachzurüsten? Photovoltaikanlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 kwp (Inbetriebnahme nach dem und vor dem ) Photovoltaikanlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 30 kwp (Inbetriebnahme nach dem und vor ) Photovoltaikanlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 10 kwp (Inbetriebnahme nach dem und vor dem ) In der Vergangenheit war vorgeschrieben, dass sich PV-Anlagen bei einer erhöhten Netzfrequenz von 50,2 Hz sicherheitshalber automatisch abschalten, um die Netze nicht zu überlasten. In Deutschland sind über Photovoltaikanlagen mit dieser Vorkehrung ausgestattet. Wenn sich viele dieser Anlagen jedoch z.b. aufgrund eines Netzfehlers gleichzeitig abschalten, so könnte auf einen Schlag zu wenig Strom im Netz sein. Nach der Nachrüstung werden sich die Solarstromanlagen schrittweise kontrolliert abschalten und damit zur Netzstabilität beitragen. Die Anlagenbetreiber haben keine Nachteile durch diese Änderung. bis zum (bis auf wenige Fälle abgeschlossen) bis zum bis zum Thüga-Gruppe und Schleupen AG vertiefen Zusammenarbeit Die Thüga Aktiengesellschaft stellt die Zusammenarbeit mit der Schleupen AG auf eine neue Vertragsbasis. Aufgrund der gewachsenen Strukturen werden innerhalb der Thüga Gruppe unterschiedliche IT-Systeme eingesetzt. Im Rahmen der Konsolidierung der im Einsatz befindlichen Softwaresysteme wollen die Unternehmen der Thüga-Gruppe ihre bestehende Partnerschaft mit der Schleupen AG weiter ausbauen. Schleupen und die Anwender aus der Thüga-Gruppe haben sich darauf verständigt, die Anforderungen der einzelnen Stadtwerke zu bündeln und daraus ein verbindliches Verfahrensmodell zu entwickeln. Diese Standardisierung soll vor allem auch kleinere Stadtwerke bei der erfolgreichen Umsetzung der komplexen Marktanforderungen mit Schleupen.CS unterstützen und gleichzeitig helfen, die wirtschaftlich eng gesteckten Ziele zu erreichen, heißt es in einer Unternehmensmeldung. Anzeige DER SICHERSTE WEG VON HEUTE NACH MORGEN. VOLTARIS bietet ganzheitliche Lösungen und Produkte für Stadtwerke, Privat- und Einspeisekunden sowie Industrie und Gewerbe. Von effizienten Metering-Dienstleistungen über Lösungen für Marktkommunikation und Datenmanagement (MDM, EDM) bis zu intelligenten Zählern, Messsystemen, Gateway-Administration und Smart Home. Informieren Sie sich über unsere energiewirtschaftlichen Dienstleistungen unter VOLTARIS EXPERTEN-HOTLINE ENERGIEDATENMANAGEMENT MESSSTELLENBETRIEB SMARTMETERING 50,2 _1/2014 5

6 aktuell Neue Technologien für digitale Umspannwerke Hardware- und Softwarelösungen für die Stationsautomatisierung ABB meldet die Einführung neuer Produkte für die digitale Stationsautomatisierung. Die Lösungen basieren auf dem internationalen Standard IEC für die Stationsleittechnik und bieten nach Angabe des Herstellers eine höhere Interoperabilität und einfache Konfigurierbarkeit. Zudem erfüllen sie die hohen Sicherheitsanforderungen von Multi-Access-Stationsautomatisierungssystemen. Die SAM600 Merging-Unit soll die Entwicklung digitaler Umspannwerke vorantreiben und die Lücke zwischen analogen und digitalen Technologien schließen. Sie ermöglicht die schrittweise Modernisierung hin zu volldigitalen Systemen bei minimaler Unterbrechung des Stationsbetriebs. Die Datenmanagement-Software SDM600 unterstützt Wartungs- und Serviceaufgaben rund um den Stationsbetrieb. Sie ermöglicht die automatisierte Datenerfassung und -visualisierung sowie die Nachverfolgung der Softwareversionen und Konfigurationen installierter Geräte. Die Relion 670-Serie 2.0 zeichnet sich gegenüber der Vorgängerversion durch eine schnellere Performance und höhere Präzision aus, heißt es von ABB. Die neue Produktlinie RTU520 gibt Kunden eine Lösung für die Überwachung und Steuerung von Verteilnetzen an die Hand. Die Hutschienen- Eingabe-/Ausgabemodule können flexibel miteinander verbunden werden, um unterschiedlichste Anwendungsanforderungen zu erfüllen. Die RTU500-Serie beinhaltet zudem ein umfassendes Switch-Portfolio im Bereich der Ethernet-Kommunikation. Auf diese Weise können Kunden unterschiedliche Medien wie Glasfaserkabel und Zweidraht-Kupferkabel (SHDSL) in einem Netz kombinieren. Anzeige Planung und Management von Smart Grids mit Geografischen Informationssystemen BTC bietet ein vielseitiges Portfolio für Netzbetreiber in den Themenfeldern ganzheitliches Asset Management, Niederspannungsautomatisierung, Netzleittechnik und EEG-Anschlussbeurteilung! BTC arbeitet als gesamtheitlicher Partner für Beratung, Konzeption, IT-Integration, Implementierung und Betriebsunterstützung an Ihrer Seite. Erfahren Sie mehr unter: Menschen beraten. Landis+Gyr IT-Zertifizierung für Gateway-Produktion Landis+Gyr hat für seinen Produktionsstandort in Korinth, Griechenland, und für drei seiner Standorte in Großbritannien die Zertifizierung ISO erhalten. Die Auszeichnung bestätigt, dass Landis+Gyr bei der Entwicklung und Herstellung seiner Produkte und Lösungen für die intelligente Messtechnik weltweit anerkannte Standards für die Sicherheit der Informationstechnologie erfüllt. In Korinth wird u.a. das für den deutschen Markt entwickelte Smart Meter Gateway S 560 hergestellt. Die ISO Zertifzierung ist ein international anerkannter Standard für IT-Sicherheit in Unternehmen. Sie erfolgt in Deutschland auf Basis des IT-Grundschutz-Katalogs des Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) ,2 _1/2014

7 aktuell Virtuelles Kraftwerk als Web-Service Energiemanagement in der Cloud Siemens ermöglicht kleineren Stadtwerken die Vermarktung von erneuerbarer Energie über die Cloud. Kern der Lösung ist ein cloud-basiertes Energiemanagementsystem, mit dem dezentrale Stromerzeuger zu einem virtuellen Kraftwerk gebündelt werden. So können Kleinerzeuger genau wie große Kraftwerke am Strommarkt teilnehmen, also Strom an der Börse handeln oder lukrative Regelleistung anbieten und so höhere Erlöse erzielen. Für kleine und mittlere Stadtwerke und Energieversorger ist die Investition für ein eigenes Energiemanagementsystem meist nicht wirtschaftlich. Siemens löst das Problem mit einem Webservice, der auf einer kompakten Version seines dezentralen Energiemanagementsystems DEMS beruht. Der Dienst wird mit RWE getestet und ab Frühsommer 2014 bereitgestellt. Das Herzstück von virtuellen Kraftwerken ist ein Energiemanagementsystem, AZISE2014_50,2_185x114_Layout :39 Seite 1 das Stromerzeuger, also Wind- und Solarparks oder Biogasanlagen, aber auch Stromspeicher oder einzelne Verbraucher vernetzt. Um kleineren Stadtwerken den Zugang zu diesen Märkten zu erschließen, stellt Siemens in der Cloud all jene DEMS-Funktionen bereit, die den Zusammenschluss und die Steuerung dezentraler Kraftwerke erlauben. Dazu gehören zum Beispiel Prognosen der Anlagenkapazitäten, die Regelung der Anlagen und ein Webportal, mit dem die Betreiber die Verfügbarkeit ihrer dezentralen Anlagen dem virtuellen Kraftwerk mitteilen können. Minera SGrid Transformator Auf der Hannover Messe 2014 stellte Schneider Electric den neuen Transformator der Minera-Familie vor. Der regelbare Ortsnetztransformator Minera SGrid soll Spannungsschwankungen ausgleichen und für eine verbesserte Netzqualität sorgen. Der Minera SGrid besteht nur aus industriellen Komponenten und hat keine beweglichen elektromechanischen Bauteile im Transformatorentank. Nach Aussage des Herstellers reduziert dies den Servicebedarf und erhöht die Verfügbarkeit. Zur Fernüberwachung kann der Transformator einfach in das ADMS Überwachungsund Kontrollsystem von Schneider Electric eingebunden werden. Dies senke die Inspektionskosten und biete Kunden zudem jederzeit die Kontrolle über die Betriebsmittel, heißt es bei Schneider Electric. Minera SGrid ist als Plug-and-Play-Lösung für neue und existierende Schaltstationen konzipiert. Anzeige Die weltweit größte Fachmesse der Solarwirtschaft, Messe München Die Intersolar Europe bietet topaktuelles Insiderwissen über den dynamischen Solarmarkt Treffen Sie internationale Aussteller Lernen Sie die neuesten Innovationen kennen Sichern Sie sich Ihren Informationsvorsprung Lassen Sie sich inspirieren! Aktuelle Informationen erhalten Sie hier! 50,2 _1/2014 7

8 Netzs

9 teuerung Bisher existierte im Verteilnetz kaum Mess-, Steuer- und Regeltechnik. Die Energiewende erfordert ein Umdenken. Intelligente Netzsteuerung und neue Ansätze rund um die Netzverwaltung sollen nicht nur Verbesserungspotenziale freisetzen, sondern vor allem ein bedarfsorientiertes Energiemanagement ermöglichen.

10 Interagierende Netzebenen Siemens bietet unterschiedliche Komponenten und Lösungen für die Regelung des Verteilnetzes an, die verschiedene, messtechnisch gestützte Methoden beinhalten. Die Aufgabe, Verteilnetze so zu führen, dass es weder zu Spannungsschwankungen, noch zu Frequenzänderungen oder gar zu Stromausfällen kommt, wird im Zeitalter der regenerativen Energieeinspeisung eine immer wichtigere Herausforderung. Dazu müssen die unteren Spannungsebenen technisch umgerüstet und modernisiert werden. Allein im deutschen Stromverteilnetz müssen in den nächsten Jahren ein Großteil der vorhandenen Ortsnetzstationen ausgetauscht oder zumindest modernisiert werden, sagt Bruno Opitsch von der Siemens-Division Smart Grid. Dies sei, so der Senior Key Expert für Verteilnetzautomatisierung, auch eine Notwendigkeit aus Sicht der Netzbetreiber. Diese suchen intensiv nach Lösungen zur Ertüchtigung ihrer Niederspannungsund Mittelspannungsnetze, die ursprünglich einmal als reine Verteilnetze konzipiert worden waren. Wo kann aber mit moderner Automatisierungs- und Kommunikationstechnik sowie mit verbesserten Komponenten am sinnvollsten eingegriffen werden? Siemens hat dafür technische Systeme und Komponenten für Netzbetreiber in seinem Smart-Grid-Portfolio. Der am besten geeignete Ort für einen Eingriff zur Netzmodernisierung ist die Schnittstelle zwischen dem Niederspannungs- und dem Mittelspannungsnetz, ist Opitsch überzeugt. An diesem Knoten waren bisher die Ortsnetzstationen zwar vorhanden, sie waren aber mehr oder weniger mit eindeutig festgelegten Aufgaben betraut. Trafohäuschen oder genauer Umspannstation war die bislang gebräuchliche Bezeichnung. Die Kosten des Umbaus sollen aber, allein aus volkswirtschaftlichen Gründen, so gering wie möglich gehalten werden. Intelligenz im Netz verringert Umbau- und Erweiterungsmaßnahmen. Die reduzierten Kosten kommen dabei nicht nur betriebswirtschaftlich den Netzbetreibern, sondern auch volkswirtschaftlich der Allgemeinheit zugute, sagt Opitsch. Nachgerüstet mit regelbaren Transformatoren können Ortsnetzstationen zukünftig einen entscheidenden Beitrag zum aktiven Einspeisemanagement beitragen. In einem ersten Schritt ist es so möglich, das geforderte Spannungsband von plus/minus zehn Prozent einzuhalten, sagt Opitsch. Auf diese Werte müssen sich die Verbraucher verlassen können. Zu hohe Spannungswerte führen zu geringerer Lebensdauer von Elektrogeräten; ein zu niedriger Wert führt zu Störungen und Fehlfunktionen in industriellen Einrichtungen. Verschiedene Konzepte der Netzregelung Das Ausbalancieren wechselnder Energieflussrichtungen, mit den unvermeidlichen Last- und Spannungsschwankungen ist also eine wichtige Aufgabe im Verteilnetz. Dazu Bruno Opitsch: Wir bieten nicht nur in die bloße Ortsnetzstation an und nennen sie intelligent, sondern haben alles zu einem durchgängigen Konzept verknüpft ,2 _1/2014

11 Netzsteuerung Siemens hat also für jede Aufgabe einen geeigneten Baustein. Das Konzept besteht aus kommunikationsfähigen Mittelspannungsschaltanlagen, regelbaren Ortsnetztransformatoren und integrierten Fernwirk- und Automatisierungslösungen wie das Verteilnetzmanagementsystem ADMS (Advanced Distribution Management System) oder das Automatisierungssystem SICAM. So sind wir in der Lage, das Mittel- und Niederspannungsnetz zu überwachen und zu steuern und die eingesetzte Technologie auch später immer wieder zu ergänzen, sagt Optisch weiter. Überlastungen von Betriebsmitteln sollen so frühzeitig erkannt und die Stabilität der Spannung, zum Beispiel durch die Vorgabe von Sollwerten für die dezentralen Erzeuger, sichergestellt werden können. Eine weitere Möglichkeit, die vorgeschriebene Spannungshöhe einzuhalten, ist die Blindleistungsverschiebung seitens der beteiligten Partner aus der Photovoltaik. Hiermit kann nach Angaben von Siemens beispielsweise eine Reserve von rund drei bis vier Prozent erschlossen werden. Dezentrale und fluktuierende Energiequellen auf diese Weise in ein Verteilnetz zu integrieren, führt so zu einem stabileren Netz, ohne dass eine kostspielige Erweiterung der Netzkapazität zwangsläufig folgen müsste. In bestimmten Konstellationen kann aber auch die Nutzung der Blindleistung für den Anlagenbetreiber durchaus vorteilhaft sein. Das gilt ganz besonders für den Fall, dass eine Anlage nur wenig Wirkleistung einspeisen kann, weil die Netzspannung andernfalls die zulässigen Werte überschreiten würde und die Wechselrichter sich vom Netz trennen müssten. Vor allem bei der Einspeisung in das Niederspannungsnetz können solche Fälle eintreten. Die Spannungshaltung durch Einspeisung von Blindleistung ist dann unter Umständen die günstigere Alternative, sagt Bruno Opitsch. Für die Blindleistungssteuerung muss zwar in zusätzliche Wechselrichterfunktionalität investiert werden. Trotzdem lohne sich, so Opitsch, der Aufwand, weil ohne diese Investition überhaupt keine Wirkleistung eingespeist werden könnte oder sogar ein weiterer Netzverknüpfungspunkt installiert werden müsste. Optimal wäre in jedem Fall eine direkte Einbindung der Wechselrichter in die automatisierte Regelung einer intelligenten Ortsnetzstation. Dabei müssen allerdings Bruno Opitsch, Senior Key Expert für Verteilnetzautomatisierung in der Siemens- Division Smart Grid in Nürnberg, hält die Implementierung von Netzintelligenz für ein probates Mittel, um die Kapazität im Verteilnetz zu erhöhen. die Messdaten der Wechselrichter zur zentralen Steuerung der Niederspannungsverteilung in intelligenten Ortnetzstation zur Verfügung stehen, so der Siemens-Experte. Ein Smart IED berechnet hier die für das Netz optimalen Sollwerte und regelt die Blindleistungskompensation der Wechselrichter an den Einspeisepunkten. Die dazu erforderliche Sensorik, die in den Ortsnetzstationen und dem Niederspannungsnetz notwendig ist, gehört auch zu dem Angebotsspektrum von Siemens. Messen, nicht schätzen Dass dabei von den Entwicklern und Netzspezialisten vor allem darauf geachtet wurde, dass die Zahl der Sensoren nicht zu großzügig bemessen wird, versteht sich nach Bruno Opitsch von selbst, weil diese Technologie wegen der sehr hohen Messgenauigkeit bei einer Vielzahl natürlich auch entsprechende Kosten verursachen würden. Denn der Messfehler dürfe auf gar keinen Fall größer als ein Prozent sein. Deshalb muss bei der Problemlösung nahezu jeder Einzelfall für sich durchdacht werden, um die technisch optimale und wirtschaftlichste Konstellation zu finden, so der Siemens-Mitarbeiter. Großen Wert legt der Smart-Grid-Spezialist auf die Zusammenhänge, die sich genau in einer Ortsnetzstation zwischen der Mittelspannungs- und der Niederspannungsseite abspielen: Das Mittelspannungsnetz war in der Vergangenheit ein sehr stabiles Netz. Die Konsequenz daraus war, dass in diesem Netz kaum Messtechnik integriert war. Dieses ändert sich aber durch die neuen Einspeisebedingungen. Was er damit andeutet, ist die Tatsache, dass vor allem industrielle Verbraucher, die direkt an dieses Netz angeschlossen sind, auch zukünftig unter den geänderten Bedingungen ein stabiles Netz erwarten. Um die damit zusammenhängenden Probleme zu verdeutlichen, nennt er Zahlen, die zeigen, wie eng es in Deutschland an der Nahtstelle zwischen Mittel- und Niederspannung zugeht: Es gibt rund Ortsnetzstationen im deutschen Stromversorgungsnetz. Davon sind allerdings erst rund zehn Prozent zu intelligenten Ortsnetzstationen umgerüstet oder ausgetauscht worden. Nachrüsten mit flexiblem Konzept An diesem Punkt fängt nach seiner Ansicht die notwendige Nachrüstung der Netze bereits mit intelligenten Problemlösungen an. Ortsnetzstationen älterer Prägung haben normalerweise eine Lebensdauer von 40 bis 50 Jahren und gelegentlich auch darüber hinaus. Dazu fehlt auch die geeignete Messtechnik, um den Zustand des Mittelspannungsnetzes festzustellen und zu überwachen. Dieser messtechnische Aufwand war in der Vergangenheit nicht notwendig, weil das Netz wegen seiner Aufgaben stabil war, und deshalb nicht bis ins Detail überwacht werden musste. Will man diese Stationen nachträglich noch mit intelligenter Messtechnik nachrüsten, muss man sich vorher sehr genau überlegen, wie das nicht nur am einfachsten und kostengünstig, sondern auch sicher ausgeführt werden kann. Mit der Aufgabe konfrontiert, Sensoren zur Verfügung zu stellen, die ohne großen Aufwand in die bestehende Installation integriert werden können, hat Siemens Klappwandler und spezielle Messsensoren entwickelt, die ohne großen Aufwand über bereits vorhandene Mittelspannungskabelstecker angeschlossen werden können. Dazu müssen keine Kabelstrecken und weitere Anschlüsse geöffnet werden. Sollte die Notwendigkeit bestehen, einen älteren Transformator gegen einen neuen regelbaren Ortsnetztransformator austauschen zu müssen, ist auch das kein Problem, weil die neuen Siemens-Trafos genau die gleichen Abmessungen haben wie die im Markt üblichen alten Modelle. Die alte Station muss deshalb nicht durch eine vollkommen neue ersetzt werden, beschreibt Opitsch die Möglichkeit zum flexiblen Upgrade. Kontakt: Siemens Infrastructure & Cities, Bruno Opitsch, Nürnberg, Tel. +49 (0)911/ , 50,2 _1/

12 Mit ines hat SAG gemeinsam mit Partnerunternehmen eine Smart Grid Systemplattform entwickelt, die sämtliche Prozesse des Verteilnetzes transparent macht und in höchster Ausbaustufe als eine Art Leitstelle für das Verteilnetz fungieren kann. Drei in einem Wie ein Flugschreiber für das Verteilnetz: ines wertet alle Netzdaten aus und sorgt so für die Möglichkeit der intelligenten Regelung. Sind Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört, sind Betreiber von Übertragungsnetzen verpflichtet, diese zu beseitigen. So schreibt es das Energiewirtschaftsgesetz im Paragraph 13 vor. Da dieses Thema vor dem Hintergrund der zunehmenden Kapazitätsauslastung der Verteilnetze durch regenerative Energiegewinnung eine Bedeutung gewinnt, haben Industrieunternehmen eine Reihe von technologischen Konzepten entwickelt, die dieser Herausforderung begegnen. Eines der ersten Produkte in Deutschland entstand in einer Kooperation. Ein Forschungskonsortium bestehend aus dem Versorger Mainova und der Energieversorgung Leverkusen (Netzbetrieb), Bilfinger-Mauell (Fernwirktechnik), der Bergischen Universität Wuppertal (Wissenschaft) und dem Netzdienstleister SAG hat mit ines ein Intelligentes Verteilnetzmanagement entwickelt. ines verfolgt das Konzept der dezentralen Netzautomatisierung, das nach Angaben der Hersteller eine neue Herangehensweise zur echtzeitorientierten Identifikation des Netzzustandes kombiniert. Dieses Netzmonitoring bildet die Basis für eine Lösung, die modular aufgebaut ist und im umfassendsten Ausbauzustand eine Art Leitsystem für Verteilnetze darstellen soll. Die ines-logik verlagert System- und Netzführungsaufgaben also auf eine dezentrale autarke Bearbeitung. Die enthaltenen Algorithmen übernehmen die Netzzustandserkennung und die Einhaltung der Betriebsparameter Strom und Spannung als auch die Steuerung des Blindleistungseinsatzes zur Spannungshaltung. Der Netzbetreiber führt hierdurch ein Engpassmanagement auf Basis vorhandener Netzkapazitäten durch. Dreistufiges Konzept Dabei bietet SAG einen flexiblen Umstieg auf das Regelungs-Konzept. Im ersten Schritt können Netzbetreiber bestehende Ortsnetzstationen durch Installation einer Smart RTU (sbox) um die Funktion Stationsmonitoring erweitern. In Kombination mit einer georeferenzierten Mess- und Analysesoftware werden Auslastungsgrad und Stationszustand erfasst. Im Detail sind dies Wirk-, Blind- und Scheinleistung inklusive dem Wirkfaktor Cosinus Phi als auch der Energieflussrichtung. Die zweite Ausbaustufe umfasst das Netzmonitoring, also 12 50,2 _1/2014

13 Netzsteuerung das Analysieren von etwaiger Rückspeisung in das Mittelspannungsnetz. Dafür werden im Verteilnetz an neuralgischen Knoten Messsensoren (mbox) platziert, um das gesamte Ortsnetz überwachen zu können. In der Ortsnetzstation werden die Daten der dezentral gewonnenen zeitgestempelten Messungen in der sbox (Smart-RTU) zusammengeführt und anschließend in einer zyklischen Online-Berechnung zur Ermittlung des aktuellen Netzzustandes in Echtzeit aufbereitet. Diese Berechnung erfordert die Installation von Messsensorik auf Ebene der Netzknoten. Die dritte Ausbaustufe sieht vor, dass die Ortsnetzstation für eine autarke Netzführung genutzt wird. Dazu steht ein Regelungsalgorithmus (Intelligent Grid Control, IGC) bereit, zudem können leistungsintensive Einspeiser beziehungsweise Verbraucher mit einer Aktorik (abox) ausgestattet werden. Damit wird eine Spannungs-, Blindleistungs- und Wirkleistungsregelung in Echtzeit erreicht, sagt Martin Stiegler, Leiter der neu geschaffenen Niederlassung Smart Grid Services in Oberhausen. ines in der vollen Ausbaustufe kann also die Basis für eine kontinuierliche Optimierung der Netzsteuerung bilden. Das System kann die Folgen einzelner Maßnahmen messen, diese analysieren und dann entscheiden, ob die Aktion fortgesetzt oder durch eine erfolgswahrscheinlichere Strategie, die zwischenzeitlich von dem IGC ermittelt worden ist, abgelöst werden soll. Der Regelungsalgorithmus folgt dabei einem dreistufigen Regelkonzept. Zuerst wird versucht, eine Spannungsbandverletzung durch Steuerung eines regelbaren Ortsnetztrafos, eines Längsreglers oder weiterer im Netz verbauter Netzaktoren zu begegnen. Führt das nicht zum Erfolg, folgt in der zweiten Stufe die Anpassung der Blindleistung. Erst in der dritten Stufe erfolgt die Anpassung der Wirkleistung beziehungsweise der Laststeuerung. Durch die Reportingfunktion von ines können Grenzwertverletzungen und die in der letzten Stufe durchgeführten Regelungseingriffe lückenlos nachvollzogen und für die Nachweisführung im Rahmen der Ermittlung von Entschädigungsleistungen dokumentiert werden. Durch das Ampelprinzip werden drei Netzzustände dargestellt. Ein grüner Netzzustand repräsentiert den unkritischen Netzbetrieb. Der Netzzustand gelb zeigt an, dass Grenzwertverletzungen drohen und ines autark geeignete Gegenmaßnahmen einleitet, um diesen Zustand zu beheben. Erst ein roter Netzzustand signalisiert eine kritische Situation, die durch für ines verfügbare Gegenmaßnahmen nicht behoben werden kann und eines übergeordneten Eingriffs bedarf. SAG spricht bei ines auch von der Funktion eines Flugschreibers für Verteilnetze. In dem Modul ines map sind Analyse- und Simulationstools implementiert, die eine Betrachtung der Netzzustände zu jedem Knoten und zu jedem Zeitpunkt ermöglicht. Praxiserfahrungen Die Erfahrungen von SAG-Kunden zeigen, dass ines jeweils in einem anderen Kontext eingesetzt werden. Die Stadtwerke Ratingen beispielsweise haben bei einer konkreten Erweiterung einer ländlichen Photovoltaikanlage um 50 KW den Ausbau von knapp 700 Meter zusätzlichen Freileitungen eingespart. Da ines erstmals komplette Transparenz über alle Vorgänge im Verteilnetz liefert, sehen die Stadtwerke weitere positive Nebeneffekte. Zum Beispiel können bei der Netzplanung die Investments in Zukunft viel besser gesteuert werden, sagt Rainer Schermuly von den Stadtwerken Ratingen. Zudem könnten alle verschiedenen Parameter, die auf die Spannungshaltung einwirken, simuliert werden. Grundsätzlich verfolgen Kunden mit der ines-lmplementation verschiedene Ansätze. Bei der Mainova steht derzeit die echtzeitorientierte Netzzustandserkennung im Fokus, die die Grundlage für aktives Netzmanagement zur Beherrschung von Einspeise- und Lastspitzen und zur Vermeidung von Kosten für den konventionellen Netzausbau bildet. Die Stadtwerke Leverkusen wollen zum Beispiel auch Synergien bei der Installation der Kommunikationsinfrastruktur Breitband-Powerline, die im Rahmen des Smart-Meter-Rollout installiert worden ist, nutzen. Je nach Lage, Problemsituation und Netzgebietstruktur wird eine darauf abgestimmte Strategie festgelegt. Die kann reichen von einer temporären Messkampagne in Ortsnetzstationen mit anschließender Auswertung/Empfehlung bis hin zu einem kompletten Konzept mit Zielnetzplanung und Feststellung des gesamten potenziellen Netzausbaus über die kommenden 20 bis 30 Jahre mit entsprechenden Handlungsempfehlungen sagt Martin Stiegler, Leiter der neu geschaffenen Niederlassung Smart Grid Services in Oberhausen, die sich ganz der Realisierung von Kundenprojekten und der Weiterentwicklung von ines widmet. Wirtschaftlichkeitsanalyse Nach Angaben von SAG können mit ines gegenüber rein konventionellem Ausbau rund 40 Prozent der Investitionskosten eingespart werden. Außerdem zeigen vorliegende Daten, dass mit der Absteuerung von wenigen Erzeugungs- oder Lastspitzen pro Jahr rund 30 Prozent mehr Energie über das bestehende Netz übertragen werden kann. Drei Ausbaustufen: Je nach Funktionsumfang kann ines bis zum intelligenten Netzleitsystem eingesetzt werden. Kontakt: SAG GmbH, Raoul Scharnberg, Dortmund, Tel. +49(0) , 50,2 _1/

14 Jenseits der Momentaufnahme Wilken und Vivax mit erstem durchgängigen System zur Prozesskostenanalyse bei Versorgern. Ansicht einer Mitarbeitermaske, auf der die Prozesse in Eigenregie angegeben werden können. Dafür existieren zahlreiche Vorlagen. Der Anbieter von Unternehmenssoftware Wilken hat in Zusammenarbeit mit dem Beratungsunternehmen Vivax und mit Unterstützung des Steinbeis-Transfer-Instituts Energiewirtschaft der Steinbeis-Hochschule Berlin (SHB) die Anwendung PS-Energy entwickelt. Mit ihr soll nicht nur die Erfassung, sondern auch die Analyse und tagesaktuelle Auswertung der Prozesskosten auf Tätigkeits-, Prozess- oder Bereichsebene unterstützt werden. In der Software ist ein komplettes Prozessmodell für Versorgungsunternehmen hinterlegt, welches flexibel angepasst werden kann. Das Modell umfasst nach Angaben der Unternehmen rund 700 Prozesse und mehrere Tausend zugehörige Tätigkeiten. Mit dem Prozesskostensystem PS-Energy richten sich Wilken und Vivax nicht nur an Versorgungsunternehmen, sondern auch an Unternehmensberatungen, die auf diesem Feld aktiv werden wollen. Die Cloud-basierte Lösung wird im Wilken-Rechenzentrum gehostet. Damit sind jederzeit auch neutrale und anonymisierte Benchmarks mit anderen, vergleichbaren Versorgungsunternehmen möglich. Bisher wurden Prozesskostenanalysen in der Regel im Rahmen aufwendiger Projekte ermittelt und boten lediglich Momentaufnahmen. Mit PS-Energy werden die Effekte von Optimierungsmaßnahmen dagegen jederzeit sofort sichtbar. Das ist mit den herkömmlichen Ansätzen auf Excel- oder Datenbankbasis bisher nicht möglich, ist Uwe Wagner, in der Wilken Geschäftsleitung zuständig für die Energiewirtschaft, überzeugt. Konkrete Umsetzung von Projekten Die Erfassung der Tätigkeiten erfolgt auf Basis von zahlreichen Vorlagen durch die Mitarbeiter selbst. Sie werden dann automatisch den dazugehörigen Prozessen zugeordnet. Auf diese Weise kann, so Wilken, die erforderliche Datenbasis ohne großen Zusatzaufwand innerhalb von rund zwei bis vier Wochen aufgebaut werden. Die dazugehörigen Kosteninformationen werden aus den betriebswirtschaftlichen Anwendungen übernommen. Dabei werden gängige Lösungen wie SAP, Schleupen, SIV und natürlich Wilken und Wilken Neutrasoft unterstützt. Der Vorteil ist dabei, dass die Kosten nicht je Mitarbeiter, sondern immer nur auf Basis von Tätigkeiten, Geschäftsprozessen, Abteilungen oder Bereichen ausgewertet werden können. Damit wird PS-Energy auch den Anforderungen der Betriebsräte gerecht, erläutert Uwe Wagner. Das zentrale Hosting im Wilken-Rechenzentrum liefert dann die Basis für ein anonymisiertes Benchmarking. Damit sehen die Unternehmen nicht nur, wo sie selbst stehen, sondern auch, wo sie im Vergleich zu ähnlich strukturierten Versorgern weitere Optimierungspotenziale haben, so Uwe Wagner. Die Benchmarks erfolgen auf Basis anonymisierter Daten. Dabei erfüllt das Wilken Rechenzentrum mit seiner TÜV Level 3-Zertifizierung die Anforderungen hinsichtlich Datenschutz und Datensicherheit ,2 _1/2014

15 Netzsteuerung Ein Prozesskostenprojekt beginnt in der Regel mit einer Abstimmung mit Geschäftsführung und Betriebsräten. Hier klärt das Projektteam, wie detailliert die Analyseergebnisse nach der Implementierung der Anwendung und damit verbundenen Ersterhebung den verantwortlichen Mitarbeitern im Unternehmen zur Verfügung gestellt werden sollen. Wilken betont, dass auch eine anonymisierte Übergabe der Daten möglich ist. Alle Mitarbeiter werden über die Details und Hintergründe des Projektes informiert und die Anwendung des Systems PS-Energy ausführlich erläutert. Das Tool ist dabei in weiten Teilen selbsterklärend. Wir geben den Mitarbeitern in diesen Erläuterungsrunden die Möglichkeit, kritische Fragen zum Projekt zu stellen und das Tool kennenzulernen. Dies schafft Akzeptanz und erleichtert die Auswertung maßgeblich, erklärt Vivax-Geschäftsführer Dirk Fieml. Die Mitarbeiter erhalten im Anschluss je nach Projektumfang ein bis drei Wochen Zeit, ihre Daten im System zu hinterlegen. Aufgrund der umfangreichen Vorlagen benötigt jeder Mitarbeiter laut den Erfahrungen von Wilken im Schnitt nur ein bis zwei Stunden Arbeitszeit für die einmalige Erfassung. Verschiedene Blickwinkel auf die Prozesskosten Nach dem Eintragungszeitraum erfolgt eine Plausibilisierung der Daten, Rückfragen werden direkt mit dem Mitarbeiter geklärt. Gemeinsam mit dem Bereich Rechnungswesen/Controlling werden anschließend die Kostendaten aus dem bestehenden Kostensystem exportiert und in PS-Energy eingepflegt. Über branchenspezifisch entwickelte Umlageverfahren, die über Jahre verfeinert wurden, legt das System die erfassten Kostenarten auf die Aufgaben und in Summe auf die Prozesse des Unternehmens um. Die einzelnen Buchungen werden auf diese Weise nachvollziehbar auf die Prozesse geschlüsselt. So erhält der Kunde zunächst einen realen Eindruck seiner Prozesskosten. Eine Anpassung ist im System im Anschluss jederzeit möglich. Sofern sich das Prozessmodell zum Beispiel durch Vorgaben der BNetzA ändert, wird dieses durch Wilken und Vivax automatisiert ebenfalls in PS Energy hinterlegt sowie Neuberechnungen durchgeführt. Der Kunde erhält dann zwei Ergebnisse: Das aktuelle PS-Energy Branchenmodell, sowie das Modell BNetzA mit den jeweils zugehörigen Prozesskosten. Das System bietet für weitere Analysen und Optimierungen ein umfangreiches Berichtswesen. Je nach gebuchtem Softwarepaket ist es möglich, zusätzlich zu Standardberichten wie Kosten der Haupt- und Teilprozesse und Kapazitäten der Haupt- und Teilprozesse auch umfangreiches Datenmaterial, zum Beispiel Gemeinkostenanalysen, Analysen pro Aufgabe, Analysen pro Profit Center, zu generieren. Auch der Erhalt der erwähnten Benchmarkdaten ist möglich. So lässt sich feststellen, welche Prozesse besonders hohe Kosten und Kapazitäten im Vergleich zu ähnlichen Unternehmen der Branche verursachen. Die Herstellung der Vergleichbarkeit ist immer wieder ein stark diskutiertes Thema. Mit unserer erprobten Berechnungsmethodik im System gelingt dies verlässlich, so Dirk Fieml. Mithilfe von PS-Energy können nicht nur die Kosten, sondern auch die Qualität der Prozesse bewertet und erheblich verbessert werden. Beispiel Bau von EEG-Anlagen Als Beispiel hat die Abwicklung von EEG-Anlagen beginnend beim Kundenantrag bis hin zum Verbau des Netzanschlusses und der Abrechnung der Installation in den letzten Monaten und Jahren viele Umstellungen in Unternehmen gefordert. In der Branche gab es dabei eine sehr große Unzufriedenheit mit den anfallenden Prozessen. Teilweise sind rechtliche Sanktionen erfolgt. Auch der Gesamtaufwand von Netzbaumaßnahmen von Planung, Arbeitsvorbereitung, Abwicklung und Abrechnung können über die Aufnahmen und Analysen mit PS-Energy deutlich werden. Die Ergebnisse zeigen, welche Unternehmensbereiche sich in welchem Umfang mit der Thematik auseinandersetzen und wie viele Kapazitäten tatsächlich in die Abarbeitung des Gesamtprozesses fließen. Unternehmen sind dabei häufig von dem Ergebnis überrascht und erkennen, dass Verbesserungsmaßnahmen notwendig sind, um die Abläufe reibungsfreier zu gestalten, beschreibt Dirk Fieml. Im Rahmen eines Projekts wird vom Steinbeis-Transfer-Instituts Energiewirtschaft der Steinbeis-Hochschule Berlin auch eine Studie umgesetzt, bei der auf dieser Basis Prozesse von ausgewählten Energieversorgern analysiert und optimiert werden. Dabei werden die tatsächlichen und die möglichen Kostensenkungs- und Effizienzsteigerungs-Potenziale betrachtet sowie Strategien und Maßnahmen zur Nutzung der aufgezeigten Chancen erarbeitet. Für diese Studie werden noch teilnehmende Versorgungsunternehmen gesucht. Auswertung der Abteilungskosten: Versorger können sich dabei via Portal vergleichen und damit Einsparpotenziale erkennen. Kontakt: Wilken GmbH, Uwe Wagner, Ulm, Tel. +49 (0)731/ , Vivax GmbH, Christine Ulrich, Freiamt, Tel. +49 (0)8456/ , 50,2 _1/

16 Prozesse rund um den Netzanschluss Immer mehr Netzbetreiber entdecken die Kundenorientierung und implementieren serviceorientierte Geschäftsprozesse. Matthias Rosenbecker von der ovag Netz AG setzt zahlreiche Unternehmensprozesse mit dem System TINA um. Die Aufgabenbereiche von Netzbetreibern umfassen die Themen Netzanschlüsse, Planung, Betrieb, Wartung und Ausbau. Bei ihnen stehen weniger die Personen im Zentrum, als vielmehr die technische Infrastruktur. Der Kunde ist aus Sicht des Stromtransports gleichbedeutend mit einem Hausanschluss. Dennoch können CRM-Ansätze interessant sein, da die Netzbetreiber zunehmend vertriebs- und serviceorientiert arbeiten (müssen). Entsprechend wächst das Interesse an einer Geschäftsprozessoptimierung. In den Köpfen der meisten Energiekunden ist zudem die Trennung der Marktrollen Lieferant und Transporteur nicht verankert. Vor diesem Hintergrund setzt sich ein neues Rollenverständnis durch: Netzbetreiber wandeln sich zum dynamischen und flexiblen Partner, denn ein gutes Image des lokalen Netzdienstleisters strahlt auch auf den Vertrieb des Stammhauses zurück. Das Softwareprogramm TINA von CURSOR richtet sich speziell an Netzbetreiber, die technische Informationen mit kaufmännischen Geschäftsprozessen verbinden. Es fungiert als CRM-basierte Informations-und Kommunikationsplattform. Das Programm wird in den letzten Jahren zunehmend von Netzbetreibern eingesetzt, um den Anforderungen im liberalisierten Energiemarkt zu begegnen, weiß Produktmanager Stefan-Markus Eschner. Im Zentrum steht das Interesse, das Netz und das gesamte Netzanschlusswesen per Software zu steuern, sowohl für Stromnetzkunden aller Spannungsebenen als auch für sämtliche Anschlüsse. Mitarbeiter gewinnen mit TINA Zugriff auf eine einheitliche Informationsbasis. Soll die Arbeit über verschiedene Fachbereiche koordiniert werden, kann so sparten- und ressortübergreifend über den Prozessfortschritt informiert werden. Das gilt auch für externe Betätigungsfelder. Dies sind beispielsweise Bau, Wartung und/oder Betrieb von Netz- und Schaltanlagen in Industriebetrieben. Stefan-Markus Eschner identifiziert zwei vorrangige Handlungsfelder: erstens die kontextsensitive Integration von Web-Inhalten in die CRM-Lösung. Die technologische Grundlage dafür haben wir schon 2013 geschaffen, so Eschner. Aber es gibt zweitens noch unausgeschöpfte Potenziale bei der vielfältigen Art und Weise, wie man diese Funktion sinnvoll nutzen kann, beispielsweise bei der Einbindung von GIS-Informationen und Karten-Material wie Heatmaps, sagt der CUR- SOR-Mitarbeiter. Ähnliches Innovationspotenzial sieht Eschner bei dem Thema Big Data, also der Auswertung der Daten nach bestimmten Fragestellungen. Damit versetzen wir auch Energievertreiber in die Lage, abwanderungswillige Kunden oder Kundengruppen früher und genauer zu identifizieren und somit eine aktive Kündigungsprävention zu betreiben. In der Praxis geht es zunächst meist darum, immer mehr Prozesse softwaretechnisch zu unterstützen. So hat beispielsweise der Netzbetreiber ovag Netz AG aus dem hessischen Friedberg seine Netz-Hausanschlüsse komplett in TINA abgebildet. Das Unternehmen startete das Projekt im Jahr Zu diesem Zeitpunkt hatte die Konzernmutter ovag das CRM-System EVI bereits im Einsatz. CURSOR passte das Programm speziell für die Anforderungen eines Netzbetreibers an, woraufhin dann das Standardprodukt TINA entstand. Bei der ovag Netz AG, die rund Netzanschlüsse zählt, kommen den Prozessen rund um neue Anschlüsse eine hohe Bedeutung zu. Dies betrifft im Jahr etwa 800 bis Projekte, die erst mit dem Programm transparent geworden sind, so Matthias Rosenbecker, Sachgebietsleiter Netznutzung & Netzwirtschaft. Jeder Mitarbeiter hat dabei die komplette Sicht auf den Netzanschluss als zentrales Element, um den herum sich Anlagen, Eigenerzeugungen, Verträge und vieles mehr gruppieren. Die technischen Mitarbeiter werden ebenfalls unterstützt, sie bekommen die für den Außendiensteinsatz notwendigen Unterlagen quasi per Knopfdruck zur Verfügung gestellt. Kundenanfragen können dementsprechend schnell beantwortet werden. Auf dieser Basis hat der Netzbetreiber ein Beschwerdemanagement gemäß EnBW 111 a umgesetzt. Auch für das An ,2 _1/2014

17 Netzsteuerung GIS-Integration: Die kartenbasierte Ansicht ist für viele Geschäftsprozesse ein Vorteil. Cursor arbeitet dabei an Neuerungen bei der Art und Weise der Kartenintegration. tragsgeschäft von dezentralen Energieerzeugern bildet TINA die zentrale Software. Hier spielt auch die GIS-Kopplung eine große Rolle, denn bei den Anträgen wird auf Basis der Netztopologie analysiert, zu welchen Trafostationen und Umspannwerken eine Anlage gehört. Wird eine Anlage dann installiert, sorgt der Workflow dafür, dass die Daten der Anlage unmittelbar ins GIS integriert werden. Bei der ovag Netz AG ging es von Anfang an darum, einen detaillierten Datenbestand innerhalb dem Programm TINA aufzubauen. Heute enthält TINA sehr genaue Informationen über die einzelnen Anlagen, zum Beispiel mit der jeweiligen Ausstattung an Wechselrichtern, sagt Rosenbecker. Anfangs sei der Aufwand der Datenerfassung zwar sehr hoch gewesen, doch langfristig hat der Netzbetreiber festgestellt, wie sehr sich dies auszahlen kann. Zum Beispiel bei der Nachrüstung der Photovoltaik-Anlagen, die zum Teil gesetzlich gefordert ist. Heute ist TINA in der Lage, die aktuelle Ausstattung der Anlagen systematisch quasi auf Knopfdruck anzuzeigen. Damit bildet es die Basis, um sämtliche Kommunikationsprozesse mit den Anlagenbetreibern zu steuern, so der Experte. Ebenso setzt der Netzbetreiber ein Beschwerdemanagement mit TINA um. Für jede Beschwerde wird dabei eine Aktivität im System angelegt. Der Mitarbeiter wird von einem Workflow über den gesamten Prozess bis zur Klärung begleitet. Dabei sind verschiedene Eskalationsstufen hinterlegt. Bei der ovag Netz AG werden die in TINA hinterlegten Prozesse beständig erweitert. So wurde eine Installateursdatenbank entwickelt. Heute werden auch Konzessionen und Gastkonzessionen im System abgebildet. Der Trend zum Business Prozess-Management betrifft in der Branche zunehmend die rechtskonforme Abbildung von gesetzlichen Anforderungen wie GPKE, GeLiGas, MaBiS und WiM. Aber auch Übertragungsnetzbetreiber lernen zunehmend kunden- und dienstleistungsorientierte Ansätze. TINA-Kunden wie der Übertragungsnetzbetreiber Amprion haben bei solchen Projekten als wichtigstes Ziel festgelegt, dass Kundendaten künftig abteilungs- und standortübergreifend allen berechtigten Mitarbeitern bereitstehen sollten, und zwar in einem möglichst einfach und intuitiv zu handhabenden System. Zudem schaffen sie eine einheitliche, konsistente Datenbasis, um unterschiedliche Kundeninformationen auf der Grundlage von Stammdaten, kaufmännischen, technischen und vertraglichen Daten ohne großen Aufwand auszuwerten und benötigte Dokumente per Mausklick am Bildschirm aufrufen zu können. Dadurch sollen auch Informationspflichten, beispielsweise gegenüber der Bundesnetzagentur, effizienter erfüllt werden. Kooperation mit AKTIF Vor dem Hintergrund der Anforderungen an die Energielogistik haben die Unternehmen CURSOR und AKTIF Technology ihre Lösungen integriert. Dies betrifft das CRM-System EVI von CURSOR und das Energielogistiksystem AKTIF dataservice. So wollen sie für durchgängige Informationsflüsse im Strom- und Gasvertrieb sorgen. Erster Anwender der neuen integrierten Komplettlösung ist meistro Energie in Ingolstadt, der sich auf den Vertrieb regenerativer Energien und Erdgas an Unternehmen spezialisiert hat. Die Daten werden dabei in beide Richtungen synchronisiert, so dass dem Vertrieb immer auch die aktuellen Informationen aus der Energielogistik und der Abrechnung vorliegen bis hin zu den dazugehörigen Rechnungsdokumenten. Umgekehrt profitiert auch das Backoffice von der Integration, denn es kann stets auf die aktuellsten Kundeninformationen zugreifen, eine wichtige Basis für die reibungslose und automatisierte Abwicklung vieler Geschäftsprozesse. Kontakt: CURSOR Software AG, Steffen Barthel, Gießen, Tel. +49(0)641/ , 50,2 _1/

18 Videokonferenz am Umspannwerk Westfalen Weser Energie setzt für die Anlagenüberwachung auf ein Kamerasystem inklusive automatisierter Bildauswertung. Der Netzbetreiber Westfalen Weser Energie vereinfacht mit Videound Kommunikationslösungen die Kontrolle und Reparatur von Umspannwerken. Das Unternehmen betreibt Verteilnetze für Strom, Gas und Wasser in den Regionen Ostwestfalen-Lippe und Südniedersachsen. In den vergangenen Jahren wurden an einigen Umspannwerken videobasierte Kommunikationslösungen installiert. Diese sorgen nicht nur für eine lückenlose Überwachung der Anlagen, sondern verbessern auch die Zusammenarbeit zwischen Servicetechnikern vor Ort und Experten in der Zentrale. Durch die Lösung unserer Partner Cisco, IBM, Intel und Panasonic können wir unsere Umspannanlagen besser überwachen, sagt Reimar Süß, Projektleiter, Westfalen Weser Energie. Beispielsweise lassen sich Fragen bei Reparaturen per Videokonferenz klären. Das Unternehmen konnte nach Angaben von Intel so Arbeitsabläufe optimieren, den Schutz der Umspannwerke verbessern sowie Aufwand und Kosten für die Kontrolle der Anlagen reduzieren. Die Technologie für die innovative Kommunikationslösung kommt von IBM, Cisco, Intel und Panasonic. Das Netzgebiet von Westfalen Weser Energie erstreckt sich mit rund Quadratkilometern über zwei Bundesländer in den Regionen Ostwestfalen-Lippe und Südniedersachsen. Das Stromnetz hat eine Länge von rund Kilometern. Aus der Leitstelle in Bad Oeynhausen steuert und regelt das Unternehmen diese in der Region verzweigten Anlagen. Umspannwerke sind die Knotenpunkte in der Energieverteilung und werden alle zwölf Wochen routinemäßig überprüft. Diese punktuellen Kontrollen bieten allerdings kaum Schutz vor potenziellem Kupferdiebstahl, und auch ein rasches Eingreifen bei Störungen oder Gefahrensituationen ist so nicht möglich. Westfalen Weser Energie suchte daher nach einer Video- und Kommunikationslösung, mit der sich Umspannwerke lückenlos überwachen lassen. Ein wichtiges Anliegen war es, die Kommunikation zwischen den Servicetechnikern Automatische Personenverfolgung: Die Software Intelligent Video Analytics von IBM identifiziert automatisch Bewegungen im Bild. vor Ort und den leitenden Mitarbeitern in den Zentralen zu verbessern, um wichtige Informationen über den Zustand der Anlagen schneller weiterzuleiten. Bislang erfolgte die Erfassung der Daten meist noch auf Papier, sagt Reimar Süß. Dies ist auch vor dem Hintergrund eines massiven personellen Wandels zu sehen, der der Energiewirtschaft bevorsteht. Von den technischen Mitarbeitern gehen in den nächsten Jahren bis zu 50 Prozent der Spezialisten in den Ruhestand. Die Infrastruktur der Netzbetreiber ist aber für Laufzeiten von 40 Jahren und mehr ausgelegt. Zukünftige werden die Servicetechniker zudem für mehr als eine Sparte zuständig sein. Genau deswegen müssen wir eine effiziente Kommunikations- und Wissensplattform aufbauen, um dieser demografischen Fluktuation entgegenzuwirken, betont Reimar Süß. Dazu gehört auch eine einheitliche Datenbasis für auftragsrelevante Daten. Bislang wurden Daten teilweise redundant in verschiedenen Systemen aufbewahrt. Um daraus resultierende Medienbrüche und Fehlerquellen zu vermeiden, erfassen Servicetechniker die Daten künftig digital direkt vor Ort über ihr mobiles Endgerät. Im Rahmen eines gemeinsamen Pilotprojekts von Cisco, IBM und Intel stattete Westfalen Weser Energie die Umspannwerke Kirchlengern und Minden-Meißen mit speziellen Cisco Video Surveillance 6400 IP Kameras aus, die aufgrund integrierter Infrarot-Technologie auch bei Nacht zum 18 50,2 _1/2014

19 netzsteuerung Sichere Installation: Beim Umspannwerk Kirchlengern wird die Kamera in luftiger Höhe montiert. Einsatz kommen. Die Videodaten der Überwachungssysteme werden in HD-Qualität zentral über einen längeren Zeitraum gespeichert. Die Server-Plattform im Backend basiert auf Intel Xeon Prozessoren mit energieeffizienter Leistung und zahlreichen Funktionen für erhöhte Datensicherheit und Zuverlässigkeit. Wir werten die Außenaufnahmen mit der Software 'Intelligent Video Analytics' von IBM aus. Sie erkennt Störungen und unbefugte Zutritte im Videobild und informiert die Netzleitstelle automatisch über diese besonderen Vorkommnisse, erklärt Süß. Um den Support zu optimieren und Fahrzeiten zu sparen, kommen mobile Geräte wie Notebooks und Tablets zum Einsatz. Die Techniker kommunizieren über das mobile Gerät mit den Experten der zentralen Leitstelle, wenn sie Hilfe bei der Lösung eines Problems benötigen. Die Übertragung von Bildern und Sprache erfolgt über die Sprach-, Daten- und Videolösung von Cisco. Dabei stehen nicht Gesichter und Gesten im Vordergrund, sondern der Servicetechniker soll mit der im Panasonic Tablet integrierten Kamera die Fehlersituation an den Experten übertragen. Dieser bekommt auf seinem hochauflösenden Monitor einen perfekten Eindruck des Problems und kann so mit dem Techniker die Problemlösung besprechen, erläutert Reimar Süß. Die eingesetzten Panasonic Tablet PCs TOUGHBOOK CF-H2 und TOUGHPAD FZ- G1 basieren auf Intel Core vpro Prozessoren, die hohe Rechenleistung bei hoher Energieeffizienz bieten. Die Intel vpro Technologie vereinfacht das Management von mobilen Computern und Desktop-PCs, da sie per Fernzugriff Inventarisierungen, Fehlerdiagnosen, Reparaturen und Schutz in PC-Netzwerken bietet. Sie ermöglicht das Booten, die Diagnose und die Reparatur der Rechner per Fernwartung (Remote). Der Administrator kann damit nach Zustimmung des Nutzers aus der Ferne auf das BIOS und den Bildschirminhalt des entsprechenden Geräts zugreifen auch ohne Einschalten des PCs. Die Panasonic Tablet PCs der Servicetechniker sind zudem mit der Intel Anti-Theft-Technik ausgestattet, um Datendiebstahl zu verhindern. Die Video- und Kommunikationslösung ließ sich problemlos in unsere Netzwerkarchitektur einbinden, so Süß. Sie kommt in zwei Umspannwerken auf der 110kV Ebene sowie in der Leitwarte des Stromnetzes für die Videoüberwachung zum Einsatz. Inklusive Konzeption, Aufbau und Tests lief das Projekt 19 Monate, von Dezember 2011 bis Juni Der Aufbau der neuen Kommunikationselemente erfolgte in mehreren Stufen. Im ersten Schritt wurde die LAN- und WAN-Infrastruktur auf Basis von Cisco Catalyst 3560 Systemen von Cisco installiert. Die Verbindung der Komponenten untereinander erfolgt über das bestehende Datennetz von Westfalen Weser Energie. Damit die mobilen Mitarbeiter gut erreichbar sind, wurden anschließend an den Technikzentren und den Umspannwerken spezielle Servicetechniker bekommen einen realen Eindruck der Situation. Outdoor-WLAN-Accesspoints errichtet. Ein gesicherter Zugang über VPN-Lösungen ist ebenfalls integriert, sodass die Mitarbeiter (Monteure, Techniker oder beispielsweise Meister) mit den Panasonic-Tablets auch über Mobilfunk einfach auf die zentralen Systeme zugreifen können. Als eines der letzten Funktionselemente wurde die Videoüberwachung installiert. An den zentralen Meister- und Betriebsstandorten sind Telefone mit umfangreicher Videofunktion bis hin zur Videokonferenzsystemen vorhanden. Communication Manager stellen die notwendigen Services für Telefonie- und Videokommunikation, Instant Messaging und Präsenzinformationen zur Verfügung. Sobald die Video-Kamera eine Störung feststellt, rückt ein Monteur aus, um sich den Schaden anzusehen. Wir haben häufig die Situation, dass ein Kollege vor Ort ist, der sich mit der betreffenden Anlage und dem vorliegenden Schaden nicht genug auskennt, um alles zu reparieren, erläutert Reimar Süß. Hier hilft die mobile Videokonferenz: Der Kollege vor Ort telefoniert mit dem Experten in der Zentrale, zeigt ihm mit der Kamera des Panasonic-Tablets den Schaden und lässt sich von ihm bei der Instandsetzung dirigieren. Kontakt: Intel, Feldkirchen/München, Tel. +49 (0)89/ , 50,2 _1/

20 Netzsteuerung Schmal und schnell Das Unternehmen D E F bietet Lösung zum Fernwirken und Fernwarten für Betreiber von dezentralen Erzeugungsanlagen und Verteilnetzbetreibern, die auf Schmalband- Funk basieren. Schmalband-Funk bietet gegenüber dem Breitband nur eine geringe Übertragungsrate. Dafür ist er sicher gegenüber Fremdeingriffen, bietet eine hohe Übertragungsgeschwindigkeit, ist kostengünstig und hat einen geringen Stromverbrauch. Diese Vorteile macht sich das vor zwei Jahren gegründete Unternehmen Deutsche Energie Funk GmbH (D E F) zunutze. Auf Basis von UHF-Modems hat es eine Lösung für die Anbindung von dezentralen Energieerzeugungsanlagen und Verteilnetzstationen an eine zentrale Leitstelle entwickelt. Das Unternehmen bezeichnet das Konzept auch als sichere Datenautobahn für die Energiewirtschaft. Für die Datenkommunikation in Smart-Grid-Anwendungen griff es bewusst auf Schmalband-Funk zur Anbindung kritischer Systeme zu, weil sie als Garant für Quality of Service, echtzeitfähige, schnelle Übertragung, hohe Sendeleistungen und schnelle Datenverarbeitung bereitstellt. Die Gesellschafter der D E F, die Firmen Bayern BHKW, BayoEnergy und KOCO hatten das Unternehmen gegründet. Seit Dezember wird die entwickelte Lösung aktiv vertrieben. Ein erster Pilotkunde ist die KWH Netz GmbH, die mit der Lösung Biogasanlagen, PV-Anlagen und zwei Umspannstationen an ihren Leitstand anbindet. Da Schmalband-Funk die bidirektionale Kommunikation ermöglicht, können so sowohl Daten gesammelt als auch Steuerungsmöglichkeiten realisiert werden. Die D E F lieferte hierfür die notwendige Hard- und Software bis hin zum Leitstand. Außerdem stellt das Unternehmen die Infrastruktur für die Schmalband-Kommunikation zur Verfügung. Je nach der Topologie können wir damit eine Reichweite von bis zu 200 Kilometern realisieren, sagt Stefan Lichy, 20 Geschäftsführer der D E F. Dabei können auch Anlagen gut erreicht werden, die beim Mobilfunknetz in Funklöchern liegen. Daher eignet sich das System besonders auch für Redundanzkonzepte beim Fernwirken. Aufgrund der bescheidenen Energieanforderung des Schmalbandes kann D E F auch ein energieautarkes System anbieten, bei dem integrierte Stromspeicher die Funktionalität auch bei Stromausfall bis zu sieben Tagen aufrecht halten. Zudem erfüllt das System höchste Ansprüche an die Netzwerksicherheit, denn gegen Hacker und fremden Zugriff ist es aufgrund des geschlossenen Konzepts des Funks quasi immun, ist Lichy überzeugt. Möglich macht dies der Aufbau des Kommunikationsprotokolls: Über serielle Schnittstellen zu den Anlagen wird mit Modbus RTU in die M2M-Kommunikation überführt. Durch die Übertragung reiner Modbus- Register-Einträge in kleinen, verschlüsselten Datencontainern ist ein Ausspähen von Inhalten extrem erschwert und ein Einbruch zur Systemmanipulation nahezu unmöglich. Unseres Wissens ist unsere sichere und anpassbare Datenautobahn eine bislang einmalige Kombination aus deutschlandweiter Funkfrequenz in Verbindung mit der passenden Hard- und Softwaretechnologie, sagt Lichy. Da D E F die Lösung als ausfallsicheres Gesamtkonzept entwickelt hat, Das Konzept der sicheren Datenautobahn setzt auf Kombination von Funkfrequenz, Hard- und Softwaretechnologie. waren neben einer zuverlässigen Datenübertragung auch robuste Remote Terminal Units (RTUs) gefordert, die in den einzelnen Subanlagen Daten sammeln und zur Übertragung über das Modem bereitstellen. Diese werden dann per UHF-Modem übertragen. Dabei ist auch eine Steuerung der Anlage aus der Ferne möglich, samt der vom EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz) geforderten Leistungsregelung in den Stufen 100, 60, 30 und 0 Prozent innerhalb des vorgegebenen Zeitfensters. Schon heute bietet das System auch eine stufenlose Regelung an. Die Anwendung setzt auf Satel-Funkmodems, die von Welotec exklusiv in Deutschland vertrieben werden. Bei Bayern BHKW hatten sich die Funkmodems dieses Herstellers bereits bewährt. Da war es naheliegend, auch bei der neuen Lösung auf diese zuverlässigen Geräte zu setzen, sagt Lichy. Kontakt: D E F Deutsche Energiefunk GmbH, Stefan Lichy, Rimsting, Tel. +49 (0)8051/ , 50,2 _1/2014

21 asset- und workforce-management Blick in die Netzzukunft Ein neues Produkt integriert Planung, Controlling sowie Prognose und ermöglicht eine ganzheitliche Betrachtung der Prozesse und Kosten. Mit dem BOOM Maintenance Manager (BMM) hat BTC Business Consulting ein neues Produkt im Angebot, das vornehmlich kleinen bis mittleren Netzbetreibern, die kein SAP im Einsatz haben, eine ganzheitliche Betrachtung der Prozesse und Kosten rund um Netzwartung, Instandhaltung und Störfallmanagement ermöglicht. Die langfristige Kostenentwicklung des Netzes lässt sich anhand eines integrierten Asset Managements prognostizieren. Das vollständig webbasierte System unterstützt sämtliche Instandhaltungsprozesse sowie die strategische Wartungsplanung, heißt es bei BTC. Diese Punkte sind entscheidend, um die Gesamtkosten des Netzes auch über lange Zeiträume zu betrachten schließlich fällt der Großteil der Netzkosten beim Unterhalt an. Bisher wurden solche Ansätze immer verworfen, weil die für ein solches strategisches Asset Management notwendigen Daten entweder nur verteilt in Einzelsystemen oder aber in den Köpfen der Mitarbeiter vorhanden waren. Unser Ansatz eines flexiblen und umfassenden Datenmanagements schafft es erstmals, ein operatives Asset Management umzusetzen und darüber die Informationsbasis zu gewinnen, die für den Aufbau eines strategischen Asset Managements Voraussetzung ist, ist Nils Harms, Managementberater bei BTC, überzeugt. Entscheidend für diesen Ansatz ist die Datenqualität und die Verbindung von technischen, geographischen und kaufmännischen Daten. Es geht BTC also nicht nur um eine möglichst barrierefreie Transaktion der Daten zwischen den Systemwelten, sondern auch um eine intelligente, integrierte Datenmodellierung. BMM kann sowohl mit ERP-Systemen als auch mit GIS-Plattformen zusammenarbeiten. Dieser hohe Integrationsgrad ermöglicht etwa das Anlegen eines neuen Objektes in der Betriebsmitteldokumentation und dessen automatische Übernahme in die Anlagenbuchhaltung, beschreibt Harms ein mögliches Ergebnis dieses technologisch anspruchsvollen Vorgangs. Grundsätzlich haben Kunden also die Möglichkeit, mit BTC zu wachsen und das Asset Management sukzessive zu entwickeln. Dies gilt speziell vor dem Hintergrund der Vergabe von netznahen Services an Drittanbieter. In solchen Fällen soll das BMM-System in der Lage sein, den Informationstransfer genau so zu gestalten, wie ihn die am Prozess beteiligten Fachkräfte jeweils erfordern ohne dass Datenhomogenität, -verfügbarkeit und -sicherheit auf der Strecke bleiben müssen. Kunden wie beispielsweise Erdgas Südwest haben mit der BMM-Technologie das Management von Hausanschlüssen auf komplett neue Füße gestellt. Neukunden des Ettlinger Gasnetzbetreibers können seit Neuestem innerhalb eines webbasierten Auskunftssystems das Angebot für die jeweiligen Anschlüsse einsehen und dort sogar den kompletten Bestellprozess abwickeln. Aufgrund der Systemintegration stößt diese webbasierte Bestellung einen automatisierten Geschäftsprozess inklusive Auftragsverwaltung und Rechnungswesen an, der die Installation des Hausanschlusses fachgerecht, termintreu und kosteneffektiv durchführen soll. Möglich ist dies nur, weil alle dafür notwendigen Informationen zentral verwaltet werden. Kontakt: BTC Business Technology Consulting AG, Oldenburg, Tel. +49 (0)441/ , 50,2 _1/

22 Mehr Transparenz im Verteilnetz Stadtwerke Duisburg Netzgesellschaft entwickelt ein Verfahren zur Abschätzung der Spannungsanhebung in Niederspannungsnetzen. Asset Simulationen sind ein neuer Ansatz, um die Folgen verschiedener Investitionsstrategien in Netze abzuschätzen. Der Clou: Wer die richtigen Daten selektiert, kommt zu validen Ergebnissen. Netzausbau, Integration von Photovoltaik, Kostentransparenz: Es gibt eine Reihe von Themen, die Betreiber von Stromnetzanlagen dazu veranlassen, prognostische und zukunftsgerichtete Analysen des Netzverhaltens durchzuführen. Ein Vorreiter dabei ist die Stadtwerke Duisburg Netzgesellschaft (SWDU Netz). Das Unternehmen hat eine Reihe von Initiativen ergriffen, in deren Verlauf neue Verfahren und Prozesse implementiert wurden, um den Netzbetrieb für die aktuellen und zukünftigen Anforderungen der Energiewende fit zu machen. Ein Verfahren, mit dem die SWDU Netz Anschlussgesuche von dezentralen Energieeinspeisern überprüft, wurde gemeinsam mit der Elektrischen Systemberatung der ABB AG implementiert. Ohne eine Netzberechnung ausführen zu müssen, gewinnen die Mitarbeiter Erkenntnisse darüber, welche Ortsnetzbezirke kritisch für die weitere Installation von PV-Anlagen sind. Damit hat sich der Versorger ein Instrument geschaffen, um die Spannungsanhebung im Netz abzuschätzen. Mit diesem Instrument begegnet die Netzgesellschaft der Herausforderung, die sich mit der dynamischen Zunahme von PV-Anlagen, die im Verteilnetz installiert werden, ergibt. Die prognostische Netzabschätzung hat sich dafür als zuverlässige Methode bewährt. Allerdings gilt es dabei, die typischen Herausforderungen einer solchen Prognose zu meistern: Nutzt diese eine unzureichende Datenbasis, liefert sie demnach auch schlechte Ergebnisse. Daten der Hausanschlüsse für die Simulation Um das Netzverhalten wirklich exakt nachzubilden, sind Lastflussberechnungen erforderlich. Der Königsweg führt über eine umfassende und exakte Erfassung aller netzrelevanten Daten und die damit einhergehende nahtlose Integration von Geografischem Informationssystem (GIS), Netzplanung und kaufmännischen Systemen. Dieser Weg ist aber in den wenigsten Fällen mit angemessenem Aufwand 22 50,2 _1/2014

23 asset- und workforce-management zu beschreiten, weiß Matthias Auverkamp aus der Abteilung Netzführung/Strategische Planung der SWDU Netz. Daher entschied sich das Unternehmen für einen Mittelweg, der sich als ausreichend für die Gewinnung valider Ergebnisse erwies. Wir verwenden möglichst wenige, einfache Netzstrukturmerkmale, um ein Bewertungsverfahren für die PV-Integration durchzuführen. So erhalten wir einen Überblick über die Aufnahmekapazitäten unserer rund Ortsnetzstationen, sagt Matthias Auverkamp. Es entstand die Anforderung an das GIS, die dafür erforderlichen Daten zu liefern. Die GIS-Abteilung begann daher im Herbst letzten Jahres, die Ortsnetzbezirke im GIS zu erfassen. Dazu wurden zunächst sowohl die Niederspannungsschaltpläne als auch die Strombestandspläne herangezogen. Durch die Ortsnetzstation wird jeweils der dazugehörige Ortsnetzbezirk definiert. Dabei haben wir verschiedene Verfahren innerhalb des GIS implementiert, um die Datenlieferung für das Bewertungsverfahren mit möglichst wenig Aufwand effektiv zu unterstützen, erklärt Martina Kralemann, stellvertretende Abteilungsleiterin Engineering und Dokumentation und zuständig für den Bereich Geomatik. Die Datenerfassung bei der SWDU Netz erfolgt in G!NIUS, der Geoinformationslösung der Firma Intergraph. Das neue Verfahren klassifiziert bei der Neuerfassung die Hausanschlüsse und die PV-Anlagen direkt zu den jeweiligen Ortsnetzstationen und den entsprechenden Ortsnetzbezirken. Bei den bereits vorhandenen Netzelementen geschieht dies über ein datenbankgestütztes Verfahren. Zusätzlich wird der Ortsnetzradius berechnet, ein Wert, der die größte Entfernung zwischen der Ortsnetzstation und einem Hausanschluss innerhalb des Ortsnetzbezirks beschreibt. Hinzu werden weitere statistische Daten aus dem GIS zur Wohnbebauung hinzugezogen, die das Verhältnis von Wohneinheiten und Hausanschlüssen, also die Wohndichte eines Gebietes repräsentieren. Handlungsempfehlungen ableiten Die SWDU Netz nutzt dafür das Programm G!NIUS-Shell, ein Framework, mit dem Kunden aufgabenspezifische Abfragen und Analysen durchführen können. Die Software basiert auf der Smart-Client-Technologie von Microsoft und greift dabei nahtlos auf die Daten aus G!NIUS zu. Dieses Tool nutzt die SWDU Netz seit etwa zwei Jahren, beispielsweise um die Erstellung der Berichte für die Bundesnetzagentur zu unterstützen. Für das Bewertungsverfahren wurde die geforderte Datenauswertung in die G!NIUS-Shell implementiert und ein vollautomatisierter Workflow erstellt, der täglich aktuelle Daten liefert. Dafür hat die SWDU Netz die Parameter und die Formeln zur Berechnung in der G!NIUS-Shell hinterlegt. Das Unternehmen beabsichtigt, dieses Verfahren zur Beurteilung von Anschlussgesuchen einzusetzen. Wie die meisten Netzbetreiber stützt sich die SWDU Netz dabei auf die VDE-Anwendungsrichtlinie VDE AR-N Diese schreibt vor, Netzanalyse Beispiel für eine Ortsnetzstruktur. Die Strukturdaten, die im Geoinformationssystem hinterlegt sind, werden speziell für prognostische Berechnungen des Spannungsbandes an den Netzknoten herangezogen. 50,2 _1/

24 Workflow der Anschlussbeurteilung Bei der Anschlussbeurteilung dezentraler Stromeinspeiser nutzt die Stadtwerke Duisburg Netzgesellschaft ein Verfahren, bei dem automatisiert auf Netzstrukturdaten aus dem GIS zurückgegriffen wird. Ortsnetz (ON) Aktualisierung der Netzstrukturmerkmale #WE = 213 #HA = 75 #PV = 16+1 ΣP PV = 97kW+8kW r ON = 280m ØWB korr = 3,3 D 5 = 26% à 28% Anschlussgesuch P PV = 8kW. P PV < P PV,krit (Stich / Vermaschung) (15 kw / 40 kw) nein. ja. D 5 < D 5,krit 28% < 32%. nein ja Anschluss erlaubt Detailbetrachtung durchführen dass im Zuge der PV-Integration an keinem Knotenpunkt im Netz die Spannung mehr als drei Prozent höher liegen darf als an Netzpunkten ohne Erzeugungsanlagen. Aus der Bewertung heraus werden konkrete Handlungsempfehlungen abgeleitet. Diese können sich im Bereich von keinem Handlungsbedarf über konservativen Netzausbau hin zu intelligenten Lösungen, wie dem regelbaren Ortsnetztransformator, bewegen, sagt Auverkamp. Vorreiter auch im Asset Management Auch im strategischen Asset Management nimmt die SWDU Netz mit ihrer spartenübergreifenden Asset Simulation eine Vorreiterrolle ein. Hier werden Fragen beantwortet, die in Richtung Kostenentwicklung, Budgetkontrolle und Versorgungsqualität gehen. Damit will der Netzbetreiber Erkenntnisse darüber gewinnen, welche Auswirkungen Investitionsentscheidungen im Netzausbau auf Unternehmensprozesse und die Kostenentwicklung haben. Mithilfe der Asset Simulation werden verschiedene Asset-Strategien gerechnet, bewertet, im Detail analysiert und interpretiert. Die Ergebnisse sind jedoch global für das Gesamtnetz gültig und nicht für einzelne Betriebsmittel. Es werden also keine ortsgebundenen Netzmaßnahmen ermittelt. Allerdings werden die Ergebnisse des strategischen Asset Managements operativ genutzt und fließen ein, wenn reale, ortsgebundene Netzmaßnahmen ermittelt, priorisiert und umgesetzt werden. Netzarbeiten bei den Stadtwerken Duisburg Netzgesellschaft. Kontakt: Stadtwerke Duisburg Netzgesellschaft mbh, Duisburg, Tel. +49 (0)203/604-0, 24 50,2 _1/2014

25 Information asset- und workforce-management i Basis-Regeln Anwendungshilfe zum Thema Asset Management des BDEW zielt auf die Datenstruktur. Netzdaten für die strategische Assetbewerbung Wie Unternehmen Projekte zum Asset Management realisieren können, ist Thema eines Praxisleitfadens, den die Landesgruppe Norddeutschland des Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) im August Betriebsmittel 1 Bedeutung Betriebsmittelgruppe 1 Datum 1 Datum n Datum 1 Datum n Datum 1 Datum n Kosten- und Wertbeurteilung Kategorie 1 Kategorie 2 Kategorie 3 Betriebsmittel n Bedeutung Kosten- und Wertbeurteilung Datum 1 Datum 1 Datum n Darstellung der allgemeinen Datenstruktur. An diesem Schema können sich Netzbetreiber orientieren. Datum 1 Datum n Datum 1 Datum n Datum 1 Datum n Datum n Bestandsdaten Bewertungskriterien Bewertungskriterien Bestandsdaten Betriebsmittelgruppe n letzten Jahres veröffentlicht hat. Der Leitfaden soll insbesondere kleinere und mittlere Netzbetreiber dabei unterstützen, eine Datenstruktur aufzubauen, an der sie sich orientieren können. Da jeder Netzbetreiber historisch gewachsene Strukturen, IT-Systeme und Datenmodellierungen besitzt, kann die Struktur an die jeweiligen individuellen Gegebenheiten angepasst werden. Dazu gibt die Arbeitshilfe Übersichten, die als bearbeitbare Dateien heruntergeladen und beliebig angepasst werden können. Dies soll Unternehmen, die personell schlecht ausgestattet sind und noch kein Know-how zum Thema Asset Management besitzen, helfen einen Einstieg zu finden, sagt Christian Kampsen vom BDEW. Dafür hat der Verband eine Projektgruppe zusammengestellt, bei der Unternehmen vertreten sind, die bereits mehr Erfahrungen gesammelt haben. Für Asset Management-Ansätze gibt es bisher keine standardisierten Normen oder Regelwerke, an denen sich Anwender orientieren können. Zwar sind entsprechende Projekte kaum vergleichbar, grundlegend sei jedoch die Entwicklung einer Datenstruktur, in der die wichtigsten Netzinformationen abgebildet sind. Anhand der BDEW-Datenstruktur lässt sich dann für Netzbetreiber auch ablesen, wie gut sie mit ihrem bisher erfassten Datenbestand vorbereitet sind. Die Daten sind wichtig, um die Nutzungs- und Lebensdauer von Betriebsmitteln von 1 bis 110 Kilovolt zu bewerten. Dies ist die Grundlage für Asset-Management-Ansätze. Wenn Projekte scheitern, dann sind oft unzureichende Datengrundlagen die Ursache, sagt Thomas Preis von Harzenergie Netz, der an dem Praxisleitfaden mitgearbeitet hat. Bei der BDEW-Projektgruppe haben zahlreiche Mitgliedsfirmen mitgewirkt und so den Praxisbezug der Anwendungshilfe deutlich gesteigert. Die Struktur gliedert sich in Kategorien, Betriebsmittelgruppen und deren Betriebsmittel. Kategorien sind die Spannungsebenen Nieder-, Mittel- und Hochspannung sowie die für den Netzbetrieb notwendigen Nebenanlagen. Für ein strategisches Management, das im Gegensatz zum operativen Asset Management einen langfristigen Ansatz verfolgt und dabei auch Prognosen in die Zukunft erlauben soll, gibt es zudem die Gliederung in Bestandsdaten, Bewertungskriterien und Bedeutung sowie in Kostenund Wertbeurteilung. Kontakt: BDEW e.v. Landesgruppe Norddeutschland, Christian Kampsen, Hamburg, Tel. +49(0)40/ , 50,2 _1/

26 Risiko- und Krisenmanagement Der Energiesektor gehört nach der Klassifizierung des Bundesministeriums des Inneren (BMI) zu den Kritischen Infrastrukturen. Kommt es zu Ausfällen oder Beeinträchtigungen, treten unter Umständen nachhaltige Versorgungsengpässe, erhebliche Störungen der öffentlichen Sicherheit oder andere dramatische Folgen ein. Aufgrund der engen Vernetzung mit den anderen Sektoren können sich Störungen zudem kaskadenartig ausbreiten und das Funktionieren anderer zentraler Systeme (Gesundheitswesen, IT und Kommunikation, Staat und Verwaltung u.v.a.m.) gefährden. Mögliche Ursachen eines Störfalls sind beispielsweise Naturereignisse, technisches und menschliches Versagen oder schlimmstenfalls Kriminalität, Terrorismus oder Krieg. Gute Vorbereitung hilft den Betreibern Kritischer Infrastrukturen, im Ereignisfall wirksam zu reagieren. Stephan Boy, Geschäftsführer der KKI GmbH ist Experte für Krisenmanagement in Versorgungsunternehmen Stephan Boy, Geschäftsführer der KKI Kompetenzzentrum Kritische Infrastrukturen GmbH (KKI GmbH), erklärt, dass der Schutz dieser Infrastrukturen im Grunde eine Kernaufgabe staatlicher und unternehmerischer Sicherheitsvorsorge ist. Das BMI hat zur Abwendung von Gefahren die Nationale Strategie zum Schutz Kritischer Infrastrukturen (KRITIS, 2009) entwickelt. Hierin sind die Zielvorstellungen und der politisch-strategische Ansatz des Bundes zusammengefasst. Zur Abwehr von Gefahren benötigen Staat und Betreiber von Infrastruktureinrichtungen jedoch gemeinsame Schutzkonzepte. Die KKI GmbH unterstützt Unternehmen und Kommunen bei der Umsetzung solcher Konzepte und bietet als Dienstleistung die Nutzung einer der modernsten Meldestellen Europas an. Wir sensibilisieren die Kunden 26 50,2 _1/2014

27 asset- und workforce-management für Szenarien, die in einem leitungsgebundenen Versorgungsunternehmen auftreten könnten, beschreibt Boy die Herangehensweise. Gleichzeitig liefern wir ihnen Strategien und praktische Lösungen, wie sie mit der entsprechenden Situation umgehen können. Verbindung des Risiko- und Krisenmanagements Boy baute bei einem der größten Verteilnetzbetreiber Deutschlands das Krisenmanagement auf und grenzt ab: Vor dem eigentlichen Krisenmanagement steht das Risikomanagement. Dieses dient der Identifikation, der Analyse, und der Bewertung von Risiken. Das Krisenmanagement selbst umfasst alle Maßnahmen zur Vermeidung von, Vorbereitung auf, Erkennung und Bewältigung sowie Nachbereitung von Krisen. Präventive Maßnahmen Im Krisenfall muss es schnell gehen. Pläne und Unterlagen müssen griffbereit vorliegen, Abläufe bekannt sein, fasst Matthias König, Leiter Ereignismanagement bei der KKI GmbH zusammen. Zur Unterstützung einer reibungslos ablaufenden Krisenarbeit sollten wichtige im Vorfeld entwickelte Pläne und Unterlagen (beispielsweise Netzpläne, Telefonverzeichnisse oder Checklisten) in ausreichender Anzahl für alle Beteiligten zur Verfügung stehen. Ebenso sollten für den Krisenfall abgesetzte Räume und eine auf die Bedürfnisse der Krisenstabsarbeit abgestimmte Infrastruktur bereit stehen. Zudem müssen alle Schnittstellen reibungslos zusammenspielen, denn die Bewältigung einer Krise ist nur durch strukturiertes Arbeiten zu erzielen. Dies umfasst das Feststellen und Bewerten der Lage, die Entschlussfassung zur Ausführung von Maßnahmen, die Umsetzung sowie deren Überwachung und Wirksamkeit. König beschreibt, wie sich die Theorie in die Praxis umsetzen lässt: Ein rollenspezifisches Training und Übungen unterschiedlichster Ausprägung sensibilisieren die im Elemente des Risiko- und Krisenmanagements Grafik: Stephan Boy, Matthias König Eine 24/7-besetzte Meldestelle mit modernster Technik bietet die KKI GmbH ihren Kunden bundesweit und spartenübergreifend an, damit im Störungs-, Notfall- und Krisenmanagement Anrufe angenommen und Bereitschaftskräfte disponiert werden können. Krisenmanagement tätigen Personen für die Ausübung ihrer Aufgaben. Die KKI GmbH begleitet Unternehmen von der Alarmierungsübung über Krisenstabs- und Stabsrahmenübungen bis hin zu Vollübungen. Neben dem eingeübten Handeln ist auch die richtige Kommunikation ein wichtiger Bestandteil zur Bewältigung einer Krise. Während im Normalbetrieb nur eine Regelkommunikation betrieben wird, ändert sich diese Situation im Ereignisfall schlagartig, erklärt Stephan Boy und führt weiter aus: Auf allen Seiten besteht erhöhter Informationsbedarf und die Kommunikation intensiviert sich. Aus diesem Grund müssen Kommunikationswege im Vorfeld festgelegt und erprobt sein, um im Krisenfall darauf zurückgreifen zu können. Ein besonderes Augenmerk liegt hier unter anderem auf der reibungslosen Kommunikation zwischen Betreibern und zuständigen Behörden. Unabhängig vom unmittelbaren Ereignis ist im Nachgang die Krisenbewältigung zu evaluieren, um aus den Erfahrungen zu lernen. Struktur des Krisenstabes Ein handlungsfähiger Krisenstab ist das A und O eines erfolgreichen Krisenmanagements. Eine schnelle Reaktion im Ereignisfall setzt allerdings voraus, dass klare Funktionen und Aufgaben zugewiesen sind. Das verbessert auch die Zusammenarbeit mit externen Akteuren, insbesondere mit Stäben der Feuerwehr oder des Katastrophenschutzes. Die Zusammensetzung und Funktionen des Krisenstabs können sich dabei an den bewährten Strukturen der Behörden orientieren. Die Rollen sind hierbei den einzelnen Sachgebieten zuzuordnen. Die Prozesse zur Aktivierung des Stabes, zur internen und externen Kommunikation sowie zur Beendigung der Krisenstabsarbeit gehören zur Ablauforganisation und müssen ebenso eindeutig dokumentiert und geübt sein. Natürlich müssen die einzelnen Stabsmitglieder die Inhalte kennen und das Zusammenspiel durch Schulungen und Übungen verinnerlichen. Häufig wird dabei außer Acht gelassen, dass durch personelle Veränderungen im Unternehmen Akteure ihre Rollen möglicherweise erst einmal von Grund auf kennenlernen müssen. Viele unterschätzen Fragen wie: Wer macht was? Wer ist dafür zuständig? Wer ist mein Ansprechpartner bei den Behörden?, ergänzt König. Tritt ein Ereignisfall ein, muss das eingeteilte Krisenstabspersonal unverzüglich über definierte Alarmierungsprozesse aktiviert und über festgelegte Informationskanäle ein möglichst genaues Lagebild erstellt werden. Nur das zügige Herstellen der Arbeitsfähigkeit des Krisenmanagements im Stab ermöglicht einen frühzeitigen Beginn der Ereignisbewältigung und kann dessen Dauer und Auswirkungen begrenzen oder sogar stoppen, erklärt König. Jegliche Zeit, die im Ereignisfall zur Klärung interner Fragen und Probleme benötigt wird, geht für die eigentliche Bekämpfung der Krise verloren. Über diese formalen Aspekte hinaus ist es erforderlich, dass die Mitarbeiter für ihre Tätigkeiten sensibilisiert und geschult sind. Darauf aufbauende Übungen trainieren das Zusammenspiel und zeigen auf, ob die theoretischen Vorgaben auch praktikabel sind. Erst hierdurch wird allen Beteiligten realitätsnah bewusst, welche Herausforderungen eine Krise mit sich bringen kann. Kontakt: KKI Kompetenzzentrum Kritische Infrastrukturen GmbH, Berlin, Tel. +49 (0)30/ , 50,2 _1/

28 Die Badewanne als Lehrbeispiel Beim Asset Management stehen Netzbetreiber vor der Entscheidung, ob sie den Ansatz inhouse umsetzen oder auf externe Dienstleister setzen. Mit zunehmender Intelligenz im Verteilnetz werden die Modellberechnungen für die Kostenentwicklung dabei komplexer. Hausbesitzer kennen solche Fragen: Wie lange hält das Dach noch? Wieviel kostet die Reparatur? Oder sollte es besser gleich eine komplett neue Dacheindeckung sein? Hier gilt es, die aktuelle Substanz genau zu kennen, die notwendigen Investitionen zu beziffern und dann zu prognostizieren, wie lange Instandhaltungsmaßnahmen noch sinnvoll sind, bevor die Nutzungsdauer zu Ende geht und eine Reinvestition unvermeidlich ist. Fachleute bezeichnen diesen Themenkomplex schlicht als Infrastrukturmanagement. Im Bereich von Energienetzen spricht man auch von Asset Management (AM). Anders als bei Brücken, Straßen oder Gebäuden geht es hier darum, Auswirkungen von Entscheidungen für das jeweilige Versorgungsnetz zu objektivieren. Das bedeutet, das Wissen über Technik und Betriebswirtschaft im Rahmen eines systemorientierten Ansatzes zu verbinden und anhand der prognostizierten Auswirkungen fundierte Entscheidungen zu treffen. Alterung simulieren Wie dies zusammenhängt, zeigt sich eben am Beispiel der Investitions- und Instandhaltungsplanung. Deren Aufgabe ist es, 28 die gewünschte technische Qualität mit den Pflichten zur Versorgung, den Kostenbegrenzungen sowie den regulatorischen Vorgaben dauerhaft in Einklang zu bringen. Dafür benötigt ein Netzbetreiber den Blick in die Zukunft, also systemtheoretische Modellrechnungen, die die langfristige Entwicklung der Netzinfrastruktur voraussehen und so notwendige Erneuerungs- sowie Instandhaltungsmaßnahmen berechnen. Auf dieser Basis werden dann Kostenentwicklungen modelliert. Heute liegt der Fokus häufig lediglich auf den operativen Planungsmethoden, sagt Dr. Heiko Spitzer, Geschäftsführer von entellgenio aus München. Wer in die Zukunft schauen will, müsse das dynamische Alterungsverhalten der Infrastruktur simulieren, um Aussagen über die Entwicklung der Netzqualität, des notwendigen Netzbudgets sowie des damit verbundenen Netzrisikos in den Versorgungsinfrastrukturen zu erlangen. Dies betrifft den gesamten Lebenszyklus in der Regel also mehrere Jahrzehnte. Zudem lassen sich verschiedene Lösungsvarianten berechnen, um eine tragfähige Lösung für die Zukunft herauszufiltern. Dies kann eine Lösung aus mehreren hunderttausend Berechnungen sein. Zudem werden bei solchen Modellierungen die Entscheidungen hinsichtlich regulatorischer Vorgaben und gesetzlicher Verpflichtungen mit berücksichtigt, was die Komplexität noch einmal zusätzlich erhöht. Mit zukünftigen Fragenstellungen zu Erneuerungs-, Ausbau und Instandhaltungsbedarf beschäftigen sich Netzbetreiber schon immer. Neu beim Asset Management ist es, das Wissen, das bisher vorwiegend auf subjektiven Erfahrungen beruhte, zu objektivieren und den Blick um eine mehrere Jahrzehnte andauernde Entwicklung fundiert zu ergänzen. Zum Ende des Lebenszyklus steigen die Kosten rasant Heute verfolgen die meisten Netzbetreiber solche Ansätze. Zu groß ist der Druck des Marktes, als diese Aufgabe mit den bisherigen Mitteln und Methoden anzugehen. Große Unterschiede gibt es jedoch in der Herangehensweise. Die einen vertrauen auf einen externen Partner, die anderen setzen auf eigene Mittel und bauen Personal, Know-how und Systeme selber auf. Egal welcher Ansatz gewählt wird wichtig ist dabei zu bedenken, dass Asset Management niemals ein singuläres Projekt, sondern ein kontinuierlicher Prozess ist, so Spitzer. Diesbezüglich gebe es häufig Fehleinschätzungen und damit auch Projekte, die im sprichwörtlichen Sand verlaufen. Es ändern sich Rahmenbedingungen, besonders auf der gesetzlichen Seite, aber auch das Wissen und die Erfahrungen rund um Alterungsverhalten der Technik, so der Geschäftsführer. entellgenio führt so unterschiedliche Untersuchungen wie zum Beispiel zur Ermittlung von Handlungmaßnahmen zur Ergebnisverbesserung unter Berücksichtigung der Erlösobergrenze, zu Auswirkungen der Installation von intelli- 50,2 _1/2014

29 asset- und workforce-management genten Ortsnetzstationen oder zu Effekten der Automatisierung von Stationen durch. Heute sei zum Beispiel noch nicht klar, mit welchen genauen Lebenserwartungen bei einem Papier-Masse-Kabel gerechnet werden kann. Ob das System mit einer Lebensdauer von 60, 70 oder 80 Jahren rechnet, kann die Ergebnisse entscheidend beeinflussen. Bei der Rendite, die Netzbetreiber im Rahmen der Regulierung in der Regel erzielen, sind aber schon kleinste Änderungen bei der Nachkommastelle dieses Wertes wichtig, so Spitzer. Man spricht bei der Modellierung der Lebenszyklen von Infrastrukturen auch von der sogenannten Badewanne: Der linke Rand bildet die erhöhte Wahrscheinlichkeit eines Ausfalls direkt zu Nutzungsbeginn, dann kommt ein langer Boden, der den geplanten Nutzungszeitraum darstellt. Das Ende der Nutzungsdauer bildet der rechte Rand, er zeigt die zunehmende Ausfallswahrscheinlichkeit zum Nutzungsdauerende verbunden mit erhöhten Risiken und daraus resultierenden Kosten. Wie genau dieser Verlauf ist und welche Auswirkungen bei unterschiedlichen Annahmen entstehen, darum geht es bei den Modellrechnungen. Technisch ist das sehr anspruchsvoll und vielschichtig, denn es gilt viele komplexe Zusammenhänge abzubilden, die sich zum Teil in ihren Wirkungen gegenseitig beeinflussen können. entellgenio hat über die langjährigen Erfahrungen inzwischen Standard-Simulationsmodelle für Strom-, Gas- und Wassernetze entwickelt, die jedem Infrastrukturunternehmen nutzen können. Im ersten Schritt einer solchen Berechnung erhält ein Netzbetreiber für seine Infrastruktur eine sogenannte Standortbestimmung, das heißt er erfährt, wie sich die Entwicklung von Netzbudget, -qualität und -risiko auf Basis seines heutigen Handelns darstellt. Externe Dienstleistungen für Netzbetreiber zunehmend interessant Dieses Wissen ist für Netzbetreiber unabhängig von ihrer Größe von großer Bedeutung. Maßgeschneiderte Dienstleistungen im strategischen Asset Management extern zu ergänzen gewinnt für Netzbetreiber an Attraktivität, wie etwa bei der Energie- und Wasserversorgung Rheine. Wir haben bewusst den Weg der Dienstleistung beim technischen Asset Management beschritten, da wir so für die Energie- und Wasserversorgung Rheine sehr flexibel bei hoher Qualität und überschaubaren Kosten die an uns gestellten Anforderungen erfüllen können. Insbesondere die Optimierungsrechnungen lieferten zusätzliche wertvolle Detail-Erkenntnisse über unsere Netzinfrastruktur, die uns helfen, unsere Netze wirtschaftlich, nachhaltig und mit guter Qualität zu betreiben so der dortige Leiter Technik Dieter Woltring. Ähnlich sieht dies auch Martin Sasonow, Leiter Netzwirtschaft bei den Stadtwerken Hilden: Unser Ziel war es, für die Sparten Strom, Gas und Wasser eine Standortbestimmung durchzuführen, um Transparenz hinsichtlich der Auswirkungen unseres jetzigen Netzbudgets auf Netzrisiko und Netzqualität zu gewinnen. Wir haben uns ganz bewusst für den Weg der Dienstleistung entschieden, da wir so in enger Abstimmung und Zusammenarbeit mit entellgenio bestmöglich die von uns benötigten Ergebnisse erzielen können. Mit der Energiewende haben sich nun die Aufgaben für das Asset Management erweitert, vor allem ergibt sich zunehmend der Bedarf, die klassischen Themen der Erneuerung und Instandhaltung mit Kapazitäts- und Netzausbaufragen zu verbinden. entellgenio geht es dabei um die automatisierte Verknüpfung der Kapazitätsdaten aus der Netzentwicklung mit den Informationen zu Alterung und Zustand aus dem Asset Management. Das Unternehmen bietet dafür zusammen mit dem RWE Netzservice die Dienstleistung Netzcheck - technisch und wirtschaftlich fit für die Zukunft an. Durch Verbindung von Zielnetzplanung und Asset Simulation wird der Netzbetreiber unterstützt, seine Infrastruktur optimal für künftige Herausforderungen auszurichten. Die Kostenentwicklung über die Lebensdauer von Infrastruktur zu prognostizieren ist eine komplexe Aufgabe, die im Rahmen des technischen Asset Managements modelliert wird. Gleiches gilt für das unmittelbar damit zusammenhängende Thema der Abschätzung der Auswirkungen auf die Ergebnisse (wie z. B. den Erneuerungsbedarf) (rechts). Weiterhin arbeiten entellgenio und das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) an einer Softwarelösung zum intelligenten Netzausbau. Ein erster Prototyp zeigt, dass ein erhebliches Einsparpotential bei der Integration von dezentralen Erzeugungsanlagen im Zusammenwirken mit dem Asset Management möglich ist. Ziel hierbei ist es, das Investitionsrisiko in Netze zu eruieren und damit überflüssige Ausgaben, sogenannte Stranded Investments, zu reduzieren. Wesentlicher Punkt dabei ist die Auswirkung des Ausbaus dezentraler Energieerzeuger und den systemischen Zusammenhang mit der Stromübertragung zu berücksichtigen. Die Frage, welche Ausbaustrategie angewendet werden soll, zum Beispiel: Kabelverstärkung, regelbarer Ortsnetztransformator etc., wird mit einer hohen Anzahl von automatisierten Netzberechnungen auf seine Robustheit objektiv bewertet. Kontakt: entellgenio GmbH, München, Tel. +49(0)89/ , 50,2 _1/

30 Smart Meter Als Schnittstelle zwischen Verbraucher und Netz haben die Messzähler eine Schlüsselfunktion für die Energieversorgung der Zukunft vor allem aus Sicht der Netzbetreiber.

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32 Neue Ansätze bei Smart Der Smart Metering Roll Out ist mehr als die Montage der intelligenten Zähler: Die intelligente Verknüpfung von Smart- Metering-System mit der Netzleittechnik bringt Mehrwerte Metering 32 50,2 _1/2014

33 smart Meter Mit der Verknüpfung eines Smart-Metering- Systems mit der Netzleittechnik will die IDS-Gruppe das Potenzial der intelligenten Messtechnik für Energieversorgungsunternehmen ausschöpfen. Smart Metering ausschließlich zur Rechnungsstellung zu verwenden ist nicht wirtschaftlich. Diese Erkenntnis hat sich inzwischen in der Branche durchgesetzt. Um allein diesen Zweck zu erfüllen, ist es ökonomischer, weiterhin elektromechanische Zähler mit herkömmlichen Methoden abzulesen. Was aber macht Smart Metering wirtschaftlich? Ein Aspekt, der besonders in Bezug auf die Energiewende zum Tragen kommt, ist die Netzdienlichkeit von Smart Metering. Smart Meter erfassen Informationen auf der Anschlussebene und können so als nützliches Werkzeug bei der modernen Planung von Netzen dienen. Bisher basierte die Dimensionierung der Netze oft auf Schätzwerten oder auf dem Zugrundelegen von statistischen Maximalwerten oder typischen Verbrauchsprofilen. Dies ist gängige Praxis und hat zufriedenstellend seinen Zweck erfüllt. Angesichts der zunehmenden Anzahl dezentral einspeisender Erzeuger und der verfügbaren Smart Meter in ihrer Funktion als Messtechnik entstehen neue Analyse-Werkzeuge. Sie liefern Informationen über unter- und überdimensionierte Infrastruktur und bilden so die Basis für eine Kostenoptimierung. Damit führen Smart Meter mitten in die Diskussion, ob die Netze für die Energiewende großflächig ausgebaut werden müssen, oder ob es nicht sinnvoller ist, den Netzausbau effizient zu begrenzen. Unternehmen wie die IDS-Gruppe sehen in intelligenten Messsystemen die Möglichkeit, die tatsächliche Kapazitätsnutzung aufzuzeichnen und so Planungsunsicherheiten beim Netzausbau zu vermeiden. Denn auf Grundlage der faktischen Messwerte können sowohl Netze als auch die eingesetzten Transformatoren bedarfsgerecht geplant werden und zwar nur in dem Umfang, der für die entsprechenden Bereiche des Verteilnetzes wirklich und nachweislich notwendig ist, sagt Harald Herrmann, technischer Geschäftsführer (CTO) der IDS. Die Kosten für den Ausbau der Netze liessen sich, so Herrmann, signifikant reduzieren, einfach dadurch, dass nur dort investiert wird, wo tatsächlich Bedarf besteht. Die Sicht des Geoinformationssystems (GIS): Die geografischen Netzinformationen werden in verschiedensten Geschäftsprozessen produktiv genutzt. stunde. Bei einer leistungsabhängigen Preisgestaltung würde er zwar ein Vielfaches pro bereit gestellter Kilowattstunde zahlen, kann aber über sein Verhalten aktiv Einfluss auf die Kosten nehmen. Nutzt er Waschmaschine, Trockner und Herd nacheinander statt gleichzeitig, benötigt er weniger Leistung und kann erheblich sparen. Ein Durchschnittshaushalt kann so um jährlich bis zu 200 Euro entlastet werden, sagt Herrmann. Die Verteilung von Mehrkosten zu unterschiedlichen Nutzungszeiten wird transparent und gerechter. Wenn ein Haushalt seinen Verbrauch mehr über den Tag verteilt, wird die maximal benötigte Leistung sinken und damit auch die Kapazität, die das Netz bereitstellen muss. Zur Realisierung dieses Geschäftsmodells hat GÖRLITZ, seit 2011 ebenfalls ein Unternehmen der IDS-Gruppe, Systeme zur Visualisierung des Energieverbrauchs entwickelt. Damit wird Endkunden der individuelle Verbrauch via Webbrowser oder mobilen Endgeräten in Echtzeit vor Augen geführt und sie erhalten konkrete Handlungsempfehlungen. Aus Sicht des Versorgers ist dies nicht nur ein Instrument zur Kundenbindung, sondern gleichzeitig ein Mittel, um Leistungsspitzen zu vermeiden und das Lastprofil zu egalisieren. Leistungsabhängigen Netznutzungsentgelten wird darüber hinaus noch einen weiteren Vorteil zugesprochen: Der Energieversorger kann die Kosten für den notwendigen Netzausbau verursachergerecht umlegen, weil er dank der aufgezeichneten Messwerte über belastbare Daten verfügt, so Thorsten Causemann, Bereichsleiter Vertrieb bei GÖRLITZ. Innovative Tarife und neue Geschäftsmodelle Die gemessenen Werte aus Smart Metern können außerdem genutzt werden, um daraus innovative Tarife abzuleiten und anzubieten. Umsetzbar wäre für Energieversorger beispielsweise das Angebot von leistungs- statt verbrauchs abhängigen Tarifen. Heutzutage ist es gängige Praxis, das Netznutzungsentgelt auf den Verbrauch umzulegen: Der Verbraucher zahlt heute rund 6 Cent pro genutzter Kilowatt- 50,2 _1/

34 Instandhaltung und Störungsbehebung Neben den für die Netzplanung so elementar wichtigen Verbrauchsdaten können die intelligenten Zähler zudem auch Netzqualitätsdaten im Niederspannungsnetz an das Leitsystem senden. Dort wird die Spannungssituation an der Bedienoberfläche dargestellt und erlaubt Rückschlüsse auf den Netzzustand. Das Netzleitsystem ist dadurch jenseits der Trafostation nicht mehr blind und wird umgehend darüber informiert, wenn netzkritische Größen zuvor benannte Toleranzen über- oder unterschreiten - bis auf die Ebene einzelner Haushalte. In diesem Zusammenhang kann auch die Verknüpfung von einem Netzleitsystem mit einem geographischen Informationssystem (GIS) nützlich sein. Die Analyse und Beseitigung von Störungen, sowie die Planung von Instandhaltungs- und Wartungsmaßnahmen wird dadurch um ein Vielfaches vereinfacht, sagt Causemann. In einem der größten Smart-Metering-Projekte in Dänemark beispielsweise nutzen die Mitarbeiter diese Möglichkeit bereits täglich beim Monitoring der rund Haushalte innerhalb des Versorgungsgebietes. Eine auftretende Störung, sowie deren Schwere, wird den Mitarbeitern in einer topographischen Karte angezeigt. Der Ort und die Umgebung lassen sich auf einen Blick einschätzen; Risiken für Umweltschäden oder besondere Anforderungen an die Störungsbeseitigung werden sofort erkannt und können via Workforce Management-System an die Servicemitarbeiter weitergegeben werden, beschreibt Causemann den Prozess. Es sei sogar möglich, die an einem Auftrag beteiligten Betriebsmittel aus der Netzleitstelle heraus direkt mit zu disponieren. Instandhaltungsmaßnahmen werden auch nicht nur nach Fälligkeit geplant, sondern zusätzlich nach ihrer geographischen Lage. Die Routenplanung und die Ermittlung der optimalen Reihenfolge der Ausführungen sollen Fahrtwege und -zeiten in dem weitläufigen Gebiet reduzieren. Werden die so gewonnenen Daten über einen gewissen Zeitraum gesammelt und einer statistischen Auswertung zugeführt, gegebenenfalls um weitere Informationen wie zum Beispiel Wetterdaten ergänzt, so ist erkennbar, wo und wann es Engpässe im Verteilnetz gibt und wodurch diese verursacht wurden. Ganzheitliches Netzwerk: Die IDS-Gruppe bietet ein komplettes Angebot an IT- und Automatisierungslösungen in den Bereichen Smart Grid und Smart Metering. Vom Meter zur Leitstelle So hilfreich die umfangreichen Daten, die täglich aus den Smart Metern an den Energieversorger gesendetet werden auch sein können sie sind wertlos ohne den Aufbau einer entsprechenden IT-Infrastruktur. Denn die massenhaft anfallenden Informationen manuell zu erfassen und daraus Nutzen zu ziehen, ist ohne Prozessautomatisierung nicht zu bewältigen. Mit seinem Smart Meter Data Management-System IDSpecto hat GÖRLITZ eine durchgängige Lösung entwickelt, die für die unterschiedlichsten Anforderungen der Datenerfassung, -verarbeitung und -weiterleitung angepasst werden kann. IDSpecto fungiert dabei auch als Bindeglied zwischen den Metering-Systemen im Feld, angeschlossenen Systemen (zum Beispiel Abrechnungssystemen) und der Netzleitstelle. Mit dem Leitsystemen HIGH-LEIT hat die IDS GmbH zumal ein Produkt für die Verteilnetzebene (Mittel- und Niederspannungsnetze) im Angebot, das diese Daten in die Netzsteuerung integriert und so die Einspeiseleistung von Strom aus dezentralen und regenerativen Erzeugern optimieren soll. Ziel ist es so, Investitionen in Kupfer, Trafos und Leitungen so gering wie möglich zu halten. Pilotprojekt zur Anbindung von Smart Metern an Leitstelle Ein gemeinsames Pilotprojekt von GÖRLITZ und IDS bei einem Energieversorger in Hessen soll diese Annahmen und Projekterfahrungen auf ihre Aussagekraft für Deutschland überprüfen. Smart Metering soll somit in Verbindung mit einem Netzleitsystem erleb- und nutzbar werden. Nach erfolgreicher Implementierung will man das Projekt weiteren Netzbetreibern vorstellen, um am Praxisbeispiel den Nutzen und Mehrwert eines solchen Systems zu demonstrieren. Kontakt: IDS-Gruppe Holding GmbH, Dr. Ralf Thomas, Ettlingen, Tel. +49(0)7243/ , 34 50,2 _1/2014

35 Bester Schutz sorgt für Verzögerungen Smart meter Bei der Installation von Smart Metern sind andere Länder in Europa weiter fortgeschritten als Deutschland. 50,2 sprach mit Dr. Peter Heuell, CEO Landis + Gyr Deutschland, über die Gründe. Herr Dr. Heuell, wo steht Deutschland, verglichen mit anderen europäischen Staaten hinsichtlich der Einführung von Smart Metern? Deutschland hinkt bei der Einführung von Smart Metern in Europa deutlich hinterher. Italien und Schweden haben den Rollout beispielsweise längst vollzogen. Finnland wird ihn in diesem Jahr abgeschlossen haben. Frankreich wird dieses Jahr mit dem Rollout von 35 Millionen Smart Metern beginnen, Großbritannien wird bis Millionen Zähler installieren und Spanien bis Millionen Zähler. Wir können mit dem Rollout-Szenario Plus, wie es die Kosten-Nutzen-Analyse empfiehlt, in den kommenden Jahren allerdings aufschließen. Es sieht vor, dass bis ,6 Millionen intelligente Zähler und Messsysteme installiert werden. Jetzt ist die Politik gefordert, den Rollout gesetzlich zu verankern. Woraus resultieren diese Unterschiede? In vielen Nachbarländern ist die Einführung von Smart Metern hauptsächlich unter den Gesichtspunkten der Energieeffizienz, der Stärkung des Verbrauchers Stichwort Consumer Empowerment und des Netzbetriebs erfolgt. In Deutschland schafft die Bundesregierung mit dem Rollout hingegen Rahmenbedingungen für die Energiewende. Hinzu kommen strenge technische Vorgaben durch das Schutzprofil des BSI. Es verschafft uns den besten Datenschutz für Smart Meter weltweit es führt aber auch zu Verzögerungen. Was könnten deutsche Netzbetreiber speziell von den Vorreitern beim Smart Meter-Rollout lernen? Eine wesentliche Entscheidung beim Rollout von Smart Metern ist die Wahl des Ausschreibungsmodells. Unsere Erfahrungen bei den europäischen Rollouts haben gezeigt: Jede Strategie birgt ihre Vor- und Nachteile. Diese gilt es jetzt abzuwägen. Welche Strategien sind das konkret? Die Best-of-Breed-Strategie etwa ermöglicht dem Anwender zwar die optimale Auswahl der einzelnen Komponenten auf sein spezifisches Anforderungsprofil. Er trägt allerdings dabei auch das Risiko, dass die Geräte sich nicht nahtlos miteinander verbinden lassen. In Deutschland werden wenn überhaupt nur sehr wenige große Versorger diese Variante wählen. Und die mittelgroßen Versorger und Netzbetreiber? Für sie empfiehlt sich die End-to-End-Ausschreibung. Das gesamte Smart-Meter-System wird dabei einem General-Unternehmen oder Konsortium übertragen. Diese Variante empfiehlt sich auch dann, wenn besonderer Zeitdruck herrscht so wie es in Deutschland der Fall sein wird. Wer zusätzlich die gesamte IT-Integration inklusive der Inbetriebnahme und Installation aller Smart Meter an den Lösungsanbieter vergibt bekommt eine schlüsselfertige Lösung. Der estnische Energiedienstleister EEsti hat dieses Modell beispielsweise für den Rollout von Smart Metern gewählt. Gibt es noch andere Vorgehensweisen? Hierzulande wird vor allem aufgrund der hohen Sicherheitsanforderungen eine weitere Option für viele kleinere Energieversorger attraktiv: Das Outsourcing der IT-Infrastruktur und die Bereitstellung der Daten durch Dritte. Aber auch bei der Montage der Messsysteme können deutsche Unternehmen von den Nachbarn lernen: Wir haben bei europäischen Rollouts erlebt, dass es beim Outsourcing an eine Fremdfirma zu Irritationen bei den Kunden kam. Deshalb empfehlen wir, auf firmeneigene Monteure zu setzen. Einkalkulieren muss man zudem erhebliche Verzögerungen, wenn Monteure die Installation nicht reibungslos durchführen können. Die Kosten für solche sogenannten Cleanups lagen in Schweden bei drei Prozent der Installation. Sie können aber auch zehn Prozent ausmachen. Wie sollte ein deutscher Netzbetreiber heute an das Thema herangehen? Die Unternehmen sollten jetzt sehr bald das geeignete Ausschreibungs-Modell wählen. Vor dem Rollout müssen sich Versorger und Netzbetreiber außerdem rechtzeitig für die geeignete WAN (Wide Area Network)-Technologie entscheiden und deren Eignung prüfen. Diese Wahl bestimmt, welche Gateways eingekauft werden. Die ersten Gateway-Prototypen können jetzt gemeinsam mit den Herstellern getestet werden. Diese Chance sollten die Anwender nutzen, um Erfahrungen zu sammeln und in das Design einfließen zu lassen. Eine entscheidende Voraussetzung für die Installation der Messsysteme ist außerdem ein geeignetes IT-Backend-System. Bei der Entwicklung der IT ist jetzt ebenfalls keine Zeit zu verlieren. Dr. Peter Heuell ist CEO von Landis+Gyr Deutschland. Landis + Gyr mit Hauptsitz in der Schweiz ist einer der weltweit größten Anbieter von Zählern, Systemen und Dienstleistungen für die Verbrauchsmessung von Energie. 50,2 _1/

36 Messdatenmanagement outsourcen VOLTARIS entwickelt Geschäftsmodell für Kooperationen im Bereich Gateway-Administration und zentralem Messdatenmanagement. Der flächendeckende Einsatz von intelligenten Zählern (I-Z) und Messsystemen (I-MSys) wird seit der Veröffentlichung der Kosten-Nutzen-Analyse (KNA) im Sommer 2013 viel diskutiert. Seitdem setzten sich Energieversorger konkreter mit dem Rollout auseinander. Dabei geht es nicht nur um die Zähler vor Ort, sondern vor allem um bevorstehende System- und Prozessänderungen. Einen wichtigen Part übernimmt der Smart Meter Gateway-Administrator (GWA), der für die Funktion des Smart Meter Gateways (SMGW) entscheidend ist. Als zentrale Instanz im intelligenten Energiesystem konfiguriert, überwacht und steuert er das SMGW. Die Erfüllung dieser Aufgabe ist mit hohen technischen und datenschutzrechtlichen Anforderungen verbunden. Rollout-Szenario Plus : Vorteile für Endverbraucher Die vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) beauftragte KNA hat Bewegung in die Diskussionen um den Rollout gebracht. Nun wartet die Energiewirtschaft auf die daraus resultierenden notwendigen Verordnungen (VO) zum Einsatz der I-Z und I-MSys. Das Verordnungspaket wird die Messsystem-VO, die Rollout-VO, die Datenschutz-Kommunikations-VO und die Lastmanagement-VO umfassen und die künftigen Rahmenbedingungen für den Einsatz der I-Z und I-MSys in Deutschland verbindlich vorschreiben. Die KNA kommt zu dem Ergebnis, dass der ursprüngliche EU-weite Ansatz in Deutschland aus Kostengründen nicht umsetzbar ist. Stattdessen wird in der Studie das soge- Derzeit befassen sich viele Unternehmen intensiv mit der Einführung von Smart Metern. Dazu gehören auch Meter Data Management-Systeme, die für Abfrage, Entschlüsselung, Verarbeitung und Weiter leitung der Zähldaten verantwortlich sind ,2 _1/2014

37 Smart meter nannte Rollout-Szenario Plus vorgeschlagen, das die bestehenden Pflichten für den Einbau intelligenter Messsysteme (>6.000 kwh pro Jahr und bei Neubauten) um Erneuerbare-Energie-Anlagen und Anlagen für Kraft-Wärme-Kopplung ergänzt. Das bedeutet, dass circa 50 Millionen intelligente Messsysteme und Zähler für Strom und weitere 14 Millionen für Gas bis 2029 in Deutschland eingebaut werden müssen. Zusätzlich wird bei dem Szenario betrachtet, welche Auswirkungen die I-Z (ohne Kommunikationsanbindung) beim Endkunden haben. Sie zeigen den Stromverbrauch an und sensibilisieren zum effizienten Umgang mit Energie ohne dabei automatisch ausgelesen zu werden. Auch wir empfehlen das 'Rollout-Szenario Plus', da es sowohl volkswirtschaftlich als auch für den Endverbraucher viele Vorteile bereithält, sagt Karsten Vortanz, Geschäftsführer bei VOLTARIS. Durch den Einsatz von I-Z bei Haushalten, die weniger als kwh verbrauchen, erhalten die Verbraucher ein modernes Messgerät mit erweiterten Anzeigemöglichkeiten sowie die Möglichkeit der Anbindung von Display-Lösungen oder Inhouse-Systemen (Smart Home). Mehr als nur BSI-konform Das Unternehmen VOLTARIS, Experte für Dienstleistungen im Energiedatenmanagement, wird dabei intelligente Messsysteme betreiben sowie den Einbau, die Wartung und die Aufgaben des GWA übernehmen können. Gerade der Aufgabe des GWA schreiben Experten in Zukunft eine zentrale Funktion im Messwesen zu. Aktuell haben sich entsprechende Hersteller beim Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) zertifizieren lassen. Überhaupt erfordert es ein großes technisches Know-how, als GWA fungieren zu dürfen. Es gibt neben der BSI-Richtlinie (BSI-TR-03109) noch ein Informationssicherheits-Managementsystem (ISMS), das in der ISO 27001/IT geregelt wird. Zudem fordert die ISO bestimmte energiewirtschaftliche Prozesse. Durch die Festlegungen des Technischen Regelwerks des BSI ist der GWA der Einzige, der aktiv auf das Gateway zugreifen kann. Als vertrauenswürdige Instanz ist er unter anderem für die Initialisierung des Messsystems, die Verwaltung der Auslese- und Tarifprofile sowie für die Authentifizierung und Autorisierung der Marktteilnehmer verantwortlich, beschreibt Peter Zayer, ebenfalls Geschäftsführer bei VOLTARIS. Demnach beschäftigt sich die Branche mit der Frage, wer die Rolle des SMGWs übernehmen soll und welchen Aufwand dies mit sich bringt. Eine Variante dabei ist es, einen externen Partner zu beauftragen. Dies stellt aus Sicht von VOLTARIS betriebswirtschaftlich eine sinnvolle Alternative dar. Demnach hat das Unternehmen aus Maxdorf bei Ludwigshafen ein spezielles Geschäftsmodell entwickelt und bietet an, die eichrechtliche Prüfung der Gateways sowie den Einbau, den Betrieb, die Wartung sowie die Aufgabe des GWA übernehmen. Auf der diesjährigen E-world präsentierte VOLTARIS die ersten Gateway-Prototypen nach FNN-Standard. das Gateway und das Last- und Einspeisemanagement, was eine leistungsstarke IT-Infrastruktur voraussetzt, sagt Vortanz. VOLTARIS bietet nach eigenen Angaben da- Die neue Aufgabe des Gateway-Administrators (GWA) wird in Zukunft eine zentrale Funkfür die gaben erforderlichen schon heute erfüllen. Dienstleistungen künftige und VOLTARIS kann viele der kommenden Auftion im Messwesen haben: Im Rahmen der unterstützt Tarifierung Energieversorger über das Smart Meter-Gateway bei der Entwicklung (SMGW) und beispielsweise Durchführung wird nach einer aktuel- individu- Zuordnung durch die Technische Richtlinie des BSI ist der GWA hauptverantwortlich für lem Stand der Rahmenbedingungen wahlweise als zentrale oder dezentrale Lösung ellen Rollout-Strategie. den Betrieb des Smart Meter-Gateways. Hohe Verantwortung bringt auch hohe Verpflichtungen mit sich: Die Anforderungen an Sicher- wir schon heute durch auch auf Basis der angeboten. Die zentrale Tarifierung führen Kontakt: VOLTARIS heit, GmbH, personelle Simone und Käfer, technische Maxdorf, Ausstattung Tel. +49 Zählerstandsgangauslesung (0)6237/ , unseres Meter des GWA sind entsprechend anspruchsvoll. Data Management-Systems. Einführung der Messsysteme Auch wenn die rechtlichen Vorgaben noch nicht klar sind, beschäftigen sich Marktteilnehmer schon heute konkret mit dem Roll- DIE GWA-SYSTEMARCHITEKTUR ntp Zeitserver sub-ca Die VOLTARIS Energie App gibt Verbrauchern den tagesaktuellen Überblick über den Energieverbrauch. out. Dazu gehören auch Investitionen in Meter Data Management-Systeme, die für Abfrage, Entschlüsselung, Verarbeitung und VOltaris als gateway-administrator: Weiterleitung der Zähldaten verantwortlich sind. Dies erfordert neue Prozesse rund um hohe anforderungen höchste sicherheit. Hes gwa HsM emt 1 emt 2 emt 3 emt Systemarchitektur des Smart Meter Gateway Administrators. VOLTARIS kann die Rolle des Komplettdienstleisters übernehmen. Dazu gehören neben der eichrechtlichen Prüfung des Gateways-Einbau auch der Betrieb und die Wartung des GWA. HES pki Head-End-System (abgesetzte zentrale Kommunikationseinheit) smgw Smart Meter-Gateway sm HSM Hardware-Sicherheits-Modul PKI Public Key Infrastructure EMT SM pki Externer Marktteilnehmer Sicherheitsmodul 50,2 _1/

38 Seit Jahrzehnten werden thermische Energieverbraucher, zum Beispiel Speicherheizungen, in die Niedertarifzeit verschoben. Im Zuge der Energiewende ergeben sich zahlreiche neue interessante Anwendungsmöglichkeiten. In einem Pilotprojekt in der Stadt Zürich soll die Gebäudemasse als wertvoller Puffer für das elektrische Energiesystem genutzt werden. Gebäude als Energiespeicher Gebäude verursachen etwa die Hälfte des jährlichen Energiebedarfs und 40 Prozent der CO2-Emissionen in der Schweiz. Neben der Reduktion des Energieverbrauchs ist die nachhaltige Wärmeerzeugung das große Wettervorhersagen 38 Pool Energiemarkt Day-ahead Intraday Händler Regelleistung Virtuelles Kraftwerk Modelle der Lasten Prognosen, Optimierungen Regler, Monitoring Aggregation Smart Market Dispatching Gebäude, Warmwasser-Speicher, Elektroautos, Batterien, PV-Anlagen,... Potenzial des Gebäudebestands. Gebäude können aber noch mehr zur Energiewende beitragen, meint Dr. Karl Werlen, Gründer und CEO der Misurio AG, wenn man die thermische Trägheit der Gebäudemasse nutzt. Tatsächlich reagieren Gebäude in massiver Smart Grid Verteilnetzbetreiber Virtuelles Kraftwerk: Um Gebäude als Wärmespeicher in das Virtuelle Kraftwerk einzubinden, bedarf es eines ausgeklügelten Konzepts. Bauweise thermisch träge, das heißt: Ihre Temperatur ändert sich relativ langsam. Dadurch kann die Wärmeerzeugung um einen gewissen Zeitraum verschoben werden, ohne dass der thermische Komfort für die Bewohner beeinflusst würde. Für das zukünftige Stromsystem hat diese Flexibilität einen großen Nutzen, den ein Pilotprojekt in der Stadt Zürich genauer untersuchen will. Wärmepumpen als Steuerelemente Die zukünftigen Herausforderungen in der Schweiz werden ähnlich sein wie in Deutschland: Auch hier wird die zunehmende Einspeisung erneuerbarer Energien, speziell der Zubau von Photovoltaik und Windkraftanlagen, neue Herausforderungen für das elektrische Energiesystem mit sich bringen. Dr. Florian Kienzle, Smart-Grid-Spezialist bei ewz (Elektrizitätswerk der Stadt Zürich), erläutert: Es braucht Akteure, die auf die jeweiligen Situationen flexibel reagieren und die Stabilität des Stromsystems gewährleisten. Bisher haben vor allem große Kraftwerke das Netz ausgeregelt. Bei diesen Aufgaben können aber auch steuerbare Verbraucher mithelfen. Konkret können beispielsweise in Gebäuden vorhandene Wärmepumpen genutzt werden. Diese stehen während des Sommers oft über längere Zeit still, da sie nur noch zur Erzeugung von Brauchwarmwasser laufen. Diese Flexibilität kann für bestimm- 50,2 _1/2014

39 energiespeicher te Anwendungen im Stromsystem nutzbar gemacht werden. Beispiele sind, neben der Bereitstellung von Regelleistung, Geschäfte im Energiehandel sowie die Netzintegration von erneuerbaren Energien, führt Samuel Pfaffen, Projektleiter bei Misurio aus. Letzteres könne beispielsweise erreicht werden, indem zu Zeiten hoher dezentraler Einspeisung von Strom aus Solaranlagen Warmwasserboiler über Mittag geladen werden. Pfaffen sieht hier erhebliche Potenziale mit entsprechend weitreichendem Nutzen: So könne verhindert werden, dass das Verteilnetz massiv ausgebaut oder die Erzeugung von PV-Anlagen abgeregelt werden muss. Und die Kunden könnte man durch günstigere Stromtarife für die Bereitstellung ihrer Flexibilität belohnen. Voraussetzung ist ein intelligentes Energiemanagementsystem und genau hier setzt Misurio an. Das Energiemanagementsystem des Unternehmens hat den Anspruch, Erlösmöglichkeiten im Markt und Kostenreduktionspotenziale im Netz mit einem ganzheitlichen Ansatz zu berücksichtigen. Die Plattform wertet Angebot und Nachfrage an verschiedenen Märkten aus und sorgt mit einem mehrstufigen mathematischen Optimierungsverfahren für die jeweils optimale Wärmepumpenanlage in Zürich: Die Systeme sollen flexibel in das Lastmanagement eingebunden werden. Betriebsweise der Anlagen. Auf diese Weise soll den immer zahlreicher werdenden Akteuren auf dem Smart Market ein möglichst großer Handlungsspielraum geboten und gleichzeitig dem Verteilnetzbetreiber ein smartes Management seiner Netzkapazitäten ermöglicht werden. Mit einer smarten Steuerung von Lasten können Opportunitäten an den verschieden Märkten optimal genutzt und gleichzeitig technische Restriktionen im Verteilnetz berücksichtigt werden. Pilotprojekt soll konkrete Erfahrungen bringen Im Pilotprojekt WarmUp2 von ewz und der Misurio AG wird untersucht, inwiefern bestehende Wärme- und Kälteerzeugungsanlagen mit thermischen Speichern eine flexiblere Betriebsweise zulassen. In einem Pool werden Wärmepumpen zu einem virtuellen Kraftwerk aggregiert. Dabei sollen Erfahrungen gesammelt werden, einerseits mit der Anbindung der Anlagen an die Plattform von Misurio und andererseits mit der Abwicklung von Vorgängen, die für die verschiedenen Anwendungen erforderlich sind. Eine der großen Herausforderungen liegt darin, die Wärmepumpen so zu steuern, dass einerseits die Leistungsvorgaben des Energiemanagementsystems eingehalten und andererseits die thermischen Speicher innerhalb des betrieblich zulässigen Rahmens betrieben werden können. Das Effizienzstreben der Gebäudetechnik steht dabei in gewisser Weise im Widerspruch zu den aktuellen Entwicklungen am Strommarkt, wo aufgrund zunehmender Windund PV-Kapazitäten immer öfter Zeiten mit sehr niedrigen und teilweise sogar negativen Preisen auftreten. Im zweijährigen Pilotprojekt wird mit bestehenden Anlagen von ewz gearbeitet. Dies bietet sich an, da hier bereits ein Grossteil der notwendigen Kommunikationsinfrastruktur vorhanden ist. Das Konzept kann aber auch auf andere Anlagen ausgeweitet werden. Idealerweise fließen die Erfahrungen zukünftig in den Planungsprozess von neuen Immobilien und Energieerzeugungsanlagen ein. Wird bereits beim Bau von neuen Gebäuden der Wert der Flexibilität berücksichtigt, kann unter Umständen mit wenig Mehraufwand viel Nutzen für das zukünftige Energiesystem erreicht werden. Die Anwendung solcher Lastmanagement-Konzepte bietet sich vor allem auch dort an, wo kurzfristige Energiegeschäfte mit kleinen Einheiten getätigt werden können, betont Karl Werlen und nennt als Beispiel den Intraday-Handel in Deutschland, wo seit Anfang 2012 auch viertelstündliche Produkte gehandelt werden können. Die vorhandene Flexibilität thermischer Speicher und die schwankende Produktion aus Wind- und Sonnenergie können sich hier in höchst effizienter Weise treffen, sagt Werlen. Seit Juni 2013 existiert auch für das Marktgebiet Schweiz ein Intraday-Markt, der mit den Märkten in Frankreich, Deutschland und Österreich verbunden ist. Neben thermischen Speichern könnten in Zukunft auch andere Energiespeicher wie Batterien in den Pool integriert werden. Im Zuge der Energiewende ist es auch denkbar, dass neue Produkte an der Strombörse gehandelt werden. Die Optimierungssoftware von Misurio kann diesbezüglich flexibel an neue Gegebenheiten angepasst und erweitert werden. Mit dem Pilotprojekt WarmUp2 wollen ewz und Misurio die Basis dafür schaffen. Kontakt: ewz, Florian Kienzle, 8050 Zürich (CH), +41 (0)58/ , Misurio AG, Samuel Pfaffen, 3930 Visp (CH) +41 (0)27/ , 50,2 _1/

40 Einfach mal abschalten Nach wie vor werden zwar erneuerbare Energieanlagen in Deutschland gebaut, die Architektur des Stromnetzes bleibt aber auf fossile oder nukleare Dampfkraftwerke ausgerichtet. Und das mache die Energiewende zunehmend teuer. So argumentieren zum Beispiel die Berliner Speicherspezialisten Younicos. Im Augenblick bezahlen wir zwei Systeme: ein altes, zentrales, fossil-nukleares und ein wachsendes dezentrales auf sauberen, aber fluktuierenden Energiequellen aufgebautes System. Wir brauchen eigentlich nur eines, bezahlen aber beide. Kein Wunder, dass die Energiewende so teuer wird, erklärt Clemens Triebel, Mitgründer und technischer Vorstand von Younicos. Nach Zahlen der Deutschen Energieagentur (dena) würde die Installation von Batteriespeichern mit einer Leistung von insgesamt 551 Megawatt jährlich 241,6 Millionen Euro gegenüber der bisherigen, konventionellen Systemführung sparen. Triebel und sein mittlerweile 80-köpfiges Team entwickeln seit 2006 Lösungen, um Wind- und Sonnenstrom gleichermaßen sicher und wirtschaftlich ins Stromsystem integrieren zu können. Schon damals waren sie überzeugt, dass Speicher und innovatives Netzmanagement der Schlüssel zu einer zunehmend erneuerbaren Stromversorgung sind. Zudem waren sie sicher sicher, dass man wesentlich weniger Speicher benötigte, als man gemeinhin vermuten würde. Der Wind weht, die Sonne scheint und gleichzeitig dampfen die Schlote der Kohlekraftwerke. Intelligente Batteriespeicher sollen regenerative Energien sicher und wirtschaftlich ins Stromnetz integrieren. Im Younicos-Technologiezentrum in Berlin-Adlershof werden Systeme entwickelt, erprobt und demonstriert. 40

41 Energiespeicher Es ist relativ egal, dass nachts die Sonne nicht scheint und manchmal Flaute ist, erklärt Triebel. Beides ist gut vorhersehbar. Die eigentliche Herausforderung liegt in der Böe, die in den Windpark bläst und der Wolke, die das PV-Feld kurz verschattet. Denn: Die wichtigste technische Herausforderung jedes Stromsystems egal ob fossil oder erneuerbar liegt darin, dass sich das Stromangebot jederzeit der Stromnachfrage anpassen muss. Bislang übernehmen diese Aufgabe hauptsächlich fossile Kraftwerke, die allerdings nur wenige Prozent ihrer Leistung verwenden können. Der Rest wird ins Stromnetz abgegeben. Daher rauchen die Schlote, auch wenn Wind und Sonne eigentlich gerade genug Energie bereitstellen. Batterien ersetzen Kraftwerksleistung Batterien hingegen haben keine solche so genannte Must-run-Leistung, so Triebel weiter. Außerdem sind sie viel schneller und genauer als behäbige Kohlekraftwerke. Darum ersetzt jedes Megawatt an installierter Batterie das Zehnfache der konventionellen Kraftwerksleistung, die sonst für die stabile Stromversorgung benötigt wird. Younicos bietet intelligente Steuerungs- und Energiemanagement-Systeme an, die dafür sorgen, dass die Batterien einerseits immer das tun, wofür sie gerade am meisten gebraucht werden und andererseits aber auch voll beziehungsweise aufnahmefähig genug sind. Außerdem optimiert die Firmensoftware die Lebensdauer der Akkus und das so gut, dass führende internationale Zellhersteller wie der koreanische Konzern Samsung die Batteriekraftwerke von Younicos mit einer 20-jährigen Leistungsgarantie ausgestattet hat. Kommerzielle Batterieparks in Europa Seit September 2013 bauen die Berliner für den Schweriner Regionalversorger WEMAG den europaweit ersten kommerziellen Batteriepark. Gerade läuft der Probebetrieb, schon ab August soll der Großspeicher mit einer Leistung von 5 Batteriepark Schwerin Leistung: 5 Megawattstunden Ausstattung: > Lithium- Ionen-Batterien Betrieb: ab September 2014 Bauherr: WEMAG AG Megawatt und mit einer Kapazität von 5 Megawattstunden die Netzfrequenz im windreichen West-Mecklenburg stabilisieren. Für die WEMAG rechnet sich die Investition über die Teilnahme am Primärregelleistungsmarkt. Hier erhalten heute konventionelle Energieerzeuger Geld dafür, dass sie die Leistung ihrer Kraftwerke schnell um wenige Prozent steigern oder senken und so Angebot und die Nachfrage von Strom ins Gleichgewicht bringen. Batterien können das nicht nur CO2-neutral, sondern auch schneller und genauer. Daneben soll der Speicher künftig zusätzlich noch weitere sogenannte Systemdienstleistungen etwa Schwarzstartfähigkeit bereitstellen und wird damit der WEMAG zusätzliche Einkommensmöglichkeiten eröffnen. Diese Vielfältigkeit und Flexibilität steht im Mittelpunkt des zweiten Leichturmprojekts von Younicos im Nordosten von London. Am Umspannwerk in Leighton Buzzard errichten die Berliner gerade gemeinsam mit S&C und Samsung den größten intelligenten Netzspeicher Europas. Das Spannende: Wie in Schwerin wird die Batterie zwar hauptsächlich Frequenzregulierung erbringen, reagiert aber auch automatisch auf Preissignale und wird dann je nach Bedarf zur Verschiebung von Lastspitzen sowie für andere wichtige Systemdienstleistungen eingesetzt. Durch die bedarfsoptimierte Nutzung zeigt das Projekt unterschiedliche Anwendungsfälle und damit auch Vermarktungsmöglichkeiten für Speicher auf. So spart allein die Verschiebung sonst notwendiger Maßnahmen zum Netzausbau wie etwa Ausgaben für Transformatoren, Erdkabel oder Stromleitungen über 6 Millionen Britische Pfund Einsparungen, die dem Speicher gutgeschrieben werden. Langsam erkennen die Netzbetreiber, welchen echten Mehrwert gerade intelligente Speicher bringen, freut sich Triebel. Das zeigt sich nach England nun auch in Italien, wo Youncios gerade eine Ausschreibung für die Lieferung von zwei je 1-Megawatt Batteriespeichern für den italienischen Netzbetreiber Terna gewonnen hat. Als Teil des dortigen Speicherlabors soll die Lithium-Ionen-Batterie die Stabilität des sardischen Netzes sichern. Kontakt: Younicos AG, Berlin, Tel. +49 (0)30/ , 50,2 _1/

42 Sonnenstrom im Dunkeln Marktführer für Solarkraftwerke integriert Batteriespeicher in eine Gesamtlösung. Praxistest mit kwh in Brandenburg Das Unternehmen BELECTRIC hat eine Speicherlösung im Megawatt-Bereich speziell für konventionelle Kraftwerke und Solarkraftwerke entwickelt. Im Rahmen der Speicher-Initiative des brandenburgischen Wirtschaftsministeriums wird das Speichersystem erstmalig unter realen Bedingungen getestet. Der Batteriespeicher wird in das Solarkraftwerk Alt Daber bei Wittstock integriert und verfügt über eine Kapazität von knapp kwh. Mit diesem Speichervermögen ließen sich rund 550 Haushalte über Nacht mit Strom versorgen. Mit diesem Speichersystem weitet BELECTRIC seine Kompetenzen auf Hybridkraftwerke aus und gibt eine Antwort auf die Frage, wie erneuerbare Energien künftig stärker im Regelenergiemarkt eingebunden werden können, so Geschäftsführer Bernhard Beck. So sollen Solarkraftwerke den nächsten Schritt in Richtung erneuerbare Vollversorgung gehen. Sowohl den Speicher als auch das Steuerungs- und Sicherheitssystem hat BELECTRIC in Eigenregie entwickelt. Die Energy Buffer Unit (EBU) ist dabei nach Angaben des Unternehmens eine leicht zu transportierende Fertiglösung, die ohne aufwendige Fertigungsarbeiten vor Ort sofort einsatzbereit ist und dabei Regelanforderungen übernehmen kann, die derzeit die konventionellen Kraftwerke leisten. Die Batterietechnologie wurde von der Firma Exide in Zusammenarbeit mit BE- LECTRIC auf Basis einer Blei-Säure-Batterie entwickelt und im Werk Bad Lauterberg gefertigt. Die EBU verfügt dabei über ein spezielles Lade- und Reaktivierungsverfahren, das die Lebensdauer von Blei-Säure-Batterien in stationären Anwendungen deutlich erhöhen könne, so das Unternehmen. BELECTRIC vertreibt das Produkt für eigene und fremde Hybrid-Kraftwerke. ETH Zürich und Empa haben erstmals einheitliche Antimon-Nanokristalle erzeugt Antimon für Batterien Materialforscher der Forschungsinstitution Empa und der ETH Zürich haben erstmals einheitliche Antimon-Nanokristalle erzeugt. Die Nanokristalle wären eine viel versprechende Alternative für künftige Elektrodenmaterialien in Batterien mit hoher Ladekapazität. Obwohl darüber bereits seit 20 Jahren geforscht wird, sind Materialien, die Natriumionen effizient speichern können, nach wie vor Mangelware. Die Antimon-Nanokristalle bieten sich wegen ihrer besonderen Eigenschaften als Anodenmaterial an, und zwar sowohl für Lithium- als auch für Natriumionen. Antimon gilt schon lange als viel versprechendes Anodenmaterial für leistungsfähige Lithiumionen-Batterien, da dieses Halbmetall eine doppelt so hohe Ladekapazität wie das derzeit verwendete Graphit aufweist. Außerdem kommt Natrium wesentlich häufiger auf der Erde vor als Lithium ,2 _1/2014

43 energiespeicher Einblicke bis in den Nanometer-Bereich Hochauflösende Computertomographie gibt Auskunft über die Leistungsfähigkeit und Langlebigkeit elektrochemischer Speicher Brennstoffzellen und elektrische Energiespeicher stehen im Mittelpunkt der Arbeiten des EWE-Forschungszentrums NEXT ENER- GY. Auf der diesjährigen Hannover-Messe wurden Ergebnisse und Konzepte präsentiert: Bislang hieß es meist: Batterie oder Brennstoffzelle. Heute gilt für die meisten Applikationen: Batterie und Brennstoffzelle, betont Dr. Alexander Dyck, Bereichsleiter Brennstoffzellen bei NEXT ENERGY. Daher gelte es, fachliche und technische Synergiepotenziale, zum Beispiel in der Materialforschung zu nutzen. Hier setzt NEXT ENERGY hochauflösende Mikro- und Nano-Computertomographen (CT) ein, die Aufnahmen mit Auflösungen von 25 Mikrometern bis 150 Nanometern pro Pixel ermöglichen. In Kombination mit der Rasterelektronen- und Rasterkraftmikroskopie können somit ganzheitliche optische Untersuchungen durchgeführt werden. Die Leistungsfähigkeit und die Langlebigkeit elektrochemischer Speicher werden durch die Eigenschaften feinster Strukturen bis in den Nanometerbereich hinein beeinflusst, erläutert Dr. Wedigo von Wedel, Bereichsleiter Energiespeicher bei NEXT ENERGY. Mikround Nano-CT ermöglichen es uns, qualitative und quantitative räumliche Informationen über den Aufbau und das Verhalten von Membranen, Gasdiffusionslagen oder Materialien für Energiespeicher und -wandler zu ermitteln und zu bewerten. Energiespeicher Niederrhein Projektidee zur Speicherung Erneuerbarer Energien Karlsruher Institut für Technologie Speicher für Solarstrom Eine innovative Speicheranlage soll in der Nähe der Stadt Wesel am Niederrhein realisiert werden. Dabei soll eine Zwischenspeicherung von Strom aus Erneuerbaren Energien (EE) in unterirdischen Hohlräumen sog. Kavernen erfolgen. Initiatoren des Projekts sind die Thyssen Vermögensverwaltung GmbH (TVV) und die PVG GmbH - Resources Services & Management. Im Energiespeicher Niederrhein, so der offizielle Name der Projektidee, sollen überschüssige Strommengen dazu genutzt werden, Druckluft in Kavernen zu speichern. Die Energie der Druckluft kann dann mittels einer Turbine und eines Generators kurzfristig in Strom zurückgewandelt und wieder ins Netz eingespeist werden. Die Projektidee befinde sich jedoch derzeit noch in einem frühen Stadium, erläutert Dr. Gerd Hagenguth, Geschäftsführer der TVV: In der momentanen Phase liegt unser Augenmerk auf weitergehenden Untersuchungen, die die Machbarkeit des Vorhabens sicherstellen sollen. Ziel ist es daher, neben den zusätzlichen technischen Arbeiten ein Marktmodell zu entwickeln, das den Betreibern von Energiespeichern kalkulierbare Investitionsbedingungen bietet. Das Karlsruher Institut für Technologie (KIT) hat gemeinsam mit Siemens ein stationäres Speichersystem entwickelt, das überschüssigen Solarstrom zwischenspeichert und damit Schwankungen ausgleicht. Besonders profitabel arbeitet das System nach Angaben des KIT, wenn es als Ersatz für Dieselgeneratoren zur Stromerzeugung eingesetzt wird. Es wird über Lizenznehmer des KIT weltweit vermarktet und ist in Leistung beziehungsweise Speicherkapazität skalierbar bis in den Megawatt- bzw. Megawattstunden-Bereich. Die vom KIT entwickelte Software PowerKIT Control bildet dabei die übergeordnete Automatisierungsebene und regelt den Energiefluss unter Einbeziehung von Prognosedaten für Erzeugung und Verbrauch, die von der Software selbst berechnet werden. 50,2 _1/

44 Für eine sachliche Die Planung neuer Stromtrassen stößt bei den Anwohnern zumeist auf wenig Akzeptanz. Mit moderner 3D-Technik kann der Netzbetreiber die Kommunikation mit den Bürgern versachlichen und den Planungsprozess vereinfachen. Wo immer neue Stromtrassen entstehen sollen, sind Diskussionen mit den Bürgern vorprogrammiert. Diese sind oft von Ängsten und Unkenntnis gesteuert schließlich sind selbst die Daten zum Netzentwicklungsplan der Bundesnetzagentur (BNetzA) nicht unbedingt intuitiv visualisiert im Netz verfügbar. Teils helfen sich die Betroffenen mit Bildbearbeitungsprogrammen und montieren die geplanten Masten in fotografische Landschaftsaufnahmen. Dabei erscheinen die Strommasten nicht selten zu hoch, zu breit oder im falschen Maßstab. So wird die Diskussion unter Umständen schon in einer frühen Planungsphase durch Fehlinformationen geprägt und der Stromnetzbetreiber verliert wertvolle Zeit damit, die sachlich richtigen Fakten in den öffentlichen Diskurs einzuführen. Dass die Kommunikation rund um solche Großprojekte einen strategisch wichtigen Stellenwert einnimmt, ist inzwischen allgemein bekannt. Kein Netzbetreiber kann sich mehr erlauben, die ohnehin schwierigen und langwierigen Planungsprozesse nochmals zu verzögern, weil die Öffentlichkeit unzureichend informiert wurde. Den Dialog unterstützen Die Netzbetreiber in diesen Prozessen zu unterstützen, ist das Ziel einer Partnerschaft zwischen dem Unternehmen regiocom und dem Fraunhofer-Institut für Fabrikbetrieb und -automatisierung IFF, beide ansässig in Magdeburg. Gegenstand der Kooperation ist ein gemeinsames Angebot für 3D-Visualisierungen im Umfeld der Trassenplanung von Stromnetzen. Das Tool kann die Planungen und die tatsächlichen Auswirkungen auf den Standort realitätsgetreu darstellen. Bei der frühzeitigen Einbindung aller Interessensvertreter in den Planungsprozess kann so vermieden werden, dass unvollständige oder falsche Interpretationen von Informationen zu langwierigen und teuren Konsensfindungsprozessen führen, erläutert 44 50,2 _1/2014

45 netzplanung Diskussion Dr. Steffen Mencke, Projektleiter Visualisierung bei regiocom. Dabei steigt der Informationsbedarf gerade in der Phase, in der die Planungen konkreter werden. Zu diesem Zeitpunkt ist eine transparente Öffentlichkeitsarbeit besonders wichtig, um eine klare Sachlage als Diskussionsgrundlage aufzubauen. Ansonsten entstehen oft negative Meinungsbilder, deren sachlich fundierte Korrektur sehr zeitaufwändig sein kann, sagt Dr. Mencke. Wenn dagegen alle Informationen und Lösungsvarianten bekannt seien und objektive Schlussfolgerungen gezogen werden könnten, würden sich viele Gegenargumente abschwächen. Das Fraunhofer Institut hat bereits Projekte realisiert, bei denen die Belange des Umweltschutzes oder die Integration der Anwohner in den Planungsprozess von der 3D-Technik unterstützt wurden. Von der Technik bis zum Modell Das Fraunhofer IFF bringt dabei seine Kompetenzen im Bereich Virtual-Reality-Visualisierungen ein und stellt die Software bereit. Die regiocom GmbH ist ein im Energiemarkt breit vernetztes Unternehmen, das diverse Dienstleistungen sowie das Outsourcing von Geschäftsprozessen anbietet. Im Bereich Trassenplanung fokussiert sich regiocom auf die Darstellung der Trassenvarianten und baut dabei auf den Ergebnissen vorgelagerter ingenieurfachlicher Planungsprozesse auf. Konkret stellt regiocom eine Full-Service-Dienstleistung bereit, die neben der eigentlichen Visualisierung auch die komplette technische Präsentation der 3D-Modelle umfasst vom Einsatz eines 3D-Beamers bis hin zur Nutzung des Elbe Doms des Fraunhofer Instituts, der eine 360-Grad-Projektionsfläche besitzt. Dabei passt das Unternehmen die 3D-Darstellungen bedarfsgerecht an. Je nach Präsentationstermin und vorherrschender Kommunikationsstrate- Praxisgerechte Features: Bei der 3D-Visualisierung sind diverse Funktionen wie etwa die Analyse des Sichtbarkeitsbereichs hinterlegt. 50,2 _1/

46 netzplanung Planungsstufen: Je nach Phase der Trassenplanung gibt es unterschiedliche Anforderungen an die Öffentlichkeitsarbeit. angelehnt an Planungs- und Genehmigungsprozesse können durch die 3D-Visualisierung schneller und effektiver durchgeführt werden. gie sind in jedem Einzelfall andere Schwerpunkte zu setzen, berichtet Dr. Mencke. So können nicht nur Rundgänge oder -flüge definiert werden. Auch sei es zum Beispiel üblich, dass spezielle Landmarken detaillierter modelliert werden. Gleiches gilt für markante Bauwerke, mit denen sich beispielsweise Bürgerinitiativen besonders identifizieren, so der Experte. Essentiell ist die Gegenüberstellung verschiedener Ausführungsvarianten, um einen sachlichen Diskussionsprozess einzuleiten. Der Weg zum Modell Der erste Schritt der 3D-Modellierung ist die Beschaffung der Datengrundlage. Dafür werden beispielsweise geografische Informationen von Landesämtern herangezogen, so etwa Liegenschafts- und Katasterdaten, Orthofotos, Digitale Geländemodelle und vorhandene 3D-Modellierungen. Zur realistischen Darstellung einer geplanten Trasse kann der Nutzer auf umfangreiche Softwarefunktionalitäten zurückgreifen. So steht in der Software unter anderem eine Bibliothek mit unterschiedlichen Mast typen zur Verfügung, die in der 3D-Welt frei positioniert werden können. Weitere Analysewerkzeuge ergänzen den Funktionsumfang und unterstützen die objektive Beurteilung der dargestellten Inhalte. Dabei ist es möglich, jedwede Sichtposition im virtuellen Raum einzunehmen, beschreibt Dr. Mencke. So könne bei der Präsentation ad hoc der Blick einzelner Bürger eingenommen werden, so etwa die Sicht aus dem Fenster eines Wohnhauses. Da auch die Sicht auf die einzelnen Leitungen je nach Entfernung angepasst wird, kann damit sehr genau simuliert werden, wie sich Trassen später einmal in die Landschaft einfügen. Bisher kamen die Kunden der 3D-Trassenplanung vorwiegend aus dem Bereich der 380-kV-Trassen, vermehrt zeigen aber auch Kunden aus dem Segment der Mittel- und Niederspannungsnetze Interesse. Hier sind die Visualisierungsschwerpunkte oft andere, auch stehen meist kleinere Gebiete im Fokus, so Dr. Steffen Mencke. Zudem gäbe es Unterschiede bei den Kommunikationsstrategien. So seien bei Genehmigungen der unteren Netzebene die Gespräche mit anderen Fachämtern der Verwaltung wichtig, so etwa bei umweltrelevanten Fragestellungen. Zum Beispiel kann bei einer Talquerung die Entscheidung zwischen den Varianten einer Freileitung und einem Erdkabel zu treffen sein. Durch eine 3D-Visualisierung im Vorfeld können die Planungs- und Genehmigungsphasen erheblich verkürzt werden, weiß Dr. Mencke aus Erfahrung. Kontakt: regiocom GmbH, Dr. Steffen Mencke, Magdeburg, Tel. +49 (0)391/ ,2 _1/2014

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