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Smart MeteringBereit für den Rollout?

Asset ManagementIntegration von Daten und Prozessen

NetzsteuerungSicherheitskonzepte für Smart Grids

Recht und PolitikVerpachtung von Erzeugungsanlagen

Das Magazin für intelligente Stromnetze

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Editorial & Impressum

Aktuell

Intersolar

Smart Meter12 Eckpunktepapier: Abwarten oder beginnen13 Interview: Unabhängigkeit bewahren14 Praxistest: Prozesse für den Rollout16 Leuchtturm: Smart Metering in Sömmerda20 Zähler ablesen: Smartphone-App statt Postkarte

Netztechnik und -steuerung22 Interview: Blackout- ein realistisches Szenario?24 Spezifikationen für die Smart Grid-Kommunikation26 Smart Meter: Sicherheit auf Zusatzebene28 Automation: Sicher auf der ganzen Strecke28 Künstliche Intelligenz im Netz

Asset- und Workforce-Management32 Mobiler Service für Windkraftanlagen34 Datenkonsolidierung: Iterative Integration bei Westnetz37 Kundenservice mit den Fingerspitzen38 Axpo: Integriertes Asset Management40 RWE setzt auf Field Force Automation

Strategie und Prozesse42 Energiewende als Kostentreiber für Netzentgelte

Energiespeicher

Forschung und Entwicklung

International

Recht und PolitikAnbieterverzeichnis, Unternehmensindex

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INhalt

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IMPRESSuMredaktionsleitungPetra Quenel (V.i.S.d.P.)Tel. +49 (0) 2 21/ 92 18 25 - 70quenel@50komma2.de

objektleitungStefan Grebe Tel. +49 (0) 2 21/ 92 18 25 - 52grebe@50komma2.de

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verlagsig Media GmbH & Co. KGZollstockgürtel 6350969 KölnTel. +49 (0) 2 21/ 92 18 25 - 50Fax +49 (0) 2 21/ 92 18 25 -16www.sig-media.de

ISSN 2199-4102

bildnachweise S. 1: Landis+Gyr, Shutterstock, S. 2-3: Senvion, Privat, S. 4: Kyocera, e.on, Wilken, S. 6: Jens-Schönin-ger, pixelio.de, Siemens, S. 7: Cronos, TÜV Rheinland, S. 8-10: Solar Promotion, S. 10: Solarworld, S. 12-13, Voltaris, S. 14-15: Theben, Shutterstock, S. 16-19: Wikimedia/Michael Sander, SEV, co.met, Theben, devolo, S. 20: pixolus, S. 21: Robotron, co.met, S. 22-23: T-Systems, Bertelsmann, S. 24-25: SSV, VHPready, S. 26-27: Görlitz, S. 28-29: Wago, Shutterstock, S. 30-31: RWE, Lechwerke, S. 32-33: Senvion, NEO Solutions, S. 34: Westnetz, S. 35: Hartkopf, S. 35: Westnetz, S. 37: mobileX,S. 38: Axpo, S. 39-40: SAG, S. 41: ESN, S. 42-43: Shutterstock, BET, S. 44: ads-tec, S. 45: Angus Clyne, flickr, AREVA, S. 46: Janitza, Kerstin Groh, S. 47: Shutterstock, S. 48: Siemens, S. 49: Viessmann, S. 51: Messe Essen

© 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 Ver-vielfältigung 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 Mar-kenschutz-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.

och zu Beginn des Jahres herrschte erhebliche Skepsis, ob sich die großen Erwartun-gen an die Energiewende wirk-

lich erfüllen würden. Und ganz sicher wäre sie auch nicht das erste visionäre Projekt, das seine Schwungkraft auf dem Weg in die Umsetzung verloren hätte.

Doch während in Brüssel und Berlin noch diskutiert wird, beginnt überall im Land die Umsetzung: Lösungskonzepte und Technologien werden im Einsatz er-probt, Kooperationen geschlossen, Test-projekte gefahren. Ob beim Smart Mete-ring oder in allen anderen Bereichen des Netzmanagements zeichnet sich aktuell

eine Markt- und Tech-nologieentwick lung ab, die sehr vielverspre-chend ist – insbesonde-re, da sie nicht mehr al-lein von den Anbietern, sondern zunehmend auch von den Kunden, also den Versorgern, den Stadtwerken, den Netz- und Messstellen-betreibern, forciert wird.

Ganz offenbar beginnen diese, in ihre neue Rolle hineinzuwachsen. Dass dabei auch Bedenken und Zurückhaltung spür-bar werden, ist nachvollziehbar. Bei der praktischen Umsetzung selbst in kleinem Rahmen zeigt sich nämlich durchaus, dass vieles deutlich komplexer ist als es sich in den Konzeptions- und Eckpunkte-papieren liest – aber auch, dass die Aufga-ben zu bewältigen sind. Standardrezepte und Lösungen „von der Stange" wird es aber wohl nicht geben. Die intelligenten Netze der Zukunft werden hinsichtlich wichtiger Details so unterschiedlich sein wie die Standorte, an denen sie entste-hen. Genau deshalb lohnt es sich für die Verantwortlichen, sich frühzeitig mit den Herausforderungen und Lösungsansät-zen zu beschäftigen.

Wir finden: Gerade die vielfältigen Optionen, die individuellen und oft kre-ativen Herangehensweisen machen die aktuellen Entwicklungen so spannend. Einiges davon haben wir für das aktuelle Heft ausgewählt und wünschen Ihnen eine anregende Lektüre.

N

EDItoRIal

Petra Quenel, Chefredakteurin

E.ON bietet jetzt ein Portal zur Vi-sualisierung von Energie- und Ver-

brauchsdaten als White-Label-Lösung für Stadtwerke und Energieversorger an. Mit „Meine-Energiedaten.com“ können Stadtwerke ihren Industrie-kunden ein Tool zur Analyse, Darstel-lung und Optimierung ihrer Daten anbieten. Das Layout von „Meine-Ener-giedaten.com“ wird komplett im Stadt-werke-Design umgesetzt. Hierzu zäh-len Farben, Logos sowie Kontakt- und Internetadresse. „Mit unserem Angebot können Stadt-werke ihre Kundenbeziehung zur In-dustrie durch ein erweitertes Produkt-angebot stärken“, sagt Julian Lipinski, Geschäftsführer von E.ON Energy Sa-les. Mit E.ON-Data hat das Unterneh-men bereits ein eigenes Portal für klei-ne und mittelständische Kunden.

Das Portal ermöglicht es den Anwendern, sowohl ihre Ener-giebezüge als auch die Einspei-sungen ins Netz zu visualisieren – teilweise sogar am gleichen Tag. Überdies erlaubt es umfangreiche Analysen und Reportings – War-nungen bei Grenzüberschrei-tungen, Standort- oder Filialver-gleiche oder Periodenvergleiche. Dazu gibt es eine Hotline für End-

kundenbetreuer des Stadtwerks. Das Portal erfüllt die Anforderungen nach DIN EN 50001 und befindet sich auf der BAFA-Liste förderfähiger Energie-managementsoftware.Auf der E-world 2015 stellte E.ON erstmals einen Prototypen vor. Jetzt sind erste Anwendungen bereits im-plementiert – beispielsweise bei der Energieversorgung Rupert Heider & Co.: „Das Portal ist unter anderem für Kunden interessant, die die Möglich-keiten haben, Nutzen aus dem Para-graphen 19 der StromNEV zu ziehen. Hier ist Voraussetzung, zu Spitzenlast-zeiten des Netzbetreibers mit mög-lichst geringer Bezugslast zu fahren“, sagt Simone Binder von der Energie-versorgung Rupert Heider & Co..www.eon.com

In Japan wurde jetzt der Bau der zwei größten, schwimmenden Solarparks der Welt erfolgreich abgeschlossen. Das vermeldet das japanische Unter-nehmen Kyocera TCL Solar. Die Solar-parks treiben auf den Seen Nishihira und Higashihira in der Stadt Kato auf der südlichen Hauptinsel Japans und verfügen über 1,7 MW und 1,2 MW Leistung. Die Stromerzeugung von 3,3 Mio. kWh sollte für 920 Haushal-te ausreichen. Dafür wurden 11.256 Solarmodule von Kyocera verbaut.

Die Schwimmkonstruktionen für die PV-Module lieferte die französischen Firma Ciel et Terre.Neben dem günstigen „Grund-stückspreis“ weisen die Seen als Solar-standorte deutliche Vorteile auf, heißt es in der Meldung: So ermögliche die Kühlung durch das Wasser einen hö-heren PV-Ertrag. Umgekehrt soll die großflächige Anlage die Verdunstung des Seewassers und das Algenwachs-tum eindämmen.www.kyocera.com

E.ON entwickelt White Label-Portal für Stadtwerke

Energiedaten im Blick

Neues Modul NTS.assets IH von Wilken Neutrasoft

Mit dem neuen Modul NTS.assets IH bietet Wilken Neu-trasoft ein System für das Mobile Workforce Management, speziell für kleine und mittlere Netzbetreiber. Es beruht durchgängig auf der Microsoft-basierten Branchenlösung NTS.suite und kann auf diese Weise einfach eingeführt werden. Für den mobilen Einsatz der Monteure können handelsübliche, günstige Android-Tablets verwendet wer-den. Auch teure Extras, wie etwa eine GIS-Integration seien verzichtbar, informiert Wilken. Für die Navigation stehen ebenso marktübliche Apps zur Verfügung wie etwa für den Aufruf von als PDF abgespeicherten Plänen. Informationen wie Arbeitszeiten oder verbrauchte Materialien können unterwegs auch offline erfasst werden, der Abgleich mit der NTS.suite erfolgt, sobald das Tablet wieder eine Netz-verbindung hat. Für definierte Wartungsarbeiten können Checklisten hinterlegt werden, mit denen die Einhaltung der technischen Regelwerke wie etwa DVGW G495 oder VDE 0109 dokumentiert wird. Unterstützt werden sowohl zuverlässigkeits- als auch zustandsorientierte Instandhal-tungsstrategien. Dabei zeigt das System im Rahmen der Zustandsüberwachung mit farbigen Markierungen an, bei welchen Anlagen tatsächlicher Handlungsbedarf besteht, und welche nach wie vor in einem guten Zustand sind.Mit der neuen Lösung sind die technischen Prozesse in Netzbau, Instandhaltung oder dem Mess- und Zählerwe-sen durchgängig innerhalb der Microsoft-Branchenlösung abgebildet. So können Aufträge inklusive aller dazugehö-rigen Informationen direkt aus der NTS.suite übernommen werden. In der Arbeitsvorbereitung werden die einzelnen Aufgaben dann terminiert und die Mitarbeiter sowie die benötigten Materialien zugeordnet. Dabei überprüft das System nicht nur die Verfügbarkeit, sondern auch die Qualifikation der Mitarbeiter. Ein Beitrag zur Qualitätssi-cherung, denn so werden die entsprechenden Aufträge nur von den dazu tatsächlich befähigten Mitarbeitern er-ledigt. Für Übersicht und Transparenz sorgt die elektro-nische Plantafel, die genauso aussieht wie ihr analoger Vorläufer, nur dass jetzt alle Einträge automatisch erfolgen und nicht mehr manuell „gesteckt“ werden müssen. Für die Materialentnahme im Lager lassen sich Barcodes er-zeugen, so dass auch dieser Prozess digital abgebildet ist. www.wilken.de

Schneller Einstieg ins Mobile Workforce Management

Schwimmende Solarparks

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Produktion InfrastrukturProduktionProduktionProduktionProduktionProduktionEnergie

Software für Versorger und Industrie

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Optimieren Sie Ihren

NetzbetriebMit 1 700 Mitarbeitern entwickeln wir Leitsys-teme und Lösungen für die bestmöglichen Führung von Netzinfrastrukturen, Produk-tions- und Logistikprozessen. Dank wichtiger Alleinstellungsmerkmale für den optimierten Netzbetrieb ist PSIcontrol heute das führen-de Leitsystem im Deutschen Markt.

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Siemens entwickelt eine gasisolierte Übertra-gungsleitung für große Energiemengen bei ho-hen Gleichspannungen. Unter der Führung von Siemens arbeiten unter anderem die Ostbaye-rische Technische Hochschule Regensburg, die Technische Universität Berlin und die Hochschu-le für Technik und Wirtschaft Dresden an der Entwicklung einer neuen gasisolierten Gleich-stromübertragungsleitung DC CTL (Compact Transmission Line for Direct-Current High Vol-tage) für die unterirdische Verlegung. Die neue Leitung soll bis zu fünf Gigawatt (GW) Leistung je System übertragen können. Das Bundesminis-terium für Wirtschaft und Energie (BMWi) fördert das Entwicklungsprojekt mit 3,78 Millionen Euro.Die DC CTL wird auf der Technik der bisherigen gasisolierten Übertragungsleitung (GIL) basie-

ren, die aus zwei konzentrischen Aluminium-röhren besteht. Als Isolationsmedium wird ein Gasgemisch eingesetzt. Die GIL gibt es bislang nur für Wechselspannung. So liegt die Heraus-forderung der DC CTL im speziellen Design der Komponenten unter Berücksichtigung der besonderen Eigenschaften bei hohen Gleich-spannungen. Aufgrund ihrer deutlich höheren Stromtragfähigkeit von bis zu 5000 Ampere (A) könnte die Gleichstromvariante der GIL im Vergleich zum Kabel beim künftigen Netzaus-bau nicht nur die benötigten Mengen an elek-trischer Leistung effizienter übertragen, mit ihr ließen sich auch Stromtrassen umweltgerechter und kostengünstiger gestalten.

www.siemens.com

devolo und IABG haben beschlossen, im Bereich Smart Meter eng zusammen zu ar-beiten. devolo konzentriert sich bei dieser Kooperation auf die Entwicklung und Pro-duktion von Hardware-Komponenten mit der dazugehörigen Embedded Software. IABG wird als Generalunternehmer diese Komponenten als Teile einer Gesamtlösung für Smart Metering und Smart Grid Anwen-dungen vermarkten und die Projektleitung, Planung und Inbetriebnahme durchführen. Ebenso integriert IABG Lösungen zur IT-Si-cherheit und bindet die Gesamtlösung in IT-Sicherheitskonzepte der Kunden ein.IABG verfügt über Erfahrung im Be-trieb von kritischen Kommunikations- infrastrukturen, die mit hoher Verfügbar-

keit und Datensicherheit betrieben werden müssen. „Die Zusammenarbeit erweitert unser Lösungsportfolio um den wichtigen Bestandteil der Powerline-Kommunikation, sodass wir noch spezifischer auf die Anfor-derungen unserer Kunden aus dem Bereich der Verteilnetzbetreiber eingehen können“ erläutert Thomas Sichert, Leiter Markt und Kunde bei IABG InfoKom. In Feldtests wer-den derzeit die Komponenten und deren Zusammenspiel erprobt. Das für den Da-tentransport zuständige G3-PLC Modem 500k ist bereits in Feldtests in Betrieb. Für die Datensicherheit und den Zugriffsschutz unbefugter Dritter sorgt im Smart Metering Szenario das Smart Meter Gateway.

www.devolo.com, www.iabg.de

Siemens entwickelt gasisolierte Über tragungsleitung für Gleichstrom

Reallabor fürEnergiespeicher

Erfolgreicher Test für G3-PLC-Technologie

Eine Solarstromspeicheranlage mit 76 kWh großer Batterie ging am Helm-holtz-Institut Ulm (HIU) in Betrieb. Sie versorgt das Gebäude mit Strom, dient aber gleichzeitig als Reallabor, in dem beispielsweise neuartige Batteriema-terialien, Steuer- und Regelstrategien erprobt werden sollen. Eine Besonder-heit des Speichers liegt in der intelli-genten Steuerung, die am Karlsruher Institut für Technologie KIT entwickelt wurde und dafür sorgt, dass es zu kei-nem Zeitpunkt zu einer Einspeisung ins öffentliche Verteilnetz kommt. Sie ent-lastet das Netz, indem Einspeisespitzen der PV-Anlage und Lastspitzen der Ver-braucher am Institut gekappt werden, und ermöglicht eine wirtschaftliche, netzdienliche Systembetriebsführung. Ein autonomes, selbstlernendes Prog-nosetool errechnet die zu erwartenden Verbrauchs- und Erzeugungsdaten und optimiert damit das Energiemanagment über den Tag.

www.kit.edu

Landis+Gyr erweitert sein Portfolio um eine Smart-Metering-Lösung mit der G3-Powerline Communi-cation (PLC)-Technologie. Voraus-gegangen waren umfangreiche Feldtests in der Schweiz und in Norwegen. Mit einer installierten Basis von über 40 Millionen Mess-stellen in Europa ist PLC eine der am häufigsten verwendeten Kom-munikationstechnologien für die Smart-Metering-Branche. Die neu-este PLC-Version, G3, wächst auf-grund ihrer stabilen Leistung und ihrer hohen Kommunikationsge-schwindigkeit schnell. „Die Tests in einer realen Netzwerkumgebung haben uns tiefen Einblick verschafft in die Wirkungsweise von G3-PLC und darüber, wie sich die Technolo-gie in einem Gesamtnetzwerk ver-hält“, sagt Franz Buholzer, Produkt-manager bei Landis+Gyr. www.landisgyr.de

IABG und devolo vereinbaren Partnerschaft

Kommunikationsanwendungen in Energienetzen

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DatenqualitätsmanagementWährend die großen Player der Energiewirtschaft bereits Datenqualitätsmanagement (DQM)-Projekte einrichten, ist für kleinere Unternehmen im Versorgungsumfeld der konkrete Mehrwert für Stammdaten oft nicht zu erken-nen und einzuschätzen. Mit einer Wirtschaftlichkeitsbe-trachtung von DQM möchte die cronos Unternehmens-beratung jetzt diese Lücke schließen. Eine wichtige Rolle dabei spielt die Möglichkeit zu system- und marktrollenübergreifenden Abgleiche. Denn nur so lassen sich Stammdaten, die aus technischen oder rechtlichen Gründen getrennt gehalten werden müssen, ganzheitlich betrachten. „Unsere Analysen und Kundenprojekte beweisen, dass DQM nicht nur zu pro-zessualen Verbesserungen in den Arbeitsabläufen führt, sondern auch sehr schnell wirtschaftliche Vor-teile zeigt“, so Dr. Hannes Geyer, Projekt-Manager bei cronos. www.cronos.de

Das Computermagazin c't hat in Zusam-menarbeit mit der Physikalisch-Techni-schen Bundesanstalt (PTB) ein Betriebs-system erstellt, mit dem Verbraucher auf die Daten ihrer Smart Meter zugreifen und auch in Zukunft ihre Rechnungen über-prüfen können. „Damit die Kunden auch per Internet übertragenen Verbrauchsab-rechnungen vertrauen können, brauchen sie eine sichere Anzeigeplattform“, erklärt Martin Kahmann von der PTB. Um Smart Meter Gateways nicht mit Displays und Be-dienfeld bestücken zu müssen, hat die PTB in der Richtlinie PTB-A 50.8 die Möglichkeit geschaffen, eine zertifizierte Software-Ap-

plikation zur Anzeige einzusetzen – diese erfolgt dann über das Internet in einem Webbrowser. Die Zertifizierung erfordert allerdings eine abgesicherte Softwareum-gebung – genau diese Funktion erfüllt c't Meterix. Das System startet und arbeitet nämlich völlig unabhängig vom vorhande-nen Betriebssystem von einer CD, wodurch Manipulationen der Verbrauchsanzeige durch Viren oder Trojaner ausgeschlossen sind. Nach Auskunft der Entwickler ist das System bislang einzigartig und hat das Zeug zur Musterlösung für Energieversor-gungsunternehmen.

www.ct.de/meterix

Neuer Leitfaden vom TÜV Rheinland

Brandschutz für PV-Anlagen

Betriebssystem für den Zugriff auf Smart-Meter-Daten

Den Zählern auf die Finger geschautSAP MOBILITY & CLOUD INNOVATIONSTAGE

Integrative Lösungen für Service, Vertrieb und Instandhaltung

09. 06. 2015 – HANNOVER

23. 06. 2015 – BERLIN16. 06. 2015 – DÜSSELDORF

01.07. 2015 – STUTTGART

08. 09. 2015 – FRANKFURT22. 09. 2015 – MÜNCHEN29. 09. 2015 – ULM

www.fum.de/smci2015

Melden Sie sich jetzt an!

Fast vier Jahre lang hat ein Forscherteam aus Deutschland und der Schweiz die Brandrisi-ken bei Photovoltaik-Anlagen zur Erzeugung von Sonnenenergie untersucht. Jetzt liegen die Ergebnisse in Form eines über 300 Sei-ten starken Leitfadens vor: Unter Federfüh-rung des TÜV Rheinland zusammen mit dem Fraunhofer-Institut für Solare Energiesyste-me ISE haben die Experten einen Leitfaden mit Empfehlungen für die brandschutzge-rechte Planung, Installation und den Betrieb von PV-Anlagen veröffentlicht. Dieser kann kostenfrei unter www.pv-brandsicherheit.de abgerufen werden.

www.pv-brandsicherheit.de

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Trotz sinkender Installationszahlen: Sowohl die Messe Intersolar Europe Conference als auch die begleitende Konferenz kon-zentrieren sich auf die Bereiche PV-Produktionstechnik, Ener-

giespeichersysteme und regenerative Wärme. Im Jahr 2014 nahmen 1.082 internationale Aussteller und 42.380 Fachbesucher an der In-tersolar Europe teil, was einen Rückgang im Vergleich zu den Boom-jahren davor bedeutete. Dennoch ist die Marktdynamik weiterhin groß, vor allem was die Themen Energiespeicher und netzorientierte Services angeht. Im Jahr 2015 findet parallel zur Intersolar Europe zum zweiten Mal die ees Europe, die internationale Fachmesse für Batterien, Energiespeichersysteme und innovative Fertigung statt. Die ees deckt die gesamte Wertschöpfungskette innovativer Batte-rie- und Energiespeichertechnik ab.

Wichtiges Thema auf der Intersolar ist in der derzeitigen Lage des sinkenden PV-Installation die unabhängige Energieversorgung. Im Fokus stehen jedoch zunehmend kombinierte Modelle, bei denen Haushalte und Stadtwerke respektive die Betreiber Virtueller Kraft-werke technisch gemeinsame Sache machen. Komponenten für

intelligenten Systemen sind daher ein prominent vertretender Aus-stellungsobjekte. Dazu gehören beispielsweise Energiespeicher oder Wärmepumpe.

Auf der Konferenz widmen sich zwei Veranstaltungen den Neu-entwicklungen rund um dezentrale Stromerzeugung und Eigenver-brauch. Unter dem Titel "Smart Ideas in a Smart Energy Infrastruc-ture" diskutieren Vertreter lokaler Energieversorger, Netzbetreiber und weiterer Dienstleister beispielsweise mögliche Auswirkungen der zunehmenden dezentralen Stromerzeugung in Photovoltaikan-lagen. (Mittwoch, 10.06., 14 Uhr im ICM, Raum 13 B).

Zu den Trends gehören neue Solarzellendesigns und die Opti-mierung von Modulen. Weltweit werden immer mehr und größere PV-Anlagen errichtet. Neue Anforderungen an Energiemanagement und Systemintegration verlangen nach intelligenterer Technik und flexiblen Energiespeicherlösungen. Träger der Intersolar Europe sind die führenden Industrieverbände der Solarbranche. Die Intersolar Messen und Konferenzen finden in München, San Francisco, Mum-bai, Peking und São Paulo statt. www.intersolar.de

Heute lohnen sich Batteriespeichersysteme für private Nutzer streng genommen noch nicht. Doch die Prei-sentwicklung spricht für die Systeme. Allein 2014 sind die Kosten um 25 Prozent gesunken. Derzeit liegen die Kosten für das Gesamtsystem inklusive Montage noch über 1.000 Euro pro Kilowattstunde Speicherkapazität. Reduziert sich der Preis weiter und steigt gleichzeitig

der Strompreis weiter an, rechnen Experten in zwei bis drei Jahren mit positiver Wirtschaftlichkeit. Die Schwelle liegt laut Experten bei 800 Euro pro Kilowattstunde Speicherkapazität. Derzeit stimulieren Förderprogram-me den Markt. Kürzlich hat der Elektroautohersteller Tesla angekündigt, in den Markt für Solarstromspeichern einzusteigen.

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

I N t E R S o l a R

Der Sonne entgegen

Freiflächenso-laranlagen: Für Betreiber werden Batteriespeicher-systeme (ganz rechts) zunehmend interessant.

Kosten für Speicherstrom

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Wechselrichter und Speicherlösungen KOSTAL Solar Electric zeigt die neue Photovoltaik-Wechsel-richtergeneration der Marke PIKO sowie die Speicherlösun-gen, die das PIKO-BA-System bietet. Außerdem steht die intelligente Energienutzung im Vordergrund. PIKO BA Sys-tem ist nun auch mit Lithium-Ionen-Technologie erhältlich. Den PIKO BA-Wechselrichter gibt es jetzt in den Leistungs-klassen 6, 8 und 10kW. Zusätzlich ist die Lithium-Batterie „fortelion“ in sechs Kapazitätsgrößen von 3,6 bis 9,6kWh mit drei bis acht Modulen verfügbar. Die intelligente Ver-bindung zum Batterie-Partner SONY soll auf der Intersolar in vielfältigen Anwendungen demonstriert werden. Die Kommunikationsmöglichkeiten der PIKO-Wechselrichter ermöglichen laut KOSTAL neben einer dynamischen Wirkleis-tungssteuerung auch ein sicheres Monitoring der Photovoltaik-Anlage.

KOSTAL, Halle B3, Stand 150

I N t E R S o l a R

Einsteiger-Display-Serie Solarfox zeigt eine neue Produktlinie mit der Bezeichnung SF-100. Die neue Produktserie richtet sich an kostenbewusste Kunden, die einen günstigen Einstieg für einen Solar-Display suchen. Die Multimedia Dis-plays visualisieren in öffentlichen und gewerblichen Gebäuden den Stromertrag und CO2-Vermeidung von Photovoltaikanlagen sowie den Eigenverbrauch. Das Display-System kann an nahezu jedes am Markt verfügbare Monitoring-System angebunden werden. Für die bestehen-den Display-Serien SF-300 und SF-400 zeigt Solarfox ebenfalls eine neue Hardwaregeneration. Diese ist nach Unternehmensangaben vor allem schneller und bietet zahlreiche neue Funktionen wie zum Beispiel die Ani-mation von Inhalten. Sämtliche Solarfox-Displays werden in öffentlichen Gebäuden mit 2.400 Euro beziehungsweise 1.200 Euro vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) gefördert. Solarfox, Halle B2, Stand 280

9

Speicher für die kombinierte NutzungGleich zwei Produktneuheiten hat Panasonic Eco Solutions im Gepäck: das Photovoltaik-Modul N285 aus der Modulserie HIT sowie ein Lithium-Io-nen-Batteriespeichersystem für Privathaushalte. Das Solarmodul N285 mit einer Nennleistung von 285 Watt entwickelte Panasonic speziell für Anlagen auf Wohnhäusern und gewerblich genutzten Gebäuden. Durch Verwendung der modernen Heterojunction-Technologie erreicht der Her-steller eine höhere Energieausbeute bei gleicher Fläche. Mit Abmessungen von 1.463 mal 1.053 Millimeter eignet sich das neue Modul besonders für die Hochkant-Installation auf dem Dach. Das Photovoltaik-Batteriespei-chersystem von Panasonic ist ein AC-gekoppeltes, einphasiges System auf Lithium-Ionen-Basis und hat eine Speicherkapazität von 6,8 kWh.

Bei der Neuentwicklung hat Panasonic auch die Interessen von Energie-versorgern berücksichtigt. Durch das Zusammenschalten und Nutzen von privaten Speichersystemen sollen Energieversorger die Flexibilität ihrer Energieversorgung erhöhen können. Halle A2, Stand 160

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I N t E R S o l a R

Bifaziale Innovationen Solarworld zeigt mit seinen bifazialen Modulen, neuen Speichersystem und einem Wechselrichter für kleine Anlagen drei neue Produkte auf der Messe. Die bifazialen Zellen, die Sonnenlicht von beiden Seiten des Moduls in Strom wandeln können, werden in München erstmals öf-fentlich ausgestellt. Das Unternehmen setzt dabei das bekannte Modul Sunmodule Protect ein und kombiniert die Vorteile der Glas-Glas-Mo-dule mit dieser Innovation. Dadurch verwertet das Modul auch das indirekte Licht über die Zellrückseite. Unter optimalen Bedingungen erreicht es nach Angaben von Solarworld einen um bis zu 25 Prozent höheren Energieertrag. Die ersten bifazialen Module sind ab dem 4. Quartal 2015 verfügbar. Der neue Speicher SunPac LiOn beginnt mit zwei kWh nutzbarer Spei-cherenergie und lässt sich in 2 kWh-Schritten auf bis zu 10 kWh im selben Schrank erweitern. Der neue Wechselrichter Sunplug eco in den Leistungsklassen 1.2 bis 5.5 kW ist mit einem Gewicht von unter 12 kg für kleine Solarstromanlagen auf Eigenheimen geeignet. Ein Datenlogger ist integriert. Solarworld, Halle A1, Stand 190/191

PV-String-Wechselrichter auf den MarktDie chinesische SMA-Tochter Zeversolar stellt sechs neue Produkte der Zeverlution-Baureihe vor. Die leichtgewichtigen PV-String-Wechsel-richter sind für private Anwendungen geeignet und haben Nennleistungen zwischen 1,0 und 3,68 kW. Mit maximal 7,3 kg wiegen die neuen Produkte nur halb so viel wie ihre Vorgänger.

Zeversolar, Raum B21

Optimierung des EigenverbrauchsDie Softwarefirma Valentin Software hat ihre Pla-nungsprogramme PV SOL und PV SOL premium überarbeitet. Nun können Betreiber ihre Solar-- stromanlagen jetzt noch detaillierter auslegen und außerdem Batteriespeicher präzise in die Ertragsberechnung einbezie-hen. Mit der neu eingeführten Minutensimulation können Anwender ab sofort sowohl den Eigenverbrauch als auch die Wechselrichter-Überdimensionierung und das Zusammenspiel von Solaranlagen mit Speichern präzise abbilden. Außerdem hat Valentin ein eigens entwickeltes mathematisches Modell für Lithium-Eisen-Phosphat- und Lithium-Nickel-Oxid-Batte-rien in die neuen Programme integriert und Blei-Säure-Batte-riesysteme in die Datenbank aufgenommen.

Valentin Software, Halle B3. Stand 170

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Save the date! FFA-Forum22./23. September 2015

FFA-Forum - die Veranstaltung für perfektes Management Ihrer Roll-out-Prozesse

Sie haben Interesse an der Veranstaltung?Kurze E-Mail an: ffa-forum@esn.de

Zählerprozesse Zählermanagement BauprozesseMarktraumumstellung L-H-Gas Instandhaltung

Die Hallenbelegung der Intersolar auf dem Münchner Messegelände.

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Vielleicht war es Zufall, dass das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie die Eckpunkte für das „Verordnungspaket Intelli-

gente Netze” just zur diesjährigen E-world veröffentlichte. Jedenfalls sorgte die Preisgabe der ersten Details zum geplanten Smart Me-ter-Rollout für erheblichen Gesprächsstoff auf der Messe

Nur zu verständlich, denn bislang mussten die zahlreichen Tech-nologie- und Lösungsanbieter, die sich in den vergangenen Jahren im weiteren Umfeld der intelligenten Stromzähler aufgestellt haben, vorwiegend von der Hoffnung leben. Zwar ist spätestens seit dem dritten EU-Binnenmarktpaket der politische Wille zum Smart Meter Rollout klar erkennbar. Doch der Vorbehalt der technischen Mach-barkeit und wirtschaftlichen Sinnhaftigkeit bot jede Möglichkeit, das Thema von der Agenda zu nehmen. Heute ist Smart Metering nicht nur technisch machbar, sondern allein schon mit Blick auf die Netz-stabilität unumgänglich. Dass sich die intelligenten Messsysteme auch wirtschaftliche lohnen können, erkennen nicht nur die großen Energieversorger, die zwischenzeitlich alle mit eigenen Metering-Un-ternehmen am Markt sind.

Die EckpunkteNun sollen intelligente Messsysteme ab 2017 bei Großverbrauchern (> 20.000 kW/Jahr) und bei Erzeugungsanlagen (EEG und KWK) ins-talliert werden, langfristig werden Smart Meter ab einer Verbrauchs-untergrenze von 6.000 kWh vorgeschrieben. Da die verbrauchs-unabhängige Einbauverpflichtung bei Neubauten und größeren Renovierungen entfällt, ist Mehrzahl der Haushaltskunden wohl gar

nicht betroffen. Finanziert werden sollen Einbau und Betrieb der intelligenten Messsysteme über Entgelte für Messung und Mess-stellenbetrieb, für die es eine bundesweit einheitliche Kosten- und Preisobergrenze geben soll. Für grundzuständige Messstellenbetrei-ber, die den Rollout zu diesen Bedingungen nicht durchführen kön-nen oder wollen, wird ein Ausschreibungsrecht die externe Vergabe der Leistungen regeln.

Die umsetzungEin Verordnungspaket zu Messsystemen, Datenkommunikation und Rollout soll noch vor der Sommerpause die offenen Fragen klären. Davon gibt es sicher noch einige. So sind zum Beispiel die Anforde-rungen an die neuen Zähler sowie den Kommunikationsfluss zwi-schen Verbraucher und Erzeuger hinsichtlich des Datenschutzes und der Systemsicherheit mit der technische Richtlinie BSI TR-03109 noch nicht eindeutig geklärt. Einige Autoren glauben sogar, dass die Umsetzung eines förmlichen Gesetzgebungsverfahrens und damit der Beteiligung des Bundestags bedarf. Wer also Gründe sucht, sich weiterhin nicht mit dem Rollout zu beschäftigen, wird sie finden. Ob das klug ist, steht zu bezweifeln. Im Zusammenhang mit den intelli-genten Messsystemen ist nämlich längst ein dynamischer Markt mit vielen interessanten Technologie- und Geschäftsmodellen entstan-den. Stadtwerke, Netz- und Messstellenbetreiber werden langfristig nur profitieren, wenn sie aus dieser Vielfalt heraus eine individuell passende Lösung gestalten – und das erfordert eine konstruktive Auseinandersetzung. (pq)

Von den Eckpunkten ins Netz

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S m a r t m e t e r

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Mit dem Eckpunktepapier des BMWi wurde nun eine gewisse Planungssicherheit geschaffen. Doch vielen Stadtwerken ist die weitere Vorgehensweise noch unklar. 50,2 sprach mit Karsten Vortanz und Peter Zayer, beide Geschäftsführer von VOLTARIS.

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Wann sollten sich Stadtwerke mit dem Rollout beschäftigen?Karsten Vortanz: Auch wenn das Jahr 2017 noch weit entfernt scheint, drängt die Zeit: Energieversorger und Stadtwerke sollten sich intensiv mit den neuen Systemen und Prozessen auseinandersetzen und eine individuelle Rollout-Strategie ent-wickeln. Denn die komplexen Aufgaben, die mit dem Rollout einhergehen, sind vor allem für mittlere und kleinere Stadtwer-ke kaum alleine zu bewältigen.

Wo liegen die besonderen Herausforderungen?Peter Zayer: Mit der Einführung intelligenter Messsysteme wird ein wesentlicher Baustein im Zusammenspiel mit den Kunden angegangen. Davon sind sowohl die Netz- und Messstellenbe-treiber als auch die Vertriebe betroffen. Das Messwesen und die IT-Infrastruktur müssen deutlich verändert und komplexe Prozesse neu aufgebaut werden. Dies gilt neben dem Messda-tenmanagement, das die herkömmliche Zählerfernauslesung ablösen wird, insbesondere für die Aufgabe der Gateway-Admi-nistration, die dem Messstellenbetreiber zugewiesen ist und für die Energiewirtschaft ein absolutes Neuland darstellt.

Viele glauben ja, mit dem stufenweisen Einstieg etwas Zeit für die Planung gewonnen zu haben...Karsten Vortanz: Der stufenweise Einstieg in den Rollout scheint vorteilhaft, birgt allerdings auch Risiken, da die gesamte Prozess- und IT-Infrastruktur trotz weniger Messsysteme von Anfang an vorgehalten werden muss. Die Gateway-Adminis-tration im Stadtwerk selbst umzusetzen, ist zum Beispiel erst ab einer bestimmten Anzahl von Zählpunkten wirtschaftlich rentabel. Hier geht man inzwischen von einer Anzahl von über 100.000 Messsystemen aus. Die Alternative für Stadtwerke wäre das Ausschreibungsmodell – dies bedeutet allerdings, dass sie damit auf ihre Grundzuständigkeit im Bereich der intelligenten Messsysteme verzichten.

Wie weit ist denn die Technologie tatsächlich? Peter Zayer: Die Entwicklung der neuen Systeme für die Ins-tallation und den Betrieb der intelligenten Zähler und Mess-systeme laufen auf Hochtouren. Mittlerweile bieten mehrere

Hersteller die ersten intelligenten Zähler und Smart Meter Gate-ways nach FNN-Standard an – das bedeutet, dass die dringend erforderlichen Praxistests beginnen können. VOLTARIS wird im Rahmen des FNN-Teststufenkonzeptes ab Juni mit den Kunden die ersten Erfahrungen mit der neuen Systemwelt sammeln. Die neuen Geräte der „Generation 1“ sind von der Physikalisch Technischen Bundesanstalt (PTB) eichrechtlich zugelassen und erfüllen die erste Stufe der Schutzprofilzertifizierung des Bun-desamtes für Sicherheit in der Informationstechnik. Darüber hi-naus lassen sich die Geräte über Software-Updates jederzeit an die neuen Anforderungen anpassen. Auch Workforce Manage-ment-Systeme, Gateway-Administrations-Software und Meter Data Management-Systeme werden rechtzeitig verfügbar sein.

Wie gehen Sie denn als Dienstleister mit den Anforderun-gen der Stadtwerke um?Karsten Vortanz: Dienstleister wie VOLTARIS bereiten sich schon seit längerem darauf vor, die Kunden beim Rollout zu un-terstützen. Unsere Rollout-Dienstleistungsbausteine umfassen die Beratung zur Rollout-Systematik, die Gerätebeschaffung, die Gateway-Administration, die Montage, den Betrieb, das Meter Data Management sowie zertifizierte Portale für das Energiema-nagement. Durch die modularen Angebote können unsere Kun-den ihre Unabhängigkeit bewahren, denn die Grundzuständig-keit für die intelligenten Messsysteme und damit ein Baustein der Energiewende, bleibt in den Händen der Stadtwerke.

Was möchten Sie den Stadtwerken und Versorgern noch mit auf den Weg geben?Peter Zayer: Die Verantwortlichen sollten nicht nur die Heraus-forderungen und Risiken des Rollouts vor Augen haben, sondern auch die Chancen: Intelligente Zähler und Messsysteme sind eine wichtige Voraussetzung für Smart Market und Smart Grid – und damit eine wesentliche Komponente der Energiewende. Sie ermöglichen das Messen und Steuern von EEG-Anlagen sowie die Einführung von zeit- und lastvariablen Tarifen. Es ergeben sich auch Vertriebschancen durch neue Produkte für alle Ener-giearten, inklusive des Submeterings und der Visualisierung der Energiedaten in Haushalts- und Gewerbekundenportalen.

Unabhängigkeit bewahren

Peter Zayer (links) und Karsten Vortanz (rechts)

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

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Der Einbau und Betrieb intelligenter Messsys-teme wird auf sämtliche operativen Prozesse der Messstellenbetreiber erhebliche Aus-

wirkungen haben – von der Bestellung über den Einbau bis hin zur Wartung. Die Prozesse, die das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (FNN) defi-niert hat, bieten hier eine Basis, doch sie müssen in der Praxis erprobt und auf Basis der gesammelten Erfahrungen weiterentwickelt, werden.

Bei der Soluvia Metering startete jetzt ein Praxis-test an drei Standorten, bei dem unter anderem ge-nau dies geleistet werden soll. Die Firma Theben ist als Hersteller von Smart Meter Gateways (SMWG) an der Erprobung und Anpassung der Prozesse be-teiligt.

Soluvia Metering setzt neuen FokusDie Soluvia Metering ist grundzuständiger Mess-stellenbetreiber für die SWKiel Netz und die ge-meinsame Netzgesellschaft der Mannheimer MVV Energie und der Energieversorgung Offenbach, ne-trion. Gleichzeitig ist das Unternehmen als Dienst-leister für zahlreiche Kunden aus der Versorgungs-wirtschaft tätig und erfasst und verarbeitet aktuell Daten von rund 900.000 Zählern in den Sparten Strom, Gas, Wasser und Wärme. „Das Thema Smart Metering steht bei uns seit 2006 auf der Agenda

und seit 2012 befassen wir uns intensiv mit dem Themenkomplex Smart Meter Gateway-Adminis-trator“, erläutert Benjamin Deppe, Abteilungslei-ter Projektmanagement und Zentrale Aufgaben bei der Soluvia Metering in Offenbach. Er ist auch verantwortlich für den Praxistest, mit dem sich das Unternehmen in drei Teststufen von Anfang 2015 bis Mitte 2016 auf den Einbau und den Betrieb von intelligenten Messsystemen vorbereitet.

Erklärtes Ziel ist es, neben den intelligenten Stromzählern auch die Mehrspartenfähigkeit und den Einsatz von Schaltboxen zu erproben. Damit will die Soluvia Metering sicherstellen, dass ihr be-stehendes Mehrspartenprodukt, das die Basis für das Energiemanagement bildet, auch mit der neu-en Technik aufrechterhalten und um die Leistung des Smart Meter Gateway-Administrators erweitert werden kann.

Während viele Messstellenbetreiber und Dienst-leister vorwiegend die Systemseite betrachten, richtet sich der Fokus bei Soluvia Metering auf die technischen Prozesse. Neben der Aufzeichnung und Weitergabe von Zählermesswerten oder der Steuerung von EEG-Anlagen geht es bei den Tests also insbesondere auch um Bestellvorgänge, Lie-fer- und Einbaulogistik sowie Wartung. „Wir gehen hier sehr strukturiert vor, um wirklich kostenopti-mierte und zuverlässige Abläufe für die praktische Umsetzung des Rollouts und den Betrieb der Ga-teways zu entwickeln“, berichtet Deppe. Grundlage sind die FNN-Prozesse, die bei Soluvia Metering ins Prozessmanagement übernommen wurden, um sie auf ihre Praxistauglichkeit zu überprüfen und gegebenenfalls zu erweitern.

Im Vorfeld erfolgte die Auswahl des einzusetzen-den GWA/MDM-Systems sowie der einzusetzenden Gateways und MID-zugelassenen Basiszähler. Bei

Prozesse für den RolloutDie technischen Prozesse rund um den Rollout wer-den derzeit vom Messdienstleister Soluvia Metering getestet. Theben ist mit dem CONEXA 3.0 beteiligt.

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der Entscheidung für Gateways und Zähler wurde Wert auf die Kompatibilität mit der ausgewählten Softwarelandschaft sowie die Lieferfähigkeit der Hersteller gelegt. Schlussendlich wählte man für die drei Standorte der Soluvia Metering in Mann-heim, Offenbach und Kiel drei verschiedene Kom-binationen aus Zählern und Gateways aus. Am Standort Offenbach kommt das SMGW CONEXA 3.0 von Theben zum Einsatz.

Ruwen Konzelmann, Key Account Manager bei Theben, sieht in diesem Test eine große Chance für die Hersteller. „Wir sind zwar bereits seit gut drei Jahren mit Smart Meter Gateways am Markt und konnten in dieser Zeit schon einige Erfahrungen mit den Prüfstellen, der Physikalisch-Technischen Bundesanstalt sowie natürlich mit den Kunden ge-winnen“, berichtet er. In letzter Konsequenz seien allerdings die Feinheiten der zukünftigen Markt-prozesse auch für markterprobte Anbieter noch ein Lernfeld. „Vor diesem Hintergrund freuen wir uns sehr, dass Theben an diesem Projekt beteiligt ist“, sagt Konzelmann.

Dreistufiger TestIm Rahmen des Praxistests werden in einem ers-ten Schritt im Frühjahr 2015 in den drei von der Soluvia Metering betreuten Netzgebieten jeweils zehn Basiszähler und Gateways installiert. Anhand dieser Testinstallationen wird der Systembetrieb er-probt, so etwa der Einbau in realen Umgebungen, die Erfassung und Übermittlung von Messwerten sowie das Aufspielen unterschiedlicher Anwen-dungsfällen (TAFs). Parallel werden die definierten Abläufe validiert und erforderliche Anpassungen

vorgenommen. Basierend auf den gesammelten Er-fahrungen startet im Herbst 2015 die zweite Phase, in der 120 weitere Basiszähler und Gateways installiert werden. Dabei werden die beschrie-benen Prozesse ausgewertet und der erweiterte Funkti-onsumfang der Software-lösung und Gateways getes-tet. Konkret geht es um die Erprobung des gesamten Be-stell-, Zertifikats-, Liefer- und Inbetriebnahmeprozesses. „Am Ende der zweiten Phase

ist der Anpassungsbedarf an Bestandssystemen und -prozessen beschrieben“, erklärt Benjamin De-ppe .

Die dritte Phase startet im Frühjahr 2016 und be-inhaltet die Erweiterung der bestehenden Systeme um Zähler der Sparten Gas, Wasser und Wärme so-wie die Installation von Schaltboxen.

Ebenfalls will Soluvia Metering in dieser Projekt-phase – sofern die entsprechenden ordnungspoli-tischen Rahmenbedingungen geschaffen wurden – die organisatorischen Vorbereitungen treffen, um die Aufgabe als Smart Meter Gateway-Admi-nistrator wahrzunehmen und als Dienstleistung anzubieten.

Erprobte VerfahrenZur zweiten Jahreshälfte 2016 sollen neben um-fangreichen Erfahrungen auch erprobte Verfahren und Systeme für den Einsatz intelligenter Messsys-teme zur Verfügung stehen. Sofern der Verordnungsrahmen vorliegt und die technischen Komponenten im Zu-sammenspiel mit dem Softwaresys-tem ihre Leistungsfähigkeit nach-gewiesen haben, kann der Einsatz intelligenter Messsysteme zum Jahreswechsel 2016/2017 begin-nen.

Damit soll nach einer über zweijährigen Vorbereitungszeit die Aufnahme des operativen Be-triebes von intelligenten Messsys-temen bei der Soluvia Metering starten.

Das Smart Meter Gateway CONEXA 3.0 befindet sich derzeit in Zertifizierung durch das BSI. In diesem Zertifizierungsprozess werden die Vorgaben des BSI Protecion Profile BSI-CC-PP-0073 für Smart Meter Gateways, des TR 03109, des PTB-A 50.8 und des FNN-Lastenheftes berück-sichtigt.

Leistungsmerkmale • Updatefähig für zertifizier-

te Funktionen im Netz- und Energievertrieb

• CLS-Komponenten (Con-trolable Local Systems) für Smart Home, Smart Metering und Smart Grid realisierbar

• Übertragung vom Zähler zu CONEXA per wM-Bus (OMS) und seriell über RS485

• Übertragung der Daten an den Administrator durch XML-Standard per Ethernet, UMTS oder GPRS

• Standard-Schnittstellen für WAN, LMN und HAN

• Multimandantenfähigkeit, für Mehrfamilienhäuser geeignet

CONEXA 3.0 Smart Meter Gateway

Kontakt: Soluvia Metering GmbH, Benjamin Deppe, 63067 Offenbach, Tel. +49 (0) 69 8060 2107, benjamin.deppe@soluvia.de Theben AG, Stephanie van der Velden, 72394 Haigerloch, Tel. +49 (0) 7474 692-446, sv@theben.de

Über den Sinn von Pilotprojekten im Smart Metering gibt es durchaus konträre Meinungen. Skeptiker, die nach wie vor insbesondere in

Energieversorgungsunternehmen respek-tive Stadtwerken anzutreffen sind, fragen sich etwa: Warum eine Technologie auspro-bieren, für deren Einsatz es noch immer kei-ne final ausformulierten Spielregeln gibt? Wer sich hingegen einmal gedanklich inten-siver mit der Thematik beschäftigt hat, den beschleicht zumindest eine Ahnung, dass frühe praktische Übun-gen doch ihr Gutes haben könnten. Und wer schon ein Pilotprojekt durchge-führt hat und dabei man-che unerwartete techni-sche Herausforderung in

der Praxis meistern musste, ist anschließend überzeugt: Der bevorstehenden Rollout in-telligenter Messsysteme kann ohne solche Vorerfahrungen leicht zum Fiasko werden.

Die Protagonisten des Smart-Mete-ring-Projektes bei der Sömmerdaer Ener-gieversorgung (SEV) jedenfalls sind nach einem Jahr um viele wertvolle Erfahrungen reicher. „Mit Powerpoint-Folien zu erklären, wie Smart Metering funktioniert, ist eine Sache, der praktische Aufbau mit allen Mo-dulen und Komponenten jedoch eine ganz

andere“, hat Ingo Lange er-kannt, der bei der SEV als Projektleiter für Sonderauf-gaben wie Smart Metering, Zählerfernauslesung (ZFA) und Stationsautomatisie-rung zuständig ist. „Beim Zusammenführen und Ver-binden der Systeme sind wir auf einige unerwartete Herausforderungen gesto-ßen. Obwohl für jeden Her-steller verbindliche tech-

nische Vorgaben existieren, waren immer wieder Abstimmungsrunden und sehr viel Feintuning erforderlich.“

Daten durchlaufen acht Systeme und 17 SchnittstellenWie komplex die Aufgabe ist, lässt sich am Weg der Daten vom Zähler bis ins Abrech-nungssystem sowie an der Vielzahl der in-volvierten Systeme und Hersteller zeigen: Die elektronischen Zähler (EasyMeter) über-tragen per wireless M-Bus-Modul die Mess-daten an das Gateway (Theben). Das Gate-way ist via Ethernet mit dem Powerline-Netz (devolo) verbunden, das die Daten einem Router (bintec elmeg) übergibt. Von dort aus wandern sie über einen VPN-Tunnel nach Saarbrücken in das Rechenzentrum von co.met, wo auch sämtliche Software- und Systemanwendungen zur ganzheitli-chen Abbildung der Prozesse im Smart-Me-ter-Rollout in der „Smart Energy Cloud“ gehostet und als Software as a Service (SaaS) für EVU-Kunden vorgehalten wer-den (GWA, MDM, erweiterte Geräteverwal-

Die Energieversorgung Sömmerda realisiert mit einer Reihe von Technologiepartnern ein anspruchsvolles Smart-Metering-Projekt. Dabei erlebt die Integration der G3-PLC-Power-line-Datenkommunikation eine Premiere. Der Feldtest, der mit der koordinierenden Unter-stützung des Systemdienstleisters co.met durchgeführt wurde, entpuppte sich für alle Betei-ligten als ein in vielerlei Hinsicht erkenntnisreiches Unterfangen. Vor allem half die intensive Zusammenarbeit dabei, die Vielzahl der Systeme zu einer funktionierenden Gesamtlösung zusammenzuschweißen.

Smart Metering in Sömmerda

Ingo Lange, SEV Projektlei-ter für Sonderaufgaben wie

Smart Metering, Zähler-fernauslesung (ZFA) und

Stationsautomatisierung

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tung, PKI, Workforce Management System etc.). Für die Systemin-tegration auf dieser Plattform zeichnet die Next Level Integration verantwortlich. Dort werden die Daten aus-gewertet, aufberei-tet und einerseits in einem Online-Portal visualisiert dargestellt, andererseits an das Abrechnungssystem (SIV.AG) bei der SEV

gesendet, wo sie außerdem für die Bilanzie-rung und potenzielle weitere Folgeprozesse zur Verfügung stehen. Systeme von acht Unternehmen und 17 Schnittstellen müs-sen die Messdaten vom Smart Meter bis ins Abrechnungssystem durchlaufen, hat co.met-Geschäftsführer Peter Backes gezählt. Sein Fazit: „Man kann sich leicht vorstellen, dass dies erheblichen Koordinationsauf-wand erfordert.“

Was das Smart-Metering-Projekt in Söm-merda von anderen einschlägigen Feldtests unterscheidet, ist der Umstand, dass ein ver-gleichsweise kleines Unternehmen die Initi-ative ergriffen hat und mit großer Entschlos-senheit seinen Weg in die Zukunft geht. „Wir haben schon heute Probleme im Netz mit den dezentralen Einspeisern“, begründet Norbert Götze, Bereichsleiter Stromnetz bei der SEV, das Engagement. „Deshalb müssen wir so schnell wie möglich in der Lage sein, unsere Netzstationen intelligent zu steuern. Dafür brauchen wir Daten aus elektroni-schen Zählern. Außer-dem wollen wir beim Startschuss zum gro-ßen Smart-Meter-Rol-lout nicht im Stau ste-cken bleiben, sondern schon heute ohne Zeitdruck lernen, wie es funktioniert.“

Smart Metering in Sömmerda

Die Sömmerdaer Energieversorgung SEV stellt sich seit Anfang 2014 konsequent auf die zukünftigen Herausforderungen im Messwesen und im Netzbetrieb ein. So werden im Netzgebiet der SEV beim Zählerturnuswechsel grundsätzlich keine konventionellen Ferraris-Zähler mehr eingebaut, sondern ausschließlich elektronische Messgeräte. Der Leuchtturm in dieser Strategie ist das anspruchsvolle Smart-Metering-Pilotprojekt in einem Industriegebiet mit 19 Trafostationen. Diese Stationen werden vollständig in eine smarte Systemlandschaft integriert, die im Endausbau rund 250 Smart Meter und mindestens 30 Gateways umfassen wird. Ende 2014 waren mit Abschluss des zweiten Projektabschnittes knapp

100 intelligente Zähler installiert, die gesamte smarte Infrastruktur funktioniert inzwischen zuverlässig und stabil. Bis Ende Juni 2015 soll die Systemlandschaft komplett fertiggestellt sein. Dabei werden sukzessive auch die Lastgangzähler der RLM-Kunden in die smarte Systemwelt integriert.

Auch die Themen Netzqualitätsüber-wachung und Netzsteuerung sowie die Integration der Gas- und Fernwärmezähler werden im neuen Jahr Bestandteil des Projektes werden. Heute, da die Power-line-Technologie stabil und zuverlässig läuft, ist klar, dass später einmal alle der insgesamt 105 Trafostationen im SEV-Netz auf diese Weise vernetzt werden sollen.

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

Peter Backes, Sprecher der Geschäftsführung co.met

Norbert Götze, Bereichsleiter

Stromnetz SEV

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Das Erfurter Tor in der thüringischen Kreisstadt Sömmerda

Zuverlässsige Datenkommuni-kation mit hohem Durchsatz

Zu den zentralen Herausforderungen des Sömmerdaer Smart-Metering-Pi-lotprojekts, das in einem Industriege-biet durchgeführt wird, gehört die zu-verlässige Übertra-gung der IP-Daten. Die SEV hat sich für die G3-PLC-Techno-logie im Frequenz-band zwischen 150 kHz und 500 kHz entschieden, eine Power l ine -Daten-übertragungstech-

nik, mit der IP-Daten mit einer deutlich höheren Bandbreite als im bisher verwen-deten Cenelec-Band über vergleichsweise große Distanzen gesendet werden können. Da die 19 Trafostationen im Industriegebiet mit bislang ungenutzten Niederspannungs-kabeln vernetzt waren, bot sich der Einsatz dieser Technologie in Sömmerda an. Aber auch die relativ geringen Kosten der Daten-übertragung sprechen dafür. Allerdings war eine Systemkonstellation, wie sie bei der SEV realisiert werden sollte, so noch nie getes-tet worden. „Es galt, eine hohe Reichweite bei gleichzeitig stabiler Datenübertragung zu erreichen“, erläutert Walter Krott, Busi-ness Development Manager bei devolo, die Anforderungen. „Hier zeigen sich klar die Vorteile der G3-PLC-Technologie von devo-

lo gegenüber alternativen Über-tragungsverfahren, die zum einen hohe Investitions- und Folgekos-ten verursachen würden und zum anderen in den Bereichen Über-tragungssicherheit und Erreich-barkeit Defizite aufweisen. Bei der G3-PLC-Technologie fokussieren wir uns auf ein Frequenzband zwi-schen 150 kHz und 500 kHz. Dieser Korridor verbindet die PLC-Vorteile von hoher Reichweite und idea-lem Datendurchsatz für heutige Smart-Grid-Anwendungen und hat genügend Leistungsreserven für das Netz von morgen.“

Die Verwendung der Powerline-Techno-logie stellt aber auch spezifische Anforde-rungen an die Kommunikation mit dem Gateway. Einer der Knackpunkte ist die Bandbreite, also der Datendurchsatz pro Sekunde. „Bei der Ethernet- oder DSL-ba-sierten Kommunikation steht eine genü-gend große Bandbreite zur Verfügung, sodass eine gleichzeitige Kommunikation mehrerer Endgeräte kein Problem darstellt“, erläutert Ruwen Konzelmann, Key Account Manager beim Gateway-Hersteller Theben. „Bei der eingesetzten PLC-Technologie hin-gegen haben wir eine deutlich schmalere Bandbreite, also steht ein viel geringerer Datendurchsatz zur Verfügung, was einen schnellen Abtransport der Daten bei gleich-zeitigem Versenden deutlich erschwert. Es war daher sehr wichtig, die zur Verfügung stehende Bandbreite für acht Mandanten bzw. Strommesspunkte pro Gateway opti-mal auszunutzen. In intensiven Abstimmun-

gen aller beteiligten Projektpart-ner wurden die verschiedenen zur Verfügung stehenden Möglich-keiten zur Geräteanpassung ge-nutzt, um die Kommunikation zu stabilisieren und zu optimieren. Im Fall des Smart-Meter-Gate-ways Conexa wurden die remote, also aus der Ferne einstellbaren Konfigurationsparameter so auf die Rahmenbedingungen an-gepasst, dass schlussendlich ein robuster Betrieb des Gesamtsys-tems – über wM-Bus angebun-

dene Stromzähler, Smart Meter Gateway und Kommunikationsgeräte – sichergestellt wurde. Die gesamte Problemstellung haben wir im engen Zusammenspiel zwischen den Projektpartnern letztendlich sehr gut in den Griff bekommen.“

„Alle Beteiligten haben in dem Projekt enorm viel gelernt“Obwohl die Ausgangslage in Sömmerda teilweise sicherlich spezifisch ist (Nieder-spannungsleitungen ausschließlich für die Datenkommunikation), gibt es keinen Zweifel am allgemeinen Mehrwert des Smart-Metering-Projektes. Praxistaugliche Interoperabilität zwischen einer Vielzahl von Teilsystemen herzustellen, darf als zentrale Herausforderung eines jeden Smart-Mete-ring-Projektes betrachtet werden. „Ohne eine enge und offene Zusammenarbeit zwi-schen den verschiedenen Herstellern ist die

Walter Krott, Business Development Manager

devolo

Ruwen Konzelmann, Key Account Manager Theben

Das G3-PLC-Modem von devolo sorgt für eine stabile Übertragung der Messdaten

Die Konfigurationsparameter des Smart Meter Gateway CONEXA 2.0 von Theben wurden den Rahmenbedingungen angepaßt

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Entwicklung einer tragfähigen Gesamtlö-sung nicht möglich“, sagt Walter Krott. „Für devolo sind solche Projekte extrem wichtig, um zielorientiert serientaugliche Geräte auf den Weg zu bringen.“ Auch Ruwen Konzel-mann weist dem Kooperationsaspekt zent-rale Bedeutung zu: „Es geht nur miteinander. Man muss sich austauschen und konstruktiv nach Lösungen suchen, selbst wenn man teilweise im Wettbewerb zueinander steht. Denn wenn Smart Metering nicht funktio-niert, verliert der Kunde die Lust, und damit ist keinem geholfen.“

„Alle Beteiligten haben enorm viel ge-lernt und sammeln weiter Erfahrungen“, resümiert auch co.met-Vertriebschef und Projektleiter Sascha Schlosser. „Darin liegt der entscheidende Mehrwert dieser tollen

Kooperation.“ Der Saarbrücker Mess- und Systemdienstleister co.met, der schon mit mehreren seiner bundesweit rund 350 Kun-den Pilotprojekte im Smart Metering reali-siert hat, brachte sein Erfahrungen ein und spielte die wichtige Rolle des Projekt- und Kommunikationskatalysators. „Hier hat sich, nachdem es anfangs durchaus auch mal geknirscht hat, eine wunderbare Zusam-menarbeit und Partnerschaft entwickelt“, berichtet Ingo Lange. Jüngst fanden sich sogar die Geschäftsführungen von SEV und co.met vollständig bei einem Treffen in Saar-brücken zusammen. Soviel Engagement steigert die Motivation der operativ verant-wortlichen Mitarbeiter. Sascha Schlosser re-sümiert: „Das Projekt zeigt in der Praxis, dass partnerschaftliche Lösungen ein idealer

Weg für kleine und mittelgroße Ener-gieversorger sind, um selbstbestimmt die enormen Her-ausforderungen der smarten Energiezu-kunft zu meistern.“

Konzept hat sich bewährtDie Verantwortlichen bei der Sömmerdaer Energieversorgung sehen ihr smartes Zu-kunftskonzept schon heute bestätigt. Das

Unternehmen hat sich in Sachen Know-how und Praxiswissen eine Pole-Po-sition für das bevorste-hende Rollout-Rennen gesichert. Sogar für den technischen Außendienst der SEV sind viele Arbeiten an und mit der smarten Technologie bereits Rou-tine geworden. „Wenn wir heute unseren Monteu-ren sagen, sie sollen die Trafostationen A, B und C vernetzen, läuft das autark, zuverlässig und gut“, be-richtet Ingo Lange.

Intelligente Zähler sollen in Sömmerda konsequent konventionelle Messtechnik ablösen

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

Die Kommunikationsanbindung der 19 Trafostationen des Industrie-parks im schematischen Überblick

Sascha Schlosser, Vertriebschef bei co.met

und Projektleiter

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Während die Branche und die Medien über Verfahren und Technologien zur Ein-führung intelligenter Stromzähler diskutie-ren, erfassen Stadtwerke hierzulande die Zählerstände ihrer Kunden in der Regel noch per Hand: Pünktlich zum Jahreswech-sel kommt die Postkarte oder der Ableser. Diese Verfahren sind fehleranfällig und teu-er, meint Dr. Stefan Krausz, Geschäftsführer und Mitbegründer des Kölner Start-ups pixolus: „Bei beiden Verfahren entstehen er-hebliche Kosten – sei es für Druck, Versand und Erfassung der Postkarten, sei es für Mit-arbeiter, die teilweise den Kunden mehrfach aufsuchen müssen“, führt der Betriebswirt aus. „Ob die Daten stimmen, kann der Ver-sorger nicht kontrollieren.“ Erfassungsfehler, die dann wieder mit hohem Aufwand kor-

rigiert werden müssen, seien keine Seltenheit.

Das 2013 gegründete Un-ternehmen bietet eine Alter-native zur herkömmlichen Ablesung von Strom-, Gas- und Wasserzählern – näm-lich eine App, die Zählerstän-de per Bilderkennung erfasst und übermittelt. So können Smartphones und Tablets als mobile Scanner genutzt werden.

Die Geschäftsidee ist einfach, aber die Umsetzung war keineswegs trivial. Um Da-ten wie den Zählerstand eines Stromzählers korrekt zu erfassen, benötigen die heutigen Smartphones und Tablets Unterstützung. In der Tat sind die Rahmenbedingungen komplex, gibt es doch große Modellunter-schiede bei Strom-, Gas- und Wasserzählern hinsichtlich Farbe, modelleigener Schriftart und -größe. Hinzu kommen unterschiedli-che Aufnahmewinkel und -abstände sowie schwierige Lichtbedingungen in Kellern. „Die größte Herausforderung stellen Reflek-tionen der Glasscheibe von Zählern dar“, so Dr. Barbara Krausz, Bilderkennungsexpertin bei pixolus.

Die Informatikerin erläutert die Vorge-hensweise: „Wir haben für die optische Zählerstandserfassung spezielle Algorith-men entwickelt und unserer Software bei-gebracht, wie die einzelne Ziffern und die Zähler insgesamt aussehen. Wesentlich für die erreichten Erkennungsquoten ist eine Datenbank mit tausenden mit Ergebnissen versehenen Zählerfotos, anhand derer wir unsere Algorithmen trainiert haben.“ Das bisherige Ergebnis: Auszeichnungen bei di-versen Gründerwettbewerben (so etwa der Hauptpreis bei IKT innovativ), eine marktrei-fe Technik und erste Kunden. Eine Demover-sion des "pixometer" ist kostenfrei im App Store und bei Google Play verfügbar.

Versorger können das von pixolus ent-wickelte Bilderkennungsmodul in Apps für Kunden oder Ablese-Mitarbeiter integrie-ren. „Ist die App installiert, hält man einfach

die Kamera des Smartphones oder Tablets vor den Strom-, Gas- oder Wasserzähler“, erläutert Geschäftsführer Stefan Krausz die Anwendung. Die pixolus-Software erfasst den Zählerstand automatisch, liest ihn zur Kontrolle laut vor und übermittelt ihn samt Zählerfoto und weiteren Angaben, wie etwa den Erfassungszeitpunkt, direkt an den Ver-sorger. Überdies kann die pixolus-App die Systemeinspeisung automatisieren.

Dazu hat das Kölner Start-up gemein-sam mit einem Partnerunternehmen eine Anbindung an das von den meisten Versor-gern genutzte Abrechnungssystem SAP ISU entwickelt. Die Zählerdaten werden damit automatisch in die Systeme des Versorgers übertragen, so dass entsprechende Plausi-bilitätskontrollen sofort stattfinden können. Bei Hinzunahme des Datenbank-Moduls ist somit der gesamte Prozess „vom Keller des Kunden bis ins SAP-System des Versorgers“ digitalisiert. Seit Anfang des Jahres bietet das Unternehmen auch eine Smartpho-ne-App zur Kundenselbstablesung als Whi-te Label-Produkt an.

Smart Meter machen dem Kölner Unter-nehmen übrigens keine Sorge: Angesichts des bislang kommunizierten Zeithorizonts sowie der geringen Anzahl auszustatten-der Messstellen sieht Dr. Krausz bei den Stadtwerken noch für Jahre bis Jahrzehnte Bedarf an Lösungen für die Ablesung kon-ventioneller Stromzähler. Und: „Für Gas und Wasser ist eine Umstellung der Zähler noch überhaupt kein Thema“, sagt der pixo-lus-Geschäftsführer.

Start-up pixolus liefert Versorgern mobile Bilderkennungssoftware.

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

Smartphone-App statt PostkarteMaschinelle Lernverfahren gewährleisten,

dass Zählerstände per Smartphone zuverläs-sig erfasst werden.

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METERINGFORUM „SMART ENERGY 2015"Am 11./12.06.2015 lädt co.met nach Berlin zum diesjährigen MeteringForum ein. Die Veranstal-tung zeigt verschiedene Perspektiven auf den anstehenden Smart Meter Rollout und diskutiert die daraus entstehenden Chancen für den Ener-giemarkt von morgen. Den Einstieg bildet das Eckpunktepapier des BMWi zum Verordnungs-paket „Intelligente Netze". Experten des BMWi, des VKU sowie von Becker Büttner Held und der LBD Beratungsgesellschaft informieren zum ak-tuellen Stand und stellen sich anschließend den Fragen der Teilnehmer. Weitere Themenblöcke auf der Agenda sind „Strategische Rollout-Vor-bereitung", „Neue Geschäftsmodelle", „Smarte Projekte aus der Praxis" sowie „Smarte Lösun-gen und Konzepte".

www.co-met.info

Robotron kooperiert mit Telefónica in Deutschland. Die beiden Unternehmen haben eine Partnerschaft vereinbart, um Telefónicas Service-Management-Software zum Betrieb und zur Bewertung der Kom-munikationsinfrastruktur (Smart-M2M-Platt-form) zukünftig in die Robotron-Lösung zur Smart Meter Gateway Administration zu in-tegrieren. Mit Blick auf diese zukünftige Inte-grationsleistung haben zwischen Telefónica und Robotron als GWA-System-Hersteller

zielführende Gespräche statt-gefunden. Eine entsprechende Abstimmungserklärung wurde beim FNN-Fachkongresses ZMP in Leipzig unterzeichnet.

Ziel ist es, zukünftig ein inte-griertes Service Management für Energieversorger zur opti-mierten Steuerung der SMGW & WAN Infrastruktur gewährleis-ten zu können. Der Fokus liegt dabei auf Funktionalitäten wie

Monitoring, Entstörung, Aktivierung und Reporting. Zudem sollen zukünftig Erwei-terungstechnologien im WAN-Bereich, ins-besondere RF Mesh, administriert werden können (Monitoring- und Steuerungsfähig-keiten). Durch die Integration in die Robo-tron SMGW-Admin-Lösung wird der Kunde die gesamte Steuerung über ein System durchführen können, heißt es in der Pres-seerklärung.

www.robotron.de

Intergriertes Service-Management für Energieversorger

Robotron kooperiert mit Telefónica

S m a R t m E t E R

Die Partner Robotron und Telefónica am Messestand von Robotron beim Fachkongress ZMP.

Theben CONEXA ist aktuell das einzige nach 50.7-A der PTB zer- tifizierten Smart Meter Gateway weltweit. Die einfache und schnelle Montage in der Ausführung als Steckmodul (CONEXA 1.0) oder mit 3-Punktbesfestigung (CONEXA 2.0) bietet viele Einsatzmöglichkeiten.

In Verbindung mit CONEXA wird das Schaltmodul CSM 124 zur 4-stufigen Leistungsreduzierung gemäß den gesetzlichen Vorgaben durch das EEG eingesetzt. Beispielsweise zur Ansteuerung von Wech-selrichtern in PV Anlagen.

Theben nimmt seit 2008 eine führende Rolle bei der Entwicklung von Smart Meter Gateways ein. Aktuell läuft die Entwicklung eines Gateways nach BSI-Richtlinien (Protection Profile).

Smart Meter Gateway CONEXA Leistungsfähig, flexibel, zuverlässig

www.smart-metering-theben.de

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Herr Elsberg, für wie realistisch halten Sie ei-nen europaweiten Blackout durch manipulierte Energiesysteme?Marc Elsberg: Bei Vorträgen kommen häufig Energieexperten auf mich zu und sagen: Ganz genau das kann passieren. Allerdings gibt es solche Risiken nicht nur in der Energiebranche. Auch andere komplexe Infrastrukturen, wie Kom-munikations- oder Verkehrssysteme, sind relativ leicht manipulierbar. Ich wollte mit meinem Buch verdeutlichen, in welchen strukturellen Abhängig-keiten wir mittlerweile leben. Dazu kommt, dass die Digitalisierung unserer Gesellschaft noch eine relativ junge Entwicklung ist, deren Dimension wir noch nicht richtig erfassen können. Entsprechend groß ist natürlich die Gefahr eines Missbrauchs.

Sind wir mit der Vernetzung unserer Ener-giesysteme also auf dem falschen Weg?Marc Elsberg: Nein, im Gegenteil. Ich glaube, dass wir die aktuellen Herausforderungen, wie den Um-

bau unserer Stromversorgung hin zu mehr Dezen-tralität, nur mit moderner IT-Technologie bewäl-tigen können. Allerdings müssen wir in diese eng vernetzten Systeme noch stärker Resilienz- und Sicherheitsstrukturen einbauen. Heute kann schon ein kleiner Fehler eine große Wirkung haben. 2006 löste die Überführung des Kreuzfahrtschiffes Norwegian Pearl und im Zuge dessen die geplante Abschaltung einer Höchstspannungsleitung eine solche Kettenreaktion aus, dass binnen weniger Minuten in Teilen Westeuropas der Strom ausfiel. Das zeigt, dass uns die Vernetzung von zentralisti-schen Systemen sehr verletzlich macht.

Herr Dr. Schmidt, Sie haben täglich mit ver-schiedenen Energiekunden zu tun. Wie können sich diese vor Angriffen oder Störfällen schützen?Dr. Frank Schmidt: Das lässt sich pauschal nicht beantworten. Jeder Bereich und jede Branche hat unterschiedliche Sicherheitsanforderungen. Ein

In seinem Bestseller-Roman „Blackout“ beschreibt Autor Marc Elsberg die Auswirkungen eines großflächigen Stromausfalls in Europa. Ist dieses Szenario reine Fiktion oder verdeut-licht es eine reale Gefahr? Marc Elsberg und Dr. Frank Schmidt, Leiter des Konzerngeschäfts-feldes Deutsche Telekom, geben Antworten.

Blackout – ein realistisches Szenario?

Der Buch-Autor Marc Els-berg wies in seinem Buch

auch eine vielschichtige technische Expertise nach.

50,2 _ 2/2015 232350,2 _ 2/2015

N E t z t E c h N I k u N D - S t E u E R u N G

Blackout – ein realistisches Szenario?

gängiges Prinzip, das wir in der Telekommunikati-on schon lange kennen, ist die Doppelabstützung. Das heißt, wir verlegen statt einer zwei Leitungen, die unabhängig voneinander funktionieren. Oder wir betreiben kritische IT-Systeme parallel in zwei räumlich getrennten Rechenzentren. Auch mit einem klugen Netzdesign lässt sich ein sehr hoher Sicher-heitsstandard erreichen. Welche die passende Lösung ist, hängt immer vom Einzelfall und natürlich auch vom Budget des Kunden ab. Sicherheit ist nicht zum Nulltarif zu haben.

Sollte man gewisse Sicherheitsanforderungen vom Gesetzgeber verordnen oder das Thema dem Markt überlassen?Marc Elsberg: Sowohl als auch. Man darf nicht ver-gessen, dass ein Unternehmen naturgemäß immer zuerst sich selbst im Blick hat. Sicherlich sind einige Firmen heute schon in der Lage, über den Tellerrand zu schauen und vernetzt zu denken, Stichwort Risi-komanagement oder Continuity-Management. Aber in Bezug auf die gesamtwirtschaftliche und gesell-schaftliche Entwicklung im Energieumfeld sehe ich eindeutig die Politik in der Pflicht.

In Ihrem Buch wird das Stromnetz über Smart Meter gehackt. Halten Sie den Einsatz der intelli-genten Zähler per se für falsch?Marc Elsberg: Nein. Smart Meter sind ein Baustein der Energiewende und sinnvoll – aber nicht notwendiger-weise in jedem Haushalt, wie etwa auch die Bundes-netzagentur feststellt. Allerdings muss ich darauf achten, wie ich die Technologie einsetze. Und natürlich gilt es, gewisse Sicherheitsstandards zu wahren.

In Deutschland ist der geplante Rollout von Smart Metern etwas ins Stocken geraten. Woran liegt das?Dr. Frank Schmidt: Wir haben lange Zeit damit ver-bracht, eine Datenschutz- und Datensicherheitsde-batte zu führen. In diesem Zuge hat das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) sehr detailliert ausgearbeitet, wie intelligente Zähler und die dazugehörige Infrastruktur aussehen müssen. Allerdings hat diese umfangreiche Debatte auch dazu geführt, dass andere Länder mit dem Rollout deutlich früher begonnen haben.

Herr Elsberg, in Ihrer Heimat Österreich wird das Thema Smart Metering nicht ganz so kritisch gesehen. Sind die Deutschen zu streng, wenn es um das Thema Datenschutz geht?Marc Elsberg: Nein, ich glaube, dass man die Diskus-sion in Deutschland zu Recht führt. Die Österreicher nehmen das Thema meiner Ansicht nach zu sehr auf die leichte Schulter. Wir leben in einer Zeit, in der – vorwiegend von amerikanischen Unternehmen – massiv Grundrechte verletzt werden. Es findet eine großflächige Überwachung von öffentlichen und privaten Unternehmen statt. Dies zerstört allerdings unserer pluralistischen Gesellschaft, die – auch – öko-nomisch davon lebt, ständig Innovationen hervor-zubringen. Wollen wir dieses Gesellschaftsmodell in Europa beibehalten, ist die Datenschutzdiskussion unerlässlich.

Dr. Frank Schmidt von der Deutschen Telekom er-wartet bei Netzbetreibern individuelle Bedarfe in Sachen IT-Sicherheit.

S c h w e r -P u n k t

I t - S I c h e r -h e I t

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Standards für die Industriekommunikation sind dringend notwendig, aber auch ein hart umkämpftes Feld. Vielerorts leiden An-wender unter proprietären Spezifikationen, hohen Aufwänden für die Systemintegration oder gar unter Komponenten, die partout nicht miteinander sprechen können. Ange-sichts der zunehmenden Bedeutung von virtuellen Kraftwerken,gibt es daher schon länger Bestrebungen, solche Marktbarrieren zu beseitigen. Ein virtuelles Kraftwerk kom-biniert dezentrale Energieanlagen zu einem vernetzten, flexibel regelbaren und zentral gesteuerten Anlagensystem.

Von der Idee zur Institution Bereits vor fünf Jahren hatte der Energieversorger Vattenfall die VHPready-Spezifikation (Virtual Heat and Power Ready) entwickelt. Das »Industriefo-rum VHP Ready« wurde bereits Anfang 2014 gemeinsam mit dem Fraunho-fer FOKUS und vierzehn weiteren Partnern aus der Energiebranche gegründet. Seitdem ist die Mit-gliederzahl auf aktuell 32 ge-wachsen, Tendenz steigend. Heute genießt der Standard größte Aufmerksamkeit und sämtliche Weichenstellun-gen für die Marktreife sind inzwischen getätigt.

Der offene Kommuni-kationsstandard VHPrea-dy bezieht sich auf die Fernsteuerung und den Zusammenschluss von dezentralen Strom- und Wärmeerzeugungsanlagen, Verbrauchern und Energie-speichern zu virtuellen Kraft-werken. Konkret sorgt er dafür, dass sich Leitwarte und dezent-rale Anlagen verstehen. Dazu ge-

hören Wärmepumpen, Blockheizkraftwerke (BHKW) oder Biogas- und Wasserkraftanla-gen. So ist es möglich, Strom gemeinsam zu vermarkten und wichtige Systemdienstleis-tungen zu übernehmen, zum Beispiel das Bereitstellen der sogenannten Regelenergie, um die Schwankungen im Stromnetz auszu-gleichen. Die Kommunikation zwischen den dezentralen Energieressourcen und der Leit-warte ist bisher nicht standardisiert.

Im April veröffentlichte der Industrieverband VHP Ready die Version 4.0 seines Kom-

munikationsstandards. Die Gründung einer Service-

gesellschaft soll die Zertifi-zierung beschleunigen. Wärme-

pumpen

VIRTUELLES KRAFTWERK

Batterie-speicher

Prozess-erhitzer

Biogas-anlagen

BHKW

Windkraft-anlagen

Solar-anlagen

VHPready 3.0VHPready 4.0

VHPr

eady

5.0

Das neue Gateway IGW/936-L von SSV Software steuert verteilte Energieanlagen, die zu virtuellen Kraftwer-ken zusammengeschaltet werden. Es orientiert sich dabei an den IT-Sicher-heitsvorgaben der Über-tragungsnetzbetreiber für Sekundärregelleistung (SRL). Das Gateway erfüllt die Vorgaben an Security, Verfügbarkeits-Monitoring, Ereignisauf-zeichnung sowie das erforderliche Zeit-

verhalten gemäß den Vorgaben der Über-tragungsnetzbetreiber. Das IGW/936-L

isoliert als Endgerät – auch als CPE bezeich-net (Customer Premises Equipment) – das Über-tragungsnetz vollstän-dig von der dezentralen Energieanlage. Endgerät und Leitwarte kommuni-zieren in einer geschlos-

senen Benutzergruppe mit zusätzlicher Ende-zu-Ende-Verschlüsselung.

Neues Gateway gemäß VHP Ready von SSV Software

Spezifikation für die Smart Grid-Kommunikation

Anzeige

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N E t z t E c h N I k u N D - S t E u E R u N G

Neue Spezifikation ermöglicht zuverlässige Zertifizierung

Im April wurde die neue Spezifi-kation VHPready 4.0 veröffent-

licht. Die kommunikations-technische Basis bildet

das TCP/IP-basierte und signalorientierte

Fernwirkprotokoll IEC 60870-5-104

oder ein eben-falls TCP/

IP-basier ter, objektorien-tierter Ansatz gemäß IEC 6 1 8 5 0 - 7 -420. Für die Si-

cherheit der Datenüber-tragung sorgt

der Aufbau eines virtuellen

privaten Netz-werks (VPN) auf

Basis von OpenVPN mit SSL/TLS-Ver-

bindungen (Secure Sockets Layer, Transport

Layer Security). Für die Zeit-synchronisation kommt SNTP/

NTP (Simple Time Protocol/Net-work Time Protocol) zum Einsatz.

Ein wesentliches Ziel von VHPready ist das Festlegen von Profilen innerhalb der verwendeten Normen, sodass bei der Zerti-fizierung und Projektrealisierung nur noch das Profil benannt werden muss. Daher ist es wichtig für das Protokoll, dass es ein Zer-tifizierungsprogramm und die dazugehörige Prüfwerkzeuge gibt.

Vor diesem Hintergrund wurde im April die VHPready Services GmbH gegründet. Die Servicegesellschaft soll als operativer Arm des Industrieforums, der alleiniger Gesell-

schafter ist, ein Komplettpaket aus Beratung, Umsetzung und Zertifizierung rund um den Industriestandard zu entwickeln.

Eine zentrale Aufgabe besteht darin, die Zertifizierung gemäß des Standards VHPrea-dy über akkreditierte Prüflabore durchzufüh-ren und dafür die Prüfspezifikation zu erar-beiten. Festgelegt wurde bereits, dass diese Prüfungen international standardisierten Methoden und Techniken folgen, wie sie von ISO/IEC und ETSI (European Telecommunica-tions Standard Institute) festgelegt wurden.

Zum Leistungsportfolio der VHPready Ser-vices gehören auch die individuelle Beratung und Wissensbildung im Rahmen von Konfe-renzen und Schulungen. Das im Mai 2015 be-zogene Büro der VHPready Services befindet sich auf dem EUREF-Campus, einem einem europaweit einma-ligen Zentrum für energietechnische Innovationen in Berlin.

Wichtig auch für Schwarmstrom

Dass die Strahlkraft des Protokolls in-zwischen weit über die Verwendung im Kontext von Blockheizkraftwer-ken hinausreicht, belegt die Auf-merksamkeit, die es etwa im Umfeld von S c h w a r m s t r o m - Konzepten aktuell besitzt. Bei den dezentra-len Batteriespei-chersystemen, die auch für Regele-nergie genutzt werden können,

ist es wichtig, dass die Batteriesys-teme die Steuerung und Zustands- überwachung über eine digitale Schnittstel-le zulassen. Auch hier finden sich derzeit meist noch proprietäre Schnittstellenprotokolle. Der Hamburger Ökostrom-Anbieter Lichtblick, ein Gründungsmitglied von VHP Ready, der das Schwarm-Konzept offensiv ausbaut, hat kürzlich bekannt gegeben, zukünftig Batte-riesysteme über ein standardisiertes Schnitt-stellenprotokoll gemäß den VHP-Ready-Defi-nitionen zu etablieren.

Wärme-pumpen

VIRTUELLES KRAFTWERK

Batterie-speicher

Prozess-erhitzer

Biogas-anlagen

BHKW

Windkraft-anlagen

Solar-anlagen

VHPready 3.0VHPready 4.0

VHPr

eady

5.0

Kontakt: Industrieforum VHPready e.V., Wolfgang Lohmann, 10829 Berlin, +49 30 3988-4445,

wolfgang.lohmann@vhpready.de

Die Spezifikation von VHP Ready stützt sich auf Datenpunktmodelle und ausgewählte Kommunikations-protokolle.

Spezifikation für die Smart Grid-Kommunikation

Mit dem BSI-Schutzprofil und der Technischen Richtlinie TR-03109 für Smart Meter Ga-teways wurden der Energie-

wirtschaft anspruchsvolle Vorgaben zur sicheren Kommunikation zwischen Smart Meter Gateways und den dazugehörigen externen Marktteilnehmern (EMT) geschaf-fen. Im Abschnitt 4 der TR-03109 (Offiziell seit Februar 2015) wird beispielsweise die Architektur der Smart Metering - Public Key Infrastruktur (SM-PKI) spezifiziert, die die si-chere Kommunikation zwischen den Kom-munikationspartnern (den EMTs), vor allem Verteilnetzbetreiber, Messstellenbetreiber oder Lieferanten, regelt. Alle beteiligten Systeme müssen also in der Lage sein, eine hohe Anzahl von Prozessen im Rahmen der Zertifikats- und Schlüsselverwaltung souve-rän zu managen. Vor diesem Hintergrund müssen die Hersteller der Metering-Systeme entscheiden, ob sie eine eigene Sicherheits-lösung entwickeln oder eine vorhandene Lösung zukaufen wollen.

Partnerschaft von SpezialistenDer Metering-Spezialist GÖRLITZ hat sich dafür entschieden, die Security-Ansprüche auf höchstem Niveau zu verfolgen und setzt für sein Metering-System IDSpecto auf die Zusammenarbeit mit dem IT-Security-Spe-zialisten media transfer AG (mtG). Durch die Anbindung der Security-Bausteine von mtG an IDSpecto sorgt GÖRLITZ dafür, dass alle sicherheitsrelevanten Prozesse gemäß

der Technischen Richtlinie TR-03109 des Bundesamts für Sicherheit in der Informa-tionstechnik (BSI) abgewickelt werden. Da-bei werden die Bereiche Security/Kommu-nikation und der Anwendungsebene der Smart Meter strikt voneinander getrennt. Das 1995 gegründete Unternehmen mtG aus Darmstadt steuert dabei seine umfas-senden Erfahrungen im Bereich Security bei.

„Das Schlüsselmanagement von intel-ligenten Messsystemen erfordert einen hohen Grad an Flexibilität, sowohl bei der IT-Security als auch bei der Kommunika-tion“, sagt Christian Dietzel, Bereichsleiter Produktmanagement bei GÖRLITZ. Das Ma-nagement des Verschlüsselungsprotokolls zur sicheren Datenübertragung (TLS) ist für wenige Verbindungen noch einfach handel-bar. „Bei einer Vielzahl von Smart Meter Ga-teways die auf verschlüsselte Befehle war-ten, müssen die verarbeitenden Systeme jedoch entsprechend leistungsfähig sein“, sagt Dietzel.

Von Beginn an sollte auf Performanz und Clusterfähigkeit geachtet und eine dynami-sche Skalierbarkeit sowie ein hoher Grad an Automatisierbarkeit mit einbezogen wer-den. Sowohl IDSpecto als auch die mtG-Lö-sung erfüllen diese Anforderungen. Wenn beispielsweise ein Hardware Security Modul ausfällt, kann ein zweites im Parallelbetrieb als High-Availability-Lösung weiterlaufen.

Sicherheit für GWA und EMTDie Anbindung des mtG CryptoControl-

lers an IDSpecto war nach Angaben von GÖRLITZ aufgrund der zur Verfügung ste-henden Web-Serviceschnittstelle einfach und ohne umfassenden Eingriff in den Pro-grammcode möglich. Mittels eines VPN-Ad-apters können zusätzlich zur Lösung für den Gateway-Administrator (GWA) sichere Kanä-le zum Beispiel EMTs aufgebaut werden, die

nicht den Vorgaben der Technischen Richt-linie (03109-4) unterliegen, jedoch auch über eine sichere Kommunikation verfügen müssen.

IDSpecto stehen künftig also sämtliche kryptografische Operationen wie die Da-tenverschlüsselung sowie Zertifikats- und Schlüsselverwaltung, die im Rahmen der Kommunikation mit einem Smart Meter Ga-teway (in dem Fall von IDSpecto.HES.SMGW und IDSpecto.GWA) benötigt werden, zur Verfügung.

IDSpecto.HES.SMGW sorgt beim exter-nen Marktteilnehmer (EMT) dafür, dass die Daten verlässlich aus einem SMGW entge-gengenommen, entschlüsselt, normalisiert und anderen Systemen für die weitere Ver-arbeitung zur Verfügung gestellt werden. In IDSpecto.GWA – dem Modul für den Ga-teway-Administrator – werden die SMGW einfach und zuverlässig konfiguriert und Aufgaben des Regelbetriebs umgesetzt.

Das Produkt mtG-Metering CA für eine Public Key Infrastructure (PKI) übernimmt dabei als Sub-CA die Zertifizierungsstel-le. Mit Hilfe des mtG-CryptoControllers werden die mandantenfähige Massenda-tenkommunikation mittels TLS-Verschlüs-selung, die CMS-Inhaltsdatensicherung sowie das Zertifikatsmanagement sicher-gestellt. Eine spezielle clusterfähige Soft-ware für HSM und TLS-Management sorgt für hohe Ausfallsicherheit und dynamische

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Im Rahmen der Partner-schaft mit der mtG integriert

GÖRLITZ eine hochspeziali-sierte IT-Sicherheitslösung

in sein Smart Meter Produkt.

Sicherheit – auf Zusatzebene

Skalierbarkeit. Das erlaubt unter anderem das kontrollierte Herausnehmen einzelner Server für die Wartung, ohne dass der Be-

trieb eingeschränkt wird. Über die in der Technischen Richtlinie beschriebene SO-AP-Schnittstelle werden die Zertifikate von der Sub-CA angefordert und verlängert. Dies kann je nach Konfiguration, entweder auf Anforderung durch IDSpecto.GWA bzw. IDSpecto.HES.SMGW oder automatisch vor dem Ablaufdatum geschehen.

Flexibilität durch systemische Trennung

Ebenso wie IDSpecto ist auch die mtG-Lö-sung mandantenfähig. Das Einrichten be-liebig vieler Mandanten und Untermanda-ten ist sowohl auf der GWA- als auch der EMT-Seite möglich. Die Herstellerunabhän-gigkeit von IDSpecto gilt auch für das von mtG eingesetzte Hardware Security Modul.

„Kunden profitieren beim Einsatz dieser professionellen Gesamtlösung von durch-gängig sicheren Prozessen, die sowohl auf Seiten des GWA als auch beim EMT für die BSI-Konformität beim Datenempfang und

der -verarbeitung sorgen“, resümiert Christi-an Dietzel. Für die Umsetzung individueller Geschäftsmodelle und Kommunikationss-zenarien der Messstellenbetreiber seien die Interoperabilität, Mandantenfähigkeit und Zukunftsfähigkeit wichtige Erfolgsfaktoren.

Die konsequente Trennung von Security und Anwendung ermöglicht es, dass beide Bereiche unabhängig voneinander verän-dert beziehungsweise erweitert werden können. Dies schafft eine weitreichende Flexibilität für künftige Entwicklungen. „Ist beispielsweise die Security Infrastruk-tur einmal installiert, kann über die offene Schnittstelle des mtG-CryptoControllers eine CLS-Steuerungssoftware angebunden werden, ohne die sicherheitsrelevanten Prozesse erneut anfassen zu müssen“, be-schreibt Tamer Kemeröz, Vorstand der mtG. Ebenso kann eine zusätzliche Anwendung wie ein Workforce-Management-System an IDSpecto schnell und einfach angebunden werden.

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

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N E t z t E c h N I k u N D - S t E u E R u N G

Neuigkeiten zu IT-Sicherheit im Verteilnetz

Salzburg AG: Sichere Kommu-nikation per RF und PLCDie Salzburg AG hat den Vertrag mit Itron für die zweiten Phase des Smart Grid-Pi-lotprojekts geschlossen. Dort soll die OpenWay-Smart-Grid-Lösung mit der Edge Intelligence-Technologie von Itron Riva erweitert werden. OpenWay Riva baut auf der IPv6-Referenzarchitektur von Cisco auf. Sie verwendet auf dem glei-chen Chipsatz sowohl Radiofrequenzträ-ger (RF) als auch Power-Line Carrier (PLC). Damit will der Energieversorger unter an-derem Fernabschaltung, Zählerfernausle-sung und Netzwerkstabilität testen. Die adaptive Kommunikationstechnolo-gie soll für sichere, flexible Konnektivität bei höchstmöglichen Geschwindigkeiten sorgen, bei der in Echtzeit zwischen RF und PLC gewechselt werden kann.

ITF-EDV Fröschl kooperiert mit Vodafone ITF-EDV Fröschl bindet die M2M-Kom-munikationsplattform von Vodafone in ihre Gesamtlösung für die Smart Meter Administration nach BSI Standard ein. Die Plattform stellt eine Anbindung der Smart Meter Gateways an die Mobil-funkstandards GPRS, UMTS sowie LTE si-cher und ist in die Smart Metering Admi-nistrationssoftware der ITF-EDV Fröschl über API-Schnittstellen integriert. Eine reibungslose Installationsphase und ein aktives Enstörungsmanagement durch Realtime IP Monitoring ist nach An-gaben der Unternehmen gewährleistet. Cisco unterstützt KiwigridBei der Kooperation zwischen Cisco und Kiwigrid stehen die technologi-

sche Konnektivität über das Internet Protocol (IPv4 und IPv6), die Anbindung von intelligenten Konzentratoren (etwa intelligente Ortsnetztransformatoren) sowie die Entwicklung eines gemeinsa-men Schulungs- und Supportkonzeptes im Vordergrund. Kiwigrid ist Anbieter einer Smart- Grid-Application-Plattform, die dezentrale Energieanlagen systematisch integriert und steuert. Das Ziel ist es, sämtliche dezentralen Geräte und Anlagen über IP ansprechbar zu machen. Das Unternehmen Cisco wird in den Be-reichen der Anforderungsanalyse, Leis-tungsbeschreibung sowie bei benötig-ten Bewertungen und Zertifizierungen unterstützen und Hard- und Software für den Bereich Field Area Network be-reitstellen.

Intelligente Verteilnetze gehören zu den größten und wichtigsten Tech-nologieprojekten in der europäischen Zukunftsstrategie. Solche IT-gestütz-

ten Netze sind aber besonders anfällig für Sabotage und Manipulation. Das Risiko von Cyberattacken ist aufgrund der vielen An-griffsflächen des IT-Netzes groß.

Das gilt insbesondere mit Blick auf die re-gelbaren Netzelemente, vor allem sind das Längsregler oder regelbare Trafostationen (RONTS). Zwar gibt es inzwischen einige hochintegrierte intelligente Ortsnetzstatio-nen, die als Komplettlösungen angeboten werden, viele Netzbetreiber wollen aber in kleineren, abgestimmten Schritten vor-gehen. Sie setzen auf die Integration klas-sischer Industriekommunikation sowie Mess-,Steuer- und Regeltechnik (MSR) ins Verteilnetz, in Windkraftanlagen oder Block-heizkraftwerke. Bei solchen „Nachrüst-Kon-zepten“ ist die IT-Sicherheit gewissermaßen ein eigenes Themengebiet, dem besondere Aufmerksamkeit geschenkt werden muss.

Modulares SteuerungskonzeptDer Mindener Automatisierungsspezialist WAGO hat eine modulare MSR-Lösung im Angebot, die flexibel aufgebaut und belie-big erweitert werden kann. Der Controller PFC200 – als Bestandteil des WAGO-I/O-SYSTEMs 750 – besitzt dabei ein integriertes Sicherheitskonzept. „Als Schutz gegen Ha-ckerangriffe ist die bisherige Vorgehenswei-

se über einen vorgeschalteten VPN-Router zwischen Steuerung und Fernwirkstation nicht mehr ausreichend“, sagt Daniel Wie-se, der bei WAGO als Global Key Account Manager Smart Grid tätig ist. Um eine TCP/IP-Verbindung also so zuverlässig wie möglich zu schützen, sei eine Verschlüsse-lung direkt aus dem Fernwirkgerät unab-dingbar.

Daher ermöglicht es WAGO innerhalb der Linux-Umgebung des Controllers PFC200 Verschlüsselungstechnologien via SSL/SSH zu implementieren. Der Sicher-heitstunnel lässt sich also via IPsec- (Pro-tokoll-Suite) oder OpenVPN-Verbindung direkt aus der Steuerung realisieren. Weitere Funktionen wie Dual-LAN sind ebenfalls in-tegriert. Neben den Security-Features un-terstützt die PFC200-Plattform nahezu alle Kommunikationsprotokolle zur Vernetzung und Übertragung. So lassen sich die ver-schiedenen Teilnehmer beispielsweise über IEC 60870/61850, DNP3, Modbus TCP/RTU oder PROFIBUS vernetzen.

Als komplette Lösung für Betreiber eines virtuellen Kraftwerks oder Verteilnetzes bie-tet WAGO den PFC200 mit Linux-Plattform im Schaltschrank mit Ein-/Ausgabebau-gruppen, Relais, Netzteil und Reihenklem-men an. Der Schrank wird direkt am Ort der Leistungserzeugung oder Energiever-teilung – also beispielsweise an der Wind-kraftanlage oder dem Blockheizkraftwerk – installiert.

Die Steuerung kommuniziert mit einer Leitwarte, die beim Übertragungsnetzbe-treiber oder beim Betreiber eines Virtuellen Kraftwerks ebenso jedoch bei Windkraftan-lagen oder an Blockheizkraftwerken liegen kann. Gerade Übertragungsnetzbetreiber fordern die Verschlüsselung der Datenüber-tragung mittels Fernwirktechnik, wenn de-zentrale Erzeuger bei der Einspeisung von Regelleistung für den Regelenergiemarkt teilnehmen möchte.

Hintergrund dazu ist unter anderem der Paragraph 11 Abs. 1a des Energiewirtschafts-gesetzes, das den Betrieb eines sicheren Energieversorgungsnetzes regelt. Bereits Ende 2013 wurde der Entwurf eines IT-Sicher-heitskatalogs veröffentlicht, der die Schutz- anforderungen für die Verwendung von IKT im Stromnetz regelt. Im April hat die Bun-desregierung nun einen Vorschlag für das

Um Löcher im Kommunikationsnetz beim Fernwirken und Fernwarten zu schließen, bietet WAGO ein modulares Steuerungskonzept mit integrierten Sicherheitsfeatures

Sicher auf der ganzen Strecke

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Gesetz zur „Erhöhung der Sicherheit informati-onstechnischer Systeme“ (IT-Sicherheitsgesetz)vorgestellt, das inner-halb der nächsten zwei Jahre umgesetzt werden soll. Betreiber von Ener-gieversorgungsnetzen sollen damit verpflichtet werden, hohe IT-Sicher-heitsstandards einzuhal-ten und nachzuweisen,

Sicherheitsaudits durchzuführen und Si-cherheitsvorfälle zu melden. Der Gesetzes- entwurf wird zwar sowohl hinsichtlich des Kosten-Nutzen-Verhältnisses (Stichwort: bü-rokratischer Aufwand) als auch der hinter-legten technischen Spezifikationen heftig kritisiert. Der Gesetzesentwurf legt aber wie andere Vorordnungen und Richtlinien (siehe Kasten) die Messlatte hoch.

WAGO hat diees bei der Entwicklung der Steuerung berücksichtigt und sie so kon-zipiert, dass sie alle heutigen Vorschriften berücksichtigt. Das bedeutet in erster Li-nie, dass der Funktionsraum der Steuerung eingeschränkt wird. Salopp formuliert: „Von den tausend Dingen, die sie theoretisch ma-chen kann, führt die Steuerung nur noch die wenigen Dinge aus, die erlaubt sind“, sagt

Wiese. Die Zugänge sind ebenfalls stark ein-geschränkt und geschützt. Dies entspricht der gängigen Sicherheitsphilosophie im Verteilnetz.

AnpassungenDie Implementierung einer Steuerung im Verteilnetz ist also immer als individuelles Projekt zu sehen. Nicht nur die Steuerungsal-gorithmen stellt WAGO mit Partnern aus dem Hochschulbereich individuell ein, auch beim Sicherheitskonzept gilt es, mehrere Kompe-tenzen zu bündeln. Versorger benötigen in der Regel einen Sicherheitsbeauftragten. Bei kleineren Stadtwerken sind dies oft Netzwerk- administratoren, die im Office-Bereich arbei-ten und nun neue Verantwortungsbereiche bekommen. „Häufig sind bei den Projekten externe IT-Spezialisten dabei“, sagt Wiese. Im Gegensatz zur industriellen Kommunikation, bei der die Datenübertragung via Ethernet seit Jahren üblich ist, beginnt die Strombran-che erst damit, Know-how für die IP-basierte Automatisierung aufzubauen.

Gleiches gilt für die drahtlose Kommu-nikation, die gerade bei ländlichen Netzen das Mittel der Wahl ist. Hier bedient man sich des digitalen Tetra-Funks, der eigent-lich für Behörden und Organisationen mit Sicherheitsaufgaben (Polizei, Feuerwehr etc.) eingeführt wurde, oder neu dem Digital

Mobile Radio (DMR), einem digitalen Mobil-funk, das erst 2006 als Standard verabschie-det wurde. Gegenüber TETRA besitzt DMR nicht nur größere Bandbreiten, sondern ist auch kostengünstiger und fordert weniger Wartungsaufwand. Steuerungsanbieter wie WAGO setzen dabei auf Unternehmen, die auf sichere funkbasierte Kommunikation spezialisiert sind und deren Technologie je nach Projekt integriert wird.

Auch bei der Betrachtung der Lebens- zyklen der MSR-Technik erfordert die Aus-stattung der intelligenten Verteilnetze ein Umdenken. WAGO bietet eine lange Nach-kaufzeit für Komponenten an, die den An-sprüchen der Betreiber gerecht wird. Im Stromnetz gelten Lebenszyklen von teilwei-se über 40 Jahren – beispielsweise klassische Ortsnetztransformatoren. Diese sind selbst mit qualitativ hochwertiger Automatisie-rungstechnik nicht zu garantieren. „Jedoch gibt es Anwendungen im rauen Umfeld, die mit WAGO-Automatisierung seit fast 20 Jah-ren reibungslos ihren Dienst tun“, so Wiese.

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

N E t z t E c h N I k u N D - S t E u E R u N G

BDEW-Whitepaper: Konkrete Regeln

Im März hat der BDEW die neueste Version des White Papers „Anforde-rungen an sichere Steuerungs-und Te lekommunik at ionssyste m e “ veröffentlicht. Darin wird auf den internationalen Standard ISO/IEC 27002:2013 „Code of practice for information security controls“ und dessen Erweiterung für den Ener-giesektor (ISO/IEC 27002) verwiesen. Das BDEW-Papier orientiert sich an diesen Normen.

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In der alten Welt floss der Strom nur in eine Richtung: vom Kraftwerk stufenweise her-untergespannt bis hin zu den Verbrauchern.

Die neue Energiewelt ist deutlich vielseitiger: Stromverbraucher werden zu Erzeugern, Ver-teilnetzbetreiber zu Einsammlern von Ener-gie. Weder Stromertrag noch -verbrauch las-sen sich genau planen. Die RWE Deutschland hat vor diesem Hintergrund für die intelligen-te Netzsteuerung vor Ort den „Smart Opera-tor“ entwickelt, der seit dem vergangenen Jahr in drei Projektregionen getestet wird.

Smart Operator nutzt PotentialeDer Smart Operator ist etwa so groß wie ein Taschenbuch und vergleichbar mit einem kleinen Computer. Installiert in Ortsnetz-stationen des lokalen Stromnetzes bündelt diese Gerät alle wesentlichen Informationen aus dem Niederspannungsnetz, an dem auch die Haushalte angeschlossen sind: Wie viel Strom steht aktuell zur Verfügung? Wie viel wird nachgefragt? Stehen Stromspei-cher zur Verfügung, wie beispielsweise Bat-terien oder an eine Ladestation angeschlos-

sene Elektroautos? Welche Leistung bieten Photovoltaikanlagen auf dem Hausdach?

Der Smart Operator steuert intelligente Geräte in den Haushalten sowie zentrale Komponenten im Ortsnetz und ermittelt unter anderem anhand von Wetterprog-nosen die zu erwartenden Einspeisungen sowie Lasten, aber auch die Aufnahme-fähigkeit und Speichermöglichkeiten im Stromnetz. Der Smart Operator stimmt diese Faktoren auf Basis der aktuellen Mess-werte aufeinander ab und bringt sie in Ein-klang miteinander. Bei dem von der RWE zusammen mit der PSI entwickelten Smart Operator handelt es sich um ein selbst ler-nendes System: Die Steuerung wertet den Erfolg der Aktionen aus und optimiert so die Handlungsstrategien immer weiter. Er arbeitet auf Basis eines gemeinsam mit der Rheinisch-Westfälischen Technischen Hoch-schule Aachen (RWTH) entwickelten Steue-rungsmodells.

Im Praxistest in den Modellregionen steht der Smart Operator im Gesamtkontext Smart Grid: Konkret geht es also nicht nur

darum, ein System zu testen, sondern Erfah-rungen beim bedarfs- und kundenorientier-ten Aufbau und Betrieb eines intelligenten Stromnetzes zu sammeln. Von besonde-rem Interesse ist dabei der Ausgleich von schwankender Stromerzeugung und variie-renden Verbrauchslasten.

Die Pilotprojekte bauen dementspre-chend auf Erkenntnissen des Programms Smart Country von RWE Deutschland zum Aufbau intelligenter Verteilnetze auf. Als erstes der bundesweit drei Smart-Opera-tor-Projekte von RWE Deutschland ist das Projekt in der Wertachau, einem Ortsteil von Schwabmünchen, im Juli 2014 nach fast zweijähriger Vorbereitungszeit in die Praxis-phase gegangen.

Smart Grids mit umfangreichen KomponentenVerantwortlich für die Umsetzung sind die Lechwerke in Augsburg, die die reali-sierte Lösung als eine der umfassendsten Smart-Grid-Installationen in Deutschland bezeichnen: Mehr als 100 Haushalte, die mit

künstlicheIntelligenzim NetzMit dem Smart Operator testet die RWE mit ihren Projektpartnern ein selbst lernendes System zur Steuerung intelligenter Netze.

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N E t z t E c h N I k u N D - S t E u E R u N G

PV-Anlagen auf den Dächern vielfach selbst Strom erzeugen, sind beteiligt. In das Netz sind intelligente Stromzähler, verschiedene intelligente Hausgeräte in Privathaushalten, Wärmepumpen. ein zentraler Bat-teriespeicher sowie ein regelbarer Ortsnetztransfor-mator und innovative Netztechnik integriert.

Neben der Frage, welchen Beitrag die Steuerung einzelner intelligenter Komponenten durch den Smart Operator im Ortsnetz leisten kann, steht im Rahmen des Projekts auch der Einsatz intelligenter Stromzähler in den Haushalten im Fokus. Unter Be-achtung der strengen Vorgaben des Bundesdaten-schutzgesetzes (BDSG) wird dazu die Übertragung der Leistungs- und Verbrauchswerte über das Glas-fasernetz untersucht.

Ebenfalls im Verantwortungsbereich der Lechwer-ke erfolgte Ende September 2014 die Inbetriebnah-me des intelligenten Netzes in der Modellregion Kis-selbach im Hunsrück. Der Freistaat Bayern, wo man dem Netzausbau bekanntermaßen kritisch gegen-übersteht, zeichnet LEW-Vorstandsmitglied Dr. Mar-kus Litpher und Dr. Arndt Neuhaus, Vorstandsvorsit-zender von RWE Deutschland aufgrund der Initiative sogar als „Gestalter der Energiewende“ aus.

Kommunikation über Breitband PowerlineSeit dem 18. April 2015 ist das dritte „Smart Operator“-Mo-dellprojekt in der Gemeinde Wincheringen im Landkreis Trier-Saarburg in Betrieb. Hier erfolgt die gesamte Datenüber-tragung im Verteilnetz über das Breitband-Powerline-System der Power Plus Communications aus Mannheim. Dieses System, bestehend aus Headend, Repe-ater und Gateway, ist durch die Verwendung eines sehr breiten Frequenzbandes in der Lage, das bestehende Stromnetz zur Übertragung von Datenpaketen nach dem weltweit gültigen In-ternet-Protokoll (IP) zu nutzen.

Projektleiter Stefan Willing (RWE Deutschland) erläutert: „In-dem wir auf die Kommunikation über Breitband-Powerline set-zen, können teure Baumaßnah-men für Telekommunikations-netze in der Niederspannung entfallen.“

Die Validierungsphase des Konzeptes läuft noch bis Ende 2015. Die gewonnen Ergebnisse fließen unmittelbar in die Planungs- und Betriebsgrundsätze der Verteilnetzregionen von RWE Deutschland ein. Dr. Arndt Neuhaus (Vor-standsvorsitzender RWE Deutschland) erklärt: „Wir untersuchen in den Smart-Operator-Projekten, wie der Betrieb der Ortsnetze durch den Einsatz künstlicher Intelli-genz optimiert werden kann. Ziel ist, die lokale Netzinfrastruktur durch eine intelligente Steue-rung mit neuartigen Komponen-ten effizienter zu nutzen."

Die Projektleitung für das Smart-Operator-Gesamtpro-gramm liegt bei RWE Deutsch-land, die für den Feldttest insge-samt 7 Millionen Euro investiert. Weitere Partner sind die RWTH Aachen, die Universität Twente (Nie-derlande) und die Unternehmen PSI, Hoppecke, Maschinenfabrik Rheinhau-sen, Horlemann sowie Stiebel Eltron.

Alle wesentlichen Smart Grid-Kom-ponenten sind in den Testprojekten vernetzt und werden vom Smart Operator gesteuert.

Der Smart Operator bestimmt und reguliert

in einem dauernden Ak-tualisierungsprozess das Verhältnis von Angebot und Nachfrage im Netz.

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

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a S S E t - u N D W o R k f o R c E - m a N a G E m E N t

Die Zeitfenster für den Service einer Offshore-Windkraftanlage sind sehr kurz. Deswegen muss jeder Hand-

griff sitzen und die Techniker dürfen sich nicht in die Quere kommen. Etwas weniger zeitkritisch, aber ebenfalls komplex, ist die Wartung von Windrädern an Land. Um die Abläufe sowohl zu Wasser als auch zu Lande zu optimieren, hat sich der Windenergiespe-zialist Senvion SE für den weltweiten Einsatz der NEO Mobile Suite, des Mobile Workforce Management-Systems für SAP von FRITZ & MACZIOL, entscheiden. Nach der erfolgrei-chen Einführung in den vier Offshore-Stütz-punkten sowie in Großbritannien und Frankreich folgen nun Deutschland, Italien, Nordamerika und Australien.

Senvion entwickelt, produziert und ver-treibt Windenergieanlagen für nahezu jeden

Standort – mit Nennleistungen von 2 bis 6,15 Megawatt und Rotordurchmessern von 82 bis 152 Metern. Das Unternehmen beschäf-tigt mehr als 3.400 Mitarbeiter in aller Welt und verfügt über die Erfahrung aus der Fer-tigung und Installation von über 5.900 Win-denergieanlagen. Damit gehört Senvion zu den weltweit führenden Herstellern sowohl im Onshore- als auch im Offshore-Bereich.

Zur Unterstützung der Service-Teams hat-te Senvion schon im Jahr 2008 das erste Sys-tem für das Mobile Workforce Management eingeführt, damals auf Basis von SAP MAM (Mobile Asset Management). Nachdem dies den gestiegenen Anforderungen nicht mehr genügte, startete der Windenergieanlagen-hersteller im Jahr 2011 einen intensiven Aus-wahlprozess.

Insgesamt neun Lösungen nahm Senvion genau unter die Lupe und am Ende mussten sich die beiden Finalisten einem ausführ-lichen Proof-of-Concept stellen. Die Ent-scheidung fiel letztendlich zugunsten der NEO Mobile Suite von FRITZ & MACZIOL. „Ein wichtiger Grund war sicherlich die Tatsache, dass das System direkt auf SAP aufsetzt und

damit voll integriert arbeitet. Vor allem aber auch die flexi-blen Anpassungs-möglichkeiten an die teilweise speziellen Anforderungen von Senvion gaben für uns den Ausschlag“, beschreibt Dennis Thiessen, Senior Ex-pert Service Optimiz-ation bei Senvion, die Gründe für die Auswahl.

Der Hauptauslöser für die Neuorientie-rung kam aus dem Offshore-Bereich. Denn wer hier die Service-Prozesse schnell und vor allem ohne Reibungsverluste abwickeln kann, gewinnt einen echten Wettbewerbs-vorteil. Bis zu sechs Techniker sind bei einem Einsatz gleichzeitig in einer Windenergiean-lage aktiv. Sie dürfen sich dabei nicht behin-dern, denn Zeit ist auf hoher See im wahrs-ten Sinne des Wortes kostbar. Schließlich werden die einzelnen Teams mit Helikoptern oder per Schiff zum Windrad gebracht und wieder abgeholt, was mit erheblichen Kos-ten verbunden ist.

Schon vor der Einführung der NEO Mobi-le Suite hatte Senvion deswegen ein Work-flow-Konzept aufgebaut, das in der neuen Lösung zunächst als Kombination zwischen einer elektronischen Checkliste und einer Messwerteerfassung über die mobilen Pana-sonic Toughbooks abgebildet wurde. Der dazugehörige Dialog wurde von den FRITZ & MACZIOL-Spezialisten für die eingesetz-ten Touch-Screens auf Windows-Basis ent-wickelt. Dabei galt es, den Dialog möglichst

Senvion standardisiert Ser-viceprozesse mit der NEO Mobile Suite von FRITZ & MACZIOL

Mobiler Service für Windkraftanlagen

Architektur und Lösungsvarianten der NEO Mobile Suite

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R u b R i k

übersichtlich zu halten. Schließlich müssen bei Offshore-Anlagen zwischen 750 und 800 Mess- und Checklistenpunkte abgearbeitet werden, bei einer Anlage an Land sind es im-merhin noch 450 bis 500.

Die Arbeiten betreffen dabei sämtliche Tei-le des Windrads, vom Rotor über die Getriebe und Umrichter bis hin zu den hydraulischen Systemen. „Wir haben diese Komponenten- struktur komplett auf die einzelnen Mess-punkte heruntergebrochen und in der NEO Mobile Suite hinterlegt. Künftig wollen wir an jedem Punkt dieser Struktur entsprechende QR-Codes hinterlegen, so dass der Techniker diese mit dem mobilen Rechner nur noch scannen muss und so noch sicherer durch den kompletten Prozess geführt werden kann“, so Dennis Thiessen zur Umsetzung.

„Für uns ist dieses Projekt eine einmali-ge Chance, weltweit ein standardisiertes Vorgehen einzuführen. Das ist auch eine wichtige Voraussetzung für die Umsetzung der 'Zustandsbasierten Instandhaltung', wir optimieren somit die Zusammenarbeit zwi-schen dem Condition Monitoring und der allgemeinen Betriebsdatenerfassung“, be-schreibt Dennis Thiessen ein wichtiges Ziel. Um dies zu erreichen, wurde und wird das

Projekt mit Hilfe von Key-Usern umgesetzt. Beginnend mit einer Mitarbeiterin, die die Rolle des „Global Key-Users“ einnimmt und die regionalen Schlüsselanwender jeweils vor Ort intensiv schult, erfolgt die weitere Ausbildung der mehr als 700 Servicetech-niker ebenfalls über solche Multiplikatoren. Der Vorteil: Es werden keine externen Kräfte benötigt, das NEO-Team von FRITZ & MAC-ZIOL muss lediglich für Entwicklungsaufga-ben und technische Fragen herangezogen werden. „Der ‚mobile Techniker’ steht für uns im Mittelpunkt. Seine Arbeit zu erleichtern, ihn komplett vom Papier zu befreien und vor allem die Servicequalität zu sichern, sind die Hauptziele“, erläutert Dennis Thiessen.

Dazu trägt auch die enge Integration in SAP bei: Sämtliche Daten, die der Techniker unterwegs erfasst, seien es Arbeitszeiten, Materialien, Checklisteneinträge oder Mess-daten, werden direkt und ohne Systembrü-che in das Hauptsystem überspielt. Dazu gehört darüber hinaus das Fehlermanage-ment, bei dem alle aufgetretenen Mängel und Schäden mobil erfasst werden. Auch windenenergiespezifische Statusmeldun-gen werden automatisiert zwischen dem SAP-System und der NEO Mobile Suite aus-

getauscht, etwa aus der Fernüberwachung, bei Unterbrechungen oder der Wiederin-betriebnahme mit reduzierter Leistung. Die Prozesse reichen dabei bis hin zum Versand von Kundenbenachrichtigungen oder dem Ausdruck von Berichten – für Kunden, die nach wie vor auf Papier bestehen. Aber auch ganz andere Daten, wie etwa Health & Safety-Informationen, sollen dem Techniker künftig aus SAP heraus mobil zur Verfügung gestellt werden.

Nach dem erfolgreichen Rollout in den Offshore-Stützpunkten in Frankreich und Großbritannien erfolgt 2015 die Einführung in zahlreichen weiteren Ländern. Parallel dazu wird das System stetig ausgebaut. So sollen künftig neben den Windows-Tough-books auch Android und iOS-fähige Smart Phones und Tablet PCs eingebunden wer-den, um so Teilfunktionen wie die Auftrags-statussteuerung benutzerfreundlicher zu gestalten. „Schon heute sind wir mit dieser Lösung Vorreiter in der Windenergiebranche – ein Vorsprung, den wir unbedingt halten wollen. Denn durch den konsequenten Ein-satz des Mobile Workforce Managements ha-ben wir inzwischen echte Wettbewerbsvor-teile gewonnen“, stellt Dennis Thiessen fest.

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

Mobiler Service für Windkraftanlagen

WEA in Husum: Die Wartungsarbeiten werden in einem eng mit SAP integrierten Workforce Management System unterstützt. .

a S S e t - u n d w o r k f o r c e -

m a n a g e m e n t

Beim Stichwort Energiewende reagiert Peter Mathis, Leiter des Regionalzentrums Neuss des Netzbetreibers Westnetz, spontan: „Ich habe schon überlegt, dazu ein Buch zu schreiben“. Neben den vielen Anekdoten und Berichten aus dem Innenleben des

größten deutschen Verteilnetzbetreibers würde es dem Energietechniker dabei um die vielen Missverständnisse und thematischen Fehlinformati-onen gehen, die zum Teil über die Medien in den letzten Jahren verbrei-tet wurden. Klar ist für Mathis: „Die Energiewende erfordert ein komplett neues Denken für die Netzbetreiber“. Und dazu gehört auch das Überden-ken von IT-Strategien. Die Netzbetreiber stecken dabei gewissermaßen in den Fesseln ihrer Historie. Wurde in den letzten Jahren eine Vielzahl von Fachsystemen installiert, die alle für einen bestimmten Aufgabenbereich maßgeschneidert waren, so ändert sich jetzt die Sicht auf die IT. Westnetz verlässt daher das Systemdenken und richtet seine Aufmerksamkeit wie-der mehr auf die Daten, in denen der eigentliche Mehrwert enthalten ist.

Langfristig gesehen steht hinter diesem Gedanken eine Vision. Sie lau-tet vereinfacht: Jeder Mitarbeiter nutzt je nach Aufgabenstellung eine maßgeschneiderte Anwendung, die im Hintergrund auf die Daten aus verschiedenen Fachsystemen zurückgreift, die sie benötigt. „In Zukunft

Westnetz entwickelt aus einem Projekt für die systemübergreifende Qualitätssicherung von netzbezo-genen Datenbeständen ein Techni-sches Business Warehouse. Im Laufe des Projekts sind viele neuartige Funktionen entstanden, die den ver-änderten Anforderungen der Netzbetreiber Rechnung tragen.

Iterative Datenintegration

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wird man nicht mehr die Frage stellen, in welchem System man arbeitet. Es geht nur darum, für be-stimmte Aufgaben die bestmögliche Unterstüt-zung durch Software zu haben und auf alle Daten zuzugreifen, die dazu notwendig sind“, erläutert der Elektroingenieur Mathis.

Soweit die Vision. Der Weg dorthin ist jedoch weit und bringt erhebliche Herausforderungen mit sich, ist sich Mathis sicher. Doch einen ersten entscheidenden Schritt hat Westnetz dazu bereits getan, und Projekte zur Qualitätssicherung der netznahen Datenbestände durchgeführt. Denn dies ist die erste und wichtigste Voraussetzung für sämtliche Prozesse und Anwendungen. Der Erfolg bestätigt diesen Ansatz, nicht nur weil Pilotprojekte bereits abgeschlossen sind und Westnetz beschlos-sen hat, die Qualitätssicherung auf das gesamte Unternehmen produktiv auszurollen. Vor allem sind im Laufe der Projekte bereits neue Ideen und Funktionen entstanden, die – hier liegt ein Allein-stellungsmerkmal im Vergleich zu vielen anderen, oft fehlgeschlagenen Datenprojekten – bereits er-folgreich realisiert wurden.

Verbesserung der Datenqualität Westnetz hat in den Jahren 2010 bis 2014 etwa mit der QS-DB ein Datenbanksystem installiert, in dem nach und nach alle relevanten Netzdaten aus produktiven Anwendungen und externen Daten-quellen integriert, transformiert und konsolidiert worden sind. Für die Durchführung ist die Firma Hartkopf DV aus Mülheim an der Ruhr verantwortlich. Zunächst hat das auf Datenintegration spezialisier-te Unternehmen Inkompatibilitäten zwischen Dokumentation und kauf-männischen Systemen bereinigt, ver-schiedenartige Begrifflichkeiten geklärt und topologische Zusammenhänge geschaffen. Die anfallenden Fehler und Inkonsistenzen werden auch an die Pri-märsysteme rückgemeldet, die dann ihren Datenbestand Schritt für Schritt verbessern helfen . „Hartkopf DV schlug einen innovativen und zugleich prag-matischen Ansatz vor, um die vielfälti-gen und komplexen Anforderungen zu meistern“, stellt Mathis klar.

Konkret steht ein komplexes Verfah-ren für die Fusion und Duplikaterken-nung dahinter. „Konsistenz erreicht man sukzessive, indem man entsprechende Zuordnungs- und Fehlerproblematiken aufzeigt und einem kontinuierlichen Be-reinigungsprozess in den entsprechen-

den Daten-Quellsystemen unterwirft“, beschreibt Geschäftsführer Thomas Hartkopf. Die QS-DB verfügt dabei über leistungsfähige Schnittstellen. Eine Prozesssteuerung übernimmt regelbasiert alle Aufgaben. Sämtliche Funktionen - inklusive der auf Betriebssystemebene auszuführenden Programme - sind dabei direkt in der Datenbank gespeichert. Dadurch ist der technische Aufwand beim Betrieb der QS-DB deutlich verringert.

Entwicklungsbasis ist ein relationales Daten-bankmodell, das auch komplexe topologische Zu-sammenhänge verknüpfen kann. Westnetz hat da-bei Sachdateninformationen und graphische Daten in der Datenbank aus den unterschiedlichen ope-rativen Datenbeständen zusammengeführt und innerhalb eines einheitlichen Datenmodells integ-riert. Die Liste der integrierten Datenbestände ist sehr umfassend. Beispiele sind Bestandsplanwerke der verschiedenen Sparten, Zählerdaten, Einspei-sedaten aus regenerativen Quellen, Betriebsmittel, Mittel- und Hochspannungstopologien aus der Leittechnik, Planungsdaten und Schaltzustände aus Netzberechnungssystemen, Wartungsdaten aus dem Instandhaltungssystem SAP-PM oder Ad-ressdaten von Hausanschlüssen.

Dabei ist es möglich, innerhalb weniger Stunden eine sehr große Datenmenge in die entsprechen-den Strukturen zu integrieren. Nach Angaben von Westnetz kann beispielsweise ein Netz mit circa 3,5 Millionen Hausanschlüssen und 50.000 Stationen

Die Westnetz mit Sitz in Dortmund ist der Verteil-netzbetreiber für Strom und Gas im Westen Deutsch-lands. Das Unternehmen ist eine 100-prozentige Tochter der RWE Deutschland AG. Westnetz betreibt mit 5.200 Mitarbeitern eine Vielzahl von Netzen unterschiedli-cher Eigentümer im Westen Deutschlands. Im RWE-Kon-zern verantwortet Westnetz im regulierten Bereich Planung, Bau, Instandhaltung und Betrieb von 190.000 Kilometern Stromnetz und 28.000 Kilometern Gasnetz.

Über Westnetz

Komplexe Datenintegration bei Westnetz

Iterative Datenintegration

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a S S E t - u N D W o R k f o R c E - m a N a G E m E N t

in wenigen Stunden analysiert werden. Westnetz kann auf Knopfdruck feststellen, welche der rund 300.000 im Netz integrierten Anlagen an welchen Punkten genau ans Übertragungsnetz angeschlos-sen sind.

Solche Fragestellungen sind wichtig, weil West-netz gewissermaßen als Umschlagplatz für die Einspeisevergütungen zwischen dem Betreiber der Anlagen und dem Übertragungsnetzbetreiber fungiert und in diesem Umfeld viele Auswertungen und Analysen gefordert sind. Die Reports sind da-bei je nach Aufgabenbereich und Netzebene maß-geschneidert. So gibt es auch spezielle Reports für die 110-kV-Ebene.

Ideen und Funktionen entstanden im Projekt Viele Software-Projekte scheitern nicht aufgrund mangelnder funktionaler Vielfalt, sondern weil die Datenqualität nicht ausreicht. Bei Westnetz zeigt sich die umgekehrte Situation. „Aus dem Know-how der Datenmigration sind in der Java-basierten Datenbankanwendung viele Funktionen für Daten-auswertung und Reportings entstanden“, berichtet Mathis. Dies weicht durchaus vom üblichen Vorge-hen ab, denn ein Großteil der Leistungen sind nicht im Vorhinein innerhalb eines umfassenden Lasten-heftes aufgenommen wurden, sondern wurden im Laufe des Projektes definiert. Ursprünglich inten-diert war die Erstellung einer Qualitätssicherung

für die Daten innerhalb eines GIS-Migrationspro-jektes, denn die 2013 aus einem Zusammenschluss mehrerer Gesellschaften entstandene Westnetz konsolidiert ihre Systeme und führt durchgängig ArcFM UT von AED-SICAD ein. QS-DB sollte für die Datenmigration ursprünglich „nur“ eine Art Scharnier bekommen, heute bezeichnet Hartkopf DV es als Technisches Data Warehouse (TDW). Der Hauptteil der Sachdaten stammt dabei aus den Bu-siness-Systemen von SAP. Das TDW enthält neben den Data-Warehouse-typi-schen Eigenschaften zusätzlich noch ein reichhal-tiges Funktionsangebot. Die Anwendungsvielfalt der QS-DB ist bei dem Projekt – bei diesem Aspekt ist Westnetz der eingangs erwähnten Vision schon ein gutes Stück näher gekommen – nicht das Re-sultat einer Erweiterung eines einzelnen Systems, sondern bedient konkrete Anforderungen im Netzbetrieb, die nur durch die realisierte Daten-integration erfüllt werden können. Dazu gehört eine Netzberechnung der Niederspannungsnetze, die zwar nicht das angestammte System (Neplan) der Westnetz ersetzen soll, durchaus aber wichti-ge einfache Netzberechnungen zum Spannungs-band enthält.

Änderungen in Last und Leistung sind in mehre-ren Stationsnetzen so jederzeit in der QS-DB rechen-bar und können grafisch (Ampelfarben) dargestellt werden, beispielsweise bei Anschlussbewertungen von neuen Einspeisern. Zuvor mussten die Daten für solche Berechnungen händisch zusammengeführt werden, was insgesamt mehrere Stunden kostete.

Da die QS DB auch in der Lage ist, simulierte Szenarien durchzurechnen kann unmittelbar abge-schätzt werden, welche Änderungen sich im Netz beispielsweise durch neu integrierte Einspeiser, vergrößerte Leitungskapazität oder Installation eines regelbaren Ortsnetztrafo ergeben würden. „Innerhalb solcher Szenarien können wir auch die Auswirkungen bis in die Hoch- und Höchstspan-nungsebene analysieren, wo dann zusätzlich die Windenergieeinspeisung Berücksichtigung findet“, beschreibt Peter Mathis.

Da für das Verteilnetznetz auch die Schaltzu-stände in der Datenbank hinterlegt sind, können die Techniker beispielsweise auch prüfen, ob mit relativ einfachen Maßnahmen die Gesamtkapazität des Verteilnetzes erhöht und das Spannungsband eingehalten werden kann. Ebenso hinterlegt sind die Möglichkeiten, Ladestationen für die Elektro-mobilität oder die Installation von Nachtspeicher-heizungen zu simulieren: Allesamt also Fragen, die Netzbetreiber wie die Westnetz in Zukunft mehr und mehr beschäftigen dürften.

Instandhaltung bei der Westnetz: Derzeit werden auch für die mobile Aus-kunft alle netzbezogenen Daten in einem speziellen Datawarehouse zusam-mengeführt.

Kontakt: Hartkopf DV-Integration und Geodaten GmbH, Thomas Hartkopf, 45470 Mülheim a.d. Ruhr, +49 208 69888011, thomas.hartkopf@hartkopf.biz Westnetz GmbH, Peter Mathis, Collingstraße 2, 41460 Neuss, +49 2131 712020, Peter.mathis@westnetz.de

R u b R i k

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Mit zahlreichen Neuerungen wartet die Version 4.1 der Mobile Workforce Ma-

nagement-Suite von mobileX auf, die bei der diesjährigen Hannover Messe vorge-stellt wurde. So wurde mobileX-MIP for Field Service mit einer neue Touch-Funktionalität ausgestattet, die sich speziell an den teilwei-se schwierigen äußeren Arbeitsbedingun-gen der Service-Techniker oder Monteure orientiert: So sollen größere Zeichen und Buttons sowie ein erweiterter Zeilenabstand für eine komfortable Bedienung sorgen. Alle Eingabebereiche erscheinen im Touch-Mo-dus als extra Dialoge und lassen sich mit einem Finger steuern. Unterschriften lassen sich auf dem berührungsempfindlichen Dis-play ohne zusätzliche Hardware erfassen. Je nach Arbeitsumgebung oder Lichtverhält-nissen kann der Anwender zwischen dem Desktop- und Touch-Modus sowie zwischen dem dunklen und hellen Design wechseln.

Die neue Touch-Funktiona-lität wird auf allen Laptops, Convertibles oder Tablets ab Windows 7 unterstützt.

Auch die Branchenlö-sung mobileX-MIP for Me-tering für den Einsatz auf Android-Smartphones und –Tablets wurde weiterent-wickelt. So können Ableser Gas- und Wasserzähler nun elektronisch mittels Opto-kopf ablesen, eine Sperrung oder Wiederinbetriebnah-me von Zählern vornehmen sowie den Einbau, Ausbau oder Wechsel von Zählern dokumentieren.

Das Service Pack für die Version 4.0 der Mo-bile Workforce Manage-ment-Suite umfasst eini-ge neue Funktionen für die Erweiterung dynamischer Formulare von mobileX-MIP for Field Service. Diese ermöglichen es den Außendienstmitarbeitern nun auch, Daten in Form von Tabellen zu erfassen oder For-mulare um weitere, bisher nicht vorgesehe-ne Einträge, über einen „+“-Button zu erwei-tern. Bei einseitigen Formularen lässt sich

die Navigation ausblenden. Zudem kann der technische Außendienst die PDF-Version der ausgefüllten Formulare auch an den Service-bericht anfügen.

Für mobileX-Dispatch, die Lösung zur gra-fischen Einsatzplanung, bietet das Service Pack eine verbesserte Unterstützung von BING-Karten. Disponenten können sich bei Service-Aufträgen in der Online-Karte per Mouseover weitere Informationen zu einem Vorgang anzeigen und die Route straßen-genau darstellen lassen. Zudem wurde die Nutzerfreundlichkeit optimiert: Disponen-ten können Vorgänge direkt im Gantt-Dia-gramm verknüpfen und horizontal mit der Maus scrollen. Darüber hinaus ermöglicht es eine erweiterte Navigation, vom momen-tanen Zeitpunkt direkt auf den aktuellen, den vergangenen oder den nächsten Tag zu springen.

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

Kundenservice mit den FingerspitzenTouch-Funktionalität soll mobileX-MIP for Field Service noch an-wendungsfreundlicher machen

Für die Touch-Funktionalität wurde der Windows Client komplett überarbeitet. Die neue Benutzer-oberfläche ermöglicht eine Darstellung mit hellem oder dunklem Hintergrund.

Dynamische Formulare und die Einbindung von Bing-Karten sind weitere Neuerungen der Mobile Work-force Management Suite.

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a S S E t - u N D W o R k f o R c E - m a N a G E m E N t

de früh gerüstet sein, an-dererseits möchte Axpo von den iAM-Erfahrun-gen aus dem deutschen Markt profitieren.

Eine sichere, wettbe-werbsfähige und um-weltverträgliche Ener-gieversorgung steht für Axpo weiterhin an erster Stelle. Axpo strebt wie der Schweizer Bundesrat eine nachhaltige Energiezu-kunft an und anerkennt, dass in der heutigen po-litischen und wirtschaftlichen Situation die Energiezukunft ohne die ursprünglich geplanten Ersatz-Kernkraftwerke ausgestaltet werden muss. Axpo investiert dafür verstärkt in profitable Produktionskapazitäten im Bereich der neuen Energien, in Energiedienstleistungen sowie in den Neu- und Ausbau der Netzinfrastruktur.

Um das Kapital optimal einzusetzen, benötigt die Division Netze der Axpo ein Werkzeug, das im Sinne des iAM (siehe Kasten) die Betriebskosten und -risiken ganzheitlich über die gesamte Lebensdauer der Anlagen bewerten soll. Axpo hat-

Der frühe Vogel fängt den Wurm, aber erst die zweite Maus bekommt den Käse: Ob die Divisionsleitung Netze des Schweizer Energieversorgers Axpo im Jahr 2011 bei der Initiierung des Projekts für das Asset-Management

so gedacht hat, ist nicht verifizierbar. Sinngemäß könnte es aber die Losung gewesen sein. Denn mit dem Thema integriertes As-set Management (iAM) sind die Nordostschweizer gleichermaßen früh und spät dran, je nachdem, welchen Blickwinkel man wählt. In Sachen Asset Management Strategien ist der deutsche Markt beispielweise schon weiter fortgeschritten. Hinsichtlich der An-reizregulierung, der zweiten und bis dato noch nicht festgelegten Stufe der Strommarktliberalisierung in der Alpenrepublik, ist Axpo jedoch ein Vorreiter. Das Unternehmen erwartet also gleich zwei positive Effekte: Einerseits will man für die Schweizer Energiewen-

Axpo setzt auf ein integriertes Asset Management, das sowohl den opera-tiven als auch den strategischen Teil abdeckt und auf einer integrierten IT-Landschaft aufsetzt. Partner sind die Firmen SAG und entellgenio.

Integriertes Asset Management

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Axpo betreibt auch Netze in alpinen Regio-nen, hier in einem Nebental des Rheintals

in Graubünden. unten die Netzleitstelle in Baden nordwestlich von Zürich.

Informationsfluss

wieder aufgerufen werden. Im System geht dies direkt auf der Darstellungsebene einzel-ner Technischer Objekte“, erklärt Johannes Manser, Fachspezialist Asset Analyse bei Axpo. Das Programm bietet hierfür Versionierungs-funktionalitäten.

Die Systeme Die beiden Systeme wurden innerhalb von sechs Monaten rund um den Jahreswech-sel 2013/2014 eingeführt. In der heutigen IT-Landschaft von Axpo nimmt SAP Plant Maintenance (PM) eine zentrale Rolle ein. Es dient als federführendes Quelldatensystem. xRCM besitzt ein SAP-Zertifikat und ist nahtlos in das SAP-System integriert. Der Datenfluss wird im Modul xRCM-Plugin parametriert, ohne dass Anpassungen an den Geschäfts-prozessen oder Anlagenstrukturen erforder-lich sind. Auch BSS und xRCM, die beide auch autark einsatzfähig sind, haben einen definier-ten Datenaustausch und sind eng integriert, so dass das komplette AM de facto auf einer integrierten Systemlandschaft aufsetzt.

Die Integration von operativem und strate-gischem AM macht nämlich eine enge Verzah-nung der kurzfristigen mit der langfristigen Betrachtung der Infrastruktur notwendig. „Dies liegt für die Mitarbeiter nur wenige Clicks voneinander entfernt, alle Funktionen und Analysen greifen dabei auf den gleichen Datenpool zu“, weiß Projektleiter Schütt.

Bevor ein solch komplexes System für das integrierte AM jedoch voll funktionsfähig ist, muss die Datenbasis vorbereitet werden. „Not-wendig ist eine konsistente und vollständige Abbildung aller Betriebsmittel inklusive deren Zustände, daher folgt jetzt zunächst die Phase einer einheitlichen, zum Teil außerordentli-

Integrierter Ansatz: Axpo setzt auf eine Systemland-schaft, bei der sämtliche Prozesse innerhalb des Asset Managements mitein-ander verzahnt sind.

te daher bereits im Jahr 2011 das Asset Management-Pro-jekt aufgesetzt, das gleichermaßen die operativen und die strategischen Facetten des Themas umfassen sollte. Das Ziel war die optimale Balance zwischen Versorgungsqualität und Kosteneffizienz.

Das Grundprinzip der Lösung ist die Zusammenführung des operativen und strategischen Regelkreises zu einer in-tegrierten Gesamtlösung. Axpo bezeichnet den einen Teil des Ansatzes als Zustands- und wichtigkeitsorientierte As-set-Bewertung (ZWAB). „Am Ende der Kette steht dann die dynamische Asset-Simulation, mit deren Hilfe die Nutzungs-dauer prognostiziert wird und mit der langfristige Strategi-en zur Optimierung von Betriebsaufwand und Investitionen herausgearbeitet werden sollen“, sagt Philipp Schütt, Leiter Asset Planung bei Axpo.

Für die technische Implementierung des Systems setzt Axpo auf zwei deutsche Unternehmen. Der Netzdienstleis-ter SAG ist Generalunternehmer und setzt dabei das Produkt xRCM ein. RCM steht dabei für Reliability Centered Main-tenance, also die zuverlässigkeitsorientierte Instandhaltung, mit der Ausfallfolgen (Risiken) von Anlagenteilen ermittelt werden. Für die Asset-Simulation kommt das Produkt BSS (Business Simulation Suite) von entellgenio zum Einsatz, das auf die in xRCM generierten Daten zurückgreift, um und auf Basis der abgebildeten Ursache-Wirkungszusammenhän-gen die Entwicklung von Budget, Qualität und Risiko im Netz zu prognostizieren.

xRCM bildet also das operative Asset Management ab

und besteht aus den zwei Komponenten xRCM-Plugin und xRCM-Engine. Die xRCM-Engine beinhaltet mathematische Bewertungsmodelle und berechnet priorisierte Handlungs-bedarfe für Instandhaltung und Erneuerung im Bereich Stromnetze. Diese gehen dann als Eingangsgröße in die Asset Simulation ein, um dort den zukünftigen Handlungs-bedarf auf langfristiger Ebene abzubilden. Da bei xRCM Eingangsdaten, Bewertungsmodelle und Ergebnisse eine Einheit bilden, sind die Ergebnisse demnach Momentauf-nahmen. „Sie können eingefroren und zu jedem Zeitpunkt

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Über Axpo

Die Axpo Gruppe produziert, handelt und vertreibt Energie in der Schweiz und in über 20 Ländern Europas. Axpo beschäftigt 4500 Mitar-beiter und hat sich auf die Fahnen geschrieben, die Expertise aus 100 Jahren Stromproduktion mit der Innovationskraft für eine nachhaltige Energiezukunft zu verbinden. Der Konzern ist international führend im Energiehandel und in der Entwicklung maßgeschneiderter Energielösungen für seine Kunden.

chen Zustandserfassung“, sagt Schütt. Diese wird durch die Instandhaltungsmit-arbeiter mit der Hilfe von mobilen Geräten in den Jahren 2015 und 2016 durchgeführt. Hierfür wurde mit Unterstützung von xRCM ein spezielles System geschaffen, das die Mitarbeiter mobil dabei unterstützt, die Da-ten gemäß der xRCM-Bewertungsmodelle zu erfassen. Durch elektronische Checklis-ten wird derzeit gewissermaßen eine zent-rale Zustandsdatenbank eingeführt.

Besonderheit ist, dass dabei die Bewer-tungsmodelle immer wieder angepasst werden, um so zu optimalen Ergebnissen zu kommen. Dabei geht es beispielsweise um die speziellen Fragen, wie die Messungen der Gasqualität in den gasisolierten Schalt-anlagen (GIS) oder die Öl-Untersuchung der Leistungstransformatoren im System über-nommen und bewertet werden sollen. „Wir machen dabei einen Lernprozess durch, bei dem es wichtig ist, immer wie-der die Zustandsbewertung innerhalb eines kontinuierlichen Verbesserungsprozesses zu parametrisieren“, sagt Johannes Manser. Grundsätzlich gelte dabei die Devise, dass die Bewer-tungsmodelle so einfach wie möglich und so detailliert wie nötig sein sollten, da die Gefahr darin bestehe, die Modellie-rung zu komplex zu machen. „Wir sind sehr zufrieden mit den ersten Bewertungsergebnissen und können nun die Model-le kontinuierlich in Zusammenarbeit mit der Instandhaltung und dem Engineering verbessern“, so der Fachmann.

Bis dahin war es aber ein weiter Weg. Dass das iAM ein in-tegratives Projekt ist, sieht man auch daran, dass bei Axpo die Division Netze eine neue IT-Strategie erarbeitet hat, um etwa eine einheitliche Betriebsmitteldatenbank aufzubau-en. Zuvor gab es beispielsweise für die Leistungsschalter und die Transformatoren unterschiedliche Systeme, die nun

vereinheitlicht wurden. SAP PM führt nun ge-wissermaßen als Metadatensystem ein Ver-zeichnis der Asset-Identifikationsnummern für die technischen Betriebsmittel. Die Daten zu den Leitungen stammen aus dem Geoinfor-mationssystem, das ebenfalls per Schnittstelle mit SAP PM verbunden ist. Diese Daten bieten dann die Grundlage für das iAM, was besonders wichtig für die spätere Simulation ist. Bei dieser gilt, dass die Ergebnisse immer nur so gut sein können wie die Daten, die den Ist-Zustand re-präsentieren. Oder kurz: Nur wer die Gegenwart kennt, vermag auch in die Zukunft zu schauen.

Auch für die Asset Simulation ist das Projekt nach der primären Systemeinführung noch nicht zu Ende. Es gilt nun die für die Simula-tion getroffenen Annahmen nach und nach durch tatsächliche Daten zu ersetzen. entell-genio-Mitarbeiter unterstützen vor Ort bei Validierung und Plausibilisierung der notwen-digen Eingangsdaten. Die abgesicherten Er-gebnisse des strategischen iAM für Leitungen sollen umfassend ab Herbst 2016, für Schal-tanlagen im Jahr 2017 zur Verfügung stehen.

Heute ist bei der Division Netze das Be-wusstsein für die Zusammenarbeit im gesam-ten Unternehmen stärker geworden. „Zum Beispiel hat der Austausch mit Instandhaltung und Engineering deutlich zugenommen und wir sind enger zusammengerückt“ sagt Philipp Schütt. Aus dieser Perspektive ist die Axpo also schon heute für die allfällige schweizerische Anreizregulierung und die damit einherge-hende Energiewende bestens als „Early Bird“ gerüstet. Und profitiert gleichzeitig von den iAM-Erfahrungen des deutschen Marktes.

Stufen der Zustandsbewertung

Zustandsbewertung: Die Axpo hat mit xRCM ein

individuelles Modell zur automatisierten Bewertung

der einzelnen Anlagen- elemente erstellt.

Allgemein steht Asset Management (AM) für einen Anlagenbetrieb, bei dem technische, betriebswirtschaftliche und organisatorische Aspekte des Betriebsmittelmanagements über die gesamte Nutzungsdauer für einzelne Netzelemente betrachtet werden. In Deutsch-land gibt es, insbesondere durch die Norm ISO 55.000, viele Projekte. In der Vergangenheit wurde jedoch häufig zwischen operativen und strategischen AM unterschieden.

Das operative AM meint die Integration aller technischen und kaufmännischen Betriebsmit-teldaten in einem einheitlichen System und die darauf aufsetzenden Tools für Analyse, Pla-nung, Zustandsbewertung und Kostenkontrolle.

Asset Simulationen sind Teil des strategischen AM, bei dem technische Investitionen langfris-tig anhand festgelegter Ziele bewertet werden. Sie ermöglichen das „Durchspielen“ von Investitions- und Instandhaltungsprogrammen, um so langfristige Wirkungen des Ausbaus von Energieerzeugung und -verteilung auf ver-schiedene Dimensionen der Zielgrößen (zum Beispiel Versorgungsqualität, Kosten, Risiko, Erlöse) zu analysieren und zu bewerten. Damit sollen wesentliche Einflussgrößen identifiziert werden, die sich langfristig auf den gesamten Lebenszyklus der Anlagen auswirken.

Unter integriertem Asset Management (iAM) versteht man das integrierte Zusammenspiel der operativen und strategischen Systeme.

Asset Management: Strategische und operative Konzepte

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

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DER SICHERSTE WEG ZUM SMART METER-ROLLOUT.

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a S S E t - u N D W o R k f o R c E - m a N a G E m E N t

Die Einführung intelligenter Zähler und Messsysteme stellt auch für die technischen Prozesse und die Logistik der Versorger eine enorme Herausforderung dar – insbesondere da Planung,

Installation und Betrieb der Smart Meter und der klassischen Zähler parallel zu leisten sind. Diese Geschäftsprozesse zu steuern sowie die notwendigen Ressourcen zu ermitteln, zu verwalten und zu dis- ponieren ist Hauptaufgabe des MOM-Projekts der RWE. Als zentrale Lösung für die Planung und Steuerung des Smart-Meter-Rollouts in allen großen Regionalgesellschaften der RWE Deutschland Gruppe wurde FFA ausgewählt.

Field Force Automation (FFA)FFA ist eine weitgehend automatisierte browserbasierte Lösung, die sämtliche Arbeitsaufträge aus diversen Fachsystemen koordiniert und entsprechend die Arbeitsvorbereitung, Ressourcenplanung und Materialdisposition übernimmt. Rückmeldungen der Außendienst-mitarbeiter erfolgen online und die Informationen finden in Echtzeit Berücksichtigung für die weitere Planung. Zudem hält die Anwen-dung eine Vielzahl vorkonfigurierter Geschäftsprozesse für die Berei-

che Terminplanung, Disposition und Störungsmanagement vor. Über den Einsatz im Smart Metering hinaus bietet die Workforce-Manage-ment-Lösung auch Möglichkeiten, weitere Prozesse zu steuern.

„Unser Konzept, die Funktionalitäten der Lösung und das Design haben alle Gesellschaften überzeugt“, berichtet Joachim Hahn, Ver-triebsleiter Mobile Work- & Ressource-Management Solutions for Uti-lities bei ESN. Konkret basiert das vorgestellte Lösungskonzept auf einer Standardanwendung, die offen für die Anbindung aller gängi-gen ERP-Systeme ist und gleichzeitig große Freiheiten in der Indivi-dualisierung bietet. Das passte zu den Anforderungen der RWE. „In der Umsetzung werden Standardkomponenten eingesetzt, um das Projekt mit kurzer Laufzeit zu realisieren und dabei Kosten für Eigen- entwicklungen und aufwendiges Customizing zu sparen“, erläutert Joachim Hahn. Durch Referenzen im In- und Ausland konnte man belegen, dass FFA die Aufgaben im Kontext von Rollout-Prozessen bereits vielerorts meistert.

Das Projektziel der RWE ist ehrgeizig: Bereits für Anfang 2016 ist der Produktivstart terminiert. Das Vorgehen sieht die Erstellung eines Masters vor, der dann in den Regionalgesellschaften ausgerollt wird.

Die ESN EnergieSystemeNord hat die Ausschrei-bung der RWE Group Business Services für das Meter-Operations-Management-System (kurz: MOM) gewonnen. Zum Einsatz kommt die Workforce- Management-Lösung Field Force Automation (FFA).

RWE setzt auf Field Force Automation

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

50,2 _ 2/201542

Stabile Marktbedingungen und ein investo-renfreundliches Klima führten in der Ver-gangenheit dazu, dass hohe Summen in die

Stromnetze investiert wurden. Im Ergebnis lagen deshalb die Netzentgelte ebenfalls vergleichswei-se hoch. Eine verschärfte Regulierung sollte die-se Entwicklung eindämmen. Nach anfänglicher Reduzierung ist seit einigen Jahren ein erneuter Anstieg der Netzentgelte zu beobachten. Das Beratungshaus BET hat die wesentlichen Kosten-treiber der Netzentgelte analysiert und mögliche Schwerpunkte identifiziert. Die Szenario-Rechnun-gen ergeben einen deutlich höheren Anstieg als die Prognosen der Bundesnetzagentur, die aktuell von einer durchschnittlichen Anhebung des spe-zifischen Arbeitspreises für Haushaltskunden von rund 23 Prozent in den nächsten Jahren ausgeht.

Veränderung der NetzstrukturDie rasant gestiegene Stromerzeugung aus erneu-erbaren Energien macht in vielen Regionen einen umfangreichen Um- bzw. Ausbau der Netze in allen Netzebenen unumgänglich. Die Stromnetzbetrei-ber, die ihre Stromnetze zur Aufnahme der dezent-ralen Energieerzeugung per Gesetz zur Verfügung stellen müssen, sind somit direkt von den verän-derten Anforderungen aufgrund der Energiewen-de betroffen. Heute gibt es bereits Stromnetze, die ursprünglich zur Verteilung der elektrischen Ener-gie gebaut wurden und inzwischen überwiegend zum Abtransport der durch dezentrale Einspeiser erzeugten Energie dienen. Nicht nur die Umkehr der Lastflüsse, sondern auch die Notwendigkeit des Netzumbaus ist die Folge. Die hohen Investiti-onen sind als Kapitalkosten im Gesamtkostenblock eines Netzbetreibers ablesbar.

Die Kostentreiber im Bereich der Übertragungs-netze sind einerseits die Anschlusskosten von Offshore-Windkraftanlagen und andererseits der Netzausbau zum Transport des Windstroms aus Norddeutschland in die süddeutschen Lastschwer-punkte. Beide Kostentreiber ergeben sich aus den Vorgaben des EEG. Rückblickend wurden von den vier deutschen ÜNB allein im Jahr 2013 insgesamt ca. 1.087 Mio. Euro für Investitionen und 248 Mio. Euro für Aufwendungen in die Netzinfrastruktur ausgegeben. In den Verteilnetzen werden in der Regel keine Investitionsmaßnahmen genehmigt. Hier kann der Erweiterungsfaktor – trotz der be-kannten Mängel – als grober Anhaltspunkt für In-vestitionen dienen. Im Strombereich wurden von den 789 deutschen Verteilnetzbetreibern allein 2013 insgesamt ca. 2.926 Mio. Euro für Investitio-nen und 2.851 Mio. Euro für Aufwendungen in die Netzinfrastruktur aufgebracht. Der zusätzliche zu-

BET analysiert steigende Netz-

kosten und fordert eine „umfassende

Diskussion ohne Denkverbote“.

Energiewende als Kostentreiber für Netzentgelte

S t R at E G I E u N D P R o z E S S E

50,2 _ 2/2015 43

künftige Investitionsbedarf wird auf mindestens 23 Mrd. Euro bis 2032 beziffert – davon rund 70 Prozent in den nächsten zehn Jahren. Betrof-fen sind davon zu zwei Dritteln die Mittelspannungsnetze und zu rund einem Drittel die Niederspannungs-netze. Der Netzausbau wird nach den Prognosen der BET auch auf lan-ge Sicht noch ein wesentlicher Trei-ber für die Netzkostenentwicklung bleiben.

Zukünftige KostentreiberKünftig werden sich zusätzliche Aufwendungen in Verbindung mit der 50,2 Hertz-Problematik gemäß der Systemstabilitätsverordnung ergeben. Auch die Einführung der Sonderformen der Netznutzung übt einen steigenden Einfluss auf die Netzentgelte aus: Groß- oder Industriekunden werden unter bestimmten Voraussetzungen mit Sonderentgelten entlastet, die je nach Entnahmesi-tuation die regulären Netzentgelte erheblich redu-zieren können. Die Differenz zwischen den Sonde-rentgelten und den regulären Netzkosten trägt der nicht privilegierte Netznutzer entweder direkt über eine Kostenüberführung in die regulären Netz- entgelte (wie im Gas) oder über ein entsprechen-des Umlagesystem.

Investitionsbedingungen und Netz- entgeltsystematik überdenkenDie BET-Untersuchung kommt zu dem Ergebnis, dass der hohe Investitionsbedarf durch die Ener-giewende in Kombination mit einem wachsenden Ersatzbedarf in den Siedlungszentren für steigende Netzentgelte verantwortlich ist. Das Unternehmen empfiehlt, die aktuelle Evaluierung der Anreizre-gulierungsverordnung auch dazu zu nutzen, die Investitionsbedingungen der Netzbetreiber zu ver-ändern.

Micha Ries, Teamleiter Netzregulierung bei BET ist überzeugt, dass ein ausgebautes, modernes Strom-netz den Netznutzern langfristig trotz der entste-henden Kosten viele Vorteile bieten wird. „Aber nicht nur die Kostenhöhe, sondern auch das System, diese Kosten (verursachungs-)gerecht auf alle Netznutzer zu verteilen, muss neu überdacht werden“, gibt Ries zu bedenken. Grundsätzlich geht BET auch in Zukunft von steigenden Netzentgelten in Deutschland aus. Die Kostenverteilung auf die Regionen und Nutzergrup-pen ist Bestandteil der Netzentgeltsystematik und kann spürbare wirtschafts- und strukturpolitische so-

wie soziale Auswirkungen haben. Auch Dr. Wolfgang Zander, Geschäftsführer von BET sieht Handlungsbe-darf: „Der Ausbau der stark fluktuierenden erneuer-baren Energien erfordert eine zunehmende Nutzung von Flexibilitätsoptionen sowie Speichermöglich-keiten auf der Verbraucherseite. Das aktuelle Netz- entgeltsystem enthält Elemente einer unsachge-mäßen Bevorzugung einzelner Nutzergruppen, behindert den Einsatz verbraucherseitiger Flexibi-litätsoptionen und ist in Hinsicht auf eine effiziente Netznutzung in weiten Teilen kontraproduktiv. Eine grundlegende Reform der Entgeltsystematik bietet erhebliches Verbesserungspotential sowohl für die effiziente Netznutzung als auch den Strommarkt ins-gesamt. Ziel einer neuen Netzentgeltsystematik muss es sein, bestehende Kapazitätsreserven im Netz, die temporär oder im ungestörten Netzzustand reichlich vorhanden sind, besser für die Netznutzung zu er-schließen.“

Die vollständige BET-Stellungnahme zu Netz-nutzungsentgelten vom Januar 2015 ist kostenfrei abrufbar unter www.bet-aachen.de. Die Analyse berechnet über ein Mo-dellszenario die zu erwar-tenden annuitätischen Kosten aus Offshore-In-vestitionen auf bis zu 847 Mio. Euro bis 2024. Darüber hinaus wird ver-einfacht dargestellt, in welchem Umfang sich der Arbeitspreis Netznutzung durch die einzelnen Kos-tentreiber erhöhen würde.

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

Die Szenario-Berechnungen des Aachener Beratungshau-ses ergeben einen weiteren signifikanten Anstieg der Netzentgelte.

S t R at E G I E u N D P R o z E S S E

e n e r g I e -S P e I c h e r

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Strom auf der BankIm Projekt „Strombank“ untersucht ads-tec zu-

sammen mit der MVV Energie und weiteren Part-nern ein neues Modell zur effizienten Nutzung von Strom aus lokaler Erzeugung. Die Strombank wurde offiziell im Dezember 2014 in dem Gebiet Rheinau im Mannheimer Süden eingeweiht. Zent-rales Thema des Projekts ist ein ads-tec Lithium-Io-nen-Batteriespeicher im 20-Fuß-Containerformat mit einer Speicherkapazität von 100 kWh, der an das Niederspannungsnetz der MVV Energie ange-bunden ist.

Angeschlossen an den Energiespeicher sind 14 private Haushalte und vier Gewerbebetriebe, die Strom aus Photovoltaikanlagen und Blockheiz-kraftwerken erzeugen. In diesem Zusammen-hang spricht man von einem Quartierspeicher: Strom aus unterschiedlichen lokalen Erzeu-gungsanlagen, der nicht sofort genutzt wird, fließt in den Speicher ein. So steht jedem Teilneh-mer, abhängig unter anderem von der Leistung

der angeschlossenen PV-Anlage, ein virtuelles Kontingent im Spei-cher zur Verfügung.

Die Haushalte können so ihren selbst erzeugten Strom speichern und später aus dem Speicher für den eigenen Verbrauch wieder entnehmen. Alle 18 Teilnehmer wurden ausgestattet mit speziel-lem Messequipment bestehend aus Smart Meter sowie Firewall von ads-tec, mit welchem alle Da-ten der Erzeuger im ads-tec Ener-gy-Management-System Big-LinX zentral gesammelt und ausge-wertet werden können. Über die von ads-tec entwickelte Strom-bank-App können alle Teilneh-

mer mit einem Tablet Computer wie bei einem Online-Bankkonto „ihren Strom“ überwachen.„Mit der Strombank ist Strom plötzlich dispositiv verwaltbar – vergleichbar mit unserem Geld auf dem privaten Bankkonto. Die Menge des selbst erzeugten Stroms, die eigenen Verbrauchsda-ten sowie die Strommenge, die in der Batterie gespeichert wird und später wieder nutzbar ist, sind visualisierbar und nachvollziehbar“, ergänzt Thomas Speidel, Geschäftsführer von ads-tec. Für einen Energieversorger bringt dies darüber hinaus interessante und hilfreiche Informationen hinsichtlich des Nutzerverhaltens und der Ver-brauchswerte.

Erzeugung und Verbrauch vernetzenMit Hilfe des Speichers werden zudem die Strom-netze entlastet und Leistungsverluste vermie-den. „Mit der Strombank erproben wir die loka-le Vernetzung von Erzeugung und Verbrauch. So schaffen wir die Voraussetzung dafür, dass immer mehr erneuerbare Erzeugungsanlagen in die Netze eingebunden werden“, sagte Dr. Werner Dub, Technikvorstand von MVV Energie. Die Strombank zeige, wie vorhandene Speichertechnik mit dem passenden Betriebskonzept bereits heute im realen Einsatz diesen Zweck erfülle.

Am Projekt „Strombank“ sind neben ads-tec und der Mannheimer MVV Energie auch das Institut für Photovoltaik sowie das Zentrum für interdiszi-plinäre Risiko- und Innovationsforschung (ZIRIUS) der Universität Stuttgart und der Mannheimer Netzbetreiber netrion beteiligt. Das Forschungs-vorhaben wird aus Mitteln des baden-württem-bergischen Umweltministeriums gefördert. Das Projekt ist deutschlandweit mit das einzige, in wel-chem über ein Jahr lang Eckdaten von PV-Anlagen gesammelt und ausgewertet werden.

Ein neuartiges Konzept für die Speicherung großer Strom-mengen wird in Mannheim er-probt.

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

• 20-Fuß-Container• Lithium-Ionen-Batterien• Brutto-Systemkapazität: 116 kWh• Optionale Erweiterung inkl. Rackvorrüs-

tung: bis brutto 580 kWh möglich• 7.000 Zyklen @ 80% DOD• Erfüllung von aktuellen und zukünftigen Richtlinien für stationäre Batteriespeicher• Anschlussleistung: 100 kW nominal, 400 V

AC, 50 Hz• Blindleistungsbereitstellung: kapazitiv und

induktiv möglich• Anbindung Leitstelle über IEC60870-5-104• Klimaanlage / Heizung für folgende Umge-

bungsbedingungen am Aufstellort: -10°C bis +45°C

• CO2-Brandhemmungsanlage

ads-tec Batteriespeicher

Ein Lithium-Ionen- Speicher wurde mit Softwarelösungen von ads-tec kombiniert, darunter auch eine App für Endverbraucher.

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E N E R G I E S P E I c h E R

Erneuerbare Energien sollen in Irland schon in fünf Jahren 40 Prozent des Energiebedarfs decken. Geeignete Netztechnologien und -kon-figurationen für das Inselnetz werden auf dem Smart Grid-Testfeld in Tallaght bei Dublin erprobt, das vom South Dublin County Council und der Micro Electricity Generation Association (MEGA) betrieben wird. Freqcon aus dem niedersächsischen Walsrode lieferte einen speziell entwickelten Hybrid-Energiespeicher zur schnellen Span-nungs- und Frequenzstabilisierung. Dieser „Microgrid Stabilizer” kombiniert Lithiumionenbatterien mit sogenannten Ultracapacitors von Maxwell Technologies. Im Gegensatz zu konventionellen Batteri-en speichern Ultracapacitors die Energie in einem elektrischen Feld. Dieser Mechanismus der elektrostatischen Energiespeicherung ver-bessert nach Auskunft des Herstellers das Lade- und Entladeverhal-ten sowie die Lebensdauer und Zuverlässigkeit. „Smart Grid-Projekte haben in Irland Priorität. In Abhängigkeit von lokalen Gegebenhei-ten können die Herausforderungen bei der Netzstabilität ganz un-

terschiedlich ausfallen,” sagt Dudley Stewart, Generalsekretär von MEGA. „Der Microgrid Stabilizer von Freqcon kann für einzelne Pro-jekte individuell angepasst werden, wobei die Kombination von Batterien und Ultracapacitors von Maxwell eine vielversprechende Lösung ist. Wir freuen uns darauf, in Zukunft mehr dieser Systeme im Feldeinsatz zu sehen.”www.freqcon.de

AREVA, ein bisher vorrangig aus der Kerntechnik sowie dem Bereich Offshore-Wind bekannter Energieanlagenbauer stellte auf der dies-jährigen Hannover Messe Energiespeicher auf Basis von Wasserstoff vor. Das Unternehmen gehört hier nach eigenen Angaben zu den Pionieren und bietet bereits seit Jahren anwendungsbereite Lösun-gen, die sich in Pilotprojekten bewähren. So stabilisiert eine soge-

nannte Greenergy-Box seit mehreren Jahren die Netzeinspeisung ei-nes Solarparks auf der französischen Mittelmeerinsel Korsika. Dabei handelt es sich um eine Systemlösung in einem Transportcontainer. Zunächst produziert ein Elektrolyseur aus dem Photovoltaikstrom Wasserstoff, den eine Brennstoffzelle wieder in Elektrizität verwan-deln kann. Die Speicherung des flüchtigen Wasserstoffs erfolgt in

einem Drucktank.In Deutschland beteiligt sich AREVA am Projekt

„Smart Grid Solar“ im bayerischen Arzberg. Das Pro-jekt untersucht die Auswirkungen verschiedener Spei-chertechnologien auf die Einspeisung eines Solarfelds in das regionale Netz. AREVA hat dafür einen Elektroly-seur geliefert und installiert. Im Laufe des Jahres wird AREVA eine weitere Anlage in Arzberg installieren. Eine sogenannte LOHC-Anlage kann Wasserstoff in ei-ner Trägerflüssigkeit (Liquid Organic Hydrogen Carrier = LOHC) chemisch binden. Das mit Wasserstoff „bela-dene“ LOHC macht dann den Drucktank überflüssig, kann einfach gelagert werden und verringert das Vo-lumen pro Energieeinheit - für die Speicherexperten von AREVA ein vielversprechender Ansatz, große Ener-giemengen über längere Zeiträume zu speichern.www.areva.com

Irland testet deutsches Energiespeichersystem

Wasserstoff zur Energiespeicherung

Eine LOHC-Anlage speichert Wasser-stoff in einer Spezialflüssigkeit.

Die irische Stadt Tallaght dient als Testfeld für das irische Smart Grid.

Der Name des Projekts ENERGIE steht für „Erfassung der niederspannungsseiti-

gen Netzzustandsgrößen in Echtzeit“. Unter-nehmen der Energiebranche, Universitäten und Spezialisten aus der Industrie erarbeiten hierbei gemeinsam ein Konzept zur ganz-heitlichen Betrachtung der Netzplanung so-wie Strategien für eine bessere Auslastung der Verteilnetze. Ziel ist es, mit wenigen Messungen an strategisch wichtigen Stellen des Niederspannungsnetzes zuverlässige Aussagen über den gesamten Netzzustand zu machen.

An dieser Stelle kommt Janitza electronics ins Spiel, die für den messtechnischen Part des Projekts verantwortlich ist. Geschäfts-führer Rudolf Müller erläutert die Anforde-rungen: „Die zahlreichen Messwerte an den Knoten müssen in Echtzeit zur Verfügung stehen. Nur dann kann ein Smart Grid aus-

reichend schnell auf Ereignisse reagieren. Gleichzeitig muss eine dezentrale Speicherung der Messdaten im Gerät da-für sorgen, dass die Daten bei einer Übertragungsstörung nicht verloren gehen. Dass die

Messtechnik selbst sehr genau, robust und langlebig sein muss, versteht sich.“

Janitza entwickelt eigens für das Projekt einen Netzqualitätsanalysator. Neben der modular erweiterbaren Anzahl der Strom-messkanäle und der hohen Rechenleistung für lokale Intelligenz wird die Kommunikati-on zu einer übergeordneten Leittechnik per LWL und Ethernet die wesentliche Grundla-ge der Entwicklung darstellen.

Kommunikation via PLC

Neben der Messtechnik spielt die effiziente Übertragung der Messdaten mit PLC (Power Line Communication) auf der letzten Meile eine entscheidende Rolle bei diesem Pro-jekt. Das Energienetz dient dabei also auch als Träger für die Kommunikation. Für Netz-betreiber ist dies ein wichtiger Punkt, denn

bisher konnten abge-setzte Messstellen (z.B. Kabelverteiler) nur auf-wendig mit GPRS/UMTS Modems angebunden werden.

Das Verbundprojekt ist Teil der Förder- initiative „Zukunftsfähige Stromnetze“ des 6. Energieforschungsprogramms der Bun-desregierung und wird mit einem Gesamt-volumen von rund zwei Millionen Euro gefördert. Als Koordinator fungiert SWK NETZE, ein Tochterunternehmen der STADT-WERKE KREFELD. Sie stellt auch ein Cluster für den Test zur Verfügung und will die An-wendungsrelevanz der Forschungsarbeiten sicherstellen. Die Stromnetz Berlin berät das Konsortium als assoziierter Partner. Für die EMV-Untersuchungen zeichnet sich die Uni-versität Duisburg-Essen verantwortlich, die FH Düsseldorf übernimmt die Analyse der Netzzustandsdaten sowie die statistischen Berechnungen zur Simulation des gesamten Netzes. Seitens der Industrie ist neben Ja-nitza die Firma devolo beteiligt, die die Kom-munikationstechnik auf Powerline liefert.

Projektstart war der 1. November 2014. Derzeit erarbeiten die Teilnehmer ein Sys-temkonzept und die Netzsimulation. In die-sem Rahmen entwickelt die FH Düsseldorf eine Methode zur Identifikation von erfolg-versprechenden Messstellen, die dann die zukünftigen Einsatzorte der Janitza-Mess- geräte darstellen.

In der zweiten Phase werden die Soft- und Hardwarekomponenten realisiert und aufei-nander abgestimmt. Der praktische Einsatz erfolgt in der dritten Phase, wenn die Kom-ponenten in realen Wohn- und Geschäftsum-gebungen installiert, getestet sowie anschlie-ßend die Ergebnisse evaluiert und statistisch ausgewertet werden. Das gesamte Projekt soll sich über zwei Jahre erstrecken.

Netzzustand in Echtzeit Das Projekt ENERGIE untersucht, wie sich Netze in Echtzeit über-wachen lassen – bei minimalen Investitionen in die Messtechnik.

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

f o r S c h u n g u n d

e n t w I c k l u n g

Beispiel eines Lastprofils aus der Netzvisualisie-rungssoftware GridVis..

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Kontakt: BTC Business Technology Consulting AG, 26121 Oldenburg, Tel. +49 (0)441 3612 – 1200, info@btc-ag.com

Im Zuge der Anforderungen der Ener-giewende ist ein breites Angebot

an Software-Lösungen für die unter-schiedlichen Aufgaben im Energiebe-reich entstanden, die nun vermehrt miteinander kommunizieren müssen. Die Folgen der Heterogenität sind für Netzbetreiber unter Umständen hohe Investitions- und Zeitaufwände für das Schnittstellen-Engineering und eine hohe Abhängigkeit von den Anbietern. Vor diesem Hintergrund erhielt die BTC Business Technology Consulting den Projektauftrag, die ersten Applikatio-nen für eine einheitliche, offene Soft-ware- und Integrationsplattform für das Management von Energienetzen zu entwickeln.

Auftraggeber ist das Konsortium „openKONSEQUENZ“, das von einer Gruppe deutscher Verteilnetzbetreiber – MDN Main-Donau-Netzgesellschaft, NETRION, e-netz Südhessen, Netz Leip-zig und Netz plus Service gegründet wurde. Es verfolgt den Ansatz, Software auf Open-Source-Basis bereitzustellen.

Mit der beauftragten Plattform, die auf der Basis internationaler Standards wie CIM (IEC 61968, IEC 61970) entwickelt wird, will das Konsortium die Komplexi-tät der Schnittstellen bei der Integrati-on von ERP-, SCADA- und Geoinforma-tionssystemen reduzieren. Zugleich soll die bisherige Abhängigkeit von einzel-nen Herstellern aufgehoben werden.

Zudem werden die Business-Logik und die Portalschicht mit den ersten openK Apps für das intelligente Ein-speisemanagement nach Paragraph 13 (2) EnWG entwickelt. Ganz im Sinne von Open-Source-Pro-jekten erfolgt die Entwicklung der of-fenen Plattform in einer transparenten Umgebung. BTC wird die Zwischen- und Endergebnisse des Projekts der interessierten Öffentlichkeit zur Ver-fügung stellen und die Empfehlungen der Community in das Projekt einflie-ßen lassen. Mit dem Abschluss des ersten Open-Source-Projekts im Be-reich von Verteilnetzen wird in einem halben Jahr gerechnet.

Im Auftrag eines Konsortiums deut-

scher Verteilnetz betreiber wird die „openKplatform"

entwickelt.

Open Source für den Netzbetrieb

Der chinesische Anbieter Envision Energy will jetzt Windturbinen mit supraleitenden Generatoren ausstatten. Das Produkt heißt EcoSwing Generator, ist für eine Direkt-antriebsturbine der Klasse +3 MW ausgelegt und liefert genug Strom für 1000 Haus-halte. Zunächst soll der Generator auf einer Windturbine in Dänemark über ein Jahr lang im Testbetrieb laufen. Der Hauptvorteil des EcoSwing Generators ist nach Anga-ben des Herstellers eine Gewichtsersparnis von mehr als 40 Prozent. Ein erfreulicher Nebeneffekt der EcoSwing-Technologie sei auch der reduzierte Bedarf an seltenen Erden. Dieser Rohstoff ist nicht nur knapp, sondern unterliegt auch beachtlichen Preisschwankungen. www.envisioncn.com

f o R S c h u N G u N D E N t W I c k l u N G

Supraleitende Antriebstechnik für Windturbinen

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HGÜ-Verbindung: Großprojekt in den Pyrenäen

Während die öffentliche Debatte um den Bau von Höchstspannungsleitungen in Deutsch-

land weiterhin den Netzausbau blockiert, geht es in anderen Ländern voran. Siemens installiert der-zeit die nach eigenen Angaben leistungsstärkste Anlage mit Hochspannungsgleichstromübertra-gung (HGÜ) auf Basis selbstgeführter Stromrichter als Koppelverbindung zwischen Frankreich und Spanien. Mit ersten Tests startete Siemens im April. Die HGÜ-Verbindung soll Mitte 2015 ihren kom-merziellen Betrieb aufnehmen und die Stromaus-tauschkapazität auf 2800 Megawatt verdoppeln.

Damit gewinnt der deutsche Industriekonzern weitere Erfahrungen mit der HGÜ-Technik, mit der große Mengen Strom über weite Strecken mit geringen Verlusten übertragen werden kann. In Deutschland werden HGÜ bisher nur in Form

von Seekabeln bei der Anbindung von Offsho-re-Windparks verwendet. In den USA, China

oder in skandinavischen Ländern werden HGÜ bereits über Land in Form von Freilei-

tungen und Erdkabeln eingesetzt. Das HGÜ-System zwischen Spa-

nien und Frankreich hat nach Angaben von Siemens auch Modellcharakter für die Vernetzung

des europäischen Strommarkts. Die 65 Kilometer lange An-lage zwischen dem französischen Baixas und Santa Llogaia in Spanien an den Süd-ausläufern der Pyrenä-

en kann eine Leistung von 2000 Megawatt in beide Richtungen

übertragen. Die Umkehr der Energieflussrichtung ist innerhalb von 150 Millisekunden möglich. Das Investitionsvolumen beträgt rund 700 Millionen Euro.

Die HGÜ-Technik bietet nach Angaben von Sie-mens nicht nur höhere Übertragungseffizienz, sondern soll auch die Versorgungssicherheit er-höhen. Verantwortlich dafür sind selbstgeführte Stromrichter (VSC), die mit abschaltbaren Leis-tungstransistoren (IGBT) arbeiten und dadurch Schaltvorgänge beliebig schnell ohne zusätzliche Stromversorgung ausführen können. Dies ermög-licht schnelle regelungs- und schutztechnische Eingriffsmöglichkeiten der Stromrichter und damit einhergehende geringere Netzfehler und Störun-gen. Zudem ist dabei die Schwarzstartfähigkeit der Übertragungsanlage gewährleistet.

Beim HGÜ-Projekt Frankreich-Spanien hat Sie-mens die Umrichtertechnik bis auf ein Leistungsni-veau von 1000 MW erhöht. Darüber hinaus war die Umsetzung technischer Besonderheiten gefordert, die so nur von dieser modernen Umrichtertechnik bereitgestellt werden können. Dazu zählen auch die von der Energieübertragung unabhängige und stufenlose Blindleistungsregelung in der Netzen von RTE und REE sowie die schnelle Energierich-tungsumkehr im Falle einer Netzstörung.

Die HGÜ-Technik soll für die deutschen Strom-autobahnen genutzt werden, um Windstrom aus Norddeutschland zu den Verbrauchern zu trans-portieren. Zuletzt wurden Planungsalternativen entwickelt, bei denen die HGÜ-Technik auch auf bestehenden Trassen eingesetzt werden könnte. Für diesen Ansatz ist es teilweise notwendig, neue Masten zu errichten. Somit könnten die langwie-rigen Planungszeiten für neue Trassen umgangen werden. Siemens rechnet für einen weltweiten HGÜ-Markt in den nächsten fünf Jahren zwischen fünf und sieben Milliarden Euro pro Jahr.

Siemens setzt Konvertersta- tionen zwischen Frankreich und Spanien in Betrieb

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

Hochspannungs-Gleich-strom-Übertragung (HGÜ): Mit ihr kann Strom über sehr lange Distanzen von über 1.000 Kilometern verlustarm transportiert werden.

I n t e r - n at I o n a l

Kann es sein, dass das Verpachten von Stromerzeugungsanlagen, wie Block-

heizkraftwerken (BHKW) und Photovoltaik- Anlagen, Finanzierungsleasing und damit nach dem Kreditwesengesetz (KWG) geneh-migungspflichtig ist? Darüber wird zurzeit heiß diskutiert. Hintergrund ist, dass die Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsauf-sicht (BaFin) kürzlich in einem Fall diese Fra-ge bejaht hat. In einer anderen Anfrage, in welcher es um die Verpachtung eines BHKW ging, stellte die BaFin dagegen fest, dass ein genehmigungspflichtiges Finanzierungslea-sing NICHT vorliegt.

Was hat das KWG mit der Ener-giewirtschaft zu tun?Eine EEG-umlagefreie Eigenversorgung setzt eine Personenidentität zwischen dem Stromerzeuger und dem Stromverwender voraus. Da ein Erzeuger nicht unbedingt Eigentümer des BHKW sein muss, haben sich in der Praxis unter anderem sogenann-te „Pacht– und Betriebsführungsmodelle“ durchgesetzt. Diese sehen vor, dass die wirtschaftlichen Risiken der Erzeugung auf den Letztverbraucher übergehen, der zu-gleich Pächter und energiewirtschaftlicher Betreiber des BHKW oder einer anteiligen Erzeugungskapazität wird. Die Betriebs-führungsaufgaben werden häufig auf den Verpächter oder einen Dritten übertragen. Zu den vom Pächter zu übernehmenden Risiken gehören im Regelfall die Brennstoff-beschaffung, der Anlagenausfall sowie die Vermarktung des erzeugten Stroms. Je mehr wirtschaftliche Risiken auf den Letztverbrau-

cher übertragen werden, umso rechtssicherer ist die Eigenversorgung. Umge-kehrt besteht die Gefahr, dass der Verpächter als Finanzdienstleister im Sinne des KWG einzustufen ist. Trägt die-ser nämlich außer der Anlagenfinanzierung keine eigenen wirtschaftlichen Risiken, kann der Tatbestand des Finanzierungsleasings gemäß § 1 Abs. 1a Satz 2 Nr. 10 KWG erfüllt und eine vorherige Genehmigung der BaFin erforderlich sein. Für Energieversorgungs-unternehmen, die ihren Kunden Pacht– und Betriebsführungsmodelle anbieten, besteht ein Risiko – zumal es bislang kaum belastba-re Abgrenzungskriterien gab.

Die Entscheidung der BaFin im EinzelnenDie schriftliche Entscheidung der BaFin liegt jetzt vor. Danach ist kein Finanzierungslea-sing im Sinne des KWG gegeben, wenn die Gefahr des zufälligen Untergangs, Verlusts, der Zerstörung oder der Beschädigung der Anlage („Risiko des zufälligen Untergangs“) beim Verpächter verbleibt. Nach Auffassung der BaFin wird nämlich in diesem Fall das Investitionsrisiko nicht vollständig auf den Pächter übertragen, so dass der Verpäch-ter einen Teil der sogenannten Sach– und Preisgefahr behält. Sofern diese Sach– und

Preisgefahr zumindest teilweise beim Verpächter

verbleibt, ist nach Auffassung der BaFin selbst die Vereinba-

rung einer Vollamortisation unschäd-lich. Die vom Pächter zu zahlende Pacht kann in diesem Fall so bestimmt werden, dass die Investitionskosten des Verpächters nach Ablauf der vertraglich vereinbarten Grundlaufzeit bereits vollständig amortisiert sind. Welche Laufzeit vereinbart wurde, ist nicht mehr entscheidend, wenn das Risiko des zufälligen Untergangs beim Verpächter verbleibt. Anhand dieser Abgrenzungskrite-rien wurden die vorgelegten Vertragstexte von der BaFin bewertet.

Was bedeu tet das konkret?Sollte das Risiko des zufälligen Anlagen-untergangs auf den Pächter verlagert und zusätzlich eine Vollamortisation vereinbart worden sein, besteht akuter Handlungs-bedarf. In einem ersten Schritt sollten die verwendeten Verträge aus rechtlicher Sicht darauf hin überprüft werden, ob ein Finan-zierungsleasing im Sinne von § 1 Abs. 1a Satz 2 Nr. 10 KWG tatsächlich angenommen werden kann. Je nachdem, was diese Prü-fung ergibt, wäre in einem zweiten Schritt gegebenenfalls das Gespräch mit der BaFin zu suchen.

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

Bei Pachtverträgen für Erzeu-gungsanlagen sollten Energie-versorger auch die Vorgaben der Bundesanstalt für Finanzdienst-leistungsaufsicht (BaFin) berück-sichtigen.

Pacht– und Betriebs-führungsmodell

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r e c h tu n d

P o l I t I k

BET Büro für Energiewirtschaft und technische Planung GmbHAlfonsstraße 44, 52070 AachenTel. +49 241 47062-0Fax +49 241 47062-600info@bet-aachen.de www.bet-aachen.de

BET ist ein führendes Beratungsunternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft. Seit über 25 Jahren unterstützt BET ein breites Kundenspektrum in allen Fragen der liberalisierten Energiemärkte und berät erfolgreich mit nahezu 80 Experten in der gesamten Wertschöpfungskette. Bei der innovativen Anpassung auf zukünf-tige Anforderungen von Netzinfrastrukturen sowie deren Steuerung und Bewer-tung stellt BET technische, kaufmännische, regulatorische und organisatorische Kompetenz zur Verfügung.

rhenag Rheinische Energie AktiengesellschaftBayenthalgürtel 9 50968 KölnTel. +49 221 93731- 602 oder 612Fax +49 221 93731- 600dienstleistung@rhenag.de www.rhenag.de

rhenag liefert Gas, Strom, Wasser sowie moderne Energielösungen für 160.000 Kunden und ist Kooperations- und Dienstleistungspartner der Energiebranche.Nach dem Prinzip "aus der Praxis für die Praxis" bündelt rhenag so ihre Erfah-rungen aus der eigenen Versorgungstätigkeit und den Kooperationsprozessen alsBeteiligungsmanager. Diese einmalige Doppelkompetenz macht rhenag zumPremiumdienstleister. Mit mehr als 200 zufriedenen Kunden gehören wir zu denführenden Beratungsunternehmen für Energie- und Wasserversorger.

Hartkopf DV-Integration und Geodaten GmbHReichspräsidentenstr. 21-25 45470 Mülheim an der RuhrTel. +49 208 698880 - 11Fax +49 208 698880 - 12eingang@hartkopf.biz www.hartkopf.biz

Die Hartkopf DV-Integration und Geodaten GmbH ist Spezialist für Datenintegra-tion und Datenqualität unabhängig von der eingesetzten Software bei Versor-gungsunternehmen und Netzbetreibern. Das Unternehmen hat dazuleistungsfähige, bidirektionale Schnittstellen entwickelt, mit denen Daten aus einer Vielzahl von Fachsystemen (GIS, kfm. Systeme, Leitsysteme) zusammen-geführt und konsolidiert werden. Die Kernkompetenzen liegen in der schnellen Analyse der Situation und der zuverlässigen Projektrealisation.

mobileX AGGrillparzerstraße 10 81675 MünchenTel. +49 89 542433-10Fax +49 89 542433-55info@mobilexag.dewww.mobilexag.de

Als Spezialist für Mobile Workforce Management-Lösungen unterstützt die mobileX AG seit 2001 ihre Kunden mit umfassendem Branchen Know-how sowie stabilen und praxisorientierten Lösungen. Die beiden StandardproduktemobileX-MIP und mobi-leX-Dispatch verfügen über eine von SAP zertifizierte Schnittstelle. Für Versorgungs-unternehmen bietet die mobileX AG Branchenlösungen für das Zählerwesen und die Instandhaltung. Zu den Kunden der mobileX AG zählen MVV Energie, Mainova, Netz Leipzig, ENSO Netz, Open Grid Europe, Badenova, Stadtwerke Kiel und viele weitere.

Janitza electronics GmbHHerr Kilian Eckert Vor dem Polstück 1, 35633 Lahnau Tel. +49 6441 9642591 Fax +49 6441 964230kilian.eckert@janitza.dewww.janitza.de

Messtechnik Spezialist - Janitza electronics GmbHJanitza ist ein deutscher Hersteller, der seit über 50 Jahren Komplettsysteme im Bereich der Energiemessung und Spannungsqualität erfolgreich entwickelt. Unsere UMG-Messgeräte, GridVis®-Software und Komponenten vereinen 3 Lö-sungen - Energiedatenmanagement, Spannungsqualitäts-Monitoring und Feh-lerstrommessung (RCM) - in einer gemeinsamen Systemumgebung.

VOLTARIS GmbHVoltastraße 3 67133 Maxdorf Tel. +49 6237 935-414 Fax +49 6237 935-419info@voltaris.dewww.voltaris.de

VOLTARIS ist der Experte für Lösungen im Energiedatenmanagement, Messstel-lenbetrieb und Smart Metering für Stadt- und Gemeindewerke, Netzbetreiber,Industrie und Gewerbe. Wir bieten passgenaue Dienstleistungen rund um in-telligente Zähler und Smart Meter-Gateway zum Betrieb von Messsystemen, Gateway-Administration, Lösungen für Gerätemanagement und Marktkommuni-kation, Datenmanagement (MDM, EDM), WiM-Prozesse sowie Mehrwertdienste wie Visualisierung und EEG-Lösungen.

co.met GmbHSascha Schlosser Hohenzollernstraße 75, 66117 Saarbrücken Tel. +49 0681-587 2292Fax +49 0681-587 2371kontakt@co-met.infowww.co-met.info

Die co.met GmbH ist mit 14 Jahren Erfahrung und mit über 350 aktiven Vertrags-kunden Deutschlands größter und erfahrenster Spezialist in der Messdienstleis-tung. Als Tochter der Versorgungs- und Verkehrsgesellschaft Saarbrücken mbH (VVS) und als grundzuständiger MSB/MDL ist co.met für die Bewirtschaftung von ca. 240.000 Messstellen im Netzgebiet der Saarbrücker Stadtwerke verantwortlich. Darüber hinaus erbringt co.met bundesweit an über 3,5 Mio. Zählpunkten bei Stadt- und Gemeindewerken System- und Prozess-Dienstleistungen im Messwesen.

Theben AGFrau Stephanie van der VeldenHohenbergstraße 32, 72401 HaigerlochTel. +49 7474 692 - 446Fax +49 7474 692 - 199sv@theben.dewww.theben.de

Mit 7 Tochterunternehmen in Europa, weltweit über 60 Vertretungen und mehr als 700 Mitarbeitern zählt die Theben AG zu den führenden Herstellern von Kom-ponenten für KNX Haus- und Gebäudeautomation. Bereits seit 2008 nimmtTheben eine führende Rolle bei der Entwicklung von Smart Meter Gateways ein: CONEXA ist aktuell das einzige Smart Meter Gateway mit PTB-Zulassung weltweit. Theben ist nach DIN EN ISO 9001:2008 zertifiziert und verfügt über ein durch das VDE-Institut autorisiertes Prüflabor.

SSV Software Systems GmbHDünenweg 5 30419 Hannover Tel. +49 511 40000 - 0 Fax +49 511 40000 - 40info@ssv-embedded.dewww.ssv-embedded.de

Seit über 30 Jahren entwickelt und produziert die SSV Software Systems GmbH langlebige und langzeitverfügbare Hardwarebaugruppen und Systeme für un-terschiedlichste Branchen - von Versorgungsunternehmen der Energiewirtschaft über den Maschinen- und Anlagenbau bis hin zu Verkehrstechnik und Medizin-systemen. Das Portfolio reicht dabei von einzelnen Produkten bis hin zu kom-pletten Ende-zu-Ende Lösungen aus Hard- und Software für OEMs.

devolo AGCharlottenburger Allee 60 52068 Aachen Tel. +49 241 18279212 smart@devolo.dewww.devolo.de/smart

Die Aachener devolo AG ist Pionier und ausgewiesener Experte im Bereich Po-werline-Datenkommunikation. Mit dem leistungsstarken und praxiserprobten G3-PLC Modem 500k und dem devolo smart meter gateway bietet die devolo AG Produkte für die Datenübertragung und Datensicherheit im Smart Grid für Energieversorger und Netzbetreiber.

Anbieterverzeichnis

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Auf der kommenden E-world energy & water vom 16. bis 18. Febru-ar 2016 in der Messe Essen, wird zum ersten Mal die Auszeichnung „Energy App of the year“ verliehen. Der Preis würdigt besonders kun-denfreundliche digitale Lösungen der Energiebranche.

Um die Auszeichnung „Energy App of the year“ können sich Anbie-ter bestehender Apps oder App-Konzepte in drei Kategorien bewer-ben. Die erste Kategorie „Customer Benefit“ richtet sich dabei an be-reits existierende Apps, die den Umgang mit Energie für den Kunden leicht und verständlich machen und Kundennutzen im weitesten Sin-ne schaffen. Die Kategorie „Innovation“ zeichnet wegweisende, inno-

vative Möglichkeiten der Anwendung und Verbesserungen in den Bereichen Tech-nik, Design oder Usability aus.

Die dritte Katego-rie „Concept of the Future“ konzentriert sich auf funktionsfä-hige Prototypen, die neue Kundenbedürf-nisse mit zukunftswei-senden Funktionen und Design kombinieren. Ausgelobt wird der Preis von der E-world energy & water GmbH gemeinsam mit RWE, Google, con|energy und Wirtschaftswoche. Bewerbungen sind on-line möglich unter http://energy-app.e-world-essen.com/. Der Einsendeschluss ist der 31. Oktober 2015.

www.messe-essen.deads-tec 44Areva 45Axpo 38-40BDEW 29Becker Büttner Held 21,49BET 42-43bintec elmeg 16BTC 47Cisco 27Ciel et Terre 4Cronos Unternehmensberatung 7Co.met 16-19,21

con|energy 51c't 7Deutsche Telekom 22-23devolo 6,16-19,46EasyMeter 16Energieversorgung Offenbach 14e-netz Südhessen 47entellgenio 38-40Envision Energy 47ESN 41E.ON 4E-world energy&water 51FH Düsseldorf 46freqcon 45Fritz & Macziol 32-33GÖRLITZ 26Google 51Hartkopf DV 34-36Hoppecke 31Horlemann 31IABG 6IBC SOLAR 9ITF-EDV Fröschl 27Itron Riva 27Janitza 46KIT 6Kiwigrid 27KOSTAL Solar Electric 9Kyocera TLC Solar 4LBD Beratungsgesellschaft 21Lechwerke 30-31

Lichtblick 25Maschinenfabrik Rheinhausen 31Maxwell Technologies 45MDH Nain-Donau Netzgesellschaft 47media transfer 26mobileX 37MVV Energie 44,14Netrion 14,44,47Netz Leipzig 47Netz plus Service 47Next Level Integration 17pixolus 20Power Plus Communications 31PSI 30-31RWTH Aachen 30Robotron 21RWE 30-31,35,41,51SAG 38-40Salzburg AG 27Senvion 32-33SEV 16-19 Siemens 6,48 Solarfox 9SolSquare 9Soluvia Metering 14-15SSV Software 24Stiebel Eltron 31Stromnetz berlin 46SWK Netze 46SWKiel Netze 14Teamtechnik 10Telefónica 21Theben 14-15, 16-19TÜV RHEINLAND 7Valentin Software 10VHPready Services 24-25Vodafone 27Voltaris 13Wago 28-29Westnetz 34-36Wilken 4Wirtschaftswoche 51Zeversolar 10

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Vertrauensgarantie: Ich bestätige ausdrücklich, vom Recht des schriftlichen Wider-rufes dieser Vereinbarung innerhalb von 10 Tagen Kenntnis genommen zu haben.

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Ja, ich möchte zwei aktuelle Ausga-ben von 50,2 kostenlos zugesandt be-kommen. Entspricht das Magazin nicht mei nen Erwartungen, werde ich späte-stens 10 Tage nach Erhalt der zwei ten Ausgabe eine schrift liche Mitteilung an die sig Media GmbH & Co. KG, Zoll-stockgürtel 63, 50969 Köln, senden. Die Lieferung wird dann ein ge stellt. Wenn Sie bis zu diesem Ter min keine Nach-richt von mir haben, möchte ich 50,2 im Jahres abonnement (4 Ausgaben) zum Preis von EUR 38,00 (inkl. Versandkosten und MwSt.) beziehen.

Tel. +49 221 92182550Fax +49 221 92182516info@sig-media.de

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Smart MeteringBereit für den Rollout?

Asset ManagementIntegration von Daten und Prozessen

NetzsteuerungSicherheitskonzepte für Smart Grids

Recht und PolitikVerpachtung von Erzeugungsanlagen

Das Magazin für intelligente Stromnetze

Premiere für die Energy App-Awards

Auf der E-world 2016 werden erstmals die Energy App Awards vergeben.

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