Smart Metering Schweiz | 16 by Landis+Gyr

SMS

Kundenzeitung der Landis+Gyr Schweiz Ausgabe 16 – April 2017

Smart Metering Schweiz

Das digitale Netz: Die beste Gelegenheit, sich neu zu erfinden Die Digitalisierung der Netze bietet Energieunternehmen die beste Chance, ihr Geschäftsmodell neu auszurichten, interne Prozesse zu optimieren und Kundendienstleistungen zu entwickeln. Mehr auf Seite 4

Sicherheit im Smart Grid – nicht ohne die richtige Technologie

Dezentrale Spannungsregelung am Einspeisepunkt von PV Anlagen

Neue Perspektiven durch Energiespeicherung im Megawattbereich

Die Tatsache, dass sich über Informationsund Telekommunikationstechnologien (ICT) Smart Grids realisieren lassen, ist ein zweischneidiges Schwert. Verbesserung der Stabilität, Sicherheit und Effizienz im Netz steht gegen das Ausnutzen der Schwachstellen durch Angreifer.

Zur Gewährleistung eines sicheren Netzbetriebs sind für Netzbetreiber immer mehr Echtzeit-Informationen aus dem Feld notwendig. Landis+Gyr bietet hierfür eine kosteneffiziente Lösung zur erweiterten Nutzung der Messzähler im Netzbetrieb.

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SMS Ausgabe 16 – März 2017

Liebe Leserinnen und Leser, Obwohl das Referendum am 21. Mai 2017 noch aussteht, scheint es mir, als ob die Würfel gefallen sind. Kein einziger Verteilnetzbetreiber setzt sich nicht mit Smart Meter / Smart Grid Systemen auseinander. Die Ideen sind vielfältig doch nun drängen sich mehr und mehr die Fragen nach Kosten und Skalierbarkeit auf, und ausserdem möchten unsere Kunden die Datenübertragung gerne in den eigenen Händen haben. Unsere PLC G3 Kommunikation liefert sehr gute Resultate, und zusammen mit unseren Kunden scheuen wir uns nicht, diese Systeme in den anspruchsvollsten Netzen mit schwierigen Störungen zum Laufen zu bringen. Datensicherheit und Datenschutz ist inzwischen in aller Munde, und unsere Branche ist auch auf diesem Thema gefordert. Mit Landis+Gyr haben unsere Kunden aber auch beim Thema Sicherheit einen zuverlässigen Partner. Unsere E450 sind seit Jahren mit Schlüsseln versehen, die nachträglich aktiviert werden können und zusammen mit der hochentwickelten Public Key Infrastruktur ein sicheres Smart Metering und Smart Grid bieten. Lesen Sie dazu den Artikel in dieser Ausgabe oder fragen Sie Ihren Key Account Manager nach einer Präsentation mit unseren Experten. Auch dieses Jahr lässt sich Landis+Gyr den Kontakt zu Ihnen etwas kosten. Gerne laden wir sie am 27. Juni 2017 ins Seedamm Plaza nach Pfäffikon (SZ) ein. Vor zwei Jahren nannten wir diesen Anlass «Tag der offenen Türe», aufgrund der vielen technischen Neuheiten, die wir Ihnen gerne zeigen werden, geben wir diesem Anlass den neuen Namen: «Landis+Gyr Fachtagung». Bitte reservieren Sie sich jetzt schon den 27. Juni 2017 in Ihrem Kalender, wir freuen uns auf Ihren Besuch!

Bis bald,

Michael Staudinger Country Manager Schweiz

Inhaltsverzeichnis Das digitale Netz: Die beste Gelegenheit, sich neu zu erfinden

Sicherheit im Smart Grid â&#x20AC;&#x201C; nicht ohne die richtige Technologie

Dezentrale Spannungsregelung am Einspeisepunkt von PV Anlagen

Meter to SCADA

ZuverlĂ¤ssigkeit und Langlebigkeit: Rundsteuerung in modernen Energiemanagement-Systemen

Neue Perspektiven durch Energiespeicherung im Megawattbereich

SMS Ausgabe 16 – März 2017

Das digitale Netz: Die beste Gelegenheit, sich neu zu erfinden

Die Digitalisierung der Netze bietet Energieunternehmen die beste Chance, ihr Geschäftsmodell neu auszurichten, interne Prozesse zu optimieren und Kundendienstleistungen zu entwickeln. Der Begriff «Digitalisierung» steht, einerseits für den Wandel in Wirtschaft und Gesellschaft, der von der Informations- und Kommunikationstechnologie vorangetrieben wird und die Interaktion zwischen Menschen oder Menschen und Dingen grundlegend verändert und, andererseits, die technische Vorstufe bzw. den Einsatz von Sensoren und Komponenten, um analoge Daten zu sammeln und in digitale Informationen umzuwandeln. Die «Netz-Digitalisierung» ermöglicht es Energieunternehmen, deutlich aktiver am Markt agieren zu können. Ein digitales Netz ist zuverlässiger und flexibler, es bietet finanzielle Transparenz und hat das Potenzial zur Selbstheilung. Und das hat Folgen: Anstatt einfach „nur“ Energie zu transportieren, werden Verteilnetzbetreiber Teil eines Ökosystems, das allen Beteiligten Nutzen stiftet – womit wir wieder bei den wirtschaftlichen und gesellschaftlichen Veränderungen wären. Insofern ist es also fast schon konsequent, beide Aspekte unter dem einen Begriff der Digitalisierung zusammenzufassen. Bleiben wir also zunächst dabei. Netzdigitalisierung: Hürden und Treiber Erneuerbare Energien Die grundsätzliche Herausforderung erneuerbarer Energien ist, dass sie Schwankungen unterliegen. In Smart Grids können diese durch Unternehmen und Verbraucher ausgeglichen werden. Mit der sich ändernden Rolle des Verbrauchers steigt auch die Zahl kleiner und mittlerer, dezentral eingespeister Energiequellen. Dazu zählen Photovoltaik, Wind, Kraft-Wärme-Kopplung und direkte resp. indirekte Speicherung. In einem Smart Grid können Millionen wechselnde, unterschiedlich starke Einspeisungen kontrolliert und gesteuert werden. Das gelingt durch eine präzise Vorhersage von Angebot und Nachfrage, über Anreize für Kunden, ihr Verbrauchsverhalten zu optimieren, und mit der Unterstützung von modernen Speicherlösungen. Speicherung Technologien für die effiziente Energiespeicherung erhöhen die Leistungsfähigkeit der Smart Grids. Batteriespeicher ermöglichen die Kontrolle von Frequenzschwankungen, eine automatische Spannungsregelung sowie die Optimierung von Angebot und Nachfrage. Darüber

hinaus bilden sie ein zuverlässiges Backup bei Blackouts oder Katastrophen. In der einfachsten Form wird bei geringer Nachfrage Energie in Batterien gespeichert und bei hoher Nachfrage ausgespeist. Die Volatilität der erneuerbaren Energien erfordert den Ausgleich der Frequenzschwankungen, die zu Instabilitäten und Betriebsstörungen der Netzkomponenten führen können. Kein Wunder also, dass batteriebasierte Speicherlösungen bei vielen Energieversorgern weltweit an Fahrt gewinnen. Zuverlässige Versorgung durch ICT-Superkonnektivität Die Verbesserung der Dienstleistungen ist eine Kernaufgabe für Versorger. Dank der grossen Datenmengen der millionenfach mit dem Smart Grid verbundenen Komponenten und Geräte können sie bei Notfällen oder Störungen schneller reagieren oder diese sogar schon beseitigen, bevor der Kunde überhaupt etwas davon bemerkt. Ein solches „selbstheilendes“ Netz reduziert Stillstandzeiten (SAIDI) und erhöht die Kundenzufriedenheit. ICT-Konvergenz erhöht die Effizienz ICT-Technologien erlauben auch ein höheres Mass an IT/OT-Konvergenz, also eine stärkere Integration von IT und der Betriebstechnik, um Störungen, Prozesse und Komponenten zu überwachen und Anpassungen im ERP oder in Systemen zur Netzsteuerung wie SCADA (Supervisory Control Data Acquisition) vorzunehmen. Die höhere Geschwindigkeit, in der Daten in intelligente und tatsächlich nutzbare Informationen übersetzt werden können, ermöglicht die zügige und bessere Reaktion auf Kundenbedürfnisse sowie den kosteneffizienten Netzbetrieb. Ein durch Konvergenz effizienteres Asset-Management verbessert die Reaktionsfähigkeit weiter und ermöglicht es dem Management, zu Themen Instandhaltung, Erneuerung oder Ausbaus der Netz-Assets fundierte Entscheidungen zu treffen und Mehrwert für Kunden zu schaffen. Cybersicherheit ICT ist die Basis für Smart Grids, aber auch ein mögliches Einfallstor für Sicherheitsrisiken, wie die teilweise Abschaltung des ukrainischen Netzes im Dezember 2015 gezeigt hat. Auch der Datenschutz beim Umgang mit Verbrauchsdaten sorgt seit langem für Verunsicherung. Der Einsatz IP-basierter Kommunikationsnetze im Smart Grid ermöglicht jedermann an jedem Ort den Zugriff auf die Daten, wenn adäquate Sicherheitsmechanismen fehlen. Das Netzwerk und die vielen damit verbundenen Geräte müssen so weit abgesichert werden, wie es die je-

weiligen Ressourcen und die betrieblichen Abläufe erlauben. Ein hohes Mass an Sicherheit muss hierbei jederzeit gewährleistet werden. Internet der Dinge Das Internet der Dinge wird dank Echtzeitdaten und -analysen das Kundenerlebnis auf eine neue Stufe bringen und neue Dienstleistungen mit Mehrwert für alle Beteiligten ermöglichen. Voraussetzungen dafür sind Internetprotokolle wie IPv6, die die Zusammenarbeit einer praktisch unbegrenzten Zahl von Unternehmen und die Integration vielfältiger Dienstleistungen zulassen. Beispielsweise können Zähler über das ICTNetz mit einer Vielzahl anderer Geräte und Anwendungen kommunizieren. Das lässt sich dazu nutzen, Informationen zu Angebot und Nachfrage in den Markt zu spielen und Endkunden über die aktuellen Preise auf dem Laufenden zu halten. Regulierung Die Energiestrategie 20501 soll auf verschiedenen Wegen erreicht werden: Erhöhung des Anteils der Neuen Erneuerbaren Energien (NEE) im Netz, CO2-Reduktion und Energieeffizienz. Die Digitalisierung ist dafür der entscheidende Schritt. Durch sie lassen sich erneuerbare Energien nahtlos in das Netz integrieren und die Netzeffizienz erhöhen, was automatisch unnötige CO2-Emissionen reduziert. In Bereichen, in denen viel Energie verbraucht wird, Heizung oder Mobilität, kann das digitale Netz den Strom zur richtigen Zeit am richtigen Ort bereitstellen – ohne unnötige Verluste.

Smart Grid Solutions with wide Replication and Scalability Potential for EUROPE“ umfangreich dargestellt.4 An dem Projekt waren Verteilnetzbetreiber wie Vattenfall (Schweden), RWE (Deutschland), Iberdrola (Spanien), Enel (Italien) und Enedis (ehemals ERDF, Frankreich) beteiligt. Die GRID4EU-Projekte liefen über 51 Monate und umfassten unter anderem die Überwachung eines Niederspannungsnetzes auf Basis einer AMI-Infrastruktur und intelligenter Komponenten in Ortsnetzstationen (Vattenfall). Dazu kam die Implementierung moderner Steuerungen zum Ausbau der Aufnahmekapazität und zur Maximierung der Integration dezentraler erneuerbarer Energien im Mittelspannungsnetz (Enel) – um nur einige zu nennen. Zusammengefasst hat die GRID4EU-Studie gezeigt, dass die Spannungsund Lastregelung zu einer Erhöhung der Aufnahmekapazität von Verteilnetzen beitragen kann und die Interaktion von dezentraler Erzeugung und dezentralem Verbrauch der Schlüssel zu grösserer Kapazität ist. Die Lokalisierung von Fehlern und die Wiederherstellung können durch einen höheren Automatisierungsgrad auf Mittel- und Niederspannungsebene beschleunigt werden. Aufgrund der Abhängigkeit der Smart Grid-Systemtechnologie von der ICT muss die Konvergenz von Energie- und Kommunikationsinfrastrukturen gefördert werden. Der menschliche Faktor ist schliesslich von überragender Bedeutung; Schulungen, Trainings und Prozesse müssen die Mitarbeiter in die Lage versetzen, dieser Rolle gerecht zu werden.4 Wo sich die Digitalisierung heute schon auszahlt

Die Förderung der NEE durch die KEV2 zwingt Versorgungsunternehmen dazu, ihre Infrastruktur an eine wachsende Zahl dezentraler Energieanlagen anzupassen. Deren Volatilität erfordert ein genaues Erfassen von Veränderungen und kurzfristiges Reagieren. Weitere Vorschriften beziehen sich auf die Netzeffizienz und eine erhöhte Transparenz3. Die Transparenz der Aktivitäten in einem digitalen Netz sorgt dafür, dass technische Verluste im Betrieb besser messbar sind und sich leichter bekämpfen lassen. Durch die Digitalisierung verfügen Unternehmen über die notwendigen Tools, um die Einhaltung der Richtlinien einfach und kostengünstig zu dokumentieren.

Daten aus dem Smart Grid können für eine höhere Energieeffizienz und Leistung genutzt werden, aber auch für: • Verbrauchsprognosen •O ptimierung des Verbraucherverhaltens •V erbesserung des bestehenden Portfolios •E ntwicklung neuer Geschäftsmodelle und Dienstleistungen •S tärkung der Kundenbindung durch die Verhinderung von Stromausfällen •R eduktion des Bedarfs an zusätzlichen Kraftwerkskapazitäten

In einigen Ländern kommt die Netzdigitalisierung schon gut voran: • In Polen hat Landis+Gyr in den vergangenen zwei Jahren mehr als 36’000 Smart Grid-Systeme ausgeliefert. Die Geräte wurden in Umspannwerken für das Monitoring im Niederspannungsnetz installiert und helfen, technische und nicht technische Verluste im Griff zu behalten. • In Deutschland ist seit Januar 2016 gesetzlich vorgeschrieben, dass alle dezentralen Energiequellen über 100 MW technisch für eine direkte Netzeinspeisung ausgelegt sind. Netze BW führt dort derzeit 3’000 der in einer Zusammenarbeit von EnBW und Landis+Gyr entwickelten S750 Smart Grid-Module ein. Die SyM2-kompatiblen Geräte sind Teil einer Lösung zum Management der Einspeisung von mittleren und grösseren (≥ 100 kW) Solar- und Windkraftanlagen oder anderer regenerativer Kraftwerke. • In den Niederlanden liegt der Fokus derzeit auf besserem Service und höherer Effizienz. Dazu zählt auch die Verkürzung der Ausfallzeiten bei Versorgungsunterbrechung (SAIDI). Die Netzbetreiber setzen dabei auf 1’450 Landis+Gyr Systeme zur Verteilungsautomatisierung im Mittelund Niederspannungsnetz.

Kosten-Nutzen-Verhältnis Die kritische Frage vor dem Schritt in die Digitalisierung lautet, an welcher Stelle und in welcher Granularität sie greifen soll. Die Investitionen müssen ins Verhältnis zum Effizienzgewinn, zu Kosteneinsparungen, verbesserten Service-Levels und zum Kundennutzen gesetzt werden. „Im Idealfall hätte man permanent eine digitale Abbildung des gesamten Netzes. Aber das würde den Einsatz teurer Sensoren an so vielen Stellen bedeuten, dass es wirtschaftlich nicht vertretbar wäre“, so Thierry Pollet, Leiter Produktmanagement Smart Grid, Landis+Gyr. Ein weiterer wichtiger Aspekt ist die Konnektivität. Die Daten aus den Sensoren und den intelligenten Komponenten müssen über ein Kommunikationsnetz übertragen werden, was zusätzliche Betriebskosten mit sich bringt. Daher muss der Investitionsaufwand für jeden Einzelfall berechnet werden, um eine bestmögliche Kosten-Nutzen-Relation zu erreichen. Das ganze Potenzial des digitalen Netzes wird in dem 2016 veröffentlichten GRID4EU Report „Large-Scale Demonstration of Advanced

Referenzen: 1 Bundesamt für Energie - Energiestrategie 2050: http://www.bfe.admin.ch/energiestrategie2050/index.html?lang=de 2 Kostendeckende Einspeisevergütung http://www.bfe.admin.ch/themen/00612/02073/index.html?lang=de 3 ElCom – Sunshine Regulierung https://www.elcom.admin.ch/elcom/de/home/themen/sunshine.html 4 GRID4EU Report 2016 www.grid4eu.eu/

SMS Ausgabe 16 – März 2017

Sicherheit im Smart Grid – nicht ohne die richtige Technologie

Die Tatsache, dass sich über Informations- und Telekommunikationstechnologien (ICT) Smart Grids realisieren lassen, ist ein zweischneidiges Schwert. Auf der einen Seite ermöglichen ICT durch den Austausch von Informationen eine erhebliche Verbesserung der Stabilität, Sicherheit und Effizienz im Netz sowie die Interaktion mit dem Verbraucher. Andererseits können Angreifer die Schwachstellen des Kommunikationssystems aus finanziellen oder politischen Motiven heraus ausnutzen. Der illegale Zugang über ICT könnte die Täter in die Lage versetzen, in grösseren Bereichen die Stromversorgung zu unterbrechen oder Cyberattacken auf Kraftwerke zu richten. Auch wenn Angriffe im Netz relativ selten sind, können sie vorkommen, wie die Abschaltung in der Ukraine im Dezember 2015 gezeigt hat. Die Täter schalteten einen Teil des landesweiten Netzes ab und manipulierten die industriellen SCADA-Steuerungen. Mehr als 220.000 Kunden waren für sechs Stunden ohne Strom. „Die meist verbreiteste Form des Angriffs – auch bei dem Vorfall in der Ukraine – ist die mittels Trojanern, obwohl diese von einem aktuell gehaltenen System rechtzeitig erkannt werden sollten“, so Wim Ton, Solution Security Architect bei Landis+Gyr. „Cybersicherheit wird daher in Smart Grids immer wichtiger.“ Die Entwicklung der Smart Grids bringt neue Sicherheitsrisiken, weil Cyberattacken über eine Vielzahl intelligenter Geräte in einem Netz ausgeführt werden können. Jedes Gerät ist ein potenzielles Einfallstor. Wenn man bedenkt, dass schon heute rund 2 Milliarden Smart Grid-Komponenten im Internet der Dinge verbunden sind – erwartet werden 12 Milliarden1 im Jahr 2024 –, wird die Dimension des Problems deutlich. Allein der Einsatz von Smart Metern wird weltweit die 800-Millionen-Marke2 schon 2020 überschreiten. Sicherheitsarchitektur und Endgeräte Um Sicherheitsrisiken zu minimieren, ist eine Smart Grid-Lösung so konzipiert, dass geeignete Sicherheitsprotokolle, -routinen und -technologien zum Einsatz kommen. Vor allem ist der Einsatz von Verschlüs-

selungstechnologien ein wichtiger Baustein der IT-Sicherheit und des Schutzes der Kommunikation zwischen Smart Grid-Komponenten und den Backend-Systemen. Die Wahl der richtigen Verschlüsselung Die Wahl der Verschlüsselung hängt von den Kommunikationsstandards ab. Im DLMS-Standard (Device Language Message Specification) etwa ist die Verschlüsselung und Authentifizierung der Payload einer Nachricht Teil des Standards. In einem WAN (Wide Area Network) wird TLS (Transport Layer Security) verwendet, eine verbreitete Internet-Technologie. Landis+Gyr nutzt für die Verschlüsselung die von der US-amerikanischen NSA (National Security Agency) und der europäischen ENISA (European Network and Information Security Agency) empfohlenen Algorithmen. Die Erfahrungen der Branche zeigen, dass Eigenentwicklungen selten zu sicheren Produkten, aber zu Problemen bei der Integration von Komponenten unterschiedlicher Hersteller führen. Effektives Key-Management Die Sicherheit der Verschlüsselung hängt stark von den verwendeten digitalen Keys ab. Das hängt damit zusammen, dass selten versucht wird, die Verschlüsselung zu Manipulationszwecken zu entschlüsseln. Es ist viel einfacher, die Keys zu stehlen. Egal, wie gut der Algorithmus ist – mit dem richtigen Key ist die Information und die Gerätesteuerung zugänglich. Um dieses Risiko zu minimieren, setzt Landis+Gyr auf ein hochentwickeltes Key-Management. Damit ist sichergestellt, dass die Keys für die Verschlüsselung nach Produktion sicher erzeugt und gespeichert werden. Das Verfahren basiert auf einem Public Key-System, das den sicheren Austausch der Keys ermöglicht – vergleichbar dem modernen Onlinebanking und -handel. Nutzerdefinierte Zertifikate Über die Kombination von Public Keys mit einem Namen lassen sich nutzerdefinierte Zertifikate erstellen. Landis+Gyr arbeitet mit einer

eigenen Public Key-Infrastruktur für seine Geräte. Key-Pärchen werden bei der Fertigung eingefügt. Auf diese Weise erhält jedes Produkt ein Zertifikat, das es als ein Landis+Gyr Gerät ausweist und eine Seriennummer generiert. Diese einzigartige Methode ist eine Out-of-the-box-Sicherheitslösung, die besonders für die Kunden attraktiv ist, die über keine eigene Public Key-Infrastruktur verfügen. Bewährte Konzepte für die IT-Sicherheit Eine weitere wesentliche Komponente der IT-Sicherheit ist eine adäquate Zugangsverwaltung. Der Zugriff auf die Anwendungs-, Service-, Fulfillment- und Sicherheitsfunktionalitäten sollte nach der Rolle des Nutzers geregelt sein, also etwa Administrator, Anwender, Auditor usw. Dazu ist es erforderlich, dass rollenbasierte Zugangsmodelle unterstützt werden. Jeder User muss über Zugangsdaten seine Identität ausweisen, um Aufgaben ausführen zu können. Die Zugangsverwaltung sollte in das bestehende IT-System integriert werden, um sowohl die Nutzerverwaltung als auch die alltäglichen Arbeiten zu ermöglichen. Integriertes Sicherheitskonzept Unabhängig davon, welche Technologien zum Einsatz kommen: ein hundertprozentig sicheres Netz gibt es nicht. Dennoch erfordert ein Smart Grid als kritische Infrastruktur die höchstmöglichen Sicherheitslevels innerhalb aller finanziellen und operativen Rahmenbedingungen. Eine ganzheitliche Architektur, die die Sicherheit von der Planung über die Implementierung bis zum Betrieb garantiert, ist essenziell. Nur ein ganzheitlicher Ansatz, der auf bewährten Standards, ICT-Technologien und Komponenten aufsetzt – und bei der Definition von Sicherheitsgrundsätzen und -routinen auf der Partnerschaft zwischen Hersteller, Netzbetreiber sowie Regulierern beruht –, kann Smart Grids sicher machen. Ein Smart Grid ist ein grosses, komplexes Netzwerk, in dem Millionen von Geräten und Entitäten miteinander verbunden sind. Mit einem derart grossen Netz sind viele Sicherheitsfragen und -lücken verbunden.

Die Sicherheitslösung von Landis+Gyr: • ist standardbasiert • baut auf einer bewährten, offenen Architektur auf • adressiert jeden Zugangspunkt im Netz

Ziele der Netzsicherheit Die Zielsetzung der Smart Grid Security lässt sich mit drei Worten zusammenfassen: Verfügbarkeit, Integrität und Vertraulichkeit. 1. Verfügbarkeit: Der Zugriff auf Versorgungs- und Verbrauchsdaten muss jederzeit möglich sein, weil Störungen dieses Flusses zu einer Unterbrechung der Energieversorgung führen können. 2. Integrität: Es muss verhindert werden, dass unautorisierte Manipulationen oder das Löschen von Informationen die Entscheidungsprozesse und die Steuerung im Energiemanagement negativ beeinflussen. 3. Vertraulichkeit: Hierbei geht es um den Schutz der Privatsphäre und von vertraulichen Informationen, indem Beschränkungen beim Zugriff und der Weitergabe von Informationen aufrechterhalten werden. ML

Referenzen: 1 enterprise-iot.org, 2014: http://enterprise-iot.org/book/enterprise-iot/part-i/energy/ 2 Global Smart Grid Federation, August 2016: www.globalsmartgridfederation.org/2016/08/29/ensuring-security-and-reliability-in-smart-meters/

SMS Ausgabe 16 – März 2017

Dezentrale Spannungsregelung am Einspeisepunkt von PV Anlagen

Netzbetreiber sind für den sicheren Betrieb in ihrem Netzgebiet verantwortlich und müssen sicherstellen, dass die elektrische Energie jederzeit innerhalb eines Spannungsbandes von +/-10% der Betriebsspannung geliefert wird. Dies wird in der Norm EN50160 festgehalten. Bei nicht Einhalten dieser Grenzen können beim Endkunden beträchtliche Schäden entstehen. Es ist nicht auszuschliessen, dass über das Produkthaftungsgesetz der Netzbetreiber für eventuelle Schäden verantwortlich gemacht werden kann.

Steuerung der Blindleistung und/oder der Wirkleistung des Solarwechselrichters geregelt. Der Spannungsregler kann in den folgenden Modi betrieben werden.

Die Förderung von dezentralen Produktionsanlagen durch die Kostendeckende Einspeisevergütung führt zu neuen Herausforderungen für die Planung sowie den Betrieb des Verteilnetzes in der Schweiz. Die zunehmende Einspeisung aus dezentralen PV-Erzeugungsanlagen kann Überspannungen im Niederspanungsnetz verursachen. Insbesondere in Lastsituationen mit hoher Produktion und niedrigem Verbrauch können Überspannungen von mehr als +10% entstehen.

• Ferngesteuert Der Regler kann vom SCADA System übersteuert werden. Dazu wird der lokale Regler suspendiert.

Abbildung 1

TCL Script «Lokaler Spannungsregler»

Dieses Problem lösen wir mit der Hilfe des L+G-Mess- und Steuerungssystems S650-SCADA, welches über einen lokalen Spannungsregler (TCL Script) verfügt (Abbildung 1). Das System besteht aus einem MID-zertifizierten Zähler (S650 Smart Grid Teminal) und einem Gateway, der SmartCOM RTU von Landis+Gyr. Auf der RTU läuft der Regelalgorithmus. Eine SCADA-Systemanbindung ist nicht zwingend notwendig, kann aber mit Hilfe einer Ethernet Verbindung oder eines Modems (LTE/3G) hergestellt werden. Durch die Verwendung des MID zertifizierten S650 kann das Gerät auch gleichzeitig für die Abrechnung der eingespeisten Energie verwendet werden. Zur Gewährleistung der Spannungshaltung am Anschlusspunkt der dezentralen PV-Anlage wird die Spannung überwacht und durch die

• Lokal - Q=f(U) - P=f(U) - P,Q=f(U)

Blindleistungsregelung Wirkleistungsregelung Kombiniert Blind-/Wirkleistungsregelung

Der Regelalgorithmus basiert auf einem fünf-stufigen Spannungsmonitor. Verlässt die Spannung das erlaubte Band (grün), dann werden die digitalen Ausgänge des S650, welche am Wechselrichter angeschlossen sind, aktiviert. Über 6 digitale Ausgänge des Systems können 4 Wirkleistungsstufen (0%, 30%, 60% 100% von Pmax) und 2 Blindleistungs‑ arbeitspunkte angefahren werden. Verschiedene Parameter lassen eine Anpassung des Reglers an die Situation der PV-Anlage zu. So kann z.B. gewählt werden ob der Algorithmus auf einzelne Phasenspannungen («ODER»-Funktion) oder auf die Kombination der drei Phasenspannung («UND»-Funktion) reagieren soll. Über drei digitale Eingänge des Systems können Statusmeldungen vom Wechselrichter zum SCADA-System rückgemeldet werden. Nach einem Spannungsausfall startet der Regler mit einer vordefinierten Softstart-Sequenz. Mit Hilfe der in dieser Sequenz programmierbaren Schaltfenstern mit Zufallseinschaltmechanismus, lässt sich dann nach einem Spannungsausfall eine Population von Solaranlagen zufällig zeitversetzt und damit sanft hochfahren. Durch die SCADA-Anbindung des S650-SCADA-Systems wird der Datenaustausch mit einem SCADA-System ermöglicht. Dabei lassen sich vielfältig OBIS Objekte des S650 Smart Grid Terminals über das integrierte IEC60870-5-104 Protokoll im Leitsystem abbilden. Damit können auch die Ausgangskontakte des S650 aus dem Leitsystem her gesteuert werden. In Abbildung 2 ist die Installation eines S650-SCADA-Systems mit Spannungsregler für eine grosse PV-Anlage (P>100kW) bei einem mittelgrossen Schweizer Energieversorger dargestellt. JI

Abbildung 2

Technische Daten: S650-SCADA mit Spannungsregler

SmartCOM RTU

S650 Smart Grid Terminal

S650

• Type SxAxxxCT44.0477 mit AUX Power supply 12-60 VDC • Anschluss 3 oder 4 Leiternetz; direkt, halb indirekt oder indirekt • Genauigkeit Kl. 1.0; 0.5s, 0.2s • 6 Digitale Ausgänge 5-253 Volt • S650 CU-E22 oder CU-U52 SmartCOM RTU

Spannungsmonitor

• Ethernet Interface mit 10 oder 100 MB/s • Mobilfunk Interface LTE 4G. Telit LE910-EUG Modem mit Fallback 3/2G • IEC60870-5-104 Protokoll für SCADA Integration • RS485 Schnittstelle mit DLMS/COSEM Master für Anschluss S650 • 3 Digitale Eingänge 24V • Interner Energiespeicher für Überbrückung von kurzeit-Spannungsausfällen <5 Sek Integrierter TCL Regelalgorithmus • Wirkleistungs-/ und/oder Blindleistungsregelung • Softstartfunktion mit Zufallseinschaltmechanismus, programmierbaren Zeitintervallen und programmierbaren Status der Ausgänge beim Start • 2 programmierbare Überspannungsbänder 0%...20%, 0…+40% von Nominalspannung (Un) • 2 programmierbare Unterspannungsbänder 0%...-20%, 0…-40% von Nominalspannung (Un) • Programmierbare Spannungsausfallsschwelle 50%...90% von Nominalspannung (Un) • Lokaler Regler Mode oder Fernsteuerung ab SCADA-System

SMS Ausgabe 16 – März 2017

Meter to SCADA

In der Schweiz gibt es insgesamt 579 Wasserkraftwerke mit einer installierten Leistung grösser als 0.3 MW (Abbildung 1). Mehr als 350 davon sind mit einer installierten Leistung kleiner als 10 MW am Verteilnetz angeschlossen. Hinzu kommen immer mehr Erzeugungsanlagen aus Neuen Erneuerbaren Energien (NEE) sowie konventionell-thermische Kraftwerke, welche auch ins Mittel- und Niederspanungsnetz einspeisen. Die Zunahme der dezentralen Produktion in tieferen Spannungsebenen (NE5 und NE7) führt zu neuen Herausforderungen im Bereich Netzbetrieb. Zur Gewährleistung eines sicheren Netzbetriebs bzw. zur jederzeitigen Spannungshaltung innerhalb sicheren Bereichen, sind für Netzbetreiber immer mehr Echtzeit-Informationen aus dem Feld notwendig. Eine vollständige Überwachung des Verteilnetzes ist jedoch aufgrund der hohen Kosten nicht immer wirtschaftlich. Die punktuelle Messung von betriebsrelevanten Mengen an kritischen Stellen bietet hierbei eine bedarfsgerechte Lösung. Transformatorstationen sowie der Anschluss von Erzeugungsanlagen im Verteilnetz werden oft als kritische Stellen bezeichnet, da an diesen Stellen viele betriebliche Informationen zusammenfliessen. In Tieflastsituationen treten am Anschluss von Erzeugungsanlagen ungewöhnlich hohe Spannungswerte auf, welche schnell Spannungsverletzungen verursachen können. Allerdings muss die Einspeisung aller Produktionsanlagen durch die relevanten Netzbetreiber ohnehin zur Energieabrechnung gemessen werden. Dies erfolgt in der Regel mittels zertifizierter Elektrizitäts-Messzähler bzw. Industrie- oder Netzzähler. Eine Abwägung zwischen Kostenoptimierung und Versorgungssicherheit zeigt, dass die

Anbindung der bereits bestehenden Messzähler zum SCADA-System dem ersten Schritt zur optimalen Netzüberwachung entspricht. Somit werden Synergien zwischen Messtechnik und Netzbetrieb geschaffen. Landis+Gyr bietet hierfür eine kosteneffiziente Lösung zur erweiterten Nutzung der Messzähler im Netzbetrieb. Das Kommunikationsmodul SmartCOM RTU wird entweder neben dem Messzähler installiert oder im Messzähler integiert und ermöglicht die Überwachung der Kraftwerksanschlussstellen im Verteilnetz von der Netzleitstelle aus. Bei Bedarf können mehrere Geräte (z.B. Netzqualitäts- bzw. Schutzgeräte) integriert werden. L+G Lösung «Meter to SCADA» Die L+G-Lösung zum Retrofit von bereits installierten Messgeräten (wie E650/ S650 und E850) mit einer Anbindung am SCADA-System ist mit dem Namen „Meter to SCADA“ bekannt und in Abbildung 2 dargestellt. Die Multi-System-Integration der Messzähler im Fernauslesesystem (Advanced Meterting System – AMI), einerseits, und der betriebsrelevanten Messungen im SCADA-System, andererseits, kann mit einem Kommunikationsmodul SmartCOM RTU erfolgen. Es besteht die Möglichkeit bis zu 24 Slave-Geräte über die RS485-Schnittstelle an das SmartCOM RTU anzuschliessen. Die 15-min-Messwerten werden über die Ethernet-Schnittstelle durch das AMI-System abgelesen, wobei die betriebsrelevanten Daten (Spannungsänderungen, Wirk- und Blindleistung, Strom, Leistungsfaktor, usw.) über die RS485-Schnittstelle auf das SmartCOM RTU und anschliessend über Mobilfunk (3G/ 4G) oder Glasfasernetz auf das SCADA-System «gepuscht» werden. Im SmartCOM RTU erfolgt das Protokollwandeln von Zählerprotokoll DLMS-COSEM auf SCADA-Protokoll. Für die Konfiguration des Systems kann auf verschiedene Weise zugegriffen werden. Der gebräuchlichste Weg ist der Zugriff über das eingebaute, benutzerfreundliche Konfigurations-Web-Interface mit einem Standard Browser. Aktionen wie Diagnose und Firmware-Upgrades können auch über SSH, SCP oder FTP Protokoll vorgenommen werden. Neues Gehäuse für das SmartCOM RTU Das SmartCOM RTU-Kommunikationsmodul ist in einem Kunststoffgehäuse für Wandmontage oder in einem DIN-Rail-Gehäuse für Hut-Schienenmontage untergebracht (Abbildung 3).

Abbildung 1 Wasserkraftwerke in der Schweiz

Abbildung 2 „Meter to SCADA“ Lösung

NS/MS

E650

3 digitale Eingänge

E850

S650

SCADA

6 digitale Ausgänge IEC60870-104

RS485

P, Q, I, V cosφ

APN

Ethernet

DLMS-COSEM

LWL 3G/4G AMI

SmartCOM RTU

DIN Rail Version

Wandmontage

Typ: EURONORD PC 122008 Dimensionen: 200 x 120 x 90 mm

Typ: EURONORD PC 233009 Dimensionen: 300 x 230 x 87 mm

Abbildung 3 Gehäuse des SmartCOM RTU: Wandmontage oder DIN-Rail (Bei der DIN-Rail-Gehäuseversion müssen die Komponenten wie Speisung, Super Cap Buffer und Leitungsschutzschalter zusätzlich bestellt und extern auf der DIN-Schiene platziert werden).

Technische Eigenschaften SmartCOM RTU • 200 MHz ARM® mit 64 MB SDRAM ARM® Prozessor mit Linux OS • CAN System-Bus, RS232, RS485, RS422, WiMAX Schnittstellen, Ethernet • Integriertes 3G oder LTE Modem • Feldbus-Kommunikationsprotokolle: MODBUS Master, DLMS/COSEM Master • SCADA-Protokolle: IEC 60870-5-104, DNP3, XML über HTTP, MODBUS TCP • Zeit-Synchronisation: NTP, DNP3, oder IEC 60870-5-104, (GPS auf Anfrage) • Integrierter Web-Server für Konfiguration und Fernsteuerung/ Fernverwaltung

• Fernkonfiguration und Firmware-Updates mit Protokollen HTTP, HTTPS, FTP und SSH • «Norwegische Redundanz» oder paralleler Anschluss an bis zu fünf SCADA-Systemen • REST-Schnittstelle • Lokale Steuerungsalgorithmen mittels TCL (Tool Command Language) • NAT-Gateway-Funktion (Transparenter TCP/IP Kanal) • 24 VDC Speisespannung • MMI mit Statusanzeige

SMS Ausgabe 16 – März 2017

Zuverlässigkeit und Langlebigkeit: Rundsteuerung in modernen Energiemanagement-Systemen

Aufgrund von Veränderungen in der Energieverteilung stehen Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber vor neuen Herausforderungen. Die Topologie des Stromnetzes ändert sich von einer klaren Top-Down-Hierarchie hin zu einer komplexen, dezentralen und stark volatilen Energieerzeugung. In diesem Kontext ist dynamisches Energiemanagement ein wichtiges Werkzeug zur Stabilisierung der Stromnetze und trägt einen massgeblichen Teil für eine sichere und zuverlässige Stromversorgung bei. Seit vielen Jahrzehnten ist Landis+Gyr führender Anbieter von Energiemanagementlösungen zur effektiven Tarifsteuerung, Lastkorrektur, Lastspitzenbegrenzung und öffentlicher Beleuchtungssteuerung. Diese langfristige Verpflichtung ermöglicht eine optimale Nutzung bestehender Infrastrukturen und gewährleistet die Langlebigkeit der Anlagen. Wir halten unsere Lösungen laufend auf dem neuesten Stand der Technik, um den aktuellen Marktentwicklungen und Kundenanforderungen zu entsprechen und gleichzeitig die langfristigen Investitionen unserer Kunden zu schützen. Aus diesem Grund haben wir unser Senderangebot überarbeitet und können Ihnen für den zeitgemässen Betrieb Ihrer Rundsteueranlagen nun einen neuen, mit modernster Technik ausgestatteten Rundsteuersender anbieten. Die Senderfamilie R800 Die R800 Rundsteuersender von Landis+Gyr repräsentieren die langjährige Erfahrung unserer Mitarbeiter im Bereich Lastmanagement und bieten unseren Kunden eine leistungsstarke Produktefamilie an Tonfrequenz-Rundsteuersender mit grossem Funktionsumfang, maximaler Betriebssicherheit und innovativem Bedienkonzept. In Zusammenarbeit mit unserem strategischen Geschäftspartner ANC netcontrol in Breitungen, DE haben wir ein zukunftsorientiertes und auf

industriellen Standards basierendes Rundsteuerportfolio entwickelt. Wir sichern so unseren Kunden langfristig ein attraktives und marktgerechtes Angebot mit Kompetenz aus einer Hand und garantieren damit höchstmögliche Investitionssicherheit. Die R800 Senderfamilie beinhaltet neun Standardtypen von 24kVA bis 477kVA und deckt damit den gesamten Leistungsumfang der bisherigen Senderprodukte ab. Auf Anfrage sind zusätzlich auch grössere Modelle lieferbar. Die eingesetzten Umrichter sind speziell für die Anwendung in der Rundsteuerung entwickelt und die konsequente Verwendung von industriell bewährten Komponenten garantiert höchste Qualität und Langlebigkeit. Durch das modulare Hardware-Konzept kann der R800 ideal an individuelle Kundenbedürfnisse und lokale Anforderungen angepasst werden. Der Sender unterstützt dabei alle gängigen Ankopplungsarten – bei bis zu drei Ankopplungen pro Sender. Der Funktionsumfang bestehender Sendertypen wird durch den R800 komplett abgedeckt und um viele nützliche Funktionen erweitert. Hervorzuheben ist, dass sowohl die Strom- als auch Spannungsregulierung unterstützt wird und bei der Entwicklung des Senders konsequent auf standardisierte Schnittstellen gesetzt wurde. Der R800 zeichnet sich durch ein einfaches und bedarfsgerechtes Bedienkonzept aus. Er kann mittels selbsterklärenden Schalter und Taster auf der Senderschranktür vor Ort und von Fern im lokalen Firmennetzwerk oder via GPRS-Modem (remote) gesteuert, konfiguriert und gewartet werden. Ein Bedienpanel auf dem Umrichter erlaubt zudem im Notbetrieb eine einfache und unmittelbare Einflussnahme. JK

Der R800 Rundsteuersender

Hauptmerkmale • Bewährter Hochleistungsumrichter nach Industriestandard mit integrierter Netzdrossel und Filter • Identische Steuerbox für alle Sendergrössen und steckbare Zusatzkarten • Modernste Technologie und Verwendung von standardisierten Schnittstellen • Uneingeschränkte Konfiguration mit Parametriersoftware über RS232 (optional) • Kommandogerät und Sender in einem Schrank (optional) • Viele zusätzliche Erweiterungsmöglichkeiten (optional) Bedienung über Display (optional) • Zugriff über Webinterface (optional) • Anpassung aller Parameter und Parametergruppen des Umrichters über Touchdisplay • Erfassen und Archivieren von Messwerten zu einer Rundsteuersendung • Erfassung und Archivierung aller Meldungen vom Umrichter • Absetzen von einfachen Decabit-Telegrammen • Wobbler-Funktion zur einfachen Inbetriebnahme und Störungsbehebung Vielseitige Einsatzmöglichkeiten • Geeignet für alle gängigen Typen von Rundsteuerankopplungen (lose/ starre Parallelankopplung, Serieankopplung, Neutralleiterankopplung) • Bis zu drei Ankopplungen pro Sender (auf Anfrage auch vier möglich) • Funktionsumfang aller vorgängigen Sendertypen von Landis+Gyr werden abgedeckt • Geeignet für den Betrieb mit Systemen von Drittanbietern Hauptfunktionen • Synchronisation über Pilotfrequenzempfänger-GPS • Drei Betriebsmodi wählbar: - „Ufix-Mode“: konstante Ausgangsspannung ohne Stromregelung - „U-Mode“ mit Spannungssteuerung und einstellbarer Strombegrenzung - „ I-Mode“: Stromregelung mit Spannungsbegrenzung • Drei Parametersätze mit kompletter Senderkonfiguration speicherbar • Störmeldespeicher (Zeit, Spannungen, Ströme, Frequenz, Fehlerart) • Manuelle Bedienung (Handschalter und Taster) für Sendungswiederholung, Reset und Stopp

SMS Ausgabe 16 – März 2017

Neue Perspektiven durch Energie‑ speicherung im Megawattbereich

Durch die Veränderungen am Markt wächst die Nachfrage nach modernen Speichersystemen, besonders im Hinblick auf die erneuerbaren Energien. Das Batteriespeichersystem BESS (Battery Energy Storage System) von Toshiba bietet noch weit mehr Möglichkeiten als den Ausgleich der durch die Einspeisung von Wind- und Solarenergie verursachten Netzfrequenzschwankungen. Mit ihm lassen sich die Spannungsregulierung automatisieren sowie Angebot und Nachfrage optimieren. Zudem dient es als zuverlässiges Backup-System bei Stromausfällen oder in Katastrophensituationen. Kein Wunder, dass dieser 1,2-MW-Batteriespeicher bei grossen Energieversorgern zunehmend beliebt wird. Das kürzlich in Helsinki, Finnland, installierte BESS ist ein typisches Beispiel. Helen Electricity Network und der finnische Netzbetreiber Fingrid haben dort ein Pilotsystem in Betrieb genommen, um das optimale Timing für das Laden und Entladen des Speichers im Netz zu testen. Die beiden finnischen Unternehmen hatten nach einer verlässlichen Technologie mit einem attraktiven Preis-Leistungs-Verhältnis gesucht,

das sich für eine Smart Grid-Umgebung eignet. Das über Landis+Gyr bereitgestellte Batteriespeichersystem von Toshiba ermöglicht schnelle Lade- und Entladezyklen bei einer langen Lebensdauer von 10.000 Zyklen – ideal für ein Smart Grid. Nach Abschluss des Pilotprojektes wird BESS ein fester Bestandteil von Helens Infrastruktur für die Erzeugung erneuerbarer Energien sein. Ausgleichendes Moment BESS erleichtert generell das Nachfragemanagement, unabhängig von der Energiequelle. Mit der in den 13.440 Toshiba SCiB™ Batteriezellen und den 560 SCiB™ Speichermodulen des Typs 3-23 Ah gespeicherten Energie können bei geringer Nachfrage oder hoher Last Differenzen zwischen den Sollwerten und der tatsächlichen Erzeugung ausgeglichen werden. BESS verfügt ausserdem über zwei Energiewandler für Speicherbatterien, ein Überwachungs- und Batterie-Management-System mit HMI und einen Dreiwicklungstransformator für Verbundnetze.

Das leistungsstarke Batterie-Management-System gewährleistet, dass Energie exakt so eingespeist wird, wie sie benötigt wird. Sowohl beim Laden als auch beim Entladen berücksichtigt BESS Faktoren wie die Temperatur der Batteriemodule, den Ladezustand (SOC, State of Charge), die Lade-/Entladerate, die Eigenschaften der Wechselrichter und den Netzstatus. Effiziente Frequenzregelung Die Volatilität der erneuerbaren Energien erfordert den Einsatz reaktionsschneller Tools, um Frequenzschwankungen und die daraus resultierende Instabilität des Netzes auszugleichen, die sonst zu Betriebsstörungen in den angeschlossenen Anlagen und Komponenten führen kann. BESS ist in der Lage, diesen Schwankungen entgegenzuwirken, da es als Reaktion auf Frequenzänderungen sehr schnell geladen und entladen werden kann. Bei Bedarf kann BESS binnen Millisekunden die volle Leistung abgeben – ein wirksamer Eingriff, bis Reserveenergie hochgefahren werden kann. In Finnland stellen derzeit die Versorgungsunternehmen die Reserven für den Betreiber des Übertragungsnetzes, Fingrid, bereit. Mit der Installation von BESS können die Versorger ihr Portfolio an Reserveenergien erweitern und dem Übertragungsnetzbetreiber ein neues, flexibleres Tool zur Verbesserung der Netzstabilität anbieten. Automatisierte Spannungsregulierung Über Frequenzschwankungen hinaus kann die dezentrale Einspeisung erneuerbarer Energien Faktoren wie Spannung, Leistung und die Rückspeisung beeinflussen. Bestehende Regelsysteme wie Transformatoren mit Stufenschalter sind bei einer direkten Anbindung der Erzeugung an den Feeder nicht mehr ausreichend. Überspannungen verkürzen die Lebensdauer der Komponenten, was zu höheren technischen Verlusten führt und den Schutz von Feedern und Transformatoren erforderlich macht. Im umgekehrten Fall verursachen Unterspannungen vergleichbare unerwünschte negative Effekte wie Flicker, Betriebsstörungen von Synchronmaschinen oder unbeabsichtigtes Aktivieren von Schutzmechanismen. BESS ermöglicht es den Netzbetreibern, die Spannung über Energieentzug und -einspeisung zu regeln. Die Ausgleichskapazitäten von BESS können dazu genutzt werden, den Leistungsfaktor innerhalb der Grenzwerte zu halten und Verluste im Netzwerk zu minimieren. In Finnland bedeutet das, dass die Verteilnetzbetreiber Strafzahlungen an den Betreiber des Übertragungsnetzes für Abweichungen vermeiden können. In der Schweiz existiert so eine Anforderung (noch) nicht generell, aber es gibt heute schon Kunden, die bilateral mit dem Verteilnetzbetreiber Konditionen bezüglich Power Quality aushandeln.

Abbildung 1 Energiespeichersystem von Helen und Fingrid in Finnland.

Abbildung 2 Im Inneren eines BESS. Optimierung von Angebot und Nachfrage BESS kann auch für den Ausgleich von Höhen und Tiefen in der Nachfrage eingesetzt werden. Bei hoher Nachfrage werden die Batterien entladen, bei geringem Bedarf geladen. In Helsinki wird BESS genutzt, um Beschaffung und Vertrieb von Strom zu optimieren resp. um günstig zu kaufen und zu hohen Preisen zu verkaufen. Bei Bedarfsspitzen lässt sich die gespeicherte Energie teuer verkaufen, ohne dass zusätzliche Energie auf dem Markt gekauft werden muss. Bei schwacher Nachfrage kann erneuerbare Energie gespeichert werden, bis die Preise wieder steigen. Weitere Geschäftsmodelle, die sich aus der Speicherung ergeben, werden im Zuge des Pilotprojektes geprüft. Backup bei Ausfällen Bei Stromausfällen oder grösseren Störungen muss die lebenswichtige Infrastruktur in Betrieb gehalten werden. Telekommunikationsunternehmen, Datencenter und Krankenhäuser sind offensichtliche Beispiele für Bereiche, die durch Energieverluste stark beeinträchtigt werden könnten. BESS bietet für diese Szenarien eine hocheffiziente Lösung, weil die gespeicherte Energie sofort abrufbar ist und so den Zeitraum überbrücken kann, bis alternative Backup-Energien hochgefahren sind. Die oben beschriebenen Vorteile machen deutlich, dass in den nächsten Jahren eine Vielzahl von Batteriespeichersystemen in Smart Grid-Lösungen integriert werden dürften. Effiziente Speicherung ist der Schlüssel für den Einsatz erneuerbarer Energien. BESS-Projekte im Betrieb Tohoku Electric Power Co. (Japan 40 MW/20 MWh BESS und 40 MW/40 MWh BESS Terna S.p.A. (Sardinien und Sizilien), je 1MW/1MWh BESS Fenosa, Alcalá (Spanien), 500 kW/776 kWh BESS BESS-Projekte in der Pipeline Enel Green Power s.p.a. (Italien), 4 MW/1 MWh BESS E.ON Climate and Renewables und Tucson Electric Power (TEP), Arizona (USA), 10 MW-Speichersystem MS

Impressum Herausgeber: Landis+Gyr AG Theilerstrasse 1, 6301 Zug Tel. +41 41 936 6500 E-Mail: info.ch@landisgyr.com Redaktion und für den Inhalt dieser Ausgabe verantwortlich: Michael Staudinger (MS), Jürgen Kasper (JK), Joe Imfeld (JI), Marc Laeser (ML), Fenia Stefanidou (FS) Design und Konzeption: Landis+Gyr AG Seidl PR & Marketing GmbH, 45131 Essen, Deutschland © Alle Rechte vorbehalten!