50,2 - 6/2020 by sig-media

ISSN 2199-4102 · www.50komma2.de

MAGAZIN für intelligente Stromnetze

06.2020

REDISPATCH 2.0

Vom Labor in die Praxis

JETZT VORBEREITEN!

IT und Prozesse Smart City Emden

Netztechnik und -steuerung Transparenz auf der letzten Meile 32

Elektromobilität Schnelllader ans Netz

Im Heft

Branchenguide

SMART METERING 2020 · 2021

Best Practice Beispielhafte Projekte und Technologien

Anbieterverzeichnis Marktteilnehmer und Angebote im Überblick

www.smart-metering2020.de

SMART METER

ROLLOUT ab Seite 12

Unternehmensporträts Wichtige Anbieter für Smart Metering

Verlag

REDISPATCH 2.0 JETZT VORBEREITEN! WAGO unterstützt Netzbetreiber und Einsatzverantwortliche (EIV), sich auf den Redispatch 2.0 vorzubereiten – mit Produkten, Lösungen und Erfahrungsaustausch. Messwerte genau ermitteln, sicher übertragen und bereitstellen Bewährte Fernwirksysteme, die verlässlich Leistungszustände messen und die Messwerte per Fernwirkprotokoll IEC 60870-5-101 oder -104 übertragen. Schnelle und einfache Inbetriebnahme Entsprechende Kommunikationsbibliotheken sorgen für ein schnelles und komfortables Schnittstellenmanagement.

WAGO PFC200 Telecontrol –geforderte Messwerte sicher erfassen und übertragen, Schnittstellen schnell und komfortabel herstellen.

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Seite 3

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ISSN 2199-4102 · www.50komma2.de

MAGAZIN für intelligente Stromnetze

06.2020

Vom Labor in die Praxis

IT und Prozesse Smart City Emden

Netztechnik und -steuerung Transparenz auf der letzten Meile 32

Elektromobilität Schnelllader ans Netz

Im Heft

Branchenguide

SMART METERING 2020 · 2021

Best Practice Beispielhafte Projekte und Technologien

Anbieterverzeichnis Marktteilnehmer und Angebote im Überblick

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SMART METER

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Unternehmensporträts Wichtige Anbieter für Smart Metering

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E-Mobilität beginnt mit uns. Jetzt Systempartner werden! Anmelden, kostenlose Schulung erhalten und loslegen. Gemeinsam starten wir in Ihren Zukunftsmarkt. (Schulung auch digital möglich)

NEU! Technologie zum Aufbau von Ladeinfrastruktur und zur Niederspannungsautomatisierung für den Schritt in die E-Mobilität. Die flächendeckende E-Mobilität kommt! Dabei dürfen die Auswirkungen für Energieversorger, Industrieanwender, wie auch für Mehr- und Einfamilienhäuser nicht außer Acht gelassen werden. TQ-Automation bietet umfassende Produktlösungen für alle Herausforderungen rund um die E-Mobilität. Vom dynamischen Last- und Lademanagement, bis hin zur intelligenten Automatisierung der Energieverteilung. Jetzt mehr erfahren auf unserer Website und in unseren kostenlosen Whitepapern!

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Inhalt

50,2 Magazin | 06.2020

Foto Titel: shutterstock, VOLTARIS GmbH

AKTUELL ��04 ZAHLEN & FAKTEN ��11

26 | Digitalisierung ist die neue Daseinsvorsorge – mit dieser Überzeugung setzen die Stadtwerke Emden ein beispielhaftes Konzept um. Foto: pixabay (tzevena)

SMART METERING Es bleibt sportlich ��12 Umfrage ��15 Die Stadtwerke sind bereit Interview mit Peter Hornfischer, Thüga SmartService GmbH ��16 ZVEI metering day digital �� 17 Starten und lernen ��18 CLS: Übung macht den Meister ��20 Steuern ohne Box ��22 Moderne Messeinrichtung – smart gemacht ��24

BRANCHENGUIDE SMART METERING

Branchenguide

SMART METERING 2020 · 2021

39 Best Practice Beispielhafte Projekte und Technologien

www.smart-metering2020.de

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Anbieterverzeichnis Marktteilnehmer und Angebote im Überblick

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IT UND PROZESSE Smart City Emden ��26 Grünes Licht für Kunden ��30

NETZTECHNIK UND -STEUERUNG Transparenz auf der letzten Meile ��32 Redispatch 2.0 automatisieren ��34

39 | Der schweizerische Versorger und Netzbetreiber Axpo Grid AG hat in einem Pilotprojekt eine Anschlussklemme für ein 50-kV-Leiterseil additiv gefertigt. Foto: Albert Raymann

SERVICE UND INSTANDHALTUNG Ersatzklemme aus dem 3D-Drucker ��38 Intelligente Fehlersuche ��40

32 | Redispatch 2.0 könnte zum Treiber für die Digitalisierung der Ortsnetzstationen werden. Bei WAGO erkennt man deutliche Anzeichen für diesen Trend. Foto: WAGO Kontakttechnik GmbH & Co. KG

ELEKTROMOBILITÄT Elektromobilität für die Smart City ��42 Schnelllader ans Netz �� 44

ERZEUGUNG UND SPEICHER Mieterstrom digital ��46

ANBIETERVERZEICHNIS �� 49

UNTERNEHMENSINDEX, IMPRESSUM ��53

Der Smart Meter Rollout ist jetzt verpflichtend. Wann starte

SONDERTHEMA: SMART METERING 6%

12 | Mit dem Smart Meter-Rollout soll nun das wohl größte öffentliche Digitalisierungsprojekt in Deutschland in die Fläche gehen. Erste Erfahrung zeigen: Es ist noch einiges zu tun. Foto: shutterstock

15 | 50,2-Online-Umfrage: Stadtwerke und Netz betreiber gehen den Rollout mit klaren Strategien und Zielen an. Grafik: sig Media GmbH & Co. KG

50 % 22 %

22 %

Aktuell

50,2 Magazin | 06.2020

UNIVERSELL Pfisterer installiert GIS-By-PassLösung für Umspannwerke

LÖSUNG FÜR GIS UND TRANSFORMATOREN Die über Jahrzehnte gewachsene Energiein frastruktur der Kanaren und Balearen umfasst zahlreiche Kabel- und Anschlusssysteme unterschiedlicher Hersteller. Treten hier Defekte auf, stellt eine schnelle Belieferung der Inseln mit Ersatzteilen eine logistische Herausforderung dar. Entscheidend für den spanischen Übertragungsnetzbetreiber REE war deshalb, dass die Lösung für alle Arten von Transformatoren und gasisolierten Schaltanlagen (GIS) funktioniert, unabhängig vom OEM der Ausrüstung oder dem anwendbaren Standard. Insgesamt ermittelte REE in einer Analyse rund 30 unterschiedliche Einsatzszenarien, für die eine möglichst universelle und flexible Lösung zur Sicherung des Netzbetriebs gesucht wurde. Bei dem von Pfisterer entwickelten Kabelsystem basieren alle Verbindungen auf steckbaren, trockenen CONNEX-Kabelanschlussteilen und trockenen Endverschlüssen, sodass für die By-Pass-Kabelsysteme von GIS zu GIS oder von GIS zu AIS lediglich diese Komponenten vorgehalten werden müssen. Anschließend konzipierte das Unternehmen daraus eine seetaugliche transportable Container-Lösung, die sich für den schnellen Einsatz auf den Inseln eignet. Für die vollständige Endprüfung aller Systeme und Komponenten installierte Pfisterer vor Ort zudem ein mobiles HV-Testfeld. (ds) www.pfisterer.com

Pfisterer entwickelte eine schlüsselfertige GIS-By-Pass-Lösung für den schnellen Einsatz auf den Kanarischen und Balearischen Inseln. (Foto: PFISTERER Holding AG)

GEBÜNDELT Einkaufs- und Kooperationsgenossenschaft oneMETERING gegründet

n der neugegründeten Einkaufs- und Kooperationsgenossenschaft oneMETERING will regio iT gesellschaft für informationstechnologie mbh gemeinsam mit den vier kommunal geprägten Netzbetreibern Regionetz GmbH, enwor – energie & wasser vor Ort GmbH, Stadtwerke Jülich GmbH und Alliander Netz Heinsberg GmbH nach eigenem Bekunden die Herausforderungen in der Energiewende effizienter meistern. Schwerpunkt der Gesellschaft ist die Beschaffung von Smart-Meter-Gateways, konventionellen sowie modernen Messeinrichtungen (spartenübergreifend), IoT-Sensorik und sämtliche Dienstleistungen, die im Zusammenhang mit den Themen Smart Metering und Smart City stehen. Um Ressourcen und Prozesskosten zu sparen, bündelt die oneMETERING die Bedarfe ihrer Mitglieder und tritt als gemeinsame Beschaffungsstelle am Markt auf. Hierdurch sollen verbesserte Einkaufskonditionen erreicht werden. Neben kooperativem Einkaufsmarketing bietet die oneMETERING ihren Mitgliedern eine Plattform zum gegenseitigen Austausch von Dienstleistungen. Dies ist laut oneMETERING besonders wichtig in Bereichen, in denen Kundennachfragen an innovativen Lösungen steigen, etwa im Umfeld von Wohnungswirtschaft, Schulen oder Filialisten. (ds) www.onemetering.de

Grafik: NECK + HEYN Werbeagentur GmbH

ür den spanischen Hochspannungsnetzbetreiber Red Eléctrica de España (REE) entwickelte und lieferte Pfisterer in einem EU-geförderten Projekt ein transportfähiges, universelles Kabelsystem bis 132 kV zum Einsatz bei GIS-Ausfällen in Umspannwerken auf den Kanaren und Balearen. Das System passt zu allen vorhandenen Installationen und möglichen Einsatzszenarien.

Aktuell

50,2 Magazin | 06.2020

HYBRID Leclanché und S4 Energy schließen Hybrid-Energiespeicherprojekt ab

eclanché SA, ein weltweit agierendes Unternehmen für Energiespeicherung, hat zusammen mit S4 Energy ein hybrides Energiespeicherprojekt für den Energiemanagement-Anbieter S4 Ancillary Services in Almelo (Niederlande) abgeschlossen und übergeben. Das Projekt ist eine Erweiterung eines früheren Pilotsystems, das von Leclanché und S4 Energy entwickelt wurde. Das jetzt in Betrieb genommene Gesamtsystem ist eine Kombination aus der Lithium-Ionen-Batterie von Leclanché und einem Schwungradspeicher von S4 Energy, um dem lokalen Übertragungsnetzbetreiber TenneT primäre Steuerleistung zur Frequenzstabilisierung zur Verfügung zu stellen. Die Kombination mit den schnell reagierenden Schwungrädern reduziert den Energiedurchsatz und die Anzahl der Zyklen der Lithium-Ionen-Batterien und gewährleistet den Projektpartnern zufolge ein verbessertes Nutzungsprofil sowie eine längere Lebensdauer des Systems. Der Liefer- und Leistungsumfang von Leclanché

in diesem Projekt umfasste die schlüsselfertige Lieferung des Batteriespeichersystems (BESS), inklusive Batteriewechselrichter sowie des Energiemanagementsystems (EMS) zur Überwachung und Steuerung des gesamten Batteriesystems.

STABILITÄT DES STROMNETZES ERHÖHEN Das Batteriesystem mit einer Leistung von 8,8 MW liefert 7,12 MWh gespeicherte erneuerbare Energie. In Verbindung mit sechs von S4 Energy‘s firmeneigenen KINEXT-Schwungradspeichersystemen mit einer Leistung von 3 MW soll es dazu beitragen, die Zuverlässigkeit des Netzes angesichts zunehmender volatiler Energieeinspeisung zu verbessern. Die Kombination der Schwungräder mit einem modernen Speichersystem soll dazu beitragen, die Lebensdauer der Batterien auf mindestens 15 Jahre zu verlängern und TenneT einen zusätzlichen Wert zu verleihen. (ds) www.leclanche.com www.s4-energy.com

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Aktuell

50,2 Magazin | 06.2020

AUSGEBAUT

ANALYTISCH

400 zusätzliche Ladepunkte für Köln geplant

CURSOR und Energieforen arbeiten bei Data-Analytic zusammen

erzeit sind in Köln 3.175 Fahrzeuge mit Elektroantrieb zugelassen, einer Studie der Universität Wuppertal zufolge soll die Zahl bis zum Jahr 2025 auf 14.500 bis 21.000 Fahrzeuge ansteigen. Um dieser Entwicklung Rechnung zu tragen, errichtet der Stadtwerke Köln Konzern bis Juli 2021 im Auftrag der Stadt Köln 400 zusätzliche Ladepunkte. Die ersten beiden wurden Ende August 2020 in Betrieb genommen. Neben dem Bau der Ladesäulen hat der Stadtwerke Köln Konzern (SWK) das Standortkonzept entwickelt. Die SWK-Tochter RheinEnergie verantwortet als Dienstleister für die SWK den Betrieb der Ladestationen. Das Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur fördert das Projekt. Die 400 Kölner LIS-Ladepunkte werden Teil des deutschlandweiten TankE-Netzwerks. Sämtliche Ladesäulen des Netzwerks sind über einen interaktiven Plan auf der Webseite und in der TankE-App auffindbar. (ds) www.stadtwerkekoeln.de www.rheinenergie.com

Bis Juli 2021 errichtet der Stadtwerke Köln Konzern im Auftrag der Stadt Köln 400 zusätzliche Ladepunkte im öffentlichen Straßenraum. (Foto: RheinEnergie ai15991361985_robotron_anzeige_redispatch_215x71_0920.pdf 1 03.09.2020 AG) 14:29:58

ie CURSOR Software AG und die Energieforen gehen im Bereich Data-Analytic gemeinsame Wege, um Energieversorger beim Kundenmanagement zu unterstützen. Im Zuge der Kooperation binden die Energieforen ihre Kundendaten-Analytic in die CRM-Systeme EVI und TINA von CURSOR ein. Über ein Zusatzmodul erhalten Energieversorger damit Scoring-Kennzahlen wie Kundenwert und Churn-Score direkt im CRM und können daraufhin Kundenansprache und Handlungsspielräume für sich definieren. Damit reduziere sich die Komplexität im Kundenmanagement, der Wunsch nach einer individuellen Kundenansprache werde erfüllt. (ds) www.cursor.de | www.energieforen.de

AUSGEZEICHNET Stadtwerke München erhalten den diesjährigen Energiewende Award

ie Stadtwerke München (SWM) erhalten den diesjährigen Energiewende Award im Bereich Energiewende für ihr Engagement bei der Errichtung von EE-Erzeugungsanlagen und aufgrund verschiedener kundennaher Produkte. Ein Beispiel hierfür sind die M-Solar Sonnenbausteine. Dabei wählen die Kunden eine Photovoltaik-Anlage im Raum München und die Anzahl an Sonnenbausteinen, mit der sie diese Anlage unterstützen möchten. Im Rahmen eines zweckgebundenen Nachrangdarlehens sorgen sie gemeinsam mit anderen Unterstützern dafür, dass die SWM die Anlagen realisieren. Der Energiewende Award wird dieses Jahr zum vierten Mal verliehen, jeweils in den Kategorien Strom, Wärme, Mobilität, Energieeffizienz und Energiewende. Initiiert wurde die Auszeichnung von The smarter E Europe, EuPD Research sowie dem Deutschen CleanTech Institut. (pq) www.swm.de

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Aktuell

50,2 Magazin | 06.2020 Anzeige

VERANKERT Startschuss für schwimmende PV-Anlage Deutschlands

ie EnBW-Tochter Erdgas Südwest errichtet auf einem Baggersee in Leimersheim (Rheinland-Pfalz) zwei Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von 1,5 Megawatt. Insgesamt werden auf dem Baggersee in Leimersheim 3.744 Solar-Panele auf 6.500 Schwimmkörpern auf den See gebracht und mit einer Grundverankerung fixiert. Ab Inbetriebnahme im

In den nächsten Wochen entsteht auf einem Baggersee die erste von insgesamt zwei geplanten schwimmenden Photovoltaik-Anlagen. (Foto: Erdgas Südwest GmbH)

Spätherbst 2020 soll eine Anlage zunächst etwa 780.000 kWh Strom erzeugen. Dieser wird zu etwa 40 Prozent zur Versorgung eines Kieswerks verwendet, der Rest wird ins öffentliche Netz eingespeist. Um eine Zusammenlegung der Anlagen im Sinne des EEG zu vermeiden, erfolgt die Inbetriebnahme der zweiten Anlage Ende 2021. (ds) www.erdgas-suedwest.de

VERMARKTET NATURSTROM: Windstrom-PPAs über rund 60 MW

er Ökostromanbieter hat für insgesamt 93 Windkraftanlagen, die ab 2021 aus der EEG-Vergütung fallen, langfristige Lieferverträge (PPAs) geschlossen. Die Lieferverträge umfassen eine Leistung von insgesamt 58,5 Megawatt. Ab 2021 liefern die Anlagen ihren Öko-Strom direkt an die Kundinnen und Kunden von NATURSTROM. Den Windstrom von 49 ENERCON-Anlagen mit einer Leistung von 35 MW erhält NATURSTROM über den Direktvermarkter QUADRA Energy. Weitere 44 Anlagen mit einer Leistung von 23,5 MW hat NATURSTROM direkt unter Vertrag genommen. Derzeit sei laut dem Düsseldorfer Unternehmen unklar, wie viele der rund 5.000

Windräder, die 2021 aus dem EEG fallen, bis zum Jahresende einen Vermarktungsvertrag abschließen können. Entscheidend ist hierfür die Entwicklung der Börsenstrompreise. Diese sind allerdings coronabedingt stark eingebrochen und schwanken seither auf relativ niedrigem Niveau. Der Ökostromanbieter plädiert für eine befristete Auffanglösung, um im Fall dauerhaft zu niedriger Börsenstrompreise das Gros der Altanlagen vor der Abschaltung zu bewahren. Im Referentenentwurf zur EEGNovelle habe das BMWi die Unsicherheiten des Weiterbetriebs ausgeförderter Windenergieanlagen bislang nicht adressiert. (ds) www.naturstrom.de

Geprüfte Sicherheit CONEXA ist BSI-zertifiziert! Bei der Kommunikationsinfrastruktur zur Digitalisierung der Energiewende kann es natürlich nicht sicher genug zugehen. Das CONEXA 3.0 Performance Smart Meter Gateway wurde nach Common Criteria EAL 4+ vom BSI geprüft und erfüllt sämtliche Richtlinien hinsichtlich Datenschutz und Datensicherheit.

Egal was die Zukunft bringt: CONEXA ist bereit dafür!

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Aktuell

50,2 Magazin | 06.2020

GEMESSEN Janitza: Energiemonitoring an der Stromschiene

ie Stromschienenabgangskästen AKM von Janitza ermöglichen nach Herstellerangaben die Überwachung einzelner Verbraucher und – mit entsprechender Auswertesoftware – der gesamten Stromschiene. Die integrierte Messtechnik einschließlich Wandler, Differenzstromwandler und Temperatursensor erfasst kontinuierlich alle Phasenströme, den Neutralleiterstrom, Fehlerströme und die Innentemperatur des AKM. Damit lassen sich der Energieverbrauch in Form eines Lastprofils, aber auch die Spannungsqualität, Überlastungen, Unsymmetrien, Oberschwingungen und Fehlerströme kontinuierlich und punktgenau überwachen. Mit diesen Informationen kann der Anwender die Energieeffizienzpotentiale seiner Anlage identifizieren sowie Störungen erkennen, bevor sie zu Anlagenausfällen führen.

VERNETZUNG UND VISUALISIERUNG Die Abgangskästen können via Ethernet

oder RS485 vernetzt werden. Über eine integrierte Gatewayfunktion können Master-SlaveStrukturen mit Ethernet und unterlagertem RS485-Feldbus realisiert werden. Jeweils zwei Anschlussbuchsen ermöglichen das einfache Weiterschleifen des Busanschlusses. So lassen sich laut Janitza bis zu 31 Einheiten kosten- und IP-Adressen-sparend über RS485 zusammenschalten. Die Auswertung und Visualisierung kann die Software GridVis® übernehmen. Sie bietet ein automatisiertes Reporting für Verfügbarkeit, Ereignisse, Transienten, Grenzwertverletzungen bis hin zur Auslastung des Stromschienensystems.

INTUITIVE MONTAGE Die Kästen lassen sich auf Schienenverteiler-Systeme des Typs BD2 (andere Schienensysteme auf Anfrage) montieren. In vielen Anwendungen ist eine Unterbrechung der Stromversorgung zur Montage nicht nö-

Die neuen Stromschienenabgangskästen AKM von Janitza ermöglichen ein individuelles Plug & PlayEnergiemonitoring aller angeschlossenen Verbraucher. (Foto: Janitza electronics GmbH)

tig, weil der Anschluss an die Stromschiene beim Öffnen des Kastens automatisch getrennt wird. Der Aufbau ist Janitza zufolge installationsfreundlich gestaltet und die Sicherungen für die Lastseite sind gut zugänglich. Standardmäßig bietet Janitza Varianten bis 530 A Absicherung pro Abgang für das Schienensystem BD2. Auf Anfrage sind auch andere Schienensysteme möglich. In Zusammenarbeit mit dem Janitza Solution Partner Stangl Stromschienenmanagement können auch komplette Schienensysteme von der Planung/Projektierung über Installation und Inbetriebnahme bis zur Wartung realisiert werden. (ds) www.janitza.de

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GEMEINSAM „Auch zwischen Rhön und Thüringer Wald sind wir als regionaler Energieversorger am Puls der Zeit. Ob Hosting, IT-Services, Anwendungsberatung oder die tägliche Projektumsetzung – unser Partner heißt rku.it. Hier bekommen wir genau die Unterstützung, die wir erwarten. Passgenau, sicher und innovativ.“ Hans-Ulrich Nager, Geschäftsführer der Werraenergie GmbH

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Aktuell

BEWERTET

dena-Analyse zu Chancen Künstlicher Intelligenz

50,2 Magazin | 06.2020

BU: Nordex beginnt mit der Turbinenerrichtung im 475-MW-Projekt Nysäter in Schweden. (Foto: Nordex SE)

ie aktuelle Analyse „Künstliche Intelligenz – vom Hype zur energiewirtschaftlichen Realität“ der Deutschen Energie-Agentur (dena) hat für neun konkrete Anwendungsfelder in der Energiewirtschaft unter anderem den technischen Entwicklungsstand und das Aufwand-Nutzen-Verhältnis untersucht sowie Handlungsempfehlungen abgeleitet. Um Künstliche Intelligenz (KI) zukünftig stärker zu etablieren, seien vor allem ein stärkerer Austausch unter den Akteuren, Pilotprojekte und Nachhaltigkeitskonzepte notwendig.

GRÖSSTE POTENZIALE BEI PROGNOSE, BETRIEBS- UND BESTANDSOPTIMIERUNG Insbesondere bei Prognosen, Betriebs- und Bestandsoptimierung bestehe demnach für KI bisher das größte Potenzial. Bei Prognosen kann KI etwa dazu genutzt werden, um für Erzeugung und Handel die Produktion und Nachfrage fluktuierender erneuerbarer Energien früher und präziser vorherzusagen. Bei der Betriebsoptimierung sieht die Studie die Einsatzplanung von Erzeugungsanlagen als interessantestes Einsatzfeld für KI. Auch im optimierten Netzbetrieb biete die Technologie zunehmend Chancen, insbesondere durch die zukünftig stärkere Verbreitung von Sensordaten. Durch KI könnten beispielsweise die lokale Netzauslastung verbessert und kritische Zustände früher erkannt werden. Im Gegensatz dazu befinden sich die Anwendungsfelder Instandhaltung und Sicherheit durch ihre höhere Komplexität, zum Beispiel durch die notwendige Nutzung von Drohnen und Robotern, oftmals noch im Forschungsstadium. Hier hemmen bisher insbesondere hohe Investitionskosten, dass KI in Zukunft einen Beitrag für ein Integriertes und stabiles Energiesystem leisten kann.

EINFACHERER ZUGANG FÜR AKTIVE VERBRAUCHER Bei Vertriebs- und Verbraucherservices wird KI aktuell vorwiegend für individualisierte Produkte und automatisierte Messungen und Abrechnungen eingesetzt – mit dem Ziel, Dienstleistungen und Kundenbeziehungen zu verbessern. Perspektivisch zeigt die Analyse jedoch ein großes Potenzial für die vereinfachte Teilhabe aktiver Verbraucher an der integrierten Energiewende, zum Beispiel durch den automatisierten Verkauf von selbst erzeugtem Strom aus privaten Photovoltaikanlagen. Auch das Energiemanagement zur Eigenverbrauchserhöhung von Photovoltaik-Batterie-Systemen in Haushalten oder die Identifikation kleinteiliger Effizienzpotenziale könne durch KI ermöglicht werden. Durch die Technologie würden etablierte Prozesse aus der Energiewirtschaft auch kleinen Akteuren zugänglich. (ds) www.dena.de

GESTARTET

Nordex Group errichtet erste Turbine in ihrem größten Windpark in Europa

nde August hat die Nordex Group nach Abschluss der Infrastrukturarbeiten die erste von 114 Turbinen für das Projekt „Nysäter“ in Schweden errichtet. Den Auftrag über das aus den zwei Standorten „Hästkullen“ und „Björnlandhöjden“ bestehende Projekt über 104 Turbinen vom Typ N149/4.0-4.5 und zehn vom Typ N131/3900 sowie die Infrastrukturarbeiten hatte die NordexGruppe Ende 2018 von RWE Renewables erhalten. Nysäter ist laut dem Windkraftanlagenhersteller das zurzeit größte Projekt der Nordex Group in Europa. Nysäter entsteht an verschiedenen Standorten in Wäldern in der Provinz Västernorrland in Mittelschweden, die durch mittlere Windgeschwindigkeiten zwischen 7,5 und 8,0 Metern pro Sekunde gekennzeichnet sind. Da die Windverhältnisse und die komplexe Topographie innerhalb des Standortes sehr unterschiedlich sind, werden die N149/4.0-4.5 Turbinen in unterschiedlichen Betriebsmodi betrieben und in unterschiedlichen Turmhöhen errichtet, um die Wirtschaftlichkeit und Betriebslebensdauer des Projekts zu optimieren: Im Fall der jetzt im Bauabschnitt „Hästkullen“ errichteten ersten N149-Anlage auf einem 145 Meter-Stahlrohrturm. (ds) www.nordex-online.com/de/

Aktuell

50,2 Magazin | 06.2020 Grafik: freepik (stories)

ZAHLEN & FAKTEN 65 %

3,7 Gigawatt

Um das Ziel von Erneuerbare Energien am Stromverbrauch bis 2030 zu erreichen, werden laut BDEW jährlich zusätzliche Leistung durch Windenergie an Land benötigt. Im Jahr 2019 sind nicht einmal 0,9 Gigawatt Leistung hinzugekommen. www.bdew.de

Laut der Stadtwerkestudie 2020 von Ernst & Young und BDEW sehen der Stadtwerke gute Chancen, neue Geschäftsfelder in der Wohnungswirtschaft zu erschließen. Besonders hoch bewertet: Energielieferung, Energiedienstleistungen und Smart Metering. www.ey.com/de

85 %

H2 Grafik: freepik

fast 1/3

Laut einer forsa-Umfrage im Auftrag von CosmosDirekt glaubt der Autofahrer, dass in zehn Jahren mehrheitlich HybridFahrzeuge unterwegs sein werden. glauben, dass sich Wasserstoffantriebe durchsetzen. www.cosmosdirekt.de

19 %

Smart Metering

50,2 Magazin | 06.2020

ES BLEIBT SPORTLICH Der Smart Meter-Rollout ist nach Jahren der Vorbereitung endlich gestartet. Das wohl größte öffentliche Digitalisierungsprojekt in Deutschland soll nun in die Fläche gehen. Erste Erfahrungen zeigen: Es ist noch einiges zu tun

Foto: shutterstock

Grafik: freepik

ournalisten lieben Bilder und was läge näher, als den Smart Meter-Rollout mit einer sportlichen Herausforderung zu vergleichen? Ein MountainbikeMarathon käme der Wahrheit vielleicht am nächsten … Ein wenig hinkt der Vergleich wohl, wenn man bedenkt, dass die Veranstaltung faktisch schon vor 14 Jahren in der EU-Richtlinie 2006/32/EG angekündigt wurde. Weitere zehn Jahre vergingen mit der Definition des Austragungsorts, der Teilnehmer und der genauen Modalitäten, die final 2016 im Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende festgelegt wurden. Es folgten vier Jahre, in denen die Regeln für die Qualifikation und Durchführung sowie die Anforderungen an die Wettkampfausstattung definiert wurden. Parallel absolvierten alle Beteiligten intensive Trainingseinheiten und in Teildisziplinen – Einbau der modernen Messeinrichtungen – begann die Austragung.

Ob irgendwann ein einzelner „Sieger“ ermittelt werden kann, muss man sich ebenfalls fragen, denn eigentlich sollen ja langfristig alle gewinnen. Aber sei’s drum: Ende 2019 wurde das dritte Smart Meter-Gateway zertifiziert, knapp zwei Monate später fiel – um im Bild zu bleiben – mit der Markterklärung der Startschuss für den Rollout der intelligenten Messsysteme. Als sich die Athleten gerade bereit machten, kam Corona mit allen Einschränkungen für die internen Abläufe und den Kontakt zum Kunden. Doch inzwischen laufen sie …

BESTENS VORBEREITET Im Rückblick auf die vergangenen Jahre zeigt sich, dass alle Beteiligten, also: Messstellenbetreiber, Technologieanbieter und Dienstleister, die Vorbereitungszeit gut genutzt haben. Das gilt nicht nur für die Erprobung

Smart Metering

50,2 Magazin | 06.2020

und Weiterentwicklung der vorgeschriebenen Technologien und Prozesse, die ja zudem lange nicht klar definiert waren oder sogar zwischendurch modifiziert wurden. Zudem wurde die Zeit genutzt, um den Smart Meter-Rollout weiterzudenken. Wirklich alle Versorgungsunternehmen haben in den vergangenen Jahren erkannt, dass das intelligente Messsystem mehr kann, als einmal pro Jahr den Stromverbrauch vom Kunden zum Versorger zu übertragen. Als hochsichere Kommunikationsschnittstelle ist es die Schlüsseltechnologie für sämtliche datenbasierten Geschäfts- und Netzprozesse der Versorgungswirtschaft. Solche Prozesse zu entwickeln und umzusetzen, ist mittelfristig alternativlos – auch diese Erkenntnis hat sich in der Branche inzwischen durchgesetzt. Die Technologien stehen bereit, denn die Anbieter aus dem SmartMetering- und IoT-Umfeld haben gemeinsam mit Wissenschaft und Forschung sowie zahlreichen innovativen Stadtwerken, Netz- und Messstellenbetreibern die Zeit genutzt, um die Voraussetzungen für die digitale Transformation der Energieversorgung zu schaffen. Heute kann das intelligente Messsystem als Plattform für Anwendungen genutzt werden, die sich vermutlich vor wenigen Jahren noch niemand hätte vorstellen können.

RÜCKENWIND AUS DER POLITIK? Es steht zu hoffen, dass Politik und Administration diesen Schwung aufnehmen und verstärken. In der Tat liest sich der Beschluss des Bundesrats vom 03.07.2020 wie eine veritable Lobeshymne auf das intelligente Messsystem. Gleichzeitig empfiehlt die Länderkammer ausdrücklich, „die Richtlinie 2019/944/EU möglichst rasch in nationales Recht umzusetzen“ und mahnt an, die technischen Voraussetzungen für die tarifabhängige Steuerung energieintensiver Verbrauchsstellen zu schaffen. Hierzu gehören beispielsweise eine sichere Steuereinrichtung zum Anschluss an das Smart Meter-Gateway, Weiterentwicklungen der Steuerungsfunktion der Smart Me-

ter-Gateways sowie eine praxistaugliche Kommunikationsplattform zur Nutzung, Messung und Abrechnung von dynamischen Stromtarifen. Insbesondere fordert der Bundesrat, dass eine Beschleunigung der Versorgung mit intelligenten Messsystemen … dringend geboten ist.“ (Drucksache 286/20). Ob dies tatsächlich eine Empfehlung für einen „Full-Rollout“ ist, wie manche vermuten, mag dahingestellt sein – erfreulich ist der Vorstoß allemal. Letzten Endes werden aber die Erfahrungen in der Praxis entscheiden, wie lange es dauert, bis das intelligente Messsystem tatsächlich an jedem Anschluss verfügbar ist.

VOM LABOR IN DIE PRAXIS Der baden-württembergische Netzbetreiber Netze BW versteht sich als Pionier bei der Digitalisierung des Messwesens und hat die relevanten Prozesse rund um das intelligente Messsystem seit 2014 intensiv erprobt – zuletzt in einem großen Praxistest mit rund 1.500 intelligenten Messsysteme in Kommunen und bei Privatkunden. Diese Erfahrungen sollen nicht nur auf die eigenen Prozesse einzahlen, sondern auch auf das Dienstleistungsgeschäft für andere Stadtwerke und Messstellenbetreiber. Aus der Markterklärung ergibt sich für die EnBW-Tochter nun die konkrete Verpflichtung, bis 2032 über eine halbe Million Stromzähler umzustellen. Mit der Umsetzung der insgesamt über 1.000 Pflichteinbaufälle für 2020 wurde bereits im März begonnen, zunächst mit den Geräten zweier Hersteller. Wie Arkadius Jarek, Leiter des Messstellenbetriebs berichtet, wurden bereits rund 400 Einbauten erfolgreich durchgeführt. „Rund die Hälfte davon sind Pflichteinbauten, die anderen 200 sind Anschlussnehmer, die freiwillig ein intelligentes Messsystem installieren lassen.“ Vor allem handelt es sich dabei um Städte und Gemeinden, die künftig ein kommunales Energiemanagement nutzen wollen. Aus den ersten Erfahrungswerten ergibt sich ein heterogenes Bild.

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Smart Metering

50,2 Magazin | 06.2020

Foto: shutterstock

„Bis die Basis-Infrastruktur reibungslos läuft, gibt es noch eine Menge zu schrauben“ Arkadius Jarek, Leiter Messstellenbetrieb Netze BW

Die Montageprozesse einschließlich der sicheren Lieferkette laufen reibungslos. Alle installierten Geräte sind End-to-End in die Systeme der Netze BW integriert, in der Marktkommunikation angemeldet und „prinzipiell funktioniert die Übertragung von Messwerten im 15-Minuten-Takt“, so Arkadius Jarek. Aber das ist nur der erfreuliche Teil der Wahrheit.

MOMENTAN NOCH KEINE MASSENTAUGLICHKEIT DER SYSTEME Tatsächlich „rumpelt“ es beim Rollout noch an vielen Stellen: „Die Systeme sind noch nicht massentauglich“, konstatiert Jarek – das zuständige technische Team habe aktuell alle Hände voll zu tun, Störmeldungen entgegenzunehmen und zu bearbeiten. Teilweise handele es sich hierbei um Kleinigkeiten, die remote behoben werden können, an manchen Stellen zeigen sich aber auch grundsätzliche Probleme. „Die Kommunikation per Mobilfunk erweist sich in der Praxis als echtes Problem“, berichtet der Leiter Messstellenbetrieb, denn die Datenübertragung erweise sich in der Summe als ausgesprochen instabil und unberechenbar. „Unsere Monteure messen natürlich die Mobilfunkabdeckung, aber trotz perfekter Werte beim Einbau kann es sein, dass die Verbindung drei Tage später nicht klappt.“ Ab Herbst will die Netze BW daher zusätzlich auch Powerline-Kommunikation für die intelligenten Messsysteme nutzen, sehr gerne würde man die Daten auch über ein 450MHz-Netz übertragen. „Unsere Feldtests haben hier eine sehr gute Durchdringung in die Keller gezeigt“, berichtet Jarek. Auch zeige sich, dass sich die Smart Meter-Gateways verschiedener Hersteller durchaus unterschiedlich verhalten – beispielsweise, was die interne Verarbeitung der Messwerte in den Tarifanwendungsfällen (TAFs) betrifft. Für eine ordnungsgemäße Abrechnung muss die Netze BW dementsprechend Anpassungen in den eigenen Systemen vornehmen. Hier, so Arkadius Jarek, sei deutlich mehr Standardisierung sinnvoll.

Zudem bemängelt der Leiter Messstellenbetrieb die Prozesse rund um die Rezertifizierung der Smart Meter-Gateways, die weder die Hersteller noch den Anwender wirklich zufrieden stellten. „Jede kleinste Änderung, die sich aus den Erfahrungen und Anforderungen im Praxisbetrieb ergibt, muss rezertifiziert werden“, erläutert Arkadius Jarek. Technisch sei das meiste für die Hersteller kein Problem, allerdings sei mit der Rezertifizierung auch ein erheblicher Dokumentations- und Kostenaufwand verbunden. Um diesen zu minimieren, sammelten die Hersteller in der Konsequenz die Änderungswünsche der Kunden. „Das ist betriebswirtschaftlich absolut verständlich, führt aber im Feld natürlich zu Verzögerungen.“

ZENTRALE ROLLE FÜR MESSSTELLENBETREIBER  Diese Verzögerungen machen den Leiter Messstellenbetrieb spürbar ungeduldig, denn die Netze BW möchte den Messstellenbetrieb mittelfristig als zentrale Schnittstelle zwischen Netz und Vertrieb positionieren – mit entsprechenden Anwendungen für die anderen Marktpartner und eigenen Mehrwertdiensten oder Bündelangeboten im Submetering. „Unser Zielbild ist es, allen Kunden über unsere iMsys-Plattform den Zugang zu den zentralen Mehrwertangeboten von MSB, Vertrieben, Netzen und Dritten bereitzustellen – und dazu muss die technische Basisinfrastruktur einfach laufen.“ Die ersten Erfahrungen in Baden-Württemberg zeigen, dass bis dahin noch einiges zu tun ist. Das gilt auch mit Blick auf die angebundenen Marktrollen. „Steuerung und Flexibilitätsmanagement können wir aufgrund der Gesetzeslage und der fehlenden Spezifizierungen nur in Feldtests erproben“, berichtet Jarek. Lieferanten und Vertriebe hätten schon deutlich bessere Möglichkeiten, die neue Infrastruktur zu nutzen, doch auch an dieser Front sei es noch erstaunlich ruhig. In der Gesamtbilanz ist Arkadius Jarek jedoch optimistisch: „Die Digitalisierung der Energieversorgung hat jetzt endlich begonnen – und das ist momentan das Wichtigste.“ Die gesamte Branche stehe bereit, die enormen Potenziale dieses Wandels zu nutzen. (pq)

Smart Metering

50,2 Magazin | 06.2020

DIGITALISIERUNG KOMMT AN Die 50,2-Online-Umfrage zeigt, dass Stadtwerke und Netzbetreiber den Smart Meter-Rollout mit klaren Strategien und Zielen angehen. Der Smart Meter Rollout ist jetzt verpflichtend. Wann starten Sie?

eit rund einem Monat geben zahlreiche Stadtwerke und Netzbetreiber in einer kurzen Online-Umfrage auf der 50,2-Website Auskunft zur Planung und Umsetzung des Smart Meter-Rollouts. Die Antworten zeigen deutlich: Die Energiewirtschaft hat die Herausforderung angenommen. So gibt die Hälfte der Teilnehmer an, dass sie mit dem Einbau der intelligenten Messsysteme bereits begonnen haben. Etwas mehr als ein Fünftel (22 Prozent) will noch in diesem Jahr starten. Weitere 22 Prozent planen den Rollout für 2021, nur 5 Prozent der Befragten legen den Start ins übernächste Jahr. Auch besteht die Bereitschaft, mehr als nur die vorgeschriebenen Pflichteinbaufälle – zehn Prozent der Verbraucher > 6.000 kWh in drei Jahren – zu realisieren: Rund 50 Prozent der Teilnehmer wollen auch freiwillige Einbauten ermöglichen. Weitere 22 Prozent geben sogar an, möglichst viele Einbauten realisieren zu wollen. Lediglich 27 Prozent der Stadtwerke und Netzbetreiber möchten sich zunächst auf die Pflichteinbauten beschränken.

Start Smart Meter-Rollout Der Smart Meter Rollout ist jetzt verpflichtend. Wann starten Sie?

6% 50 % 22 %

22 %

ALLE OPTIONEN IM BLICK Einsatzbereiche iMSys

Wir starten nach 2021

Wofür wollen Sie die intelligenten Messsysteme nutzen?

Wir starten nach 2021

Wer sich jetzt noch beteiligen möchte, ist herzlich eingeladen. Die Online-Umfrage wird noch bis zum ZVEI metering day digital fortgeführt, die endgültigen Ergebnisse werden im 50,2-Wochenspiegel am 23.09.2020 veröffentlicht. (pq)

Einbaufälle Grundlage für Mehrwertdienste

UMFRAGE WIRD FORTGESETZT

Erfassung zusätzlicher Netzzustandsdaten

60 %

Wie sieht Ihre Rollout-Strategie aus?

Erfassung steuerbarer Lasten

80 %

Wir starten 2021

HIER GEHT’S ZUR UMFRAGE

Wir haben bereits angefangen Wir planen den Start noch in diesem Jahr Wir starten 2021

Erfassung von Einspeiseleistung

Die befragten Unternehmen wollen möglichst viele Optionen der intelligenten Messsysteme nutzen. Neben der Verbrauchs erfassung planen über drei Viertel der Teilnehmer auch die Einspeiseleistung zu erfassen. 55 Prozent wollen zudem steuerbare Lasten wie Nachtspeicherheizungen oder Elektrolachtend. Wann starten Sie? desäulen anbinden und 44 Prozent nutzen die intelligenten Messsysteme, Wir um zusätzliche haben bereits angefangen Netzzustandsdaten zu erheben. Mehrwertdienste auf Grundlage der neuen Infrastruktur a haben aktuell über 40 Prozent der Teilnehmer auf der Agenda.

Wie sieht Ihre Rollout-Strategie aus?

28Erfassung % von Einspeiseleistung 22 %

Erfassung steuerbarer Lasten Erfassung zusätzlicher Netzzustandsdaten

40 %

50 % für Mehrwertdienste Grundlage

20 % Pflichteinbaufälle und Einbau auf Anfrage Nur Pflichteinbaufälle

Möglichst viele Einbaufälle realisieren

Grafiken: sig Media GmbH & Co. KG

aus?

Wir machen den Rollout smart Nur Pflichteinbaufälle

Pflichteinbaufälle und einbau auf Anfrage

Kommunikationsmodule, Zählerausleseeinheiten, Cloud und Front-End Anwendungen aus einer Hand

Elektronik z.B. SLX Sparrow, SLX DI4U

LoRaWAN ® Wireless M-Bus Wi-Fi 3G/4G/5G NB-IoT / LTE-M

Alexa, was habe ich verbraucht? Siri, wie hoch ist mein Standby?

100% europäische Seluxit Cloud

LoRaWAN® ist eine Marke der Semtech Corporation

Zugriff auf die Daten über APIs, Dashboard, Apps, und Smart Home Ökosysteme 60 %

20 %

40 %

80 %

Okay Google, alles ausgeschaltet?

seluxit.com/smartrollout

Smart Metering

50,2 Magazin | 06.2020

INTERVIEW „Die Stadtwerke sind bereit“ Das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende mit den entsprechenden Änderungen im Messstellenbetriebsgesetz ist seit vier Jahren in Kraft – das Thema Smart Metering beschäftigt die Branche allerdings schon deutlich länger. Über die Entwicklungen in dieser Zeit sprachen wir mit Peter Hornfischer, Geschäftsführer der Thüga SmartService GmbH. Herr Hornfischer, wir hat sich Ihr Unternehmen in diesem Zeitraum positioniert – und weiterentwickelt? Die Thüga SmartService (TSG) beschäftigt sich seit über zehn Jahren intensiv mit dem Rollout. Wir haben den Prozess konstruktiv begleitet, in dem wir unsere Expertise in entsprechende Branchenarbeitskreise eingebracht und so aktiv mitgestaltet haben. Und natürlich war diese Zeit mit einer großen Lernkurve für uns verbunden. Wir haben sukzessive unsere Expertise aufund ausgebaut. In über 80 Smart Meter Pilotprojekten haben wir sämtliche Anwendungsfälle erprobt, unser Wissen in Entwicklungskooperationen mit Herstellern einfließen lassen und ein wirtschaftliches, sicheres und gesetzeskonformes Lösungspaket für Stadtwerke entwickelt, auf das bereits über 100 Messstellenbetreiber in- und außerhalb der Thüga-Gruppe vertrauen. Wie bewerten Sie aus Anbietersicht den langen Vorlauf? Was war schwierig, was vielleicht sogar hilfreich? Der lange Vorlauf war notwendig, um Konsens zu erzielen und eine verlässliche Gesetzesvorlage zu entwickeln, die auch den hohen Anforderungen an die Datensicherheit in Deutschland entspricht. Herausfordernd war, trotz sich ändernder beziehungsweise nicht existierender gesetzlicher Vorgaben, handlungsfähig zu bleiben und sich konsequent an der Ausgestaltung zu beteiligen. Wir haben diese Zeit genutzt, um Erfahrungen zu sammeln und praxistaugliche Lösungen zu entwickeln. Das kommt uns heute zu Gute, da wir Kunden ganz unterschiedlicher Größe erprobte Lösungen anbieten können. Welche Entwicklungen haben Sie denn im Zeitverlauf bei den Stadtwerken beobachten können? Der Großteil der Stadtwerke ist sich bewusst, dass eine große Aufgabe auf sie zukommt. Preisobergrenzen, komplexe Aufgaben und vielschichtige Prozesse müssen gemeistert werden. Gleichzeitig können es sich Stadtwerke nicht leisten, jedem Hype zu folgen, weil sie nur über begrenzte Kapazitäten verfügen. Sie waren daher anfangs eher zurückhaltend und sind erst aktiv geworden als der Markt ausgereifte Lösungen angeboten hat. Viele haben sich einen strategischen Partner wie die TSG ins Boot geholt.

Welche Rolle spielen Mehrwertdienste im Umfeld des intelligenten Messsystems in den Planungen der Stadtwerke? Die digitalen Services sind ganz entscheidend bei der Planung des Rollouts und auch für die Wettbewerbsfähigkeit von Stadtwerken. Wer weitsichtig ist, denkt daher heute schon an die Mehrwertdienste, die sich durch die intelligenten Messsysteme ergeben. Mehrwerte ergeben sich beispielsweise durch die Verknüpfung mit IoT-Anwendungen oder durch Visualisierungen von Messwerten im Online-Portal, wodurch Anreize zum Stromsparen geschaffen werden können. Mögliche Geschäftsmodelle sollten sämtliche Kundengruppen einbeziehen – auch die, die nicht vom Pflichteinbau betroffen sind. Beispielsweise haben wir mit den Stadtwerken Energie Jena-Pößneck das bundesweit erste Mieterstromprojekt umgesetzt, das über zertifizierte Smart Meter Gateways berechnet wird. Das Projekt hat sich an Verbrauchsgruppen außerhalb der 6.000 - 100.000 Kilowattstunden gerichtet. Wie wollen die Stadtwerke, mit denen Sie zusammenarbeiten, beim Rollout strategisch und praktisch vorgehen? Wir beobachten drei Vorgehensmuster, die sinnvoll erscheinen, um die Pflichteinbauquote von 10 Prozent in den kommenden drei Jahren zu erreichen. Erstens, Umrüstung von Messstellen zu intelligenten Messsystemen, die aufgrund der Eichfrist getauscht werden müssen. Zweitens, der Fokus wird auch im Hinblick auf den prozessualen Aufwand und die Wirtschaftlichkeit zunächst auf die höheren Verbrauchsgruppen gelegt. Drittens, Konzentration auf Gebiete mit guter Mobilfunkverbindung, um eine einwandfreie Erreichbarkeit der intelligenten Messsysteme mit LTE-Kommunikation zu ermöglichen. Und wie funktioniert es in der Praxis? Kundenseitiges Feedback zeigt, dass die meisten Stadtwerke sich intensiv mit dem Rollout beschäftigt haben und bereit für die Umsetzung sind. Allerdings geht es jetzt in die Praxis und die konnte vorher nur bedingt getestet werden. Wir stellen fest, dass die Mehrheit unserer Partner die notwendigen komplexen Prozesse in kleineren Stückzahlen erprobt. Das funktioniert durchaus gut. Ein anderes Thema sind neue Geschäftsmodelle. Hier muss sich der Markt erst noch finden und wir gehen davon aus, dass die Smart Meter als Datendrehscheibe vielfältige Möglichkeiten für neue Anwendungsfälle bieten, die aber erst noch im Laufe der Zeit entwickelt werden. (pq) Thüga SmartService GmbH, Peter Hornfischer, 95119 Naila, info@smartservice.de

Foto: Roland Horn Fotografie

Smart Metering

50,2 Magazin | 06.2020

DIGITALER BRANCHENTAG

DIGITAL

it 700 Teilnehmern und über 40 Vorträgen im Jahr 2019 haben sich die ZVEI metering days in Fulda als wohl wichtigste Fachveranstaltung für intelligentes Messwesen etabliert. Die Vorbereitungen für die diesjährige Veranstaltung liefen bereits auf Hochtouren, als die Corona-Krise ihren Höhepunkt erreichte. Die Organisatoren entschlossen sich notwendigerweise, die Präsenzveranstaltung kurzfristig abzusagen. Doch gerade mit Jahr der Markterklärung wartet die Branche auf Informationen zu wichtigen Entwicklungen rund um die Digitalisierung der Energiewende – und die wird es geben. Am 22. September 2020 beleuchtet der ZVEI me22. September 2020 tering day digital die aktuellen Themen, die für die 22. SEPTEMBER 2020, LIVE-STREAM 10:30 Begrüßung Branche von höchster Priorität sind. Stadtwerke, Netzbetreiber und andere interessierte MarktteilPeter Krückel, sig Media / Fachmagazin 50.2 Marco Sauer, ZVEI – Zentralverband Elektrotechniknehmer sind eingeladen, sich über Themen wie die und Elektronikindustrie e.V. SMGW-Standardisierungsroadmap und die Wei10:35 metering solutions terentwicklung des §14a EnWG zu informieren. Die Übertragung des Events erfolgt live aus den Redaktionsräumen der 50komma2, die Teilnahme ist kostenfrei. Sponsoren der Veranstaltung sind EMH metering, PPC, Sagemcom Dr. Neuhaus, Theben und Vivavis www.metering-days.de

Kurzpräsentationen von EMH metering, Power Plus Communications, Sagemcom Dr. Neuhaus, Theben und VIVAVIS 11:00

Thematische Einführung

11:10

Zielszenario für die digitale Energiewende – was bedeuten 14a und EEG-Novelle? Dr. Wolfgang Zander, BET Büro für Energiewirtschaft und technische Planung

11:30 Livestream und alle digitalen Inhalten des Branchenguides www.smart-metering2020.de

LIVE-STREAM

Umsetzung der SMGW-Standardisierungsroadmap von BMWi und BSI und Ausblick auf die Marktanalyse zum 30.10.2020 Dennis Laupichler, Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI)

11:50

Wrap up und Diskussion mit den Referenten

Alle Leistungen vom klassischen bis zum intelligenten Metering: Gateway-Administration, Messdatenmanagement und Mehrwertdienste.

Informieren Sie sich über unsere Lösungen für die komplette Prozesskette des grundzuständigen und wettbewerblichen Messstellenbetreibers unter www.voltaris.de.

Smart Metering

50,2 Magazin | 06.2020

STARTEN UND LERNEN Der ostdeutsche Netzbetreiber MITNETZ STROM rät allen grundzuständigen Messstellenbetreibern, zeitnah mit dem Einbau intelligenter Messsysteme zu beginnen.

er Smart Meter-Rollout elektrisiert die Energiewirtschaft: Seitdem das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) im Februar 2020 den Startschuss für den Einbau intelligenter Messsysteme gegeben hat, befassen sich Netzbetreiber bundesweit mit der Einführung der Smart Meter. Zu ihnen gehört unter anderem mit der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbh (MITNETZ STROM) der größte regionale Netzbetreiber in Ostdeutschland mit Sitz in Halle an der Saale. MITNETZ STROM wird im Zuge des Rollouts bis 2032 rund 200.000 neue Messgeräte in ihrem Netzgebiet einbauen, im laufenden Jahr sollen zunächst die ersten 3.500 intelligenten Stromzähler eingerichtet werden. Bis 2023 will MITNETZ STROM die gesetzlich vorgeschriebene 10-Prozent-Quote – also rund 20.000 Smart Meter – erreichen.

GUTE VORBEREITUNG ZAHLT SICH AUS MITNETZ STROM hat sich seit Jahren intensiv auf den Smart Meter-Rollout vorbereitet. Bereits 2015 gründete das Hallenser Energieunternehmen gemeinsam mit anderen Netzbetreibern eine Anwendergemeinschaft, um die komplexen gesetzlichen, regulatorischen und technischen Anforderungen zu meistern. Aktuell zählen sich 65 ostdeutsche Netzbetreiber, darunter auch zahlreiche Stadtwerke, zu dieser Anwendergemeinschaft.

Das Beherrschen aller technischen Komponenten des Smart Meter-Rollouts ist eine Herausforderung. Der korrekte Umgang mit der manipulationssicheren Transportbox will gelernt sein. (Foto: Christian Kortüm)

Innerhalb der Anwendergemeinschaft wurden die intelligenten Messsysteme schon vor dem offiziellen Beginn des Smart Meter-Rollouts ausgiebig getestet. Dabei wurden die Mitglieder unter anderem von Hochschulen aus der Region unterstützt. So entwickelten die Hochschulen Anhalt (Köthen) und Mittweida in enger Abstimmung mit MITNETZ STROM ein Qualitätsmanagement-System. Die Hochschule Merseburg richtete zudem ein vom Netzbetreiber unterstütztes Prüflabor ein. Auch vor Ort ansässige Start-ups wie exceeding solutions, eine Ausgliederung der Hochschule Merseburg, die inzwischen bundesweite Bekanntheit als Prüfmittel-Hersteller für intelligente Messsysteme erlangt hat, standen der Anwendergemeinschaft mit Rat und Tat zur Seite. „Die Arbeit in der Anwendergemeinschaft ist für alle Teilnehmer ein großer Ge-

winn“, betont Tobias Sauer, Abteilungsleiter Prozessmanagement/Support Mess-/Zähldienste bei MITNETZ STROM. „Viele Stolpersteine beim Smart Meter-Rollout konnten dank der guten Zusammenarbeit bereits im Vorfeld aus dem Weg geräumt werden. Sehr geholfen haben uns vor allem die Praxistests, dank der wir Schwachstellen sehr schnell erkennen und beseitigen konnten.“

ERFAHRUNGSWERTE SAMMELN Aufgrund der Praxiserfahrungen, rät der Prozessmanager allen Netzbetreibern beim Einbau der intelligenten Messsysteme nicht zu warten, sondern zu starten – dabei jedoch mit kleinen Mengen zu beginnen. „Trotz klar strukturierter Prozesse gibt es beim Smart Meter-Rollout eine Lernkurve. Man kann nicht alles vordenken. Deswegen

Smart Metering

50,2 Magazin | 06.2020

MITNETZ STROM plant, im laufenden Jahr rund 3.500 intelligente Messsysteme bei Stromkunden einzubauen. (Foto: Christian Kortüm)

DIENSTLEISTER FÜR DRITTE MITNETZ STROM sieht sich beim Smart Meter-Rollout nicht nur als Partner, sondern auch als Dienstleister für andere Netzbetreiber. Vor allem Stadtwerke machen davon Gebrauch. Bereits 50 kommunale Energieversorger in Ostdeutschland haben das Unternehmen aus Halle beauftragt, den Smart Meter-Rollout als Gateway Administrator durchzuführen. „Darin sehen wir eine Bestätigung, dass die regionale Energiewirtschaft unser Know-how auf diesem Gebiet zu schätzen weiß“, berichtet der Prozessmanager.

sollten Unternehmen so schnell wie möglich einsteigen, um Erfahrungswerte zu sammeln.“ Auch bei MITNETZ STROM lernen die Macher „trotz gewissenhafter Vorbereitung jeden Tag beim Smart Meter-Rollout hinzu“, so Sauer. Eine Herausforderung läge beispielweise bei der Beherrschung aller technischen Komponenten. In diesem Zusammenhang hätte sich unter anderem die Montage der Antennen und der Klemmdeckel als schwieriger als gedacht erwiesen. „Und auch der Umgang mit den Boxen, mit denen die sichere Lieferkette (SILKE) der neuen Messgeräte vom Produzenten bis zum Kunden gewährleistet wird, verlangt eine gewisse Übung“, betont Sauer. Sehr angetan zeigte sich der Prozessmanager hingegen von der Zusammenarbeit mit den Geräteherstellern: „Die technische Unterstützung ist hervorragend. Wir erhalten bei Fragen sofort eine Antwort.“ Natürlich führte auch die Corona-Krise, die zu Jahresbeginn niemand voraussehen konnte, zu Verzögerungen bei der Umsetzung. Weniger Probleme bereiteten die Endkunden, so Sauer: „Der Zutritt aufgrund möglicher Ansteckungsgefahr mit dem tückischen Virus wurde uns nur in Ausnahmefällen verweigert.“ Regionale Start-ups wie der in Merseburg angesiedelte Prüfmittel-Spezialist exceeding solutions sind MITNETZ STROM bei der Umsetzung des Smart Meter-Rollouts behilflich. (Foto: Christian Görzel)

„Trotz klar strukturierter Prozesse gibt es beim Smart MeterRollout eine Lernkurve. Man kann nicht alles vordenken.“ Tobias Sauer, Abteilungsleiter Prozessmanagement/Support Mess-/Zähldienste bei MITNETZ STROM

Darüber hinaus erweitert der Hallenser Netzbetreiber sein Dienstleistungsportfolio stetig, um Kunden bestmöglich unterstützen zu können. Jüngstes Beispiel hierfür ist das Programm Multikriterielle Optimierung (MukrO): Hier werden Mengen, Kosten und Erlöse der Einführung intelligenter Messsysteme berechnet. Darauf basierend können Netzbetreiber, so MITNETZ STROM, den Smart Meter-Rollout effizient und effektiv planen.

BLICK IN DIE ZUKUNFT Auch erwarten Tobias Sauer und Co. die nächste Generation der intelligenten Messsysteme, die weitere Funktionalitäten wie eine bessere Steuerung und Kontrolle des Stromnetzes durch die Netzbetreiber ermöglichen soll. Erste Prototypen wird MITNETZ STROM Ende des Jahres in einem Pilottest im sächsischen Limbach-Oberfrohna unweit von Chemnitz einbauen. Hier soll untersucht werden, welchen Beitrag intelligente Stromzähler der neuesten Generation zur Netzdienlichkeit leisten können. Konkret soll ermittelt werden, ob mithilfe der neuen Messgeräte die Auslastung des Niederspannungsnetzes exakt bestimmt und so abgeleitet werden kann, dass klar wird, ob ein Netzausbau erforderlich ist oder nicht. „Diese und viele weitere Aktivitäten belegen, dass der Smart Meter-Rollout kein Sprint, sondern ein Dauerlauf ist. Er wird uns noch lange in Atem halten“, resümiert Prozessmanager Sauer. (jr) Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH, Tobias Sauer, 06184 Kabelsketal, tobias.sauer@mitnetz-strom.de

Smart Metering

50,2 Magazin | 06.2020 Foto: shutterstock

CLS: ÜBUNG MACHT DEN MEISTER Controllable Local Systems (CLS) gelten als Schlüsselkomponente, um Flexibilitätsoptionen auszunutzen und dezentrale Erzeuger und Verbraucher netzdienlich zu steuern. Im Rahmen des Forschung- und Entwicklungsprojektes SynErgieOWL hat Westfalen Weser Netz den Praxistest gemacht.

ie kann Energie aus erneuerbaren Energiequellen, die sonst abgeregelt wird, durch Nutzung von regionalen Flexibilitäten in Form von Wärmelasten (Power-to-Heat) und Elektroladestationen (Power-to-Mobility) verwendet werden? Lösungsansätze wurden im Projekt SynErgieOWL, das im Rahmen des Klimaschutzwettbewerbs EnergieSektorenkopplung.NRW der nordrhein-westfälischen Leitmarktagentur gefördert wurde, in einem Reallabor bei der Westfalen Weser Netz GmbH untersucht. Dabei sollten auch Anreize für Endkunden gesetzt werden, sich möglichst netzdienlich zu verhalten.

Das Ziel war es, den Ausgleich von Erzeugung aus erneuerbaren Energien wie Wind und Photovoltaik auf der einen, und elektrischen Lasten wie Elektromobilität und Wärmeanwendungen auf der anderen Seite möglichst auf der niedrigsten Spannungsebene zu erreichen. Auf diese Weise kann ein kostenintensiver Netzausbau vermieden werden, da nur noch die verbliebene Differenz, das so genannte Residuum, an die nächsthöhere Ebene weitergegeben werden muss. „Eine ganz wesentliche Motivation war für uns auch, dass wir uns frühzeitig mit dem Thema CLS auseinandersetzen wollten, um zu lernen, was wir dabei beachten müssen. Denn wenn wir warten, bis am Jahresende die Rahmenbedingungen dafür endlich feststehen, ist es zu spät“, erklärt Martin Kloppenburg, der für den Smart MeterRollout zuständige Projektleiter bei der Westfalen Weser Netz.

INTEROPERABLE HARDWARE Insgesamt wurden 25 Haushalte in das Projekt eingebunden. Die Mehrzahl davon hatte Nachtspeicherheizungen, aber auch drei bivalente Heizsysteme, vier Wärmepumpen und drei Ladestationen für Elektroautos mussten integriert sowie die vorhandenen Rundsteuerempfänger durch Steuerboxen ersetzt werden. „Eine große Herausforderung war dabei die Auswahl der Hardware. Denn auch wenn die meisten Hersteller sagen, ihre Lösungen seien interoperabel, müssen sich die unterschiedlichen Geräte erstmal kennenler-

Komponenten und Datenflüsse im F/E-Projekt SynErgieOWL Netzzustand Engpassmanagement Regional

Strommarkt Bundesweit

Koordinierung Smart Grid-Ampel

(Grafik: Westfalen Weser Netz GmbH)

Gateway Steuergerät

EEG-Prognose Regional

ProCosLeitsystem

CLSManager

SMGW

CLSSteuerbox

Smart Metering

nen. Und es ist nie sicher, ob sie sich dann auch tatsächlich verstehen“, erläutert Timo Busse, Innovationsmanager für Intelligente Netztechnik bei Westfalen Weser. Deswegen entschied sich das Projektteam einheitlich für das Smart Meter-Gateway und die CLS-Steuerbox des Herstellers Theben. Im Projekt waren die Steuerboxen allerdings nicht direkt an den Schaltkontakt der Anlagen angeschlossen, sondern mit einer dezentralen Steuereinheit verbunden. Diese führte die Schaltungen an den Anlagen unter Einbeziehung weiterer Faktoren durch, wie etwa der Raumtemperatur oder dem Ladezustand der Anlage. Durch vorgeschaltete Router wurde im Projekt parallel der CDMA 450 MHz-Kommunikationskanal zur Signal- und Datenübertragung erprobt.

GWADRIGA ORCHESTRIERT PROZESSE Um den Prozess schnell ans Laufen zu bekommen, setzte Westfalen Weser von Beginn an auf die enge Zusammenarbeit mit dem Berliner Full-Service-Anbieter GWAdriga, an dem Westfalen Weser zusammen mit RheinEnergie und EWE als Gesellschafter beteiligt ist. Dabei profitierte SynErgieOWL indirekt auch von den Erfahrungen, die GWAdriga in einem anders ausgerichteten CLS-Projekt bei RheinEnergie sammeln konnte: Das Leitsystem, das dort eingesetzt wurde, eignete sich auch für die Zwecke dieses Projekts. Zudem waren bei GWAdriga auch die CLS-Prozesse, die auf Basis der Softwarelösung BTC | AMM Control Manager abgebildet wurden, bereits geübt und eingespielt. Für GWAdriga steht dieser Ser-

50,2 Magazin | 06.2020

vice neben Gateway Administration und Messdatenmanagement ebenfalls im Fokus. „Das CLS-Management wird künftig zur Schlüsselfunktion, wenn es um dezentrale Flexibilitäten wie schaltbare Lasten, Erzeugungsanlagen und Speicher geht. Für uns wird dies neben der eigentlichen Gateway-Administration ein wichtiges Geschäftsfeld werden“, erklärt Dr. Michał Sobótka, Geschäftsführer der GWAdriga GmbH & Co. KG.

STEUERUNG NACH DER AMPEL Im konkreten Fall wurden sämtliche Messwerte an GWAdriga übermittelt, im zentralen Messdatenmanagement erfasst und von dort aus als 15-Minuten-Werte wieder zur Verfügung gestellt, bei Bedarf auch feiner aufgelöst. Dort ist auch der Control Manager angesiedelt, der den Steuerboxen die Schaltbefehle erteilt. Diese wiederum basieren auf Fahrplänen aus dem Leitsystem, die durch die Technische Hochschule Ostwestfalen-Lippe unter Einbeziehung aktueller Marktsignale, Netzzustände, Engpassmanagement und EEG-Prognosen in Anlehnung an das avisierte BDEW-SmartGrid-Ampelkonzept erstellt wurden. Die Steuerbefehle an die Kundenanlagen wurden einmal ad-hoc und einmal als gepulste Befehle mit hinterlegtem Fahrplan übermittelt. „Der Vorteil des Verfahrens: Wird über einen bestimmten Zeitraum kein Befehl übermittelt, schaltet das System automatisch auf den Backup-Fahrplan um. Übersetzt auf ein Heizsystem bedeutet dies: Das Haus wird nicht kalt, nur weil ein Steuerbefehl nicht übermittelt wurde“, erklärt

Beteiligte/Hersteller

Speicherheizung

E-Mobil Ladesäule Bivalentes Heizsystem

Smart-Box

Wärmepumpe

Wandheizung

European Energy Exchange AG TH Ostwestfalen-Lippe OpenWeatherMap RheinEnergie AG GWAdriga GmbH & Co. KG Theben AG tekmar Regelsysteme GmbH Keitlinghaus Umweltservice wallbe GmbH Siekerkotte GmbH & Co. KG WATERKOTTE GmbH Ottensmeier Ingenieure GmbH

Timo Busse. Das über die gesicherte Datenkommunikationsverbindung der Steuerbox empfangene Signal wurde auch als Marktsignal in die Schalthandlung einbezogen. Die eigentliche Steuereinheit – eine marktübliche Steuerbox zur 4-stufigen Leistungsreduzierung gemäß den gesetzlichen Vorgaben durch das EEG – berücksichtigt drei Preiszonen und eine „Veto-Funktion“ des Verteilnetzbetreibers gemäß § 14a EnWG. Anhand dieser dezentral agierenden Schaltung wurde so auch die Koordinierung von Markt und Netz möglich.

AM BEGINN DES WEGS „Eine der wesentlichen Erfahrungen in diesem Projekt war, dass es bis zur tatsächlichen Interoperabilität oder gar einem Plug&Play im Bereich CLS-Management noch ein weiter Weg ist. Die Orchestrierung der beteiligten Komponenten bringt erheblichen Aufwand mit sich und daran wird sich vermutlich auch bis Jahresende noch nicht viel ändern“, beschreibt Timo Busse eine der Lektionen. Daneben sei besonderes Augenmerk auf die Schulung der Techniker zu richten, die die Komponenten beim Kunden vor Ort installieren. „Wenn wir mehrmals zum Kunden müssen, um Fehler auszumerzen, rechnet sich auch ein CLS-Management nicht“, ergänzt Martin Kloppenburg. Auf Seiten des Backends, sprich im Operations-Center der GWAdriga in Berlin, liefen die Prozesse dagegen weitgehend problemlos. „Sowohl die Schnittstellen als auch die Software funktionierten ohne größere Schwierigkeiten, so dass wir für den künftigen Ausbau des CLS-Managements hier gut gewappnet sind“, so Kloppenburg weiter. Mit dem Ende des Projekts wurden die Installationen bei den Kunden im Mai 2020 zurückgebaut. (pq)

Westfalen Weser Netz GmbH, Martin Kloppenburg, 33102 Paderborn, Martin.Kloppenburg@ww-energie.com GWAdriga GmbH & Co. KG, Michal Sobótka, 10719 Berlin, m.sobotka@gwadriga.de

Foto: pixabay (blickpixel)

Smart Metering

50,2 Magazin | 06.2020

STEUERN OHNE BOX

Die Smart Grids-Forschungsgruppe der Technischen Hochschule Ulm (THU) testet das netzdienliche Zusammenspiel von Erzeugern und Lasten. Die Daten übertragung und Steuerung erfolgen über die Theben CONEXA 3.0 Performance, die Anwendungen stecken im CLS-Mehrwertmodul.

enn in der baden-württembergischen Universitätsstadt Ulm die Sonne scheint, speisen örtliche PV-Anlagen bis zu 37,8 MW ins Netz ein. „Betriebsdaten von diesen Anlagen stehen dem Netzbetreiber aktuell nur sehr sporadisch zur Verfügung“, berichtet Prof. Gerd Heilscher, Leiter des Smart Grid-Forschungslabors der THU. Bisher sei zudem kein Organisationsprozess etabliert, der die Vielzahl und Vielfalt der dezentralen Einspeiser und potenziell flexiblen Lasten koordiniert. Auch die Netzbetriebsparameter wie Netzbelastung oder Spannung werden noch nicht im notwendigen Umfang erfasst und ausgetauscht. Im Rahmen des SINTEG-Forschungsprojekts C/sells gehen Prof. Heilscher und sein Team in enger Zusammenarbeit mit der Netzgesellschaft der Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm diese Herausforderung an.

tionaler D atenaustausch mit PV-Wechselrichtern, Heim-Batteriespeichern, Power-to-Heat-Systemen und E-Ladeeinrichtungen implementiert und erprobt. Im Fokus der Forscher stehen zum einen die realen Daten aus dem Netz, wie Prof. Heilscher erläutert: „Für eine zuverlässige Bestimmung des Netzzustands sind besonders Betriebsinformationen der steuerbaren Anlagen von großer Bedeutung. Damit erhalten Netzbetreiber die notwendige Transparenz über das Verhalten der dezentralen Energiesysteme. Die Informationen aus dem Feldversuch sollen helfen, die Netzzustandsbewertung und -prognose zu verbessern. Zum anderen geht es um die Erprobung von Steuerungsprozessen unter realen Bedingungen. Dabei haben die Forscher nicht nur eventuelle Notfallmaßnahmen im Blick, die bei Netzengpässen erforder-

DATEN UND STEUERUNG VERBESSERN

Aufbau der Hardware-Basis

Im Smart-Grids-Testgebiet Einsingen, einem Vorort mit Wohnbebauung, sind 23 PV-Anlagen installiert, die aktuell bereits Planungs- und Betriebsgrößen für das Stromnetz liefern. Ein weiteres Testfeld ist das Ortsnetz in Hittistetten, einem Ortsteil mit über 1 MW installierter PV-Leistung, in dem neben privaten „Prosumern“ auch landwirtschaftliche und gewerbliche Betriebe zu Verbrauch und Erzeugung beitragen. „1.012 MWh Last pro Jahr stehen hier 1.274 MWh Solareinspeisung gegenüber“, konkretisiert der Projektleiter – eine Situation, der bislang nur mit erheblichem Netzausbau begegnet werden kann. Um mittelfristig die Netzstabilität auch durch intelligente Steuerungsmechanismen sowohl der Einspeiseleistung als auch der Last zu unterstützen, wird in diesen Netzzellen ein bidirek-

EMT

WAN

ASmart Home Anwendungen

AEnergiemanagement Anwendungen

Mehrwert-Modul mit Applikationsplattform

Beim Prosumer wird das BSI-zertifizierte SMGW CONEXA 3.0 Performance mit CLS-Mehrwertmodul und der THU-Applikation zur bidirektionalen Kommunikation mit Energieanlagen installiert. (Grafik: Theben AG)

Smart Metering

50,2 Magazin | 06.2020

lich werden können. Gleichzeitig sollen Verfahren entwickelt werden, mit denen Prosumer ihren Eigenverbrauch optimieren und Flexibilitäten für die Stabilisierung der Netze zur Verfügung stellen können. So lassen sich Netzengpässe bereits im Vorfeld vermeiden.

INTELLIGENTES MESSSYSTEM ALS BASIS Erprobt werden die Prozesse im Rahmen einer BSI-konformen Smart-Meter-Infrastruktur, welche für Prof. Heilscher auch mit Blick auf die künftigen Prozesse im Verteilnetz die beste und naheliegendste Plattform darstellt. „Wir haben hier zertifizierte, hoch abgesicherte Systeme, die mittelfristig bei vielen Prosumern und Einspeisern installiert sein werden – die sollten wir nutzen“, so der Projektleiter. Genau das geschieht in den beiden Netzzellen, wo erstmals die Prozesse, die im Smart Grid Labor entwickelt und getestet wurden, jetzt im Feld gemeinsam mit realen Kunden zu erproben. Zum Einsatz kommen Smart Meter-Gateways vom Typ Theben CONEXA 3.0 Performance mit der Smart Metering Test-PKI, die von den Stadtwerken Ulm/Neu-Ulm Netze GmbH bereitgestellt und bei den unterschiedlichen Prosumern verbaut werden. Über die WAN-Schnittstelle kommunizieren sie mit der experimentellen Verteilnetzleitwarte, über die die Forscher im Rahmen des SINTEG-Projekts die Kommunikations-, Planungs- und Steuerungsprozesse des „Smart-Grid-Tests“ abwickeln. Die Administration der SMGWs erfolgt über die Anbindung an das GWASystem der Schleupen AG. Die Anlagen der Prosumer – Einspeiser oder steuerbare Verbraucher – sind über die HAN-Schnittstelle (Ethernet) angeschlossen und kommunizieren über das IEC61850 Protokoll mit der experimentellen Verteilnetzleitwarte der THU oder untereinander. Die experimentelle Leitwarte ermöglicht es, die Netzdaten, Anlagenzustandsdaten und Flexibilität zum Infrastruktur-Informationssystem von C/sells, an einen Flexibilitätsmarkt sowie einen simulierten ÜNB zu übertragen. Die Verbindung

Foto: THU

Im C/sells-Projekt der THU wird das Monitoring und die Betriebsführung des Verteilnetzes auf verschiedenen Ebenen getestet und demonstriert. • Datenerfassung durch iMsys und CLS-Gateways in realer Umgebung gemeinsam mit dem VNB. • Bestimmung der Genauigkeit der Netzzustandserfassung in Abhängigkeit zu der Anzahl der erfassten Messwerte in einer Netzzelle. • Demonstration der Kommunikationsstrecke mit standardisierten Protokollen zwischen den dezentralen Energiesystemen, der experimentellen Verteilnetz-Leitwarte der THU und der Anbindung an einen regionalen Flexibilitätsmarkt. • Evaluation der Messwerte über iMsys und CLS-Gateways mit den Ergebnissen einer detaillieren Netzsimulation. • Anlagensteuerung und Eigenverbrauchsoptimierung durch iMsys und CLS-Gateways. • Netzdienliche Betriebsweise von Prosumer-Anlagen (PV, Batterie, Wallbox und Heizstab). • Abstimmungskaskade über Standard-Protokoll in der Simulation sowie im Feldtest. • Regionaler Flexibilitätsmarkt • Flexible Betriebsweise von Prosumer- und gewerblichen Anlagen

zwischen der Leitwarte und den Anwendungen mit den dezentralen Energiesystemen erfolgt über ein CLS-Management der Firma MTG. Insbesondere die Prozesse für die Konfiguration von IMSys und CLS-Mehrwertmodulen mit GWA und CLS-Management erfodern aktuell noch einen hohen Aufwand. An der THU wurden dafür im Smart Grid Labor eine Infrastruktur für das automatisierte Testen der Komponenten aufgebaut.

SOFTWARE IM MEHRWERTMODUL Zur HAN-Schnittstelle gehört bekanntermaßen auch ein Controllable-Local-System-(CLS-)Interface, das den Fernzugriff auf regelbare Erzeuger (Photovoltaikanlage, Blockheizkraftwerk) und unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen (Ladesäule, Nachtspeicherheizung) ermöglicht. Eine Steuerbox wird man bei den aktuell rund 50 angeschlossenen Prosumern jedoch vergeblich suchen. „Unsere Applikationen für die bidirektionale Kommunikation mit den dezentralen Energiesystemen kann bei der Theben CONEXA 3.0 Performance über das Mehrwertmodul unmittelbar implementiert werden“, erläutert Projektleiter Prof. Heilscher. „Das Gateway übermittelt dann direkt die notwendigen Steuersignale – sowohl für die Eigenverbrauchsoptimierung als auch im Kontext des Flexibilitätsmanagements und der Teilnahme an Regelenergiemärkten oder beim Einspeisemanagement.“ Dieses Konzept habe ihn überzeugt: „Mit der bidirektionalen Kommunikation über standardisierte Datenprotokolle wurde im Rahmen des SINTEG - C/sells Projekts die Digitalisierung der Energiewende demonstriert.“ Aktuell gilt es vor allem, das Zusammenspiel der unterschiedlichen Marktrollen und Systeme aus dem Labor in die Praxis zu übertragen und damit die Voraussetzung für massentaugliche Prozesse zu schaffen. (pq) Technische Hochschule Ulm, Prof. Gerd Heilscher, 89075 Ulm, Gerd.Heilscher@THU.de Theben AG, Stephanie van der Velden, 72394 Haigerloch, sv@theben.de

Smart Metering

50,2 Magazin | 06.2020

MODERNE MESSEINRICHTUNG – SMART GEMACHT

Foto: shutterstock

Mit einem IoT-Funkmodul des dänischen Anbieters Seluxit sollen auch moderne Messeinrichtungen für Mehrwertdienste nutzbar werden.

ährend der Rollout intelligenter Messsysteme erst in diesem Jahr offiziell starten konnte, haben die Messstellenbetreiber bundesweit schon vor Jahren begonnen, moderne Messeinrichtungen (mME) bei den Endkunden zu verbauen. Dabei wird es für rund achtzig bis neunzig Prozent der Stromkunden in den kommenden Jahren wohl auch bleiben, denn für Verbraucher unter 6.000 kWh ohne EEG-Anlagen ist gesetzlich lediglich eine mME gefordert. Ob und in welchem Umfang intelligente Messsysteme jenseits der vorgeschriebenen Pflichteinbaufälle früher zum Einsatz kommen, bleibt abzuwarten. „Aus Sicht des Gesetzgebers ist die mME modern, weil sie eine Schnittstelle zum Smart Meter Gateway hat und Tages-, Monatsund Jahresenergiemengen speichert. Diese Daten können die Kunden nach Freischaltung der optischen Kundenschnittstelle

am Zähler mit einer Taschenlampe abrufen, wenn sie das möchten“, berichtet Daniel Lux, Geschäftsführer von Seluxit. Das Unternehmen mit Hauptsitz im dänischen Aalborg hat sich auf IoT-Lösungen für smarte Gebäude spezialisiert und war unter anderem Entwicklungspartner im MeDA-Projekt der innogy. Nun bietet Seluxit eine Lösung an, um die Daten der modernen Messeinrichtung digital auszulesen und für erweiterte Mehrwertangebote zu nutzen. Dass Kunden im Zeitalter der Digitalisierung mit einer Taschenlampe Zählerdaten über Morselichtzeichen auslesen müssen, erscheint Daniel Lux geradezu skurril und er ist sicher, dass viele Verbraucher das ähnlich sehen. „Ich glaube, viele Kunden sind digitalen Angeboten gegenüber sehr offen – das zeigt die positive Resonanz auf entsprechende Smart Home- und Smart EnergyApplikationen. Wenn ihr Versorger solche Dienste nicht anbieten kann, weil die mME eigentlich nicht mehr kann als der alte Ferraris-Zähler, verschenkt er einfache eine Chance.“ Je nach Ausgestaltung könnten datenbasierte mobile Services zudem helfen, die Kosten des Messstellenbetreibers für die Beschaffung und Montage der mME auch jenseits der vorgegebenen Preis-Obergrenzen zu refinanzieren.

Smart Metering

50,2 Magazin | 06.2020

MME AUFRÜSTEN Mit dem von Seluxit entwickelten Funkmodul (Sparrow Modul) soll es nun möglich sein, jede mME zu einer mME+ aufzurüsten. Das Sparrow Modul unterstützt derzeit das 886 MHz-Protokoll LoRaWAN und kann damit unmittelbar in die LoRaWAN-Netze integriert werden, die sich derzeit bei vielen Stadtwerken im Aufbau befinden. Das wMBus Protokoll OMS 4.2 soll in Kürze folgen. „Die Funkprotokolle können ohne hardwareseitigen Eingriff ausgetauscht werden“, erläutert der seluxit-Geschäftsführer. So sei es möglich, eine mME+ mit LoRaWAN ins Netz zu bringen und sie zu einem späteren Zeitpunkt auf wMBus umzustellen, um sie zum Beispiel in die Infrastruktur der intelligenten Messsysteme einzubinden. Weitere Module mit den Funkprotokollen WLAN, Bluetooth, ZigBee und NB-IoT befinden sich nach Unternehmensangaben in der Entwicklung.

DATENBASIERTE MEHRWERTDIENSTE Damit stehen die Verbrauchsdaten digital zur Verfügung und können – das Einverständnis des Kunden vorausgesetzt – für weitergehende mobile Services genutzt werden. „Die Verwendung dieser

Technische Spezifikationen: Maße

45 x 20 x 4,40 mm +- 0,5mm

Stromversorgung

3,3V

Temperatur

-40 to +85°C (Industriequalität)

Schnittstelle

1x serielle Schnittstelle • 1x serielle Schnittstelle

Leiterplattenrandverbinder

• 1x single-wire Schnittstelle • 1x Antennenschnittstelle

Antennenverbindungen

U.FL oder Leiterplattenrandverbinder

Evaluierungsplatine

Open-source Hardware mit eingebauter Antenne (50 Ohm)

Unterstützte Datenformate

SML, DLMS / COSEM, IEC 61850 (1) 6 8 / 915 / 920 MHz (Europa, USA, Japan) (2) 2,4 GHz

Funk-Optionen

(3) NB-IoT (4) LTE-M (5) A ndere Funkfrequenzen werden in zukünftigen Versionen unterstützt (1) LoRaWAN®, Wireless M-Bus (2) WiFi & Bluetooth

Protokoll-Optionen

(3) NB-IoT (4) LTE-M (5) A ndere Protokolle werden in zukünftigen Versionen unterstützt

Grafik: Seluxit A/S

Beispiel eines Sparrow-Funkmoduls für eine direkte Datenübertragung aus der mME (Foto: Seluxit A/S)

Daten für nicht energiewirtschaftliche Prozesse ist dem Versorger erlaubt“, ergänzt Daniel Lux. Ein bekannter Anwendungsfall sind Kunden-Apps für das Verbrauchsmonitoring, das mit intelligenten Algorithmen heute bis auf einzelne Geräte heruntergebrochen werden kann. „Für Besitzer von PV-Anlagen, Batteriespeichern und Ladelösungen kann der Versorger private Energiemanagementlösungen anbieten, ohne zusätzliche Hardware zu verbauen“, führt Lux aus. Mit intelligenten Simulationstools lasse sich überprüfen, ob sich bestimmte Tarife oder Anschaffungen für die individuelle Verbrauchssituation lohnen. Auch Überwachungs- und Warnfunktionen lassen sich auf Grundlage der digitalen Verbrauchsdaten problemlos implementieren und dem Kunden als Service anbieten. Aktuell müssen die mME vor dem Einbau mit dem Funkmodul ausgerüstet werden, was nach Auskunft von Seluxit technisch problemlos möglich sei. Parallel arbeitet der Hersteller an externen Auslesemodulen für diverse Zählerschnittstellen. „Damit kann dann auch eine bereits installierte mME nachträglich zu einer mME+ aufgerüstet werden. Ideal geeignet wären Zähler mit der vom FNN definierten DI4U Schnittstelle“, sagt Daniel Lux.

VORBEREITUNG AUF DAS INTELLIGENTE MESSSYSTEM In einem Punkt lässt der Seluxit-Geschäftsführer keine Zweifel aufkommen: „Unsere Technologie zielt nicht darauf ab, das intelligente Messsystem zu ersetzen!“ Ganz im Gegenteil sei die Lösung darauf ausgerichtet, den Verbraucher zu überzeugen, dass ein iMSys für ihn sinnvoll und wirtschaftlich ist. Intelligente Mehrwertdienste, so Lux, könnten dabei enorm hilfreich sein. Netz- und Messstellenbetreiber könnten durch die smarte mME stranded investments auf der Zählerseite vermeiden und bekämen mit diesem Zähler neue Möglichkeiten zur langfristigen Wertschöpfung, Prozessoptimierung und Kundenbindung. (pq) Seluxit A/S, Daniel Lux, 9200 Aalborg SV (Dänemark), daniel@seluxit.com

IT und Prozesse

Digitalisierung ist die neue Daseinsvorsorge – mit dieser Überzeugung setzen die Stadtwerke Emden in der 50.000-Einwohner-Kommune im Nordwesten Niedersachsens ein beispielhaftes Konzept um. Neben Standortvorteilen für die Kommune hat man auch neue Geschäftsfelder im Blick.

50,2 Magazin | 06.2020

SMART CITY EMDEN

in paar vernetzte Straßenlampen hier, ein Pilotprojekt zur digitalen Zählerauslesung dort und vielleicht noch ein Bürgerportal für die Verwaltung – so oder so ähnlich sehen viele Digitalisierungsprojekte in deutschen Städten und Gemeinden heute aus. Das bestätigt auch die SmartCity-Studie der Unternehmensberatung Haselhorst Associates aus dem vergangenen Jahr: Von insgesamt 400 Städten mit über 30.000 Einwohnern weist lediglich ein Viertel einen Digitalisierungsgrad von über zwölf Prozent auf.

LEUCHTTURM IM NORDEN „Allerdings dürfen diese Ergebnisse nicht darüber hinwegtäuschen, dass einige Leuchtturm-Kommunen der Entwicklung bereits einen großen Schritt voraus sind“, betont Haselhorst-Partner Jürgen Germies. Als Beispiel nennt er die ostfriesische Kleinstadt Emden, die er seit 2016 auf dem Weg zur Smart City begleitet. Wesentlich vorangebracht wurde und wird die Digitalisierung dort durch den kommunalen Versorger, die Stadtwerke Emden (SWE), die sich mit ihrer Strategie bereits 2017 den renommierten Stadtwerke Award in Gold sicherten. Aus den ursprünglich 15 Digitalisierungsprojekten wurden bis heute 35, für die Umsetzung und Weiterentwicklung gibt es auf

Foto: pixabay (tzevena)

Seiten der Kommune inzwischen einen Chief Digital Officer sowie die Emden Digital GmbH, ein Tochterunternehmen der Stadtwerke Emden. Die Zahl der Mitarbeiter, die in den unterschiedlichen Projekten beschäftigt sind, hat sich in den vergangenen vier Jahren signifikant erhöht. Die KEPTN-App als gemeinsame digitale Informations- und Interaktionsplattform für die Bürger erfreut sich nach einhelliger Auskunft großer Beliebtheit.

FRÜHER START, KLARES COMMITMENT Doch was macht man in Emden anders als in anderen Städten der Republik? Jürgen Germies nennt zwei wichtige Aspekte: „Die Seehafenstadt hat bereits sehr frühzeitig damit begonnen, sich Gedanken um ihre digitale Fortentwicklung zu machen – und vor vier Jahren eine umfassende Digitalisierungs-Strategie erarbeitet.“ Politik und Verwaltung, Vertreter aus Wirtschaft und Wissenschaft sowie der kommunale Versorger saßen damals gemeinsam am Tisch, um relevante Themenbereiche zu identifizieren und in einer Gesamtplanung zusammenzu-

führen. „Es war schnell klar: Digitalisierung ist ein unverzichtbarer Bestandteil der kommunalen Daseinsvorsorge und gleichzeitig aktive Wirtschaftsförderung“, erinnert sich Manfred Ackermann, Geschäftsführer der Stadtwerke Emden und von Beginn an engagiert in der Planung und Realisierung. „Wirtschaftliches Wachstum, Lebensqualität und nicht zuletzt auch die angestrebte Klimaneutralität sind ohne Digitalisierung heute nicht mehr denkbar. Die Stadtwerke sind dafür prädestiniert, die nötige Infrastruktur aufzubauen und in Wert zu setzen“, führt er aus. In diesem Verständnis sind digitale Angebote für Ackermann gleichzeitig ein wesentliches Instrument der Kundenbindung und Grundlage des künftigen Geschäfts: „Unsere wichtigsten Ertragsquellen waren bisher der Strom aus unseren Windanlagen und die Gasversorgung – in beiden Bereichen ändern sich die Rahmenbedingungen, so dass wir uns nach Alternativen umschauen müssen.“ Das war ein Treiber der „Smart City Emden“. Wie Berater Jürgen Germies berichtet, sind alle Maßnahmen inzwischen exakt so

IT und Prozesse

50,2 Magazin | 06.2020

Grafik: freepik (starline)

weit fortgeschritten, wie es der ursprüngliche Zeitplan vorgesehen hatte. „In Emden – und auch das ist vielleicht ein Unterschied zu anderen Kommunen – hat man die anstehenden Themen immer mit einer guten Mischung aus visionärem Denken und kaufmännischer Bodenständigkeit betrachtet“, stellt der Unternehmensberater heraus. Das habe zu einem sehr effektiven Projektmanagement und klugen Investitionsentscheidungen geführt – zum Beispiel bei der Infrastrukturentwicklung.

GUTE VERNETZUNG „Ohne schnelles Internet gibt es keine Smart City“, bringt Manfred Ackermann seine Überzeugung auf den Punkt – und hier gibt es in Deutschland bekanntermaßen erheblichen Nachholbedarf. In Emden nahm man die Sache selbst in die Hand und trieb den Glasfaserausbau voran: 2018 wurden die ersten Gewerbegebiete angeschlossen, im vergangenen Jahr folgten erste Wohngebiete. Über ihre Tochtergesellschaft vermarkten die Stadtwerke inzwischen erfolgreich eigene Breitbandangebote für Gewerbe- und Privatkunden. Nach Berechnungen der Stadtwerke wird sich die Investition von rund 50 Millionen Euro kurzfristig refinanziert haben. „Wir haben von vorneherein eng mit der Wohnungswirtschaft zusammengearbeitet, das hat dem Projekt erheblichen Auftrieb gegeben“, berichtet Manfred Ackermann.

Mit einem stadtweiten Glasfasernetz wollen die Stadtwerke Emden die Voraussetzung für vernetzte Prozesse und Services schaffen. Die eigenen Breitbandangebote werden erfolgreich vermarktet. (Foto: Stadtwerke Emden GmbH)

Ähnliche Synergien verspricht sich der Geschäftsführer der Emdener Stadtwerke auch mit Blick auf zwei weitere Infrastrukturprojekte: den Rollout der intelligenten Messsysteme und das LoRaWANNetz, das die Stadtwerke Emden zwischenzeitlich aufgebaut haben. Denn gerade im Kontext zunehmend intelligenter Gebäude sieht Ackermann Potenzial für neue Geschäftsfelder – vom RauchmelderService bis hin zum Submetering: „Statt einigen wenigen großen Ertragsquellen müssen wir künftig viele kleine Erlösmodelle vorhalten.“ Aktuell helfen verschiedene LoRaWAN-Applikationen schon bei

Digitalisierungsroadmap Emden: Die Smart City-Projekte im Überblick

Grafik: Stadtwerke Emden

IT und Prozesse

der Optimierung eigener beziehungsweise kommunaler Prozesse, etwa in den städtischen Entsorgungsbetrieben oder bei der Überflutungsvorsorge. Zu den strategischen Partnern der Digitalisierung in Emden zählt auch die Firma Siemens, die frühzeitig ins Boot geholt wurde und die Stadtwerke bis heute mit Know-how und Technologie unterstützt. So kommt in Emden beispielsweise die cloudbasierte IoT-Plattform MindSphere als zentrale Datendrehscheibe und damit weitere wichtige Säule der digitalen Infrastruktur zum Einsatz. Aktuell ist Siemens in Emden in den Themenfeldern Gebäudeautomatisierung und Verkehrssteuerung aktiv, insbesondere aber auch im Leitprojekt „Intelligente Energiestadt“.

INTELLIGENTE ENERGIESTADT Ein erklärtes Ziel der Stadtwerke ist es, möglichst viel Strom aus regenerativen Energiequellen für die Versorgung der Privat- und Gewerbekunden verfügbar zu machen. Davon gibt es vor Ort reichlich: Dank der unmittelbaren Nähe zum Windpark am Larrelter Polder hat die Seehafenstadt Zugriff auf eine der größten Windfarmen Europas. Solar- und Photovoltaikanlagen auf privaten und öffentlichen Gebäuden sowie ein Biomasseheizkraftwerk ergänzen den grünen Strom-Mix der Stadt. „Schon heute können alle Emder Haushalte zu 100 Prozent mit Strom aus Erneuerbaren Energien versorgt werden“, berichtet Manfred Ackermann, der überzeugt ist, dass die Möglichkeit einer CO2-neutralen Energieversorgung nicht nur für Privathaushalte, sondern auch für die Industrie ein zunehmend wichtiger Standortfaktor wird.

SMART GRID Um solch eine Anforderung tatsächlich erfüllen zu können, sind jedoch Betriebsweisen und Technologien erforderlich, die es ermöglichen, die volatile Einspeisung und den Verbrauch aufeinander abzustimmen. Unterschiedliche Speichertechnologien, darunter sogar eine Power-to-Gas-Anlage,

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Grafik: freepik (starline)

wurden in Emden bereits erprobt, doch auch diese können nur in einem intelligenten Netz Wirkung entfalten. „Auch dabei ist natürlich die Digitalisierung der Schlüssel“, sagt Stadtwerke-Chef Ackermann. Ein mit Siemens-Technologie ausgestattetes Schalthaus der Stadtwerke Emden ist bereits an die IoT-Plattform angebunden. Darüber hinaus will man die Smart- Meterund insbesondere auch die LoRaWAN-Infrastruktur nutzen, um die erforderlichen Daten aus dem Verteilnetz zu gewinnen, Anlagen zu steuern und Flexibilitäten zu nutzen.

ELEKTROMOBILITÄT In diesem Zusammenhang rückt zwangsläufig auch die Elektromobilität in den Fokus, die in Emden zudem eine besondere Bedeutung hat. „Das VW-Werk in Emden wird in den nächsten Jahren nur noch Elektrofahrzeuge produzieren“, erklärt Manfred Ackermann. „Wir erwarten also einen hohen Anstieg an E-Autos. Darauf wollen wir vorbereitet sein.“ Um die vertrieblichen Potenziale der neuen Verbraucher zu nutzen, haben die Stadtwerke ein Netz von über 40 öffentlichen Ladesäulen aufgebaut und bieten in Kooperation mit der Stadtsparkasse und einem ortsansässigen Monteur ein eigenes Produktpaket aus Wallbox, Photovoltaik und Speicher an. Gleichzeitig galt es sicherzugehen, dass die Niederspannungsnetze in den Wohngebieten der VW-Mitarbeiter die zu erwartende Vielzahl gleichzeitiger Ladevorgänge tatsächlich verkraften können. „Gemein-

Mit einer eigenen Ladeinfrastruktur und Produkten für den Endkunden bereiten sich die Stadtwerke auf den Hochlauf der Elektromobilität vor. Echtzeitdaten aus der Niederspannung und eine eigenes Lastmanagement sorgen für Netzverträglichkeit. (Foto: Stadtwerke Emden GmbH)

sam mit Siemens haben wir die fraglichen Ortsnetze einer genauen Analyse hinsichtlich ihrer grundsätzlichen Auslastung und eventueller kritischer Netzpunkte für Ladeinfrastruktur unterzogen.“ Parallel sollen Sensoren/Aktoren in Trafostationen, Kabelverteilerschränken und Ladesäulen künftig per LoRaWAN-Daten zum Live-Zustand des Netzes liefern und die Ladestationen intelligent steuern. Das Lastmanagement ist eine Eigenentwicklung der Stadtwerke Emden. „Wir sind bereit für die Elektromobilität“, sagt Manfred Ackermann – und das können vermutlich nur wenige Kommunen von sich behaupten. Die Liste spannender Projekte ließe sich fortführen, auf der aktuellen Agenda stehen beispielsweise auch digitale Bildungsangebote für alle Generationen. Für Stadtwerkechef Ackermann steht fest: „Beim digitalen Wandel braucht man Mut zum Experiment und lernt ständig dazu. Patentrezepte gibt es nicht.“ Dass Stadtwerke das Thema angehen müssen, steht allerdings für ihn außer Frage. (pq) Stadtwerke Emden GmbH, Manfred Ackermann, 26725 Emden, m.ackermann@stadtwerke-emden.de Haselhorst Associates GmbH, Jürgen Germies, 82319 Starnberg, j.germies@haselhorst-associates.com

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IT und Prozesse

50,2 Magazin | 06.2020 Die Lichtschranke bei der IoT-Lösung erfasst jede Person, die das Gebäude betritt oder verlässt. (Foto: Deutsche Telekom IoT GmbH)

GRÜNES LICHT FÜR KUNDEN Die IoT-Lösung „Zutrittsampel“ der Telekom überwacht den Besucherstrom in Gebäuden: Erweiterungen liefern zusätzliche Informationen über die Räumlichkeiten.

eit einigen Wochen haben auch die Stadtwerke die persönliche Beratung in ihren Kundenzentren wieder aufgenommen. Um die erforderlichen Hygiene- und Sicherheitsvorkehrungen umzusetzen, hat die Telekom die Lösung „Zutrittsampel“ entwickelt. Mittels digitaler Sensorik werden alle Personen erfasst, die einen Raum oder ein Gebäude betreten und verlassen. Sobald die maximale Personenzahl erreicht ist, schaltet die Ampel von Grün auf Rot. Zusätzlich kann die Zutrittsampel ein Warnsignal auslösen oder automatisch das Personal benachrichtigen. Über ein WebDashboard in der Cloud behalten Servicecenter-Mitarbeiter und Gebäudemanager den Überblick über die Auslastung der Räumlichkeiten, auch an mehreren Eingängen. So sind Mitarbeiter und Kunden geschützt, zusätzliche Personalkosten entfallen. Nach Angaben der Deutschen Telekom IoT GmbH amortisieren sich die Kosten für die Zutrittsampel durchschnittlich bereits nach zwei bis drei Wochen. Die Lösung lässt sich an verschiedene Einsatzbereiche anpassen und kann also beispielsweise auch im Bäderbetrieb, dem ÖPNVServicezentrum oder beliebigen öffentlichen oder gewerblichen Liegenschaften genutzt werden.

EINBINDUNG VON SMART-BUILDING-KOMPONENTEN Für eine differenziertere Überwachung der Räumlichkeiten kann die Zutrittsampel um die Telekom-IoT-Lösung „Building Monitoring & Analytics“ erweitert werden. Die Lösung besteht aus unterschiedlichen Sensoren und IoT-Gateways, die das LoRaWAN-Funknetzwerk nutzen, und der IoT-Plattform „Cloud of Things“. Die batteriebetriebenen Sensoren lassen sich nachträglich an beliebigen Punkten im Raum anbringen und erfassen zum Beispiel Personenbewegungen, Temperatur, Luftfeuchtigkeit, Helligkeit oder den CO2-Gehalt. Im Anschluss werden diese Daten verschlüsselt an die IoT-Plattform übertragen. Die Cloud of Things visualisiert und analysiert die Daten nahezu in Echtzeit und fungiert als Basis für die Integration in weiterführende IT-Systeme wie CAFM, ERP, PLM oder CRM. Daraus wird ersichtlich, wann ein Raum genutzt wird, ob Fenster und Türen abends geschlossen sind und wie sich die Luftqualität im Konferenzraum entwickelt. Haustechniker werden beim Überschreiten bestimmter Schwellwerte benachrichtigt und können eingreifen. Nach Einschätzung der Deutschen Telekom IoT GmbH profitieren Unternehmen auch nach der Pandemie: Mit der vernetzten Technologie haben sie ihre Kundenströme immer im Blick und können Tagesbesucherzahlen oder Peak-Zeiten schnell ermitteln. Zudem ist die Lösung flexibel erweiterbar mit zusätzlichen Benutzern, Sensoren und Gateways. Dies erlaubt einen Probebetrieb in kleinem Rahmen und die anschließende Erweiterung der Lösung auf das gesamte Gebäude. (ds) Deutsche Telekom IoT GmbH, Thomas Ley, 53113 Bonn, iot@telekom.de

IT und Prozesse

50,2 Magazin | 06.2020

enercity steigt bei digimondo ein

Rhebo schützt e-netz Südhessen AG vor Cyberangriffen

er Energiedienstleister enercity beteiligt sich mit 25,1 Prozent an der digimondo GmbH. Das Unternehmen ist spezialisiert auf Software-Lösungen im Bereich IoT (Internet of Things) und betreut Kunden aus der Energiebranche, Industrie und Gebäudewirtschaft. „Wir liefern die Software zur Realisierung der vernetzten Stadt. Mit unserer Neu-Entwicklung, dem ersten branchen- und technologieunabhängigen Digitalen Zwilling für das Internet der Dinge, können beliebige Objekte, Gebäude oder sogar eine ganze Stadt digital abgebildet werden. Dadurch ist es möglich, jegliche reale Daten digitalen Objekten zuzuordnen und diese bedarfsgerecht zu kombinieren. So werden Prozesse intelligent automatisiert − beispielsweise kann eine Straße in der Smart City selbstständig den Verkehr anhand der Luftbelastung und Verkehrsflüsse regulieren“, erläutert Christopher Rath, CEO von digimondo, die Pläne für die strategische Zusammenarbeit der beiden Unternehmen im Bereich Smart City-Lösungen. (ds) www.enercity.de www.digimondo.com

eit 2019 sichert Rhebo, Anbieter von Cybersicherheitsanwendungen, die Prozessnetzsteuerung und Fernwirktechnik beim Darmstädter Verteilnetzbetreiber e-netz Südhessen AG. Mit dem industriellen Netzwerkmonitoring mit Anomalieerkennung von Rhebo folgt die e-netz Südhessen nun den aktuellen Empfehlungen des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI). Anfang 2019 hatte sich das BSI für Netzwerkmonitoring und Anomalieerkennung in vernetzten industriellen Anlagen ausgesprochen.

CYBERSICHERHEIT IN DREI SCHRITTEN Das Projekt bei der e-netz Südhessen AG verlief in drei Stufen. Im ersten Schritt führte Rhebo eine detaillierte Risikoanalyse der Prozessnetzsteuerung und Fernwirktechnik im Rahmen eines Industrie-4.0-Stabilitäts- und Sicherheitsaudits durch. Diese wurde im zweiten Schritt fest in die Infrastruktur integriert und in Betrieb genommen. Damit will Rhebo eine kontinuierliche Überwachung der Kommunikation in der Prozessnetzsteuerung und Fernwirktechnik, sowie die Meldung jeglicher Anomalien, die auf Sicherheitsvorfälle oder technische Fehlerzustände hinweisen, sicherstellen. Im dritten Schritt schlossen das Cyber-Security-Unternehmen und die e-netz Südhessen einen Servicevertrag. Dieser garantiert dem Energieversorger wiederholte Audits und Expertenunterstützung bei forensischen Analysen kritischer Vorfälle. (ds) www.rhebo.com

Netztechnik und -steuerung

Redispatch 2.0 verlagert die Verantwortung für die Netz stabilität in die Verteilnetze – und könnte damit zum Treiber für die Digitalisierung der Ortsnetzstationen werden. Bei WAGO erkennt man deutliche Anzeichen für diesen Trend.

as künftige Redispatch-Regime sieht vor, dass sich auch die etwa 890 Verteilnetzbetreiber in Deutschland mit Netzengpassmanagement auseinandersetzen – und zwar weitgehend unabhängig davon, ob es im eigenen Netz Engpässe gibt oder nicht. Die Frist bis zur Umsetzung von Redispatch 2.0 läuft am 1. Oktober 2021 ab. Die Kosten zur Vorbereitung darauf können Netzbetreiber im Rahmen der Anreizregulierung bis zu diesem Termin noch als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten anführen. „Wenngleich die Anforderungen noch nicht in letzter Konsequenz klar sind, kennen wir doch schon eine zentrale Voraussetzung“, sagt Christian Schubert, Manager im Business Development INDUSTRY im Bereich LOCAL ENERGY. Um vorausschauende Netzzustandsberechnungen zu erstellen, Anlagenfahrpläne zu bewerten und Redispatchbedarf oder -potenziale auch im Austausch mit anderen Netzbetreibern zu ermitteln, seien zunächst einmal Daten aus den Betriebsmitteln erforderlich – und die werden in den unteren Spannungsebenen bekanntermaßen erst in begrenztem Umfang erhoben. „Mit den bevorstehenden Änderungen in der Engpassbewirtschaftung entsteht hier definitiv Handlungsbedarf, das spüren auch die Netzbetreiber“, berichtet Schubert, der aktuell in vielen Gesprächen vor Ort die Anforderungen auslotet. Sein erster Eindruck: „Das Interesse am digitalen Netzmonitoring wächst. Nun gilt es, Erfahrungen zu sammeln und passende Konzepte zu entwickeln.“

50,2 Magazin | 06.2020

Redispatch

2.0 EINSTIEG INS NETZMONITORING WAGO hat hier ein umfangreiches Lösungsportfolio für die Erfassung, Fernauslesung und Visualisierung etwa von Strom- und Spannungsdaten in Ortsnetzstationen, die – so Christian Schubert – auch einen ganz niedrigschwelligen Einstieg in das Netzmonitoring ermöglichen. „Da die Daten lokal gespeichert werden, kann der Netzmeister im ersten Schritt einfach einmal schauen, wie es auf der ‚letzten Meile‘ tatsächlich aussieht“, erläutert er. Diese Informationen sind mit Blick auf Redispatch 2.0 in mehrfacher Hinsicht nützlich: Zum einen liefern sie praktisch unmittelbar eine gute erste Einschätzung, welche Netzabschnitte perspektivisch unkritisch sind und wo genauer überwacht oder ertüchtigt werden sollte. Zum anderen können die Daten in nachgeordneten IT-Systemen genutzt werden, um beispielsweise Netzprognosen zu erstellen, Fahrpläne oder geplante Redispatch-Maßnahmen zu evaluieren. Dazu übersetzen die gemäß BDEW-Whitepaper gehärteten WAGO-Steuerungen die Daten in die benötigten Kommunikationsprotokolle wie etwa IEC 60870-5-101/-103/-104 oder IEC 61850 und schicken sie über eine Datenleitung zur Leitwarte oder an jedes andere System.

Netztechnik und -steuerung

50,2 Magazin | 06.2020

Foto: WAGO GmbH & Co. KG

SCADA

Direktvermarkter

Kundenwebportale

gesetzt, das Risiko von Netzengpässen verringert und im Notfall schnelle und wirksame Reaktionen ermöglicht werden.

ROLLEN VERBINDEN An der Schnittstelle zwischen Mittel- und Niederspannung liefert WAGO-Technologie die Grundlagen für die Planung und Umsetzung von Redispatch 2.0. (Grafik: WAGO Kontakttechnik GmbH & Co. KG)

ENERGIEMANAGEMENT UND FLEXIBLE NETZFÜHRUNG Bei allen Anstrengungen, die operative Umsetzung des neuen Redispatch-Managements zum Stichtag zu gewährleisten, sollten Netzbetreiber immer auch das übergeordnete Ziel der NABEG-Novelle im Auge behalten, empfiehlt Schubert: „Redispatch 2.0 soll die Integration der erneuerbaren Energien effizienter und kostengünstiger machen. In letzter Konsequenz wird das im Vorfeld durch einen Netzbetrieb erreicht, der Redispatch- oder Notfallmaßnahmen soweit als möglich vermeidet.“ Auch dazu braucht es Transparenz: „Schon einige wenige Daten aus der Ortsnetzstation zeigen, wo potenziell Netzengpässe drohen könnten oder wo umgekehrt auch weitere Einspeiser oder Lasten risikolos anschließbar

sind“, so Schubert. Gleichzeitig unterstützen digitale Daten zum Netzzustand sowie zur Einspeiseleistung beziehungsweise den Lastprofilen angeschlossener Anlagen das Flexibilitätsmanagement, das heißt die Steuerung von Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen anhand der tatsächlichen Erfordernisse im Netz. Auf diese Anforderungen zahlen auch die aktuellen technischen Anschlussbedingungen der Netzbetreiber ein, die allerdings die Schnittstellen zwischen Anlagen und Netzbetreiber komplexer machen. Christian Schubert: „Dafür stellt WAGO seit jeher entsprechend Bibliotheken bereit, um Zertifizierungsprozesse und Inbetriebnahme vor Ort zu vereinfachen und die vorgeschriebenen Datenpunkte aus dem Fernwirkprotokoll den Hardware-Ein- und Ausgängen als auch per Modbusregister zur Verfügung zu stellen. Ein Beispiel dafür ist die bereits nach VDE-AR-N 4110 und 4120 zertifizierte Bibliothek WAGO Power Plant Control. Ein weiteres sind fertige Kommunikationsbibliotheken zum Download, mit denen Systemintegratoren die geforderten Schnittstellen per Fernwirkprotokoll im Netzanschlusspunkt herstellen können. Später können die WAGO-Steuerungen dazu genutzt werden, Prozesse zu automatisieren und das Lastmanagement zu unterstützen. So kann Schritt für Schritt eine flexible Netzführung um-

Als weiteren wichtigen Aspekt im Kontext von Redispatch 2.0 stellt der WAGO-Manager die Tatsache heraus, dass viele Netzbetreiber heute auch als Einsatzverantwortliche (EIV) agieren müssen – zum Beispiel in ihrer Eigenschaft als Betreiber oder Direktvermarkter von Erzeugungsanlagen. „In dieser Rolle sind sie gefordert, Day-aheadFahrpläne und mögliche Redispatch-Potentiale an den zuständigen Netzbetreiber zu übermitteln“, erläutert Christian Schubert. Im Fall drohender Engpässe erhalten sie gegebenenfalls korrigierte Fahrpläne zurück und müssen diese umsetzen. „Auch diese Prozesse unterstützt unsere Technologie in vollem Umfang – zum Beispiel auch mit unserem zertifizierten EZA-Regler.“ Dieser entspricht den Anforderungen der neuen Anschlussrichtlinie VDE-AR-N-4110, welche seit Mai 2019 für alle Betreiber von Energieparks mit einer Gesamterzeugungsleistung ab 135 kW verbindlich ist. Wie viele Experten sieht auch er in einer Gesamtsicht auf die Prozesse im Netz enorme Chancen für eine stabilen und rentablen Netz- und Anlagenbetrieb. „Gerade dort, wo beide Rollen in einem Unternehmen vorhanden sind, herrschen ideale Bedingungen für die Entwicklung und Erprobung entsprechender Prozesse“, sagt Christian Schubert. Eine leistungsfähige, sichere und langlebige Informations-, Kommunikations- und Automatisierungstechnik kann hierfür die erforderliche Infrastruktur bilden. (pq) WAGO Kontakttechnik GmbH & Co. KG, Christian Schubert, 32423 Minden, christian.schubert@wago.com

Netztechnik und -steuerung

REDISPATCH 2.0 AUTOMATISIEREN Mit dem Leitsystem PSIcontrol ist PSI im deutschen Strommarkt weit verbreitet. Das Thema Redispatch gehört sozusagen zur DNA des Unternehmens. Vor diesem Hintergrund entwickelt PSI derzeit eine Komplettlösung für Redispatch 2.0. Lediglich die fehlenden Spezifikationen müssen noch berücksichtigt werden.

m Zentrum der Entwicklungsstrategie der PSI zum Thema steht die Lösung PSIsaso/DSO. Das System für „Security Assessment and System Optimization“ ist eine vom Leitsystem unabhängige, modulare Anwendung für Verteilnetzbetreiber (VNB), die damit u.a. alle Erzeugungs- und Speicheranlagen >100 kW managen kann – also alle Anlagen, die vom Redispatch 2.0 auch auf Mittel- und Niederspannungsebene betroffen sind. Innerhalb von PSIsaso/DSO sind bereits viele Funktionen für den Redis patch 2.0 enthalten. Sobald die noch fehlenden Spezifikationen verabschiedet sind, soll die Gesamtlösung fertiggestellt werden, einschließlich der auf Ebene der ÜNB-Leitsysteme geforderten Funktionalitäten.

PSIsaso/DSO ist in verschiedene Hauptmodule unterteilt. Da Verteilnetzbetreiber von den Themen des Redispatch unterschiedlich betroffen sind, ist die PSI-Lösung so modular aufgebaut, dass Kunden Umfang und Funktionalität flexibel anpassen können. „Module wie etwa Maßnahmendimensionierung, Abrufsteuerung oder Bilanzthemen benötigt ein nur minimal betroffener VNB meist nicht“, sagt Dr. Guido Remmers von der PSI Software AG. Das Modulkonzept ist die eine Seite der PSI-Lösungsstrategie, andererseits entsteht im Softwarehaus auch eine vollständige, aufeinander abgestimmte Lösung, die sowohl PSIsaso/DSO als auch das klassische

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Leitsystem PSIcontrol/PSIprins betrifft. „Wir haben unsere Entwicklungs-Roadmap auf die Festlegung der dazu gehörigen Standards abgestimmt, was bedeutet, dass einige Funktionalitäten erst dann fertig werden können, wenn die entsprechenden Vorarbeiten auf Normungsseite getätigt wurden“, so Remmers.

DATENAUSTAUSCH Die Anforderungen an ein Leitsystem im Zuge von Redispatch 2.0 betreffen vor allem funktionale Erweiterungen im Bereich der Maßnahmenumsetzung. Bezogen auf PSIcontrol/PSIprins können diese Erweiterungen auch in älteren Release-Versionen (PSIcontrol > 4.5) nachgerüstet werden. Für PSIprins wird die Schnittstelle ab der Version 8.07 implementiert sein und kann ebenso in älteren Versionen (ab 8.05) nachgerüstet werden. Ein wesentlicher neuer Baustein im Leitsystem ist dabei die Umsetzung der präventiven Maßnahmen im Zusammenspiel mit den analog zum derzeitigen Einspeisemanagement durchgeführten kurativen Maßnahmen. Auch für Energieversorger ohne PSI-Leitsystem gibt es eine Variante des PSIsaso, in der je nach angebundenem Leitsystem Realzeitfunktionen im Rahmen des Abrufmoduls übernommen werden können. Umfassender sind die Innovationen auf dem Gebiet von PSIsaso/DSO, wobei die Entwicklungen von vielen Grundlagen profitieren, die das 2015 am Markt eingeführte und von PSI damals von Grund auf neu entwickelte System, u.a. im Bereich der Netzzustandsprognose, bereits enthält. Für die gesetzlich vorgeschriebene Bereitstellung von vorausschauenden Daten von Verteilnetzbetreibern an den Übertragungsnetz betreiber für den Hochspannungsbereich sorgt bereits die GLDPM-Plattform als inte grierter Teil des PSIsaso. Diese Plattform hat PSI bei ihren Leitsystemkunden in den letz-

Visuelle Darstellung von prognostizierten Engpässen mit dem CGMES-Viewer im Redispatch-Modul des PSIsaso. (Grafik: PSI Software AG )

Netztechnik und -steuerung

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Redispatch

2.0

PSIsaso DSO 2.0

Auch wenn hier noch nicht alle Rahmenbedingungen feststehen, wird hier ein VNBPCOM+ ÜNB-übergreifender Blick auf PSIsaso - Grundmodul das Netz verfolgt. Daten der vor- bzw. nachgelagerten NetzÜbersicht der bisher entwickelten zugehörigen Hauptmodule GLDPM, Netzzustandsprognose und dem in betreiber werden mit den eigeArbeit befindlichen Redispatch-Modul. Die Module bauen auf dem PCOM+- und einem PSIsaso-Grundmodul auf. (Grafik: PSI Software AG) nen prognostizierten Daten abgeglichen. Konkret umfasst dies die Berechnung des Netzzustandes, die Ermittlung der Befunde, die Maßnahmen-/Abruften Jahren bereits etabliert. dimensionierung und eine Cluster-Bildung, die steuerbare RessourAls zusätzlichen Effekt ermöglicht bereits das Modul GLDPM auch cen hinsichtlich der gegebenen Kosten und Wirksamkeit gegenüber eine Rückkopplung der errechneten Daten an das Leitsystem für Sidem vorgelagerten Netzbetreiber gruppiert. Daraufhin werden die mulationen im Bereich des vorausschauenden EinspeisemanageDaten und Reporte an die benachbarten Netzbetreiber, das Netzleitments. Die ermittelten Blindleistungspotentiale und Netzverlustsystem und an Handels-/Abrechnungssysteme exportiert. prognosen bieten weitere Optimierungsmöglichkeiten. Die PSI Software AG ist mit diesen Aktivitäten nach eigenen AnFür den Bereich Redispatch wurde das bereits fertige Modul Netzgaben gut im Zeitplan, um den gesetzlichen Starttermin für das neue zustandsprognose erweitert, um auch große Netze für mehrere Tage Redispatch am 1. Oktober 2021 einhalten zu können. (sg) in der Zukunft in einem Raster von 15 Minuten berechnen zu können. Dazu greift es auf die Daten des eigenständigen Kommunikationsmoduls PCOM+ zurück, das den Austausch und die Archivierung von ZeitPSI Software AG, Dr. Guido Remmers, reihen ermöglicht. Zu den wesentlichen über PCOM+ validierten und 63741 Aschaffenburg importierten Eingangsdaten gehören die Einspeise-, Lastprognosen und die Abschaltplanung des VNB sowie die Kraftwerksfahrpläne. Netzzustandsprognose

Redispatch

GLDPM

AKTUELLE ENTWICKLUNGEN In Entwicklung ist bei PSI das Modul Redispatch. Im Vollausbau arbeitet das Modul in drei Schritten. Zunächst werden die Alarmgrenzen für Spannungen und Ströme in der Grundsituation sowie in statischen als auch in dynamisch erzeugten Ausfallvarianten geprüft und Engpassbefunde sowie Sensitivitäten der auf die Engpasselemente wirkenden Flexibilitäten ermittelt. Dabei werden bereits topologische Maßnahmen bedacht. Daraufhin werden weitere mögliche Maßnahmen zur Behebung der Befunde dimensioniert. Mithilfe eines EinsMan-Moduls werden die zur Gewährleistung der Netzsicherheit erforderlichen Abregelungen ermittelt. Optional kann auch eine OPF-Rechnung die Blindleistungsquellen und die Stufensteller optimieren. Im dritten Schritt wird die Wirksamkeit der Maßnahmen mithilfe einer weiteren Ausfallvariantenrechnung überprüft. Diese kann auch die zulässige Kurzschlussleistung (wahlweise nach Takahashi oder IEC gerechnet) berücksichtigen. Als Ergebnis kommen die entsprechenden Daten dann in den Koordinierungsprozess.

„Durch die Modularität unserer Lösungsstrategie für Redispatch 2.0 kann jeder Netzbetreiber die Bausteine zusammenstellen, die er für seinen individuellen Fall benötigt.“ Dr. Guido Remmers

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Netztechnik und -steuerung

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Fraunhofer IEE: Prognose-Lösung für vertikale Leistungsflüsse

as Fraunhofer IEE hat eine neue Prognose-Lösung für den Stromnetzbetrieb entwickelt. Mithilfe Künstlicher Intelligenz ermittelt das System namens GridFox die Einspeisung und den Verbrauch der kommenden Stunden und Tage in den jeweiligen Netzabschnitten – heruntergebrochen auf einzelne Erzeugungskomponenten und Verbrauchergruppen. Betreiber von Übertragungs- und Verteilnetzen können damit eine vorausschauende Netzberechnung nach den ab Oktober 2021 geltenden Regeln des Redispatch 2.0 vornehmen. Bei Entwicklung und Erprobung von GridFox hat das Fraunhofer IEE in Kassel mit dem deutschen Übertragungsnetzbetreiber TenneT zusammengearbeitet.

INTEGRIERTE PROGNOSEN MIT KONSISTENTEN DATEN Für die Prognose der vertikalen Leistungsflüsse an den Transformatoren analysiert die Lösung gemessene Werte der Vergangenheit und deren Zusammenhang mit erklärenden Einflüssen, die für eine Prognose genutzt werden können. Damit können sich Netzbetreiber viertelstundenscharf vorhersagen lassen, wie viel Strom in über- und unterlagerte Netzebenen abfließen wird. In einem Pilotprojekt mit TenneT wird das Instrument derzeit für sämtliche Transformatoren des Netzgebietes getestet. Um die Erzeugung pro Energieträger zu prognostizieren, nutzt das System numerische

Leistungsflüsse an einem Netztransformator zerlegt in die einzelnen Komponenten: oben erzeugte Leistung; unten geschätzte Leistung der Verbrauchskomponenten. Als Summe aller mit GridFox prognostizierten Komponentenzeitreihen ergibt sich die blau gepunktete Linie. (Grafik: Fraunhofer IEE)

Wetterprognosen und Stammdaten der Netzbetreiber. Da diese Anlagen meist abhängig vom Geschehen an der Strombörse gefahren werden, integriert das System auch zugelieferte Preisprognosen. Ebenso berücksichtigt es kalendarische Informationen. Bei all dem gleicht das System regelmäßig die Prognose der einzelnen Erzeugungs- und Verbrauchskomponenten mit der prognostizierten Summe der vertikalen Leistungsflüsse ab. So ist gewährleistet, dass die berechneten Daten jederzeit konsistent sind – die Voraussetzung für eine sinnvoll im Netzbetrieb nutzbare Prognose. Zudem ist GridFox in der Lage, flexibel auf Veränderungen in der Netztopographie zu reagieren. Kommen etwa neue Anlagen hinzu, so kann die Lösung sie ohne größeren Aufwand in die Prognosen integrieren.

MACHINE-LEARNINGVERFAHREN Für die Modellierung des Verbrauchs analysieren die Wissenschaftler, wo welche Verbrauchsstellen vorhanden sind, um das jeweilige Verhältnis von Haushalten, Gewerbe, Industrie, Landwirtschaft und öffentlichem Personennahverkehr lokal zu bestimmen. Bei der Prognose von Erzeugung und Verbrauch kommen Machine-Learning-Verfahren zum Einsatz. Die Berechnungen können bei den Netzbetreibern selbst durchgeführt werden. (ds) www.iee.fraunhofer.de

E.DIS eröffnet Smart GridTrainingscenter

n Brandenburg/Havel hat E.DIS sein neues Smart Grid-Trainingscenter eröffnet, um das Personal unter Laborbedingungen in der Digitalisierung der Stromnetze zu schulen. In dem Trainingscenter werden in den kommenden zwei Jahren insgesamt 400 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter im Umgang mit Smart Grids und den neuen Anforderungen der Stromnetze durch die Energiewende geschult. Die Fachkräfte des Netzbetreibers können ihre Fähigkeiten direkt an Einzelkomponenten testen, zum Beispiel an den Modulen Hilfsenergieversorgung, dem Kurzschlussanzeiger, dem Messwertgeber sowie den Fernwirkanlagen. Fehlerdiagnosen am Stromnetz sowie Fehlerbehebung übt die Belegschaft des Netzbetreibers an realitätsgetreuen Anlagen, die in einer Halle des Trainingscenters sowie auf einem Outdoor-Übungsgelände stehen. Der Netzbetreiber investiert für die Maßnahme 1,2 Millionen Euro. (ds) www.e-dis.de

Netztechnik und -steuerung

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VIVAVIS bündelt Aktivitäten für Energieversorger in der neuen VIVAVIS AG

ie Unternehmensgruppe VIVAVIS fusioniert die Unternehmen VIVAVIS GmbH, IDS GmbH, GÖRLITZ AG und Erwin Peters Systemtechnik GmbH zur VIVAVIS AG. Unter dem gemeinsamen Dach sollen die IT-Lösungen für Netze, Metering, Quartiere und Wasserwirtschaft künftig aus einer Hand angeboten werden. Mit der Eintragung in das Handelsregister und entsprechender Änderung der Unternehmenssatzung wird die Fusion in Kürze rechtskräftig. Die AMW GmbH, die BERG GmbH, die CAIGOS GmbH und die VIVASECUR GmbH werden wie bisher als eigenständige Tochterunternehmen der VIVAVIS AG agieren. Die Expertensysteme und Komponenten der Unternehmensgruppe VIVAVIS bewähren sich seit Jahrzehnten in der Energie-, Ver- und Entsorgungswirtschaft. In den vergangenen Jahren wurde das Angebotsportfolio um die Bereiche Anlagenbau, Quartierslösungen und Sicherheitsanwendungen erweitert. Künftig will das Unternehmen die plattformbasierten IoT-Lösungen für Smart Grids und Smart Cities aus einer Hand anbieten. Nach Angaben von VIVAVIS sind die Lösungen vollständig interoperabel, modular konfigurierbar und als Cloudund Mobile-Anwendungen verfügbar. Dank intelligenter Datenanalyse durch Advanced Analytics Methoden seien sie zudem ein Wachstumstreiber für neue Geschäftsfelder. (pq) www.vivavis.com

Neues Kompetenzzentrum für Kognitive Energiesysteme

in neues Kompetenzzentrum für Kognitive Energiesysteme (K-ES) entsteht derzeit in Kassel. Das Konzept für den Aufbau des K-ES wurde vom Fraunhofer IEE entwickelt. Künstliche Intelligenz (KI) kommt in der Energiewirtschaft bisher vor allem bei Monitoring- oder Prognoseaufgaben zum Einsatz. Mit steigendem Anteil von Strom aus erneuerbaren Energien wird aber deutlich, dass KI künftig auch in großem Maßstab die Prozesse des Energiesystems steuern wird. Diese Einsatzfelder von KI sollen im neuen Zentrum erforscht werden. Konkret sollen sich in den nächsten zehn Jahren rund 100 Experten mit den Disziplinen Data Science, Advances in Machine Learning, Recommender Systems und Digital Innovation Management beschäftigen. (ds) www.iee.fraunhofer.de

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Service und Instandhaltung

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Der schweizerische Versorger und Netzbetreiber Axpo Grid AG hat in einem Pilotprojekt eine Anschlussklemme für ein 50-kV-Leiterseil additiv gefertigt. Mechanisch und elektrisch ist sie gleichwertig zum Original. Mit dieser Technologie können Ersatzteile bei Bedarf schnell hergestellt werden.

as überregionale Verteilnetz der Axpo AG auf 50- und 110-kV-Ebene besteht aus 2.200 Kilometer Leitungen und 50 Unterwerken in der Nordostschweiz. Es wird nach dem n-1-Prinzip betrieben: Wenn ein Element im Netz ausfällt, übertragen redundante Leitungen den Strom. Das Netz ist dann natürlich gegen weitere Ausfälle ungeschützt – manchmal wird eine ganze Region nur noch über ein einzelnes Element gespeist. Würde dieses ebenfalls ausfallen, käme es zu einem regionalen Stromausfall. Das defekte Element muss deshalb so rasch wie möglich repariert oder ersetzt werden. Dies ist kein Problem, wenn es an Lager ist. Wenn aber ein Ersatzteil bei einem Hersteller nachbestellt werden muss, wird es schwierig, denn die Installationen sind oft 30 oder 40 Jahre alt. Lieferzeiten von einigen Wochen bis zu Monaten sind daher

Für die Ersatzklemme wurde dieselbe Aluminiumlegierung AlSi10Mg genutzt, die auch für Gussteile eingesetzt wird. (Foto: Guido Santner)

ERSATZKLEMME AUS DEM 3D-DRUCKER nicht ungewöhnlich, wenn der Lieferant beispielsweise ein Gussteil nachbauen muss. Hinzu kommt, dass Axpo aus historischen Gründen in den Unterstationen Anschlussbolzen mit einem unüblichen Durchmesser einsetzt, an den beispielsweise Leiterseile mittels Klemmen angeschlossen werden. Abgangsklemmen müssen deshalb speziell für Axpo hergestellt werden.

ADDITIVE FERTIGUNG IN ZWEI TAGEN In einem Pilotprojekt wurde daher untersucht, ob es möglich ist, Ersatzteile additiv zu fertigen – einfach gesagt mit einem 3DDrucker für Metall. Abgangsklemmen wurden früher aus Bronze gegossen. Heute wird mit AlSiMg meist eine Legierung auf Aluminium-Basis verwendet. Sie ist leichter als Bronze und eignet sich für additive Verfahren wie das Lasersintern. Hier

wird das Bauteil in einem Pulverbett hergestellt: Ein Laser schmilzt das Metallpulver dort auf, wo das Bauteil wachsen soll. Schicht für Schicht wird nun Pulver hinzugefügt und mit dem Laser selektiv aufgeschmolzen. „Auf den ersten Blick scheint es keinen Nutzen zu bringen, ein massives Metallstück wie eine Ersatzklemme additiv zu fertigen“, sagt Timo Stiefel, Projektingenieur für Primärtechnik bei der Axpo Grid AG. „Wenn aber wie im Unterhalt von Schaltanlagen rasch Einzelstücke benötigt werden, bietet die additive Fertigung einen großen Vorteil: Das Ersatzteil steht schon nach wenigen Tagen zur Verfügung.“ Der eigentliche 3D-Druck dauerte zwei Tage. Inklusive Vorbereitung der Daten und Nachbearbeitung des Werkstücks dauerte die Herstellung der Klemme rund eine Arbeitswoche. Bereits mit der heutigen Technologie kann ein Ersatzteil bei einem Störfall damit innerhalb weniger Tage gefertigt und eingebaut werden.

Service und Instandhaltung

Die Leiteranschlussklemme aus dem 3D-Drucker wurde in der Unterstation Grynau eingebaut. (Foto: Albert Raymann)

KOOPERATION MIT SPEZIALISTEN Im Projekt arbeitete Axpo mit der Forschungsgesellschaft Inspire zusammen, die im Bereich der Produktionswissenschaften auf den Know-how-Transfer von der Eidgenössischen Technischen Hochschule (ETH) in die Industrie spezialisiert ist und in der additiven Fertigung viel Erfahrung hat. Inspire erstellte zuerst einen 3D-Scan der Anschlussklemme, die in der Unterstation Grynau bei Uznach in der Schweiz getestet werden sollte. Die Originalklemme war für ein Leiterseil mit 17,5 mm Durchmesser ausgelegt. Da die Klemme im Unterwerk für ein Seil mit 26 mm Durchmesser eingesetzt werden sollte, passte Inspire die

Die Messung des Übergangwiderstands zeigt, dass die additiv gefertigte Abgangsklemme genau gleich wie konventionell gefertigte Klemmen eingesetzt werden kann. (Foto: Albert Raymann)

CAD-Daten der Klemme nach dem Scan an den größeren Durchmesser an. Weitere geometrische Anpassungen wurden vorgenommen, um die Struktur besser an die Anforderungen des 3D-Drucks anzupassen. Bevor das Bauteil in der Unterstation Grynau eingebaut wurde, maß die Interstaatliche Hochschule für Technik (NTB) in Buchs die Leitfähigkeit des additiv gefertigten Aluminiums. Dazu wurden rechteckige Stifte als Materialproben gleichzeitig mit der Hauptklemme gefertigt. Da beim 3D-Druck das Material in Schichten aufgetragen wird, wurden sowohl liegende als auch stehende Stifte als Materialproben hergestellt. Die Leitfähigkeit der liegenden Stifte ist mit 19.0 · 106 S/m nur geringfügig kleiner als die 22.1 · 106 S/m der stehenden Materialproben, womit diese Werte gut mit denjenigen von gegossenem AlSi10Mg vergleichbar sind (18.0 · 106 S/m bis 23.5 · 106 S/m). Übliche Bronze weist eine vergleichsweise schlechte Leitfähigkeit von unter 10 · 106 S/m auf. Durch eine Wärmebehandlung konnte Inspire die Leitfähigkeit der Klemme nochmals verbessern: Sowohl die liegenden als auch die stehenden Proben erreichen nun eine Leitfähigkeit von 31.7 · 106 S/m. Die Projektverantwortlichen verweisen auf einen weiteren wichtigen Aspekt, die vergleichsweise grobe Oberfläche des

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Materials nach dem Lasersintern. Oft müssen Oberflächen nach dem 3D-Druck nachbearbeitet und geschliffen werden. Bei dieser Anwendung hat die raue Oberfläche sogar einen Vorteil: In herkömmlichen Klemmen werden Rillen in die Kontaktoberflächen eingefräst, damit es klare Punkte mit erhöhter Kontaktkraft gibt, die die Korrosionsschicht durchstoßen. Durch die raue Oberfläche beim 3D-Druck erübrigt sich dies. Hier gibt es bereits die nötigen Kontaktpunkte.

PROBLEMLOSER EINBAU Nach den Tests wurde die Klemme schließlich im Unterwerk Grynau in die 50-kV-Doppelleitung nach Niederurnen eingebaut. Das Pilotprojekt wurde ohne Zeitdruck ausgeführt und die Klemme an einer Leitung getestet, deren Ausfall keine Auswirkung aufs Netz hätte. Der Einbau lief problemlos. Die Messung vom Übergangswiderstand der eingebauten Klemme zeigt vergleichbare Werte zu klassisch gefertigten Klemmen.

IN ZUKUNFT DIGITALES LAGER? Jörg Kottmann, Leiter Asset Management bei der Axpo Grid AG, zieht ein positives Fazit: „Das Pilotprojekt beweist, dass es möglich ist, Netzelemente im additiven Verfahren herzustellen und einzusetzen.“ Von kritischen Betriebsteilen wie den Klemmen will Axpo nun die 3D-Daten erfassen – vor allem dann, wenn keine Ersatzteile verfügbar sind. So kann im Bedarfsfall schneller reagiert werden. „Für einen flächendeckenden Einsatz, um etwa die Lagerkosten zu reduzieren, ist die Technologie momentan noch zu teuer“, so Kottmann weiter. Da sie sich jedoch weiterentwickelt, beabsichtigt Axpo, bei künftigen Beschaffungen 3DDaten von Betriebsmitteln einzufordern und strukturiert abzulegen. (pq) Axpo Grid AG, CH-5041 Baden, Albert Raymann,albert.raymann@axpo.com, Jörg Kottmann,joerg.kottmann@axpo.com, Timo Stiefel,timo.stiefel@axpo.com INSPIRE AG/icams, CH-9014 St. Gallen, Adriaan Spierings,spierings@inspire.ethz.ch, Rico Weber, weber@inspire.ethz.ch

Service und Instandhaltung

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INTELLIGENTE FEHLERSUCHE Mit LoRa-Kurzschlussanzeiger im eigenen LoRaWAN-Netz will der Netzbetreiber ENERVIE Vernetzt die Fehlersuche beschleunigen und damit die Ausfallzeiten bei der Stromversorgung reduzieren. ARBEITSERLEICHTERUNG

ber eintausend 10-kV-Stationen übernehmen im Stromnetz der ENERVIE Vernetzt GmbH in der Region Südwestfalen den Übergang vom Mittelspannungs- in das Niederspannungsnetz. Geht eine Störungsmeldung auf dieser Spannungsebene in der Netzbetriebsführung in Hagen-Garenfeld ein, beginnt die akribische Suche vor Ort. Beschädigt ein Bagger eine Leitung, liegt die Ursache für die Störung auf der Hand. Weitaus schwieriger sind alle anderen Kurzschlüsse im Verteilnetz der ENERVIE Netzgesellschaft zu entdecken, das Netzgebiet umfasst 1.000 Quadratkilometer mit insgesamt 9.000 Kilometer Leitungen.

Die LoRa-Kurzschlussanzeiger ermöglichen ENERVIE eine digitalisierte Fehlersuche im Netzgebiet. (Foto: ENERVIE – Südwestfalen Energie und Wasser AG)

Wo und wann ein Schalter ausgelöst hat und wie weit ein Kurzschluss läuft, sollen künftig Sensoren auf LoRaWAN-Basis (Long Range Wide Area Network) melden. Diese Vorgehensweise soll zum einen die Ausfallzeiten verkürzen, zum anderen entfällt für den regionalen Netzbetreiber viel Aufwand. „Die LoRaWAN-Technologie bietet uns genau die richtige Infrastruktur, wir haben sie bereits flächendeckend in der Region aufgebaut. Zur Fehlerortung im Stromnetz wollen wir nun besonders die Ortsstationen mit einem LoRa-Sensor überwachen, die für uns mit einer langen Anfahrt verbunden sind. Bei einer Störung erhalten wir dann ein Signal, wie weit der Kurzschluss ‚gelaufen‘ ist“, skizziert Jörg Laskowski, LoRaWANProjektleiter bei ENERVIE Vernetzt, den Lösungsansatz. Vor dem Einbau der neuen Sensoren erfolgte eine Störungsmeldung ausschließlich aus dem Umspannwerk, wo der Leistungsschalter eingebaut ist. Dieser sendete im Störungsfall ein Signal an die Leitwarte, die wiederum die Netztechnik telefonisch über die Auslösung mit der entsprechenden Kabelnummer informierte. Die Techniker fuhren die Ortnetzstationen einzeln ab, um die Störung zu lokalisieren und zu beheben.

EINBAU IM FLÄCHENDECKENDEN LORAWAN-NETZ Um dieses aufwändige Prozedere zu umgehen, fasste man im September 2019 den Entschluss zum Einbau der Sensoren in den Stationen, die anschließend in das LoRaWAN-Funknetz eingebunden werden. „Wir erhalten genaue Angaben, wo und wann der Schalter ausgelöst hat – und können dann viel einfacher die Entstörungsarbeiten organisieren“, weiß der ENERVIE-Netzmonteur Daniele Barbetta um die Vorteile. Die moderne Funknetztechnik wurde in einem einfachen Anwendungsfall getestet, die Außentüren der Umspannwerke wurden mit Türkontakten ausgestattet, um den Zutritt zu überwachen. Nach und nach wurde das LoRaWAN-Netz in der Fläche ausgerollt und es wurden erste Überlegungen für netzdienliche Anwendungsfälle angestellt. „Wenige Ortnetzstationen sind an unser eigenes Fernmeldenetz angeschlossen. In großen Umspannwerken oder Schwerpunktstationen ist Fernwirktechnik eingebaut und diese ist kabelgebunden. Bei den Ortsnetzstationen hilft uns die LoRaWAN-Technik sehr, Informationen zu Ausfällen in der Fläche zu erhalten“, so Jörg Laskowski.

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IOT-PLATTFORM IST ZENTRALER DATEN-HUB Nachdem ein Kurzschluss vom LoRa-Sensor registriert wird, sendet ein Gateway die Informationen an eine IoTPlattform, wo diese gesammelt und verwendet werden. Nach aktuellem Stand sammeln rund 100 installierte und zu einem Netzwerk zusammengeschlossene Gateways die Daten im Funknetz ein. Das von der ENERVIE Der Netzbetreiber plant, rund 250 entwickelte „Kurzschlussansmarte Sensoren zu installieren. zeiger“-Dashboard ist in die (Foto: ENERVIE – Südwestfalen Energie und Wasser AG) IoT-Plattform integriert, es visualisiert alle Betriebszustände der Kurzschlussanzeiger in einer Web-Ansicht oder auf dem Smartphone. „Die Information vom Server geht parallel zum einen zum Dashboard, zum anderen zur Leitwarte, damit die zuständige Leittechnik diese direkt verarbeiten kann“, erklärt die Projektingenieurin Chinsanaa Adam und führt aus: „Zudem stehen die Daten via E-Mail den Netzmonteuren mobil zur Verfügung. In der Nachricht ist auch ein Navigationspfad zur letzten übermittelten Kurzschlussauslösung enthalten.“ Darüber hinaus werden historische Daten und Auswertungen zu vorherigen Störungsmeldungen dargestellt.

Alles Sicher?

WEITERE ANWENDUNGEN DENKBAR

Für regenerative Energien und Batteriespeicher.

Die digitale Leitungsüberwachung ist nach Einschätzung des ENERVIE-Projektteams auch für größere Industrieunternehmen im Netzgebiet interessant, die über ein eigenes 10-kV-Netz verfügen. Darüber hinaus werden im Hause ENERVIE erste Überlegungen angestellt, die über das LoRaWAN-Netz ermittelten Daten auch für andere Anwendungen zu nutzen. Die Entwicklung datengetriebener Geschäftsmodelle steht beim regionalen Netzbetreiber zeitnah zwar noch nicht an, gleichwohl ist man aufgeschlossen, Städte und Kommunen bei IoT-Projekten zu unterstützen. Mögliche Anwendungsfälle sind die öffentliche Parkflächenüberwachung, intelligentes Abfallmanagement, smarte Gebäudetechnik und das Monitoring der öffentlichen Beleuchtung. Bis dahin werden sukzessive neue Bereiche im Netzgebiet für den Infrastrukturausbau ermittelt. Bis Ende 2020 sollen 40 Sensoren eines französischen Herstellers im Einsatz sein, insgesamt soll jede vierte 10-kV-Station mit einem digitalen Störungsmelder ausgerüstet werden. (ds) ENERVIE Vernetzt GmbH, Jörg Laskowski, 58093 Hagen, joerg.laskowski@enervie-vernetzt.de

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Elektromobilität

50,2 Magazin | 06.2020

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ELEKTROMOBILITÄT FÜR DIE SMART CITY Gemeinsam bringen ZENNER und GP JOULE CONNECT innovative E-Mobilitätslösungen speziell für Stadtwerke und Energieversorger auf den Markt. Die Übertragung der Verbrauchsdaten per Smart Meter Gateway (SMGW) ist dabei bereits mitgedacht.

obilität zählt laut einer aktuellen Umfrage des Deutschen Instituts für Urbanistik (Difu) zu den wichtigsten kommunalen Zukunftsthemen der kommenden fünf Jahre – neben Digitalisierung, Klimaschutz und Nachhaltigkeit. „Wer sich mit zukunftsfähiger Mobilität beschäftigt, kann dies also nicht isoliert tun, sondern muss alle anderen Bereiche mit im Blick haben“, sagt René Claussen, Geschäftsbereichsleiter IoT der ZENNER International GmbH & Co. KG. In diesem Verständnis folgen auch die gemeinsamen E-Mobilitätsangebote von ZENNER und GP JOULE CONNECT einem ganzheitlichen Ansatz: Klimaschutz und Nachhaltigkeit sollen dementsprechend durch smarte Mobilitätskonzepte unterstützt werden. Gleichzeitig wollen die beiden Anbieter mit ihren digitalen Lösungen eine intelligente Verwirklichung energiewirtschaftlicher und serviceorientierter Strategien der Versorger unterstützen. „Stadtwerke und Energieversorger stehen seit jeher im Mittelpunkt der kommunalen Daseinsvorsorge“, erklärt Sebastian Heß, Geschäftsfüh-

rer der ZENNER Hessware GmbH. „In dieser Rolle wollen und müssen sie sich auch im Bereich der Elektromobilität als Dienstleister für Städte, Quartiere oder regionale Unternehmen positionieren. Der Einstieg in die Elektromobilität hält für sie gleich mehrere Vorteile bereit: Neben dem Erlös aus dem Stromverkauf garantiert beispielsweise der smarte Betrieb der Ladeinfrastruktur eine sichere Netzkontrolle durch die Überwachung und Steuerung von Ladepunkten.“ Ein wichtiger Aspekt, denn je mehr Elektrofahrzeuge ans Netz angeschlossen werden, desto wichtiger wird es, Lastzustände zu überwachen und Ladesäulen intelligent zu schalten. Mit dem CLS-Management der ZENNER Hessware GmbH ist dies – wie übrigens auch bei Photovoltaik(PV)-Anlagen – nach Unternehmensangaben schon heute regelkonform möglich.

NACHHALTIGE MOBILITÄT Energie- und Mobilitätslösungen im Rahmen der Sektorenkopplung ganzheitlich zu betrachten, wurde der GP JOULE Gruppe in die Wiege gelegt. „GP JOULE wurde

Elektromobilität

2009 mit der Überzeugung gegründet, dass Energieversorgung zu 100 Prozent mit erneuerbaren Energien machbar ist“, erklärt Ove Petersen, Gründer und CEO der GP JOULEGruppe. „Heute ist GP JOULE ein Systemanbieter für integrierte Energielösungen auf Basis von Sonne, Wind und Biomasse und ein Partner auf Versorgungsebene für Strom, Wärme, Wasserstoff sowie Elektromobilität.“ Als Komplettanbieter und Systemhaus in dieser Sparte deckt die 2014 gegründete GP JOULE CONNECT das gesamte Leistungsspektrum nachhaltiger E-Mobilitäts-Konzepte ab. Das Portfolio umfasst die Kernprodukte Mobilitätsberatung, Ladeinfrastruktur, Sharen/Poolen und Ladenetz. Gemeinsam haben ZENNER und GP JOULE CONNECT nun ein Paket entwickelt, das die CLS- und LoRaWAN-Technologie mit den Mobilitätslösungen kombiniert. Hintergrund ist die Integration der E-Mobilitätslösungen in moderne Quartiers- und Smart City-Konzepte.

DATENÜBERTRAGUNG VIA SMGW Seit 2019 müssen E-Ladestationen beim Netzbetreiber angemeldet werden, ab 2021 werden sie voraussichtlich zu Pflichteinbaufällen für das Smart Meter Gateway (SMGW). Ladepunkte müssen dann konform zu den Vorgaben des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnologie (BSI) gesteuert werden. So können aber auch die Vorteile von §14a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) voll ausgeschöpft werden. Der besagte Paragraph stellt den Betreibern netzdienlich steuerbarer Verbrauchseinrichtungen ein reduziertes Netzentgelt in Aussicht. „Bei der E-world 2020 haben wir eine integrierte Lösung für die Steuerung von Ladeinfrastruktur inklusive Datenübertragung via SMGW erstmals vorgestellt“, berichtet René Claussen. „Die Anzahl und Inhalte der auf der Messe geführten Gespräche zeigen das starke Interesse aller Stakeholder an der Kopplung von IoT- und regulierter Anwendungswelt.“

SMART CITY-LÖSUNG Um Ladeinfrastrukturen voll in moderne Smart City-Konzepte zu integrieren, wird zudem eine LoRaWAN-gestützte Smart Parking-

50,2 Magazin | 06.2020

„Klar ist: Die Sektoren Energieerzeugung, Mobilität, Smart Metering und Smart City müssen als Gesamtkonstrukt betrachtet werden.“ René Claussen, Geschäftsbereichsleiter IoT der ZENNER International GmbH & Co. KG

Lösung von ZENNER integriert, die den tatsächlichen Belegungszustand der Parkfläche vor einer Ladesäule anzeigt. Zwar können Betreiber von Ladesäulen meist detektieren, ob ein strombetriebenes Fahrzeug gerade aufgeladen wird. Unklar bleibt aber, ob ein vermeintlich freier E-Parkplatz nicht tatsächlich durch ein Fahrzeug mit Verbrennungsmotor blockiert wird. Indem Informationen über den Betriebszustand der Ladesäule und den Belegungszustand der Parkfläche auf einer IoT-Plattform miteinander in Beziehung gesetzt werden, lassen sich per App verlässliche Informationen über freie und funktionsbereite Ladeparkplätze in Echtzeit zur Verfügung stellen.

E-MOBILITÄT MIT ERNEUERBAREN ENERGIEN Ein weiteres neues Geschäftsmodell stellt die Kombination von PV-Anlagen und E-Ladepunkten dar. Ortsansässige Firmen, der kommunale Querverbund oder auch Privathaushalte haben die Möglichkeit, mittels Photovoltaik den Strom für ihr E-Mobil selbst zu produzieren – nachhaltig und zu günstigen Tarifen. „Die Kombination von erneuerbaren Energien und Elektromobilität vollendet somit quasi die Sektorenkopplung in Gebäuden und Quartieren“, so Claussen. Besonders in der Kommunal- und Privatwirtschaft setze sich dieses Konzept zunehmend durch, berichtet der IoT-Fachmann. „Unternehmen verfügen meist über Liegenschaften mit genügend Flächen für Photovoltaikanlagen und betreiben einen eigenen Fuhrpark.“ Passende PV-Lösungen für diese Zielgruppe bietet GP JOULE CONNECT ebenfalls an. (pq)

ZENNER International GmbH & Co. KG, Patrik Sartor, 66121 Saarbrücken, info@zenner.com

Als Komplettanbieter und Systemhaus unterstützt GP JOULE CONNECT die Umsetzung nachhaltiger Elektromobilitätskonzepte. (Fotos: GP JOULE CONNECT GmbH)

Elektromobilität

50,2 Magazin | 06.2020

SCHNELLLADER ANS NETZ Der Energiedienstleister enercity hat zehn Ladepunkte, darunter unter anderem vier DC-Schnellladesäulen, in Betrieb genommen. Den Netzanschluss realisierte Ormazabal.

s könnte so einfach sein: Stecker rein, Strom tanken und nach wenigen Minuten weiterfahren. In der Praxis dauert das Auftanken eines Elektroautos mitunter jedoch bis zu acht Stunden – und ist damit für viele Nutzer und insbesondere Vielfahrer keine Option. Abhilfe könnten hierbei DC-Schnellladesäulen schaffen, die ein modernes E-Auto in unter zehn Minuten mit soviel Strom versorgen können, dass es im Optimalfall bis zu 400 Kilometer Reichweite packt. Eine solche DC-Schnellladesäule hat nun die enercity AG in Hannover in Betrieb genommen.

ZEHN NEUE LADEPUNKTE „Wir haben uns bei enercity schon vor einiger Zeit das Ziel gesetzt, Vorreiter für die Elektromobilität in Norddeutschland zu werden“, sagt Jan Trense, Bereichsleiter Ormazabal hat für das Projekt die Betonstation inklusive Mittelspannungsschaltanlage und Transformator auf den Parkplatz der Finca & Bar Celona in Hannover geliefert. (Foto: Ormazabal Anlagentechnik GmbH)

Der Hannoveraner Energiedienstleister enercity hat zehn Ladepunkte nahe der A2 in Hannover-Marien werder in Betrieb genommen, darunter zwei DC-Schnellladesäulen mit einer Ladeleistung von bis zu 350 kW. (Foto: enercity AG)

beim kommunalen Energiedienstleister mit Sitz in Hannover. „Daher wollen wir möglichst viele Ladepunkte für strombetriebene Fahrzeuge errichten.“ Im Zuge dieser E-Mobilitätsoffensive bietet enercity Firmen in Hannover und Umgebung an, auf ihren Parkplätzen Ladesäulen für E-Autos in Betrieb zu nehmen. „Besonders Restaurants können davon profitieren, da die Fahrer während des Ladevorgangs dort einkehren könnten“, berichtet Trense. So auch die Finca & Bar Celona Hannover, die nahe der A2 in Hannover-Marienwerder liegt. Hier hat die enercity insgesamt zehn neue Ladepunkte errichtet, darunter drei Ladesäulen mit sechs AC-Ladepunkten mit bis zu 22 kW Ladeleistung sowie vier DC-Schnellladesäulen mit einem ENERCON-Steuerungssystem E-Charger 600 mit modulierbarer Ladekapazität von bis zu 350 kW. Der Ladepark in Hannover wird, wie alle Ladestationen von enercity, mit 100 Prozent Ökostrom betrieben. Vor allem Windenergie wird hierbei eingespeist, berichtet der Energiedienstleister. Aus diesem Grund kommen im ENERCON-Steuerungssystem E-Charger 600 neben der innovativen Gleichstromwandler- und Schaltgerättechnik von Po-

werInnovation als Kernkomponenten auch ENERCON-Wechselrichter, wie sie unter anderem in Windenergieanlagen verbaut sind, zum Einsatz. „Damit ist es nicht nur möglich, Fahrzeugbatterien im Idealfall für eine 400 Kilometer lange Fahrt in weniger als zehn Minuten zu laden, gleichzeitig kann auch das Versorgungsnetz stabilisiert und gestützt werden“, berichtet Trense.

NETZANSCHLUSS FÜR BESONDERE ANFORDERUNGEN Den Netzanschluss für die insgesamt zehn Ladepunkte realisierte Ormazabal. Der Krefelder Energieverteilungsdienstleister, der schon seit vielen Jahren Hauptlieferant der enercity-Netzgesellschaft für Mittelspannungsanlagen ist, lieferte die Betonstation inklusive Mittelspannungsschaltanlage und Transformator, koordinierte das Projekt und stellte außerdem sicher, dass die Technik geprüft ist und den Anforderungen des Netzes entspricht. Vor der Projektrealisierung stand für die Partnerunternehmen jedoch die Konzeption: So erarbeitete Ormazabal im ersten Schritt ein Konzept für die spezielle Anwendung und entwarf das Gebäude für die

Elektromobilität

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Schaltstation. Eine Besonderheit in diesem Zusammenhang stellte der benötigte Transformator dar, der aufgrund der hohen Ladeleistung entsprechend leistungsstark ausgelegt werden musste. „Wir konnten hier auf die Expertise unseres Mutterkonzerns zurückgreifen und haben einen auf das Projekt individuell zugeschnittenen E-Mobility-Trafo mit 800 kVA in Sonderanfertigung produziert“, berichtet Ormazabal-Vertriebsmitarbeiter Michael Hiersemann. Für die Mittelspannungsverteilung wurde in der Station außerdem eine Blockschaltanlage des Typs ga630 verbaut. „Aufgrund der sehr kompakten Bauteile und Bauform der Anlage konnten wir das Gebäude entsprechend klein dimensionieren“, führt Hiersemann aus. „Die Betonstation misst gerade einmal 2,4 mal 2,6 Meter.“ Auch weise die Ormazabal E-Mobility-Station eine für die Ladeleistungen des Trafos optimierte Kühlung auf, so der Vertriebsmitarbeiter.

KOMPLETTLÖSUNG AB WERK Die Station wurde von Ormazabal als Komplettlösung bereitgestellt. Das war insbesondere aufgrund der knappen Terminierung ein Vorteil für enercity: Die Station konnte Ende November 2019, nur drei Monate nach Auftragserteilung, angeliefert werden. Nach Aufstellung der Ladesäulen und erfolgreicher Inbetriebnahme können nun seit Januar dieses Jahres E-Autofahrer ihre Fahrzeuge auf dem Parkplatz der Finca & Bar Celona Hannover betanken, zunächst an den AC-Ladesäulen und seit März auch im Probebetrieb an den DC-Schnellladern. Zudem gab es für enercity „nur einen konkreten Ansprechpartner bei uns im Haus, der das gesamte Projekt im Blick hat“, berichtet Hiersemann. „Der Kunde musste so nicht unterschiedliche Liefertermine und Zulieferer koordinieren, sondern bekam alles komplett anschlussfertig geliefert.“ Ormazabal stellte dabei unter anderem sicher, dass Schaltanlage und Stationsgebäude gemäß EN 62271-202 geprüft sind. Die neuen Ladepunkte wurden bereits drei Monate nach Auftragserteilung auf dem Restaurantparkplatz in Hannover-Marienwerder angeliefert. (Foto: enercity AG)

„Wir schätzen die Zuverlässigkeit, Schnelligkeit und Flexibilität von Ormazabal, etwa wie die speziellen Anforderungen des Projekts gelöst wurden. Dies betrifft insbesondere die technische Ausrüstung der Netzstation, aber auch gestalterische Aspekte, die unserem Projektpartner Finca & Bar Celona wichtig waren“, betont Jan Trense. Aufgrund dieser durchgehend positiven Projekterfahrungen solle die Zusammenarbeit zwischen enercity und der Celona Gastro GmbH-Gastrokette auch über Hannover hinaus weitergehen, so der Bereichsleiter: „In Oldenburg ist aktuell ein weiterer Ladepark auf dem Parkplatz eines Celona-Restaurants in Bau, weitere Projekte sollen außerdem sukzessive folgen.“ (jr) Ormazabal GmbH, Am Neuerhof 31, 47804 Krefeld, Judith von Ameln, judith.vonameln@ormazabal.de enercity AG, Ihmeplatz 2, 30449 Hannover, Carlo Kallen, carlo.kallen@enercity.de

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50,2 Magazin | 06.2020

MIETERSTROM DIGITAL Mit intelligenter Fernauslesung in einem LoRaWAN-Netzwerk und automatisierten Prozessen realisiert prosumergy Mieterstromprojekte für die Immobilien- und Versorgungswirtschaft. Teil der Lösung ist ein optisches Auslesegerät für moderne Messeinrichtungen.

ie zunehmende Digitalisierung eröffnet den Stadtwerken in Deutschland neue Geschäftsfelder – zu diesem Ergebnis kommt die Stadtwerke-Studie 2020 von Ernst & Young und vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). Insbesondere die Wohnungswirtschaft biete aus Sicht der Versorger noch viel Potenzial, um neue Geschäftsfelder etwa bei der Energielieferung oder bei Energiedienstleistungen und Smart Metering zu erschließen. Ein interessantes Segment sind Mieterstromangebote: „Bei Vermietern von Mehrfamilienhäusern und Geschäftsimmobilien oder auch bei Quartiersverwaltern steigt das Interesse an einer klimafreundlichen Stromversorgung mit eigenen Solaranlagen oder Blockheizkraftwerken. Zudem besteht für Mieter die Möglichkeit, Kosten einzusparen“, erklärt Daniel Netter, geschäftsführender Gesellschafter der prosumergy GmbH. Das Kasseler Unternehmen setzt bundesweit eigene Mieterstromprodukte um und bietet entsprechende Dienstleistungen für die Wohnungswirtschaft und Energieversorger an – von der Wirtschaftlichkeitsanalyse und Anlagenplanung über die Sicherstellung der Stromlieferung bis hin zum Messstellenbetrieb und Kundenservice samt Abrechnung. Auch ein White-Label-Produkt für Energieversorger hat prosumergy im Portfolio.

UMSETZUNG IST KOMPLEX Professionelle Unterstützung in diesem Bereich ist fraglos hilfreich, denn die Umsetzung eines Mieterstromprojekts ist nicht ganz einfach – weder aus Sicht des Versorgers noch des Vermieters. Neben der Planung einer Anlage aus wirtschaftlicher und technischer Sicht müssen die Abläufe mit dem örtlichen Verteilnetzbetreiber und den beteiligten Gewerken koordiniert werden. „Beinahe jeder Verteilnetzbetreiber hat eigene Anforderungen und Prozesse etabliert“, weiß Daniel Netter. Beim Aufbau der Messstellen kommt erschwerend hinzu, dass die Elektroverteilungen in vielen Bestandsimmobilien nicht mehr konform zu den technischen Anschlussbedingungen sind. Das macht es aufwändig, ein Mehrparteienhaus auf eine lokale Stromversorgung umzustellen. Damit sich ein solches Mieterstrom-Projekt lohnt, muss sich zudem ein möglichst großer Anteil der Mietparteien daran beteiligen. „Das gelingt nur mit einer professionellen Ansprache, möglicherweise Unterstützung bei einem Lieferantenwechsel und attraktiven Stromtarifen“, berichtet der prosumergy-Geschäftsführer aus Erfahrung.

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50,2 Magazin | 06.2020 Foto: Energiesysteme Groß GmbH & Co. KG

DIGITALE ABRECHNUNGSPROZESSE Essentiell bei der Umsetzung von Mieterstromprojekten ist auch die effektive Erfassung und energierechtskonforme Abrechnung der Energieverbräuche. Hier muss genau differenziert werden, welche Anteile aus der eigenen Anlage und dem öffentlichen Netz kommen. Die Kasseler prosumergy setzt hier auf digitale Prozesse. „Unser Geschäftskonzept hängt maßgeblich von stark skalierbaren und digitalisierten Geschäftsprozessen ab“, sagt Daniel Netter. Dazu suchte man einen Partner, der bei der Beschaffung der benötigten Verbrauchsdaten unterstützen konnte. Fündig wurde prosumergy bei Alpha-Omega Technology. Der IoT-Lösungsanbieter bietet mit dem optischen Auslesegerät KLAX eine Möglichkeit, moderne Messeinrichtungen in einem LoRaWAN-Netzwerk aus der Ferne auszulesen. prosumergy hatte dabei spezielle Anforderungen: So sollte die Lösung einfach zu installieren sein, denn bei den Projekten sind zahlreiche Installateure involviert. Da sich die Zähler zudem häufig in Kellerräumen befinden, ist man auf eine gute Durchdringung und entsprechende Reichweite bei der Datenübertragung angewiesen.

FERNAUSLESUNG MIT KLAX Das Auslesegerät KLAX – entwickelt von Alpha-Omega Technology und seinen Partnern ZENNER IoT Solutions und comtac – wird per Magnet einfach an die optische Schnittstelle des Stromzählers angeheftet und nutzt für die Datenübertragung LoRaWAN (Long Range Wide Area Network). Dazu ver-

Der Sensor KLAX ist mit einem Gateway verbunden, das die Daten an den Netzwerkserver überträgt. (Bild: Alpha-Omega Technology GmbH & Co. KG)

bindet sich der Sensor mit einem Gateway, welches wiederum mit dem Netzwerkserver kommuniziert. Für die Übertragung werden mehrere virtuelle Kanäle mit unterschiedlichen Datenraten aufgebaut, so dass die Endgeräte sich nicht gegenseitig stören. Im Gegensatz zu anderen WAN-Technologien erreicht LoRaWAN eine Reichweite von bis zu 15 Kilometern, wobei Wände keine Barriere sind. In Europa nutzt LoRaWAN das lizenzfreie 868 MHz-Frequenzband. Es werden also keine Lizenzkosten fällig, das eigene Netzwerk lässt sich einfach erweitern und gut nach außen abschotten. Eine zweistufige symmetrische Verschlüsselung sorgt für zusätzliche Sicherheit. „KLAX wird per Plug&Play installiert und nutzt die integrierte optische Schnittstelle der vorhandenen modernen Messeinrichtungen, um die Verbrauchsdaten auszulesen. Die Signale der Infrarot-Schnittstelle werden über den Optokopf aufgenommen und per LoRaWAN übertragen. Die ermittelten Werte stehen kurz darauf im Backend zur Verfügung und können mit geeigneter Software weiterverarbeitet werden“, erklärt Jan Bose, Geschäftsführer Alpha-Omega Technology GmbH & Co. KG. Da die Werte digital vorliegen, lassen sie sich den einzelnen Kunden zuordnen und auswerten. Die dafür benötigte Datenanalyse- und Visualisierungs-Software ist in der Lösung enthalten. Um solche Produkt-Bundles zur Verfügung stellen zu können, arbeitet Alpha-Omega Technology eng mit Partnern wie ZENNER IoT Solutions, dem LoRaWAN-Provider The Things Industries (TTI) oder Datacake zusammen.

EINFACHER UND WENIGER FEHLERANFÄLLIG Die Fernauslesung der Zählerstände ist so für prosumergy einfacher zu organisieren und zugleich deutlich weniger fehleranfällig. Bilanzierung und Abrechnung des Stromverbrauchs erfolgen automatisiert, einzeln für jeden Mieter oder nach Bedarf haus- oder quartiersübergreifend. Zugleich kann prosumergy jederzeit nachvollziehen, wieviel Strom verbraucht wurde und wie sich der Verbrauch über einen bestimmten Zeitraum hinweg entwickelt. Zudem ermöglichen es die Daten, weitere Optimierungspotenziale aufzudecken oder Abschlagszahlungen bereits im Laufe des Jahres dem tatsächlichen Verbrauch anzupassen. Die Abrechnungen sind zügig erstellt, das Quartiers- und Leerstandsmanagement vereinfacht sich. „Ohne skalierbare Geschäftsprozesse wäre unser Geschäftsmodell undenkbar. Nur so können wir unser Konzept vom Mieterstrom mit eher kleinteiligen und ständig wechselnden Rahmenbedingungen in der Breite verwirklichen“, resümiert Daniel Netter. MieterstromProjekte auf Mehrfamilienhaus- und Quartiersebene könnten mit dieser Lösung nun bald selbstverständlicher werden. (ds) prosumergy GmbH, Daniel Netter, 34127 Kassel, vertrieb@prosumergy.de Alpha-Omega Technology GmbH & Co. KG, Jan Bose, 37308 Schimberg, info@alpha-omega-technology.de

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50,2 Magazin | 06.2020

Ein elementarer Bestandteil beim Energie- und Infrastrukturkonzept ist der kontinuierliche Aufund Ausbau emissionsneutraler und intelligenter Energieversorgung, -übertragung und -speicherung. (Bild: SPILETT New Technologies GmbH 2020)

Achtstufiges Innovationskonzept für SpeicherStadtKerpen

ie im Rhein-Erft-Kreis in NRW gelegene Stadt Kerpen plant im Rahmen des Projekts „SpeicherStadtKerpen“ bis zum Jahr 2032 ein Innovationszentrum. Mit der Unterzeichnung der Kooperationsvereinbarung mit den Partnern innogy Westenergie, Siemens Energy und Stadtwerke Kerpen hat die Kolpingstadt einen weiteren Schritt für die Realisierung des ambitionierten Zukunftsprojekts erreicht. Ziel laut Projektpartner ist es, die Kolpingstadt langfristig lebenswert und städtebaulich attraktiv zu gestalten und mit Hilfe eines parallel laufenden und miteinander vernetzten achtstufigen Stadtentwicklungs-, Energie- und Infrastrukturkonzepts zu einer der modernsten und nachhaltigsten Städte in Deutschland zu transformieren. Erreicht werden soll dieses Ziel durch die sukzessive Kopplung der Sektoren Energie, Mobilität, Logistik, Industrie und Wohnen. Elementar dafür sei der kontinuierliche Auf- und Ausbau emissionsneutraler, nachhaltiger und intelligenter Energieversorgung, -übertragung und -speicherung, gekoppelt mit modernen und nachhaltigen Stadtentwicklungs-, Mobilitäts-, Logistik- und Industrielösungen. In den kommenden Jahren sind die Installation und der Einsatz moderner Lösungen und Technologien aus den Bereichen Stromerzeugung, -übertragung und -speicherung, wie beispielsweise hocheffiziente Gas- und Dampfturbinen in Kombination mit Wasserstofftechnologie, geplant. Insbesondere die Erzeugung und Speicherung grünen Wasserstoffs, die damit verbundene Weiterverwendung und Veredelung des Elements, zum Beispiel als Rohstoff für den Transport, Quartiere und die Industrie oder aber auch als Treibstoff für bereits installierte Gasturbinen, haben einen hohen Stellenwert in dem Projekt. (ds) www.stadt-kerpen.de www.siemens-energy.com

coneva erweitert Energiemanagement-Lösung

it der Erweiterung der Gerätekommunikation des Sunny Home Managers bietet coneva ein kundenspezifisches Energiemanagement, das als White Label Lösung auf die Bedürfnisse von Energieversorgern und Stadtwerken angepasst wird. Basierend auf dem Modbus Protokoll ist es nun möglich, dass sich der Sunny Home Manager 2.0 als zentrales Energiemanagementsystem mit den bei Energieversorgern eingesetzten PV-Systemen anderer Anbieter vernetzt und kommuniziert.

SEKTORENÜBERGREIFENDES ENERGIEMANAGEMENT Sektorenübergreifend und herstellerunabhängig können nun Wärmepumpen und Wallboxen mit dezentraler Solarstromerzeugung zusammengeführt werden. Durch die Kopplung von Strom, Wärme und Elektromobilität im coneva Energiemanagement können darüber hinaus lokale Anlagen übergreifend in einer Energiegemeinschaft vernetzt werden. Somit werden die Autarkie und Eigenversorgung anlagenübergreifend erhöht.

PRAXISPROJEKT MIT DER EWS SCHÖNAU Vor Ort setzt coneva dies mit dem Kunden und Projektpartner EWS Schönau im Schwarzwald um. Im Rahmen des EWS-eigenen Modellprojekts wird ein ausgewähltes Anlagenportfolio (z.B. PV-Wechselrichter, BHKW) nahtlos in das coneva Energiemanagement integriert. Das Zusammenführen und Steuern von dezentralen Energieflüssen treibt den Aufbau eines virtuellen Kraftwerks voran. Für die Kunden von EWS werden alle Energieflüsse mit Hilfe der coneva Energy Buddy App und der coneva Energielandschaft ganzheitlich und in Echtzeit visualisiert. (ds) www.coneva.com

Anbieterverzeichnis Antennentechnik Bad Blankenburg GmbH In der Buttergrube 3-7 · 99428 Weimar-Legefeld Tel. +49 3643 4771 100 Fax. +49 3643 4771 190 info@atbb.eu www.atbb.eu

ATBB entwickelt und fertigt intelligente Antennensysteme mit höchstmöglicher Reichweite für Automotive, Industrie 4.0, abgesicherten Behördenfunk und Smart Meter Anwendungen im Energiesektor. ATBB Multifunktionsantennen ermöglichen schon heute 5G Verbindungen und Vernetzungen für LTE, UMTS, GSM, GPS, DAB+, TETRA, sowie jede denkbare Anwendung im Internet of things. WiCAR, das robuste und mobile Gateway, bietet zuverlässige, sichere und hochperformante Kommunikation für Internet of Vehicles. Das Thüringer Technologieunternehmen ATBB ist international in 26 Länder vertreten.

Citel Electronics GmbH Feldstraße 4 44867 Bochum Tel. +49 2327 6057 0 info@citel.de www.citel.de Citel Electronics GmbH – innovativer Überspannungsschutz Seit 1937 schützt Citel weltweit Anlagen vor transienten Überspannungen. Als Spezialist für den Blitz- und Überspannungsschutz entwickelt und fertigt das inhabergeführte Unternehmen Produkte für Anwendungen im Schaltschrankbau, der Gebäudetechnik, aber auch zum Schutz der Investitionen im LED Bereich oder der Photovoltaik. Märkte der IoT, E-Mobilität oder ESS profitieren vom Pioniergeist. Kundenspezifische Lösungen runden das Portfolio ab.

EBERO AG Robin Faulenbach Projektleitung Smart City E-Mail: robin.faulenbach@ebero.com Tel.: +49 (0) 2238 96529-590 Mobil: +49 (0) 151 5680 8009 Die EBERO Gruppe ist ein Spezial-Handel für Infrastruktur-Technik sowie ein Dienstleister für smarte Logistiklösungen für Netzgesellschaften. Unser neu etablierter Geschäftsbereich Smart City umfasst ein modular anpassbares, intelligentes Produktportfolio. Wir unterstützten Sie dabei, die Infrastruktur Ihrer Stadt, Gemeinde oder Ihres Unternehmens intelligent zu gestalten und bei stromseitigen Störungen bis hin zum Ausfall sicherzustellen: Wir finden Ihre „smarte“ Lösung.

egrid applications & consulting GmbH Illerstrasse 18 87435 Kempten (Allgäu) Tel. +49 831 960754-0 info@egrid.de www.egrid.de

Als Spezialisten für die Auslegung intelligenter Energiesysteme sind wir der Partner für Ihren Schritt in die Energiezukunft. Nutzen Sie unser Expertenwissen zu Großbatterien für die Stromnetzoptimierung über die spartenübergreifende Planung von Quartieren bis hin zur energieeffizienten Versorgungs- und Mobilitätsstrategie für Unternehmen.

GMC-I Messtechnik GmbH Südwestpark 15 · 90449 Nürnberg Tel. +49 911/8602-111 Fax +49 911/8602-777 vertrieb@gossenmetrawatt.com www.gossenmetrawatt.com DIE GMC-INSTRUMENTS Gruppe steht mit ihren Marken CAMILLE BAUER und GOSSEN METRAWATT seit über 114 Jahren für Präzision, Genauigkeit und Zuverlässigkeit im Bereich der Energiemesstechnik. Mit hochwertigen Komponenten und Lösungen sowie kompetenter Dienstleistung liefern wir maßgeschneiderte Systeme für die Energiedatenerfassung, die situative und kontinuierliche Überwachung der Netzqualität (EN50160) sowie der Differenzstrommessung (RCM) – für die Sicherung Ihrer elektrischen Energieversorgung!

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ASP-Agentur NRW KG Herr Werner Isenberg Bahnhofstr. 14 · 59423 Unna Tel. +49 (2303) 25 898 19 · Fax +49 (2303) 25 898 10 post@verbrauchsablesung.com www.verbrauchsablesung.com Zählerablesung, Kundenselbstablesung mit Fotodokumentation über die digitale Ablesekarte inklusive Plausibilitätsprüfung, der Mix aus Anschreiben mit QR-Code, Vor- und Nachkampagnen erzielen wir in der Kundenselbstablesung einen Rücklauf mit hoher Qualität. Die Kombination visuelle Ablesung ermöglicht im Ablesevorgang zusätzliche Informationen für den Smart Meter Rollout zu ermitteln, die erfassten Daten werden Just-in-Time samt Belegfotos übermittelt. Ein Workforce-Management-Tool unterstützt den gesamten Prozess.

co.met GmbH Peter Hennrich Hohenzollernstraße 75 · 66117 Saarbrücken Tel. +49 681-587 2292 · Fax +49 681-587 2371 kontakt@co-met.info www.co-met.info Die co.met GmbH ist zu 100% kommunal und zählt mit über 500 Kunden aus dem Stadtwerke- und Versorgerumfeld zu Deutschlands führenden Energiemarkt- und Metering-Dienstleistern. Unsere praxisnahen Prozessdienstleistungen für alle Belange des klassischen Messwesens und des iMS-Rollouts wurden durch die Digitalisierung der Energiewende um interaktive System- und Datenservices für das Internet-of-Things ergänzt. Ein maßgeschneidertes Beratungs- und Workshop-Programm schafft Mehrwerte und komplettiert unser umfassendes Lösungsportfolio.

EFR GmbH Nymphenburger Straße 20 b 80335 München T +49 89 9041020-0 · F +49 89 9041020-32 info@efr.de www.efr.de (R)echtzeitig schalten – unter diesem Motto bietet EFR Lösungen für Netzbetreiber zur Netzoptimierung und zur Umsetzung zukunftssicherer Smart-Grid- und Smart-Metering-Konzepte. EFR entwickelt Smart Meter Gateways (BSI-DSZ-CC-1000) und ist Anbieter von FNN-Basiszählern, mMe, iMsys sowie einer Ladestation für Elektrofahrzeuge und Software für das CLS-Management. Im Portfolio sind ebenso langwellen- und mobilfunkbasierte Dienste sowie Geräte und Software zur Tarif-, Last- und Beleuchtungssteuerung oder für das Netzmanagement.

GISA GmbH Leipziger Chaussee 191a · 06112 Halle (Saale) Tel. +49 345 585 0 Fax +49 345 585 2177 kontakt@gisa.de www.gisa.de

Als IT-Komplettdienstleister und Branchen-Experte für Energie, den Public Sektor und Industrieunternehmen bietet GISA innovative IT-Lösungen für alle branchenspezifischen Prozesse. Mit exzellenten IT-Know-how unterstützt das Unternehmen von der Entwicklung und Implementierung der Lösungen, über die Anwenderbetreuung bis hin zum Outsourcing kompletter Geschäftsprozesse und IT-Infrastrukturen.

GÖRLITZ AG August-Thyssen-Straße 32 56070 Koblenz T +49 261 9285-0 · F +49 261 9285-190 info@goerlitz.com www.goerlitz.com

Wir entwickeln Systeme zur Erfassung, Qualifizierung, Steuerung, Visualisierung und Kommunikation von gemessenen Daten und treiben so die Digitalisierung der Energie- und IoT-Infrastrukturen voran. Unsere Kunden aus der Energie- und Wohnungswirtschaft unterstützen wir mit Lösungen für Smart Metering, Smart Grid sowie bei Geschäftsmodellen rund um digitale Liegenschaftskonzepte, wie z. B. Submetering, Mieterstrom und ganzheitliche Quartierslösungen. Die GÖRLITZ AG ist Teil der VIVAVIS.

Anbieterverzeichnis

GreenPocket GmbH Labor 3.09 Schanzenstraße 6-20 · 51063 Köln Tel. +49 221 355095-0 · Fax: +49 221 355095-99 info@greenpocket.de www.greenpocket.de

Als agiles Startup im dynamischen Wachstumsmarkt für Smart-Energy-Software begleiten wir weltweit Energieversorger und Unternehmenskunden bei der Realisierung von Mehrwerten aus Smart-Meter-Daten. Dabei setzen wir innovative Technologien (AI, Machine Learning, Data Science) ein. Bereits heute leisten wir so einen nachhaltigen Beitrag zur Energiewende und gestalten die Digitalisierung der Energiebranche mit unseren kreativen und intuitiven Softwarelösungen maßgeblich mit.

IK Elektronik GmbH Herr Marko Herold Friedrichsgrüner Straße 11-13 08262 Muldenhammer Tel. +49 37465 4092-0 · Fax +49 37465 4092-100 info@ik-elektronik.com www.ik-elektronik.com · www.strompager.com

IK Elektronik entwickelt und liefert Hardware für das Last- und Einspeisemanagement in den Stromverteilnetzen. Mit dem StromPager-System bietet IK Elektronik eine funkbasierte, deutschlandweit verfügbare SmartGrid-Technologie, mit der Stromverbraucher und Stromerzeuger sicher und zuverlässig gesteuert werden können. Zur Produktpalette zählen weiterhin CLS Geräte, welche die Nutzung des intelligenten Messsystems für Steuerungsaufgaben und Mehrwertdienste ermöglichen.

Janitza electronics GmbH Vor dem Polstück 6 35633 Lahnau Tel. +49 6441 9642 0 info@janitza.de www.janitza.de Janitza electronics GmbH – Energiemesstechnik vom Spezialisten Janitza electronics GmbH ist ein deutsches Unternehmen, das seit über 30 Jahren in über 60 Ländern als Hersteller von Energiemesstechnik, Blindleistungsreglern, Oberschwingungsfiltern und Kompensationsanlagen aktiv ist. Die UMG-Messgeräte, GridVis®-Software und Komponenten vereinen 3 Lösungen – Energiedatenmanagement, Spannungsqualitäts-Monitoring und Differenzstrommessung (RCM) – in einer gemeinsamen Systemumgebung.

MeterPan GmbH Rathausallee 33 · 22846 Norderstedt Tel. +49 40 52506 111 Fax +49 40 52506 444 info@meterpan.de www.meterpan.de MeterPan ist spezialisierter-Full-Service-Anbieter für alle Themen rund um das digitale Messwesen. Der Metering-as-a-Service (MaaS) der MeterPan vereint sämtliche Anforderungen und Möglichkeiten des modernen Messwesens – von intelligenten Messsystemen bis hin zum vollumfänglichen Submetering stellen wir Ihnen die Daten nach Ihrem individuellen Bedarf zur Verfügung. Erreichen Sie neue MaaSstäbe mit uns und profitieren von maximaler Flexibilität, sowohl kaufmännisch als auch prozessual.

50,2 Magazin | 06.2020

HORIZONTE-Group Aktiengesellschaft Schochenmühlestrasse 4 CH-6340 Baar (Zug) Tel. +41 41 511 37 10 Fax +41 41 511 37 11 www.HORIZONTE-Group.com

Dezentralisierung + Digitalisierung + Regulierung = Change Die neue HORIZONTE-Group bringt ihre Kunden voran. Was zeichnet uns aus? Einsatzbereitschaft? Spaß an der Veränderung? Unbedingter Einsatz für Ihren Erfolg? Natürlich! Aber nicht nur. Wir sind die Spezialisten für den Energiesektor und dessen anstehender Transformation. Resulting macht den Unterschied!

IVU Informationssysteme GmbH Rathausallee 33, 22846 Norderstedt Tel.: +49 40 52506 400 Fax: +49 40 52506 444 info@ivugmbh.de www.ivugmbh.de

Die IVU ist mit über 20 Jahren Erfahrung ein etablierter und prozessorientierter IT-Consulter in der Versorgungswirtschaft. Unser Expertenteam steht Ihnen mit fundierter Branchenkompetenz nicht nur beratend zur Seite, sondern begleitet Sie auf den Weg in eine zunehmend digitalisierte Versorgung auch mit der Betreuung, Entwicklung und Implementierung von innovativen Lösungen. Dabei profitieren unsere Kunden vor allem auch von der langjährigen Zusammenarbeit mit der VU-ARGE.

Landis+Gyr GmbH Humboldtstraße 64 · D-90459 Nürnberg Tel. +49 911 723-7036 Fax +49 911 723-7301 info-nbg.de@landisgyr.com www.landisgyr.eu

Landis+Gyr ist der global führende Anbieter integrierter Energiemanagement-Lösungen für die aktuellen und zukünftigen Marktanforderungen in den Bereichen Energie, Gas und Wärme/Kälte. Vom modernen Haushalts- und Hochpräzisions-Zähler in Gewerbe und Industrie, über Kommunikations- und Software-Lösungen bis hin zum Full-ServiceAngebot für Energieversorger und Verteilnetzbetreiber – gemeinsam mit unseren Kunden gestalten wir die Zukunft der Energiemärkte!

Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH (MITNETZ STROM) Industriestraße 10 · 06184 Kabelsketal Tel. +49 345 216-0 · Fax +49 345 216-2311 info@mitnetz-strom.de www.mitnetz-strom.de MITNETZ STROM ist der größte Verteilnetzbetreiber in Ostdeutschland. Wir verstehen uns als Komplett-Dienstleister für den Smart Meter Rollout. Als zertifizierter Smart Meter Gateway Administrator übernehmen wir auf Wunsch die gesamte Einführung intelligenter Messsysteme. Ob Auswahl und Beschaffung, Einrichtung und Überwachung, Betrieb und Entstörung, Abrechnung und Bilanzierung, Vertrags- oder Datenmanagement: Unser Angebot deckt alle Bereiche ab. Die Dienstleistungen sind auch einzeln abrufbar. So können Messstellenbetreiber den Leistungsumfang genau auf ihre Anforderungen anpassen.

Anbieterverzeichnis

Ormazabal GmbH Am Neuerhof 31 · 47804 Krefeld Tel. +49 2151 4541 0 Fax +49 2151 4541 499 vertrieb@ormazabal.de www.ormazabal.com/de Ormazabal ist einer der führenden Hersteller von Schaltanlagen, kompletten Transformatorstationen und Verteiltransformatoren für die Mittelspannung. Mehr als 2000 Mitarbeiter an über 100 Standorten weltweit arbeiten für das familiengeführte Unternehmen, das zur Velatia Gruppe mit Sitz in Spanien gehört. Am deutschen Hauptsitz von Ormazabal sorgen über 250 Mitarbeiter mit innovativen Produkten und Dienstleistungen für eine sichere Energieverteilung und innovative Lösungen u.a. für Energieversorger.

Panorama Antennas Herr Christian Cielinski Massener Bahnhofstr. 10 · 59427 Unna Tel. +49 2303 902 88 00 · Fax +49 2303 902 88 27 ccielinski@panorama-antennas.com www.panorama-antennas.com

Smart Meter Gateway Antennen entwickelt für minimal invasive Installation in und am Zählerschrank. LTE oder CDMA 450 oder viele andere Frequenzen. Aus der Praxis für die einfache Anwendung. Von einem der letzten unabhängigen Antennen Hersteller in Europa. Am Markt erfolgreich seit über 70 Jahren. Antennen zu Großserien Preisen geliefert ab Menge 1. Egal ob Antennen, Kabel oder Stecker von uns bekommen sie alles was Sie für den gelungenen Hochfrequenzanschluss Ihres SMGW benötigen.

PQ Plus GmbH Herr Daniel Fierus-Beyer Hagenauer Straße 6 · 91094 Langensendelbach Tel. +49 9133-60640-0 · Fax +49 9133-60640-100 info@pq-plus.de www.pq-plus.de

Die Firma PQ Plus bildet mit der hochmodernen Gerätepalette der Baureihe UMD vom einfachen Universalmessgerät bis hin zum Netzqualitätsanalysator nach EN 61000-4-30 in Klasse S und Klasse A, die wohl kompletteste Baureihe am Markt ab. Das Spektrum von Fronttafeleinbau- und Hutschienenmessgeräten bietet Betriebsstrommessungen inklusive der Netzqualität vollwertig nach DIN EN 5016, Differenzstrommessungen und die Messung in Gleichspannungsnetzen.

SAE IT-systems GmbH & Co. KG Im Gewerbegebiet Pesch 14 · 50767 Köln Tel. +49 221 59808-0 Fax +49 221 59808-60 info@sae-it.de www.sae-it.com Fast 50 Jahre Kompetenz in Fernwirk- und Stationsleittechnik für die Einsatzbereiche Strom, Gas, Wärme, Wasser, Industrie und Infrastruktur, ausgezeichnete Innovationsfähigkeit und ein umfangreiches Dienstleistungsangebot – das zeichnet SAE aus! Unser Erfolg basiert auf dem Know-how unser 100 Mitarbeiter, die praxisorientierte Feldgeräte und Softwaretools mit einem hohen Maß an IT-Sicherheit entwickeln, produzieren und bei Bedarf zu installationsfertigen Komplettlösungen zusammenstellen. Von der Planung bis zur Inbetriebnahme: Wir denken in Lösungen.

50,2 Magazin | 06.2020

OXYGEN TECHNOLOGIES GmbH Neuer Messplatz 3 79108 Freiburg Tel. +49 761 593902-0 contact@oxygen-technologies.de www.oxygen-technologies.de OXYGEN TECHNOLOGIES bietet Stadtwerken und EVU IT-Lösungen für Strom-Produkte von heute und morgen. Unsere modular aufgebaute Energie-Plattform ELEMENTS bietet ein flexibles Handels- und Steuerungssystem für Energieanlagen. Als Automatisierungs- und Digitalisierungsexperte begleiten wir Energieversorger Schritt für Schritt hin zu einem P2P-Energieversorgungssystem. Als ersten Meilenstein im Veränderungsprozess der Energiewirtschaft bieten wir White-Label Lösungen für die Eigenstromoptimierung (inkl. Verbrauchs- und Erzeugungsprognosen) und Community-Strom an.

pixolus GmbH Dr. Stefan Krausz Große Brinkgasse 2b · 50672 Köln Tel. +49 221 949992-21 Stefan.Krausz@pixolus.de https://pixometer.io · https://pixolus.de Zählerstände effizient per Smartphone-Kamera digitalisieren. Mit pixometer scannen Sie mechanische und digitale Zählerstände zuverlässig via Smartphone. Zählerstände werden einfach, schnell und inkl. Belegfoto per Smartphone bzw. Tablet erfasst. Die Scan-Technik wird von Partnern als SDK für iOS und Android in Apps und Workforce Management-Tools integriert. pixolus bietet Stadtwerken und Versorgern auch eine Kunden-App (white-label) und ein Ablese-Tool mit modernen Features an.

rku.it GmbH Westring 301 · 44629 Herne Telefon: +49 2323 3688-0 Telefax: +49 2323 3688-680 kontakt@rku-it.de www.rku-it.de

In Herne zuhause, in der Versorgungswirtschaft daheim. Als führender Service-Provider von IT-Lösungen bieten wir Ihnen deutschlandweit zuverlässige sowie zukunftsorientierte Outsourcing- und Beratungsleistungen – vom Betrieb von IT-Infrastrukturen und Cloud-Services bis hin zum Customizing, der Anwendungsberatung und dem BPO auf Basis unserer neuen IT-Plattform.

Sagemcom Dr. Neuhaus GmbH Papenreye 65 · 22453 Hamburg Tel. +49 40 55304-0 Fax +49 40 55304-180 vertrieb@neuhaus.de www.sagemcom.com/neuhaus Sagemcom Dr. Neuhaus steht für Innovation und Qualität in den Bereichen Smart Metering, Smart Grid und M2M-Kommunikation. Als Pionier der GPRS-Technologie entwickelt und produziert das Unternehmen seit mehr als 35 Jahren „Made in Germany“ Modems, Gateways und Router für die sichere und zuverlässige Datenkommunikation. Das intelligente Messsystem, bestehend aus smartem Zähler, Smart Meter Gateway und Steuerbox, ermöglicht die hochsichere und gesetzeskonforme Energiewende von morgen. Wir bieten sowohl einzelne Produkte als auch komplette Smart Metering Lösungen an. Sagemcom – von A wie Admin Software bis Z wie Zähler

Anbieterverzeichnis

Sagemcom Fröschl GmbH Hauserbachstraße 7-10 · 93194 Walderbach Tel. +49 94649400-134 Fax +49 94649400-857 vertrieb@froeschl.de www.sagemcom.com/froeschl Sagemcom Fröschl revolutioniert seit 1994 als Softwareunternehmen im Bereich Messdatenerfassung und Management den Energiemarkt weltweit. Unsere bewährten Lösungen helfen Energieversorgern sowie der Großindustrie Zählerdaten sicher auszulesen und im Feld verbaute Zähler, Gateways und Steuerboxen effizient zu verwalten. Täglich erfasst unsere gesetzeskonforme und hochskalierbare Software mehr als 5 Mio. Zählpunkte. Durch unser Smart Metering Know-how sind wir das Software-Kompetenzzentrum im global agierenden Sagemcom-Konzern. Sagemcom – von A wie Admin Software bis Z wie Zähler

SoftProject GmbH Herr Uwe Jeschke Am Erlengraben 3 · 76275 Ettlingen Tel. +49 172 6356107 uwe.jeschke@softproject.de www.softproject.de Seit dem Jahr 2000 bietet die SoftProject GmbH Unternehmen Produkte und Services rund um die Digitalisierung und Automatisierung von Geschäftsprozessen. Zahlreiche Energieversorgungsunternehmen beschleunigen ihre Digitalisierungsprojekte mit der Low-Code-Plattform X4 Suite und vorkonfektionierten Branchenlösungen und -adaptern „out of the box“. Dazu zählen der automatisierte Netzanschlussprozess, Kunden- und Nachunternehmerportale, Stammdatenaustausch, Smart Metering oder die effiziente Verarbeitung von Big Data. Das Unternehmen zählt mehr als 300 Kunden weltweit und beschäftigt über 90 Mitarbeiter.

telent GmbH Gerberstraße 34 · 71522 Backnang Tel. +49 7191 900-0 Fax +49 7191 900-2202 info.germany@telent.de Internet: www.telent.de Systemlösungen und Services aus einer Hand Die telent GmbH bietet maßgeschneiderte Technologielösungen und Services im Bereich Kritischer Infrastrukturen (KRITIS), Digitalisierung und Industrie 4.0. Bei der Vernetzung und Automatisierung digitaler Geschäftsprozesse setzt telent vor allem auf umfassende Kompetenz in den Bereichen Cybersecurity, moderne IP- und Betriebsnetze, PMR, IoT, Wireless-Access (pLTE/5G) sowie auf Technologie- und Infrastruktur-Services, u. a. für die Elektromobilität.

VOLTARIS GmbH Voltastraße 3 · 67133 Maxdorf Tel. +49 6237 935-414 Fax +49 6237 935-419 info@voltaris.de www.voltaris.de

VOLTARIS ist der Experte für alle Leistungen im klassischen und intelligenten Metering. Wir bieten Energielieferanten, Netzbetreibern und Industrie modulare Lösungen entlang der gesamtem Prozesskette des grundzuständigen und wettbewerblichen Messstellenbetriebs: Gerätemanagement, Gateway-Administration, Mess- und Energiedatenmanagement für alle Marktrollen sowie Mehrwertdienste mit dem intelligenten Messsystem wie Submetering, Visualisierung und Steuerung.

50,2 Magazin | 06.2020

smartOPTIMO GmbH & Co. KG Luisenstraße 20 · 49074 Osnabrück Tel. +49 541 600 680-0 Fax. +49 541 600 680-12 info@smartoptimo.de www.smartoptimo.de smartOPTIMO ist Ihr kommunaler Partner für ganzheitliche Lösungen rund um Smart Metering und verfügt über langjährige, praxisbasierte Erfahrungen im Messwesen. Wir unterstützen Sie auf verschiedenen Ebenen mit unseren Leistungen entlang der Systemund Prozesskette vom Messsystem, über TK-Lösungen, GWA- und Messsystem-Management-System bis hin zur Anbindung an Backend-Systeme und Kundenkommunikation. Mit unseren technischen und vertrieblichen Kooperationsprojekten begleiten wir ganzheitlich Ihren Rollout intelligenter Messsysteme und moderner Messeinrichtungen.

TankE GmbH Methweg 6-8 50823 Köln Tel. +49 (0)221 47 447 44 7 info@tanke-gmbh.de www.tanke.io TankE GmbH – Ein Partner. Alle Leistungen. Bundesweit. Ladeinfrastrukturlösungen für Stadtwerke & Kommunen, Industrie-/Gewerbe, Wohnungswirtschaft und Flottenbetreiber • Planung, Bau, Betrieb, Instandhaltung, Abrechnung, IT-Backend, 365/24/7 Service • Best-Practice & White-Label-Lösungen • Professionelles Rollout-Management • Über 200 Servicestandorte deutschlandweit • Über 100 Jahre Erfahrungen im Bereich Energie und Energieinfrastruktur • Eichrechtskonforme Lösungen • TankE-Ladenetzwerk

Theben AG Frau Stephanie van der Velden Hohenbergstraße 32 · 72401 Haigerloch Tel. +49 7474 692 - 446 · Fax +49 7474 692 - 199 sv@theben.de www.smart-metering-theben.de Theben – neue Energie für Stadtwerke und Energieversorger Theben Smart Energy ist eine Business Unit der Theben AG, die sich erfolgreich mit der Entwicklung von Smart Meter Gateways beschäftigen. Entwickelt und produziert wird das SMGW CONEXA in einer nach Common Criteria und EAL 4+ zertifizierten Entwicklungsund Produktionsumgebung in Haigerloch. Neben den Vorgaben von BSI, PTB und FNN stehen die Themen Interoperabilität und Mehrwerte im Fokus. Theben Smart Energy bildet damit einen wichtigen Baustein zur erfolgreichen Realisierung der Energiewende.

ZENNER International GmbH & Co. KG Römerstadt 6 · 66121 Saarbrücken Tel. +49 681 99 676-30 Fax. +49 681 99676-3100 info@zenner.com www.zenner.de ZENNER gehört zu den weltweit führenden Anbietern innovativer Messtechnik und Systemlösungen. ZENNER verbindet Wasser-, Wärme- und Gaszähler, Heizkostenverteiler, Rauchmelder und Sensoren mit smarter Systemtechnik für M-Bus, Funk und das Internet der Dinge. So bietet ZENNER intelligente Komplettlösungen für Energieversorger, Stadtwerke und andere Branchen aus einer Hand. ZENNER ist weltweit an mehr als 25 Standorten vertreten und produziert und verkauft jährlich mehr als 8 Millionen Messgeräte und Sensoren.

Unternehmensindex

50,2 Magazin | 06.2020

UNTERNEHMENSINDEX Alliander Netz Heinsberg GmbH ��4

e-netz Südhessen AG ��31

Power Plus Communications AG ��17

Thüga SmartService GmbH ��16

Alpha-Omega Technology GmbH & Co. KG �� 46-47

enwor - energie & wasser vor ort GmbH ��4

prosumergy GmbH �� 46-47

VIVASECUR GmbH ��37

AMW GmbH ��37

Erdgas Südwest GmbH ��7

PSI Software AG �� 34-35

VIVAVIS AG ��17, 37

Ernst & Young ��46

QUADRA Energy GmbH ��7

ETH Zürich ��39

Red Eléctrica de España ��4

WAGO Kontakttechnik GmbH & Co. KG �� 3, 32-33

EuPD Research Sustainable Management GmbH ��6

regio iT gesellschaft für informationstechnologie mbh ��4

Westfalen Weser Netz GmbH ��20-21

Berg GmbH ��37

ZENNER Hessware GmbH ��42

Bergische Universität Wuppertal ��6

EWE AG ��21

Regionetz GmbH ��4

BET GmbH ��17

EWS Elektrizitätswerke Schönau eG ��48

Rhebo GmbH ��31

ZENNER International GmbH & Co. KG ��42-43

BSI ��17, 18, 22-23, 31, 43

exceeding solutions GmbH ��18

RheinEnergie AG �� 6, 21

BMVI ��6

Forum Netztechnik/Netzbetrieb (FNN) ��25

RWE Renewables GmbH ��10

Axpo Grid AG �� 3, 38-39 BDEW e.V. ��21, 32, 46

ZENNER IoT Solutions GmbH ��47 ZVEI - Zentralverband Elektrotechnikund Elektronikindustrie e. V. ��17

BMWi ��7, 17

Fraunhofer IEE �� 36, 37

S4 Energy ��5

CAIGOS GmbH ��37

GP JOULE GmbH ��42-43

Sagemcom Dr. Neuhaus GmbH ��17

Celona Gastro GmbH �� 44-45

GWAdriga GmbH & Co. KG ��20-21

Schleupen AG ��23

comtac AG ��47

Haselhorst Associates GmbH ��26-28

Seluxit A/S ��24-25

coneva GmbH ��48

Hochschule Anhalt ��18

Siemens AG ��28

CURSOR Software AG ��6

Hochschule Merseburg ��18

Siemens Energy ��48

Datacake ��47

Hochschule Mittweida ��18

SPILETT New Technologies GmbH ��48

Deutsche Energie-Agentur GmbH ��10

innogy SE ��24

Stadt Köln ��6

Deutsche Telekom IoT GmbH ��30

innogy Westenergie GmbH ��48

Stadtwerke Emden GmbH �� 3, 26-28

DEHN SE + Co KG ��41

Deutsches CleanTech Institut GmbH ��6

Inspire �� 39

INSYS MICROELECTRONICS GmbH ��37

Deutsches Institut für Urbanistik gGmbH ��42

Stadtwerke Energie Jena-Pößneck GmbH ��16

Ormazabal Anlagentechnik GmbH ��35

Leclanché SA ��5

Stadtwerke Jülich GmbH ��4

rku.it GmbH ��9

Stadtwerke Kerpen GmbH und Co. KG ��48

Robotron Datenbank-Software GmbH ��6

E.DIS Netz GmbH ��36

Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH �� 18-19

Stadtwerke Köln GmbH ��6

Seluxit A/S ��15

Emden Digital GmbH ��26

MTG AG ��23

Stadtwerke München GmbH ��6

sig Media GmbH & Co. KG ��8

EMH metering GmbH & Co. KG ��17

Naturstrom AG ��7

Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm GmbH ��22-23

smartOPTIMO GmbH & Co. KG ��13

EnBW ��7, 13

Netze BW GmbH ��13-14

TankE GmbH ��6

Theben AG ��7

enercity AG ��31, 44-45

Nordex SE ��10

TQ-Systems GmbH ��2

Enercon GmbH �� 7, 44-45

NTB Buchs ��39

Technische Hochschule Ostwestfalen-Lippe ��21

Energieforen Leipzig GmbH ��6

oneMETERING eG ��4

Technische Hochschule Ulm ��22-23

VIVAVIS AG ��31

Energiesysteme Groß GmbH & Co. KG �� 46-47

Ormazabal Anlagentechnik GmbH �� 44-45

The smarter E Europe ��6

ENERVIE - Südwestfalen Energie und Wasser AG �� 40-41

PFISTERER Holding AG ��4 Power Innovation Stromversorgungstechnik GmbH �� 44-45

Theben AG �� 17, 21, 22-23

digimondo GmbH ��31

ENERVIE Vernetzt GmbH �� 40-41

Janitza electronics GmbH ��9

PROBE-ABO

TenneT TSO GmbH �� 5, 36 The Things Industries ��47

ANTENNENTECHNIK Bad Blankenburg GmbH ��54 Apator SA ��11 Citel Electronics GmbH ��45

Trimble Solutions Germany GmbH ��5 VOLTARIS GmbH ��17 WAGO Kontakttechnik GmbH & Co. KG ��Half Cover ZENNER International GmbH & Co. KG ��29

Name / Vorname

Ja, ich möchte zwei aktuelle Ausgaben von 50,2 kostenlos zugesandt bekommen.

Entspricht das Magazin nicht meinen Erwartungen, werde ich spätestens 10 Tage nach Erhalt der zweiten Ausgabe eine schriftliche Mitteilung an die sig Media GmbH & Co. KG, Bonner Straße 205, 50968 Köln, senden. Die Lieferung wird dann eingestellt. Wenn Sie bis zu diesem Termin keine Nachricht von mir haben, möchte ich 50,2 im Jahresabonnement (8 Ausgaben) zum Preis von EUR 88,00 (inkl. Versandkosten und MwSt.) beziehen.

Firma / Institut Abteilung / Funktion Straße / Nr. PLZ / Ort Datum

sig Media GmbH & Co. KG Bonner Straße 205 50968 Köln/Germany

ANZEIGENINDEX

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

1. Unterschrift

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

2. Unterschrift

IMPRESSUM AUSGABE

06.2020 – 14. September 2020

Einzelpreis 12€

ISSN 2199-4102

REDAKTION Petra Quenel (V.i.S.d.P.), Tel. +49 221 921825-70, quenel@50komma2.de Jonas Reihl, Tel. +49 221 921825-72, reihl@50komma2.de Daniel Schäfer, Tel. +49 221 921825-54, schaefer@sig-media.de OBJEKTLEITUNG Stefan Grebe, Tel. +49 221 921825-52, grebe@50komma2.de VERTRIEB Harald Gehlen, Tel. +49 221 921825-20, gehlen@sig-media.de Jennifer Strotkamp, Tel. +49 221 921825-71, strotkamp@sig-media.de GRAFIK Katrin Lange, Tel. +49 221 921825-31, lange@sig-media.de Katharina Mende, Tel. +49 221 921825-30, mende@sig-media.de José Benedikt Krohn, Tel. +49 221 921825-31 INTERNET Hardy Möller, Tel. +49 221 921825-34, moeller@50komma2.de VERLAG sig Media GmbH & Co. KG, Bonner Straße 205, 50968 Köln Tel. +49 221 921825-50, Fax +49 221 921825-16, www.sig-media.de DRUCK D +L PRINTPARTNER GmbH, Schlavenhorst 10, 46395 Bocholt Tel. +49 2871 2466-0, info@dul-print.de, www.dul-print.de

© Copyright sig Media GmbH & Co. KG, Köln. Das Magazin und alle in ihm enthaltenen Beiträge sind urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung außerhalb der engen Grenzen des Urheberrechtsgesetzes ist ohne Zustimmung des Verlages unzulässig und strafbar. Dies gilt insbesondere für Vervielfältigungen, Übersetzungen, Mikroverfilmungen und die Einspeicherung und Bearbeitung in elektronischen Systemen. Mit der Annahme des Manuskriptes und seiner Veröffentlichung in dieser Zeitschrift geht das volle Verlagsrecht sämtlicher abgedruckter Beiträge inklusive darin enthaltener Fotos und Abbildungen für alle Sprachen und Länder einschließlich des Rechts der Vervielfältigung und Wiedergabe auf fotomechanischem oder ähnlichem Wege, im Magnetverfahren, Vortrag, Funkund Fernsehsendung sowie Speicherung in Datenverarbeitungsanlagen an sig Media GmbH & Co. KG über. Dies gilt auch für die auszugsweise Wiedergabe sowie den Nachdruck von Abbildungen und Fotos. Die Wiedergabe von Gebrauchsnamen, Handelsnamen, Warenbezeichnungen usw. in 50,2 berechtigt auch ohne besondere Kennzeichnung nicht zu der Annahme, dass solche Namen im Sinne der Warenzeichen- und Markenschutz-Gesetzgebung als frei zu betrachten wären und daher von jedermann benutzt werden dürfen. Eine Haftung für die Richtigkeit der Veröffentlichungen kann trotz sorgfältiger Prüfung durch die Redaktion vom Verlag und Herausgeber nicht übernommen werden.

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50,2 - 6/2020

Articles inside

ANBIETERVERZEICHNIS

ERZEUGUNG UND SPEICHER

ZAHLEN & FAKTEN

Ersatzklemme aus dem 3D-Drucker

Schnelllader ans Netz

Elektromobilität für die Smart City

Transparenz auf der letzten Meile

Smart City Emden

Grünes Licht für Kunden

Redispatch 20 automatisieren