Robuste Kommunikation für Energieversorgungsnetze

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_0C72M_Siemens_Ruggedcom_ET02.pdf;S: 1;Format:(210.00 x 297.00 mm);06. Mar 2014 13:08:15

Robuste Kommunikation für Energieversorgungsnetze siemens.de/ruggedcom

Gerade im Energie-Bereich sind Wirtschaftlichkeit und Verfügbarkeit eng miteinander verknüpft. Niemand weiß das besser als Siemens: Wir bieten zuverlässige und effiziente Kommunikationslösungen für Energienetze. Unser RUGGEDCOM-Portfolio beinhaltet Produkte, die voll konform sind zu den Standards IEC 61850-3, IEEE 1613, IEEE 1588 und IEC 62439-3. Unsere RUGGEDCOM-Switches, Router und Software-Lösungen wurden im Hinblick auf das extreme Umfeld der Versorgungsunternehmen entwickelt und erlauben zuverlässige Kommunikation in jeder Umgebung. So robust kann Kommunikation sein.

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Answers for industry.

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06.03.14 10:01

_0C7DR_Testo_ET02.pdf;S: 1;Format:(105.00 x 297.00 mm);07. Mar 2014 15:55:35

Editorial

Technologie löst Netzintegrationsprobleme erneuerbarer Energien

Hagen Lang,

[email protected] Energie&Technik

Die Energiewende verlangt Netzbetreibern und Energieversorgern einiges ab. Der Bundesgerichtshof verurteilte kürzlich einen Netzbetreiber zum Ersatz für die in seinem Versorgungsgebiet durch Spannungsspitzen entstanden Schäden an Haushaltsgeräten. Er als Netzbetreiber sei als »Hersteller« der Elektrizität im Sinne des Produkthaftungsgesetzes einzustufen und hafte daher voll für Überspannungs-Schäden . Die Integration der erneuerbaren Energien in das bestehende Energieversorgungssystem ist in vielfacher Hinsicht eine Herausforderung. Wie E.ON durch Power-To-Gas-Technologie die Speicherproblematik der Erneuerbaren zu lösen versucht, lesen Sie ab S. 6 in unserem Spezial »Energieversorger – the next generation«. Zum endlich Fahrt aufnehmenden Smart Meter Rollout positioniert sich das Stadtwerkebündnis Trianel, indem es Smart Meter für die Lösung der Netzintegrations-Problematik Erneuerbarer-Energie-Anlagen nutzt (S. 10). Auch regelbare Ortsnetztransformatoren (S. 12) helfen, teure Netzausbauten zu vermeiden. Dass Smart Meter zur automatisierten Abrechnung allein viel zu schade sind, erfuhr der dänische Versorger SEAS-NVE nach der Installation von 380.000 Smart Metern (S. 18): Sie bilden die Grundlage für dessen kostensparenden Automatisierungsprozesse. Die Position und Geschäftskonzepte der PV-Branche identifizieren Branchenexperten ab S. 22. Wie Unternehmen der Messund Prüftechnik auf die Herausforderungen der Energiewende reagieren und wie sie zur Lösung der Speicherproblematik der erneuerbaren Energien beitragen, lesen Sie ab S. 28. Energiesparende Innovationen der Beleuchtungstechnik und eine Vorschau auf die Light+Building finden Sie ab S. 34. Erste Smart Meter Gateway-Feldversuche sind endlich für diesen Sommer zu erwarten (S. 45). Die Telekom, NXP Semiconductors und Dr. Neuhaus testen BSI-Schutzprofil-konforme Gateways, für die sich neu interessante Remote-Management-Lösungen abzeichnen (S. 38). Mehr über die Highlights der diesjährigen Hannover-Messe aus dem Bereich Netzertüchtigung für die Energiewende erfahren Sie ab S. 47. Dass Gefahren der intelligenten Stromnetze real sind, zeigt der weltweit erste Smart Meter-Abrechnungsskandal aus Malta, wo kriminelle Mitarbeiter des EVU durch den Einbau manipulierter Smart Meter Strom im Gegenwert von mindestens 30 Millionen Euro »stahlen« (S. 42). Wie sich in Deutschland solche Vorkommnisse vermeiden lassen, erklärt uns Sicherheitsexperte Professor Pohl von der SoftScheck GmbH ab S. 44. Das lange Warten auf Smart Meter wird sich in Deutschland durch ein Plus an Sicherheit auszahlen. Ihr Hagen Lang

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Raumakzente und einfachere Montage – Leuchtflächen und -bänder • Seite 34

Special

Mess- und Prüftechnik

Energieversorger – the next generation

Li-Ionen-Batterien prüfen – aber sicher! Testlabore für Li-Ionen-Batterien benötigen eine ausgefeilte Sicherheitsausstattung .................................28

Power-To-Gas: Wasserstoff aus Windenergie ........................................................6 Ganzheitlicher Ansatz Smart Meter als Last-, Einspeise und Netzüberwachungsmanager ........................ 10 Intelligente Spannungsregelung im Mittelspannungsnetz Regionale Smart Grids – schon heute machbar .................. 12 Versorgung sichern Schutztechnik für dezentrale Energieanlagen .................... 15 Stadtwerke Neu-Isenburg, Werraenergie und der Energieversorgung Main-Spessart rku.it übernimmt Systemlandschaften von drei Energieversorgern ........................................................ 17

Energiewende erfordert Strategie-Änderungen Neue Techniken sollen dem Erdgas-Business auch künftig Erfolg verschaffen .................................................30

SEAS-NVE Smart Meter Rollout EVU macht im Datenstrom den Fahrtenschwimmer ........ 18 Spannungsregler Umspannwerke einfach automatisieren .......................... 20

Lighting Effiziente öffentliche Beleuchtung LEDs plus Lichtverwaltungssystem senken Kosten ............32 Leuchtflächen und -bänder Raumakzente und einfachere Montage ..................................34

Messeausblick Light + Building

Photovoltaik

Light + Building vom 30.3.-4.4.2014 Lichtideen für das energieeffiziente Smart Powered Building ...............................................................36 Produktneuheiten .........................................................................36

Der deutsche PV-Markt 2014: Neue Business-Konzepte braucht das Land! ........................ 22

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_0C5DY_EBV_ET02.pdf;S: 1;Format:(105.00 x 297.00 mm);25. Feb 2014 09:51:00

Erster Stromabrechnungsbetrug mit manipulierten Smart Metern • Seite 42

Smart Home / Smart Metering Titel Remote Management ohne VPN-Konfiguration Fernwartungslösung auf Cloud-Basis als Grundlage für intelligente Energie-Management-Systeme ..................38 EMH metering Hoher Entwicklungsaufwand muss jetzt Früchte tragen ............................................................41 Malta Erster Stromabrechnungsbetrug mit manipulierten Smart Metern ..............................................42 Smart Meter Manipulation Schutz gegen kriminelle Insider ist möglich .........................44 Smart Meter Gateway Dr. Neuhaus, NXP Semiconductors und Deutsche Telekom kooperieren ........................................45

Mit uns blüht Ihnen was!

Messeausblick Hannover Messe

Intelligentes Energiemanagement von EBV

Industrie 4.0 – auch Thema für den Energiesektor Energie und Automatisierung sind die beiden wichtigsten Themen auf der Hannover Messe .............................................47

Unsere Gesellschaft verlangt nach immer mehr Energie und fossile

Produktneuheiten .........................................................................47

Brennstoffe sind endlich. EBV unterstützt seit Jahren Kunden in allen Bereichen der erneuerbaren Energien: Von der Kommunikation im Smart-Grid über das Metering und die High-Power-Themen Solarund Windenergie bis zur Energie-Speicherung. Informationen zu all diesen Bereichen und noch viel mehr finden Sie ab jetzt auch auf unserer neuen Website. Dort finden Sie Themen wie Meter/DCU, Referenz-Boards, Inverter/Converter und Kommunikations-Anwendungen wie Powerline oder LowPower-RF mit vielen Details zu den Technologien ZigBee®, Wmbus, 6LoWPAN, GSM/GPRS und LPBluetooth. Besuchen Sie uns jetzt unter ebv.com/renewableenergies oder kontak-

Rubriken Editorial

tieren Sie Ihre EBV Partner vor Ort.

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Inserentenverzeichnis ................................................................................................ 50 Impressum ................................................................................................................................. 50

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EBVRenewableEnergies Distribution is today. Tomorrow is EBV! www.ebv.com/de

Special • Energieversorger – the next generation ■ E.ON Windgas

Bild: E.ON

Power-To-Gas: Wasserstoff aus Windenergie

Im brandenburgischen Falkenhagen betreibt E.ON eine Power-to-Gas-Anlage zur Evaluierung der Technologie im Dauerbetrieb. Falkenhagen produziert »Windgas«: Strom aus Windkraftanlagen betreibt Elektrolyseure, deren Wasserstoff in das Hochdruck-Gasübertragungsnetz der ONTRAS eingespeist wird.

Je weiter die Energiewende fortschreitet, desto dringender wird der Bedarf an Speichermöglichkeiten für die stark fluktuierend anfallenden regenerativen Energien. Wie Dr. Rainer Speh, Vorsitzender der Energietechnischen Gesellschaft im VDE und Vice President – Head of Technology Innovation bei Siemens Infrastructure & Cities, auf der Smart Energy Conference der Fachhochschule Dortmund ausführte, sind die heutigen Speichermöglichkeiten jedoch sehr begrenzt.

entspricht. Mit den heutigen Speichern ist kein Staat zu machen, jedenfalls kein energiegewendeter, hochindustrialisierter, der auf Atomkraft und fossile Energieträger weitgehend verzichten will. Die Kapazität von Batteriespeichern ist in Deutschland noch ähnlich bescheiden wie die der Pumpspeicherkraftwerke. Wenn die erneuerbaren Energie-Anlagen bei Erzeugungsspitzen nicht abgeschaltet werden sollen, um die Stromnetze zu schützen, muss ein zusätzlicher Speicher gefunden werden.

Die gesamte Energiespeicherkapazität aller deutschen Pumpspeicherkraftwerke beträgt gerade einmal 40 GWh, was in der Analogie von Dr. Speh lediglich dem Energiegehalt eines würfelförmigen DieselTanks mit einer Kantenlänge von 16 m

Wind- und Sonnenenergie lassen sich über den Umweg der Elektrolyse auch als chemische Energie speichern. Dabei wird Wasser unter Hinzufügung von Energie in Wasserstoff und Wasser aufgespalten. Dieser Wasserstoff reagiert bei Zugabe von

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Die Container beherrbergen die sechs Hydrogenics-HySTAT-Elektrolyseure. Sie können zusammen pro Stunde bis zu 360 m3 Wasserstoff produzieren.

CO2 zu Methan und Wasser. Für Wasserstoff und Methan existieren in Deutschland Speicher, Gasspeicher und Kavernen, vor allem aber das Gasversorgungsnetz. Es kann etwa 220 TWhth bzw. 110 TWhel an Energie aufnehmen. Weil Wasserstoff korrodierend auf die Legierungen der Gasleitungen wirkt, besteht gegenwärtig eine Einspeisungsobergrenze von 5 Prozent Wasserstoffanteil in dem für Erdgas gebauten Rohrleitungsnetz. Die Erweiterung der Obergrenze auf 15 Prozent wird gegenwärtig erforscht. Theoretisch ließe sich damit bereits die gesamte heute regenera-

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Special • Energieversorger – the next generation tiv erzeugte Energie im deutschen Erdgasnetz speichern. Vor diesem Hintergrund testet Energieversorger E.ON die Power-to-Gas-Technologie und die anschließende Einspeisung des Wasserstoffs in das Gasversorgungsnetz. Mehr als 5 Millionen Euro investierte E.ON in die Windgasanlage im brandenburgischen Falkenhagen, an dem die Technologie erforscht und weiterentwickelt wird. »Um den Anteil von wetterabhängigem Windstrom an unserer Stromerzeugung in den kommenden Jahren weiter erhöhen zu können, brauchen wir auch neue Speicherkapazitäten«, sagt Prof. Dr. Klaus-Dieter Maubach, Mitglied des Vorstandes der E.ON AG, zuständig für Tech-

Für die E.DIS AG ist es als Betreiber des Strom- und Gasnetzes interessant, den Nutzen von Power-to-Gas für ihre SmartGrid-Optimierung, besonders im Mittelspannungsbereich bis 20 kV, zu evaluieren. Auch intelligent aufgerüstete Netze gelangen bei schwankender EE-StromEinspeisung einmal an ihre Grenzen. Statt die Netze weiter auszubauen, wäre die Power-to-Gas-Technik eine Option, um das Stromnetz zu entlasten und die gewonnene Energie trotzdem für eine spätere Nutzung zu speichern. Dr. Ingo Luge, Vorsitzender der Geschäftsführung der E.ON Deutschland, glaubt an das Potential der Technik: »Diese Art der Speicherung gilt als eine der Schlüsseltechnologien für die Energiewende. Damit wird die ande-

und Sauerstoff aufgespalten. Der Zellstapel besteht aus einer Serie verbundener kreisrunder Elektrolysezellen, deren je zwei Elektroden auf den gegenüberliegenden Seiten einer patentierten anorganischen Ionen-Austauschmembran sitzen, die von Hydrogenics selbst hergestellt wird. Die Membran ermöglicht den Ionen-Transfer mit einem Minimum an Widerstand und verhindert die Wiederverbindung von Wasserstoff und Sauerstoff zu Wasser. Wenn das Projekt im Dezember 2015 endet, werden die Beteiligten wichtige Erfahrungen mit dem Dauerbetrieb einer Power-to-Gas-Anlage gesammtelt haben. Dass diese Erfahrung in Zukunft wichtig wird, davon ist man bei E.ON überzeugt.

Der technische Aufbau der Pilotanlage Falkenhagen

nik und Entwicklung. »Dabei ist die Nutzung der bestehenden Erdgasinfrastruktur zur Speicherung von Wasserstoff langfristig ein erfolgversprechender Ansatz, bei dem wir unsere Stärken als Strom- und Gasunternehmen in besonderer Weise werden kombinieren können«, so Maubach weiter. Falkenhagen war als Standort für E.ON attraktiv, weil die Region über ein hohes Windstromaufkommen verfügt und in der Nähe vorhandener Gas- und Strominfrastruktur sowie eigener Betriebsstellen liegt. Die Anlagenleistung der Falkenhagener Anlage beträgt etwa 2 MW, was einer stündlichen Produktion von 360 m3 Wasserstoff entspricht. Bei dem Projekt der E.ON Gas Storage kooperieren der Netzbetreiber E.DIS AG, die E.ON New Build & Technology GmbH sowie die Schweizer Swissgas AG, die einen Teil des erzeugten Wasserstoffs abnehmen wird.

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renfalls notwendige Abschaltung von Windkraftanlagen bei Netzengpässen vermieden und die Ausbeute der Erzeugung von Windstrom steigt.« Als Technik verwendet die E.ON-Anlage sechs alkalische Wasserelektrolyseure des Typs HySTAT 60 der belgischen Firma Hydrogenics, die bei einer Leistungsaufnahme von 6 mal 330 kW 6 mal 60 m3 Wasserstoff pro Stunde produzieren. Der Ausgangsdruck beträgt 10 barg, die Wasserstoffeinspeisung erfolg über eine molchbare DN 100 Pipeline. Mit ihrer bis ins Jahr 1948 zurückreichenden Historie gehört die Firma Hydrogenics zu den erfahrensten und innovativsten Elektrolyseur-Herstellern der Welt. Kernstück der Wasserelektrolyseure ist Hydrogenics proprietärer Zellen-Stapel des Typs IMET. Die Gas-Reinheit kann bis zu 99,999 Prozent gewählt werden. Im Zellen-Stapel wird Wasser mittels Gleichstrom in seine Komponenten Wasserstoff

»Der Bedarf an Speicherkapazitäten wächst mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien«, weiß Dr. Andrei Zschocke, Programm-Manager Power to Gas beim E.ON Innovation Center Energy Storage. Zur Lösung der Energiespeicherproblematik sei die Wasserstofferzeugung aus regenerativem Strom »eine der wichtigsten Lösungen, weil sie den Umsatz großer Energiemengen erlaubt und gleichermaßen unterschiedliche Marktsegmente verbindet«, so Zschocke. Jedoch könne die Power-to-Gas-Technologie nur ein Baustein der Energiewende sein. Zschocke weiter: »Erst die Kombination einer Vielzahl unterschiedlicher Speicherlösungen, intelligenter Netze und flexibler Erzeugung wird den Umstieg auf ein erneuerbares Energiesystem möglich machen. Das gilt nicht nur in technologischer Perspektive, sondern auch im Hinblick auf die künftige Bezahlbarkeit der Energie und die Versorgungssicherheit.« (hl) 

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Plant-wide Integrated Solutions für die Glas- & Solarindustrie Anlagen in der Glas- & Solarindustrie müssen mit äußerster Produktivität arbeiten, um über ihren gesamten Lebenszyklus hinweg wirtschaftlich zu bleiben. Produkte müssen in kürzester Zeit auf den Markt gebracht werden, um den Anforderungen der Industrie gerecht zu werden. Der Schlüssel hierzu ist, das gesamte Potenzial einer Anlage zu identifizieren und zu nutzen. Die Plant-wide Integrated Solutions von Siemens tragen deutlich zu nachhaltigem Unternehmenserfolg bei. Standardisierte Hard- und Software auf der Basis von Totally

Integrated Automation reduzieren Engineeringaufwand und Schnittstellen. Advanced Process Control trägt dazu bei, den Ertrag einer Anlage und die Produktqualität zu verbessern. Totally Integrated Power, energieeffiziente Antriebstechnik und die Nutzung von Abwärme machen bei der Minimierung des Energieverbrauchs einen merklichen Unterschied. Siemens Industry Software unterstützt die Entwicklung innovativer Produkte und hocheffizienter Fertigungsstraßen. Der umfassende Ansatz unserer Plantwide Integrated Solutions hilft Ihnen, die Time-to-Market zu verkürzen und die Produktivität Ihrer Anlage zu steigern.

Answers for industry.

Special • Energieversorger – the next generation ■ Ganzheitlicher Ansatz

Smart Meter als Last-, Einspeiseund Netzüberwachungsmanager Nur zu Abrechnungszwecken sind Smart Meter viel zu schade. Das StadtwerkeNetzwerk Trianel hat das erkannt und an der Entwicklung von Modulen mitgewirkt, die als Steuermodule für PV- und Windkraftanlagen und Lasten wie Nachtspeicher fungieren.

Allmählich kommt der Smart Meter in Deutschland auf die Zielgerade, die letzten technischen und bürokratischen Hürden werden genommen. Nachdem die EU im Herbst den Entwurf der deutschen Messsystemverordnung genehmigt hat und die letzten technischen Feinheiten geregelt werden, scheint es, als ob der Aufbau intelligenter Energieversorgungssysteme in Deutschland nun endlich losgeht. Wenn in Zukunft deutsche Smart Meter mittels Public-Key-Verfahren asymmetrisch verschlüsselt mit den Servern der EVU kommunizieren, kann man mit Recht behaupten, das sicherste Smart Grid der Welt zu betreiben. Angesichts des ewig und drei Tage angekündigten Smart Meter Rollouts kann man sich die Feststellung nicht verkneifen, dass viele Köche den Brei nicht unbedingt verderben, aber seine Zubereitung doch erheblich verzögern. Beim nächsten Projekt ähnlichen Kalibers sollten sich die Verfahrensbeteiligten um eine etwas zügigere Gangart bemühen, von der Europäischen Union über das Bundeswirtschaftsministerium, die Bundesregierung, die Branchenvertreter, die Physikalisch-Technische-Bundesanstalt und den Bundesbeauftragen für den Datenschutz bis zum Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik. Als universelle Problemlöser werden Smart Meter nach dem Rollout als unverzichtbar gelten, denn schon jetzt ist klar, dass sie viel mehr können, als nur die Strom-, Gas-, Wasser- und Wärmeabrechnung zu automatisieren. Sie eignen sich auch zur Überwachung des Netzzustandes im Niederspannungsnetz und der Span-

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Smart Metering kann als ganzheitlicher Ansatz verstanden, die Grundlage umfassender Prozessautomatisierung werden.

nungsqualitätsmessung und ermöglichen die Erstellung von Lastprofilen, Fernabschaltung und die definierte Begrenzung des Stromdurchsatzes. Auf einige dieser Fähigkeiten baut der Gesetzgeber bereits, wenn er den Einbau von Smart Metern im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) Stromkunden vorschreibt, deren Jahresverbrauch 6.000 kWh übersteigt, oder Betreibern von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien (über 7 kW) und von Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen. Mit der Entwicklung sinnvoller Einsatzszenarien für Smart Meter, die über das reine Mess- und Abrechnungswesen hinausgehen, hat sich intensiv die Trianel GmbH beschäftigt, Europas größter Stadt-

werkeverbund mit über 100 Gesellschaftern aus dem Kommunalbereich, denn auch sie sieht den Smart Meter Rollout auf der Zielgerade: »Nach dem Abschluss des europäischen Notifizierungsverfahrens zum Entwurf der Messsystemverordnung wird für das Frühjahr 2014 nun das noch ausstehende Verordnungspaket für den Smart Metering Rollout erwartet«, so Tim Karnhof, Leiter Smart Metering bei Trianel. Die Fähigkeit der Smart Meter, genaue Lastprofile der Kunden erstellen zu können, macht sich Trianel in einer Kooperation mit den Rastatter star.Energiewerken zunutze, mit denen sie neue Tarife für Gewerbekunden entwickelt. »Wir als Energiedienstleister können spezielle Tarife für Verbrauchsspitzenzeiten entwi-

_0C77P_NZR_ET02.pdf;S: 1;Format:(58.00 x 260.00 mm);07. Mar 2014 10:05:42

ckeln«, sagt Olaf Kaspryk, Geschäftsführer der star.Energiewerke GmbH. Von Trianel mit entwickelte Smart Meter finden bei den Osterholzer Stadtwerken zur Steuerung von 100 PV-Anlagen Einsatz, die damit EEG-konform ansteuerbar werden. Die letzte EEG-Änderung sieht vor, dass PV-Anlagen bis 30 kWp entweder dauerhaft auf 70% abgeregelt werden oder sich einem Einspeisemanagement unterwerfen müssen. »Mit dem Einsatz der Smart-Metering-Technologie zur Fernsteuerung unserer PV-Anlagen kommen wir den gesetzlichen Vorgaben gemäß EEG nach«, sagt Christian Meyer-Mannerström, Geschäftsführer der Osterholzer Stadtwerke.

Vier Leistungsstufen »Mit dieser Technik können wir das Einspeisemanagement für unsere Photovoltaik-Anlagen in vier Leistungsstufen steuern und damit immer so viel Sonnenstrom wie möglich einspeisen, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden«, so Meyer-Hammerström weiter. Die Smart Meter erlauben eine Ansteuerung der PVAnlagen in den Leistungsstufen 100%, 60%, 30% und 0%, und die Steuerung erfolgt gegenüber der herkömmlichen Rundsteuer-Technik in Echtzeit und über eine einheitliche Steuer-Plattform, was den Prozess- und Kommunikationsaufwand minimiert. »Die einheitliche Steuerung über die zentrale Plattform von Trianel ermöglicht weitere Synergien«, sagt Trianels Smart-Meter-Spezialist Tim Karnof. Auch die Stadtwerke Warburg haben sich für die Trianel-Steuertechnik entschieden, um PV-Anlagen mit 100% ihrer Leistung am Netz betreiben zu können. »Mit dem Einsatz der Smart-Metering-Technologie bei den in unserem Stadtgebiet betroffenen PV-Anlagen kommen wir nicht nur der gesetzlichen Nachrüstpflicht nach, sondern profitieren auch von der Sicherheit und Zukunftstauglichkeit der von Trianel entwickelten Messsysteme«, sagt Karl-Heinz Fleischhacker, Geschäftsführer der Stadtwerke Warburg. Wäh-

rend die Stadtwerke Warburg weiterhin Messstellenbetreiber sind, agiert Trianel als Messdienstleister und übernimmt die Rolle des Systemintegrators. Doch nicht nur bei der Integration von PV-Anlagen in das Niederspannungsnetz sind Smart Meter nützlich. Tim Karnhof erklärt: »Die von uns entwickelte SmartMetering-Lösung ermöglicht schon heute, die im Paragraphen 14a EnWG geforderte Schaltung von unterbrechenbaren Lasten im Niederspannungsnetz zu gewährleisten, wie beispielsweise bei Heizstäben oder Nachtspeichern.« Bewährt haben sich die Smart Meter auch bei der Steuerung von Windkraftanlagen. Die Windenergieanlagen des Typs Enercon im von Trianel betriebenen 27 MW starken Windpark Eisleben werden ebenfalls mit intelligenter Technik in die Netze integriert. Damit die Netzqualität trotz fluktuierenden Windaufkommens gewährleistet bleibt, werden die Windkraftanlagen mit Smart Metern und intelligenter Steuerungstechnik ferngesteuert und -geregelt. Ab März 2014 lieferbar ist das Schaltmodul CSM 124 von theben, das die Funktionen des CONEXA Smart Meter Gateway um Fernsteuer-Fähigkeiten von Erneuerbare-Energie-Anlagen erweitert. Die bereits von zehn kommunalen Stadtwerke-Partnern der Trianel eingesetzten CONEXA Smart Meter Gateways erweitert das Schaltmodul um eine vierstufige Leistungssteuerung gemäß EEG-Vorgaben, etwa für Windkraft- oder PV-Anlagen. Es verfügt über vier potentialfreie Ausgänge, vier Relais mit 16 A und einen Kommunikationsanschluss zur Anbindung an Smart Meter Gateways. Das Schaltmodul CSM 124 erlaubt den Einstieg in die Fernsteuerung von Erneuerbare-Energie-Anlagen, »die den neuesten technischen und rechtlichen Standards entspricht«, sagt Tim Karnof, »und ermöglicht die Prozessoptimierung an vielen Stellen der energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette, um die Synchronisation volatiler Leistungen und Lasten gewährleisten zu können«. (hl)  2/2014

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Special • Energieversorger – the next generation ■ Intelligente Spannungsregelung im Mittelspannungsnetz (ISM)

Regionale Smart Grids – schon heute machbar Mittels regelbarer Ortsnetztransformatoren sowie geeigneter Mess-, Datenlogging- und Übertragungstechnik lassen sich schon heute »smarte« Mittelspannungsnetze mit intelligenter Spannungsregelung aufbauen. Ein teurer Netzausbau ist so in vielen Fällen vermeidbar; zudem können die Netze dann erneuerbare Energien und Elektromobilität problemlos integrieren.

Von Robert Torscht, Dipl.-Ing. (FH) Nachrichtentechnik, Applikationsingenieur bei Insys icom

Die Zäsur »Energiewende« zeigt, dass mit der landauf, landab installierten Technik nicht mehr alle anstehenden Herausforderungen bewältigt werden können. Gleichzeitig aber fordert das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) zum einen die technische Sicherheit von Energieanlagen (§49 Abs. 2 bis 4) und zum anderen technische Mindestanforderungen, um die Interoperabilität der Elektrizitätsversorgungsnetze sicherzustellen (§19). Das heißt für die Netzbetreiber, dass sie den Normalbetrieb und den Netzfehlerfall auch bei Einspeisung großer Mengen von Strom aus EEGErzeugungsanlagen (Erneuerbare-Energien-Gesetz) bewerkstelligen müssen. Ein Projekt in Regensburg mit Beteiligung der Regensburger Energie- und Wasserversorgung AG & Co. KG (Rewag), der Regensburg Netz GmbH, der OTH Regensburg (Ostbayerische Technische Hochschule) und der Maschinenfabrik Reinhausen GmbH (MR) zeigt Lösungen auf. Die eingespeiste Leistung dezentraler Stromerzeugungsanlagen hat in den letzten Jahren alle Prognosen übertroffen. Deshalb sind EEG-Erzeugungsanlagen bereits heute systemrelevant. Besonders hart trifft dies die Betreiber von Verteilnetzen, denn wie die Transportnetze waren auch die Verteilnetze bisher nicht für reverse power flow konzipiert. Eine der Herausforderungen ist die Einhaltung des Spannungsbands in den unterschiedlichen Netzebenen. Die Integration dezentraler EEGErzeuger durch wirksame Maßnahmen

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Alle zehn Sekunden werden 16 Messwerte ausgelesen und nach einer Vorverarbeitung im Mobilfunkrouter als XML-Datei per E-Mail verschickt. Gleichzeitig bietet der Mobilfunk-Router einen sicheren Zugang zum Fernwirken/Fernwarten.

zur Einhaltung des Spannungsbands (nach DIN EN 50160) ist eine Herkulesaufgabe für die Verteilnetzbetreiber, doch letzten Endes unabdingbar: um notwendige Netzausbauten zu reduzieren oder auf einen vertretbaren Zeitraum zu verteilen sowie um Fehlinvestitionen zu vermeiden, geht es doch um Kosten für die deutschen Verteilnetzbetreiber von etwa 11 bis 16 Mrd. Euro bis 2030 (laut Dena-Verteilnetzstudie). Im Gebiet der Rewag hat sich seit der Jahrtausendwende die installierte Leistung von PV-Anlagen vor allem auf dem Land fast exponentiell entwickelt. Der weitaus größte Teil dieser Anlagen ist an das Niederspannungsnetz angeschlossen (400 V), nur wenige Anlagen im MW-Bereich speisen in das Mittelspannungsnetz (20 kV)

ein. »Um das Spannungsband nach DIN EN 50160 einzuhalten, lassen sich unsere Netze nur zu einem Bruchteil ihrer thermischen Belastbarkeit ausnutzen, teilweise nur bis zu 25 Prozent«, wie Clemens Thomas, Leiter strategische Planung und Handlungsbevollmächtigter der Regensburg Netz GmbH, erläutert. »Daher sind intelligente Maßnahmen zur Spannungshaltung dringend gesucht, um teuren Netzausbau zu vermeiden.« Wichtige netzseitige Ansätze zur Verbesserung der Spannungshaltung seien regelbare Ortsnetztransformatoren, Blindleistungsregelung und intelligente Spannungsregelung. Im Rahmen des Projekts »Intelligente Spannungsregelung in Mittelspannungsnetzen (ISM)« der Projektpartner Rewag, OTH und MR wurden zunächst signifi-

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kante Messwerte von Ortsnetztransformatoren erfasst, übertragen und ausgewertet. Zusätzlich wurden aus den fernüberwachten Netzknoten Strom- und Spannungswerte des Mittelspannungsnetzes erfasst. Ziel war der Aufbau eines realen Smart Grid, das durch intelligente Spannungshaltung und ohne Netzausbau noch Integrationspotenzial für regenerative Energien und Elektromobilität hat. Die Spannungshaltung leisten bisher schon Regeltransformatoren, die mit MRSpannungsreglern und MR-Laststufenschaltern ausgestattet sind. Dabei ist der Laststufenschalter das Stellglied im Spannungsregelkreis, welches das benötigte Übersetzungsverhältnis des Transformators und somit die von der DIN EN 50160 geforderte Spannungshöhe im Netz anpasst. »Intelligent wird die Spannungshaltung im Mittelspannungsnetz erst dann, wenn unserem Spannungsregler aktuelle Messwerte aus dem weit verteilten Niederspannungsnetz zur Verfügung stehen«, wie Alexei Babizki, Leiter Netzintegration der Maschinenfabrik Reinhausen, erklärt. Weil aber in den Netzen genau diese Messwerte mangels Datenkommunikation nicht verfügbar sind, haben sie bisweilen keine oder zu wenig Lernfähigkeit für dynamische Prozesse. Deshalb kam der Informations- und Kommunikationstechnik

(IKT) eine besondere Rolle bei der Beobachtung der Netzdynamiken zu. Die Anforderungen an die Datentechnik sind einerseits die sichere und schnelle Kommunikation aus allen Trafostationen sowie andererseits die ressourcenschonende Speicherung, die kundenspezifische Verarbeitung und der verschlüsselte Versand der Messwerte im XML-Format. Wie ließen sich diese Anforderungen erfüllen? »Mit Mobilfunkanbindung und Datenverarbeitung gleich im Mobilfunkrouter, denn so gut wie keine OrtsnetzTrafostation hat einen Telefon- oder Datenanschluss«, erläutert Anna Wels, Project Manager Energy bei Insys icom, »Unsere Geräte – eine Kombination aus Mobilfunkrouter, Datenlogger und kleinem Industrie-PC – verarbeiten die Messdaten direkt im Router und transportieren sie aus dem Feld in eine zentrale Datenbank. Und selbstverständlich ist das keine Einbahnstraße zur Messwertgewinnung, sondern auch zur Fernsteuerung netzeigener Betriebsmittel und kundeneigener EEGErzeuger nutzbar.« Zur Evaluierung des Themas »Optimierungs- und Sparpotentiale durch Smart Grids« wurden im Rahmen des ISM-Projekts 77 von über 1000

Der MLR 3G von Insys icom ist ein robuster Mobilfunk-Router mit intgriertem Switch und Linux-Umgebung für kundenspezifische Applikationen.

Transformatorstationen (Substations) in einem Teilgebiet der Rewag ausgewählt und mit Mobilfunkroutern des Typs MLR von Insys icom ausgestattet. In kritischen Infrastrukturen wie Verteilnetzen sind kryptografische Verfahren für Verbindungsaufbau und Datenübertragung unentbehrlich. Die Mobilfunkrouter von Insys icom erfüllen diese Bedingung, etwa mit zertifikatbasierter Authentisierung, IPsec, OpenVPN oder Portbased Security. Sie bieten zudem einen kundenspezifisch nutzbaren Speicher zum Datenloggen und eine Linux-Umgebung (Sandbox) für kundenspezifische Programme (Apps). Eine spezielle »eDetect«-App im Mobilfunkrouter liest beim ISM-Projekt alle zehn Sekunden 16 signifikante Messwerte des Ortsnetztransformators aus einem

_0C1QO_rku.it_ET02.pdf;S: 1;Format:(210.00 x 99.00 mm);07. Feb 2014 14:18:46

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Special • Energieversorger – the next generation Universalmessgerät (Janitza UMG 96 RM) aus. Vor der Speicherung der Messwerte im Router werden sie von der App komprimiert und mit Zeit und Datum »gestempelt«, damit die Messwerte aller Ortsnetztrafos später korrekt analysiert, korreliert und visualisiert werden können. Die Synchronizität ihrer Systemzeit stellen die Insys-Mobilfunkrouter über Network Time Protocol (NTP) sicher. Damit lässt sich auch bei den variablen Signallaufzeiten in den Mobilfunknetzen eine sekundengenaue Systemzeit im Router halten.

ketgrößen zur Sollwertübertragung für die ISM-Regelung wertvolle Erkenntnisse gewinnen, auch was die Netzeigenschaften der diversen Provider betrifft. Die Investitionen in Mess- und Datentechnik lohnen sich allemal, denn zum ursprünglich geplanten Nutzen addieren sich durch die permanent verfügbaren Zustandsdaten weitere Vorteile, etwa die Visualisierung von Tagesganglinien etwa der Wirkleistungen oder der Spannungsverlauf entlang eines Mittelspannungs-

Sensoren aus Niederspannungsnetz-Stationen erfasst und auf Mittelspannungsverhältnisse hochgerechnet. Durch die Analyse der Spannungswerte der untersuchten Ortsnetztransformatoren ließen sich neun Stationen mit exponierten Messwerten identifizieren. Dort wurden 3G-Industrierouter von Insys icom installiert, die die Messwerte ins oben genannte UW übermitteln. Diese Messergebnisse werden im MR-Spannungsregler »Tapcon 260« mit einem neuartigen Regelalgorithmus verarbeitet. Die daraus berechneten Werte steuern den im Transformator integrierten MR-Stufenschalter, der die nötige Stufung durchführt. Dank an der OTH entwickelter Regelalgorithmen wird ab sofort eine optimierte Regelung für das Mittelspannungsnetz erzielt, um die Netzspannung der jeweils aktuellen Lasttopologie bestmöglich anzupassen.

Während der zweijährigen Projektphase wurden 7,2 Mrd. Datensätze mit Messwerten ausgelesen. Die Messwerte werden von der App periodisch als XML-Datei per EMail an die Rewag und die OTH versandt. Die Berechnung des Wirkfaktors Cos Phi erfolgt auf dem Zielsystem. Die App selbst hat eine intelligente Kombination aus Abtast-, Sicherungs- und Übertra»Geht man von 1 Prozent Spangungsintervall für die Messwerte, nungsbanderweiterung durch die welche die Verarbeitungsgeintelligente Spannungsregelung im schwindigkeit, die SpeicherbelaMittelspannungsnetz aus«, sagt stung und die verfügbare MobilClemens Thomas von der Regensfunknetzbandbreite bestens ausburg Netz GmbH, »so würde dies nutzt. Neben der Datenvorverarbei Einhaltung der Spannungsbeitung im Feld sorgen die MLR für grenzen nach DIN EN 50160 enteinen ständig verfügbaren Zugang weder eine Erhöhung der Übertrain die Trafostationen: sowohl für Messgeräte und Mobilfunkrouter in einer Trafostation: gungskapazität des MittelspanFirmware-Updates und zum diWährend der zweijährigen Projektphase sind 7,2 Mrd. nungsnetzes um 50 Prozent oder rekten Aufschalten auf eines der Datensätze mit Messwerten ausgelesen worden. Die Messwerte werden für die Offline-Messung eine Erhöhung der ÜbertragungsUniversalmessgeräte als auch zum periodisch als XML-Datei per E-Mail versandt. kapazität des NiederspannungsFernwirken über weitere, am netzes um 33 Prozent erlauben.« 4-Port-Switch anschließbare IPGeräte wie Steuerungen und Aktoren. Für strangs innerhalb eines Tages. Richtig indie ständige Erreichbarkeit der Mobilfunk- teressant wird es dann, wenn durch ge- Netzbetreiber haben mit den Routern von router über verschlüsselte Verbindungen schickte Datenanalyse Fehler aufgespürt Insys icom einen detaillierten Einblick in sorgt der VPN-Netzwerkdienst »Insys Con- und Störungen sofort erkannt werden ihre Netze. Dann ist rasch klar, wo Hotnectivity Service«, eine Lösung zur auto- können, etwa die zu hohe Sekundärspan- spots nur durch einen schnellen Netzausbau beseitigt werden können – aber auch, matischen VPN-Konfiguration der Endge- nung eines Ortsnetztrafos. wo Investitionen erst später oder gar nicht räte sowie für Client-Verwaltung und Bisher wurde die Mittelspannung durch nötig werden. »Unser Projekt bringt einen Zertifikats-Management auf Webbasis. Laststufenschalter am Trafo im Umspann- Gewinn für alle Seiten und das Smart Grid Im ISM-Projekt wurden alle Trafostationen werk (UW) auf die Sammelschienenspan- generell«, sagt Clemens Thomas: »Es beüber Mobilfunk angebunden. Aus dem nung geregelt – ohne zu wissen, welche reitet den Weg hin zur intelligenten SpanVergleich der 2G- und 3G-Mobilfunknetze Spannungen in den weitverteilten Netzen nungsregelung im Mittelspannungsnetz hinsichtlich der Latenzzeiten (Ping Perfor- tatsächlich herrschen. Jetzt werden neun mit Messdatenkommunikation, Blindleimance Tests) und Paketumlaufzeiten reale und aktuelle Indikatoren (Span- stungsregelung und regelbarem Ortsnetz (RTT) ließen sich für unterschiedliche Pa- nungen, Leistungen) durch abgesetzte transformator.« (ak)

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■ Versorgung sichern

Schutztechnik für dezentrale Energieanlagen Der Anteil erneuerbarer Quellen an der Energieerzeugung wächst. Dieser Umbruch bedeutet weit mehr als das Abschalten von Kernkraftwerken und Zuschalten dezentraler Photovoltaik- und Windkraftanlagen. Besonders die Schutztechnik und die entsprechende Prüftechnik müssen sich tiefgreifend wandeln.

Zu Beginn der 1990er-Jahre gab es nur einige wenige dezentrale Einspeisungen. Im Störungsfall wurden diese Anlagen sofort vom Netz abgetrennt (entkoppelt), um Rückspeisungen und Inselnetzbildungen zu vermeiden. Die entsprechenden Einrichtungen zur Netzentkopplung wurden häufig mit einem einfachen Spannungs- und Frequenzschutz realisiert, teilweise auch in Kombination mit der Vektorsprungfunktion. Die Zahl der dezentralen Einspeisungen hat sich aber in den darauf folgenden Jahren so stark erhöht, dass die unselektive Netztrennung derartiger Anlagen zu einem plötzlichen Wegfall immer größerer Erzeugerleistungen geführt hat.

Eine kostenlose PTL-Prüfvorlage erleichtert Anwendern die Prüfung des Q-U-Schutzes.

_0C617_SAG_ET02_2014_90x130_4c.pdf;S: 1;Format:(90.00 x 130.00 mm);27. Feb 2014 12:43:31

Neue Herausforderungen Die Kurzschlussleistung hat sich im Fehlerfall sehr schnell reduziert, weil in Gebieten mit großen dezentralen Einspeisungen meist keine bzw. wenige konventionelle Erzeuger am Netz sind. Das dadurch entstandene Blindleistungsdefizit erhöhte die Gefahr eines Spannungskollapses. Die Ergänzung der bestehenden Schutzkonzepte mit einer FRT-Kennlinie (Fault-Ride-Through) konnte das Verhalten zwar etwas verbessern, aber einen möglichen Spannungszusammenbruch nicht vollständig verhindern. Das koordinierte Zusammenwirken vieler dezentraler Stromerzeuger erfordert zudem einen hohen Aufwand im Bereich der Kommunikation. Ziel muss es daher sein, einzelne Anlagen so intelligent zu machen, dass sie autonom einen großen Teil zur Sicherheit und Qualität des Gesamtnetzes beitragen können.

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Die SAG ist der führende Service- und Systemlieferant für Strom-, Gas-, Wasser- und Kommunikationsnetze sowie für Anlagen rund um die Erzeugung, Bereitstellung und Anwendung von Energien und Medien in Europa. Über 100 Standorte in Deutschland gewährleisten flächendeckenden Service für regionale und kommunale Energieversorger, Industrieunternehmen, Kraftwerksbetreiber und Verkehrsbetriebe. Die SAG ist Ihr Partner für alle Fragen zwischen Kraftwerk und Steckdose – dienstleistungsorientiert und innovativ.

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Special • Energieversorger – the next generation

Weiterentwicklung der Systeme Angetrieben durch diese Problematik, wurde verstärkt versucht, dezentrale Anlagen im Fehlerfall zur Spannungsstützung zu nutzen. Aus diesen Bemühungen entstand schließlich der Blindleistungsrichtungs-Unterspannungsschutz oder kurz Q-U-Schutz, der sich als Systemschutz etabliert hat. Er sorgt dafür, dass im Fehlerfall (Absinken der Spannungen unter einen kritischen Wert) dem Netz keine Blindleistung mehr entzogen werden kann, und hilft damit, das Zusammenbrechen der Netzspannung zu verhindern. Dreht sich die Leistungsrichtung der Blindleistung in einem Netzanschlusspunkt um, wird der betroffene Teil vom Netz getrennt. Der Q-U-Schutz bietet wirksamen Schutz und ist heute in Deutschland eine von vielen Netzbetreibern formulierte und definierte Anforderung. Dessen Installation ist auch erforderlich, um den gesetzlich geregelten Systemdienstleisterbonus zu erhalten.

Prüfung der Schutzsysteme Das Prüfen des gesamten Netzentkopplungsschutzes beinhaltet den Q-U-Schutz, Über- und Unterspannung sowie Überund Unterfrequenz. Der Q-U-Schutz erfordert im Vergleich zu den klassischen Schutzfunktionen wie Überspannung oder Unterfrequenz eine deutlich anspruchsvollere Prüfung. Eine Reihe von Schritten muss ausgeführt werden, um die einzelnen logischen Funktionen zu testen. Der Vorarlberger Prüfgerätehersteller OMICRON unterstützt bei diesen Aufgaben mit komfortablen Prüfgeräten, Prüfvorlagen in der PTLBibliothek (Protection Testing Library) und Seminaren zum Thema Netzentkopplungsschutz. Die PTL-Prüfvorlage umfasst neben der Überprüfung der Leistungsrichtung auch den Test der kompletten Logik. Damit kann die Unterspannungsfreigabe, die Mindeststromschwelle und die Schutz-

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funktion in der Wirkleistungs-Blindleistungsebene einfach geprüft werden. Die Ergebnisse werden umfassend dokumentiert.

Weitere Tests Neben den beschriebenen Prüfungen für den Netzentkopplungsschutz können vielfältige weitere Tests nötig sein. So sind zum Beispiel moderne Eigenerzeugungsanlagen häufig auch mit Kommunikationseinrichtungen ausgestattet. Die eingesetzten Standardprotokolle basieren dabei auf IEC 61850 bzw. der für Windkraftanlagen beschriebenen Variante IEC 6140025. Leitstellenkommunikation mit ClientServer sowie Echtzeitkommunikation

Prüfen der Schutzsysteme in einer Windenergie-Anlage

unter Nutzung von GOOSE spielen hier eine große Rolle. Diese Technik wird beispielsweise sowohl beim Loss of Mains (LoM)-Schutz (Vermeidung von Inselbildung) als auch im Offshore-Bereich zur Kommunikation zwischen einzelnen Windanlagen eingesetzt. Selbst die Übertragung von Wandlerdaten über Netzwerke (Sampled Values, »Process Bus«) wird bereits diskutiert. Der Q-U-Schutz hat sich in Netzen mit dezentralen Erzeugungsanlagen bereits etabliert. Sowohl Hersteller von Schutzgeräten als auch Prüfsystemen arbeiten an weiteren Entwicklungen, um Schutztechniker bei den neuen Herausforderungen zu unterstützen. (ha) 

■ Stadtwerke Neu-Isenburg, Werraenergie und der Energieversorgung Main-Spessart

rku.it übernimmt Systemlandschaften von drei Energieversorgern Mit der Stadtwerke Neu-Isenburg GmbH, der Werraenergie GmbH und der Energieversorgung Main-Spessart GmbH konnte die rku.it GmbH drei neue Kunden gewinnen. Der IT-Dienstleister übernimmt den Betrieb sowie die Anwendungsund Anwenderbetreuung für die drei Energieversorger und realisiert den Übergang auf vereinheitlichte Anwendungssysteme.

Eine steigende Zahl von Stadtwerken und Energieversorgern sieht die Notwendigkeit, durch möglichst einheitliche Systemausprägungen zukünftige Änderungen und Updates, zum Beispiel im Zuge von regulatorischen Anpassungen, VersionsUpgrades oder übergreifenden gemeinsamen Entwicklungen, effizienter zu gestalten und den nachfolgenden Serviceaufwand zu verringern. Die Vorteile einer solchen kundenindividuellen Harmonisierungsstrategie kommen zukünftig auch den Stadtwerken Neu-Isenburg, Werraenergie und der Energieversorgung Main-Spessart zugute. »Wir bieten Energieversorgungsunternehmen eine auf ihre Bedürfnisse ausgerichtete Anwendungslandschaft. Verbunden mit deren sukzessiver Vereinheitlichung stehen unseren Kunden zukunftsfähige Systeme und damit optimierte Geschäftsprozessabläufe zur Verfügung«, erklärt Holger Bonk, Leiter Vertrieb und Marke-

ting von rku.it. »Für unsere drei neuen Kunden haben wir das Übernahmeprojekt im Juni gestartet und sind im Dezember 2013 produktiv gegangen.«

Übernahme der Systemlandschaften Die Übernahme der Systemlandschaften umfasste dabei viele Einzelschritte. So stellt rku.it zum einen die Server-Infrastruktur in den eigenen Rechenzentren bereit. Zum anderen übernimmt der ITSpezialist das vorhandene Paket »SAP for Utilities« aller drei Kunden und den Betrieb der Kern-SAP-Systeme der Stadtwerke Neu-Isenburg und Werraenergie. Für Werraenergie betreibt und betreut rku.it zudem auch die Systeme SAP ERP Human Capital Management (SAP ERP HCM). Darüber hinaus nutzte rku.it die Umstellungsphase und führte für alle drei Kunden die Anwendung SAP Energy Data Management und ein auf die energiewirt-

schaftlichen Bedürfnisse zugeschnittenes Online-Portal auf Basis von SAP-Technologie neu ein. »Mit diesem Projekt geben wir unsere IT in die professionellen Hände eines erfahrenen IT-Dienstleisters. Wir profitieren dabei von einem zuverlässigen Betrieb und einer umfassenden Betreuung«, bestätigt Eberhard Röder, Geschäftsführer der Stadtwerke Neu-Isenburg. »Wir unterstützen die Mitarbeiter unserer Kunden bei der täglichen Handhabung und Arbeit mit den Anwendungen und schulen sie im Umgang mit den Systemen«, fügt Bonk hinzu. »Wir sind mit dem Projektverlauf sehr zufrieden«, betont Hans Ulrich Nager, Geschäftsführer der Werraenergie. »Mit rku.it haben wir einen kompetenten Partner an unserer Seite, der die Anforderungen an die Energiewirtschaft bestens kennt«, weiß auch Thomas Vollmuth, Geschäftsführer der Energieversorgung Main-Spessart. (ha) 

_0C7OH_ESB_ET02.pdf;S: 1;Format:(186.00 x 65.00 mm);11. Mar 2014 10:56:40

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■ SEAS-NVE Smart Meter Rollout

EVU macht im Datenstrom den Fahrtenschwimmer Verglichen mit den 380.000 Smart Metern, die der dänische Energieversorger SEAS-NVE 2012 installierte, sind die Smart-Meter-Pilotprojekte in Deutschland kleine Fische. Überraschend war für SEAS-NVE die Datenflut und dass die Meter die konstruktive Neustrukturierung von Geschäftsprozessen ermöglichen.

Als die dänischen Energieversorger SEAS und NVE nach ihrer Fusion 2005 zum größten (und genossenschaftlich organisierten) EVU Dänemarks vor dem Problem standen, 40.000 Zähler auswechseln zu müssen, entschied man sich für den »großen Wurf«, den kompletten Austausch aller Zähler gegen »intelligente« Smart Meter.

Von Beginn an war klar, dass SEAS-NVE die Smart Meter nicht nur zu Abrechnungszwecken nutzen würde, sondern auch zur Netzüberwachung, Spannungsqualitätsmessung und so weiter. Die Smart Meter verfügen über Funktionen wie Lastprofilerstellung, Messung der Stromqualität, Fernlastprofilauslese, Fernabschaltung und Stromdurchsatzbegrenzung. Zeit und Kosten des Unternehmens zur Netzüberwachung und -stabilisierung sowie Fehlerdiagnose und -be-

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Über Powerline Communication (PLC) sind die Smart Meter bei SEAS-NVE mit den Datenkonzentratoren verbunden, die wiederum den Input für das Echelon System Software Utility Data Center liefern. Die Fehlerrate bei der Datenkommunikation liegt nur zwischen 0,1 und 0,3 Prozent.

hebung im Feld konnten erheblich reduziert werden. Eine wichtige Rolle spielten die EchelonSmart-Meter bei der Gewährleistung der Netzqualität, als sich 2012 die Anzahl der in das Netz zu integrierenden Solaranlagen verzehnfachte. Bei der Integration von ca. 3.500 Solaranlagen sparte SEAS-NVE nach eigenen Schätzungen 1 Million Dollar, weil die Smart Meter per Fernprogrammierung einfach auf die Anforderungen der neuen »Prosumer« angepasst werden konnten. Diese können jetzt zum Beispiel an ihren Smart Metern die Menge des solar erzeugten Stromes selbst ablesen. Über die NES System Software überwacht das EVU die Netzqualität und kann schon im Ansatz erkennen, ob die Solarstrom-Einspeisung in Netzabschnitten zu Problemen führt. Bislang war es nicht nötig, die Solarstromeinspeisung zwangsweise zu begrenzen.

Die Identifizierung und Lokalisierung von Netzproblemen hat sich stark vereinfacht und verursacht erheblich weniger Kosten als vor dem Smart Meter Rollout. Anstatt auf Kundenbeschwerden zu warten und einen Techniker vor Ort zu schicken, der durch manuelle Messungen ein Problem identifizieren muss, reicht der Rückgriff auf die Spannungs- und Ereignisprotokolle, die die NES System Software anlegt und mit der etwa Spannungsverluste oder Fehlfunktionen und Ausfälle von Metern jederzeit nachvollziehbar sind. Die Ursachen von Stromausfällen, ob auf Versorger- oder Verbraucherseite, sind leichter für SEAS-NVE zu identifizieren. Die Wartungskosten wurden gegenüber dem vorher genutzten System deutlich reduziert, wie Bo Danielsen, Leiter der Abteilung Smart Metering/Smart Grid bei SEAS-NVE erklärt: »Wir sind in der Lage, das Verbrauchsmuster des Kunden zu

Bild: Echelon

Zweieinhalb Jahre dauerte es, bis der finnische Service Provider Eltel Networks 380.000 Smart Meter der Firma Echelon installiert hatte. Durchschnittlich je 43 Smart Meter senden ihre Daten an einen Datenkonzentrator, von denen insgesamt 8.716 die Daten an das zentrale Data Center bei SEAS-NVE übermitteln. Mit einer Fehlerrate zwischen 0,3 und 0,1 Prozent kann die über Powerline Communication (PLC) stattfindende Kommunikation mit den Smart Metern als sehr stabil bezeichnet werden. In der Zentrale von SEAS-NVE übernimmt die Echelon Networked Energy Services (NES) System Software die Daten der Smart Meter und von Netzzustandssensoren und liefert sie inhouse an die weiterverarbeitende Software aus.

_0C513_FIBOX_E&T02.pdf;S: 1;Format:(70.00 x 297.00 mm);24. Feb 2014 09:34:24

ARCA überprüfen, ob er seine Lastgrenze überschreitet, bis zum Ausfall einer Sicherung, und wir bitten ihn, das Problem zu untersuchen. Wenn die Elektriker den Kunden heute die Rechnung schicken, spart uns das etwas über 9 Millionen Dänische Kronen pro Jahr (ca. 1,5 Millionen Dollar).«

eingerichtet wurde. Weil über das vollautomatisierte SmartMDM die Daten zur Netzsituation, über Verbräuche und den Zustand des Equipments als erstes eingehen, machte es Sinn, das System zur Grundlage einer vollautomatisierten Datenmanagement-Lösung beim EVU zu machen.

Die vom EVU erhobenen Stromverbrauchs- oder auch Stromproduktionsdaten stellt es seinen Kunden in einem Webportal bereit, in dem sie ihre Verbrauchssituation kontrollieren können. Durch den mit der stündlichen Verbrauchsdatenerhebung »gefühlten« Echtzeit-Zugriff der Kunden auf ihre Verbrauchssituation gelingt es SEAS-NVE auch besser, die Kunden mit Marketing und Wettbewerben zu motivieren. In einem Stromsparwettbewerb mit 40.000 Teilnehmern konnten diese im Mittel 17 Prozent Energie einsparen.

Angebunden an das vom EVU SEAS-NVE verwandte ERP-System SAP ISU (Industry Solution Utilities), stehen seine Daten allen Unternehmensbereichen zur Verfügung, von den Messdaten für die Techniker und die Netzleitstelle bis zur Abrechnung und der Rechnungstellung für den kaufmännischen Bereich und die Buchhaltung. Auf einem Microsoft-BizTalkServer installiert, sorgt die Business Process Engine IDSpecto.AMMConnect für die Kommunikation mit SAP ISU. Beim Smart Meter Rollout der Dänen kam zudem die »Mobile Workforce Management (MWF) Meterbase« von Eltel zum Einsatz. Von SAP ISU initiiert, gelangten die Aufträge zum Zähleraustausch an das Modul IDSpecto.AMM und von dort weiter an MWF Eltel. Über dieses gingen die Meldungen über den erfolgten Smart Meter-Einbau wiederum in IDSpecto. AMM ein, das diese Information an das SAP-System weiterleitete. Dergestalt organisiert, wurden zeitweise Smart Meter in vierstelligen Größenordnungen täglich eingebaut.

Bild: Echelon

Neben so viel Positivem gab es einige Herausforderungen für den Energieversorger zu meistern: Täglich eingehende 377 Millionen Messwerte und 2 Millionen Lastgangdaten verursachen ein tägliches Datenaufkommen von über 45 Gigabyte (!), das nicht nur gespeichert, sondern auch jederzeit zugänglich für die Weiterverarbeitung durch die Datenverarbeitungssysteme des Unternehmens aufbereitet und zur Verfügung stehen muss. Zum einen war mit der bis dahin genutzten Verwaltungs- und ERP-Software ein vernünftiges Management dieser Datenfluten unmöglich. Zum anderen wären die Möglichkeiten zur beinahe vollständigen Automatisierung von Unternehmensprozessen mit einer bislang eher top-down orientierten Datenmanagementphilosophie ungenutzt geblieben. Um die erhobenen Daten zur Grundlage weitgehender Automation der Unternehmensprozesse zu machen, entschied man sich für ein eigenes Smart-MeterData-Management-System (SmartMDM) von GÖRLITZ: IDSpecto, das nach umfassender Analyse aller Kommunikationswege und -Prozesse im Unternehmen

Ob ein EVU sich dafür entscheidet, MeterData-Management-Software zur Grundlage seiner Software-Architektur zu machen oder es als »Add-On« zur bestehenden Software-Landschaft hinzufügt: Die Planung eines Smart Meter Rollouts sollte zum Anlass genommen werden, grundlegend über das Management der Geschäftsprozesse im Unternehmen nachzudenken. An realtime-fähigen Big-Data Solutions führt für EVU künftig kein Weg mehr vorbei. Warum nicht die Gelegenheit nutzen, die eingesetzte Software und die Geschäftsprozesse zu überdenken, damit man die mit vollautomatischer Datenaquise möglichen Rationalisierungseffekte erzielt? SEAS-NVE jedenfalls würde zu diesem Weg raten. (hl)  2/2014

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Special • Energieversorger – the next generation ■ Spannungsregler: auf die jeweiligen Anforderungen abgestimmt

Umspannwerke einfach automatisieren Die Spannungsregler der neusten TAPCON-Generation hat die Maschinenfabrik Reinhausen modular aufgebaut, so dass sie sich genau auf die jeweiligen Anforderungen anpassen lassen. Sie können nicht nur einfache Regelaufgaben übernehmen, sondern auch in komplexen Systemen arbeiten. Zu den komplexen Spezialanwendungen gehören beispielsweise Dreiwicklertransformatoren, Transformatorenbänke, Phasenschieber und Shuntreaktoren.

Volatile Stromerzeuger sind typisch für die moderne Energieversorgung – und sie bergen neue Herausforderungen für die Automatisierung von Umspannwerken. Die ISM Technology bildet die neue einheitliche Hardware- und Softwarebasis, die MR ab sofort in allen Automatisierungssystemen einsetzt – auch im neuen TAPCON-Spannungsregler. Die Hardware-Komponenten und die universelle Software-Architektur zeichnen sich durch Benutzerfreundlichkeit und Flexibilität aus. MR hat das System auf die besonderen Anforderungen der Energietechnik hinsichtlich Zuverlässigkeit, Robustheit und Langlebigkeit ausgelegt.

ISM Technology für die Automatisierung von Umspannwerken ISM Technology ist offen und flexibel konzipiert und erlaubt damit die Realisierung von Standardprodukten ebenso wie die Umsetzung individueller Anforderungen in der Umspannwerksautomatisierung. Unabhängig vom jeweiligen Einsatz profitieren die Nutzer von einheitlichen Komponenten, Tools und Bedienschnittstellen. Ein weiterer Vorteil ist das modulare und leistungsfähige Hardware-Design, das verschiedene Montagevarianten wie 19 Zoll und Hutschiene ermöglicht. Ein robustes Betriebssystem bildet die Basis für alle

System- und Anwendungsfunktionen. Alle erforderlichen Leitstellenprotokolle sind in Client- oder Serverfunktionalität verfügbar, dabei sind mehrere Übertragungsmedien möglich. Das heißt beispielsweise für den Spannungsregler, dass er sowohl Daten liefern als auch Daten von unterlagerten Systemen (Sensoren) empfangen kann. Das führt zu mehr Informationen und einem deutlich geringeren Verdrahtungsaufwand.

Einfache Inbetriebnahme Das neu entwickelte Bedienkonzept ISM Intuitive Control Interface (IICI) sorgt für eine einfache Inbetriebnahme und Bedienung. Das vollgrafische 5,7-Zoll-Farbdisplay und die Steuerung über ein Drehrad erlauben die intuitive Benutzerführung. Der TAPCON Interacitve Launch Assist (TILA) und die vorinstallieren Konfigura-

Der neue TAPCON-Spannungsregler von MR bietet genau den benötigten Funktionsumfang. Auf Wunsch können auch komplexe Regelaufgaben realisiert werden.

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tionstools ermöglichen die einfache Inbetriebnahme. Es ist keine zusätzliche Software-Installation nötig und künftige Updates können einfach über Ethernet oder USB installiert werden. Alle Betriebszustände sowie der Status des Spannungsreglers werden übersichtlich auf neuen Infoscreens dargestellt. Mit der webbasierten Visualisierung mit HTML-5-Technologie ist eine Darstellung unter anderem auch auf mobilen Endgeräten möglich.

Maximale Betriebsund Datensicherheit Mit TAPCON sind die Daten jederzeit sicher vor unbefugter Benutzung. Dafür sorgen die integrierte Benutzerautorisierung und das rollenbasierte Passwortkonzept. Die Visualisierung und der Daten-Upload bzw. Download erfolgen mittels bewährter SSL-Verschlüsselung mit Sicherheitszertifikaten. Neben den gängigen Kommunikati-

onsprotokollen ist der TAPCON auch für die Einbindung in redundante Netzwerksysteme mit den Protokollen RSTP und PRP geeignet. Auch im Falle der Unterbrechung einer Verbindung zum Leitsystem wird dadurch die Kommunikation ohne Verzögerungen sichergestellt.

Service und maßgeschneiderte Systeme Ergänzend zum weltweit verfügbaren Netzwerk aus zertifizierten Premium Ser-

vice Providern bietet die Maschinenfabrik Rheinhausen zusätzliche Dienstleistungen an. Dazu gehören zum Beispiel die Durchführung von Inbetriebnahmen und Produktschulungen, aber auch technische Trainings in eigens dafür ausgestatteten Trainingscentern. Zusätzlich stehen Spezialisten von MR für die Zertifizierung von Anlagen, für den Factory-/Site-Acceptance-Test und für die Modernisierung von Anlagen mit einer umfangreichen Beratungsleistung zur Verfügung. (ha) 

_0C8VQ_Trianel_ET02_186x130_rz.pdf;S: 1;Format:(186.00 x 130.00 mm);17. Mar 2014 11:16:03

Stadtwerke gestalten die Energiewende. Vor Ort. Das Trianel Leistungsportfolio schafft die Verbindung zwischen effizienter Kraftwerkssteuerung, optimierter Beschaffung und Kundenbedürfnissen. Mit marktfähigen Geschäftsmodellen und innovativen Technologien unterstützen wir unsere Gesellschafter und Kunden dabei, sich als Experte für Energiefragen vor Ort zu positionieren. Weitere Informationen: www.trianel.com

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Photovoltaik ■ Der deutsche PV-Markt 2014: Neue Business-Konzepte braucht das Land!

»Über Jahre hat die Gier den Verstand gefressen«

Nach Jahren des Booms steckt die deutsche Photovoltaik-Branche seit 2011 in Turbulenzen. Innerhalb eines Jahres halbierte sich die jährliche Installationszahl von rund 7 auf 3,3 GW. Der immer noch andauernde Restrukturierungs- und Konsolidierungsprozess der Branche erfordert dringend neue Business-Konzepte. Das große Spiel findet derweil in China statt, dort wird 2014 die Installation von 13 GW angestrebt.

Was würde passieren, wenn 2014 in Deutschland nur noch die Hälfte aller neuen Autos verkauft würde? Mit dieser Frage wirft Dr. Henning Wicht, Director and Principal Analyst Photovoltaic bei IHS iSuppli, zu Beginn des Round-Table-Gesprächs über die Situation des deutschen Photovoltaik-Marktes ein Schlaglicht auf den aktuellen Zustand der ehemaligen Boom-Branche. Nach einem Installationsvolumen von 7 GW im Jahr 2012 ist der Markt im Vorjahr auf ein Volumen von 3,3 GW geschrumpft. Ein Volumen, das Dr.

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Die Teilnehmer des Forums: Alfred Karlstetter, Chief Sales, Marketing & Service Officer, Samil Power

Andreas Schlumberger, Leiter Unternehmenskommunikation, Kaco new energy

Dr. Ilka Luck, Geschäftsführende Gesellschafterin, Picon Solar

Thomas Vogel, Geschäftsführer, FS Frankensolar Projektmanagement

Ralf Maier, Sales Director, Rusol Energy Gerhard Schackert, Sales Director Northern EMEA Renewable Energy, Power-One Markus Schenk, Geschäftsführer, Mage Solar

Dr. Henning Wicht, Director and Principal Analyst Photovoltaics, IHS iSuppli Dr. Stefan Wiebach, Deputy Product Manager, Business Development, Solar Division, Kyocera Fineceramics

Dr. Stefan Wiebach, Kyocera Fineceramics

Gerhard Schackert, Power-One

Dr. Ilka Luck, Picon Solar

» Das klassische Investmentmodell der letzten Jahre funktioniert nicht mehr, jetzt muss der emotionale Aspekt der Unabhängigkeit durch die Eigenstromversorgung in den Vordergrund rücken. «

» Um dem Markt endlich realistische Bedingungen zu geben, muss die Einspeisevergütung durch das EEG so bald wie möglich runtergefahren werden. «

» Das ein Industrieland wie Deutschland in der Lage ist, ein Viertel seines Strombedarfs durch Erneuerbare Energien zu decken, das muss man erst mal schaffen! «

Wicht auch für 2014 für mehr als realistisch hält. Besonders paradox: Eigentlich müssten die erneuerbaren Energien seit der von Bundeskanzlerin Angela Merkel im Gefolge der Fukushima-Katastrophe proklamierten Energiewende endgültig auf der Gewinnerstraße sein. Weit gefehlt: »Erneuerbarer Strom stört heute die guten Kohlekraftwerke, auf die man sich wenigstens verlassen kann«, beschreibt Andreas

Schlumberger, Leiter Unternehmenskommunikation bei Kaco new energy, den öffentlichen Diskurs. »Die Diskussion um erneuerbare Energien ist in Deutschland mit viel Elan in eine reine Kostendiskussion hineingesteuert worden«, stellt er nüchtern fest, »und vor diesem Spielhintergrund läuft es darauf hinaus, dass wir ohne ein faires Energiemarktdesign nie ein faires EEG bekommen werden«.

Vom eigenen Erfolg kaltgestellt, so könnte man die aktuelle Situation bezeichnen. »Bilanziell können wir heute den Strombedarf in Deutschland mit Photovoltaik decken«, stellt Thomas Vogel, Geschäftsführer der FS Frankensolar Projektmanagement, fest, »aber in der Realität funktioniert das leider nicht. Wir brauchen eine Grundlast, die darstellbar ist, und das schaffen PV und Wind nur in Kombination

_0C87U_Voltaris_ET02.pdf;S: 1;Format:(210.00 x 99.00 mm);13. Mar 2014 09:03:27

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Photovoltaik mitbekommen, sie haben aufgrund ihrer Kostenstrukturen draufgezahlt und sind dann 2011/12 in die Insolvenz gerutscht«. Dass es so weit gekommen ist, hat für Dr. Luck auch mit den 30-prozentigen Umsatzrenditen zu tun, die in Deutschland in den 2000er-Jahren möglich waren. »Ohne diesen Anreiz hätte in China wohl kaum jemand einen Finger gerührt«, vermutet sie. Als dann die GW-Produktionen zur Verfügung standen, wurden deren Produkte in den einzigen weltweit wachsenden Markt gedrückt: Deutschland.

Alfred Karlstetter, Samil Power » Wenn man die letzten zwei, drei Jahre ausblenden würde, dann wären 3 GW Neuinstallationen in Deutschland ein toller Wert, aber wir kommen von einem 7-GW-Niveau und damit ist das enttäuschend. «

mit anderen Formen der Stromerzeugung«. Für Vogel beschäftigt sich die PVBranche daher etwas zu sehr mit der eigenen Nabelschau. »Was wir in diesem Land wirklich brauchen, ist eine Energiewendediskussion, die alle erneuerbaren Energien beinhaltet, und keine davon losgelöste Photovoltaik-Diskussion.« Wie kam es eigentlich zur heutigen Situation? Als der deutsche PV-Markt 2009/10 immer neue Rekordinstallationsniveaus erreichte, stand schlicht nicht genügend Material zur Verfügung, erinnert Dr. Wicht: »Da wurde alles draufgeschraubt, was irgendwie verfügbar war, und als es lief, war es am Markt akzeptiert.« Gemeint sind damit vor allem die PV-Module aus China. Vor ihrem Einsatz schreckten die Installateure zuvor angesichts fehlender oder geringer Erfahrungswerte zurück. Im Gefolge begann 2009/10 der Siegeszug chinesischer PV-Modul-Hersteller auf deutschen Dächern und PV-Flächen. Spätestens zu diesem Zeitpunkt begannen die Probleme der deutschen PV-Hersteller. Vom Rausch der Installationszahlen, so Dr. Ilka Luck, Geschäftsführende Gesellschafterin der Picon Solar, »haben die deutschen Hersteller dann nicht mehr viel

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In diesem Zusammenhang erinnert Alfred Karlstetter, Chief Sales, Marketing & Service Officer bei Samil Power, daran, »dass es hier einige Player gab, die vor drei, vier Jahren chinesische Produkte auf dem deutschen Markt erst hoffähig gemacht haben«. Die Produkte seien billig eingekauft worden, dann wurden 40 bis 50 Prozent Marge aufgeschlagen, und einige hätten sich eine goldene Nase verdient. »Da waren einige Marktteilnehmer groß dabei«, erinnert Karlstetter, der sich auch sicher ist, dass so etwas in Japan nicht passiert wäre, der Zusammenhalt zwischen den Herstellern sei dort enger. Schnell wird in der Diskussion deutlich, dass es mit dem Zusammenhalt in Deutschland offenbar nicht so weit her ist. Das gilt sowohl in Bezug auf die PV-Branche als auch auf die Gesamtheit aller im Bereich der erneuerbaren Energien tätigen Marktteilnehmer. Sowohl Dr. Luck als auch Schlumberger machen deutlich, dass die Verbandsarbeit und damit verbunden die Lobbytätigkeit für die Branche durchaus noch verbesserungsfähig sei. Auch Vogel betrachtet die derzeitige Lobbyarbeit eher als rudimentär. »Da wird ein Eckpunktepapier vorgestellt, und dann haken die verschiedenen Fraktionen auf diesem Eckpunktepapier rum, statt mit diesem Eckpunktepapier an die Politik heranzutreten und zu sagen: das und das sind unsere Punkte. Nur so würden wir als Branche von der Politik ernst genommen.« »Professionell wäre es gewesen, sich vor der letzten Bundestagswahl zusammenzusetzen, ein Punktepapier auszuarbeiten

Markus Schenk, Mage Solar » In den letzten drei Jahren war die Branche vor allem damit beschäftigt, irgendwie über die Runden zu kommen, in diesem Jahr sehe ich erstmals die Chance, langfristig etwas vernünftiges für die Branche zu tun. «

und damit dann in die Verhandlungen mit der Politik zu gehen«, versichert Schlumberger, »das wäre aktives Handeln gewesen, mit dem wir Anfang 2014 etwas hätten hinlegen können, statt darauf zu warten, was Gabriel dann mal irgendwann sagt«. Um mehr Gewicht gegenüber der Politik in die Waagschale werfen zu können, führt nach Ansicht von Markus Schenk, Geschäftsführer der Mage Solar, kein Weg daran vorbei, sich mit den anderen Playern im Bereich regenerativer Energien zu verbünden: »Wenn die Energiewende wirklich funktionieren soll, dann müssen wir uns zusammentun, und dann haben wir 2014 meiner Meinung nach auch erstmals die Chance, langfristig etwas Vernünftiges für die Branche zu erreichen.« Auf der Ebene des Tagesgeschäfts steht für Ralf Maier, Sales Director bei Rusol Energy, ganz klar die Suche nach neuen Geschäftsmodellen. In den letzten Jahren sei es nicht nur für den Handel vor allem darum gegangen, wie er die geforderten und benötigen Produkte überhaupt zur Verfügung stellen konnte, »dagegen stellt sich nun vor allem die Frage: Wie verkaufen wir diese Produkte überhaupt?« Schenk pflichtet ihm bei: »Begonnen hat die Ver-

änderung im Handel bereits 2011, nur hat man das damals noch nicht richtig wahrgenommen. 2012 machte sich der Wandel dann deutlich wirtschaftlich bemerkbar, und 2013 hatten wir dann mit den Ausläufern zu kämpfen.« Dass die Situation heute so ist, wie sie ist, hat für Gerhard Schackert, Sales Director Northern EMEA Renewable Energy bei Power-One, viel damit zu tun, dass PV vor allem auch für die privaten Investoren mit Geldverdienen zu tun hatte. Die aktuelle Situation erfordere darum, schnellstmöglich von einem Fördermarkt zu einem Angebots-Nachfrage-Markt zu kommen. »Das klassische Modell, Einspeisetarif ist gleich Altersversorgung, funktioniert nicht mehr«, pflichtet ihm Dr. Stefan Wiebach bei, Deputy Product Manager, Business Development, Solar Division bei Kyocera Fineceramics, »wir müssen bei den Kunden ein anderes Denkschema verankern, das die Unabhängigkeit der Eigenversorgung in den Vordergrund stellt«. Ein Prozess, der nicht leicht fallen dürfte. »Schließlich hat in den letzten zehn Jahren die Gier das Gehirn gefressen«, stellt Schlumberger fest, »sie sind über Jahre auf Geld getrimmt worden, und jetzt kommen wir und erzählen ihnen, dass es auch noch etwas anderes im Leben geben soll«. Bleibt zu hoffen, so die Diskussionsteilnehmer, dass die Regierung das Thema Eigenstromversorgung nicht konterkariert. »Auch die Speichertechnologien müssen

erst am Markt Fuß fassen«, mahnt Schackert. Maier verweist in diesem Zusammenhang darauf, dass Berlin immer noch nicht klar gemacht hat, was mit der Bagatellgrenze für den Eigenverbrauch passieren wird. »So lange das nicht geklärt ist«, so Maier, »besteht für ein mittelständisches Unternehmen eigentlich keine Motivation, in so etwas zu investieren«. Vogel seinerseits sieht das Thema Speicher derzeit vor allem beim privaten Häuslebauer angesiedelt: »Der Hausbesitzer möchte nicht ständig einer Strommarktpreisdiskussion ausgesetzt sein. Der Kauf eines solchen Speichers jetzt ist optimal, ich bekomme eine KfW-Unterstützung, und der Spareffekt setzt sofort ein.« Das stabile Segment der kleinen Dächer und Small Commercials bringt nach den Worten von Dr. Wicht in diesem Jahr monatlich etwa 200 MW, »die Freiflächen und großen Dächer bewegen sich noch, die Frage ist nur um wieviel?« In Summe, so der Marktforscher, werden es etwa 3,3 GW werden. »Wenn wir die letzten zwei, drei Jahre ausblenden würden«, so Karlstetter, »wäre das ein toller Wert. In der aktuellen Situation bedeutet es nur, dass der Markt nicht tot ist.« Wie wichtig der Markt jenseits der kleinen Dächer ist, macht Maier deutlich: »Stellen Sie sich einfach mal vor, wieviel 5-kW-Analgen wir verkaufen müssten, um auf 3 GW zu kommen, das geben die Verkaufskapazitäten der Branche überhaupt nicht her«! Dr. Wiebach und Schlumberger ihrerseits verweisen

Ralf Maier, Rusol Energy » Der Markt hat sich halbiert, 2014 wird damit zum Jahr der Konsolidierung. Unsere alten Instrumente funktionieren nicht mehr, was wir dringend brauchen, sind neue Geschäftsmodelle. «

Thomas Vogel, FS Frankensolar Projektmanagement » Bislang sind unsere Kunden davon ausgegangen, dass sie eine Art Lebensversicherung abschließen, wenn sie eine PV-Anlage bauen, in Zukunft geht es um regionale Bedarfsdeckung und nicht mehr um Einspeisevergütung. «

darauf, dass ein Installationsniveau von 3 GW nicht ausreichen wird, um die Energiewende voranzutreiben oder um die einmal proklamierten Klimaschutzziele der Bundesregierung zu erreichen. Bleibt die Frage: Bringen die im Vorjahr nach langer Diskussion durchgesetzten Strafzölle auf chinesische PV-Module eigentlich etwas? Nach Angaben von Maier hat sich inzwischen ein Preiskorridor von etwa 50 bis 60 Cent pro WattPeak gebildet, »und in diesen Preiskorridor wollen plötzlich alle rein, der Brand-Produkt-Hersteller genauso wie der No-Name-Hersteller«. Mit einem Preisunterschied von wenigen Cent, so Maier, lasse sich gegenüber einem Investor bei der Auswahl der PV-Module sprechen, »bei einer Differenz von 50 Cent pro Watt für ein chinesisches Modul und 70 bis 80 Cent pro Watt für einen Brandname war das nicht mehr möglich.« »Wenn ich das besser beleumundete Produkt zum selben Preis kriege, nehme ich das natürlich«, lacht Dr. Luck, »wenn das Konkurrenzprodukt aber attraktiv genug ist, guckt sich die Bank auch einen Modulhersteller an, den sie nicht kennt, dann wird halt mehr getestet«. Schackert macht in diesem Zusammenhang darauf auf2/2014

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Photovoltaik Wie sehr auf der internationalen Bühne mit unterschiedlichen Karten gespielt wird, macht Dr. Wicht deutlich: »Wenn man die tiefroten Quartalsergebnisse eines chinesischen Unternehmens sieht, und dann ruckzuck eine Brückenfinanzierung von 100 Millionen Dollar da ist, dann zeigt das einfach die Unterschiede.« Deutsche und amerikanische Unternehmen stellten sich dagegen die Frage: Kann ich das noch finanzieren? Dr. Wicht lobt in diesem Zusammenhang die schnelle Reaktion etwa bei First Solar: »Als man dort 2012 merkte, das etwas schiefläuft, hat man Werke geschlossen.« In Deutschland seien Firmen in die Insolvenz gegangen, »in China dagegen haben wir so etwas kaum gesehen«.

Dr. Henning Wicht, IHS iSuppli » Wir rechnen 2014 in Deutschland mit etwa 3,3 GW neu installierten PV-Anlagen, weltweit gehen wir von Neuinstallationen im Bereich von 41 bis 45 GW aus. «

merksam, dass die Strafzölle nur die chinesischen Produkte betreffen: »Was da aus Taiwan oder Indien angelandet wird, lässt sich natürlich günstiger verkaufen.« Dr. Wicht äußert denn auch die Vermutung, »dass die Module für 45 Cent pro WattPeak, die wir in der zweiten Jahreshälfte für die großen Freiflächen brauchen werden, dann wohl aus Taiwan und Indien kommen werden«. Kurzzeitig, so die Diskussionsteilnehmer, werden die Strafzölle durchaus ihren Zweck erfüllen. »Die Strafzölle hat ein paar deutsche Hersteller wieder ins Spiel gebracht«, so Maier, es bleibe aber abzuwarten, ob sich das als nachhaltig erweist. Schenk fragt sich, ob die zwei Jahre den Firman genug Zeit bieten, »ein solides Geschäft aufzubauen und für ein Branding am Markt zu sorgen«. Schackert glaubt kaum daran, dass die Strafzölle den deutschen Herstellern eine Zukunft erkaufen. Karlstetter ist der Ansicht, dass die Strafzölle den Deutschen und Europäern zwar Zeit verschaffen, »aber die chinesischen Hersteller werden weiter investieren, sodass die deutschen Hersteller dadurch nach zwei Jahren einem mindestens so starken Wettbewerb wie zuvor ausgesetzt sein werden«.

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Dr. Luck bezweifelt in diesem Zusammenhang auch die Vergleichbarkeit zwischen Deutschland und China, was die Produktionskosten betrifft: »Bei einem materialintensiven Produkt wie PV-Module spielen die reinen Arbeitskosten keine so große Rolle«, versichert sie, »wenn man sich dann die Bedingungen vor Ort ansieht, wird man nicht viele Produktionsstätten in Europa finden, wo ähnliche Bedingungen akzeptiert würden«. Laut Dr. Wicht zeigen die nackten Zahlen, dass die großen chinesischen Firmen mit etwa 10 bis 20 Prozent geringeren Kosten produzieren als der europäische oder japanische Wettbewerb. »Im zweiten Quartal des Vorjahres lagen die Produktionskosten in China bei etwa 50 US-Cent pro WattPeak, in Europa und Japan dagegen bei rund 60 US-Cent pro WattPeak«, so der Marktforscher, »natürlich muss man Bottom-up schauen, was genau hinter diesen Zahlen steckt«. Technisch, da ist sich Dr. Luck mit den übrigen Diskussionsteilnehmern einig, dominiert weiterhin die Standardzelle auf p-Silizium den Markt. Während sich die Wirkungsgrade der multikristallinen Module bei 17 bis 17,5 Prozent bewegen, warten die monokristallinen Zellen nach wie vor mit einem geringen Plus von 1,5 Prozent und dadurch mit einem Wirkungsgrad von etwa 19 Prozent auf. Es ist schon auffällig, so Dr. Wicht, »dass die

großen chinesischen Hersteller inzwischen auch führend in der Zelleffizienz sind, und hier eng mit europäischen, australischen und US-amerikanischen Forschungsinstituten zusammenarbeiten«. Je mehr also die chinesischen Hersteller in Sachen Produktionskapazität und R&DAnstrengungen vorlegen, desto schwieriger dürfte es den Europäern und Deutschen fallen, sich durch Branding vom Wettbewerb abzuheben. Diesbezüglich, so die Diskussionsteilnehmer, hat die deutsche PV-Branche in der Vergangenheit massive Fehler begangen: »Als die Branche noch boomt, wurde gesagt das brauchen wir doch nicht«, erinnert sich Dr. Wiebach, »als es dann eng wurde, war kein Geld mehr dafür da«. In den letzten Jahren wurde dann krampfhaft versucht, etwas nachzuholen, und verschiedene Unternehmen versuchten sich im Sponsoring von Fußball-Clubs. Schlumberger wendet jedoch ein, dass Branding in diesem Sinne nur auf der Ebene der Privatkunden funktioniere, »im Bereich der großen Anlagen ist eine solche emotionale Aufladung des Themas nicht möglich«. Er fragt auch, wer heute in der Branche noch in der Lage sei, die damit verbundenen Kosten zu stemmen? Schackert verweist auf die Beispiele Q-Cell und Solon: »Beide waren technologische Vorreiter und betrieben ein starkes Marketing, beide haben es aber nicht geschafft, diese Marketing-Power erfolgreich in den Vertrieb umzusetzen«. Doch wie lässt sich Branding bei einem Produkt überhaupt bewerkstelligen, das sich rein äußerlich kaum voneinander unterscheiden lässt? »Um wirklich deutlich zu machen, was da alles unterschiedlich sein kann«, erläutert Dr. Luck, »müsste man gegenüber dem Kunden in die Tiefen der Halbleiterphysik oder der Materialchemie einsteigen«. Ein Ansatz, der kaum praktikabel sein dürfte. Erfolgversprechender scheint da schon eher so etwas wie ein Handler-Branding zu sein. »Bei der Erschließung des türkischen Marktes profitieren wir ganz klar vom Nimbus Deutschland«, berichtet Vogel. »Wenn ich

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dort von einer deutschen Firma kaufe, dann steht dort ein guter Name dahinter.« Woher dann die einzelnen Komponenten für die PV-Anlage kommen, spielt nach seiner Erfahrung nur eine untergeordnete Rolle. »Es geht um das Gesamtkonzept und das Vertrauen, das ich dem Systemanbieter entgegenbringe«, erläutert Vogel, »wir sehen das sehr positiv und als ausgesprochene Chance für uns«. »In neuen Märkten greift man gerne auf erfahrene Partner zurück«, wendet Karlstetter ein, »die Frage ist nur: Was passiert, wenn die Märkte älter werden und eine Eigendynamik entwickeln?« Nach Ansicht von Schlumberger hat die deutsche PVBranche im internationalen Wettbewerb dort die besten Chancen, »wo sie auf Gesellschaften mit ähnlichen Erwartungen an das Leben trifft, da kann sie dann auch in etwa das aus Deutschland gewohnte Preisniveau halten«. Die von den Marktforschern für 2014 prognostizierte Installationszahl von 13 GW in China hilft den deutschen PV-Spezialisten nach seiner Einschätzung dagegen nicht viel, »weil dort ein Preisniveau herrscht, bei dem wir nicht wirklich mitkönnen«. Nachdem sich die Diskussionsrunde zuvor fast ausschließlich mit der Situation auf dem PV-Modul-Markt auseinandergesetzt hat, wendet sie sich der Frage zu, ob in der aktuellen Situation nun nicht die Solarinverter-Hersteller verstärkt unter Preisdruck geraten? »Der sich da aufbauende Druck hat mit der Historie der letzten drei Jahre zu tun, als fast ausschließlich

Andreas Schlumberger, Kaco new energy » Die Neoliberalen hatten nicht Recht: Subventionen verhindern keine Innovationen. Als die kWh richtig gut bezahlt wurde, kletterten die Wirkungsgrade der Solarinverter auf immer neue Rekordwerte. «

die Module dazu beitrugen, die Systemkosten zu senken«, stellt Karlstetter nüchtern fest. Er geht davon aus, dass vor allem im Residential-Bereich der Druck steigen wird, »im Projektgeschäft hat sich da schon viel getan«. Für Schlumberger ist es das Kennzeichen aller Sättigungskurven, »dass es oben richtig weh tut, wenn man da noch was drehen will«. Er widerspricht aber auch den Vorhaltungen aus der neoliberalen Ecke, dass Subventionen Innovationen verhindern: »Als die kWh richtig gut vergütet wurde, trieb das den Wirkungsgrad der Solarinverter auf immer neue Rekordhöhen.« Mit ähnlichen Innovationssprüngen rechnet Karlstetter nun nicht mehr. Er glaubt darum auch, dass SiC in Zukunft kein großes Thema mehr sein wird, »weil einfach das Umfeld nicht mehr da ist, um

dieses eine oder dreiviertel Prozent Wirkungsgrad teuer zu erkaufen«. Heute gehe es darum, die Systemkosten zu senken. »Ob es nun 98,3 oder 98,7 Prozent Wirkungsgrad sind, macht heute keinen großen Unterschied mehr aus«, pflichtet ihm Schlumberger bei, »viel interessanter ist heute, dass die Anlagen in ganz neuen Umgebungen funktionieren müssen, bei höherem Salzgehalt in der Luft oder extrem hoher Hitze oder dem Sand ausgesetzt sind«. Eine zweite Chance für Leistungshalbleitermaterialien wie SiC und GaN sieht er in Solarinvertern nur dann, wenn es um minimale Abwärme in heißer Umgebung geht, »und der Einsatz dieser Materialien es ermöglicht, ohne forcierte Kühlung auszukommen und der Anwender damit vor Ort auf den Einsatz von Lüftern verzichten kann«. (eg) 

_0C8O4_Michell_ET02.pdf;S: 1;Format:(210.00 x 74.00 mm);14. Mar 2014 13:35:12

ENERGIE | UMWELT | VERFAHRENSTECHNIK | PROZESS

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Wasser- und KW-Taupunkt präzise messen

Mess- und Prüftechnik ■ Testlabore für Li-Ionen-Batterien benötigen eine ausgefeilte Sicherheitsausstattung

Li-Ionen-Batterien prüfen – aber sicher! Beim Testen von Li-Ionen-Batterien sind die Anforderungen signifikant anders als beim Testen klassischer Bleibatterien: Genormte, vordefinierte Tests sind genauso erforderlich wie anwendungsspezifische Prüfprofile. Außerdem sind einige wichtige Sicherheitsaspekte zu beachten.

Um die besonderen Anforderungen beim Prüfen von Li-Ionen-Batterien zu begegnen, muss man sich der Unterschiede zum Prüfen klassischer Bleibatterien bewusst sein und eine entsprechende Prüfumgebung bereithalten. Ein solches Prüflabor hat die Hoppecke-Gruppe mit Hauptsitz in Brilon vor kurzem an ihrem Standort in Zwickau aufgebaut. Als Anbieter von Energiespeicherlösungen für industrielle Anwendungen mit langjähriger Erfahrung in Systemen auf Basis von Blei-Säure- und alkalischen Batterien hat die Gruppe ihr Geschäft mit Li-Ionen-Batterien 2008 in der Zwickauer Tochtergesellschaft Hoppecke Advanced Battery Technology GmbH gebündelt. Im neu erstellten Entwicklungszentrum sollte ein Prüflabor mit dem Fokus »Testen von Li-Ionen-Zellen und Batterien« entstehen, in dem nicht nur Zellen, sondern auch Module und Packs zunächst mit Hauptanwendung im Bereich Traktionsbatterien evaluiert werden sollten. Darüber hinaus wollte man in dem künftigen Labor externen Kunden einen Testservice anbieten. Bereits im Vorfeld der Laborkonzeption waren viele Entscheidungen zu treffen: angefangen mit der Bandbreite der zu testenden Produkte über die Art von Tests bis hin zur Infrastruktur des Labors. Die Qualifizierung von Li-Ionen-Batterien oder Batteriezellen erfordert nicht nur eine Vielzahl genormter, vordefinierter Tests, sondern auch anwendungsspezifische Testprofile. Aus diesem Grund hat das Unternehmen schon in der Planungsphase sein Augenmerk auf zusätzliche Peripherie und die nötige Sicherheitsausstattung gelegt. Denn will man Leistungsgrenzen von Li-Ionen-

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Mit Prüfgeräten von FuelCon ausgestattet ist das neue Li-Ionen-Batterie-Testlabor der Hoppecke-Gruppe in Zwickau.

Batterien austesten oder Transportvorschriften (UNTest) prüfen, muss das eingesetzte Prüfsystem deutlich stärker die Sicherheitsaspekte berücksichtigen. Für den Hersteller der benötigten Testsysteme bedeuteten diese Anforderungen,

schon vor Projektbeginn mittels einer Risikoanalyse nachzuweisen, dass alle kritischen Punkte bedacht und behandelt werden. Als Testsystem-Partner für das Projekt entschied sich Hoppecke für die FuelCon AG in Magdeburg-Barleben, die, wie es hieß, nicht nur ausgereifte Stan-

Für Brennstoffzellen und Batterien

Test-, Fertigungs- und Diagnosesysteme aus Magdeburg FuelCon bietet Prüfstände für alle typischen Brennstoffzellen-Techniken wie PEM, DMFC, SOFC oder MCFC in einem Leistungsbereich von einigen Watt bis zu 150 kW Brennstoffzellenleistung. Auch für das Testen von Elektrolyseuren stehen Testsysteme bereit. Für die anspruchsvollen Testanforderungen von Batterien hat das Unternehmen die Produktserie »Evaluator-B« entwickelt, die unterschiedlichen Einsatzfällen flexibel gerecht wird.

Die Prüfstände ermöglichen den Vergleich, die Bewertung und die Optimierung von Batteriezellen und Batterien sowie die Simulation verschiedener Anforderungen für spezifische Endanwendungen der Kunden. Neben dem Firmenhauptsitz in Deutschland ist FuelCon mit dem Tochterunternehmen FuelCon Systems Inc. in Nordamerika und mit mehreren Repräsentanzen in Asien weltweit vertreten. (ak/nw)

_0C72E_Omicron_ET02.pdf;S: 1;Format:(70.00 x 297.00 mm);06. Mar 2014 13:04:25

Für die Realisierung der geplanten Zelltests wurden mehrere Kanäle mit einfachen Prüffächern ausgestattet, in denen sich bereits die nötigen Anschlüsse für die Zellen befinden. Jedem Kanal und damit jedem Prüfling sind Last-, Sense- und Temperaturmessung zugeordnet. Die ausgeführten Prüfschritte werden in Echtzeit direkt am Prüfstand von einem Controller gesteuert, der auch die nötige Alarmüberwachung übernimmt. Außerdem führt jeder Controller eine redundante Spannungsmessung durch, die gleichzeitig als Verpolschutz dient. Alle Prüffächer bieten eine Ampel, die es auf einen Blick erlaubt, den Zustand des Kanals zu erfassen. Dank des übersichtlichen Aufbaus lässt sich damit auch rasch das ganze Prüffeld überwachen. Ein Rauchmelder im Prüfschrank sowie eine Schranktemperaturmessung sorgen für die nötige Sicherheit, falls ein unerwarteter Zustand eintritt und die Gefahr eines sogenannten »thermal runaway« und damit einer Explosion der Batteriezelle besteht. Mit den Prüfständen kann Hoppecke sowohl einfache Lebensdauertests als auch VDA-Zyklen oder Fahrprofile durchführen. Für die Bestimmung des Innenwiderstands einer Batteriezelle werden Pulse auf den Prüfling gegeben und unter Beachtung einer Relaxationszeit ausgewertet. Die Ergebnisse ermöglichen Hoppecke Rückschlüsse auf den ohmschen Widerstand des Prüflings – ein wichtiger Faktor für die Bewertung der Qualität. Außerdem lässt sich mit den Tests das Verhalten der Zelle im Feld nachbilden. Für Tests mit höheren Anforderungen an den Prüfling, etwa Peak-Power-Tests oder Temperaturtests, stehen geschlossene Prüfkammern mit Stickstoff-Inertisierung bereit. Die Herabsetzung des Sauerstoffgehalts verhindert eine mögliche Explosi-

on der Batterie. Die Lade-Entlade-Einheiten (LEE) der Prüfstände sind im Bereich bis etwa 20 kW Leistung transistorgesteuert ausgeführt. Hier wurde bewusst eine Lösung ohne Rückspeisung gewählt, weil es galt, mögliche Effekte auf den Prüfling durch Oberwellen zu vermeiden. Um die beim Entladen in Wärme umgewandelte Energie schnell und leise abzuführen, haben die Prüfstände eine wassergekühlte LEE. Der Einsatz von Kühlwasser macht eine Lüftungsanlage entbehrlich. Eine weitere technisch besonders interessante Option bei der Realisierung des neuen Prüflabors war die Einbindung eines »Sequencers«. Er ermöglicht, den Prüfablauf in Schrittketten abzubilden, die dann in Echtzeit vom Controller abgearbeitet werden – unabhängig vom PC. Konkret heißt das: Sollwerte lassen sich zu definierten Zeitpunkten setzen, was für eine präzise Steuerung von Pulsen unabdingbar ist. Bei Lebensdauertests, die sich häufig über mehrere Monate erstrecken, ist darüber hinaus die Stabilität des Systems ein essentieller Faktor. Für die korrekte Überwachung und Auswertung ist außerdem parallel zum Betrieb ein regelmäßiger automatischer Datenexport erforderlich. Die Daten lassen sich dann für OfflineAnalysen weiterverwenden. Grundlage dafür ist die Software: Schon vor dem Projekt verfügte die Hoppecke Advanced Battery Technology GmbH über eine eigene Software für den Prüfstandsbetrieb. Damit das Unternehmen auch weiterhin auf die vertraute Oberfläche zur Planung und Durchführung ihrer Versuche zurückgreifen konnte, wurde auch die Software von FuelCon an dieses Kundenkonzept angepasst.

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dardlösungen, sondern auch branchenuntypische Optionen anbietet. Das Unternehmen stattete das neue Hoppecke-Prüflabor in Zwickau mit Prüfständen aus, die nicht nur die Lade-Entlade-Technik umfassen, sondern auch den Prüfplatz und die erforderliche Sicherheitstechnik.

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Das neue Labor erfüllt nicht nur alle Anforderungen des Unternehmens an das Qualifizieren von Batterien, von klassischen IU-Ladungen bis hin zu komplexen Fahrprofilen inklusive Temperaturzyklen. Auch die Testaufgaben externer Kunden sind mit der vorhandenen Laborausstattung flexibel umsetzbar. (ak/nw)  2/2014

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Smart Timing Solutions

Mess- und Prüftechnik ■ Neue Techniken sollen dem Erdgas-Business auch künftig Erfolg verschaffen

Energiewende erfordert Strategie-Änderungen Als Anbieter von Mess- und Prüftechnik für die Bereiche Gas, Wasser und Biogas erwartet die Esders GmbH für die Zukunft sinkende Umsätze im Geschäft mit der Gasverteilung. Kompensieren will das Unternehmen dies durch Wachstum in den anderen Anwendungsfeldern, neue Techniken für den Gassektor und Änderungen in der Firmenstrategie, wie Bernd Esders, Geschäftsführer des Unternehmens, erläutert.

Energie&Technik: Ihr Unternehmen hat gerade zum 15. Mal in Folge ein Umsatzwachstum gemeldet. Worauf führen Sie dieses Wachstum zurück? Bernd Esders: Konkrete Umsatzzahlen haben wir dieses Jahr erstmals für 2012 und 2013 genannt. Es lässt sich aber sagen, dass unser Wachstum sich relativ konstant über 10 Prozent bewegt. Das gilt auch für die Mitarbeiterzahl. Den einen Grund für das Wachstum gibt es nicht. Wir reinvestieren in unsere Mitarbeiter, den Service und einen großen Teil in unsere Entwicklungsabteilung. Das danken uns die Kunden zu Beginn durch Vertrauen und danach durch Treue. Das Wachstum ist letztlich eine logische Folge dieser Arbeit. In welchem Ihrer Produkt- und Tätigkeitsbereiche steckt aktuell das größte Absatzpotential?

Unser Kerngeschäft ist die Mess- und Prüftechnik für die Bereiche Gas, Wasser und Biogas. Ein wichtiger Aspekt sind Leckortung und Druckprüfungen an Gas- und Wasserleitungen. In Deutschland ist das ganz klar ein Verdrängungswettbewerb, in dem wir mit selbst entwickelten Lösungen Marktanteile gewinnen wollen. Wachstumspotential gibt es in vielen Ländern Europas, in denen wir noch nicht intensiv tätig sind, und in Asien, allen voran in China. Das Auslandsgeschäft hat bei Esders einen stabilen Anteil am wachsenden Gesamtumsatz. Erwarten Sie, dass sich dies in Zukunft verschieben wird? Wir erwarten höhere Umsatzanteile im Ausland. Wir gehen davon aus, dass in vielen Ländern, die bislang vorwiegend auf preisgünstige Produkte setzen, in Zukunft Qualität von steigender Bedeutung ist. Hinzu kommen Ansprüche an die Beratung und an Erfahrung mit Problemlösungen. Wie wirken sich die Schwankungen auf dem Energiemarkt auf Ihr Unternehmen aus? Die Schwankungen verändern die Strukturen der Unternehmen stark, was wiederum zur Verunsicherung und zur Verschiebung von Investitionen führt. Dies hat beispielsweise im Jahr 2013 die Energie-

wirtschaft in Polen gelähmt. Auf Dauer wird der Anteil von Erdgas an Bedeutung verlieren, so dass auf lange Sicht strategische Änderungen für uns nötig sind. Hier sprechen wir über einen Zeitraum von mehr als zehn Jahren. Wie beurteilen Sie die Zukunft der erneuerbaren Energien im Allgemeinen und speziell für Ihr Unternehmen? Innerhalb des Marktes gibt es natürlich Verschiebungen. Biogas war ein stark wachsender Bereich der vergangenen Jahre. Der Anteil von Erdgas als Energieträger in neu erschlossenen Wohngebieten ist stark rückläufig wegen der hohen Anteile erneuerbarer Energien. Der Erdgasmarkt ist daher wesentlich stärkerem Preisdruck ausgesetzt als früher. Weil wir aber mit unserer Messtechnik vor allem Sicherheitstechnik liefern, ist weiterhin Bedarf vorhanden. Veränderten Anforderungen versuchen wir mit neuen Techniken wie etwa der »GasCam« gerecht zu werden, die aus der Ferne ein Gasleck sichtbar macht und so bei der Inspektion von Erdgas- und Biogasanlagen viele Vorteile bietet. Sowohl die Entwicklung dieser Energieformen als auch die entsprechende Entwicklung für unser Unternehmen sind noch nicht abgeschlossen. Es gibt zahlreiche vielversprechende Entwicklungen bei Erd- und Bio-

» Die nächsten Schritte gehen ganz klar hin zu einer zentralen Datenverwaltung, die immer aktuell ist und auf die jederzeit und von überall zugegriffen werden kann. « Bernd Esders, Esders GmbH

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Welche Trends werden Ihrer Ansicht nach in Zukunft wichtiger werden? Wie in vielen Branchen macht die digitale Vernetzung auch bei Esders nicht Halt. In der Prüf- und Messtechnik und auch sonst überall, wo Daten gesammelt und verarbeitet werden, schweben derzeit die Schlagworte App und Cloud oder in produzierenden Betrieben auch Industrie 4.0 im Raum. Warum soll ein Messtechniker erst mit dem Auto ins Büro fahren, bis die Messdaten den Kollegen zur Verfügung stehen? Warum dauert es manchmal Tage, bis eine Messung abgenommen werden kann und damit die nächsten Arbeitsschritte beginnen? Dieses Problem haben wir 2013 mit einem Bluetooth-Modul samt zugehöriger Smartphone-App gelöst. Die nächsten Schritte gehen ganz klar hin zu einer zentralen Datenverwaltung, die immer aktuell ist und auf die jederzeit und von überall zugegriffen werden kann. Dabei dürfen vor allem die Sorgen um den Datenschutz nicht vernachlässigt werden. Welche technischen Herausforderungen ergeben sich daraus? Wir begannen mit der Produktion von Messtechnik und hatten den zugehörigen Service. Heutzutage werden die Lösungen viel weiter auf die Bedürfnisse der Kunden zugeschnitten. Nahezu jede Anwendung hat besondere Herausforderungen, etwa spezielle Software für unterschiedliche Län-

Wie stellen Sie sich darauf ein? Das mag ein wenig platt klingen, aber vor allem: durch gute Mitarbeiter. Wir investieren viel in die Aus- und Fortbildung, rekrutieren gute Fachkräfte und verlangen von unseren Mitarbeitern, dass sie in ihrem Feld Experten sind. Dabei hat für uns hohe Priorität, das Know-how im Unternehmen zu haben, also alles im eigenen Hause zu fertigen oder zu entwickeln. Nur so können wir für den Kunden der richtige Partner sein. Außerdem müssen deutsche Industrieunternehmen meiner Meinung nach Inno-

vationsführer sein. Das ist unsere große Stärke und unterscheidet uns von vielen Wettbewerbern aus anderen Ländern. Wir investieren sehr viel in Forschung und Entwicklung. Auch als familiengeführter Mittelständler ist es möglich, neue Ideen in einer Branche anzustoßen. Das ist letztlich unser Ziel. Welche Ziele setzen Sie sich für die Zukunft? Angesichts unserer Entwicklung der vergangenen Jahre möchte ich fast sagen: weiter wie bisher. Das umfasst sowohl ein weiteres Wachstum des Unternehmens als auch die Entwicklung von Produkten mit bis dahin nicht am Markt verfügbaren Funktionen. Das werden wir auch erreichen. Die Aussichten sind gut, und ich sehe in naher Zukunft kaum Gründe für eine Umkehr dieser Entwicklung. Das Interview führte Nicole Wörner. Mitarbeit: Andreas Knoll

_0C58X_Chauvin_ET02.pdf;S: 1;Format:(115.00 x 145.00 mm);24. Feb 2014 14:16:42

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Bei der gesamten Energiewende ist dennoch ein gesunder Energiemix vonnöten, davon bin ich überzeugt. Nur auf Sonne und Wind oder auf Biogas zu setzen, wäre fahrlässig. Es ist verständlich, dass wir mit unseren Produkten von einem Boom im Bereich Sonne und Wind weniger profitieren als von Lösungen mit Gas als Energieträger. Aber auch aus Verantwortung für weitere Generationen ist mir klar, dass eine Branche alleine nicht die Lösung sein kann. Und vergessen Sie nicht, dass Wasser als Lebensmittel einen immer wichtigeren Stellenwert einnimmt. Hier sind wir ebenfalls sehr gut aufgestellt.

der oder Kunden. Wir haben deshalb unser Know-how in der IT, dazu gehört sowohl die Bedien-Software als auch der Umgang mit Messdaten, deutlich ausgebaut. Außerdem können wir unsere Produkte in bestehende Systeme unserer Kunden einbinden. Ein wichtiger Bestandteil ist daher die Beratung bereits zu Beginn eines Projekts. So können wir mögliche Fehlplanungen auch auf Kundenseite früh vermeiden.

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Lighting ■ Effiziente öffentliche Beleuchtung

LEDs plus Lichtverwaltungssystem senken Kosten Mit der Umstellung auf LED-Beleuchtung senken die Stadtwerke Eschwege den Energieverbrauch von 1,7 Mio. kWh auf 900.000 kWh. Das Management der Lichtpunkte übernimmt das Verwaltungssystem luxData.

Mit luxData der bayerischen sixData GmbH lassen sich inzwischen technische Daten, Wartungs- und Instandhaltungsmaßnahmen papierlos verwalten, was den Aufwand deutlich reduziert. Die Koordinaten der Lichtpunkte wurden dazu eigens in einem achtmonatigen Projekt einzeln erfasst.

Die Positionsdaten der Laternen kommen unter anderem bei der Erfassung von Störungsmeldungen über die Stadtwerke-Homepage und das Portal stoerung24.de zum Einsatz. Damit lassen sich die defekten Leuchten präzise verorten.

4.500 Laternen beleuchten die Straßen und öffentlichen Plätze der hessischen Kreisstadt Eschwege. Bei 2.700 davon handelte es sich am 1.1.2012 noch um Quecksilberdampfleuchten. Zu diesem Zeitpunkt übernahmen die Stadtwerke, eine 100-prozentige Tochtergesellschaft der Stadt, die Verantwortung für die öffentliche Beleuchtung. Grund dafür waren zum einen die Investitionssumme von 1,3 Millionen Euro, die für die Erneuerung der Leuchten benötigt wurde, zum anderen aber auch die umständliche Datenverwaltung mittels Excel, in der die Lichtpunkte nur straßenweise dokumentiert waren. »Schon als sich 2010 abzeichnete, dass wir der Stadt die Straßenbeleuchtung abkaufen werden, war uns bewusst, dass wir eine professionelle Managementsoftware für dieses Segment brauchen«, sagt Michael Küster, Leiter des technischen Service im Bereich Strom Niederspannung bei der Stadtwerke GmbH Eschwege. Als die Übernahme konkret wurde, entschied sich das Unternehmen für das Datenbank- und Verwaltungssystem luxData.

Einfache Verwaltung der Lichtpunkte Um die Umstellung zu erleichtern, wurden zunächst die vorhandenen Excel-Sät-

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Weil die Koordinaten der Laternen nicht vorlagen, wurden sie mithilfe eines Outdoor-Tablets mit GPS und luxData.desktop erfasst

ze ins neue Programm migriert. sixData splittete und vereinzelte dazu die Informationen der Gesamtstraßen und generierte daraus für jede Leuchte einen eigenen Lichtpunkt. In diesem Datensatz finden sich nun alle für diese Leuchte relevanten Informationen vom Masttyp über den Stromverbrauch bis zu vergangenen Standfestigkeitsprüfungen und Wartungsmaßnahmen. Dadurch lassen sich beispielsweise anstehende Leuchtmittelwechsel direkt im Programm abfragen oder Reports zu Ausfallhäufigkeiten erstellen. Selbst Bilder der Anlagenbestandteile oder Verknüpfungen zu anderen Dateien,

beispielsweise Verträgen von Servicepartnern, können hier hinterlegt werden. Zudem erlaubt das System auch die räumliche Verortung der Lichtpunkte, etwa über die Anbindung an ein GIS-System, und die Registrierung der Leuchten per Barcodes. Diese Option wird insbesondere in Verbindung mit der Version luxData. mobile für Handheld-PCs genutzt, mit der die Monteure im Außeneinsatz die Leuchten, an der sie arbeiten, einfacher auffinden und dokumentieren können. Allerdings waren in Eschwege die dafür nötigen Positionsangaben bislang nicht er-

LED-Leuchten am Bahnhof von Eschwege

fasst. Die Mitarbeiter mussten daher nicht nur jeden einzelnen Lichtpunkt mit einer Codierung bekleben, sondern gleichzeitig, seinen exakten Standort ermitteln.

Einfache Standorterfassung per GPS Als Hilfsmittel nutzten sie dazu ein besonders robustes, mit luxData.desktop ausgestattetes Outdoor-Tablet. Dabei werden mit dem Verwaltungsprogramm auch die bereits vorliegenden Datensätze aufgespielt, so dass die Angaben des betreffenden Lichtpunkts direkt bearbeitet werden können, auch wenn der Computer dabei offline ist. Die Änderungen werden später mit dem Hauptsystem abgeglichen. »Die Kamera und den GPS-Sender des Tablets haben wir dann mit unserem System verbunden. So kann man vor Ort einfach den Barcode scannen, die Positionsdaten abrufen und diese sofort im Programm zur jeweiligen Leuchte abspeichern«, erklärt Armin Mühlberger, Geschäftsführer von sixData. Die Datenerfassung konnte mit dieser Methode innerhalb von acht Monaten abgeschlossen werden.

Papierlose Datenverwaltung und Arbeitsdokumentation Die neuen Positionsdaten kommen auch den Bürgern und der Sicherheit auf den Straßen zugute, denn über die Anbindung der Stadtwerke-Homepage an das Portal stoerung24.de kann jetzt jeder anhand einer Karte defekte Leuchten punktgenau anwählen und melden. So lassen sich Störungen besser lokalisieren und dadurch schneller beheben. Auch telefonische Mel-

dungen in der Zentrale der Stadtwerke werden über dieses Portal eingepflegt. »Die Störungen können so direkt in luxData übernommen und auf die PDAs der Monteure im Außendienst geschickt werden«, erklärt der Bereichsleiter. Die Ortsdaten führen die Mitarbeiter direkt zur Problemstelle. Dort wird einfach der Barcode des Lichtpunkts eingescannt, wodurch alle technischen Angaben zu dieser Leuchte abgerufen werden können. Ebenso können die Monteure über das benutzerfreundliche Menü des Programms alle an dieser Stelle vorgenommenen Maßnahmen eingeben. Der gesamte Vorgang lässt sich so ohne Schreibarbeit ins System übertragen. »Die papierlose Dokumentation spart uns einiges an Zeit und Geld«, so Küster. Dazu trägt auch bei, dass die Aufschriebe der Monteure jetzt nicht mehr vom Innendienst abgetippt werden müssen. Zudem wird auf diese Weise der Bestand immer aktuell gehalten, und alle Informationen sind jederzeit verfügbar. Inzwischen nutzt die Stadtwerke Eschwege GmbH das Managementinformationssystem auch zur Verwaltung der Straßenbeleuchtung in den Gemeinden Wehretal, Meißner, Ringgau und Berkatal. Insgesamt werden so rund 7.200 Lichtpunkte betreut. In Meißner und Berkatal kommt zudem auch luxData.mobile zum Einsatz. »In Wehretal und Ringgau müssen dazu erst noch die Koordinaten erfasst und die Barcodes verteilt werden«, erklärt Küster. Diese Maßnahmen sind aber bereits in Planung.

fast abgeschlossen. Rund 60 Prozent Energie können so pro Lampe eingespart werden. Eschwege rechnet damit, dadurch bis 2014 den Stromverbrauch für die öffentliche Beleuchtung von 1,7 Millionen kWh auf 900.000 kWh pro Jahr senken zu können. (ha) 

_0C7IJ_Emtron_ET02.pdf;S: 1;Format:(52.00 x 142.00 mm);10. Mar 2014 13:48:04

LED-Netzteile

n Innenbeleuchtung

Bühnen • Einbausysteme • Wandfluter

n Außenbeleuchtung

Straßen • Gebäude • Wall Washer

n 10-320 W

• konstant, stromgeregelt • konstant, spannungsgeregelt • dimmbare Versionen • kundenspezifische Modifikationen

n DALI-Treiber von 20-60 W

Auch die Umstellung der Quecksilberdampfleuchten auf LED ist mittlerweile 2/2014

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Lighting ■ Raumakzente und einfachere Montage

Leuchtflächen und -bänder

»PrevaLED Linear Flex« lässt sich einrollen und erleichtert die Montage erheblich.

Osram erweitert ständig seine Palette an Retrofit-Leuchtmitteln, um den Forderungen des Massenmarktes zu entsprechen. Wer aber neue Wege in der Raumbeleuchtung beschreiten will, den lässt das Unternehmen nicht in Stich, beispielsweise mit LED-Leuchtbänder und OLED-Flächen.

Mit »PrevaLED Flex Linear« bietet Osram eine LED-Light-Engine, die den Arbeitsaufwand bei der Montage von LED-Leuchten und damit deren Kosten merklich senkt. Quasi als LED-»Leuchtstofflampe« zum Aufrollen wird sie auf einer 28-MeterRolle geliefert und kann vom Leuchtenhersteller auf die gewünschte Länge gekürzt

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werden. Anschließend wird es zum Beispiel einfach in die Leuchte eingeklebt. Die Montage wird somit ähnlich einfach wie beim Leuchtstofflampen-Pendant. Durch seine biegsame Bauart eröffnet »PrevaLED Flex Linear« zudem auch Möglichkeiten für neue Leuchtendesigns. So können die Leuchtbänder dem Schwung und der Form von Räumen und Objekten folgen – und das mit LED-typisch hoher Effizienz. Beispiele sind Regal- und Schrankelemente, in denen die darin aufbewahrten Gegenstände gezielt beleuchten werden.

Die »Linearlight Flex Protect ShortPitch« ist durch ihren IP67-Schutz auch für den Außenbereich geeignet.

Bilder: Osram

Leuchtenhersteller müssen oftmals ihre Produkte in zwei Versionen herstellen: die eine mit Leuchtstofflampe, die andere mit LED. Während die Leuchtstofflampe dabei sehr einfach über Fassungen montiert wird, verursacht die LED-Montage einen deutlich höheren Aufwand, denn es müssen immer gleich mehrere Module eingeschraubt werden, weil diese standardmäßig deutlich kürzer sind.

Call for Papers

Die abgehängte Leuchte in edler Optik ist mit 16 rechteckigen OLED-Panels ausgestattet.

Ebenso können sie integriert in Handläufe für Orientierung oder als elegante Lichtlinie für eine stimmungsvolle Atmosphäre sorgen. Auf Wunsch unterstützt Osram seine Kunden mit einem Konfektionierungsservice: Das LED-Band wird dabei auf die gewünschte Länge gekürzt, mit Anschlüssen versehen und bei Bedarf vormontiert. Als LED-Band mit besonders kurzem LED-Abstand bietet Osram zusätzlich das »Linearlight Flex Protect ShortPitch« an. Damit lassen sich Lichtlinien, z.B. in Vouten, auch bei geringen Einbautiefen, gleichmäßig weiß ausleuchten. Das Band lässt sich mit dem Teppichmesser schneiden und auf eine Fläche kleben. Durch den hochwertigen Silikonmantel kann das Lichtband auch sichtbar angebracht sein, ohne die Optik zu beeinträchtigen. Die Module sind mit ihrem IP67-Schutz resistent gegen Staub, Wasser und UV-Strahlung. Somit eignen sie sich auch für den Einsatz im Außenbereich.

Bilder: Osram

Weitere Möglichkeiten für ein neues Leuchten- und Lichtdesign bietet die OLED-Technologie. Zwar ist sie noch nicht ganz auf Augenhöhe mit der LED, Leuchten mit LED-ähnlicher Effizienz sind aber möglich. Effizienz ist dabei einer der Kernfaktoren auf dem Weg, der OLED-Beleuchtung zum Durchbruch zu verhelfen. Diesem Ziel hat sich auch Osram verschrieben. Die neue Generation der OLED-Panels »Orbeos« erreicht zwar mit 65 Lumen/W nicht die Werte von LED-Chips, ist aber bereits effizienter als die meisten Energiesparlampen. Zudem benötigen LEDs für den Einsatz in der Leuchte Optiken, die entblenden und das Licht lenken. Diese reduzieren – abhängig von der Qualität der Leuchte – die Effizienz und erhöhen die Systemkosten. Beachtet man dies, fällt der Vorsprung der Leuchtdioden doch ein Stück geringer aus. Trotzdem werden OLEDs zunächst nicht in Großraumbüros zu finden sein, können aber durchaus funktionale Aufgaben übernehmen. Sie eignen sich besonders für den Einsatz in Konferenzräumen, Hotellobbys, Bars und anderen Räumen mit erhöhten Anforderungen an die Optik. (mk) 

Industrie 4.0 – Der interdisziplinäre Fachkongress Automatisierung, Elektronik, Embedded und IT unter einen Hut bringen – das ist wohl die größte Herausforderung auf dem Weg zur Industrie 4.0. Der Industrie 4.0 Summit greift diese Herausforderung als einzige interdisziplinäre Plattform auf. Nutzen Sie diese einmalige Gelegenheit für Ihren Vortrag auf dem Industrie 4.0 Summit, zum Beispiel zu folgenden Themen: ■ Industrie 4.0 Szenarien: Best Practice: Wie kann Industrie 4.0 in der Fertigungspraxis funktionieren?  ■ Wie sicher sind die Daten? ■ Sensorik und RFID einbinden, aber wie? ■ Welche Embedded Systeme eignen sich für Industrie 4.0-Szenarien? ■ Maschine mit Maschine vernetzen – Stichwort »M2M« ■ Die richtige IT/Netzwerk-Infrastruktur ■ Wie beherrschbar sind große Datenmengen – Stichwort »Big Data«? ■ Industrie 4.0 Arbeitsplatz, Personal und Ausbildung Dies ist nur eine Auswahl der Themen, die am 14.-15. Oktober 2014 auf dem 2. Markt&Technik Summit Industrie 4.0 in München diskutiert werden.

www.industrie4-summit.de Einsendeschluss ist der 11. April 2014.

■ Light + Building vom 30.3.-4.4.2014

Lichtideen für das energieeffiziente Smart Powered Building »Smart Powered Building, das Gebäude im Smart Grid«, »Mensch und Licht« und »Intelligente Nachhaltigkeit« sind die Themenschwerpunkte der diesjährigen Light + Building, der weltgrößten Messe für Licht und Gebäudetechnik. Etwa 2.300 Aussteller präsentieren zirka 200.000 Besuchern Weltneuheiten für Licht, Elektrotechnik, Haus- und Gebäudeautomation sowie Software für das Bau-

wesen. Das verbindende Leitthema lautet »Explore Technology for Life – die beste Energie ist die, die nicht verbraucht wird.« Die Messe ist weltweiter Trendgeber für

intelligente Licht- und Gebäudetechnik, mit der sich der Energieverbrauch in modernen Gebäuden bei gleichzeitiger Komforterhöhung nachhaltig reduzieren lässt. (hl) 

Produktneuheiten OSRAM

Erste »echte« LED-Glühlampe aus deutscher Produktion Osram zeigt auf der Light + Building, den ersten »echten« Ersatz für Glühlampen mit stromsparender LED-Technik, der von einem großen Hersteller in Deutschland gefertigt wird. Größe und Form der »LED Superstar« entsprechen genau ihrem 40-W-Glühlampen-Äquivalent und passen damit perfekt in alle Leuchten, in denen zuvor Glühlampen zum Einsatz kamen. Die LED-Glühlampe ist dimmbar und ver-

fügt über eine mittlere Lebensdauer von 25.000 Stunden. Osram gibt auf die in Deutschland produzierte LED-Lampe eine Garantie von vier Jahren, sie ist in Farbtemperaturen von 2.700 und 4.000 K erhältlich, erzeugt einen Lichtstrom von 470 Lumen und hat eine Systemleistung von 6,5 W. (hl) Halle 2.0, Stand B10, B50

Tridonic

Ins Licht der Tunable-White-LED-Module aus dem eigenen Hause getaucht ist der Messestand von Tridonic. Die Premium-Version der TALEXXengine STARK LLE sorgt für stufenlos einstellbares Weißlicht (Turnable White) von 3.000 bis 6.000 K auch für Linear- und Flächenbeleuchtungen, womit sich Veränderungen des Tageslichts realistisch simulieren lassen. Sie steht dimmbar mit Lichtstärken von 700 und 1.500 Lumen zur Verfügung. Die neu Version FASHION der TALEXXengine SLE für LED-Down-und Spotlights eignet sich besonders für Modebeleuchtungen. In Frankfurt zeigt Tridonic ferner neue Konverter, LED-Module und Notlichtkomponenten. (hl) Halle 2.0, Stand A30

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Bilder: Osram; Devolo; DEHN; Tridonic; Dätwyler; CODESYS

Tunable-White-fähige LED-Module

_0C85C_WECO_ET02_2014_70x297_An.pdf;S: 1;Format:(70.00 x 297.00 mm);12. Mar 2014 15:50:51

DEHN

Zukunftssichere Schutzlösungen Innovationen im Überspannungsschutz, Blitzschutz/Erdung sowie Arbeitsschutz präsentiert die Firma DEHN, unter anderem den weltweit leistungsfähigsten Blitzstrom-Ableiter DEHNsolid, außerdem DEHNcord, ein sicherer Endgeräteschutz für die LED-Technik, DEHNcube, einen Schutz für Stringwechselrichter, die modernste Fortsetzung des Blitzschutzes nach Benjamin Franklin – die patentierte HVIpower-Leitung, eine hochspannungsfeste isolierte Ableitung, die den Blitzstrom von der Fangeinrichtung sicher zur Erdungsanlage führt, sowie ein Produkt, das

das sichere Abschalten von Anlagen infolge eines Störlichtbogens ermöglicht, den DEHNshort. (hl) Halle 8.0, Ebene 0, Stand D90

Devolo

dLan 650 – das schnellste Powerline-Heimnetzwerk Devolo zeigt mit den dLAN 650+ und dLAN 650 triple+ neue Adapter für das bisher schnellste Powerline-Heimnetzwerk dLAN mit bis zu 600 Mbit/s, die über einen bzw. drei Gigabit LAN-Ports verfügen. Daneben zeigt Devolo erstmals

seine neue »Home Control«-Serie für Smart-Home-Projekte, die mit den Schwerpunkten Sicherheit und Kontrolle präsentiert werden. (hl) Halle 9.0, Stand C 56

Dätwyler

Fernsehfähige Datennetzwerk-Kabel

Bilder: Osram; Devolo; DEHN; Tridonic; Dätwyler; CODESYS

Die Dual-Mode-Kabel von Dätwyler ermöglichen Sprach- und Datenübertragung sowie die Endgerätespeisung mit Energie und digitalen TV-Daten. Mit den neuen Dual-Mode-Kabeln und den entsprechenden RJ45-IEC-Adaptern gewinnt der Anwender Flexibilität und spart Kosten. Übertragen werden Sprache, Daten

bis 10 Gbit/s, BK-Signale bis 862 MHz und die Geräteenergie (Power over Ethernet). Benötigt werden neben den Kabeln noch geschirmte Module der Kategorie 6A (RJ45 und PS-GG45) sowie die neue RJ45IEC-Adapter von Dätwyler. (hl) Halle 8.0, Stand B15

3S-Smart Software Solutions

Projektierungstool mit BACnet-Protokollstack CODESYS ist das marktführende Projektierungstool für die Entwicklung von Applikationssoftware nach IEC 61131-3 in den Bereichen der Gebäudeautomation. Zusammen mit den Partnern Weiss Klimatechnik, Berghof Automation und MBS GmbH wurde ein BACnet-Protokollstack

samt Konfigurator in das CODESYS Development System integriert. Implementieren Hersteller CODESYS auf ihren Geräten, steht ihnen nun optional eine voll integrierte BACnet-Lösung zur Verfügung. (hl) Halle 9.0, Stand F67

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Smart Home / Smart Metering ■ Fernwartungslösung auf Cloud-Basis als Grundlage für intelligente Energie-Management-Systeme

Remote Management ohne VPN-Konfiguration

Datenübertragung mittels VPN-Routern (Modems) zwischen der Leitstelle und den verteilten Stationen moderner Energie-Management-Systeme ist heutzutage weit verbreitet, hat aber ihre Tücken. Eine Alternative dazu sind Lösungen auf Cloud-Basis wie »Netbiter« von HMS Industrial Networks.

Von Michael Volz, Geschäftsführer der deutschen Niederlassung von HMS Industrial Networks

Der Ansatz, den Fernzugriff in EnergieManagement-Systemen mittels VPN-Routern umzusetzen, stellt Anwender oft vor große Herausforderungen, weil die Konfiguration der nötigen VPN-Verbindungen spezielle IT-Kenntnisse erfordert. Abhilfe dagegen hat vor einiger Zeit das schwedische Unternehmen HMS geschaffen: Seine Lösung »Netbiter« für den Fernzugriff auf verteilte Automatisierungsgeräte beruht auf der Cloud. »Netbiter« zeichnet sich durch eine einfache Konfiguration, ein leistungsfähiges Datenportal in der Cloud und die Möglichkeit zur Fernprogrammierung der verteilten Steuerungen aus. Um von fern auf die AutomatisierungsKomponente einer Anlage zugreifen zu können, sollte ihr idealerweise eine feste

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IP-Adresse zugewiesen sein. Je nach Anwendungsfall ist die feste IP aber teurer als es der Nutzen rechtfertigt. Aus der Ferne eine VPN-Verbindung zu einem Gerät ohne feste IP herzustellen, ist zwar möglich, aber aufwändig und erfordert ITKnow-how, das nicht jeder hat. Schließlich gibt es eine Vielzahl von VPN-Methoden, die nicht miteinander kompatibel sind (etwa PPTP, IPsec/L2TP, openVPN, TLS/SSL). Die Lösung von HMS geht daher einen völlig anderen Weg. Herzstück des HMS-Ansatzes zum Verbindungsaufbau ist das cloudgestützte Datenportal »Netbiter Argos«, das allen Anwendern von »Netbiter« gleichermaßen zur Verfügung steht. Bindeglied zwischen dem »Argos«-Portal und der Automatisierungs-Komponente im Feld ist das »Netbiter«-Gateway EC350. Es wird vor Ort, also im Gebäude oder in der Anlage, über eine serielle oder Ethernet-Schnitt-

stelle mit dem Automatisierungsgerät gekoppelt. Anschließend verbindet sich das Gateway über Mobilfunk oder Ethernet automatisch mit dem Datenportal und sendet in regelmäßigen Abständen alle für die Kommunikation gebrauchten Informationen wie etwa seine aktuelle IP-Adresse. Um die nötige Sicherheit zu gewährleisten, nutzt es dazu geeignete Verschlüsselungsprotokolle. Über das Datenportal kann der Anwender jedes Automatisierungsgerät, auf das er aus der Ferne zugreifen möchte, mit einem feststehenden symbolischen Namen erreichen. Er loggt sich beispielsweise von seinem PC oder seiner Leitwarte aus im Fernwartungsportal über Standard-Webbrowser ein und erhält dann automatisch Zugriff auf seine Automatisierungskomponente. Die aufwändige Suche nach der richtigen IPAdresse für den Fernzugriff entfällt so komplett.

_0C74B_Finder_ET02.pdf;S: 1;Format:(70.00 x 297.00 mm);06. Mar 2014 14:18:43

Vorteile der Lösung Im Vergleich zu Site-to-Site-VPN-Lösungen bringt dieser Ansatz diverse Vorteile. Während ein Zugriff über VPN oft »alles oder nichts« bedeutet, lassen sich in der Portallösung Benutzerrechte definieren. Verschiedene Personen können also mit ganz unterschiedlichen Berechtigungen Zugriff auf die AutomatisierungsKomponente erhalten. Während der eine nur Zugang zur Datenvisualisierung erhält, kann der nächste darüber die Anlage fernsteuern. Sogar Parametrierung oder gar Programmierung aus der Ferne sind möglich. Dazu ist ein weiterer Sicherheitsmechanismus implementiert: Mitarbeiter, die fernprogrammieren wollen, müssen sich dafür anmelden und eine Handy-Nummer angeben. Für jeden Programmiervorgang loggen sie sich zuerst im Portal ein und fordern anschließend, ähnlich wie beim Online-Banking, eine Art TAN an, die ihnen per SMS an die angegebene Handy-Nummer geschickt wird. Erst mit dieser TAN ist es dann möglich, die Anlage zu programmieren. Während man bei VPN zu jeder Automatisierungs-Komponente eine eigene Verbindung aufbauen muss, sind im Portal Automatisierungs-Komponenten, die gegebenenfalls auch weit verteilt sind, in einem Projekt zusammengefasst. Nach

dem Log-in kann man deren Parameter einzeln oder in Gruppen steuern und überwachen. Systemanbieter, die beispielsweise zur Vermeidung von Lastspitzen im Stromnetz gezielt Verbraucher ab- oder anschalten, können so über das zentrale Portal Steuerkommandos quasi gleichzeitig an viele Geräte oder Gerätegruppen senden, ohne sich dazu jeweils individuell um das Verbindungs-Management kümmern zu müssen. Auch der Vergleich beispielsweise von Zähler 1 im Gebäude 1 mit Zähler 2 im Gebäude 2 wird so vereinfacht. Ein weiterer Vorteil des Portals besteht darin, dass der OnlineStatus des »Netbiter«-Gateways regelmäßig abgefragt wird. Dadurch wird der Spannungsausfall einer Anlage sofort bemerkt, während der Anwender bei der VPN-Lösung davon schlimmstenfalls zuerst einmal überhaupt nichts mitbekommt. Bei einem Spannungsausfall setzt das Portal automatisch einen OfflineAlarm als E-Mail oder SMS ab.

Energie tanken und erfassen! Serie 7E Elektronische Wirkstromzähler

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SPS-Fernprogrammierung integriert Die »Netbiter«-Portallösung arbeitet herstellerunabhängig, sprich: es lassen sich Automatisierungsgeräte verschiedener Hersteller damit koppeln. Die Verbindung zwischen dem EC350-Gateway und dem Automatisierungsgerät erfolgt entweder seriell (RS-232, RS-485) oder über Ether•

•

• •

Direktanschluss bis 65 A (1-Phasen-Wechselstrom oder 3-Phasen-Drehstrom) Über Wandleranschluss bis 1.500 A (3-Phasen-Drehstrom) Modbus-, M-Bus- oder SO-Schnittstelle Elektrizitätszähler nach EN 62053-21 und EN 50470-1

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Anwendungsbeispiel: Überwachung verteilter Liegenschaften

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Smart Home / Smart Metering net. Für den Zugriff auf die Daten bzw. die Programme der angeschlossenen Automatisierungskomponenten unterstützt das EC350-Gateway viele verschiedene Protokolle und Zugriffsmechanismen. Damit sich der Anwender nicht mit den Details dieser Kommunikation auseinandersetzen muss, wird bei der Konfiguration der Verbindung das angeschlossene Gerät aus einer Liste freigegebener Steuerungen ausgewählt. Im ersten Schritt werden Steuerungen von Siemens und Rockwell Automation unterstützt; HMS erweitert die Liste der freigegebenen Steuerungen aber kontinuierlich. Zur Fernprogrammierung der SPSen dienen die vom jeweiligen Hersteller vorgesehenen Programmiersysteme, also das »TIA Portal« für die Siemens- und »RSNetWorx« für die RockwellSteuerungen. Das Gateway EC350 geht also beim Verbindungsaufbau neue Wege, reiht sich aber dennoch in eine bewährte Produktpalette ein. Gegenüber den Vorgängermodellen EC250, EC220 und EC150 hat HMS das EC350 auch in anderer Hinsicht weiterentwickelt: So bietet es eine um das Zwanzigfache erhöhte Übertragungsgeschwindigkeit, weil es neben GSM/GPRS nun auch UMTS unterstützt. Anwender

können fünf verschiedene 3G-Frequenzbereiche nutzen. Durch die Integration unterschiedlicher Mobilfunkstandards in einem Gerät ist das Gateway weltweit in fast jeder Anwendung einsetzbar. Wo Kommunikationsleitungen vorhanden sind, lassen sich die Daten selbstverständlich auch leitungsgebunden per Internet übertragen. Zwei voneinander getrennte Ethernet-Schnittstellen (WAN und LAN) ermöglichen die sichere Kommunikation mit dem Feld-Equipment. Über eine größere Anzahl digitaler Ein- und Ausgänge lassen sich nun noch mehr Signale und Sensoren direkt am Gateway anschließen.

Die modulare Gesamtlösung wächst mit den Anforderungen Das Gateway EC350 ist Teil einer modular aufgebauten Gesamtlösung, die neben dem Gateway (»Netbiter EasyConnect«) einen Daten-Hosting-Service (»Netbiter Argos«) und ein Webportal als Benutzeroberfläche umfasst. Eine Einsteigerlösung kann z.B. nur aus dem Gateway und einem Zugriff über das Datenportal für die Fernprogrammierung einer Anlage bestehen. Für viele Anwendungen am Markt ist das sicher schon eine hilfreiche sowie zeit-, aufwand- und kostensparende Lösung.

Im Datenportal »Netbiter Argos« auf Cloud-Basis lassen sich verschiedene Projekte gleichzeitig überwachen.

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Michael Volz, HMS » Auf der Cloud beruht unsere Lösung ’Netbiter‘ für den Fernzugriff auf verteilte Automatisierungsgeräte. «

In anderen Anwendungen ist dagegen auch Condition Monitoring und Projektverwaltung gefragt. Hier lässt sich die Einsteigerlösung leicht um Portalfunktionen erweitern, etwa eine grafische Benutzeroberfläche (GUI), Alarme und Benachrichtigungen, einfache Tools zur Trendanalyse sowie ein Projekt- und Nutzer-Management. Zudem stehen Funktionen wie Datenreports, API-Integration (Webservices) oder verschiedene Entwicklungs-Tools zur Verfügung. Die Spitze der Möglichkeiten bilden schließlich kundenspezifisch angepasste Lösungen aus individueller Softund Hardware. Sei es Fernprogrammierung, -überwachung oder -steuerung, im modularen Gesamtpaket lässt sich individuell die passende Lösung über das HMS Solution Center zusammenstellen. Mit ein und demselben Portal sind beliebig viele Projekte zu verwalten. Wer als Dienstleister verschiedene Liegenschaften oder Anlagen fernüberwacht, muss dazu nicht mehrere Programme parallel betreiben. Vielmehr können Anwender im Datenportal in verschiedenen wählbaren Übersichten beispielsweise die Alarme aller Projekte gleichzeitig darstellen. Mehr Informationen sind auf www.netbiter.de zu finden. (ak) 

■ Hoher Entwicklungsaufwand muss jetzt Früchte tragen

EMH metering: ruhig, besonnen und entschlossen auf dem Weg zum Ziel Wie sich das Smart Metering in Deutschland entwickeln wird, warum Kooperationen nützlich sind und warum er optimistisch in die Zukunft blickt, erklärte René Giebel, Product Manager von EMH metering, im Interview mit Energie&Technik auf der E-world in Essen.

Energie&Technik: Was erhoffen Sie sich in diesem Jahr für das Smart Metering in Deutschland? René Giebel: Die Vorgaben der KNA müssen jetzt in Regularien umgesetzt werden – die mittelständischen Unternehmen, die an den Entwicklungen beteiligt sind, müssen ja kalkulieren können. Wir haben sowieso schon sehr viel Arbeit in die Entwicklung investiert, und zudem stellt die so wichtige Mitarbeit in den Gremien für Mittelständler einen riesigen Aufwand dar. Wir dürfen nicht mehr Zeit verlieren. Es gibt viele Beteiligte, die an Regularien arbeiten. Neben dem BSI die PTB und die Bundesetzagentur sowie die Verbände. Ziehen sie aus Ihrer Sicht immer an einem Strang?

Jeder war von Anfang an mit Eifer dabei, die Kommunikation war anfänglich aber ein Problem. Das hat sich in der Zwischenzeit sehr stark verbessert. Dazu haben vor allem die Verbände wie FNN, DKE und BDEW beigetragen, die sich intensiv darum bemüht haben, gangbare Lösungen zu finden. Das ist gelungen: Jetzt kennen wir das Ziel und den Weg dorthin – auch wenn noch nicht alle Schlaglöcher auf dem Weg sauber beschrieben sind. Ein Ziel besteht darin, interoperable Systeme zu schaffen. Welche Möglichkeiten hat dann ein Zählerhersteller, sich von den Geräten des Wettbewerbs zu differenzieren? Das ist genau unsere Aufgabe: Wir müssen in der interoperablen Welt Features finden und realisieren, die unsere Kunden weiterbringen.

der Partner kann die eigenen Plattformen weiterentwickeln. Die Firmen produzieren separat und nutzen die eigenen Vertriebskanäle. Die gemeinsam entwickelten Zähler/ Gateways verfügen über Ethernet- und Mobilfunkschnittstellen. Warum nicht über PLC?

_0C85J_home2net_ET02_45x130mm_Messe_LightandBuilding.pdf;S:1;Format:(45.00x130.00mm);12.Mar201415:51:56

Internet of Things • Secure Cloud Technology

Sind Sie fündig geworden? Wir haben schon einige interessante Features gefunden. Zum jetzigen Zeitpunkt möchte ich darüber nicht sprechen. Auf der E-world im kommenden Jahr wird es dazu interessante Neuigkeiten geben.

René Giebel, EMH metering » Die Software-Häuser und die Versorger beschäftigen sich jetzt intensiv mit dem Thema Smart Metering. Das stimmt mich für dieses Jahr optimistisch. «

Sie sprachen von den großen Belastungen für mittelständische Unternehmen. Sind Kooperationen ein Weg, um diese Belastungen zu reduzieren? Darin sehe ich einen guten Weg. Wir haben mit Theben eine Projekt- und Entwicklungskooperation geschlossen, Geräte auf den Markt zu bringen, die sämtliche Kompatibilitätsbedingungen des Lastenheftes des FNN vollständig erfüllen. Die Kooperation bezieht sich auf die reine Entwicklung. Die Partner evaluieren die Geräte vollkommen eigenständig, und je-

• RS232/485 ↔ TCP/IP Router • Analog and Digital I/O • Cloud Data Log and Remote Access

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Smart Home / Smart Metering PLC ist sicherlich eine sehr gute Möglichkeit, um die Kommunikation zu realisieren. Aber wir schätzen sie zumindest für den Beginn des Rollouts als recht teuer in der Installation und im Support ein. Wir sind überzeugt, mit unseren Schnittstellen zu einem akzeptablen Preis alles bieten zu können, was für die Kommunikation im Smart Metering erforderlich ist. Falls die Bedingungen für GSM ungünstig sein sollten, dann können wir über die Ethernet-Schnittstelle kommunizieren. Wenn die Regularien jetzt schnell geschaffen werden sollten, stehen dann rechtzeitig die elektronischen Kompo-

nenten – beispielsweise die KryptoChips – bereit, um die Zähler und Gateways auf den Markt bringen zu können? Die Chips befinden sich in der Entwicklung, und die Termine, die uns die ICHersteller nennen, passen gut in den Zeitplan. Wir sind ruhig, besonnen und entschlossen auf dem Weg zum Ziel. Welche Anstöße nehmen Sie von der diesjährigen E-World mit? Ich bin beruhigt, dass die Software-Häuser sich der Probleme rund um das Smart Metering jetzt wirklich annehmen. Aus Absichtsbekundungen ist jetzt ernsthafte Arbeit an dem Thema geworden. Außer-

dem ist das Thema Smart Metering nun auch bei den Energieversorgern angekommen – wir staunen. Diese Entwicklungen stimmen uns für die unmittelbare Zukunft sehr optimistisch. Was heißt das konkret? Ich rechne damit, dass wir uns in diesem Jahr mit Tests und kleinen Pilotprojekten beschäftigen, im kommenden Jahr laufen die Feldtests an, und die endgültig zertifizierten Geräte werden ab Mitte 2015 zur Verfügung stehen. 2016 startet dann der große Rollout. Die Fragen stellte Heinz Arnold

■ Malta

Erster Stromabrechnungsbetrug mit manipulierten Smart Metern Kriminelle haben etwa 1.000 manipulierte Smart Meter auf der Insel Malta installiert und damit alleine 2012 Strom im Wert von 30 Millionen Euro »entwendet«. Verantwortlich für den Diebstahl war offenbar eine Gruppe korrupter Angestellter beim Energieversorger Enemalta. lierte Smart Meter allein 2012 10 Prozent des gesamten maltesischen Stromes gestohlen, was einen Schaden von etwa 30 Millionen Euro verursachte. Rechnerisch

»stahl« jeder Nutzer eines frisierten Zählers in einem Jahr für 30.000 Euro Strom. Insgesamt neun Mitarbeiter des Energieversorgers Enemalta befinden sich in Haft, von

Die maltesische Hauptstadt Valetta ist Schauplatz des weltweit ersten Stromabrechnungsskandals mit Smart Metern.

Bild: Titazul / Open Source

Eine Gruppe von Technikern des staatlichen Energieversorgers Enemalta hat mindestens 1.000 manipulierte Smart Meter verbaut, sodass diese bei großen Stromverbrauchern bis zu 75 Prozent weniger Verbrauch erfassten. Wie der »Malta Independent« berichtet, wurden durch manipu-

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denen einer bereits zu einer Haftstrafe von zwei Jahren verurteilt wurde.

ihnen eine zusätzliche Integritätsprüfung vorgenommen hätte.

Malta unternahm vor fünf Jahren einen ambitionierten Schritt zum Austausch aller Ferraris-Zähler, um die Insel flächendeckend mit 250.000 Smart Metern auszustatten. Man wollte weltweit die erste Insel sein, die Wasser- und Elektrizitätsverbrauch flächendeckend mit Smart Metern misst. Die ursprünglich avisierten 40 Millionen Euro Kosten für den Smart Meter Rollout werden durch eingetretene Verzögerungen, (2013 zeigten 3.000 Smart Meter Fehlfunktionen) und den jetzigen Skandal erheblich überschritten werden. Statt der vom Rollout erwarteten Ersparnis sieht sich der nationale Energieversorger Enemalta nun zusätzlich mit einem Schaden konfrontiert, dessen abschließende Höhe noch nicht bezifferbar ist.

Der gesamte Umgang der Behörden mit dem Skandal gestaltet sich recht verwunderlich. Täglich kommen neue Details ans Licht, von denen die Strafverschonung, die die Labour-Regierung den kriminellen Stromkunden zusagte, nur das Tüpfelchen auf dem i ist. Laut der Tageszeitung Malta Independent prüfte Enemalta im internen Audit nur, ob die Zähler manipuliert wurden, aber nicht, wie, denn ohne Zerstörung ließen sich die Zähler nicht öffnen, so gab der Enemalta-Auditor Antoine D’Ambroglio dem Gericht gegenüber an. Enemalta erklärte ferner, dass es den Typ des manipulierten Zählers weiterhin in Malta einbauen wolle und nicht über den Umstieg auf andere Modelle nachdenke.

Vorwürfe der Korruption und Vetternwirtschaft

Bild: Titazul / Open Source

Gegenseitig beschuldigen sich die amtierende Labour-Partei und die oppositionelle Nationalistische Partei der Korruption und Vetternwirtschaft – Vorwürfe, die wohl in beide Richtungen nicht unberechtigt sind. So intervenierte die regierende Labour-Partei in die laufenden polizeilichen Ermittlungen und »amnestierte« kurzerhand etwa 1.000 beschuldigte Stromkunden. Sie erwarben von den korrupten Mitarbeitern der Enemalta manipulierte Smart Meter zu Preisen von bis zu 2.000 Euro und senkten damit ihre Stromverbräuche um bis zu 75 Prozent. Bei den Individuen handelt es sich größtenteils um Verantwortliche von Firmen mit großem Stromverbrauch. Die seit vergangenem März amtierende Labour Partei kontert die Korruptions-Vorwürfe damit, dass der Skandal unter der oppositionellen Nationalistischen Partei entstanden und von Labour beendet worden sei. Mittlerweile ist über die Smart Meter bekannt, dass der Hersteller die chinesische Firma Gaifa ist und sie von IBM – dem Technologiepartner des maltesischen Smart Meter Rollouts – an Enemalta geliefert wurden, allerdings ohne dass IBM an

Zur Hilfe gerufene Experten aus Italien Mangels Kompetenz zur Analyse der Zähler-Manipulation gab Enemalta einige Exemplare der frisierten Zähler an die im vergangenen Jahr zur Hilfe gerufenen Experten des italienischen Energieversorgers Enel weiter. Die resümierten nach eingehenden Untersuchungen im Labor, dass die Zähler geöffnet und wieder verschlossen worden waren. Obwohl von Außen kein Eingriff sichtbar war, fehlten auf den Leiterplatten für die korrekte Strommessung nötige Komponenten. Deswegen geht Enel davon aus, dass »Professionelle« am Werk gewesen seien.

Rollout Maltas zeitnahe Lieferung und das hohe Niveau der schwer feststellbaren Manipulation sprechen für Routine. Mit der Begründung umfassenden Stromdiebstahls installierte der italienische Energieversorger Enel zwischen 2000 und 2005 flächendeckend Smart Meter in Italien. Möglicherweise haben sich seitdem kriminelle Gruppen in Italien das zum digitalen Stromdiebstahl nötige Know-how angeeignet und nach Malta verkauft.

Der Smart-Meter-Betrug könnte ein dauerhafter politischer Krisenherd bleiben Weil die Amestie der kriminellen Großkunden die politischen Gemüter Maltas erhitzt und Energieversorger Enemalta ein beliebter »Parkplatz« für Günstlinge maltesischer Parteien ist, könnte der SmartMeter-Betrug ein dauerhafter Krisenherd maltesischer Politik bleiben. (hl) 

_0C479_ssV_ET02_fernzugrif _43x130_4c_A.pdf;S:1;Format:(43.00x130.00mm);19.Feb201410:08:01

Über Planung und Ablauf des Betrugs gibt es bislang nur Spekulationen. Dass die verhafteten Enemalta-Techniker die Smart Meter selbst manipulierten, ist unwahrscheinlich, sie tauschten wohl nur die ursprünglich installierten Zähler aus und versahen sie mit neuen Sicherheitssiegeln. Von welcher kriminellen Gruppe die Smart Meter manipuliert wurden, wird im Rahmen weiterer Ermittlungen zu klären sein. Plausibel ist, dass die mit einiger technischer Expertise ausgestatteten Kriminellen in Malta nicht zum ersten Mal Smart Meter für die Falschanzeige von Stromverbrauchsdaten frisieren. Die zum 2/2014

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Smart Home / Smart Metering ■ Smart Meter Manipulation

Schutz gegen kriminelle Insider ist möglich Der Abrechnungsbetrug mit Smart Metern in Malta wirft generelle Sicherheitsfragen auf, die uns Prof. Dr. Hartmut Pohl, geschäftsführender Gesellschafter der softScheck GmbH und Sprecher des Präsidiumsarbeitskreises »Datenschutz und IT-Sicherheit« der Gesellschaft für Informatik e.V. beantwortet.

Energie&Technik: Herr Professor Pohl, der weltweit erste Abrechnungsskandal mit Smart Metern spielt sich zur Zeit in Malta ab. Sagen Sie jetzt: »I told you so«? Professor Pohl: Ja. Und das liegt daran, dass Smart Meter intelligent sind – d.h. einen Computer enthalten mit Betriebssystem und Anwendungssoftware. Solche Geräte verführen zur Manipulation. Es ist auch nicht der erste Fall; so gab es bereits in den USA und Mexiko eine ganze Reihe von Fällen. Vielleicht ist dieser Fall aber der bisher erste systematisch durchgeführte und schadensträchtigste Fall. Übrigens sind ja durchaus Missbrauchsfälle zu erwarten, bei denen eine ganze Stadt oder Ähnliches längere Zeit oder auch wiederholt stromlos geschaltet wird; zu erwarten sind auch Sabotageangriffe gegen Wasserwerke wie Unterbrechen der Versorgung oder unzureichende Filterung! Insgesamt

werden solche Angriffe stark zunehmen – von der Anzahl her und insbesondere bei den Schadenshöhen! Jetzt waren nicht externe Hacker, sondern Mitarbeiter des Energieversorgungsunternehmens die Schuldigen. Da werden viele einwenden, dass Schutz gegen kriminelle Energie von Insidern kaum möglich ist, selbst wenn die Absicherung nach außen funktioniert. Da muss ich vehement widersprechen: Schutz gegen kriminelle Insider ist sehr wohl möglich. Denken Sie allein an Edward Snowden! In dem Fall ist von den Behörden so ungefähr alles falsch gemacht worden, was Grundschutz und die ISO27000-Familie fordern; wie gesagt Grundschutz – d.h. noch nicht einmal die Mindest-Sicherheitsmaßnahmen sind eingehalten worden.

Prof. Dr. Hartmut Pohl, Geschäftsführer der softScheck GmbH, glaubt, dass sich deutsche Unternehmens-Vorstände, Aufsichtsräte und Wirtschaftsprüfer bei mangelnder Absicherung der Unternehmens-IT künftig Haftungsfragen ausgesetzt sehen.

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Man kann schlecht sagen »Lasst uns Smart Metering nur in Ländern einsetzen, die beim Corruption Perception Index als „very clean“ abschneiden«. Neben der charakterlichen Qualität der Mitarbeiter: Was muss, was kann auf Hard- und Softwareseite an Vorarbeit geleistet werden, damit solche Vorkommnisse minimiert werden? Einer der Mindeststandards ist Protokollierung und Tool-gestützte Auswertung der Protokolle, damit werden Manipulationen sehr schnell erkennbar und können verfolgt werden. Allerdings weise ich ausdrücklich darauf hin, dass viele (z.T. auch zertifizierte!) Security Tools und Sicherheitsmaßnahmen angeboten werden, die Qualität dieser Sicherheitsprodukte aber selten überprüft wird – manchmal ist noch nicht einmal die Funktion ordentlich geprüft. Oder haben Sie schon mal gehört, dass so etwas Einfaches wie die behauptete Schlüssellänge nachgeprüft wurde? Wie beurteilen Sie das Schutzniveau des hoffentlich bald implementierten Schutzprofils des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik und der Technischen Richtlinie für die Kommunikationseinheit eines intelligenten Messsystems (Smart Meter Gateway)? Die nach der Technischen Richtlinie und dem Protection Profile des Bundesamts für Informationssicherheit (BSI) konstruierten und geprüften Smart Meter Gateways weisen ein unvergleichliches Sicherheitsniveau auf, das Angriffe verhindert, wie sie gegen Smart Meter erfolgreich waren und sind. Dieses Sicherheitsniveau wird ein bisschen durch den Begriff »Gateway« gekennzeichnet. Die geforderten Sicherheitsmechanismen (Verschlüsselung,

elektronische Signatur etc.) garantieren eine sehr starke Kontrolle der Zugriffe und eine Rückweisung unberechtigter Zugriffsversuche! Welche »Lehren« sollte man Ihrer Meinung nach aus den Malteser Vorfällen ziehen, bei Herstellern, Anwendern und beim Verordnungsgeber? Da würde ich mir 1. erst einmal ansehen wollen, ob und welche Sicherheitsmaßnahmen (ISO27000-Familie) überhaupt beim Betreiber implementiert wurden; diese sind Vor-

aussetzung für einen ordentlichen Betrieb. 2. vollständiger Security Testing Process mit Threat Modeling, Static Source Code Analysis, Penetration Testing, Dynamic Analysis – Fuzzing! Dabei wären faktisch alle Sicherheitsfehler im Design (!) und in der Implementierung offenbar geworden. In diesem Fall auf Malta stellt sich die Haftungsfrage z.B. nach dem Gesetz zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich (KonTraG) für den Vorstand, Aufsichtsrat (!) und Wirtschaftsprüfer:

3. Hat das Unternehmen die IT-Systeme (inklusive Smart Meter und den Betrieb der Smart Meter) wirklich ordentlich abgesichert? 4. Und hat der Hersteller das Smart Meter einem vollständigen Security Testing Process unterworfen? Anderenfalls haften zukünftig (zumindest in Deutschland nach den Plänen der Koalition) sowohl der verantwortliche Vorstand als Diensteanbieter und auch der Smart-Meter-Hersteller (wie generell alle IT-Hersteller) für die IT-Sicherheitsmängel seiner Produkte! (hl) 

■ Dr. Neuhaus, NXP Semiconductors und Deutsche Telekom kooperieren

Smart Meter Gateway: Erste Feldversuche im Sommer 2014 Dr. Neuhaus, NXP Semiconductors und die Deutsche Telekom arbeiten gemeinsam an Entwicklung und Einsatz eines Smart Meter Gateway, das den Anforderungen des BSI-Schutzprofils entspricht. Die Projektpartner sehen die Arbeit als einen wichtigen Schritt auf dem Weg zum schnellen Einführen intelligenter Messsysteme in Deutschland an.

Die Partner wollen im Sommer 2014 erste zertifizierbare Einheiten für Feldversuche an Versorgungsunternehmen liefern und haben das neue Gerät erstmals auf der Eworld am Stand der Deutschen Telekom ausgestellt. Wie Dr. Frank Schmidt, Leiter Konzerngeschäftsfeld Energie der Deutschen Telekom, erklärte, ist die Partnerschaft der Telekom mit Dr. Neuhaus und NXP nicht exklusiv. »Wir sind gegen jede Abschottung, anders könnte die kritische Masse nicht erreicht werden.« Der Rollout der intelligenten Messeinrichtungen braucht aber eine kritische Masse, und er muss jetzt kommen. Denn die Umsetzung der Energiewende drängt. Schmidt zitiert dazu ein Umfrageergebnis der Energy Academy, in der die Deutsche Telekom Mitglied ist: 83 Prozent der Befragten sind der Meinung, dass die Energiewende bisher schlecht gemanagt wurde.

Nun käme es darauf an, dass die Politik schnell den Rahmen für den Aufbau von Smart Grids festlegt. »Dann ist die Industrie in der Pflicht, die Energiewende sicher zu gestalten und den Markt zu entwickeln«, so Schmidt. »Wenn wir es in Deutschland schaffen, Smart Metering auf skalierbaren IT-Plattformen für viele Energiedienstleister umzusetzen, ermöglichen wir einen effizienten Smart Metering Rollout zu günstigen Kosten.« Dr. Neuhaus baut und vertreibt das Gateway, das weit mehr kann, als nur die Verbrauchsdaten für Strom, Gas und Wasser auszulesen und weiterzugeben. Über die CLS-Schnittstelle können auch PV-Anlagen an- und abgeschaltet werden. Damit wird das Smart Meter Gateway ein wichtiges Element im künftigen Smart Grid. »Die Möglichkeit, Schalthandlungen auszuführen, ist für die Versorger von großen Nutzen, denn es erlaubt ihnen, die Verteil-

Dr. Frank Schmidt, Deutsche Telekom » Wenn wir es in Deutschland schaffen, Smart Metering auf skalierbaren IT-Plattformen für viele Energiedienstleister umzusetzen, ermöglichen wir einen effizienten Smart Metering Rollout zu günstigen Kosten. «

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Smart Home / Smart Metering rungen des BSI-Schutzprofils zertifiziert und ist künftig zentraler Bestandteil der A-Series – einem schlüsselfertigen CyberSicherheitssystem von NXP. »Die Authentifizierung ist das wesentliche Element eines Krypto-Chips«, sagt Jacques Kruse Brandao von NXP. Dass die Soft- und Hardware sicher ist, prüfen unabhängige Institute. Wie hoch der Sicherheitsstandard ist, dazu nur ein Beispiel: Auch gegen Versuche, die Chips Schicht für Schicht abzuätzen, um an den Schlüssel heranzukommen, bestehen Schutzmechanismen.

Thomas Bruckbauer, Dr. Neuhaus » Die Möglichkeit, Schalthandlungen auszuführen, ist für die Versorger von großem Nutzen, denn es erlaubt ihnen, die Verteilnetze zu stabilisieren. «

netze zu stabilisieren«, sagt Thomas Bruckbauer, CEO von Dr. Neuhaus. Das werde auch in den anstehenden Pilotprojekten ein interessantes Thema werden. Ein wichtiges Element, um die Bestimmungen des BSI-Schutzprofils zu erfüllen, ist der Sicherheits-Chip. Diesen Chip hat der IC-Hersteller NXP entwickelt, der schon viel Erfahrung mit Identifikationssystemen hat. Das zentrale Sicherheitsmodul des Gateways sorgt für Vertraulichkeit und Authentifizierung der Messdaten. Das Sicherheitsmodul wird nach den Anforde-

Die Telekom bringt in die Partnerschaft ihre Erfahrung aus dem Betrieb von mehr als 30.000 Smart Metern ein. Sie wird das gemeinsam entwickelte Smart Meter Gateway bevorzugt installieren und Zertifikate für die Geräte bereitstellen und verwalten. »Jedes Smart Meter Gateway ist bekannt und wird gegengeprüft. Ein Szenario nach dem erfolgreichen Roman „Blackout“ von Marc Elsberg lässt sich so verhindern«, sagt Dr. Werner Kremer, bei der Deutschen Telekom für Zertifikate zuständig. »Dazu ist ein Trust-Center erforderlich. Wir sorgen dafür, dass die gesamte Kette durchgängig funktioniert – angefangen mit dem Sicherheitschip über das Smart Meter Gateway bis zu Installation, Betrieb und Rechnungsstellung. Hier fließen die Erfahrungen ein, die wir auf Gebieten wie der Gesundheitskarte und mit Verkehrsbetrieben über viele Jahre gesammelt haben.« Die Module für das Smart-Metering-Paket

Moderne Messsysteme sind intelligent, das birgt Gefahren.

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Jacques Kruse Brandao, NXP » Es gibt mannigfache Sicherheitsbedrohungen. Bei uns arbeiten täglich 800 Ingenieure daran, die Bemühungen der Hacker ins Leere laufen zu lassen. «

der Telekom umfassen den Service für die Gateway-Administration, die Installation der Zähler und Gateways, die Kommunikationsanbindung, das Meter-Data-Management-System und ein Softwaresystem für die Energieversorger, basierend auf SAP. Das ganze Smart-Metering-Paket bietet die Deutsche Telekom als Software-asa-Service inklusive der Software-Lizenzen an. Damit zielt die Telekom auf Energieversorger und Unternehmen ab, die eigene Angebote daraus entwickeln können. So hat jetzt der Braunschschweiger Energieversorger BS Energy ein Komplettpaket für Smart Metering im Angebot, das auf die Anforderungen von kleineren Stadtwerken ausgelegt ist. Wer Smart Meter Gateways installieren will, kann ab sofort mit der Deutschen Telekom in Vertragsverhandlungen eintreten. Ab dem Sommer stehen nach den Worten von Kramer die Gateways und das Trustcenter bereit. Könnte das Smart Metering einen Weg zum Smart Home bieten? »Es ist noch viel Phantasie auf Seiten der Industrie nötig, um beide Welten zusammenzubringen. Die flächendeckende Smart-Meter-Infrastruktur wird ganz neue Geschäftsmodelle ermöglchen, weit mehr als die KostenNutzen-Analyse von Ernst & Young einbezogen hat«, erklärt Kremer. (ha) 

Messeausblick Hannover Messe 2014 ■ Energie und Automatisierung sind die beiden wichtigsten Themen auf der Hannover Messe

Industrie 4.0 – auch Thema für den Energiesektor »Integrated Industry« – das Leitthema der Hannover Messe 2013, das Industrie 4.0 zwar nicht aussprach, aber meinte, hat sich während der Messe als so durchschlagend erwiesen, dass es in diesem Jahr seine Fortsetzung findet: als »Integrated Industry – Next Steps«. Man darf also gespannt sein, was vom 7. bis 11. April in Hannover so alles als »nächste Schritte« präsentiert wird.

Produktneuheiten Dehn + Söhne

Sieb & Meyer

Die Überspannungsschutzgeräte Typ 2 (zweipolig, einpolig) der Serie »DEHNcord« von Dehn + Söhne sind in Installationssysteme wie etwa Anschlussräume von Endgeräten, Kabelkanäle und Unterflursysteme leicht einzubauen. Sie schützen unter anderem LED-Leuchten im Freien sicher vor Überspannungen infolge von Blitzen. Weil sie kompakt aufgebaut sind, lassen sie sich besonders dort einsetzen, wo die Leistungsfähigkeit eines Endgeräteschutzes Typ 3 an seine Grenzen stößt. Weil es sich bei »DEHNcord« um Überspannungs-Ableiter SPD Typ 2 handelt, sind sie auch am Zonenübergang 0B nach

1 oder höher einsetzbar. Die Geräte entsprechen den normativen Anforderungen der DIN EN 61643-11. (ak)

Der Einspeiseumrichter SD2R von Sieb & Meyer lässt sich in zahlreichen Systemen für die Nutzung erneuerbarer Energien einsetzen und dient dabei als Schnittstelle zwischen hochdrehenden Generatoren und dem öffentlichen Stromnetz. Neu erhältlich sind die Leistungsgrößen 15 kW und 100 kW. Der SD2R stellt eine Komplettlösung dar: Er umfasst den Frequenzumrichter mit dem dazugehörigen Netzwechselrichter, der die Einhaltung der gültigen Anwenderregel VDE AR-N 4105 gewährleistet. (ak)

Halle 13, Stand C80, www.dehn.de

Halle 27, Stand N65, www.sieb-meyer.de

Überspannungsschutzgeräte Typ 2

Einspeiseumrichter

_0C6HA_Stego_NEU_ET02.pdf;S: 1;Format:(210.00 x 99.00 mm);03. Mar 2014 15:55:37

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Messeausblick Hannover Messe 2014

Rittal

IT-Lösungen für die Industrie Gemeinsam mit seinen Schwesterunternehmen Cideon, Eplan und Kiesling in der Friedhelm Loh Group präsentiert Rittal Lösungen für integrierte Wertschöpfungsketten im Steuerungs- und Schaltanlagenbau. Im Fokus stehen durchgängige Engineering-Tools, standardisierte Systemtechnik sowie automatisierte Bearbeitungsmaschinen. So ist der System-Einzelschrank SE 8 jetzt als NEMA-4/4x-Version und als Wei-

terentwicklung zum PC-Schranksystem erhältlich. Lösungen für die Integration von IT-Technik in die Industrie zeigt Rittal in Form seines Portfolios für IT-Infrastruktur – vom TS-IT-Rack für Netzwerk- und Server-Anwendungen über das »Micro Data Center« bis hin zum vollständig standardisierten Rechenzentrum »RiMatrix S«. (ak) Halle 11, Stand E06, www.rittal.de

Stego Elektrotechnik

Schaltschrank-Klimatisierung Stego Elektrotechnik präsentiert Lösungen zur Klimatisierung von Schaltschränken bzw. zur Optimierung klimatischer Bedingungen bei elektrischen und elektronischen Einbauten. Ihr Zweck ist es, den Einflüssen lokaler klimatischer Bedingungen oder auch der Temperaturentwicklung durch hohe Bestückungsdichten entgegenzuwirken. Neu sind die Heizgebläse der Serie CSF 028. Sie bieten neue Features, die die

Geräte noch unkomplizierter und sicherer machen, etwa einen integrierten und fest eingestellten Thermostat, eine optionale Schraubflanschbefestigung und von außen zugängliche Druckklemmen für den werkzeuglosen Anschluss. Erhältlich sind die Mitglieder der Familie CSF 028 mit Leistungen von 250 und 400 W. (ak) Halle 12, Stand C30, www.stego.de

Siemens

Baumüller

Kompakter als ihre Vorgängermodelle sind die Leistungsschalter der Serie 3VA aus der Produktlinie »Sentron« von Siemens. Die Schalter sind für die Niederspannungs-Energieverteilung ausgelegt und in den zwei Baureihen 3VA1 und 3VA2 erhältlich. Abhängig von Baugröße und Baureihe stehen die Geräte in ein- bis vierpoliger Ausführung bereit und sind für Bemessungsströme von 16 bis 630 A sowie für Bemessungsspannungen bis 690 VAC ausgelegt. Geboten sind – erstmals im Kompaktleistungsschalter-Portfolio von Siemens – eine integrierte Messfunktion für Energiedaten, eine Lasttrennschalter-Variante sowie auch Kompakt-leistungsschalter mit SeitenwandDrehantrieb. Ein Online-Produktkonfigurator und zwölf abrufbare CAx-Datenarten wie 3D-Modelle und Eplan-Makros erleichtern das Engineering der Schutz-

geräte. Mit über 500 Zubehörmodulen lässt sich die 3VA-Reihe von Siemens modular für jede Anwendung konfigurieren und mit mehr als 70 Zusatzfunktionen erweitern. (ak)

Das von der Firma Baumüller in Hannover präsentierte Antriebstechnik-Spektrum reicht von robusten High-Torque-Motoren über dynamische Servoantriebe und platzsparende Scheibenläufer bis hin zur Steuerungs- und Regelungstechnik. Beim dezentralen Antriebskonzept »b maXX 2500« handelt es sich um einen flexiblen und kompakten Antrieb, der sich mit einem Leistungsspektrum bis maximal 6,5 kW gut als Hilfs- oder Nebenantrieb eignet, beispielsweise für die Branchen Verpackung, Textil und Logistik. Im »b maXX 2500« vereint Baumüller seine Umrichterserie »b maXX 3000« mit den Motorbaureihen DSD, DSP und DSC und ermöglicht auf diese Weise Echtzeit-Ethernet-Kommunikation sowie integrierte Sicherheitstechnik. (ak)

Halle 9, Stand D35, www.siemens.com/infrastructure-cities

Halle 14, Stand H08; Halle 27, Stand K84; www.baumueller.de

Kompaktleistungsschalter

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Antriebstechnik en gros

_0C4AT_Dehn-Soehne_Neu_ET_02.pdf;S: 1;Format:(90.00 x 260.00 mm);19. Feb 2014 13:04:09

Ziehl industrie-elektronik

Messumformer für DC Der Universal-Messumformer MU1001K von Ziehl industrie-elektronik für DC-Signale ermittelt Lade- und Entladeströme bei der Speicherung von Energie in Batterien. Mit Eingängen ±60/150/300 mV misst er DC-Ströme in beide Richtungen und formt sie um in Signale 0/4-20 mA und 0-10 V. Für die Messung von Spannungen stehen Eingänge DC ±010 V und 0-300 V bereit. Vorkonfigurierte gängige Messbereiche lassen sich ohne Hilfsmittel programmieren. Zudem kann der Kunde fast beliebige weitere Messbereiche selbst abgleichen. Messsignal und Ausgang sind potentialgetrennt. Das Allspannungsnetzteil arbeitet mit Spannungen AC/DC 24-240 V. (ak) Halle 11, Stand E59, www.ziehl.de

Weidmüller

Kompakter Leistungsverteiler

EMV-Probleme im Schaltschrank? BLITZDUCTOR® SP: Überspannungsschutz für MSR-Kreise, Datenschnittstellen und Bussysteme

Das kompakte Modul SAI SVV von Weidmüller ist ein steckbarer M12Leistungsverteiler für bis zu 32 A Summenstrom. Es sorgt für effiziente 24-V-Leistungsverteilung und reduziert den Verdrahtungsaufwand. Zudem versorgt es bis zu vier Komponenten im Feld sicher über eine einzige Leitung. Als steckbare Lösung bietet es T-kodierte Buchsen für hohe Leistung. Weil es mit einer Montagehaube ausgestattet ist, lassen sich die Leitungen – bis 4 adrig, 4 qmm – individuell und einfach konfektionieren. Jedes Exemplar hat 24-V-Steckplätze nach IP67-Standard – mit 10 A für Leistung und 1 A für Elektronik pro Steckplatz. Die vier »10-A-Lastkreise« sind mit jeweils einer Sicherung abgesichert, wobei je eine LED durch Verlöschen den Ausfall der Sicherung anzeigt. Der »1-A-Elektronikkreis« ist ebenfalls mit einer Sicherung abgesichert; auch hier signalisiert eine LED durch Verlöschen den Ausfall. (ak) Halle 11, Stand B60, www.weidmueller.com

- Anwendungs- und kostenoptimierte Lösung - Platzsparender Überspannungs-Ableiter für die Hutschienenmontage - Teilbar in universelles Basisteil und anwendungsspezifisches Schutzmodul - Hohes Ableitvermögen bis 20 kA (8/20µs) - Vibrationssichere Modulverrastung im Basisteil Für mehr Informationen: www.dehn.de/anz/2424 Besuchen Sie uns auf der HANNOVER MESSE, Halle 13 / Stand C80 DEHN schützt. Überspannungsschutz, Blitzschutz / Erdung, Arbeitsschutz DEHN + SÖHNE GmbH + Co.KG. Postfach 1640, 92306 Neumarkt, Germany Tel. +49 9181 906-1123, [email protected]

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Chefredakteur: Heinz Arnold (ha/1253) (verantwortlich für den Inhalt) Stellv. Chefredakteure: Engelbert Hopf (eg/1320), Dieter Grahnert (dg/1318) Chefreporter: Engelbert Hopf (eg/1320) Chef vom Dienst: Dieter Grahnert (dg/1318) Leitende Redakteure: Andreas Knoll (ak/1319), Manne Kreuzer (mk/1322), Iris Stroh (st/1326), Karin Zühlke (zü/1329) Redaktion: Heinz Arnold (ha/1253), Engelbert Hopf (eg/1320), Andreas Knoll (ak/1319), Manne Kreuzer (mk/1322), Hagen Lang (hl/1336), Willem Ongena (wo/1328), Corinna Puhlmann (cp/1316), Erich Schenk (es/1323), Corinne Schindlbeck (sc/1311), Iris Stroh (st/1326), Nicole Wörner (nw/1325), Karin Zühlke (zü/1329)

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