Versorgungswerke rüsten um: Elektronisches Handling der Zählerdaten

Schweizer Stadtwerke setzen auf Kosteneinspareffekte dank Automatisierungsbemühungen. Zwar steht vielerorts ein Entscheid über Software und Tablet-Gerätetyp noch aus. Dennoch scheint klar, dass an elektronischem Handling und Mutation der Zählerdaten bei jährlichen Zählerüberprüfungen kein Weg mehr vorbeigehen wird.

» Von Sandra Adlesgruber , 08.03.2017 12:28.

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Personalabbau durch Smart Projekte

Digitalisierungsbestrebungen beherrschen die Diskussion um effizientere Gestaltungsmöglichkeiten von Stromzählerwechsel und elektronischen Eintrag von Daten der Zählerüberprüfungen in den Versorgungswerken landesweit. So haben kürzlich etwa die Stadtwerke Winterthur offiziell verlautbart, den jährlichen Wechsel der 8000 bis 10'000 Wasser- und Stromzähler durch Smart Metering-Systeme dank neuer Software und Tablets effizienter gestalten zu wollen und ihre flächendeckende Einführung weiter voranzutreiben.

Laut eigenen Angaben erhoffen sich die Stadtwerke eine Ersparnis von bis zu 25 Prozent des bisherigen Gesamtaufwandes durch die Neuerungen. Schützenhilfe haben die Werke vom Stadtrat Winterthur erhalten, der 850‘000 Franken in den digitalisierten Zählerwechsel stecken will.

Vor allem Personalkosten seien es, die der Kostenschere zum Opfer fallen würden. Wenn künftig Aufträge über das Navigationsgerät Tablet abgerufen werden könnten, würden Personalressourcen geschont, die anderweitig, etwa beim Zubau von Fotovoltaik-Anlagen beim Mess- und Kontrollwesen eingesetzt werden könnten.

Flächendeckende Einführung intelligenter Stromzähler bis 2028

Smart-Projekte boomen. So gehen entsprechende Planungen im Kanton Zürich davon aus, bis 2028 digitale Stromzähler im gesamten Versorgungsgebiet der Elektrizitätswerke des Kantons flächendeckend installiert zu haben. Während Smart Meter bei Neubauvorhaben bereits zum Standard gehört, sind die Werke bereits seit 2013 dazu übergegangen, auch in Bestandsbauten jene Zähler, die altersbedingt ausgetauscht werden müssen, durch intelligente Systeme zu ersetzen.

Der Vorteil für den Endkunden: Der Zählerstand kann per Internet nicht nur automatisch zum Energieversorger übertragen werden, auch bietet die Umrüstung auf intelligente Stromzähler Besitzern von älteren Immobilien die Chance, ihr Haus schon ein bisschen zum Smart Home umzufunktionieren: Der Stromzähler misst den Stromverbrauch eines jeden einzelnen Geräts und lässt sich mit dem Smartphone vernetzen. So kann der Bewohner bei Bedarf die grössten Energieverbraucher per Smartphone abstellen.

Sind die Smart Meter erstmal freigeschaltet, können Kunden ihren täglichen Stromverbrauch online tagesaktuell einsehen. Dazu hatten die Zürcher Elektrizitätswerke bereits drei Jahre zuvor Smart Meters für 13 Millionen Franken eingekauft.

Einstieg in vollintegrierte Lösungen

Um den Versorgungswerken die Zugangsverwaltung für Smart-Meter-Systeme zu vereinfachen und die gesetzlichen Anforderungen zu erfüllen, innerhalb von drei Jahren zehn Prozent der gesamten iMsys auszurollen, bietet ein deutsches Unternehmen mit Sitz in Berlin Startpakete für kleine iMsys-Stückzahlen an. So können unterschiedliche Rollout-Strategien mit einem zu jedem Zeitpunkt kostenoptimalen Integrationsgrad passgenau abgebildet werden. Provisorische Modelle werden dabei direkt von Anfang an unterstützt. Vollintegrierte Lösungen bieten bereits ab rund 5.000 auszurollenden iMsys eine lückenlose Übergabe aller Prozesse an das ERP-System. Zu längerfristigen, maximalen Kosteneinspareffekten bei Prozessen wie auch Beschaffung von Mess- und Kommunikationstechnik führen weitere Anwendungen, die über Webservices oder Hersteller-Adapter wie etwa SAP IM4G erfolgen.

Smart Meter für SoloGrid

Als Beitrag für die Stromversorgung der Zukunft wird die Auslieferung von intelligenten Zählern von verschiedenen Seiten der Energiewirtschaft gesehen. Sie dienen als Messinstrumente für zahlreiche Parameter und geben unter anderem den Netzzustand als Basis für die Bereitstellung wichtiger Informationen für GridSense weiter. Im Projekt SoloGrid untersuchen vier daran beteiligte Unternehmen - Adaptricity, AEK, Alpiq und Landis+Gyr - zusammen mit dem Kanton Solothurn, inwieweit sich ein Stromverteilnetz selbständig dezentral ausgleichen kann.

Um teuren Netzausbau zu reduzieren und Stromkosten zu senken, soll das am Forschungsstandort in der Gemeinde Rietholz vorhandene Stromnetz durch künstliche Intelligenz gesteuert werden. Erklärtes Ziel ist, zu Erkenntnissen zu gelangen, wie sich Energieflüsse in vorhandenen Stromverteilnetzen durch künstliche Intelligenz optimieren und steuern lassen. Dabei soll auch künftig für eine Aufrechterhaltung von Netzstabilität gesorgt sein.

Finanzielle Schützenhilfe erhält das auf 18 angelegte Projekt vom Bundesamt für Energie wie auch vom Kanton Solothurn. Im Testbetrieb wird eine im Verbund von Alpiq mit der Scuola universitaria professionale della Svizzera italiana (SUPSI) entwickelte Technologie („GridSense“) an rund 40 Einfamilienhäuser und Wohnungen in der Praxis eingesetzt und getestet.

Dabei steht die Frage im Mittelpunkt des Interesses, wie die entwickelten Algorithmen die grossen Stromverbraucher wie Wärmepumpen, Boiler, Hausbatterien und Ladestationen für Elektrofahrzeuge zu steuern vermag und dabei Messdaten von Photovoltaikanlagen für den optimalen Netzbetrieb einbezieht. Ziel ist einerseits eine optimierte Auslastung des Stromnetzes. Andererseits sollen die Kundenverbräuche selbst durch Einbeziehung selbst erzeugten Stroms aus Photovoltaik optimiert werden.

Smart Meters für Smart Cities

Elektronisches Handling der Zählerdaten durch intelligente Zählersysteme steht auch im Zentrum von Überlegungen, ganze Städte smart zu machen. So könnte nicht nur Energie über smarte Zähler ausgelesen oder die öffentliche Beleuchtung gesteuert werden. Auch etwa eine automatische Erfassung der Füllstände von mit Sensorik ausgestatteten unterirdischen Müllcontainern wie in St. Gallen könnten Überlegungen wert sein, wie sie im Smart-City-Projekt angedacht werden.

So haben die Stadtwerke eine entsprechende Vorlage beim Stadtparlament eingereicht. Ziel ist die Schaffung eines eigenen flächendeckenden Funknetzes im gesamten Stadtbereich durch die St. Galler Stadtwerke. Dazu soll das bestehende Glasfasernetz mit der LoRa-Funktechnologie (LongRange) erweitert und getestet werden. Die von der LoRa-Alliance lancierte LPWAN-Technologie (Low Power Wide Area Network) arbeitet auf dem konzessionsfreien UKW-Band im 868 MHz-Bereich.

Als Vorteile werden

  • die kostengünstige Hardware
  • eine End-to-end-Verschlüsselung
  • eine Batterielaufzeit der Funkeinheiten von bis zu zehn Jahren

genannt. Mittels Antennen könnte das Smartnet binnen weniger Monate rasch umgesetzt werden. Dafür würden für den Betrieb von mehreren zehntausend Sensoren in der Stadt nach Einschätzung der St. Galler Stadtwerke im Endausbau maximal rund 40 Antennen benötigt werden.

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