Transformatoren: Von der Blackbox zum intelligenten Asset

Transformatoren, das Herzstück im Stromnetz

Transformatoren sind sehr teure und wichtige Assets im Verteilnetz, denn Sie verbinden die höheren Spannungsebenen mit dem Niederspannungsnetz. Im Gegensatz zu den großen Transformatoren im Übertragungsnetz, ist die klassische Ortsnetzstation in den meisten Fällen weder überwacht noch mit Fernwirktechnik ausgestattet.

Für die zukünftigen Herausforderungen im Verteilnetz fehlt es vor allem an Informationen, denn im Moment befinden sich die meisten Niederspannungsnetze im Blindflug. Nur aufgrund ihrer großen Kapazitäten waren die tatsächlichen Leistungsflüsse bisher zu vernachlässigen. Durch hohe Einspeisungen (bspw. durch PV-Anlagen) und ebenfalls hohe Ausspeisungen (bspw. durch E-Auto-Ladepunkte) häufen sich Spannungsbandüberschreitungen auf langen Leitungen und thermische Überlastungen von Betriebsmitteln.

Um Licht ins Dunkel der Verteilnetze zu bringen, hat es sich unter anderem als sinnvoll erwiesen, die Messtechnik zentral in der Ortsnetzstation zu verbauen. Einige Transformatorenhersteller bieten schon Modelle mit eingebauter Mess- und Funktechnik an. Alternativ gibt es Möglichkeiten, die benötigte Messtechnik nachzurüsten. Eine erste Übersicht über die verschiedenen Arten von Transformatoren und die bereits gemessenen Parametern gibt die folgende Abbildung:

Übersicht Typen von Transformatoren

Arten von Transformatoren

Es gibt grundlegende Unterschiede zwischen den verschiedenen Arten von Transformatoren. Insbesondere sind zunächst die zwei üblichen Bauweisen zu unterscheiden: Öltransformatoren und Trockentransformatoren.

Die meisten Trafos sind Öltransformatoren, bei denen die Kupferwicklungen in einen großen Öltank eingetaucht sind. Dies dient der elektrischen Isolierung und der Abführung der Verlustwärme.

Sogenannte Trockentransformatoren verwenden als Isoliermittel Gießharz. Der Kühlungsprozess funktioniert über einen Luftstrom. Aufgrund des fehlenden Öltanks kommen sie vor allem in Wasserschutzgebieten und Aufgrund von Brandschutzvorschriften innerhalb von Gebäuden zum Einsatz.

Standardmäßig verfügen die Transformatoren gerade einmal über einen Temperaturauslöser, der bei zu hoher Temperatur den Stromkreis unterbricht, oder ein Buchholzrelais, das zusätzlich noch Öldruck, -zusammensetzung, -leckagen und -temperatur misst. Eine Übertragung der Information im Auslösefall in die Netzleitstelle findet jedoch meist nicht statt.

In neuster Zeit haben Hersteller damit begonnen, ihre Trafos mit zusätzlicher Messtechnik auszustatten und unterscheiden ihre Modelle nun auch dahingehend, welche zusätzlichen Features der Trafo bietet. Als weiteres Upgrade von Trafos mit zusätzlicher Messtechnik werden moderne Kommunikationsschnittstellen verbaut. Abgesehen von seriellen Schnittstellen und Ethernet, gibt es auch schon Geräte, die auf ein eigenes IoT-Gateway setzen. Die Hersteller versprechen durch die kontinuierliche Sammlung und Übertragung der Daten über das IoT-Gateway die „Digital Twin Fähigkeit“ des Assets. So wird zu jeder Zeit die thermische und elektrische Belastung überwacht und bspw. Zustand und die prognostizierte Lebensdauer des Trafos berechnet.

Weiterhin gibt es Trafos, die nicht nur zusätzliche Messtechnik und Schnittstellen besitzen, sondern auch Steuerungstechnik und Aktoren. Regelbare Ortsnetztransformatoren zeichnen sich dadurch aus, dass Sie die Spannung in einem gewissen Bereich anheben oder absenken können. Durch die Steuerungsaufgabe des Trafos ist zusätzliche Feld-Messtechnik für Strom und Spannung obligatorisch, da die Spannung bspw. auch tiefer im Netz, ggf. weit weg vom Trafo, nicht vom Spannungsband abweichen darf.

Was wird gemessen?

Die wichtigsten Messwerte, die zu erheben sind, sind die Spannung und der Strom am Transformator. Hinzu kommt ebenfalls die Überwachung von Kurz- und Erdschlussanzeigern. Ebenso baut man oft zusätzliche Temperaturfühler ein, sodass man durch lange Messreihen den Alterungsprozess eines Transformators mitverfolgen kann und so in der Lage ist, Predictive Maintenance zu betreiben. Viele Herstellerlösungen zur Digitalisierung des Stromnetzes sind jedoch nicht interoperabel mit anderen Systemen, weswegen der Einsatz der favorisierten Lösung zu überprüfen ist, da ein späterer Austausch den Netzbetreiber viel Geld kosten kann. Da Trafos jedoch eine lange Lebensdauer haben und leicht ein Alter von 30 Jahren erreichen, sind die wenigsten heute verbauten Verteilnetztrafos bereits mit Strom- oder Spannungsmesstechnik ausgestattet.

Retrofit statt neuem Transformator

Da auf Grund der langen Lebensdauer von Transformatoren bislang nur in einzelnen Fällen neue Transformatoren zum Einsatz kommen, ist die Retrofit-Messtechnik die beliebtere Alternative. Es gibt viele Anbieter auf dem Markt, die unterschiedlichste Messtechnik anbieten. Die Unterschiede bestehen vor allem in der Anzahl der Messgeräte, der Kommunikationsschnittstelle und des Preises bzw. der Art des Angebots. So verkaufen einige Hersteller ausschließlich Hardware, wobei andere ihre Messgeräte als Data-as-a-Service anbieten und die Kunden zusätzlich zum einmaligen Kaufpreis monatlich für Softwarelösungen zahlen. Einige Transformatorenhersteller bieten die Messgeräte für ihre eigenen Transformatoren auch als Retrofit an, was sinnvoll sein kann, wenn man gleichzeitig auch neue Trafos mit der Technik des Herstellers kauft. Anstatt teure Fertiglösungen von diversen Herstellern zu kaufen, ist es auch möglich, Industriemessgeräte für die Messung am Trafo zu nutzen. Die nötige Konnektivität zur Datenauslesung, die die Speziallösungen oft mitbringen, muss dann natürlich auch mit dem gewählten Messgerät kompatibel sein.

Datenübertragung

Sind die Messgeräte eingebaut und bereit, kontinuierlich Messdaten aufzunehmen, sind die Daten zur weiteren Verarbeitung weiterzuleiten. Industrielle Messgeräte bspw. besitzen oft RS232- oder Ethernetschnittstellen. Ist eine direkte Anbindung an das Internet über Ethernet möglich, können die Daten einfach darüber verschickt werden. Die allermeisten Verteilnetztransformatoren stehen jedoch an Orten ohne direkten Internetanschluss. Deshalb ist Funktechnologie für die Datenübertragung sehr beliebt. Durch die hohe Netzabdeckung liegt die Wahl einer Mobilfunkverbindung über das öffentliche Mobilfunknetz nahe. Da in diesem Fall kein Aufbau einer Kommunikationsinfrastruktur erforderlich ist, ist eine schnelle Umsetzung der Kommunikationsstrecke möglich. Der Nachteil: hohe variable Kosten pro Monat (OPEX-Kosten), wie auch bei privaten SIM-Karten. Eine Alternative stellt die Datenübertragung über LPWAN Netze wie z. B. LoRaWAN dar. Im besten Fall steht einem ein solches Netz bereits zur Verfügung, was dann ohne zusätzliche Gebühren für die eigenen Sensoren genutzt werden kann.

Mehrwert der Daten

Vor allem drei Use-Cases können definiert werden. Der wichtigste davon ist die optimierte Netzplanung bzw. der Netzausbau. Durch die verbesserte Datenbasis ist eine höhere Prozesseffizienz im Netzbetrieb möglich. Die Daten bilden die Entscheidungsgrundlage dafür, an welcher Stelle des Netzes welche Assets in welchem Umfang auszubauen oder auszutauschen sind. Kommt es an einer Stelle des Netzes beispielsweise regelmäßig zu einer Über- oder Unterschreitung des Spannungsbands, ist anstatt des Einbaus eines teuren, größeren Trafos und neuer Leitungen der Aufbau eines regelbaren Ortsnetztransformators oder eines Einzelstrangreglers möglich. Durch den Einsatz intelligenter Lösungen ist die Einsparung von Investitionskosten gegenüber dem konventionellen Ausbau möglich.

Weiterhin gibt es gesetzliche Vorgaben, für die die Daten in Zukunft notwendig sein könnten. Im Referentenentwurf der EnWG Novelle steht unter §14d u. a., dass die Verteilnetzbetreiber alle zwei Jahre ihren Netzausbauplan vorlegen müssen. Dieser enthält insbesondere Netzkarten mit Engpassregionen, Anschlüssen für Erzeugungsanlagen und Lasten (bspw. E-Auto-Ladesäulen), geplante Optimierungs-, Verstärkungs- und Ausbau-Maßnahmen und detaillierte Angabe der engpassbehafteten Leitungsabschnitte und der jeweiligen Maßnahmen. Ohne eine geeignete Datenlage wird es für die Netzbetreiber wahrscheinlich schwierig, glaubhafte Angaben zu machen.

Zuletzt hilft das Monitoring der Transformatoren auch bei einem effizienteren Betrieb. Um Stromausfälle und damit zusätzliche Kosten zu vermeiden, ist die Anwendung von Predictive Maintenance-Lösungen auf die Assets im Netz möglich. Erkennt man anhand der Daten Anzeichen eines fortgeschrittenen Alterungsprozesses, ist bereits eine frühe Reparatur oder ein vorgezogener Austausch des Transformators sinnvoll. Außerdem könnten die Daten aus dem Verteilnetz helfen, bessere Entscheidungen bei Schaltvorgängen im Hoch- und Höchstspannungsnetz zu treffen. So wird ein Stromausfall aufgrund von falschen Schaltvorgängen noch unwahrscheinlicher.

Anmerkung: Dieser Blogartikel entstand im Rahmen der Masterarbeit von Jan Frankemöll im Zusammenhang mit dem Thema „Einsatz intelligenter Technologie zur Prozessverbesserung und des Betriebs im Verteilnetz“.

Die technischen Mindestanforderungen (TMA) für das LoRaWAN-Netz

TMA LoRaWAN-Netz: Warum ein technisches Regelwerk notwendig ist

In den klassischen Energieinfrastrukturen wie Strom, Gas, Wasser oder Fernwärme ist die Einhaltung von technischen Mindeststandards zur Gewährleistung der Systemstabilität und Qualität längst selbstverständlich. Die wahrscheinlich bekanntesten technischen Mindeststandards in der Energiebranche stellen vermutlich die technischen Anschlussbedingungen (TAB) im Stromnetz da.

Dabei handelt es sich um ein Regelwerk für den Anschluss von Kundenanlagen an das Niederspannungsverteilungsnetz (0,4 kV). Dieses Regelwerk definiert die grundsätzlichen Anforderungen des Verteilungsnetzbetreibers an den Netzanschluss, die Kundenanlage und den Betrieb einer Anlage. Der Anlagenbetreiber ist verpflichtet, diese Bedingungen einzuhalten. Durch die Festlegung einer einheitlichen, technischen Vorgehensweise soll die Systemstabilität des Netzes langfristig sichergestellt werden. Auf Grund der guten Erfahrungen der letzten Jahrzehnte hat sich für jede Infrastruktursparte die Definition einheitlicher, technischer Regeln durchgesetzt.

Mit der neuen Marktentwicklung von Stadtwerken, IoT-Infrastrukturen wie u. a. LoRaWAN-Netze zu betreiben, stellt sich ähnlich wie bei Energienetzen die Frage, nach welchen technischen Regeln dieses Netz betrieben werden soll. Denn durch die zunehmende Bereitstellung der Infrastruktur an Dritte, zur Erschließung neuer Geschäftsfelder, wird die Regelung einer einheitlichen Nutzung zunehmend wichtiger. Aus diesem Grund hat die items GmbH zusammen mit einigen ihrer Kunden einen ersten Entwurf für eine TAB unter dem Namen technische Mindestanforderungen (TMA) erstellt.

TMA LoRaWAN-Netz: Überblick über die wesentlichen Regelungen

Zur Sicherstellung der technischen Mindeststandards (TMA) für LoRaWAN-Netze sind eine Vielzahl von Regelungen zu treffen. Einen groben Überblick möglicher Bausteine soll in diesem Abschnitt gegeben werden:

LoRaWAN-Gateways: Ein wesentliches Thema des LoRaWAN-Netzbetriebs ist die Festlegung der Mindeststandards für die Gateways in der TMA. Hierzu zählt u. a. die Festlegung, welche Geräte durch den LoRaWAN-Netzbetreiber zugelassen sind. Zwar ist in der Theorie ein Herstellermix möglich, erhöht jedoch langfristig den Wartungsaufwand, da bestimmte Prozesse wie das Einspielen von Updates unterschiedlich funktionieren. Oft verwenden die Hersteller auch unterschiedliche Gatewaymanagementsysteme, so dass ein Überblick mittelfristig schwieriger wird.  Daneben ist eine Vielzahl von anderen Faktoren zu regeln, z. B. wie eine Montage der Geräte zu erfolgen hat, wer die Geräte verwalten und aufbauen darf, wie eine Erschließung des Standortes erfolgt usw.

Sensorik: Neben den LoRaWAN-Gateways gilt es, die Mindestanforderungen an die Sensorik zu definieren. So ist z. B. die Festlegung der Einhaltung deutscher, technischer Mindeststandards je Sensorik zwingend erforderlich, da noch immer eine Vielzahl mangelhaft verarbeiteter Hardware im Umlauf ist. Daneben ist eine wichtige Regelung die Einhaltung des Duty-Cycle, um langfristig die Stabilität des eigenen LoRaWAN-Netzes zu gewährleisten. Zudem ist zu regeln, wer im Fall eines Verstoßes die Sensorik aus dem Netz entfernen darf.

IT-Sicherheit: Wie bei jeder anderen IT-Infrastruktur auch, sind neben den Anforderungen an die Hardware technische Mindestanforderungen an das LoRaWAN-Netz im Rahmen der IT-Sicherheit zu definieren. Dazu zählt sicherlich, ob die IT-Infrastruktur in einer Cloud oder einem Rechenzentrum betrieben werden soll. Auch ist z. B. festzulegen, wie die Gateways zum LNS abzusichern sind (Bsp. Glasfaseranschluss, M2M-Simkarten etc.).

IT-Infrastruktur & Schnittstellen: Im Rahmen des Betriebs der IT-Infrastruktur ist u. a. zu definieren, welche Infrastruktur vom Netzbetreiber vorgegeben ist und welche durch den Netznutzer selbst auswählbar sind. Zwingend erforderlich ist eine Festlegung des eingesetzten LoRaWAN-Netzwerk-Servers (LNS) und eine Regelung, wie Daten an externe LoRaWAN-Netze bereitzustellen sind. Aktuell empfehlen wir hier den Einsatz eines Multiplexers, um den Aufbau paralleler Netzinfrastruktur zu vermeiden.

Kritis-Prozesse: Da eine Vielzahl der LoRaWAN-Anwendungsfälle im Kritis-Bereich wie z. B. Stromnetze erfolgen können, ist zu klären, ob hierfür eine zusätzliche Regelung erforderlich ist. Beispielsweise kann die Festlegung eines n-1-Kriteriums für Gateways erfolgen, um im Fall eines Gatewayausfalls die Betriebsfähigkeit weiterhin sicherzustellen. Auch sollte u. a. eine Regelung getroffen werden, wie diese Informationen zu schützen sind. Aktuell empfehlen wir, hier z. B. eine Weiterleitung der Daten in das TTN-Netzwerk zu verbieten, da die Frage des Dateneigentums nicht geklärt ist.  

Assetmanagement: Ein wichtiges Thema ist der Bereich des Assetmanagements. Vor allem dann, wenn es auch Dritten gestattet ist, Gateways im LoRaWAN-Netz einzubinden. Sollten darüber hinaus externe Standorte genutzt werden, sollten die Bedingungen der Zutrittsregeln abgestimmt sein. Ebenso sollte der Netzbetreiber die Möglichkeit haben, zur Sicherstellung des Betriebs Zugriff auf die Gateways des Dritten zu haben. Daneben sollte die Verwaltung des Assetmanagements der Gateways zentral durch den Netzbetreiber erfolgen. Die erforderlichen Informationen sollten in den TMA festgehalten werden.

Netzabdeckung & -ausbau: Ein weiteres Thema ist die Regelung der Messung der Netzabdeckung und des -aufbaus. Daneben ist zu klären, wer für die Verdichtung verantwortlich ist und welche Rechte der Netznutzer gegenüber dem Netzbetreiber hat. Empfehlenswert ist es außerdem, wenn der Netzbetreiber dem Netznutzer Informationen über die aktuelle Netzabdeckung bereitstellt und die Informationen regelmäßig aktualisiert.

Technische Mindestanforderung (TMA) LoRaWAN-Netze – Themenübersicht

TMA LoRaWAN-Netz: Handlungsempfehlung

Mit der Entwicklung eigener technischer Mindestanforderungen (TMA) für das LoRaWAN-Netz sollten Stadtwerke spätestens dann beginnen, wenn eine Nutzung des Netzes durch Dritte geplant ist. Allerdings kann dies auch schon vorher erforderlich sein, wenn die Größe des Stadtwerks einen kritischen Schwellwert überschreitet und eine Vielzahl von Abteilungen das Netz nutzt. Wie bei allen Kommunikationsnetzen ist auch die Störung eines LoRaWAN-Netzes möglich, weswegen die Festlegung technischer Mindestanforderungen eine erste Präventionsmaßnahme darstellt, auf der auch die Festlegung von (künftigen) Betriebsprozessen möglich ist. Zum aktuellen Zeitpunkt verfügen wenige LoRaWAN-Netzbetreiber über eine TMA. Mit der zunehmenden Vermarktung des Netzes und der Öffnung für Dritte ist auch hier wie bei allen anderen Infrastrukturen von Stadtwerken von einem technischen Mindeststandards auszugehen.

Service der items

Da die items zahlreiche Stadtwerke auf den Weg zum IoT-Netz- und Plattformbetreiber begleitet sowie in der Projektumsetzung unterstützt, wurde zusammen mit mehreren Kunden eine erste Version der TMA erstellt. Diese kann gegen eine Einmalgebühr von der items bezogen werden. Daneben haben Stadtwerke die Möglichkeit, einen TMA-Servicevertrag abzuschließen, über den eine jährliche Überarbeitung der TMA erfolgt und dem Kunden zugstellt wird. Auf Grundlage des Musterentwurfs kann dann eine individuelle Anpassung erfolgen. Darüberhinaus unterstützen wir Kunden bei der Entwicklung ihres Organisations- und Netzbetriebskonzept für einen erfolgreichen Aufbau Ihrer IoT-Sparte. Bei Interesse an der ersten Version der TMA oder bei Beratungsbedarf zu der Thematik sprechen Sie uns gerne an.

Praxisbericht – Der digitale Bienenstock

Der digitale Bienenstock

In jedem guten Vorgarten und Stadtbild wie auch in der Natur sind Sie vertreten die Bienen. Meist gelten Sie in unserer Gesellschaft als ein gutes Zeichen für eine intakte Umwelt sowie Vorboten des Frühlings. Bedingt durch den Klimawandel und die zunehmende Umweltverschmutzung ist die Lebensgrundlage der Bienen zunehmend bedroht. Aus diesem Grund hat sich die items GmbH entschlossen im Kontext der Smart-City mehr über das Leben und den Zustand unserer kleinen Stadtbewohner zu erfahren und eine Abschlussarbeit zum Thema digitaler Bienenstock vergeben. Im Rahmen seiner Abschlussarbeit durfte unser Praktikant Leon Weber sich mit den verschiedenen Technologien zur Digitalisierung von Bienenstöcken mit dem Schwerpunkt LoRaWAN beschäftigen.

Dauerhafte Überwachung von Bienen

Laut dem deutschen Imkerbund zählen Honigbienen wegen ihrer Bestäubungsleistung zu den wichtigsten landwirtschaftlichen Nutztieren. Durch die Arbeit der Bienen wird der Erhalt von Nutz- und Wildpflanzen gesichert. Daher ist es wichtig sich stets über das Wohlergehen eines Bienenvolkes auf dem Laufenden zu halten. Dort kommt die Digitalisierung von Bienenstöcken mithilfe von Sensoren ins Spiel.
Durch die ständige Überwachung des Bienenschwarms kann man sich stets über dessen Zustand informieren. Dadurch kann ein Imker bei ungewöhnlichem Verhalten des Bienenvolkes sofort reagieren und somit verhindern, dass ein gesamtes Volk stirbt oder den Bienenstock verlässt. Außerdem ist eine Optimierung des Honigertrages mögliches. Gleichzeitig können zusätzliche Daten für Forschungsprojekte in diesem Bereich gesammelt werden.

LoRaWAN vs. Mobilfunk

Um die Bienen aus der Ferne überwachen zu können, ist die Übertragung der gemessenen Werte an einen Server notwendig. Viele bereits etablierte Systeme zum Bienen-Monitoring nutzen dafür das Mobilfunknetz, da in Deutschland eine nahezu 100-prozentige Netzabdeckung existiert. Die items GmbH hat bisher diverse LoRaWAN-Projekte in Kooperation mit Stadtwerken realisiert. Aus diesem Grund sollte ein System verwendet werden, das sich dieser Technik bedient.

Um die Vorteile und Nachteile beider Übertragungsarten in diesem Use-Case zu vergleichen, werden unterschiedliche Sensorik-Systeme an baugleichen Bienenstöcken angebracht. Hier sieht die items GmbH in der Umsetzung des digitalen Bienenstocks mittels LoRaWAN auf Grund der Energieeffizienz und hohen Reichweite der Technologie einen erheblichen Vorteil gegenüber dem Mobilfunknetz. Aus diesem Grund wurde im Rahmen der Bachelorarbeit ein Technologievergleich mit unterschiedlichen Varianten durchgeführt. Die Vorstellung der eingesetzten Sensorik erfolgt in diesem Artikel. Konkret wurden drei verschiedene Varianten getestet. Zwei der Varianten basierten auf LoRaWAN. Eine auf dem Mobilfunknetz.

Digitalter Bienenstock Variante 1 All-in-One

Digitaler Bienenstock Variante 1: All-in-One

Das All-in-One Modell ist von dem Unternehmen Wolf Waagen und die Produktbezeichnung lautet ApiGraph 3.1. Dieses Produkt beinhaltet eine Waage für den Bienenstock und einen Sensor für Temperatur und Luftfeuchtigkeit.

Um genauere Daten der Umgebung zu erfassen, gibt es als Zubehör noch eine Wetterstation, die Wind und Niederschlag misst. Diese Sensoreinheit ist per Funk mit der Waage verbunden. Die Platzierung ist laut Hersteller bis zu 30 Meter von der Waage möglich.

Mittels eines weiteren Termperaturfühlers ist neben der Messung von Werten außerhalb des Bienenstocks die Datenerhebung auch innerhalb möglich. Somit erfolgt eine Überwachung der Temperatur im Inneren des Bienenstocks. Der Nachteil daran ist, dass dadurch nur eine Messung im Brutraum des Bienenstocks stattfindet. Die sogenannte „Traube“ (Kugelförmige Ansammlung von Bienen) bewegt sich im Laufe der Zeit innerhalb des Brutraumes. Somit ist die Temperaturmessung mit nur einem Sensor ungenau sobald sich die Traube bewegt. Dies erfordert eine Umpositionierung des Temperaturfühlers.

Der digitale Bienenstock Variante 1 All-in-One Sensorik

Die Bienenstockwaage übermittelt die Messwerte mit Hilfe eines GSM-Moduls über das Mobilfunknetz. Die Übertragung der Messwerte erfolgt ein- bis dreimal täglich. Je öfter die Datenübertragung erfolgt, desto geringer beträgt die Akkulaufzeit des Gerätes. Es gibt auch einen Live-Modus, der alle fünf Minuten die gemessenen Werte an den Server übermittelt. Bei diesem Modus ist aber eine dauerhafte Stromversorgung notwendig. Laut dem Hersteller muss der Akku nur ein- bis zweimal im Jahr aufgeladen werden, sofern maximal eine Datenübertragung pro Tag erfolgt.

Außerdem bietet der Hersteller Wolf Waagen eine eigene Software zur Visualisierung der Messergebnisse an. Die Darstellung der Messwerte erfolgt komprimiert in zwei Diagrammen. Unterhalb der Diagramme sind die aufgelisteten Messwerte nochmals in einer Tabelle entnehmbar.

Der digitale Bienenstock Dashboard All-in-One Variante

Der digitale Bienenstock Variante 2: LoRaWAN Fertig-Module

Die zweite Variante besteht aus drei verschiedenen LoRaWAN-Sensoren und einer selbstgebauten Waage. Für das Umweltmonitoring wird der Außensensor RAK7205 von RAK verwendet. Dieser misst Temperatur, Luftfeuchtigkeit, Luftdruck und Gase. Des Weiteren ist er mit einem GPS-Modul ausgestattet und wird mit Hilfe einer Solarzelle aufgeladen. Das Gehäuse ist wasserdicht. Eine Platzierung im Freien ist somit problemlos möglich. Bei der Montage ist darauf zu achten, dass der Sensor nicht einer erhöhten Sonneneinstrahlung ausgesetzt ist, da dies die Temperaturmessung verfälscht. Zur Gewährleistung einer reibungslosen Aufladung des Akkus durch die Solarzelle, ist eine Erfassung des Sensors über einen gewissen Zeitraum allerdings notwendig.

Der digitale Bienenstock Variante 2 LoRa-Fertigmodule

Der Hauptsensor dieses Systems ist vom Hersteller Dragino und ist ein wasserdichter Sensor-Knoten. Die Produktbezeichnung lautet LSN50 v2. An ihm ist die selbstgebaute Waage und ein Temperatursensor angeschlossen. Der Temperaturfühler wird, wie bei dem Gerät von Wolf Waagen, im Brutraum des Bienenstocks platziert.

Der digitale Bienenstock Variante 2 LoRaWAN-Waage

Um zusätzliche Genauigkeit bei der Temperaturmessung zu erreichen, ist der Temperatur- und Luftfeuchtigkeitssensor LHT65 von Dragino im Inneren des Bienenstocks befestigt. Der Sensor ist im Deckel des Bienenstocks angebracht und misst dort die Temperatur und die relative Luftfeuchtigkeit. Der externe Temperaturfühler hängt im Brutraum. Die Sensoren liefern somit zwei Temperaturmessungen im Brutraum und drei im gesamten Bienenstock. Die Messwerte wurden in einem Grafana-Dashboard dargestellt.

Am Anfang des Dashboards sind vier Paneele, die die aktuellen Wetterdaten und Wetterprognosen zeigen. Die Datenbereitstellung erfolgt über eine Schnittstelle des Deutschen Wetterdienstes.

Der digitale Bienenstock Grafana Dashboard Teil 1

Unterhalb der Wetterübersicht sind die Temperaturen und die Luftfeuchtigkeit im Bienenstock und die Außentemperatur aufgelistet. Die Visualisierung der Temperaturen erfolgt einzeln und zusätzlich in einem gemeinsamen Diagramm, um Abweichungen voneinander zu verdeutlichen.

Der digitale Bienenstock Grafana Dashboard Teil 2

Die Gewichtsmessung wird mit vier verschiedenen Paneelen dargestellt. Die oberen zwei Darstellungen zeigen den Gewichtsverlauf und den letzten gemessenen Wert an. Die beiden Unteren fokussieren sich auf den Ertrag bzw. die Gewichtsschwankungen im Bienenstock.

Der digitale Bienenstock Grafana Dashboard Teil 3

Am Ende des Dashboards werden noch die Werte des Außensensors dargestellt.

Der digitale Bienenstock Grafana Dashboard Teil 4

Der digitale Bienenstock Variante 3: Vollständiger Eigenbau

Die dritte Variante zur Überwachung des Bienenstocks besteht aus einer selbstgebauten Lösung und ist somit individuell auf den Use-Case angepasst. Das System basiert auf dem Heltec Cubecell Entwicklerboard, das einen LoRa-Chip bereits installiert hat.
Fünf Sensoren sind für die Überwachung des Bienenstocks verantwortlich. Bei vier der Sensoren handelt es sich um Temperatursensoren. Der Fünfte misst die Luftfeuchtigkeit und die Temperatur. Die Bewegung der Bienen im Inneren ist somit nachvollziehbar. Eine Umplatzierung von Sensoren ist nicht erforderlich. Ein weiterer Temperaturfühler übernimmt die Aufgabe der Außentemperaturmessung.

Bei dieser Variante kommt die gleiche Waagen-Konstruktion zum Einsatz wie bei den LoRaWAN Fertig-Modulen. Auf dem Gehäuse ist eine Solarzelle angebracht, damit eine Aufladung des Akkus nicht von Hand erforderlich ist und somit weniger Wartungszeit in Anspruch nimmt. Die Visualisierung der Daten geschieht ebenfalls mittels eines Grafana-Dashboards.

Der digitale Bienenstock Variante 3 Aufbau im Bienenstock
Der digitale Bienenstock Variante 3 Waage im Eigenbau

Nutzung der Daten für die Forschung

Die Sensorik zur Digitalisierung von Bienenstöcken soll der FH Münster im kommenden Jahr bereitgestellt werden und wurde im Rahmen einer Bachelorarbeit bei der items GmbH von Leon Weber entwickelt. Geplant ist eine Auswertung der generierten Daten aus den Jahren 2020 und 2021, um neue Erkenntnisse für die Forschung zu sammeln. Wir als items freuen uns auf die Ergebnisse in diesem Jahr. Wenn Sie mehr über das Thema erfahren möchten, sprechen Sie uns gerne an.

COVID-Melder: Mit dem LoRaWAN CO2-Sensor die Covid-19-Pandemie eindämmen

CO2-Konzentration als Indikator für Aerosole

Lang ersehnt, aber noch nicht verfügbar: ein COVID-Impfstoff, der die Menschen auf dieser Welt vor einer COVID-Erkrankung bewahren soll. Selbst wenn die Zulassung eines Impfstoffs wie angekündigt in den nächsten Wochen erfolgen sollte, wird es mit einer flächendeckenden Impfung der Bevölkerung einige Zeit dauern. Somit heißt es weiter Masken tragen und in geschlossenen Räumen regelmäßig lüften. Doch wann genau ist die regelmäßige Zeit zum Lüften? Die items hat hierfür einen Anwendungsfall zur Überwachung mittels CO2-Sensor auf LoRaWAN – Basis realisiert und mehrere Devices getestet. Das Ergebnis ist ein COVID-Melder, der als fertiges Produkt von der items bezogen werden kann.

Die Grundlage für einen Hinweis, dass die Durchführung einer Lüftungsmaßnahme erforderlich ist, um Aerosole in der Luft zu reduzieren, ist die Relation zum CO2-Gehalt in der Luft, da bei einer erhöhten CO2-Konzentration in der Luft auch auf eine höhere Anzahl von Aerosolen geschlossen werden kann. Durch die Einbindung der LoRaWAN-Technologie können Räume, in denen solche CO2 Sensoren angebracht sind, aus der Ferne beobachtet werden. Neben der Überwachung aus der Ferne soll bei der Überschreitung eines kritischen CO2-Wertes auch eine Alarmierung im Raum erfolgen. Im Rahmen des Beitrags stellt die items GmbH für diesen Use-Case vier unterschiedliche LoRaWAN-Sensoren vor, die den CO2-Gehalt in der Luft erfassen können.

COVID-Melder: Elsys ERS CO2 Sensor

Der CO2-Sensor des schwedischen Herstellers Elsys misst Temperatur, Luftfeuchtigkeit, Bewegung, Licht und die CO2-Konzentration in einem Raum. Dieser LoRaWAN-CO2-Sensor ist am längsten im Einsatz des items-IoT-Teams. Der Langzeittest zeigt, dass der Sensor stets zuverlässige Messwerte ermittelt.
Durch sein schlichtes Design fällt der Sensor kaum auf, wenn er an einer weißen Wand befestigt ist. Der Nachteil ist, dass kein direktes visuelles Feedback über die Raumluftqualität möglich ist, da der CO2 Sensor nicht über ein entsprechendes Display verfügt. Der Sensor ist mit NFC-Funktionalitäten ausgestattet und somit leicht mit einem Smartphone konfigurierbar. Die dazugehörige App ist nur für Android-Geräte erhältlich.

LoRaWAN Elsys CO2-Sensor
LoRaWAN Elsys CO2-Sensor

COVID-Melder: Ursalink AM102 CO2- Sensor

Ursalink bietet einen CO2-Sensor an, der neben den Messwerten des Konkurrenzproduktes von Elsys noch den Luftdruck und flüchtige organische Verbindungen (TVOC) misst. Außerdem ist das Gehäuse mit einem E-Ink-Display ausgestattet, auf dem die Darstellung der erhobenen Messwerte erfolgt. Die gemessenen Daten werden ebenfalls mittels LoRaWAN übertragen und können dadurch aus der Ferne ausgewertet werden. Dieser CO2 Sensor verfügt ebenfalls über NFC-Funktionalitäten und ist mit dem Smartphone konfigurierbar. Die App von Ursalink ist für Android- und iOS-Geräte erhältlich.

LoRaWAN Ursalink AM102 CO2-Sensor
LoRaWAN Ursalink AM102 CO2-Sensor

COVID-Melder: Mutelcor MTC-CO2-01

Der CO2-Sensor von Mutelcor legt seinen Fokus auf die Alarmierung bei einer zu hohen CO2-Konzentration in einem Raum und wird daher von der items GmbH präferiert zur Überwachung von Schulen oder Kitas verwendet. Da die Anzahl der Personen gerade in diesen Gebäuden nicht bekannt ist, stellt die automatische Alarmfunktion ein wesentlicher Baustein da. Apps oder andere technische Lösungen sind somit unnötig. Gleichzeitig dienen die übertragenen Messwerte als Beleg für die regelmäßige Durchführung der Lüftung.

Aus diesem Grund misst dieser Sensor nur CO2, Luftfeuchtigkeit und die Temperatur. Der Hersteller bietet die Möglichkeit, bis zu vier Grenzwerte für die CO2-Konzentration zu konfigurieren. Außerdem ist eine Wahl zwischen einer einfarbigen (Rot) oder einer zweifarbigen (Rot/Gelb) LED möglich. Eine Konfiguration könnte wie folgend aussehen:

  • Ab 800 ppm CO2: Gelbe LED leuchtet
  • Ab 1000 ppm CO2: Rote LED leuchtet
  • Ab 1200 ppm CO2: Rote LED blinkt + 3x Piepton

Der CO2 Sensor sendet in einem regelmäßigen Intervall seine Messwerte über LoRaWAN. Steigt die CO2-Konzetration über einen der Grenzwerte, sendet der Sensor sofort seine Messwerte und den überschrittenen Grenzwert mit LoRaWAN.
Die Grenzwerte, die Dauer des Warnsignals und das Sendeintervall können mit Hilfe von OTA-Befehlen (Over-The-Air) aus der Ferne geändert werden.
Das Gerät ist dauerhaft per Kabel mit Strom zu versorgen. Dies ist ein Nachteil und gleichzeitig auch ein Vorteil. Der Nachteil ist, dass dadurch die Positionierung des Geräts eingeschränkt ist. Der Vorteil wiederum ist, dass dadurch die CO2-Messung in einem 2-3 sekündlichen Intervall durchgeführt wird. Dies bedeutet, dass der Sensor sofort auf eine Grenzwertüberschreitung reagiert und nicht von dem LoRa-Sendeintervall beeinträchtigt ist.

LoRaWAN CO2 Sensor Mutelcore MTC-CO2-01
LoRaWAN CO2-Sensor Mutelcore MTC-CO2-01

COVID-Melder: Clevabit Raumluftampel CO2-Sensor

Die Raumluftampel von Clevabit fokussiert sich auf die Visualisierung der CO2-Konzentration und somit auch auf die Alarmierung. Genauso wie das Gerät von Mutelcor misst dieser Sensor CO2, Luftfeuchtigkeit und Temperatur und benötigt eine externe Stromversorgung. Das besondere Merkmal dieses Produkts ist die Darstellung der Raumluftqualität. In dem Gerät sind 8 kreisförmig angeordnete, farbige LEDs verbaut, die je nach CO2-Konzentration die Farbe ändern. Mögliche Konfiguration:

  • Ab 400 ppm CO2: LEDs leuchten Grün
  • Ab 800 ppm CO2: LEDs leuchten Gelb
  • Ab 1000 ppm CO2: LEDs leuchten Rot
  • Ab 1200 ppm CO2: LEDs blinken Rot + Warnsignal

Dadurch kann jeder Beteiligte in einem Raum nachvollziehen, wie hoch die aktuelle CO2-Konzentration ist. Den Sensor gibt es ebenfalls in einer Variante, die die Messwerte mittels LoRaWAN überträgt. Der CO2 Sensor befindet sich noch aktuell im Test, weswegen eine finale Beurteilung noch nicht erfolgt ist.

Vergleich der CO2-Sensor Messwerte

Die unterschiedlichen Ergebnisse der CO2-Messung sind zur Veranschaulichung gebündelt in einem Grafana-Dashboard dargestellt.

Vergleich der CO2 Sensor Messwerte
Vergleich der Messreihen in einem Grafana Dashboard

Zu Beginn des Tests waren alle drei Messwerte fast identisch. Jeder der Sensoren verfügt über eine automatische Kalibrierung. Das bedeutet, dass nach einer gewissen Zeitspanne der niedrigste gemessene Wert als Frischluft angenommen wird (ungefähr 400 ppm). Dementsprechend erfolgt die Anpassung der Messwerte. Die Sensoren kalibrieren sich zu unterschiedlichen Zeiten neu. Dadurch können die verschiedenen CO2-Konzentrationen aus dem Dashboard zustande kommen, obwohl die Sensoren im gleichen Raum platziert sind.

Fazit

Die CO2-Sensoren von Mutelcor und Clevabit sind perfekt dafür geeignet, um in Schulen oder Bürogebäuden eingesetzt zu werden, da sie ein direktes Feedback geben und somit alle Anwesenden in einem Raum sofort informieren. Das E-Ink-Display des Ursalink-Sensors ist nur auf kurze Entfernung gut erkennbar und der Sensor von Elsys hat keinerlei visuelles Feedback. Aus diesem Grund ist der kombinierte Einsatz der Produkte mit einem Dashboard besser.

Schon vor der Pandemie hatte das Umweltbundesamt empfohlen, dass der CO2-Gehalt in Unterrichtsräumen nicht über 1000 ppm liegen sollte. Das bedeutet, dass die CO2 Sensoren, die jetzt zur Eindämmung der Covid-19-Verbreitung eingesetzt werden, auch weiterhin verwendet werden können, um für eine gute Raumluft in Schulen oder Bürogebäuden zu sorgen.

niota 2.0: Wie Digital Twins den IoT-Rollout beflügeln

Intro

Das Internet der Dinge (IoT) ist seinen Kinderschuhen entwachsen. Aus einer visionären Technologie für Innovationsabteilung wurde eine der Basistechnologien der Digitalisierung. Neben den notwendigen Sensoren und Aktoren nehmen IoT-Plattformen wie DIGIMONDOs Software-Lösung niota dabei eine der Kernrollen ein, welche die items als Kooperationspartner von Digimondo für seine Kunden betreibt. Doch mit dem Sprung vom Proof-of-Concept-Projekt in den flächendeckenden Rollout ergeben sich plötzlich neue Herausforderungen, die nur wenige IoT-Plattformen abdecken können. Wie kann eine IoT-Plattform rolloutfähig werden und echte Mehrwerte aus IoT-Daten entwickeln? Die Antwort auf diese Frage fand das DIGIMONDO-Team im Digital Twin. Erst in Kombination mit dem Digitalen Zwilling kann das IoT sein volles Potential in einem solchen Umfeld entfalten.

Heutige Herausforderungen im IoT

In der Vergangenheit waren die größten Herausforderungen die technologische Reife von IoT und der Mangel an Wissen über die Technologie und mögliche Anwendungsfälle. Viele IoT-Pioniere erinnern sich sicher noch an die Tage, in denen mit semi-professionell gefertigten Sensoren und selbst geschriebenen Skripten die ersten Anwendungsfälle realisiert wurden.

Diese Zeiten sind heute vorbei: eine Vielzahl von professionellen Feldgeräten unterschiedlichster Preisklassen lässt kaum noch Wünsche offen. Moderne IoT-Plattformen ermöglichen es, selbst in Umgebungen mit zigtausenden Sensoren und Aktoren die Daten in kürzester Zeit aufzubereiten und weiterzuleiten – ohne dass der IoT-Administrator den Überblick verliert.

Insbesondere beim großflächigen IoT-Rollout, wie ihn viele Organisationen heute vornehmen, zeigen sich neue Herausforderungen für die IoT-Welt. Neben den Bedürfnissen der IoT-Administratoren kommt nun eine neue Benutzergruppe hinzu: die Fachabteilungen, die IoT als festen Bestandteil ihres täglichen Geschäftes nutzen wollen. Sie haben weniger technische Bedürfnisse, sondern wünschen sich unkomplizierte Lösungen, die sich nahtlos in ihre bestehenden Prozesse integrieren und ihren täglichen Berufsalltag einfacher machen. Oder überspitzt gesagt:

Die Fachabteilungen wollen nicht wissen, was IoT ist oder wie es funktioniert – sie wollen, dass ihr Problem gelöst wird, egal ob mit oder ohne IoT!

IoT-Plattformen müssen nun auch IoT-unerfahrenen Nutzern einfach zu bedienende Lösungen anbieten, damit diese IoT in ihren Fachabteilungen verwenden können. Hierzu gehört mehr als nur die Benutzungsoberfläche, die sowohl einfach als auch passend für den Anwendungsfall sein sollte. Moderne IoT-Plattformen müssen sich nahtlos in die bestehende IT-Infrastruktur und Geschäftsprozesse einbetten lassen, d.h. sie benötigen die notwendigen Schnittstellen und Möglichkeiten zur Automatisierung von Abläufen. Darüber hinaus ist IoT in Fachabteilungen nur dann interessant, wenn es einen echten, messbaren Mehrwert liefert, der größer ist als bei anderen Nicht-IoT-Lösungen.

Digital Twin als Enabler für IoT-Rollouts

Digital Twins repräsentieren Dinge aus der realen Welt. Sie sind – vereinfacht dargestellt – wie das eigene, virtuelle Profil in den sozialen Netzwerken wie Facebook, nur von einem Gebäude oder einem Fernwärmenetz. Ein Digital Twin bündelt alle Informationen zu einem realen Objekt an einem Punkt. Hierzu gehören Eigenschaften (sog. Stammdaten, z.B. der Name oder technische Eigenschaften) als auch sich ständig ändernde Prozessdaten (z.B. Sensordaten). Im Gegensatz zu anderen Ansätzen gruppiert der Digital Twin Informationen nicht technologie-, sondern nutzerorientiert. Die Daten werden konsequent auf das tatsächliche Nutzerbedürfnis zugeschnitten.

Auch wenn das Konzept des Digital Twins nicht neu ist, kann ein Digital Twin erst mit der flächendeckenden Verbreitung von IoT sein volles Potential entfalten. Denn nur wenn der Digital Twin Zugriff auf die Feldgeräte hat, kann er verlässlich ein Echtzeit-Monitoring ermöglichen oder Prozesse automatisieren. Aber auch andersrum profitiert die IoT-Welt von Digital Twins, um z.B. komplexe (Infra-)Strukturen wie Versorgungsleitungen in Städten oder Gebäudekomplexe mit wenig Aufwand virtuell abzubilden.

Da man sich stets an realen Objekten oder Prozessen orientiert, ist für technologie-unerfahrene Nutzer diese Form der Darstellung zugänglicher als eine Gruppierung nach technischen Kriterien wie z.B. Sensorart. Insbesondere bei der Integration in bestehende IT-Systeme ist die am Geschäftsprozess orientierte Gruppierung hilfreich, da so alle notwendigen Daten an einem Endpunkt zur Verfügung stehen. Speziell im IoT-Umfeld ist der Digital Twin mehr als nur eine Datengruppierung. Dank seiner integrierten Intelligenz kann er die Sensordaten interpretieren und proaktiv Geschäftsprozesse in anderen Digital Twins oder IT-Systemen auslösen. Dieser höhere Grad der Automatisierung unterstützt speziell im Rollout von Anwendungsfällen und erhöht den Mehrwert durch IoT.

Der Digital Twin schlägt somit die fehlende Brücke von der IoT-Welt in bestehende Geschäftsprozesse. Er unterstützt Organisationen dabei, den Sprung vom Proof-of-Concept zum flächendeckenden Rollout zu meistern.

Der Digital Twin als Brücke zwischen den bestehenden Welten der Fachabteilungen und des Internets der Dinge

niota 2.0: Digital Twins für IoT

Mit niota 2.0 integriert DIGIMONDO erstmalig den Digital Twin in die IoT-Welt. Hierbei wurde das Konzept des Digital Twin nicht unreflektiert übernommen: Mit Erkenntnissen aus Pilotprojekten von Kunden und der langjährigen Erfahrung von DIGIMONDO wurde der Digital Twin auf die Bedürfnisse der IoT-Welt zugeschnitten. Herausgekommen ist eine neuartige IoT-Plattform, die sowohl die Bedürfnisse der IoT-Administratoren als auch die von Fachabteilungen adressiert.

Mit dem Digital Twin können Fachabteilungen in nur wenigen Mausklicks ihren Anwendungsfall und ihre Domäne virtuell abbilden. So lassen sich Digital Twins in Hierarchien organisieren, um Abhängigkeiten darzustellen und einen Überblick zu schaffen. Z.B. kann ein Gebäude aus mehreren Digital Twins bestehen, die jeweils einen Raum repräsentieren. Die in jedem Raum installierten Sensoren (Personenzähler, Temperatursensor, Belegungssensor etc.) sind direkt dem zugehörigen Digital Twin zugeordnet. Jeder Digital Twin hat darüber hinaus ein eigenes Dashboard, mit dem sich in Echtzeit alle Daten an einem Punkt überwachen lassen. Auch lassen sich relevante Geschäftsdaten, wie z.B. die Verantwortlichkeiten, Reinigungspläne, etc. für alle zugänglich am Digital Twin hinterlegt. Der integrierte Regel-Editor verleiht dem Digital Twin darüber hinaus “Intelligenz”: So kann ein Gebäude automatisch die Mitarbeiter informieren, wenn das CO2-Level im Raum den Grenzwert überschreitet.

IoT-Administratoren finden in niota 2.0 nicht nur die aus der vorherigen Version gewohnten Funktionalitäten wieder. niota 2.0 verbessert die langfristige Wartbarkeit von IoT-Infrastrukturen, indem es die Daten eines Sensors von dem konkreten Gerät entkoppelt. Historische Daten sind in niota 2.0 direkt einem Digital Twin zugeordnet, sodass beim Wechsel eines Gerätes (z.B. im Falle eines Defektes) die Historie nicht verloren geht. Auch bietet das neue System neue Konnektoren wie z.B. eine bidirektionale MQTT-Verbindung. Mit einer direkten Anbindung an offene Wetterdaten-Plattformen können IoT-Verantwortliche teure Hardware- und Wartungskosten für Sensorik in ihrer Stadt einsparen und direkt auf öffentlich verfügbare Daten anderer Anbieter zurückgreifen. Des Weiteren bietet niota 2.0 natürlich auch wieder die Möglichkeit einer umfangreichen Individualisierung der Benutzungsoberfläche, welche nun bereits bei der Login-Seite beginnt.

Nutzergruppen einer IoT-Plattform

Zusammenfassung und Ausblick

Der Digital Twin ist das fehlende Puzzleteil, mit dem IoT den Kinderschuhen entwächst und in den Rollout gehen kann. Der Digital Twin ermöglicht nicht-IoT-erfahrenen Fachbereichen einen einfachen Zugang zu IoT und erleichtert die Integration der IoT-Welt in bestehende IT-Landschaften. Massenrollouts von Sensorik in Energieinfrastrukturen sind somit realisierbar. Der Digital Twin bietet somit einen wesentlichen Funktionsbaustein für zukünftige KI-Lösungen, welche items mit seinen Softwarelösungen Grid Insight: Water und Grid Insight: Heat benötigt.

niota 2.0 greift dieses Konzept auf und bietet hierfür die notwendigen Funktionalitäten. Mit wenigen Mausklicks lassen sich komplexe Szenarien wie die Überwachung städtischer Infrastrukturen, Gebäudeüberwachung oder die Nachverfolgung von Betriebsmitteln umsetzen. Auch unterstützt niota 2.0 im Vergleich zum Vorgänger noch mehr etablierte Protokolle und erleichtert die Wartbarkeit von IoT-Landschaften.

Auch in Zukunft werden items und DIGIMONDO den Fokus auf IoT-Rollouts und passende Lösungen für konkrete Anwendungsfälle weiter fokussieren. Mit dedizierten, maßgeschneiderten Modulen für z.B. das Metering und Asset Tracking können Kunden Mehrwerte mittels IoT umso einfacher realisieren. Des Weiteren wird niota 2.0 in den kommenden Versionen um erweiterte Funktionalitäten für die Datenverarbeitung und Integration mit Drittsystemen anbieten.

niota 2.0’s Digital Twin in Aktion: Visualisierung unterschiedlicher Sensordaten eines Gebäudes in der Kartenansicht mit Dashboard

Ein Gastbeitrag von:

Dennis Kolberg

Product Manager von Digimondo

dennis.kolberg@digimondo.de


items auf dem GO.DIGITAL Messekongress

„Pilot war gestern – wie funktioniert das intelligente Fernwärmenetz 4.0? Die Wärmewende effizient mit IoT und KI gestalten“ zu diesem Thema referierte Alexander Sommer, Leiter Innovation & Transformation der items GmbH am 10. November virtuell auf dem Messekongress GO.DIGITAL der Energieforen Leipzig. Der jährlich stattfindende Kongress ist eine Austauschplattform, die den Wissenstransfer zu digitalen Projekten ermöglicht. Hier treffen sich Experten und Teilnehmer auf Augenhöhe, knüpfen neue Kontakte, finden Kooperationspartner und teilen ihre innovativen Ideen, um gemeinsam die Herausforderungen der Digitalisierung zu meistern.

Start der Kooperationsplattform Civitas Connect

Der aktuellen Situation angepasst hat im Rahmen einer virtuellen Zusammenkunft die Gründung des Vereins und der Kooperationsplattform „Civitas Connect“ stattgefunden – nachdem der vorläufige Gründungstermin im März bereits verschoben werden musste.

Teilgenommen haben an der virtuellen ersten Sitzung des Vereins 22 Mitglieder, darunter auch die items. Neben der Wahl des Vorsitzenden, seiner Stellvertreter, des Schatzmeisters und der Geschäftsleitung begann man bereits mit den ersten kooperativen Arbeiten.

Mehr erfahren

 

items-Forum Digital Sessions

Wir haben umgeplant – unser jährliches Highlight-Event, das items-Forum, wird zum Digital-Event.

Hiermit laden wir Sie herzlich zu den items-Forum – Digital Sessions ein.
Ab dem 21.04.2020 möchten wir Ihnen jeweils dienstags, in der Zeit von 15:00 bis 16:00 Uhr, hochinteressante Beiträge zu den Themen Digitalisierung und Automatisierung sowie zu zukunftsweisenden Mobilitätskonzepten und neuen Arbeitsmethoden näherbringen. Melden Sie sich individuell, ganz nach Ihrem Geschmack, zu den einzelnen Events an und sichern Sie sich so schon jetzt die Teilnahme!

Wir freuen uns auf Sie!

 

Mustererkennung und RPA zur Ertragssteigerung von EVU

items-rpa-prozessoptimierungFür die eher regulierten Sparten Gas und Storm erreicht die Marktkommunikation bereits einen vergleichsweise hohen Grad der Standardisierung. Aus dieser ergibt sich in der konsequenz eine relativ hoher Automatierungsgrad. Anders sieht es jedoch bei internen Prozessen aus, die je nach eingesetzten System unterschiedlich individuell ausfallen. Diese Systeme sind in der Regel nicht darauf ausgelegt, automatisch einen Anteil von bis 20% unplausibler Daten zu korrigieren. Wie “eine automatisierte Mustererkennung und der Einsatz von Robotic Process Automation dabei helfen, die Transparenz und Datenqualität zu verbessern”, erfahren sie im Artikel “Ertrag steigern mit Mustererkennung und Robotic Process Automation von Andreas Neufeld, Wirt.-Ing. Sebastian Spiecker und Dipl.-Volkswirt Jörn Kuhn.

Lesen Sie hier den vollständigen Beitrag

PV-Anlagen im Post EEG-Zeitalter

Über eine Millionen EEG-Anlagen in zwölf Jahren

Der Klimawandel und die Pariser Klimaziele stehen aktuell, insbesondere auch im Kontext von Fridays for Future, im Mittelpunkt des öffentlichen Interesses. Das Ziel von mindestens 80 % Erneuerbaren Energien stellt hierbei das selbsternannte Ziel der Bundesregierung dar. Bereits Anfang 2000 wurden hierfür die Weichen mit der Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) zur Förderung alternativer Energiequellen gestellt. Das EEG sollte im Kern dazu dienen, regenerative Energien in ihrer Entwicklung zu fördern. Mittlerweile liegt der Anteil des regenerativ produzierten Stroms in Deutschland bei über 40%.

Der Zubau entstand vor allem auf Grund der staatlich garantierten Einspeisevergütung für eine Dauer von 20 Jahre durch das EEG. Ende des nächsten Jahres werden also die ersten Erneuerbaren Energien-Anlagen aus der EEG-Vergütung fallen. Für die Anlagenbetreiber stellt sich deswegen die Frage, was mit ihrer Anlage passieren soll und welche Möglichkeiten des Weiterbetriebs bestehen.
Bis zum Jahr 2032 sollen laut Analyse der Übertragungsnetzbetreiber über eine Millionen Anlagen aus der EEG-Vergütung fallen. So steht die Frage im Vordergrund, wie mit diesen Anlagen zu verfahren ist. Im Rahmen dieses Blogbeitrages soll der Fokus auf PV-Anlagen liegen.

PV-Anlagen benötigen einen Direktvermarkter

Wie für alle regenerativen Erzeugungsanlagen garantiert das EEG ein Einspeiseprivileg für 20 Jahre zuzüglich des Inbetriebnahmejahres. Dies bedeutet für den erzeugten Solarstrom aus Post-EEG-Anlagen die Erhebung einer EEG-Umlage von 40% nach §61a EEG. Somit entfällt das Privileg des Eigenverbrauchs für PV-Anlagen < 10 kWpeak.

Ebenso endet die Tätigkeit des Übertragungsnetzbetreibers als Vermarkter des eingespeisten Stroms in die Versorgungsnetze, sofern sich die Anlagen nicht in der Direktvermarktung befinden. Dies bedeutet für den Anlagenbetreiber, dass jede erzeugte Kilowattstunde Strom, die nicht eigenverbraucht werden kann und in das öffentliche Netz eingespeist wird, durch einen Direktvermarkter abgenommen werden muss. Ansonsten müsste der Anlagenbetreiber selbst die Rolle des Lieferanten und Vermarkters einnehmen. Gerade für kleine Haushaltsanlagen birgt dies jedoch einen zu hohen Aufwand. Dazu kommt, dass unabhängig von der Frage, wer die Rolle des Direktvermarkters übernimmt, der Wechsel der Vermarktungsform dem zuständigen Netzbetreiber mitgeteilt werden muss. Gleiches gilt auch für Windkraftanlagen, welche im Rahmen des Beitrags nicht betrachtet werden sollen, auch wenn die meisten Vermarktungsmodelle ähnlich zur Photovoltaik sind.

Herkömmliche PV-Anlagen sind in der Regel für einen längeren Betrieb als 20 Jahre konzipiert und verfügen in der Regel nach 20 Jahren noch über 80% ihrer ursprünglichen Leistung. Aus diesem Grund ist zu klären, welche Weiterbetriebsmodelle für Post-EEG-Anlagen denkbar sind.

Post EEG PV-Anlagen

Unterschiedliche Betriebsmodelle für Post EEG-Anlagen

Für Photovoltaikanlagen sind mehrere Modelle denkbar. Grundsätzlich sind hierfür im Kern drei Fragen zu beantworten:

  1. Wem soll in Zukunft die Anlage gehören? Dem ursprünglichen Besitzer oder einem Dritten?
  2. Soll überschüssige Energie in das Netz eingespeist werden?
  3. Über welchen Zeitraum soll die Anlage betrieben werden?

Im Regelfall ist davon auszugehen, dass ein Weiterbetrieb der Anlagen über Direktvermarkter erfolgen wird, wobei die Anlage im Besitz des ursprünglichen Erzeugers bleibt. Gegen eine monatliche Pauschale oder eine feste Vergütung pro kWh kann der Strom an der Börse in das Portfolio des Direktvermarkters aufgenommen werden. Die rechtlichen Pflichten der Vermarktung, Prognose etc. übernimmt der Dienstleister.

Zur Steigerung der Effizienz kann der Eigenverbrauch durch einen Stromspeicher optimiert werden. Die Sinnhaftigkeit ist hierbei jedoch vom Zustand der Erzeugungsanlage und der Dauer des geplanten Weiterbetriebs abhängig. Der Energievertrieb kann über eine Börse oder über dezentrale, bilaterale Handelsplätze stattfinden.

Demgegenüber steht die Alternative des Repowerings der Solaranlage, bei der die Erzeugungsanlage zu einem gewissen Grad erneuter wird und dann im Sinne des EEGs als Neuanlage gewertet wird. Hierbei entsteht ein erneuter, aber verringerter Vergütungsanspruch, für 20 Jahre zzgl. des Inbetriebnahmejahrs im Sinne des EEG. Hierbei ist jedoch die Größe des Anschlusses zu berücksichtigen, der evtl. nicht für ein Repowering ausgelegt wurde. Die Anforderungen diesbezüglich sind mit dem zuständigen Netzbetreiber zu klären.

Alternativ kann die Anlage mit einem Energiespeicher zur Eigenstromversorgung optimiert und am Wechselrichter komplett auf der Einspeiseseite abgeregelt werden. So entfällt die Verpflichtung der Auswahl eines Direktvermarkters. Die Maßnahme ist ebenfalls beim zuständigen Netzbetreiber zu melden. Genauso sind Konstruktionen mit einem Heizstab in einem Spitzenlastkessel der Heizungsanlage denkbar, der durch die PV-Anlage mit überschüssiger Energie versorgt wird. Da die PV-Anlage bereits abgeschrieben ist, ist eine wirtschaftliche Betriebsweise möglich.

Darüber hinaus besteht auch die Möglichkeit, die PV-Anlage an einen neuen Betreiber zu verkaufen, der die Pflichten der Energiebelieferung übernimmt. Hierbei ist auch die Kombination eines Mieterstrommodells denkbar, da die Energieerzeugung und -abnahme nicht durch eine Person übernommen wird.

Bei einer Umrüstung auf Eigenverbrauch ist jedoch eine Veränderung des Messkonzeptes zu berücksichtigen und ggf. notwendig, um eine abrechnungskonforme Bilanzierung sicherzustellen. Dies kann zu zusätzlichen Kosten beim Messsystem führen, wie auch zu einer Veränderung des Zählerschrankes, der ggf. nicht über den notwendigen Platz verfügt.

items Betriebsmodelle Post EEG-Anlagen

Strategien der Anlagenwartung

Im Rahmen des Weiterbetriebs von PV-Anlagen ist in jedem Fall die geplante Dauer des Weiterbetriebs zu klären. Hierbei ist zwischen drei verschiedenen Betriebsweisen zu differenzieren:

1. langfristige Betriebsweise:

Die Betriebsweise ist für einen langfristigen Weiterbetrieb ausgelegt. Es existiert ein umfangreiches Wartungs- und Versicherungskonzept, um die Leistungsfähigkeit der Anlage zu erhalten. Die Anlage wird lediglich bei einem Großkomponentenschaden nicht weiterbetrieben.

2. mittelfristige Betriebsweise:

Die Betriebsweise ist für einen mittelfristigen Weiterbetrieb über mehrere Jahre ausgelegt. Es wird eine jährliche Wartung durchgeführt. Einzelne, kostengünstige Wartungsmaßnahmen werden durchgeführt. Bei mittleren bis größeren Schäden wird der Betrieb der Anlage eingestellt.

3. kurzfristige Betriebsweise:

Die kurzfristige Betriebsweise ist bis zum ersten Schadensfall ausgelegt. Es werden lediglich die notwendigen Wartungsmaßnahmen durchgeführt. Bei einem relevanten Schadensfall wird die Anlage nicht mehr weiterbetrieben. Das Ziel der Betriebsweise ist die Erzielung der maximalen Rendite bei möglichst geringen Instandhaltungskosten.

Bei der Auswahl der jeweiligen Strategie sind vor allem der Standort, der Zustand und die noch vorhandene Leistungsfähigkeit der Anlage zu berücksichtigen. Bei stark beschädigten Anlagen ist entweder die Installation einer Neuanlage sinnvoll oder die kurzfristige Betriebsweise.

Post EEG – Chance für EVUs

Gerade für Stadtwerke stellen Post-EEG-Anlagen ein ungeheures Potenzial dar. Oft sind in einem Netzgebiet 10% aller Haushalte (sofern es sich um ein EVU im ländlichen Raum handelt) mit einer Erneuerbaren-Energien-Anlage ausgestattet, die in den nächsten Jahren aus der Förderung herausfallen können. Hier bietet sich für Stadtwerke das Potenzial, die Rolle des Direktvermarkters zu übernehmen oder die Anlage als Mieterstromanlage weiterzubetreiben. Darüber hinaus können weitere Services im Bereich E-Mobilität integriert werden. Das EVU rückt so stärker in die Rolle eines Dienstleisters, die zur Bindung der Kunden immer notwendiger wird.

Marcel Linnemann

Innovationsmanager / Energiewirtschaft items GmbH

IoT-Kooperation zur Digitalisierung von Stadtwerken

items und digimondo bündeln Kompetenzen für die Digitalisierung von Stadtwerken
IT-Dienstleister und IoT-Software-Unternehmen starten Kooperation

Erprobte IoT-Technologie und erfahrene, operative Umsetzung ergänzen einander in erfolgreichen Digitalisierungsprojekten. Auf dieser Erkenntnis beruht die Kooperation des IoT-Software-Unternehmens digimondo aus Hamburg und dem IT-Dienstleister items aus Münster. Bereits zehn Stadtwerke betreuen die Partner gemeinsam.

Beide Unternehmen sind Experten in den sich komplementierenden Geschäftsfeldern IoT-Software und IT-Services. Die items GmbH ist ein leistungsstarker IT-Full-Service-Dienstleister mit 300 Mitarbeitern, der seit 20 Jahren für die Versorgungswirtschaft und für den ÖPNV arbeitet. Durch die Kooperation mit dem IoT-Software-Provider digimondo GmbH werden umfassende Kompetenzen für die Digitalisierung des kommunalen Raums gebündelt.

Lesen Sie hier mehr über die Kooperation, deren Potenziale und über erste Use-Cases der Stadtwerke Osnabrück.

 

Energiemanagement – effizient mit LoRa

Energiebewusstsein und Ernergiemanagement für Unternehmen

Der Umgang mit Energie ist auch in Unternehmen zunehmend ein politisches, wie auch inhaltliches Thema. Durch die Proteste von Fridays for Future rücken das Verhalten und der Umgang mit Energie eines jeden Einzelnen zunehmend in den Vordergrund. Auch Unternehmen sind von dieser Ernergiemanagement – Debatte nicht ausgeschlossen.

In diesem Zusammenhang gibt es bereits seit einigen Jahren verschiedene Management – Systeme, die Unternehmen ab einer gewissen Mindestgröße umzusetzen haben, um einen Überblick über den eigenen Energieverbrauch zu erlangen und den Verbrauch kontinuierlich zu senken. Kleinere und mittlere Unternehmen (KMU) sind maximal verpflichtet, ein Energieaudit durchzuführen, das die Abbildung des Gesamtenergieverbrauchs zu einem Zeitpunkt zur Ableitung von Energieeinsparmaßnahmen zum Ziel hat. Immer mehr Unternehmen führen hingegen ein sogenanntes Energiemanagementsystem ( EnMS ) ein, um entweder neuen regulatorischen Verpflichtungen nachzukommen oder finanzielle Vorteile in Anspruch nehmen zu können.

Was ist ein Energiemanagement – System?

Die Einführung eines EnMS, dass die Abbildung des Energieverbrauchs bei kontinuierlicher Verbesserung der Energieeffizienz des Unternehmens fördern soll, ist in der ISO 50001 beschrieben. Das EnMS basiert in diesem Kontext auf dem klassischen PDCA-Zyklus (Plan, Do, Act, Check). Im Gegensatz zum Energieaudit, ist die Umsetzung von Maßnahmen verpflichtend. Hierfür sind einzelne Aktionspläne zu definieren und in festgelegten Zeiträumen umzusetzen.

Ein Ernergiemanagement – System besteht insgesamt aus drei Bausteinen: einem etablierten Managementsystem, das Verantwortliche innerhalb der Organisation benennt, und einem Dokumentenmanagementsystem. Darüber hinaus umfasst das EnMS ein aktives Energiemonitoring der eigenen Verbräuche an Hand festgelegter Bilanzgrenzen des Unternehmens, auf dessen Basis Energieeinsparmaßnahmen getroffen werden. Der Prozess wird dabei oft von einer EnMS-Software gestützt. Ausgangsdaten für ein Ernergiemanagement – System können Strom-, Wasser-, Gasverbräuche sein, aber auch Druckluft, Heizöl, Prozesswärme oder Benzinverbräuche. Sämtliche Energieträger sind innerhalb eines Unternehmens zu berücksichtigen.

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Die Mehrwerte eines Ernergiemanagement – Systems

Die Beweggründe für ein Ernergiemanagement – System haben oft finanzielle oder rechtliche Hintergründe. Wollen Unternehmen zum einen eine Bafa-Förderung in Anspruch nehmen, ist die Umsetzung eines EnMS in der Regel verpflichtend. Gleiches gilt für eine Abgabenreduzierung oder Abgabenbefreiung wie es z. B. bei der Stromsteuer oder EEG-Umlage der Fall ist. Des Weiteren können die Daten auch zur Vermeidung von Lastspitzen verwendet werden, um die eigenen Netznutzungsentgelte zu optimieren.

Warum ein Energiemanagement System items

Probleme eines EnMS heute

In der Praxis steht und fällt der Erfolg eines Ernergiemanagement – System mit der notwendigen Datenqualität. Je mehr Daten erhoben werden, desto besser können Energiefresser identifiziert und Einsparmaßnahmen umgesetzt werden. Hierfür ist ein Submetering-System erforderlich, über das die einzelnen Energieverbräuche erfasst und zur Berechnung der KPI genutzt werden können. Oft werden die Zähler von den Mitarbeitern abgelaufen und die Daten werden entweder nachträglich manuell in das IT System eingepflegt oder es erfolgt eine Datenübermittlung durch eine App. In jeden Fall sind jedoch Mitarbeiterressourcen erforderlich, um die Messwerte zu erheben.

Effizientes Submetering durch LoRa

Der Einsatz wertvoller Mitarbeiterressourcen kann mit LoRaWAN-fähigen Zählern bzw. Sensorik reduziert werden. Durch die günstige Konnektivitätstechnologie können Zähler schneller, in genau festgelegten Zeiträumen und mit einer besseren Datengranularität ausgelesen werden.

Hierfür ist eine intelligente Technologie-Architektur notwendig, welche die Daten über einen LoRa-Netzwerkserver überträgt und diese durch eine Middleware aufbereitet. Die Daten werden anschließend an die Applikation, das EnMS weitergeleitet. Hier kann der Mitarbeiter Energieeinsparmaßnahmen planen. Kommt es zur Überschreitung von Grenzwerten, wird z. B. eine Push-Benachrichtigung auf ein mobiles Endgerät geschickt.

Energiemanagementsystem items

EnMS, ein Geschäftsmodell für Stadtwerke

Es ist davon auszugehen, dass das Thema Energiemanagement weiterhin an Bedeutung gewinnen wird. Gerade kleinere Unternehmen werden mit einer hohen Wahrscheinlichkeit immer stärker mit dem Thema Energiekosten und regulatorischen Auflagen konfrontiert werden. Hierbei sind Stadtwerke oft erste Ansprechpartner, da diese nicht nur selbst ein Ernergiemanagement – System für ihr eigenes Unternehmen umsetzen müssen, sondern diese Aufgabe oft auch von ihrer Kommune für deren eigene Liegenschaften übernehmen.

Der Einbau von Sensorik wie z. B. Strom-, Wasser- oder Wärmezähler, stellt eine Kernkompetenz eines jeden Stadtwerks da, neben dem technischen Verständnis für Energieoptimierung. Das Stadtwerk kann hierbei als Dienstleister für ein EnMS für kleinere Kunden auftreten. Mit einem mandantenfähigen IT-System ist das Stadtwerk in der Lage, die einzelnen EnMS der Kunden zu verwalten. Gerade im Kontext der sinkenden Margen im Stromvertrieb stellt das Geschäft der Energiedienstleistung ein neues Geschäftsfeld für die Stadtwerke dar, dessen Kernkompetenzen bereits heute vorhanden sind.

 

Marcel Linnemann

Innovationsmanager / Energiewirtschaft items GmbH

Stadtwerke als Plattform für die Vernetzung lokaler Angebote

Was wäre, wenn Sie bestehende und neue digitale Produkte und Services miteinander kombinieren und Ihren Kunden flexibel und digital anbieten könnten?  Und das nicht nur für Ihre, sondern für beliebige Services in der Stadt, vom Schwimmbadeintritt, über den Zoobesuch bis hin zum Stadt-Event.

Mit CityLink bietet items Stadtwerken eine weitere Art, sich als digitaler Player in der Stadt zu platzieren. Lesen Sie mehr über die Funktionalität im Artikel auf energate.

Von der IoT-Wertschöpfungskette zum Geschäftsmodell

IoT: Eine Wertschöpfungskette für Praktiker

Buzzwords wie Smart City oder das Internet of Things geistern schon lange durch den Raum. Viele Stadtwerke testen bereits ihre ersten Prototypen mit LoRaWAN und planen bei einzelnen Use-Cases einen größeren Rollout wie z. B. bei der Überwachung von Ortsnetztransformatoren.

Ein flächendeckender Einsatz eines IoT-Netzes für eine Vielzahl von Use-Cases bedeutet jedoch die Etablierung von standardisierten Prozessen, um einen ordnungsgemäßen Betrieb des IoT-Netzes, wie auch der Use-Cases sicherzustellen.

In diesem Zusammenhang soll der Beitrag einen groben Überblick über die einzelnen Themen des Geschäftsfeldes IoT geben. Die Darstellung der Übernahme einzelner Aufgaben durch bestimmte Rollen ist exemplarisch zu betrachten und kann in der Praxis je nach Mindset des Stadtwerks abweichen.

Überblick Geschäftsfeld IoT items
Geschäftsfeld IoT

Einzelthemen im Bereich IoT – Was ist zu tun?

Hardware als Fundament des IoT

Das wichtigste in einem Funknetz ist die notwendige Sensorik und Aktorik. Hierfür sind in der Regel spezielle Hardwarekomponenten teils hochspezialisierter Hersteller erforderlich. Gerade bei einem flächendeckenden Rollout ist es erforderlich, industrietaugliche Hardware mit entsprechender Zertifizierung zu verwenden. Der Einsatz selbstgebauter und teilweise mangelhaft zusammengesetzter Hardware ist nicht zu empfehlen, da sich diese mit hoher Wahrscheinlichkeit als zu fehleranfällig erweisen kann. Gerade Zertifizierungen und Hardwaretests etc. sind sehr zeit- und kostenintensiv, so dass diese nicht durch Stadtwerke übernommen werden sollten. Lediglich für einzelne Spezialfälle kann ggf. eine Ausnahme gemacht werden.

Softwareanbindung

Neben einer funktionierenden Hardware ist ebenso die Software für die Verwaltung der Sensorik sowie des jeweiligen Anwendungsfalls zu berücksichtigen. Diese muss ggf. an das jeweilige IT-System des Stadtwerks angepasst werden. Gerade das Thema Schnittstellen ist hierbei von hoher Bedeutung, da die Software des Herstellers evtl. auch Daten aus dem eigenen Datenhub benötigt. Hierfür wird in der Regel auf den Dienstleister der verwendeten IoT-Plattform zurückgegriffen.

Technische Beratung & Implementierung

In der Praxis erweist es sich oft als schwierig, die geeignete Hardware zu identifizieren. Gerade im Kontext von LoRaWAN existiert eine Vielzahl fehleranfälliger und nicht funktionsfähiger Hardware. Hier kann auf die Expertise von Dienstleistern und Hardwareherstellern zurückgegriffen werden, die bereits erste Erfahrungen in der Praxis gemacht haben. Gleiches gilt für IoT-Softwarelösungen, die einen hohen Unterschied im Reifegrad aufweisen können.

Die technische Implementierung übernimmt dabei in der Regel der beauftragte Dienstleister.

Strategie- und Produktentwicklung

Bei den Themen Smart City und Internet of Things handelt es sich im Grunde um ein Querschnittsthema, das nicht in Form einzelner Projekte gesehen werden sollte, sondern ganzheitlich zu betrachten ist. Die Entwicklung des eigentlichen Produktes ist dann sehr individuell zu betrachten; der Leistungsanteil zwischen dem Stadtwerk, Dienstleister und Hardwarehersteller kann dabei sehr stark schwanken.

Sensorinstallation & Vertrieb

Die Installation der Sensoren vor Ort findet grundsätzlich durch das Stadtwerk statt, das bereits heute über das notwendige Wissen durch den Betrieb von Infrastruktur verfügt. Ggf. kann dies der Kunde des Stadtwerks auch selbst tun, wenn es sich um ein B2B- oder B2C-Geschäftsmodell handelt. In der Praxis wird meistens mit internen Use-Cases begonnen, um erste Erfahrungen mit IoT-Anwendungsfällen zu sammeln.

Vom Projekt in den Betrieb

Field-Service – die Basis für IoT

Wie bereits erwähnt, besteht ein IoT-Netz aus einer Vielzahl miteinander vernetzter Sensoren. Diese müssen auf der einen Seite implementiert und auf der anderen Seite ggf. in regelmäßigen Abständen überprüft werden. Spätestens bei batteriebetriebener Sensorik muss am Ende des Lebenszyklus ein Wechsel der Batterie erfolgen. Darüber hinaus werden für den jeweiligen Anwendungsfall unterschiedliches Wissen und Fähigkeiten benötigt.

So benötigt ein einfacher Temperatursensor innerhalb eines Gebäudes keine Installation durch eine zertifizierte Fachkraft, während die Montage eines Wasserzählers in Schächten eine qualifizierte Ausbildung erfordert. Gerade das breite Spektrum an Anwendungsfeldern erfordert ein hohes Maß an Kompetenzen, die in der Regel innerhalb eines Energieversorgungsunternehmens vorzufinden sind.

Nicht nur die Installation und Wartung von Sensoren wird im Field-Service mitberücksichtigt, sondern auch die der notwendigen Gateways, wenn es sich beispielsweise um ein LoRaWAN-Netz handelt, das durch das Energieversorgungsunternehmen selbst betrieben wird.

Netzbetrieb LoRaWAN

Betreibt ein Energieversorgungsunternehmen selbst ein IoT-Netz, wie zum Beispiel ein LoRaWAN-Netz, dann ist die Übernahme der Tätigkeit des Netzbetriebs notwendig, wie es auch heute schon bei Energieversorgungsnetzen der Fall ist. Bei einem LoRaWAN-Netz ist zum Beispiel darauf zu achten, dass nicht alle Sensoren mit dem Spreading-Faktor 12 senden, da ansonsten die Datenübertragung gestört werden kann.

Darüber hinaus kann es im operativen Betrieb auch zu einer Störung der Gateways kommen. Diese können sich beispielsweise aufhängen und müssen neugestartet werden. Dies kann u. a. per Remote-Zugriff oder Unterbrechung der Stromverbindung erfolgen. Das genaue Vorgehen ist jedoch abhängig von der jeweiligen Technologie.

IT-Betrieb

Neben dem Betrieb des Netzes ist auch der Betrieb der IT-Infrastruktur erforderlich. Dies umfasst zum einen den Betrieb der erforderlichen Server und zum anderen das Einspielen neuer Releases.

Anwendungsbetrieb und Betreuung

Die IoT-Lösungen bestehen in der Regel aus einer Kombination von Hard- und Softwarelösungen. Gerade IT-Systeme benötigen diesbezüglich eine Anwendungsbetreuung, um auf Fehler im System, Anwendungsfragen wie auch Fragen nach potentiellen Features reagieren zu können.

Nach ITIL wird dabei zwischen dem First-, Second- und Third-Level-Support differenziert. Der Third-Level-Support wird in der Regel vom Hersteller der Sensorik bzw. der Entwicklungsfirma der Softwarelösung durchgeführt. First- und Second-Level-Support können durch einen IT-Dienstleister übernommen werden. In der Praxis gibt es dazu oft vereinbarte Rahmenverträge über eine bestimmte Laufzeit.

Fachbereich Stadtwerk

Bei IoT-Anwendungsfällen ist zu differenzieren, welche Art von Use-Cases umgesetzt und betrieben werden. Bei internen Prozessen, wie zum Beispiel der Überwachung von Ortsnetztrafostationen mittels LoRaWAN-fähiger Sensorik, ist der jeweilige Fachbereich für den ordnungsgemäßen Betrieb der Sensorik sowie den Einsatz der Softwarelösung verantwortlich.

Kundenservice B2B und B2C

Neben internen Use-Cases gibt es ebenfalls Produkte für den B2B- und B2C-Bereich. Hierfür ist ein Kundensupport seitens des Energieversorgungsunternehmens notwendig. Sensorik muss ggf. bestellt und dem Kunden zur Verfügung gestellt werden. Eine klassische Delivery-Kette bis zum Endkunden ist aufzubauen. Daneben ist ein Kundensupport zu etablieren, der Störungen und Fehler aufnimmt sowie dem Kunden beratend zur Seite steht.

Fazit

Alles in allem ist festzuhalten, dass das Geschäftsfeld IoT aus einer Vielzahl von Einzelthemen und Betriebsprozessen besteht. Die konkrete Ausgestaltung der Details der Prozesse ist abhängig von den jeweiligen Use-Cases, wobei ein Field-Service, der Netzbetrieb, der IT-Betrieb sowie eine Anwendungsbetreuung immer notwendig sind. Generell ist in der Praxis immer der Beginn mit internen Anwendungsfällen zu empfehlen.

 

Marcel Linnemann

Innovationsmanager / Energiewirtschaft items GmbH

LoRaWAN: Haben Sie ihr Verteilnetz im Griff?

Die Energiewende – eine Aufgabe für das Verteilnetz

Spätestens durch Fridays for Future und die letzte Europawahl, verbunden mit dem Aufschwung der Grünen, ist das Thema Klimapolitik und Energiewende wieder in den Fokus der Öffentlichkeit gerückt. Bis 2050 sollen 80% der Energieerzeugung aus Erneuerbaren Energien kommen und andere Sektoren wie u. a. die Mobilität auf Erneuerbare Energien umgestellt haben.

Dies bedeutet vor allem für Netzbetreiber eine enorme Kraftanstrengung. Wurde Strom früher grundsätzlich in großen konventionellen Kraftwerken produziert und top-down zum Kunden transportiert, findet die Energiewende vor allem im Verteilnetz statt. Bereits heute werden 95% aller Neuanlagen im Verteil- und Mittelspannungsnetz installiert. Durch die zunehmende Anzahl an volatilen Erzeugungsanlagen steigt die Komplexität der Netzsteuerung.

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Das Verteilnetz – eine Blackbox

Historisch gesehen unterliegen die Verteilnetze jedoch dem Problem, dass es an der notwendigen Transparenz mangelt. Im Gegensatz zum Höchst- oder Hochspannungsnetz verfügt das Verteilnetz nicht über eine Sensorik, die Auskunft über den Ist-Zustand des Netzes gibt. So ist es in der Regel nicht bekannt, wie stark Betriebsmittel im Verteilnetz belastet werden. Für eine aktive Netzsteuerung benötigt man jedoch eine Datenbasis sowie notwendige Aktoren, die auf Basis der Informationen Netzsteuerungsmaßnahmen durchführen können.

Als erster Schritt werden in der Branche derzeit intelligente Messsysteme diskutiert, durch die Vernetzung von Erzeugungsanlagen Informationen über Anlagen über 7 kW Leistung und Verbraucher mit einem Verbrauch größer 6.000 kWh liefern sollen. Da jedoch die Messwerte mit einem zu großen Zeitverzug und ggf. in einer zu geringen Auflösung bereitgestellt werden sowie nur ein geringer Teil mit intelligenten Messsystemen ausgestattet wird, ist vor allem eine Überwachung von Betriebsmitteln wie zum Beispiel Transformatoren und Leitungen notwendig.

Das Herzstück des Netzes – die Transformatoren

Gerade Assets im Netz, die für eine top-down-Betriebsweise mit einer langen Lebensdauer ausgelegt sind, sind für die Anforderungen der Energiewende nicht ausgelegt. So sind Transformatoren im Verteilnetzen nicht in der Lage, Strom zurück auf höhere Netzebenen zu transformieren. Erste Lösungen stellen regelbare Ortsnetztransformatoren dar, die besser mit stärken Netzschwankungen umgehen können. Diese haben jedoch wie die herkömmlichen Transformatoren dasselbe Problem, der Netzbetreiber erhält keine Information über den Zustand und die Auslastung seines Betriebsmittels. Lediglich der Stufenschalter bei regelbaren Ortsnetztransformatoren regelt sich wie bei Transformatoren im Höchstspannungsnetz automatisiert.

Mittels LoRaWAN-fähiger Sensorik ist es bereits heute möglich, Transformatoren zu überwachen. Durch die Messung der Spannung, Stromstärke sowie der Phasenverschiebung können kostengünstig die Schein-, Wirk- und Blindleistung je Transformator berechnet werden. Durch die Messung kann außerdem die Auslastung des Transformators bestimmt werden, welche die Lebensdauer beeinflusst. Aus diesem Grund werden in der Praxis Transformatoren in Teillast von max. 70% betrieben, da mit zunehmender Last die Betriebstemperatur steigt und die Isolierung schneller zerstört wird. Durch einen zusätzlichen Temperatursensor könnte darüber hinaus auch ein thermisches Alterungsprofil je Transformator unter Berücksichtigung des Transformatorentyps berechnet werden. Die Daten können dann in den jeweiligen Fachsysteme oder über die 104-Schnittstelle in der Netzleitwarte visualisiert werden.

Gerade unter Berücksichtigung der Anforderungen der Energiewende können so erste Schritte eingeleitet werden, um Betriebsmittel fit für die Erneuerbaren Energien zu machen.

Trafostationen

Private Ladeinfrastruktur netzdienlich steuern

Im Verteilnetz geht es jedoch nicht nur um erneuerbare Energieerzeugungsanlagen oder Transformatoren. Vor allem das Thema private Ladeinfrastruktur im Verteilnetz ist durch die perspektivische Zunahme der Elektromobilität von wesentlicher Bedeutung, da der Gleichzeitigkeitsgrad im Verteilnetz dadurch in bestimmten Zeitfenstern stark ansteigt. Bislang wurde in der Gesetzgebung lediglich die öffentliche Ladeinfrastruktur geregelt, die demnächst mit einem intelligenten Messsystem auszustatten ist.

Für private Ladeinfrastruktur gibt es jedoch bislang nur eine unzureichende Regelung. Zwar kann vom §14a EnWG Gebrauch gemacht werden, dies geschieht in der Praxis bislang jedoch nur selten. Es besteht für den Netzbetreiber allerdings die Möglichkeit, eine Steuerungsmöglichkeit über die technischen Anschlussbedingungen festzulegen.

Zur Steuerung dieser benötigt der Netzbetreiber jedoch geeignete Infrastruktur, die das Einspielen von Ladeprofilen nach dem OCPP-Protokoll erlaubt. Hierfür laufen bereits die ersten Piloten mittels LoRaWAN. Ziel ist die Entwicklung einer intelligenten Steuerung, welche die Ladeleistung je Auslastung des Netzes reguliert. Gerade bei Stichleitungen ist dies notwendig, wenn eine höhere Ladeleistung installiert ist, als technisch zur Verfügung steht.

Erster Schritt Informationstransparenz

Oft wird gerade im Zusammenhang mit Netzsteuerung vom intelligenten Netz oder Smart Grid gesprochen. Mit dem Ansatz des Monitorings von Betriebsmitteln, wie Trafostationen oder Ladekurven von privater Infrastruktur, kann bereits ein Mehrwert generiert werden. Instandhaltungsprozesse können durch die Ermittlung des thermischen Alters optimiert, Netzplanungsprozesse durch das Monitoring effizient angepasst werden. Bis zur vollständigen Umsetzung des Smart Grid ist es sicherlich ein langer Weg, allerdings können bereits heute die ersten Fundamente für das Netz von Morgen gelegt werden.

 

Marcel Linnemann

Innovationsmanager / Energiewirtschaft items GmbH