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Enerige & Management > IT - "Wir wollen das Netz monitoringfähig machen"
Bild: itestroorig / Fotolia
IT:
"Wir wollen das Netz monitoringfähig machen"
Die Fernwärme spielt für die Energiewende eine wichtige Rolle. Ihr volles Potenzial wird sie aber erst dann ausschöpfen können, wenn mehr Transparenz in die Netze kommt. Ein Gespräch mit Marcel Linnemann vom IT-Dienstleister Items.
 
E&M: Herr Linnemann, warum hat die Digitalisierung der Fernwärmenetze offensichtlich keinen so hohen Stellenwert in der Energiewendediskussion wie die Digitalisierung der Stromnetze?

Linnemann: Das hat sicherlich etwas mit der fehlenden Datengrundlage zu tun. Die Betreiber haben meist relativ wenige Informationspunkte im Netz. An den Erzeugungsanlagen können sie die Energieeinspeisung und die Vorlauftemperatur ermitteln. Dann kennen sie noch die Rücklauftemperatur und die Situation an vier oder fünf Messpunkten, an denen die Versorgung vermutlich am schlechtesten ist − also an den sogenannten Fernwärmeschlechtpunkten. Mehr Daten haben sie in der Regel nicht.
 
Marcel Linnemann: „Nachhaltigkeit bedeutet auch eine effiziente Fahrweise der Kraftwerke und Netze“
Bild: Items

E&M: Die Stromverteilnetzbetreiber haben aber meist auch keine Informationen über die aktuelle Situation im Netz. Sie legen es auf eine Maximallast mit großzügigem Puffer aus und fahren es dann als Blackbox.

Linnemann: Das mag einmal so gewesen sein, ändert sich aber zunehmend. Ein Stromnetzbetreiber muss sein Netz stabil auf 50 Hertz halten und die erneuerbaren Energien integrieren. Dafür muss mehr und mehr Intelligenz ins Netz gebracht werden − entsprechend auch mehr Sensorik. Außerdem unterliegt ein Stromnetzbetreiber der Regulierung der Bundesnetzagentur und muss sich vor diesem Hintergrund einem Effizienzvergleich mit ähnlichen Unternehmen aus dem Sektor stellen. Einen vergleichbaren Kostendruck von regulatorischer Seite gibt es bei der Fernwärme nicht. Wenn eine Gemeindeordnung einen Anschlusszwang an das Fernwärmenetz vorsieht, dann wird es so gemacht, und der Betreiber kann die Kosten auf die Kunden umlegen.

E&M: Könnte die Energieeffizienz-Richtlinie der EU dazu beitragen, die Digitalisierung der Fernwärmenetze schneller voranzutreiben?

Linnemann: Das ist sicherlich ein Anlass, mehr über die Digitalisierung nachzudenken. Der Kunde muss dann einen fernauslesbaren Zähler und eine monatliche Verbrauchsinformation bekommen − nicht nur eine jährliche. Das ist meiner Meinung aber noch kein Grund für eine umfassende Optimierung des Netzes. Stattdessen könnte politischer und öffentlicher Druck zu mehr Nachhaltigkeit, wenn sich die Unternehmen nicht ohnehin selbst dazu verpflichten, und zu einer schnelleren und weitreichenderen Digitalisierung der Fernwärmenetze führen.

E&M: Inwiefern?

Linnemann: Nachhaltigkeit bedeutet ja nicht nur eine regenerative Art der Energieerzeugung, sondern auch eine effiziente Fahrweise der Kraftwerke und Netze. Viele Wärmenetzbetreiber, mit denen wir in den vergangenen Monaten gesprochen haben, fahren ihre Kraftwerke mit einer hohen Leistung, weil sie auf jeden Fall verhindern wollen, dass sich bei ihren Kunden Legionellen ausbreiten. Welche Wärmeleistung tatsächlich dort ankommt, wissen sie jedoch nicht genau. Wahrscheinlich wären zehn Prozent weniger immer noch genug. Hätte man mehr Daten zur Verfügung, könnte man die Erzeugungsanlagen besser steuern und Emissionen sparen, solange noch konventionelle Energieträger verwendet werden.
 
„Fernwärmeschlechtpunkte können im Netz wandern“
 
E&M: Wie bekommen Sie mehr Daten über das Netz und aus dem Netz?

Linnemann: Wir wollen mit unseren Kunden die Hausanschlüsse beziehungsweise Wärmemengenzähler der Endverbraucher digitalisieren und so viele kritische Punkte wie möglich im Netz identifizieren − nicht nur fünf oder zehn, sondern 15 oder 20 − und dort Daten sammeln. Fernwärmeschlechtpunkte können im Netz wandern. Auch das müssen wir berücksichtigen. Kurz gesagt: Wir wollen das Netz monitoringfähig machen und mit den dann verfügbaren Daten an die Prognoseoptimierung gehen, um am Ende die Wärmeleistung und Erzeugungsverteilung optimieren zu können.

E&M: Das klingt im Zeitalter künstlicher Intelligenz nicht allzu komplex.

Linnemann: Die Zähler und die Sensorik gibt es am Markt. Sie ins Feld zu bringen ist eigentlich nur eine Frage der Montagekapazitäten. Die Daten dann so in die Systeme zu bringen, dass sie die Fachanwender direkt nutzen können, ist dagegen wesentlich komplexer, als es auf den ersten Blick aussieht. Das ist aber unverzichtbar, denn ein Sachbearbeiter, der die Abrechnungen für einen Kunden erstellt, wird nicht auf einer IoT-Plattform arbeiten wollen und können. Er muss die Daten im Abrechnungssystem zur Verfügung haben.

E&M: Woran scheitert das?

Linnemann: Auf der einen Seite gibt es die IoT-Systeme (Internet of Things; d. Red.) mit Sensoren und der Datenübertragung etwa über ein Lorawan-Netz. Auf der anderen Seite haben Sie ERP- und Abrechnungssysteme (Enterprise Resource Planning; d. Red.). Heutige IoT-Systeme haben keine entsprechende Schnittstelle. Sie folgen beim Umgang mit Daten einer ganz anderen Philosophie und Strategie als die ERP-Systeme, die mit Webservices oder Datei-Uploads im CSV- oder Excel-Format arbeiten.
 
„Bei Minutenwerten kann man in der Fernwärme durchaus von Echtzeit sprechen“
 
E&M: Was ist bei IoT-Systemen anders?

Linnemann: Die angeschlossenen Geräte liefern hochfrequente Zustands- und Vorgangsdaten und tauschen diese über sogenannte Publish-/Subscriber-basierte Schnittstellen aus. Unter Umständen werden sie nicht einmal in einer Datenbank gespeichert, sondern unmittelbar über Regelsysteme in Steuersignale umgewandelt. Hier setzen wir an und machen mit einer IoT-ERP-Bridge die Daten für die Anwendersysteme verfügbar. Meines Wissens hat bisher kein anderer IT-Dienstleister einen solchen Softwarebaustein am Markt.

E&M: Ist Ihr Softwarebaustein interoperabel?

Linnemann: Ja, wir können die ERP-Systeme aller Hersteller anbinden.

E&M: Wie funktioniert die Brücke?

Linnemann: Die IoT-ERP-Bridge fungiert als Webservice-Provider, der vom ERP angesprochen werden kann. Er arbeitet nach dem Pull-Prinzip und stellt quasi auf Anfrage Zähler- und Messdaten bereit, wenn etwa eine Abrechnung erfolgen soll. Die Brücke verfügt auch über eine Datenbank, in der Messdaten aus dem IoT zwischengespeichert werden können. Dort liegen dann Werte in einer deutlich granulareren Form vor, als man sie für die Abrechnung braucht. Diese kann man dann − anonymisiert natürlich − für die Optimierung des Fernwärmenetzes nutzen.
E&M: Wie granular sind die Daten?

Linnemann: Das ist in erster Linie eine Frage der Datenübertragung. Wenn man Mobilfunk nutzt, kann man mit sekundengenauen Daten arbeiten. Wenn man ein Lorawan-Netz einsetzt, sind Minutenwerte möglich. Die reichen auf jeden Fall, um die Vor- und Rücklauftemperaturen an verschiedenen Stellen in einem Fernwärmenetz zu überwachen. Denn Wasser und Dampf haben ja eine gewisse Trägheit. Deshalb kann man bei Minutenwerten in der Fernwärme durchaus von Echtzeit sprechen. Wenn man nur alle paar Minuten einen Wert hat, fliegt einem nicht gleich das ganze Netz um die Ohren, während beim Stromnetz Echtzeit auch wirklich Echtzeit bedeutet. Hier müssen ja jederzeit Einspeisung und Last im Gleichgewicht sein. E&M
 
 Zur PersonMarcel Linnemann arbeitet in der Geschäftsfeldentwicklung IoT im Bereich Innovation/Transformation bei der Items GmbH und ist verantwortlich für die operative Umsetzung der Lorawan-Projekte. Er ist Wirtschaftsingenieur Energiewirtschaft und Mitautor der Bücher „Einsatzpotentiale von LoRaWAN in der Energiewirtschaft“ und „Elektromobilität und die Rolle der Energiewirtschaft“.  Prognosewerkzeug in ArbeitGemeinsam mit den Stadtwerken Iserlohn entwickelt Items unter der Bezeichnung „Grid Insight: Heat“ ein System zur Prognoseoptimierung. Auf Basis historischer Daten und von Livewerten aus dem Fernwärmenetz sollen die Wärmemengenprognose und die Erzeugungsverteilung im Iserlohner Fernwärmenetz optimiert werden. Perspektivisch ist darüber hinaus ein Echtzeitmonitoring geplant.

Insgesamt verfügt das Iserlohner Netz über rund 75 Kilometer Leitungslänge mit mehr als 1.600 Hausanschlüssen. Die erzeugte Wärmemenge beträgt im Mittel 150 GWh pro Jahr. Der weitaus größte Teil davon, etwa 85 %, wird im Müllheizkraftwerk des Märkischen Kreises erzeugt. Zur Besicherung der Müllwärme und zur Abdeckung von Lastspitzen betreiben die Stadtwerke weitere Heizwerke, die sich aufgrund der Netzhydraulik in den Betriebskosten signifikant unterscheiden können. Mit der Entwicklung von Grid Insight Heat erhoffen sie sich eine Kostenoptimierung im Fernwärmebereich. Nach erfolgreicher Entwicklung soll das Prognose- und Optimierungswerkzeug weiteren Versorgern angeboten werden.

 
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Freitag, 25.09.2020, 09:17 Uhr