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Die Flut beherrschen: Stromzähler liefern künftig Unmengen von Daten. Die Zählerfernauslesung entwickelt sich damit zum eigentlichen Treiber von Unternehmensprozessen. Bild: Katsushika Hokusai/Wikimedia, Görlitz
Energieversorgung & Energiewirtschaft

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Die Datenflut und ihre Folgen

Text: Robert Rohde, Görlitz Foto: Katsushika Hokusai/Wikimedia, Görlitz
Ein Paradigmenwechsel bahnt sich an: Dank Automatisierung der Messtechnik stellen Smart Meter Daten rasend schnell und präzise bereit. Nach einem flächendeckenden Rollout verlagern sich deshalb Prozesse vom ERP-System in das Smart-Metering-System.

Ein flächendeckendes Smart Metering gibt es in Deutschland trotz aller Ankündigungen derzeit nicht, lediglich einige Pilotprojekte. Länder wie Dänemark, Großbritannien und Italien sind in der Umsetzung deutlich weiter und können schon auf erste Erfahrungen mit einem Rollout von „intelligenten“ Messsystemen zurückblicken. Erfahrungen, die zeigen, dass ein Rollout oft mehr bedeutet als nur den Austausch elektromechanischer Zähler gegen Smart Meter.

Dänische Vorreiter im Smart Metering

Der dänische Energieversorger SEAS-NVE setzt sich schon seit Jahren mit dem Thema Smart Grid auseinander. Nach einer drei Jahre dauernden Umstellungszeit blickt das Unternehmen heute auf eine Zählerinfrastruktur mit gut 400.000 online angebundenen „intelligenten“ Haushaltszählern. Gestartet wurde das größte Smart-Metering-Projekt Dänemarks, weil ohnehin 40.000 bis 50.000 Zähler zum Austausch anstanden. So wagte SEAS gleich den Schritt zur nächsten Generation und erteilte den Zuschlag zur Umsetzung einem Konsortium aus Echelon, Görlitz und dem finnischen Systemintegrator Eltel Networks.

Daten, Daten und noch mehr Daten

Mit Einbau der neuen Zähler mussten nun in diesem Maß noch nie zu bewältigende Datenmengen abgefragt, qualifiziert und bereitgestellt werden, und die Mengen werden in den kommenden Jahren eher noch steigen. Derzeit wächst die SEAS-Datenbank um täglich 45 GB aus Lastprofildaten und 167 MB aus Registerdaten. Anders ausgedrückt werden täglich 1.955.000 Lastgangdaten abgelesen und 376.924.000 Messwerte gespeichert. Um die an nur einem einzigen Tag gesammelten Lastgangdaten mittels mobiler Datenerfassung auszulesen würde ein Mensch rund 130 Jahre benötigen. Hätte eine Eisenbahnstrecke so viele Schwellen wie ein Tag Messwerte, so wäre sie 125.600 km lang. Zahlen, die die enormen Datenmengen bildlich vor Augen führen. Entscheidend ist: Das System muss jederzeit in der Lage sein, jeden einzelnen Wert aufzufinden und zur Verfügung zu stellen.

Doch wie sich zeigt, reicht das nicht. Eine simple Synchronisation verschiedener Systeme auf Stammdatenebene scheint jetzt nicht mehr der richtige Weg zu sein. Die in der Startphase des Projekts geschaffenen Standardschnittstellen von Zählerfernauslesung zu Abrechnungs-, Gerätemanagement- und EDM-System (Energiedatenmanagement) sind nicht effizient genug. Die durch die flächendeckende Anbindung von Smart Metern an eine hoch performante Zählerfernauslesung geschaffenen Möglichkeiten bleiben ungenutzt.

Neue Sichtweise, effizientere Prozesse

Tritt man - bildlich gesprochen - einen Schritt zurück und betrachtet das Szenario aus der Ferne, wird deutlich, dass eine vollständige Automation der Messtechnik auch eine vollständige Automation der ERP-Prozesse (Enterprise-Resource-Planning) im Energieunternehmen nach sich ziehen muss. Wird beispielsweise ein Smart Meter bei einem Kunden installiert, ausgebaut oder verändert, ist das Metering-System das erste System, dem diese Informationen in Echtzeit vorliegen. Somit ist es wie geschaffen, Änderungen verlässlich zu bestätigen oder einen Prozess auszulösen. Ein vor- oder nachgeschaltetes ERP-System kann bestenfalls - bei guter Synchronisation - den gleichen Kenntnisstand haben, niemals aber einen besseren. Denn ein vollständig ausgerolltes, automatisiertes Smart-Metering-System verfügt praktisch in Echtzeit und ohne manuelle Prozessschritte über alle relevanten Informationen.

Meter Data Managment als zentrale Instanz

Vor diesem Hintergrund wird klar, warum es sinnvoll ist, Prozesse von anderen Systemen weg und hin zu einem Smart-Metering- oder ein MDM-System (Meter Data Management) zu verlagern. Viele der heute üblichen kaufmännischen Verwaltungsfunktionen können oder müssen zum Teil sogar durch die Automatisierung der Infrastruktur entfallen. Umwege, wie die über eine manuelle Datenerfassung, werden bei der Prozessierung des im Rahmen eines Smart-Meter-Rollouts anfallenden Datenvolumens schlichtweg nicht mehr möglich sein.

Auch die Marktkommunikation wird profitieren. Heute werden Prozesse aus GPKE (Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Elektrizität), Geli (Geschäftsprozesse des Lieferantenwechsels), WiM (Wechselprozesse im Messwesen) oder Mabis (Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom) meist mit abgesetzten EDM-Systemen oder aus dem ERP-System des Energieversorgungsunternehmens heraus durchgeführt. Lösungen, die bei der Betrachtung des gesamten Systemumfelds durch eine Vielzahl von zu bedienenden Schnittstellen und eine dadurch bedingte geringe Systemperformance gekennzeichnet sind. Eine Integration in ein MDM-System vereinfacht Schnittstellen zu Smart Market und Marktkommunikation dramatisch und auch das Workforce Management kann durch eine direkte Anbindung an die Zählerfernauslesung gewinnen: Lagerhaltung, Einbau- und Wechselprozesse dokumentieren sich selbstständig.

Prozesse verlagern sich ins Smart Metering

Aus all diesen Beispielen wird deutlich: Die Schlüsselstelle für die Stammdatenpflege messtechnischer Daten, Gerätemanagement und Marktrollenumgebung ist beim Smart-Metering-System am besten aufgehoben, denn es kennt die aktuellen Daten stets als erstes und zwar schneller, vollständiger und präziser als nachgelagerte, über manuelle Datenerfassung bediente Systeme. Dies bestätigt sich bislang in allen Projekten, in denen ein nennenswerter Anteil automatisierter Messtechnik eingebaut und betrieben wird.

Was bedeutet das für die weitere Entwicklung der beteiligten Systeme? Prozesse, die heute in anderen Systemen abgebildet sind und manuelle - und damit potenziell fehlerbehaftete - Teilschritte enthalten, verlagern sich durch die Automatisierung ins Smart-Metering-System. Diese in internationalen Projekten gesammelte Erfahrung fließt bei Görlitz unmittelbar in die Produktentwicklung ein. Das SMDM-System (Smart Meter Data Management) IDSpecto wird schon heute dahingehend entwickelt, alle nötigen Stammdaten verantwortlich zu verwalten und eine Synchronisation mit den vorgelagerten und nachgeschalteten energiewirtschaftlichen Systemen zu organisieren. Weitere Module, die von der hochwertigen Datenbasis profitieren können und bei Rollouts notwendig sind, wie etwa das Workforce-Management, werden folgen.

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