Was steckt hinter dem intelligenten Stromzähler?

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Auswertung: Die Software StromRadar wertet die Daten des intelligenten EnBW-Stromzählers aus. Im Sekundentakt erhält der Anwender so grafisch aufbereitete Verbrauchsdaten.
(Bild: EnBW)

Betrachten wir ein Element, das jeder “Smart Meter” verwendet: das Kommunikationsmodul. Theoretisch sollte ein Kommunikationsmodul sehr transparent sein – einfach ein Instrument, das lokale Messdaten über Remote-Zugriff abrufbar macht. Die meisten Hersteller und Energieunternehmen betrachten das Kommunikationsmodul auch genauso. In vielen Fällen funktioniert es aber als Einheit, die Zählerablesungen sowie Kalkulationen vornimmt und Informationen überschreibt, die so modifiziert an den Energieversorger gesendet werden. Auf den ersten Blick ist das nur ein feiner Unterschied, aber er kann schwerwiegende Probleme verursachen.

Ein Beispiel: Ich war kürzlich in den Testprozess eines AMI-Systems für ein EVU involviert. Dabei wurden Zähler analysiert, deren Genauigkeit auf 0,5 Prozent eingestuft worden war. Als wir die Messgeräte mit den Instrumenten des Herstellers untersuchten, konnten wir keine Probleme ausmachen. Mit einem anderen Instrument stellten wir allerdings eine Fehlerrate von ein bis zwei Prozent fest. Am Ende fanden wir heraus, dass die Ursache bei dem Kommunikationsmodul lag.

Gemäß der Beschreibung kommunizierte dieses Modul die Messwerte lediglich und führte selbst keine Messungen durch. Aber kurz vor der Übermittlung der Daten konvertierte das Modul die Energiemesswerte von Wattstunden in Kilowattstunden. Da dies eine einfache Umrechnung ist, hatte niemand es für nötig gehalten, das Messgerät nochmals auf seine Genauigkeit zu prüfen. Doch die Programmierung enthielt einen entscheidenden Fehler: 1024 Watt wurden in ein Kilowatt umgerechnet, so wie Computer 1024 Bytes in ein Kilobyte konvertieren.

Wie konnte so ein grundlegender Fehler passieren und nicht durch den Versorger entdeckt werden? Es stellte sich heraus, dass der Programmierer des Moduls Experte für Kommunikation, nicht aber für Messtechnik war. Das Energieversorgungsunternehmen konnte das Problem nicht entdecken, weil alle Technikkomponenten – Stromzähler, Kommunikationsmodul und Back-End-System – von einem einzigen Hersteller stammten. Alle Komponenten waren von demselben Programmierer entwickelt worden, sodass im Back-End die gleiche falsche Rechnung in der Rück-Umwandlung verwendet wurde und folglich den Fehler wieder ausglich.

Rundumtests mit komplettem System sind nötig

Dieses Beispiel zeigt: Wir können AMI-Kommunikation nicht korrekt konzipieren, ohne exakt festzulegen, womit das Back-End-System kommuniziert. Ohne eine klare Vorstellung davon zu haben, was jede Komponente im Messgerät abdeckt und welche Aufgaben sie erfüllt, können wir AMI-Lösungen nicht richtig testen. Die Konsequenz daraus ist, dass wir bei der Implementierung weiterhin falsche Entscheidungen treffen.

Die Energieversorger mögen glauben, dass sie die Messlösungen im Gesamten testen, doch in Wirklichkeit führen sie lediglich eine Art Abnahmetest durch: Sie prüfen einfach, ob das Produkt die Auftragsauflagen erfüllt. Um sinnvolle Tests durchzuführen, müssen Energieunternehmen und Hersteller alle Komponenten des Messgeräts einzeln an seinen Schnittstellen testen, z. B. die Genauigkeit des Messgeräts mit, ohne und durch das Kommunikationsmodul. Dabei müssen unabhängige Tester und Komponenten verschiedener Hersteller eingesetzt werden.

In vielen Fällen ist das noch nicht möglich. Das bedeutet letztlich, dass die Energieversorger, die die Auflagen vorgeben und die Hersteller, die die Tests durchführen, nicht den wirklichen Kriterien gerecht werden, die ein stabiles und kompatibles Produkt gewährleisten würden. Folglich werden wir weiterhin Fälle beobachten, in denen Mess-Equipment alle Auflagen erfüllt, aber trotzdem versagt, wenn es um Kompatibilität und Langlebigkeit beim Einsatz geht.

Fazit

Trotz einiger Missverständnisse in der Branche wurden die Smart-Grid-Standards mit dem Wissen um die Komplexität des Themas entwickelt. Man war sich bewusst, dass es notwendig ist, die Grenzen der Aufgabenbereiche innerhalb des Messgeräts aufzuzeigen und einzubeziehen. Eine genaue Betrachtung der Standards IEEE 1377™ oder IEEE P1703™ zeigt, dass Advanced Metering Infrastructure als umfangreiche Architektur vorgesehen ist und nicht als eine einzelne, monolithische Lösung.

Die Einleitung zum neuesten Updates des Standards IEEE 1377 will eine zukunftsweisende Orientierungshilfe bieten und konstatiert: „Die zweite Version des Standards repräsentiert einen philosophischen Aufbruch seit seiner Einführung 1997. Diese Version ist dazu bestimmt, das Advanced Metering Infrastructure-Konzept anzupassen.“

Die Zusammenfassung des entsprechenden Kommunikationsstandards IEEE P1703 bietet zusätzliche Einblicke und beschreibt die „Application Layer Messaging Services“ für die einheitliche, intelligente und sichere Übertragung von Netzwerkdaten und Nachrichtenzustellung aus verschiedenen Quellen für Zähler zur Verbrauchsmessung sowie angeschlossene Geräte im Zusammenhang einer Advanced Metering Infrastructure. Dies gibt einen weiteren Hinweis darauf, dass bei AMI im neuem Paradigma des Smart Grids nicht mehr nur der Verbrauchsmesser im Mittelpunkt steht, wie es bei dem vorhergegangenen AMR-Modell (Automated Meter Reading) der Fall war.

Wenn Energieversorger, Stromverbraucher und Technik-Hersteller in Zukunft nicht aufpassen, wird diese Perspektive verloren gehen. Messgeräte von heute entsprechen vielleicht technisch gesehen den Standards, aber in der Branche stimmt unser Verständnis des AMI-Konzepts oftmals nicht mit der Bauweise überein, die in diesen Standards beschrieben ist – und erfüllt nicht die Anforderungen von AMI-Implementierungen in der Praxis.

* Dr. Avygdor Moise ist Vorsitzender der IEEE P1377 Arbeitsgruppe und Herausgeber des IEEE P1703 Standards.

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