Mehr als Recht

Digitalisierung von Stromzählern

Mehr als Recht

Das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende regelt, wann wer welche Art von digitalen Stromzählern einsetzen muss. Bei der Digitalisierung von Stromzählern geht es aber um deutlich mehr, als nur diese gesetzlichen Anforderungen zu erfüllen.

Pegelwandler und Splitter wie die von STV Electronic können in jeden Schaltschank montiert werden. Je nach Auslegung können sie in Netzen mit bis zu 16, 32, 64 oder 128 M-Bus Geräten zum Einsatz kommen. (Bild: STV Electronic GmbH & Co. KG)
Pegelwandler und Splitter wie die von STV Electronic können in jeden Schaltschank montiert werden. Je nach Auslegung können sie in Netzen mit bis zu 16, 32, 64 oder 128 M-Bus Geräten zum Einsatz kommen. (Bild: STV Electronic GmbH & Co. KG)


Um die Energieeinsparungen zu bewerkstelligen, die für die Senkung des CO2-Ausstoßes erforderlich sind, sind neben zunehmend energieeffizienten Bauten und leistungsfähigerer Energieerzeugung vor allem auch intelligente Systeme erforderlich, die den Verbrauch ressourcenschonend steuern. Die Überlegungen, Verbrauche transparenter zu machen, haben zudem dazu geführt, dass zunehmend mehr Messstellen per Gesetz digitalisiert werden.

Nicht nur bei offiziellen Messstellen

Schaut man nun genauer, was diese neuen gesetzeskonformen Zähler leisten, dann sind sie durchaus hilfreich, den eigenen Verbrauch besser kennenzulernen. Sie können Verbrauchern, die mehr als 10.000kWh nicht nur tages-, wochen-, monats- und jahresgenau sondern auf auf 15 Minuten genau mitteilen, wie viel Strom verbraucht wurde – und das bis zu zwei Jahre im Rückblick.1 Nur alle 15 Minuten zu messen reicht jedoch nicht für jeden Anwendungsfall. Zudem wollen Betreiber sicherlich nicht den Aufpreis für solche gesetzeskonformen smarten Meter zahlen, wenn alternativ Verbrauchszähler verfügbar sind, die deutlich weniger kosten und dafür Daten in deutlich kürzeren Messintervallen liefern können. Insofern kommt hinter der offiziellen Messstelle, dem sogenannten Submeterbereich, ganz andere Technologie zur Erfassung der Verbrauchswerte zum Einsatz. Das ist auch nichts verwunderlich, denn bereits vor dem Digitalisierungsgesetz hat es den großen Markt für Submeter gegeben, die sich – geeicht oder nicht geeicht – einfach dadurch unterscheiden, dass sie eben nicht als offizielle Messstelle zum Einsatz kommen.

Zähler mit M-Bus-Schnittstelle

Den größten Marktanteil der Submeter, deren Verbrauchsdaten sich auch schon früher fernauslesen ließen, haben sich dabei Zähler erobert, die eine M-Bus-Schnittstelle haben. Sie ermöglichen es seit vielen Jahren, Zählerdaten in kurzen Zeitintervallen über eine einfache Zweidrahtleitung abzufragen. Die Installation solcher Klingeldrähte ist kostengünstig und der Anschluss verpolungssicher. Der Strom für die Elektronik im Zähler wird zudem direkt über den Bus mitgeliefert. Es gibt folglich wenige Gründe, eine solche Technik zu ändern. Dennoch sind Zähler mit einer M-Bus-Anbindung noch lange keine digitalisierten Zähler mit Ethernetanschluss und eigenem Webserver. Auch schreiben sich ihre Daten nicht mal so eben in eine Cloud. Oft versteckt sich der M-Bus noch hinter zahlreicher übergeordneter Technik; residiert in der Automatisierungspyramide also ganz weit unten in der sogenannten Feldebene. In größeren Heizungsanlagen kommt er z.B. auch ausschließlich zum internen Gebrauch zum Einsatz. Daten vom M-Bus Zähler bis zur Cloud zu bringen war deshalb bislang nicht mal so eben umsetzbar. Blickt man von den Zählern aus auf den M-Bus, ist dieser am anderen Ende der Leitung mit einem M-Bus Master zu verbinden. Dieser wurde klassisch wiederum über serielle Schnittstelle an ein Fernwirkgerät angeschlossen, welches eine spezielle Kommunikationsbaugruppe beinhalten musste, um den M-Bus Master anbinden zu können. Erst dann konnte das Fernwirkgerät über Fernwirkprotokoll auf ein Leitsystem aufschalten, um dann über eine Datenschnittstelle die Daten für die sonstige Datenverarbeitung bereitzustellen.2

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