Intelligente Energiemanagementsysteme (IEMS)

Ein Kompressor mit 55 kW Nennleistung läuft außerhalb der Produktion 60 Stunden pro Woche im Leerlauf und benötigt dabei etwa 15 kW. Das sind ungefähr 47 MWh im Jahr. Im Gesamtwert des Netzanschlusszählers bleibt dieser Verbrauch verborgen. Ein Zähler am Kompressorstromkreis macht ihn sichtbar, wenn jemand dessen Leistung mit dem Produktionsplan vergleicht. Eine befugte Person muss anschließend die Steuerung ändern. Die Daten des nächsten Monats müssen belegen, dass die nächtliche Last weggefallen ist.

Ein intelligentes Energiemanagementsystem (IEMS) besteht aus der Technik und Software, die diesen Ablauf wiederholbar machen. Dieser Leitfaden zeigt, was Sie spezifizieren sollten, damit sich jeder Schritt vor der Abnahme prüfen lässt.

Was ist ein intelligentes Energiemanagementsystem (IEMS)?

Ein IEMS verknüpft Energiemessungen mit Auswertung und einer betrieblichen Reaktion. Diese kann eine Entscheidung des Personals oder eine in Betrieb genommene automatische Steuerung sein. Unter dem Namen IEMS werden sehr unterschiedliche Produkte verkauft; manche bieten lediglich Dashboards.

Prüfen Sie, welche der folgenden vier Funktionen ein Produkt umfasst, und halten Sie sie beim Angebotsvergleich auseinander:

Ein Grenzwertalarm ist auch ohne automatische Steuerung nützlich. Ein Gebäudeautomationssystem (BMS) verwaltet häufig bereits HLK-Zeitpläne und Anlagenabläufe. Vereinbaren Sie, wie die Energieanalyse das BMS informiert und wer dessen Einstellungen ändern darf.

Entscheidung und Messgrenze

Formulieren Sie zuerst die betriebliche Frage, bevor Sie Zähler oder Software auswählen. „Energieverbrauch senken“ ist für eine Inbetriebnahme zu allgemein. „Ermitteln, warum der Kompressor außerhalb der Produktionszeiten läuft“ benennt Last, Betriebszustand und eine Person, die den Sachverhalt untersuchen kann.

Wählen Sie eine Messgrenze, die zur Entscheidung passt. Ein Netzanschlusszähler erklärt den bezogenen Strom; ein Kompressorzähler diesen Kompressor. Photovoltaik oder ein Batteriespeicher hinter dem Netzanschlusszähler ändern die Aussage des Netzanschlusszählers. Verbraucht ein Standort jährlich 150 MWh seines selbst erzeugten PV-Stroms, sinkt der Netzbezug um 150 MWh, während der Gesamtverbrauch unverändert bleibt. Messen Sie Erzeugung, Speicher, Bezug und Einspeisung getrennt, damit die Bilanz aufgeht.

Für technische Anlagen erklärt der Leitfaden zu Messgrenzen, warum Energieeinsatz und Nutzleistung dasselbe System beschreiben müssen. Der Leitfaden zur Druckluftüberwachung wendet das auf elektrische Leistung, Luftlieferung und Betriebsbedingungen an.

Spezifizieren Sie die Genauigkeit der gesamten installierten Messkette, nicht nur des Zählers. Ein Zähler mit Stromwandlern wird normalerweise ohne diese Wandler nach IEC 62053-21 oder IEC 62053-22 typgeprüft. Stromwandler bringen einen eigenen Fehler ein, der bei geringer Last größer wird. IEC 61869-2, Tabelle 201, erlaubt bei einem Stromwandler der Klasse 1 Übersetzungsfehler von ±1 % bei Nennstrom, ±1,5 % bei 20 % und ±3 % bei 5 %. Für Klasse 0,5 sind an denselben Punkten ±0,5 %, ±0,75 % und ±1,5 % zulässig.

Nehmen wir einen 400-A-Stromwandler der Klasse 1 an einem Kompressorstromkreis mit 30 A im Leerlauf. Der Wandler arbeitet bei 7,5 % seines Nennstroms; der zulässige Fehler liegt dort zwischen 1,5 % und 3 %. Das Projekt erwartet auf diesem Stromkreis 3 % Einsparung. Der Messfehler ist damit so groß wie die behauptete Einsparung. Wählen Sie den Wandler nach dem Betriebsstrom, nicht nach dem Leitungsschutzschalter. Der Leitfaden zur Stromwandlerwahl behandelt Übersetzung, Öffnung und Phasenzuordnung.

Architektur für Standort und Portfolio

Ein IEMS kann vorhandene Zähler, neue Sensoren, ein lokales Gateway, Standortsoftware und eine entfernte Plattform verbinden. Das Angebot muss angeben, wo Datenerfassung, Historie, Analyse, Regeln und Benutzerzugriff laufen und welche Netzverbindung jede Funktion benötigt.

Eine Cloud-Plattform ist optional. Ein Standort kann Messwerte erfassen, historische Daten speichern, Dashboards anzeigen und konfigurierte Regeln lokal ausführen. Eine entfernte Plattform ergänzt Standortvergleiche oder spezialisierte Arbeitsabläufe. Legen Sie fest, welche Funktionen bei Internetausfall erhalten bleiben müssen, und testen Sie dies am angebotenen System.

Für ein vorhandenes BMS oder Zählernetz brauchen Sie die tatsächliche Datenpunktliste und Registerbelegung für das genaue Zählermodell samt Firmware. „Unterstützt Modbus“ sagt nichts darüber aus, welche Register vorhanden sind. Häufige Integrationsfehler lassen sich vorhersagen:

• Ein 32-Bit-Wert aus zwei Modbus-Registern wird mit falscher Wortreihenfolge gelesen. Das Ergebnis ist entweder offensichtlich unsinnig oder plausibel, aber falsch.
• Ein Skalierungsregister oder die konfigurierte Stromwandlerübersetzung wird übersehen. Werte weichen dann um Faktor 10, 100 oder die Wandlerübersetzung ab.
• Ein BACnet-Datenpunkt wird per Change of Value (COV) aufgezeichnet. Werte kommen unregelmäßig und nur bei Überschreiten der COV-Schrittweite an.
• Ein Impulsausgang wird mit falscher Impulswertigkeit in Betrieb genommen, etwa 1 statt 10 kWh je Impuls.

Der Leitfaden zur Modbus-RS-485-Inbetriebnahme, der M-Bus-Leitfaden und der Leitfaden für Impulszähler beschreiben die Prüfungen für jede Schnittstelle. Bei neuen Funkmessungen muss der Standort an den Messorten und für das erforderliche Meldeintervall vermessen werden.

Bitten Sie jeden Anbieter, Folgendes zu dokumentieren und für jeden Punkt einen Test vorzuführen:

Der Status „verbunden“ beweist nur eine bestehende Verbindung. Verlangen Sie getrennte Nachweise dafür, dass der Standort den Wert erfasst, gesendet und die empfangende Plattform ihn mit richtigem Wert, richtiger Einheit und richtigem Zeitstempel gespeichert hat. Edge mit Ihrer Plattform verbinden erklärt, wie Edge Daten versendet und für welche Plattformen EpiSensor einen Datenfluss pflegt.

Datenqualität

Ein Dashboard muss eine gültige Null von einem fehlenden, veralteten und geschätzten Wert unterscheiden. Legen Sie für jede Datenpunktklasse Meldeintervall und Veraltungsgrenze fest. Kennzeichnen Sie Schätzungen dauerhaft und behalten Sie ursprüngliche Beobachtungen auch nach Korrektur oder Aggregation bei.

Vollständigkeit ist die Zahl gültiger Beobachtungen geteilt durch die erwartete Zahl, bezogen auf einen festgelegten Datenpunkt und Zeitraum. Bei einem 15-Minuten-Datenpunkt gibt es an einem normalen Tag 96 erwartete Intervalle. Sind 91 gültig, beträgt die Vollständigkeit 94,8 %. Am Tag der Zeitumstellung nach vorn gibt es 92 Intervalle, beim Zurückstellen 100. Wer stets 96 voraussetzt, meldet zweimal jährlich einen falschen Wert und kann zudem eine Datenstunde zusammenführen oder verlieren. Berichten Sie die Vollständigkeit für jeden wichtigen Datenpunkt und für das Portfolio; sonst geht ein ausgefallener Zähler in einem guten Portfoliodurchschnitt unter.

Die folgenden Werte sind sinnvolle Ausgangspunkte:

Passen Sie diese Werte an den Anwendungsfall an und dokumentieren Sie die Begründung. Vereinbaren Sie, wie geplante Abschaltungen den Nenner der Vollständigkeit verändern.

Das Lastenheft muss außerdem folgende Fälle behandeln:

• Quellzeit gegenüber Ankunftszeit, Uhrensynchronisierung, Zeitzonen und Intervallgrenzen.
• Einheiten, Multiplikatoren, Bezugs- und Einspeiserichtung sowie kumulative Zählerstände gegenüber Intervallwerten.
• Lücken, doppelte Ankünfte, verspätetes Nachliefern, Zählerrücksetzungen und Zählertausch.
• Zählerüberlauf: Ein 16-Bit-Zähler springt bei 65.535 zurück, ein 32-Bit-Zähler bei 4.294.967.295. Subtrahiert ein System die Werte ohne Behandlung des Überlaufs, erscheint ein großes negatives Intervall; nimmt es den Absolutwert, entsteht eine hohe künstliche Spitze.
• Aggregation: Das Addieren kumulativer Zählerstände ergibt keinen Intervallverbrauch. Ein Stundenmittel der Leistung verdeckt eine 15-Minuten-Spitze.
• Umgekehrter Stromwandler: An einer Last ohne Einspeisemöglichkeit zeigt er negativen Bezug. Alarmieren Sie bei jedem negativen Wert eines reinen Bezugsdatenpunkts.

Verwenden Sie für die Inbetriebnahme einen Datensatz mit einer bekannten Lücke, einem verspäteten Wert und einer Zählerrücksetzung. Lassen Sie sich sowohl die Rohdaten als auch das resultierende Diagramm oder die Berechnung zeigen.

Referenzlast und Einsparungen

Eine Einsparung ist die Differenz zwischen gemessenem Verbrauch und dem Verbrauch, der ohne Änderung entstanden wäre. Eine niedrigere Rechnung oder ein Vorher-Nachher-Diagramm isoliert die Wirkung der Änderung nicht. Die IPMVP-Grundsätze der EVO verlangen übereinstimmende Messgrenzen für Referenz- und Berichtszeitraum, ergänzt um Anpassungen für unterschiedliche Bedingungen.

Betrachten Sie eine Anlage mit folgenden Daten:

Der erfasste Stromverbrauch sank um 40 MWh beziehungsweise 9,5 %. Die kWh je Einheit stiegen um 8,6 %. Keine dieser Zahlen allein zeigt, was die neue Steuerung bewirkt hat. Angenommen, eine Regression der Referenzdaten ergibt 150 MWh feste Jahreslast plus 0,225 kWh je Produktionseinheit. Die angepasste Referenzlast für das Berichtsjahr ist 150 MWh + 1,0 Million × 0,225 kWh = 375 MWh. Tatsächlich verbrauchte die Anlage 380 MWh, also 5 MWh mehr als erwartet. Die geringere Energiemenge folgt aus der gesunkenen Produktion; das einfache Verhältnis überzeichnet die Verschlechterung, weil sich die feste Last auf weniger Einheiten verteilt.

ISO 50006 gibt Hinweise zu Energieleistungskennzahlen (EnPI) und energetischen Ausgangsbasen. Sie behandelt die Auswahl relevanter Variablen wie Produktion sowie Heiz- oder Kühlgradtage und die Überarbeitung einer Ausgangsbasis. Geben Sie bei Gradtagen die Basistemperatur an, denn sie beeinflusst das Ergebnis. Bewahren Sie die ursprüngliche Ausgangsbasis und eine versionierte Aufzeichnung jeder Anpassung auf. Dokumentieren Sie nicht routinemäßige Änderungen, etwa eine neue Produktionslinie oder geänderte Fläche, getrennt von gewöhnlichen Anpassungen.

ASHRAE Guideline 14 bewertet eine Regressions-Ausgangsbasis nach dem Variationskoeffizienten des mittleren quadratischen Fehlers, CV(RMSE), und nach ihrem Netto-Bias. Der präskriptive Pfad für ganze Gebäude in der Ausgabe von 2002 verlangt beispielsweise einen vollständigen zwölfmonatigen Referenzzeitraum. Bei weniger als zwölf Monaten Berichtsdaten verlangt er für Energie außerdem einen CV(RMSE) von höchstens 20 % und erwartete Einsparungen über 10 % des gemessenen Verbrauchs. In späteren Ausgaben änderten sich die Grenzen; nennen Sie deshalb die Ausgabe im Vertrag.

ISO 50015 bietet allgemeine Hinweise zur Messung und Verifizierung der Energieleistung einer Organisation. Die Übersicht des US-Energieministeriums unterscheidet vier IPMVP-Methoden:

• Option A grenzt die Maßnahme ab, misst den entscheidenden Parameter und schätzt die übrigen. Bei einer Beleuchtungsumrüstung ist die Leuchtenleistung häufig der gemessene Parameter; Betriebsstunden werden geschätzt.
• Option B grenzt die Maßnahme ab und misst alle Parameter. Dazu ist gewöhnlich eine kontinuierliche Messung des abgegrenzten Systems nötig.
• Option C analysiert die gesamte Anlage anhand von Versorgungs- oder Netzanschlusszählern. Die Einsparung muss groß gegenüber dem Modellfehler sein.
• Option D verwendet eine kalibrierte Simulation.

Vor einer leistungsabhängigen Beschaffung vereinbaren Fachleute für Messung und Verifizierung und Anbieter Messgrenze, Methode, Referenz- und Berichtszeitraum, erklärende Variablen, Umgang mit fehlenden Daten, Unsicherheit und prüfende Person. Der Bericht muss anhand aufbewahrter Eingaben reproduzierbar sein. Nutzen Sie für die Projektmethode die aktuelle Protokollbibliothek der EVO.

Halten Sie Ergebnisse für Energie, Kosten und Emissionen getrennt. Für ein Kostenergebnis braucht es Tarif und Zeitfenster. Für ein Emissionsergebnis braucht es Bilanzgrenze, Quelle und Datum des Faktors. Jede prozentuale Einsparung nennt Ausgangsbasis, Umfang, Zeitraum und Methode.

Leistungsmanagement und automatische Steuerung

Energie wird in kWh abgerechnet. Leistungs- oder Kapazitätsgebühren richten sich nach kW oder kVA, normalerweise nach dem höchsten Intervallmittel im Abrechnungszeitraum, häufig über 15 oder 30 Minuten. Entnehmen Sie Größe, Intervall und Regel dem konkreten Tarif und Netzanschlussvertrag.

Die Entgeltübersicht von ESB Networks liefert ein klares Beispiel. Kunden mit Leistungsmessung zahlen eine jährliche Kapazitätsgebühr je kVA ihrer maximalen Bezugsleistung (MIC). Überschreitet die Leistung in kVA die MIC, zahlt ein viertelstündlich (QH) gemessener Anschluss für jedes überschreitende kVA im betreffenden Abrechnungszeitraum einen Zuschlag mit dem fünffachen Kapazitätsgebührensatz. Ohne QH-Messung gilt das Sechsfache. Bei Anschlüssen ohne Einspeisekapazität fällt auf die kVArh oberhalb eines Drittels der gemessenen kWh ein Zuschlag wegen niedrigen Leistungsfaktors an. Diese Schwelle entspricht einem Leistungsfaktor von ungefähr 0,95.

Da die MIC in kVA angegeben wird, beeinflusst der Leistungsfaktor die Rechnung. Beispiel: 450 kVA MIC und 400 kW Spitzenleistung.

Der Standort kann auch durch das Verschieben einer Last unter der MIC bleiben. Startet eine Kältemaschine mit 60 kW um 07:45 Uhr im selben Intervall wie das Hochfahren der Produktionslinien, erhöht sie die Spitze. Ein Start 30 Minuten später verlagert die Last aus diesem Intervall; die kWh bleiben gleich. Prüfen Sie eigene Zahlen mit dem Rechner zur Blindleistungskompensation und dem Intervallleistungsrechner und vergleichen Sie das Ergebnis mit den Abrechnungsdaten des Lieferanten. Der Tarifleitfaden des US-Energieministeriums erklärt, warum Lastverschiebung Energie- und Leistungsgebühren unterschiedlich beeinflusst. Seine Beispiele beziehen sich auf US-Tarife.

Für die Teilnahme an Laststeuerungsprogrammen gelten zusätzliche programmspezifische Anforderungen an Referenzlast, Messung, Verfügbarkeit und Verifizierung. Klären Sie diese mit dem Dienstanbieter entlang des Projektablaufs für Laststeuerung.

Für eine automatische Steuerung schreiben Sie einen Ablauf mit Auslöser, erlaubter Aktion, Höchstdauer, Anlagenrückmeldung und Zustand bei Wiederherstellung. Er muss auch veraltete Eingaben, Kommunikationsausfall, Gateway-Neustart, fehlgeschlagene Befehle und manuelle Übersteuerung behandeln. Anlagenverriegelungen und genehmigte Sicherheitssteuerungen behalten Vorrang.

Prüfen Sie die physische Wirkung einer Regel, nicht nur deren Ausführungsprotokoll. Ein an einen Regler gesendeter Befehl beweist keine Reaktion der Anlage: Befehlsbestätigung und gemessener Rückgang der Last sind verschiedene Beobachtungen. Geben Sie jeder gesteuerten Funktion ein verantwortliches System, damit ein BMS-Zeitplan und eine Energieregel nicht unbemerkt gegeneinander arbeiten.

Enthält ein Angebot KI oder Prognosen, verlangen Sie einen Vergleich mit einem einfachen Verfahren, etwa dem Wert desselben Wochentags der Vorwoche, anhand von Daten, die bei der Modellentwicklung nicht genutzt wurden. Vereinbaren Sie Fehlermetrik, etwa CV(RMSE) oder mittleren absoluten prozentualen Fehler, und den Abstand, um den das Modell das einfache Verfahren übertreffen muss. Legen Sie eine Grenze für Fehlalarme je Standort und Woche fest. Ein Alarm, dessen Prüfung 30 Minuten dauert und der zehnmal wöchentlich auslöst, kostet jede Woche 5 Stunden Arbeitszeit.

Verantwortung, Inbetriebnahme und Abnahme

Verbinden Sie jede Rolle mit der Entscheidung, die sie abzeichnet. Die installierende Fachkraft zeichnet die Abnahme der Datenpunkte ab. Die Standortverantwortlichen genehmigen Steuerungsregeln und Übersteuerungen. Die Energieleitung genehmigt Änderungen der Ausgangsbasis. Die prüfende Person für Messung und Verifizierung zeichnet den Einsparbericht ab. Die IT-Verantwortlichen verwalten Benutzerzugang, Softwareupdates und Wiederherstellung aus Sicherungen. Regeln Sie bei der Übergabe auch Entzug von Zugängen, Eskalation von Vorfällen und Konfigurationshistorie.

ISO 50001 bezieht sich auf das Energiemanagementsystem der Organisation, einschließlich Zuständigkeiten, EnPIs und fortlaufender Verbesserung. Messgeräte und Software liefern dafür Nachweise. Die Installation eines Produkts begründet weder Konformität noch Zertifizierung.

Machen Sie aus der Spezifikation unterzeichnete Abnahmekriterien, bevor der Pilotversuch beginnt:

1. Datenpunktabnahme: Gleichen Sie die installierte Datenpunktliste mit den physischen Anlagen ab. Prüfen Sie Einheiten, Richtung, Skalierung und Zeitstempel gegen ein Referenzgerät oder den Abrechnungszähler innerhalb einer vereinbarten Toleranz. Qualifizierte Elektrofachkräfte montieren Stromwandler und Spannungsanschlüsse.
2. Datenabnahme: Halten Sie vereinbarte Grenzwerte für Aktualität und Vollständigkeit über einen repräsentativen Betriebszeitraum einschließlich eines Wochenendes ein. Prüfen Sie Lücken, Duplikate und Zählerereignisse am Zielsystem.
3. Ausfallabnahme: Unterbrechen Sie das Netz für eine festgelegte Zeit. Weisen Sie die vereinbarten lokalen Funktionen nach und bestätigen Sie anschließend, dass jedes gespeicherte Intervall genau einmal innerhalb der festgelegten Wiederherstellungszeit ankommt.
4. Steuerungsabnahme, falls enthalten: Prüfen Sie befugte Aktionen, tatsächliche Rückmeldungen, Übersteuerungen und Fehlerbehebung anhand des genehmigten Ablaufs.
5. Analyseabnahme: Reproduzieren Sie einen ausgewählten Bericht aus exportierten Eingaben samt Version der Ausgangsbasis, Anpassungen und ausgeschlossenen Daten.
6. Übergabeabnahme: Übergeben Sie Konfigurationen, Datenpunktzuordnungen, Zuständigkeit für Zugänge, Schulung des Bedienpersonals und ein getestetes Wiederherstellungsverfahren.

Die technische Abnahme des Überwachungssystems ist getrennt von der späteren Feststellung, ob eine Effizienzmaßnahme ihre erwartete Einsparung erzielt hat.

Vergleichen Sie die gesamten Projektkosten über die Nutzungsdauer: Voruntersuchung, Installation, Kommunikation, Lizenzen, Integration, Verifizierung, Wartung und Support. Berücksichtigen Sie auch die Arbeitszeit für die Untersuchung von Befunden; sie ist oft höher als die Lizenzgebühr.

IEMS mit EpiSensor

EpiSensor Edge läuft vor Ort auf dem ZGW-20 Gateway. Es ermöglicht lokale Geräteverwaltung, Dashboards und Analyse historischer Daten. Edge speichert Messwerte auf dem Gateway. Daher bleiben lokale Historie und Dashboards auch ohne WAN-Verbindung verfügbar. Wie weit die Historie zurückreicht, hängt von Aufzeichnungseinstellungen und Aufbewahrungszeit ab. Externe Benachrichtigungen und die Weitergabe an eine Plattform benötigen das Netz.

Regeln laufen auf dem Gateway über die Edge-Erweiterung Automation, sofern diese zusammen mit den von der Regel verwendeten Geräteanbindungen installiert ist. Bei der Auswertung ignoriert die Erweiterung Messwerte oberhalb ihrer Veraltungsgrenze. Diese beträgt standardmäßig fünf Minuten. Ein Datenpunkt, der keine Werte mehr meldet, löst damit keine Aktion aus.

ZEM-Strommessgeräte messen nach IEC 62053-22 in Klasse 0,5S; Zähler und zugehörige Stromwandler werden vor dem Versand gemeinsam kalibriert. Die Werte gelangen über das Zigbee-Mesh zum Gateway. Vorhandene Zähler lassen sich über die ZMB-Modbus-Schnittstelle, die ZHM-M-Bus-Schnittstelle oder den ZPC-Impulszähler anbinden. Sie können Edge als Standortsystem nutzen oder Daten an eine gewählte Plattform senden, wenn Portfolioanalyse oder spezialisierte Messung und Verifizierung eine Plattform erfordern.

Die CoolPlanet-Fallstudie aus der Fertigung zeigt, wie Stromkreisdaten verwendet wurden, um Abschaltungen eines Thermoölkessels am Wochenende sowie Kältemaschinen- und Kompressorlasten außerhalb der Produktionszeiten zu erkennen. CoolPlanet verband diese Messungen mit eigener Software und technischer Arbeit für einen Kunden. Die genannten Einsparungen beziehen sich daher auf diesen Standort.

Für ein Standortportfolio beschreibt die Royal-Mail-Fallstudie einen Pilotversuch im Cardiff Mail Centre. Die Daten wurden an die bestehende Energiemanagementplattform des Portfolios gesendet und flossen in eine geplante Einführung an 40 Postzentren ein. Im Leitfaden für mehrere Standorte können Sie Datenpunktbenennung, Eigenständigkeit der Standorte und Prüfungen bei einer Einführung für Ihr eigenes Portfolio festlegen.

Senden Sie für den Beginn eines Energiemanagementprojekts die Fragestellung am Standort, die Liste vorhandener Zähler, das benötigte Meldeintervall und den Namen der Person, die aus den Ergebnissen Maßnahmen ableitet.