Ein Energiemanagementsystem ist nur so gut wie die Messdaten, auf denen es aufbaut. Bei der Nachrüstung dieser Messtechnik treten drei Probleme immer wieder auf: Werte an schwach belasteten Stromkreisen weichen um mehrere Prozent ab und niemand vertraut ihnen; Kabelwege und Abschaltungen kosten mehr als die Zähler; Daten lassen sich nicht aus der gekauften Plattform exportieren. Die zehn Prüfungen unten machen diese Probleme vor Vertragsabschluss sichtbar. Stellen Sie jedem Anbieter dieselben Fragen und verlangen Sie zu jeder Antwort einen Datenblattwert, ein Prüfergebnis oder einen Referenzstandort.
Dieser Leitfaden gehört zum Lernpfad für Planung und Inbetriebnahme. Halten Sie die Antworten im Projektarbeitsblatt fest.
Woraus ein Energiemanagementsystem technisch besteht
Die technische Grundlage jedes Energiemanagementsystems ist ein Energiemonitoringsystem. Es misst den Energieverbrauch an ausgewählten Punkten eines Standorts und speichert jeden Messwert mit seinem Zeitpunkt. Jedes System, vom einzelnen Zähler bis zum Portfolio aus vielen Standorten, besteht aus denselben vier Teilen:
| Teil | Aufgabe | Beispiele |
|---|---|---|
| Zähler und Sensoren | Messen an jedem Punkt Energie, Leistung, Strom, Impulse oder Temperatur | Daten des Versorgungszählers, Unterzähler mit Stromwandlern, Impulszähler an Gas- und Wasserzählern |
| Kommunikation | Überträgt jeden Messwert vom Messpunkt zu einem Datensammler | RS-485 (Modbus RTU), drahtgebundener M-Bus, Ethernet (Modbus TCP, BACnet/IP), Funk (Zigbee, LoRaWAN) |
| Gateway oder Datensammler | Liest jeden Punkt nach Zeitplan aus, versieht die Werte mit Zeitstempeln, speichert und leitet sie weiter | Ein Gateway im Gebäude oder ein Datenlogger in einer Verteilung |
| Software | Hält die Historie und bietet Dashboards, Alarme, Berichte und Exporte | Lokale Software auf dem Gateway, eine Cloudplattform oder beides |
Die meisten Prüfungen unten testen einen dieser Teile oder die Übergänge zwischen ihnen. Der Leitfaden zur Unterzählung behandelt, wo die Zähler sitzen sollten.
Monitoring, Energiemanagement und BMS
Drei Begriffe überschneiden sich in Leistungsverzeichnissen:
| System | Hauptaufgabe |
|---|---|
| Energiemonitoringsystem | Misst und dokumentiert, wo und wann Energie verbraucht wird |
| Energiemanagementsystem | In ISO 50001 der Managementprozess: Energiepolitik, Ziele, Energieleistungskennzahlen (EnPI) und Managementbewertungen. Der Begriff bezeichnet auch Software, die Monitoringdaten um Zielwerte und Berichte ergänzt. |
| Gebäudemanagementsystem (BMS) | Steuert Heizung, Lüftung, Kühlung und Beleuchtung über Zeitpläne und Sollwerte |
Ein BMS kann Zähler auslesen, ist aber für die Steuerung ausgelegt. Prüfen Sie, wie lange und in welchem Intervall es Trendaufzeichnungen speichert, bevor Sie es für Energieanalysen nutzen. Der Vergleich von BACnet und Modbus erklärt, wie Zähler an ein BMS angebunden werden.
Ein intelligentes Energiemanagementsystem (IEMS) ergänzt die Monitoringdaten um Auswertung und bei manchen Produkten um automatische Steuerung.
Genauigkeit der gesamten Messkette
Die Genauigkeitsklasse eines Zählers umfasst seine externen Stromwandler nicht. Nach IEC 62053-22 darf ein Zähler der Klasse 0.5S bei Leistungsfaktor eins zwischen 1 % und 5 % des Nennstroms um ±1,0 % und von 5 % bis zum Maximalstrom um ±0,5 % abweichen. Bei niedrigerem Leistungsfaktor gelten ±1,0 % zwischen 2 % und 10 % des Nennstroms sowie ±0,6 % darüber. Hinzu kommt der Fehler des Stromwandlers. IEC 61869-2, Tabelle 201, erlaubt für einen Stromwandler der Klasse 1 bei 5 % Nennstrom ±3,0 % Verhältnisfehler und 180 Winkelminuten Phasenverschiebung. Bei Nennstrom sind es ±1,0 % und 60 Winkelminuten. Tabelle 202 setzt engere Grenzen für S-Klassen: Ein Stromwandler der Klasse 0.5S darf bei 5 % Nennstrom ±0,75 % und 45 Winkelminuten erreichen.
Diese Werte sind die Normgrenzen. Ein realer Stromwandler ist meist genauer, aber sein Fehler bei einem bestimmten Strom und einer bestimmten Bürde ist überwiegend systematisch und mittelt sich auch über einen Monat nicht weg. Die gemeinsame Kalibrierung von Stromwandler und Zähler kann ihn messen und korrigieren. Bei separat gekauftem und erst am Standort zugeordnetem Wandler findet eine solche Korrektur gewöhnlich nicht statt. Die Anmerkung zum Geltungsbereich der Ausgabe 2003 von IEC 62053-22 nennt nur Stromwandler der Klassen 0.2S und 0.5S als hinreichend genau für diese Zähler.
Fragen Sie nach der Genauigkeit von Zähler und Stromwandlern zusammen bei der niedrigsten normalen Last jedes Stromkreises. Prüfen Sie die Auslegung der Wandler. Ein häufiger Fehler ist die Auswahl nach dem Leitungsschutz-Nennwert, obwohl der Stromkreis normalerweise nur einen kleinen Bruchteil davon zieht. Der Rechner für Stromwandlerverhältnis und Bürde und der Leitfaden zur Stromwandlerauswahl helfen bei der Dimensionierung. Der Leitfaden zur hochgenauen Messung unterscheidet Genauigkeitsklasse und Zulassung. Für die Abrechnung ist unabhängig von der Klasse ein gesetzlich zugelassenes Messgerät erforderlich.
Netzwerk
Das Netzwerk muss zu den Kabelwegen und zum Meldeintervall passen.
Modbus RTU über RS-485 eignet sich für Zähler, die bereits an einem Bus hängen, oder für Zähler in einem Schaltraum. Ein Segment trägt ohne Repeater 32 Unit Loads. Jeder Zähler braucht eine eindeutige Adresse, dieselbe Baudrate und einen Kabelanschluss an den Bus. An beiden Busenden ist ein Abschluss nötig. Der Leitfaden zu RS-485 und Modbus beschreibt die Grenzen.
Ein Zigbee-Mesh (IEEE 802.15.4 bei 2,4 GHz und 250 kbit/s) eignet sich für Nachrüstungen mit Zählern in mehreren Verteilungen ohne freie Kabeltrasse. Ein Minutenwert umfasst wenige Dutzend Byte und belastet die Funkstrecke nur wenig. Die Reichweite hängt von Wänden, Metall und den Positionen netzversorgter Router ab. Prüfen Sie die Funkverbindung am schwierigsten Ort, etwa im Technikraum eines Untergeschosses oder in einer Verteilung aus Stahl.
LoRaWAN eignet sich für wenige weit verteilte Messpunkte, etwa einen Wasserzähler an einem entfernten Gebäude oder Temperaturen auf einem Campus. Für elektrische Minutenwerte eignet es sich nicht. Im EU868-Band haben die drei standardmäßigen Uplink-Kanäle einen Duty Cycle von 1 %. Bei Spreizfaktor 12 benötigt eine Nutzlast von 12 Byte ungefähr 1,5 s Sendezeit. Nutzt ein Gerät nur diese Kanäle, kann es damit etwa alle 2,5 Minuten eine Uplink-Nachricht senden.
Das IP-Netz des Standorts eignet sich für Zähler mit Ethernet-Anschluss, sofern die IT Anschlüsse, VLAN und Firewall-Regeln bereitstellt. Jede spätere Änderung durchläuft dann den IT-Änderungsprozess. Der Vergleich kabelgebundener und drahtloser Messung vertieft die Optionen.
Installation und Inbetriebnahme
Zählen Sie je Messpunkt die nötigen Abschaltungen der Verteilung, Meter an Kabel und Trasse und Änderungen an der Verteilung. Eine Abschaltung an einer rund um die Uhr betriebenen Produktionslinie muss möglicherweise auf ein Wartungsfenster in einigen Wochen warten. Prüfen Sie, ob der Zähler in die Verteilung passt. Falls nicht, prüfen Sie seine Schutzart für die Montage außerhalb. Klären Sie, ob eine qualifizierte Elektrofachkraft ihn ohne Techniker des Anbieters vor Ort installieren kann.
Inbetriebnahme reicht von der Montage bis zu einem geprüften Messwert. Bei einem kabelgebundenen Bus gehören Adresse, Baudrate, Parität, Busabschluss, Registertabelle und Skalierung jedes Zählers dazu sowie sein eingestelltes Stromwandlerverhältnis. Fragen Sie nach dem Zeitaufwand pro Messpunkt und den übergebenen Nachweisen. Häufige Fehler sind ein verkehrt montierter Stromwandler, eine Zuordnung zur Spannung einer anderen Phase und ein falsches Wandlerverhältnis im Zähler. Die Inbetriebnahme-Checkliste zeigt, wie diese Fehler an Messwerten erkannt werden.
Kosten je Messpunkt
Vergleichen Sie Anbieter anhand der Lebenszykluskosten je Messpunkt, nicht anhand des Zählerpreises. Geben Sie allen dieselben Kostenpositionen: Zähler, Stromwandler, Kabel und Trassen, Montagestunden, Abschaltungen, Inbetriebnahmestunden, Softwarelizenzen (je Gerät, Datenpunkt oder Standort), Verbindung, Support und spätere Erweiterung um einen Messpunkt.
Der Amortisationsrechner für Energiemonitoring vergleicht Gesamtkosten und erwartete Einsparung.
Intervall und Zeit
Das Meldeintervall bestimmt, wofür die Daten taugen. In Großbritannien erfolgt die Strommarkt-Abrechnung in Halbstundenperioden. Nach Verordnung (EU) 2017/2195 nutzen EU-Regelenergiemärkte eine 15-minütige Bilanzkreisabrechnungsperiode; Ausnahmen sind möglich. Demand Response und Frequenzdienste können Sekundenwerte oder schnellere Daten verlangen. Zeichnen Sie im Minutenintervall oder schneller auf. Minutenwerte lassen sich zu längeren Perioden addieren; halbstündliche Werte können nicht nachträglich in kürzere Intervalle aufgeteilt werden.
Fragen Sie, wie jeder Wert einen Zeitstempel erhält. Er muss beim Messen vom Gerät oder Gateway stammen, nicht beim Eintreffen in der Plattform. Fragen Sie nach der Uhrensynchronisierung und danach, ob ein Intervall seinen Anfang oder sein Ende trägt. Eine Verschiebung um ein Intervall ist ein häufiger Grund, weshalb Unterzähler und Hauptzähler nicht übereinstimmen. Der Leitfaden zu Quell- und Eintreffzeit erklärt den Unterschied.
Zugang zu den Daten
Verlangen Sie rohe Intervallwerte, nicht nur Berichte und Diagramme. Fragen Sie nach Transportprotokollen (MQTT, HTTPS, Dateiexport, Modbus oder BACnet) und Formaten. Prüfen Sie, dass jeder Wert Zeitstempel, Einheit und Qualitätskennzeichen trägt. Lesen Sie den Vertrag auf drei Punkte: Exportgebühren je Messpunkt oder Datenvolumen, Anspruch auf vollständigen Export der Historie bei Vertragsende und Klauseln, mit denen der Anbieter den Datenzugang beschränken kann.
Sicherheit
Verlangen Sie für jede Verbindung eine konkrete Antwort. Im Funknetz verschlüsselt Zigbee 3.0 die Netzkommunikation mit AES-128. Fragen Sie, wie Geräte dem Netz beitreten: Ein gerätespezifischer Installationscode ist stärker als ein öffentlich bekannter Standard-Link-Key. Zugangsdaten des Gateways müssen je Gerät eindeutig sein; ein gemeinsames Standardpasswort darf es nicht geben. Fragen Sie nach der Rotation. Jede Verbindung vom Standort nach außen braucht mindestens TLS 1.2 mit Zertifikatsprüfung. Modbus TCP und BACnet/IP bieten keine integrierte Verschlüsselung und gehören deshalb in ein eigenes Netzsegment.
Fragen Sie, ob das System weiterarbeitet und Daten speichert, wenn der Clouddienst des Anbieters nicht erreichbar ist.
Firmware-Updates
Nach dem EU-Cyber Resilience Act, der ab dem 11. Dezember 2027 gilt, muss der Hersteller einen Zeitraum für Sicherheitsupdates angeben. Er beträgt mindestens fünf Jahre, sofern die erwartete Nutzungsdauer des Produkts nicht kürzer ist. Ein Zähler in einer Verteilung bleibt oft länger als fünf Jahre im Einsatz. Verlangen Sie eine schriftliche Angabe und fragen Sie, was mit noch installierten Geräten nach Ablauf geschieht.
Fragen Sie, wie neue Firmware zu einem eingebauten Gerät gelangt. Ein Update, das für jede Verteilung einen Vor-Ort-Besuch braucht, wird häufig unterbleiben. Fragen Sie nach signierten Images, Rückkehr zur vorigen Firmware nach unterbrochenem Update und der Möglichkeit, zunächst ein Gerät statt der ganzen Flotte zu aktualisieren. Der Leitfaden zu Over-the-Air-Updates erklärt die Verfahren.
Verhalten bei Ausfällen
Drei Ereignisse treten an jedem Standort irgendwann auf: Ein Gerät geht offline, das Gateway startet neu und die Internetverbindung fällt aus. In jedem Fall muss eine Lücke als fehlend markiert sein. Null wäre falsch, weil sie einen Stillstand der Last behauptet. Ein wiederholter letzter Wert wäre ebenfalls falsch, weil er unveränderten Betrieb behauptet.
Nach Wiederherstellung der Verbindung müssen zwischengespeicherte Werte mit ihren ursprünglichen Zeitstempeln übertragen werden und die Lücke füllen. Fragen Sie nach der Speicherdauer in Gerät und Gateway sowie, ob Daten im Arbeitsspeicher bei Stromausfall verloren gehen können. Beim Nachliefern kann derselbe Wert zweimal ankommen. Das empfangende System muss denselben Messpunkt mit demselben Zeitstempel ein zweites Mal annehmen können, ohne doppelt zu zählen. Die Leitfäden zu veralteten, fehlenden und ungültigen Daten und zur Dimensionierung von Store-and-Forward behandeln beide Themen.
Auf viele Standorte erweitern
Ein Programm für mehrere Standorte beginnt meist mit einem Piloten. Regulierung wie die EU-Energieeffizienzrichtlinie oder ESOS gibt oft den Zeitplan vor. Bei 20 Standorten ist entscheidend, ob die Konfiguration kopiert werden kann. Gerätedefinitionen, Messpunktnamen, Einheiten, Alarmschwellen und Exporteinstellungen müssen als Vorlage von einem Standort zum nächsten wandern. Wird jeder Standort von Hand eingerichtet, driften Messpunktnamen auseinander und Portfolio-Berichte sind nicht mehr vergleichbar. Fragen Sie auch nach Fernüberwachung und Fernupdates für Gateways sowie nach weiteren Messgrößen: Gas- und Wasserzähler mit Impulsausgang, Wärmezähler, Temperatur und vorhandene Modbus-Zähler.
Abnahme des Piloten
Wählen Sie den schwierigsten repräsentativen Standort für den Piloten. Schreiben Sie die Bestehenskriterien vorher fest. Beispiel:
- Intervallenergie stimmt innerhalb des kombinierten Fehlerbudgets beider Messketten mit einem unabhängigen Referenzzähler überein. Berechnen Sie das Budget wie im Genauigkeitsbeispiel, statt eine pauschale Zahl zu verwenden. Vergleichen Sie mindestens 14 Tage einschließlich Wochenende und niedrigster normaler Last.
- Nach dem Nachliefern liefert jedes Gerät einen vereinbarten Anteil der erwarteten Intervalle, beispielsweise 99,5 %.
- Vier Stunden Internetausfall, ein Neustart des Gateways und ein abgeschaltetes Gerät erzeugen jeweils eine markierte Lücke. Die ersten beiden Lücken müssen später mit ursprünglichen Zeitstempeln gefüllt werden.
- Jeder Messpunkt besteht Identitäts-, Vorzeichen- und Phasenprüfungen aus der Inbetriebnahme-Checkliste.
Rollen Sie das System aus, das diese Prüfungen besteht.
Wo EpiSensor passt
Ein ZEM-Strommonitor wird mit angeschlossenen Stromsensoren geliefert. EpiSensor kalibriert jeden ZEM mit genau diesen Sensoren und gibt Klasse 0.5S nach IEC 62053-22 für Zähler und Sensoren zusammen an. Damit entfallen Zuordnung, Verhältnis-Einstellung und Bürdenprüfung der Stromwandler am Standort. Der ZEM hat Schutzart IP67 und eine doppelte Isolierung. Er arbeitet von −30 °C bis 60 °C und kann außerhalb einer Verteilung montiert werden. Er meldet über das Zigbee-Mesh mit AES-128-Verschlüsselung und speichert bis zu 70.000 Messwerte im Flash.
Das ZGW-20 Gateway führt Edge aus und hält die Historie lokal; ein EpiSensor-Clouddienst ist nicht erforderlich. Fällt ein unterstütztes Datenziel aus, stellt Edge Werte auf Festplatte in eine Warteschlange und liefert sie mit den ursprünglichen Zeitstempeln nach. Edge sendet Daten über MQTTS oder HTTPS beziehungsweise als geplanten Dateiexport über FTPS oder SFTP in JSON oder CSV. Für ein BMS stellt Edge Daten auch als Modbus-TCP-Server bereit; diese Verbindung gehört in das BMS-Netz. Edge aktualisiert Zigbee-Gerätefirmware über Funk. Edge selbst wird über seinen Snap-Kanal oder die Desktop-App aktualisiert. Dasselbe Gateway liest außerdem Impulszähler, Temperatursensoren, 4-bis-20-mA-Eingänge, vorhandene Modbus-Zähler und LoRaWAN-Geräte.
Um die Software vor einem Piloten an Ihrem eigenen Standort auszuprobieren, betreiben Sie Edge auf einem mit System Manager eingerichteten Raspberry Pi als Evaluations-Gateway. Ein Zigbee- oder Modbus-Gerät ist kostenlos lizenziert (ein Modbus-Gerät mit bis zu 32 Registern), mit allen Dashboards, Analyse- und Alarmfunktionen, und die Daten bleiben in Ihrem Netzwerk. Der Pi läuft von einer microSD-Karte. Nutzen Sie ihn daher zur Evaluation, nicht für einen geschäftskritischen Standort. Siehe Edge auf einem Raspberry Pi evaluieren.
Häufige Fragen
Worauf sollte ich bei einem Energiemanagementsystem achten?
Prüfen Sie zuerst die Messtechnik, auf der es aufbaut: die Genauigkeit von Zähler und Stromsensoren zusammen bei der niedrigsten normalen Last, ein für Kabelwege und Meldeintervall geeignetes Netz, Installation und Inbetriebnahmestunden je Messpunkt, rohe Intervallwerte mit Zeitstempel und Einheit in einem offenen Format, Sicherheit jeder Verbindung, Firmware-Fernupdates mit benanntem Supportzeitraum sowie das Verhalten bei Ausfall von Gerät, Gateway oder Internet.
Was kostet Energiemonitoring?
Zählen Sie für jeden Messpunkt Zähler, Stromwandler, Kabelmeter, Abschaltungen der Verteilung, Inbetriebnahmestunden sowie laufende Software- und Verbindungskosten. Bei einer kabelgebundenen Nachrüstung steigen die Arbeitskosten mit den Abständen zwischen Verteilungen und können höher sein als die Hardwarekosten. Lassen Sie alle Anbieter dieselben Kostenpositionen für Ihren Standort ausfüllen.
Ist drahtloses Energiemonitoring zuverlässig?
Messen Sie es an Ihrem Standort. Betreiben Sie am schwierigsten Funkort mindestens zwei Wochen einen Piloten und vergleichen Sie für jedes Gerät empfangene mit erwarteten Intervallen. Prüfen Sie außerdem, ob eine Unterbrechung als Lücke erscheint und danach mit ursprünglichen Zeitstempeln gefüllt wird.
Was ist ein Energiemonitoringsystem?
Ein System, das den Energieverbrauch an ausgewählten Punkten eines Standorts misst und die Messwerte mit ihren Zeitpunkten speichert. Es besteht aus vier Teilen: Zählern und Sensoren, den Kommunikationsverbindungen für ihre Messwerte, einem Gateway oder Datensammler, der sie ausliest und speichert, sowie Software, die die Daten darstellt, auswertet und exportiert.
Was unterscheidet ein Energiemonitoringsystem von einem BMS?
Ein Gebäudemanagementsystem steuert Heizung, Lüftung, Kühlung und Beleuchtung über Zeitpläne und Sollwerte. Ein Energiemonitoringsystem misst und dokumentiert, wo und wann Energie verbraucht wird. Ein BMS kann Zähler auslesen. Prüfen Sie aber, wie lange und in welchem Intervall es Trendaufzeichnungen speichert, bevor Sie sich für Energieanalysen darauf verlassen.