Messstellenbetrieb

Information zur zukünftigen Ausstattung von Messstellen mit modernen Messeinrichtungen und intelligenten Messsystemen im Sinne des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG)

Die enwor - energie & wasser vor ort GmbH übernimmt nach § 3 MsbG Messstellenbetriebsgesetz den Messstellenbetrieb als grundzuständiger Messstellenbetreiber i.S.d.G., soweit nicht eine anderweitige Vereinbarung nach § 5 oder § 6 MsbG durch den Anschlussnutzer bzw. den Anschlussnehmer getroffen wird.

Die enwor - energie & wasser vor ort GmbH wird, soweit dies nach § 30 MsbG technisch möglich und nach § 31 MsbG wirtschaftlich vertretbar ist, Messstellen an ortsfesten Zählpunkten mit intelligenten Messsystemen wie folgt ausstatten:

1. bei Letztverbrauchern mit einem Jahresstromverbrauch über 6.000 Kilowattstunden sowie bei solchen Letztverbrauchern, mit denen eine Vereinbarung nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes besteht,
2. bei Anlagenbetreibern mit einer installierten Leistung über 7 Kilowatt.

Soweit nach MsbG nicht die Ausstattung einer Messstelle mit intelligenten Messsystemen vorgesehen ist und soweit dies nach § 32 MsbG wirtschaftlich vertretbar ist, wird die enwor - energie & wasser vor ort GmbH Messstellen an ortsfesten Zählpunkten bei Letztverbrauchern und Anlagenbetreibern mindestens mit modernen Messeinrichtungen ausstatten. Dies erfolgt bei Neubauten und Gebäuden, die einer größeren Renovierung unterzogen werden bis zur Fertigstellung des Gebäudes, ansonsten sukzessive bis zum Jahr 2032.

Hiervon betroffen sind nach derzeitigem Stand:

• ca. 52.000 Zähler zum Umbau auf moderne Messeinrichtungen und
• ca. 5.800 Zähler zum Umbau auf intelligente Messsysteme.

Die tatsächliche Anzahl der (Pflicht-)Umbaufälle kann sich in Abhängigkeit nachhaltiger Verbrauchsveränderung bei Letztverbrauchern sowie in Folge von Neubauten, Renovierungen und Stilllegungen ändern. Die Angaben werden bei Bedarf aktualisiert.

Die Standardleistungen des grundzuständigen Messstellenbetreibers umfassen die in § 3 und § 35 Abs. 1 MsbG genannten Leistungen, insbesondere:

1. die in § 60 MsbG benannten Prozesse einschließlich der Plausibilisierung und Ersatzwertbildung im Smart-Meter-Gateway und die standardmäßig erforderliche Datenkommunikation sowie
2. bei Letztverbrauchern mit einem Jahresstromverbrauch von höchstens 10.000 Kilowattstunden, soweit es der variable Stromtarif im Sinne von § 40 Abs. 5 des Energiewirtschaftsgesetzes erfordert, maximal die tägliche Bereitstellung von Zählerstandsgängen des Vortages gegenüber dem Energielieferanten und dem Netzbetreiber sowie
3. die Übermittlung der nach § 61 MsbG erforderlichen Informationen an eine lokale Anzeigeeinheit oder über eine Anwendung in einem Online-Portal, welches einen geschützten individuellen Zugang ermöglicht sowie
4. die Bereitstellung der Informationen über das Potenzial intelligenter Messsysteme im Hinblick auf die Handhabung der Ablesung und die Überwachung des Energieverbrauchs sowie eine Softwarelösung, die Anwendungsinformationen zum intelligenten Messsystem, zu Stromsparhinweisen und –anwendungen nach dem Stand von Wissenschaft und Technik enthält, Ausstattungsmerkmale und Beispielanwendungen beschreibt und Anleitungen zur Befolgung gibt sowie
5. in den Fällen des § 31 Abs. 1 Nummer 5, Abs. 2 und 3 Satz 2 MsbG das Bereithalten einer Kommunikationslösung, mit der bis zu zweimal am Tag eine Änderung des Schaltprofils sowie einmal täglich die Übermittlung eines Netzzustandsdatums herbeigeführt werden kann,
6. in den Fällen des § 40 MsbG und unter den dort genannten Voraussetzungen die Anbindung von Erzeugungsanlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz oder dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz und die Anbindung von Messeinrichtungen für Gas und
7. die Erfüllung weiterer sich aus den Festlegungen der Bundesnetzagentur nach den §§ 47 und 75 MsbG ergebender Pflichten, insbesondere zu Geschäftsprozessen, Datenformaten, Abrechnungsprozessen, Verträgen oder zur Bilanzierung.

Die Entgelte für den Messstellenbetrieb für intelligente Messsysteme und moderne Messeinrichtungen können dem Preisblatt mME und iMsys entnommen werden.

Zusatzleistungen nach § 35 Abs. 2 MsbG können separat bestellt und in Anspruch genommen werden. Eine Übersicht über mögliche Zusatzleistungen und deren Entgelte sind dem Preisblatt zu entnehmen.

• Preisblatt mME und iMSys bis 30.06.2020
• Preisblatt mME und iMSys ab 01.07.2020

Gemäß § 5 des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG) kann auf Wunsch des betroffenen Anschlussnutzers der Messstellenbetrieb anstelle des grundzuständigen Messstellenbetreibers von einem Dritten durchgeführt werden, wenn durch den Dritten ein einwandfreier Messstellenbetrieb im Sinne des MsbG gewährleistet ist.

Der neue und der bisherige Messstellenbetreiber sind verpflichtet, die für die Durchführung des Wechselprozesses erforderlichen Verträge abzuschließen.

Die Durchführung des Messstellenbetriebs bedarf folgender Verträge des Messstellenbetreibers:

Messstellenvertrag (§ 9 (1) Nr. 1 MsbG)

zwischen grundzuständigem Messstellenbetreiber (gMSB) und Anschlussnutzer

Wenn der Energielieferant dem Anschlussnutzer den Messstellenbetrieb nicht in Rechnung stellt, kommt ein Messstellenvertrag zwischen dem Anschlussnutzer und der enwor – energie & wasser vor ort GmbH, als grundzuständigem Messstellenbetreiber, automatisch dadurch zustande, dass der Anschlussnutzer Strom entnimmt. In diesem Fall erhält der Anschlussnutzer die Rechnung für den Messstellenbetrieb von der enwor – energie & wasser vor ort GmbH.

Messstellenrahmenvertrag (§ 9 (1) Nr. 2 MsbG)

zwischen grundzuständigem Messstellenbetreiber und Lieferant (Messstellennutzer)

Der Messstellenrahmenvertrag regelt die Voraussetzungen sowie die Rechte und Pflichten zur Durchführung des Messstellenbetriebs durch den grundzuständigen Messstellenbetreiber. Der Messstellennutzer ist ein Energielieferant im Netzgebiet der enwor – energie & wasser vor ort GmbH.

• Messstellenrahmenvertrag (für Lieferanten) gemäß § 9 (1) Nr. 2 MsbG

Messstellenbetreiberrahmenvertrag (§ 9 (1) Nr. 3 MsbG)

zwischen Netzbetreiber und Messstellenbetreiber

Gemäß des Energiewirtschaftsgesetzes kann auf Wunsch eines Anschlussnehmers in den Netzen der enwor – energie & wasser vor ort GmbH der Einbau, der Betrieb und die Wartung von Messeinrichtungen von einem fremden Messstellenbetreiber durchgeführt werden, sofern der einwandfreie und den eichrechtlichen Vorschriften entsprechende Betrieb der Messeinrichtungen durch den Dritten gewährleistet ist.

Der Messstellenbetreiberrahmenvertrag regelt die Beziehung zwischen dem Netzbetreiber und dem fremden Messstellenbetreiber. Aufgrund der Änderungen des Rechtsrahmens wurde es notwendig, den früheren Messstellenrahmenvertrag an die neu definierten Marktrollen anzupassen.

• Messstellenbetreiberrahmenvertrag (für wettbewerbliche Messstellenbetreiber) gemäß § 9 (1) Nr. 3 MsbG

Kontaktdatenblätter

• Kontaktdatenblatt Strom
• Kontaktdatenblatt Gas

Formblatt

Nach § 10 Abs. 2 Nr. 4 MsbG in Verbindung mit § 54 MsbG ist vorgesehen, dass den Messstellenverträgen nach § 9 MsbG ein Formblatt beizulegen ist. Dabei soll es sich um ein „standardisiertes“ Formblatt handeln, das den bundesweit einheitlichen Vorgaben der Bundesnetzagentur zu entsprechen hat. Ein solches findet sich derzeit noch in der Abstimmung und wird daher von dem Messstellenbetreiber nachgereicht.

Ihre Fragen zum Thema
moderne Messeinrichtungen und intelligente Messsysteme 

Seit Herbst 2016 ist das „Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende (GDEW)“ in Kraft. Alle als Verteilnetzbetreiber und grundzuständige Messstellenbetreiber tätigen Unternehmen haben damit die Pflicht, moderne Messeinrichtungen (mMEe) und intelligente Messsysteme (iMSsys) flächendeckend einzuführen. Auch die enwor GmbH ist somit gesetzlich verpflichtet, die Modernisierung der Stromzähler in der Zeit von 2017 bis 2032 in Herzogenrath und Würselen umzusetzen.

Was sind Moderne Messeinrichtung? 

Die moderne Messeinrichtung ist ein digitaler Stromzähler mit verbesserten Möglichkeiten zur Erfassung der Verbräuche. Sie bildet die Grundausstattung für die zukünftige Stromverbrauchsmessung. Bei Bedarf kann die moderne Messeinrichtung mit einem Smart Meter Gateway zu einem intelligenten Messsystem erweitert werden. Den Einbau übernimmt enwor kostenfrei. Gegebenenfalls können Umbaukosten anfallen.

Wie sehen die modernen Messeinrichtungen aus?
Grundsätzlich passen die neuen Messeinrichtungen an die Stelle der bisherigen Zähler und sind ungefähr genau so groß. Wie bisher müssen die Zählerplätze dem aktuell gültigen technischen Regelwerk entsprechen und die Technischen Anschlussbedingungen (TAB) des Netzbetreibers einhalten.

Kosten für die moderne Messeinrichtungen
Die Kosten für den Betrieb einer modernen Messeinrichtung belaufen sich nach GDEW auf ca. 20 Euro im Jahr.

Was ist ein intelligentes Messsystem?
Ein intelligentes Messsystem besteht aus zwei Komponenten - der modernen Messeinrichtung und einer Kommunikationseinheit (Smart Meter Gateway). Diese Kommunikationseinheit erfüllt die Datenschutz- und Datensicherheitsvorgaben des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI). Sie bildet eine standardisierte technische Basis für eine Vielzahl von Anwendungsfällen in den Bereichen Netzbetrieb, Strommarkt und Energieeffizienz.

Wie sieht das intelligente Messsystem aus?

Welche Kosten entstehen für intelligente Messsysteme?
Wer bekommt wann was?

	Muss oder kann der Messstellenbetreiber einen Smart Meter einbauen?	maximale jährliche Bruttokosten je Messeinrichtung	Einbau ab
Betreiber Strom erzeugender Anlagen:
Erzeuger  > 1 bis 7 Kilowatt Nennleistung	Optional	60 €	2018
Erzeuger  > 7 bis 15 kW Nennleistung	Pflicht	100 €	2017
Erzeuger  > 15 bis 30 kW Nennleistung	Pflicht	130 €	2017
Erzeuger  > 30 bis 50 kW Nennleistung	Pflicht	170 €	2017
Erzeuger  > 50 bis 100 kW Nennleistung	Pflicht	200 €	2017
Stromverbraucher:			2020
Verbraucher < 2000 kWh / Jahr	Optional	23 €	2020
Verbraucher > 2.000 bis 3.000 kWh / Jahr	Optional	30 €	2020
Verbraucher > 3.000 bis 4.000 kWh / Jahr	Optional	40 €	2020
Verbraucher > 4.000 bis 6.000 kWh / Jahr	Optional	60 €	2020
Verbraucher > 6.000 bis 10.000 kWh / Jahr	Pflicht	100 €	2020
Verbraucher > 10.000 bis 20.000 kWh / Jahr	Pflicht	130 €	2017
Verbraucher > 20.000 bis 50.000 kWh / Jahr	Pflicht	170 €	2017
Verbraucher > 50.000 bis 100.000 kWh /Jahr	Pflicht	200 €	2017

Mit dem Einbau der intelligenten Messsysteme kann die enwor beginnen, wenn mindestens drei voneinander unabhängige Hersteller zertifizierte Gateways am Markt anbieten. Anschlussnutzer, die von der Umrüstung betroffen sind, werden von enwor drei Monate vor dem vorgesehenen Einbau schriftlich informiert.

Worum geht es beim Einbau intelligenter Messsysteme?
Mit dem Einbau von intelligenten Messsystemen zieht ein Stück Energiewende in jeden Haushalt ein. Denn für die technische Umsetzung der Energiewende muss nicht nur die Stromerzeugung auf erneuerbare Energien umgestellt werden und die Netze ertüchtigt werden, sondern auch die Verbräuche besser kalkulierbar werden, um das schwankende Gesamtsystem weiterhin stabil steuern zu können. Durch die intelligenten Messsysteme trägt also jeder Verbraucher ein Stück dazu bei, die technischen Voraussetzungen für das Gelingen der Energiewende zu schaffen.

Wie profitieren Verbraucher unmittelbar vom Einsatz intelligenter Messsysteme?
Die Verbraucher profitieren in vielfacher Hinsicht: Zum einen erhalten sie eine präzise Visualisierung ihres Verbrauchsverhaltens. Hierbei können Stromfresser oder energieintensive Verbräuche identifiziert werden. Dies motiviert zu energiesparendem Verhalten. Des Weiteren ermöglicht der Einsatz auch das Monitoring von Photovoltaikanlagen oder anderen Stromerzeugungsanlagen und kann Schwachstellen identifizieren.

Wie wird Datenschutz und Datensicherheit gewährleistet?
Eine Datenübermittlung wird ausschließlich für die energiewirtschaftlich zwingend notwendigen Anwendungsfälle vorgesehen. Ein erweiterter Datenverkehr bedarf stets der Zustimmung des Verbrauchers. Umfassende Dokumente zum Thema Datenschutz sind auf der Homepage des BSI (www.bsi.bund.de ) veröffentlicht.
Konkret bedeutet das, dass die enwor, bzw. der Energieversorger, von dem der Kunde seinen Strom bezieht, die Verbrauchswerte erhält. Auch die Netzbetreiber erhalten Daten. Von Haushalten mit einem Jahresverbrauch von weniger als 10.000 kWh bekommen alle Datenzugriffsberechtigten – wie bei herkömmlichen Zählern auch – nur die Gesamtmenge des Stromverbrauchs für das ganze Jahr.
Liegt der Verbrauch höher, werden mehr Daten übertragen. Der Energieversorger und der Übertragungsnetzbetreiber erhalten jeden Tag ein Verbrauchsprotokoll in 15-Minuten-Intervallen. Vom Anlagenbetreiber bekommen sie Tagesprotokolle der Einspeisevorgänge in 15-Minuten-Intervallen.

Kann man einer Einbauverpflichtung widersprechen?
Wie aktuell bei herkömmlichen Stromzählern ist auch der Einbau von intelligenten Messsystemen zu dulden.

Die enwor ist grundzuständiger Messstellenbetreiber.  Was bedeutet das?
Das bedeutet, dass enwor in ihrem Versorgungsnetz für den Einbau und Betrieb von intelligenten Messsystemen und modernen Messeinrichtungen verantwortlich  ist, solange und soweit sich der jeweilige Verbraucher oder Anlagenbetreiber nicht gezielt für ein anderes Unternehmen als Messstellenbetreiber entscheidet.

1. Ohne Eingabe einer PIN

1. Zählernummer

14-stellig

2. Zählerstand

Diese Zeile ist immer sichtbar. Die Anzeige erfolgt in kWh (Kilowattstunden) ohne Nachkommastellen.

3. Kennzeichnung der Register
Dies ist eine genormte technische Kennzeichnung (OBIS-Code)
1.8.0 Gesamtverbrauch
2.8.0 Gesamteinspeisung (Photovoltaik)
Die beiden Werte werden bei einem Zweirichtungszähler alle 10 sec. rollierend angezeigt.

4. Anzeige der Energierichtung
+ A Sie beziehen Strom vom Netz
- A Sie speisen Strom ins Netz ein (Photovoltaik)

5. Anzeige der Verbrauchsinformation
Die Verbrauchswerte werden mit folgenden Einheiten angezeigt: kWh: Kilowattstunden – Einheit, in der Ihr Energieverbrauch gemessen wird W Watt Einheit der aktuell gemessenen Leistung

2. Mit Eingabe einer PIN

6. optischer Taster - Sensor neben dem Taschenlampen-Symbol.

Der Zähler besitzt einen sogenannten optischen Taster (Lichtsensor), der mit Hilfe einer Taschenlampe (möglichst wenig Streulicht) bedient werden kann.
Es besteht die Möglichkeit, die Info-Anzeige (zweite Zeile) im Display zu aktivieren bzw. zu ändern. Dies erfolgt mit einem Lichtimpuls >1s am Sensor neben dem Taschenlampen-Symbol.
Nach dem ersten Lichtimpuls zeigt das Display „alle Segmente an“ (erste und zweite Zeile im Wechsel). Anschließend kann die Eingabe der 4-stelligen PIN erfolgen. Die erste Stelle zeigt eine „Null“, mit kurzen Lichtimpulsen (<2s) bestimmt man die Zahl der ersten Stelle. Nach einer kurzen Pause (>2s) zeigt die zweite Stelle eine „Null“, so dass hier die Zahl eingegeben werden kann, usw. Nach korrekter Eingabe der PIN können folgende Werte angezeigt bzw. abgelesen werden:

E Verbrauch seit letzter Nullstellung
1 d Verbrauch der letzten 24 Stunden
7 d Verbrauch der letzten 7 Tage
30 d Verbrauch der letzten 30 Tage
365 d Verbrauch der letzten 365 Tage
HIS Clr Rücksetzen der historischen Daten
InF Option zum Freischalten der INFO Schnittstelle

Die von der Bundesnetzagentur vorgeschriebene Bedienung mit der Taschenlampe ist kompliziert und wenig komfortabel. Kunden, die sich nachhaltig für ihren Verbrauch interessieren, können sich eine intelligente Messeinrichtung (voraussichtlich ab Ende des Jahres) einbauen lassen, bei der diese Werte über ein Display abrufbar sind.

Technische Mindestanforderungen der enwor – energie & wasser vor ort GmbH

I. Technische Mindestanforderungen im Bereich Strom

1. Allgemeines

Diese Anlage zum Messstellenbetreiberrahmenvertrag regelt die technischen Mindestanforderungen an Strommesseinrichtungen von Messstellenbetreibern nach § 21 b EnWG a.F. (in der vor dem 02.09.2016 geltenden Fassung). Diese Anlage gilt auch bei Durchführungen von Umbauten an bestehenden Strommesseinrichtungen durch Betreiber von Messeinrichtungen nach § 21b EnWG a.F. (in der vor dem 02.09.2016 geltenden Fassung. Diese Anlage ersetzt nicht die technischen Anschlussbedingungen des Netzbetreibers.

2. Steuereinrichtungen 

Ergibt sich eine Tarifierung im Rahmen der Netznutzung, so ist diese Anforderung vom Messstellenbetreiber zu berücksichtigen. Bei Anlagen mit unterbrechbaren Verbrauchseinrichtungen (z.B. Wärmepumpen) sind weitere Anforderungen auf Anfrage umzusetzen.

3. Messtechnische Anforderungen 

Es gelten die Anforderungen gemäß VDN-Richtlinie „MeteringCode“. Messeinrichtungen sind so zu dimensionieren, dass eine einwandfreie Messung gewährleistet ist. Zählerplätze für Elektrizitätszähleranlagen haben der DIN VDE 0603 und der DIN 43870 „Zählerplätze“ sowie den für das Netzgebiet des Netzbetreibers jeweils aktuell geltenden Technischen Anschlussbedingungen inklusive der ergänzenden Hinweise (TAB, Technisches Regelwerk „Zähleranlagen“) und Normen/ Richtlinien zu entsprechen. Bei der Dimensionierung sind die Größe des leistungsbegrenzenden Sicherungselements (z. B. SH-Schalter), sowie zusätzlich bei Messeinrichtungen mit Wandleranschluss die externe Bürde, sowie der Spannungsfall des Messkreises zu berücksichtigen. Bei Direktmessungen bis 63 A beträgt der Nennstrom des Zählers höchstens 10 A. Bei Wandlern sind mindestens die Leistungsstufen 250 A, 500 A, 1.000 A (Niederspannung) und 25 A, 50 A, 75 A, 100 A, 150 A, 200 A, 250 A, 300 A, 400 A (Mittelspannung) zu berücksichtigen. Die Dimensionierung, die Art und die Anzahl von Messeinrichtungen sind bei Wandlermessungen im Niederspannungsnetz, im Mittelspannungsnetz und höher mit dem Netzbetreiber abzustimmen.

4. Anforderungen

an Betriebsmittel im Netz Baurichtlinien und Kurzschlussfestigkeit sind beim Netzbetreiber zu erfragen. Betriebsmittel im öffentlichen Netz dürfen keine unzulässigen Rückwirkungen auf andere Anschlussnehmer verursachen. In nicht selektiv abgesicherten Netzteilen dürfen nur Betriebsmittel verwendet werden, die den technischen Anforderungen des Netzbetreibers entsprechen und von ihm freigegeben sind. Folgende Werte sind einzuhalten: Niederspannungs-Stromwandler : thermischer Bemessungs-Kurzzeitstrom (Ith) : 60 × InBemessungs-Stoßstrom (Idyn) : 2,5 × IthGrenzwerte für Übertemperatur Isolierklasse E (75K) Mittelspannungs-Stromwandler : thermischer Bemessungs-Kurzzeitstrom (Ith) : 100 × In, mind. 25 kABemessungs-Stoßstrom (Idyn) : 2,5 × IthGrenzwerte für Übertemperatur Isolierklasse E (75K) Mittelspannungs-Spannungswandler : Bemessungs-Spannungsfaktor: 1,9 UN (8h), 1,2 UN (dauernd)

Empfohlene Auslegung:

Spannungswandler: Mittelspannung Klasse 0,2, ³ 25 VA Stromwandler: Mittelspannung Klasse 0,2S, FS5, ³ 15VANiederspannung Klasse 0,5S, FS5, 10 VA Mittelspannungswandler bis 600 A sind nur in der „kleinen Bauform“ zugelassen. Es sind dreimal einpolige Wandler in der Mittelspannung vorzusehen. Sollen Wandler eingesetzt werden, die nicht diesen Anforderungen genügen oder vom Netzbetreiber nicht freigegeben sind, rüstet der Netzbetreiber auf Kosten des Messstellenbetreibers Übergabeschalter nach, die im Störungsfall eine selektive Trennung der Anlagenteile des Anschlussnehmers sicherstellen. 

5. Liste der zugelassenen Messeinrichtungen 

Lastgangzähler Anschluss Mittelspannungsnetz 20 kVLastgangzähler Anschluss Niederspannungsnetz 0,4 kVWechselstromzählerDrehstromzählerDrehstromzähler mit TarifschaltungDrehstromzähler mit Leistungsmessung oder MehrtarifschaltungDetails sind beim Netzbetreiber zu erfragen. 

6. Technische Mindestanforderungen an die Messeinrichtung 

6.1 Lastprofilmesseinrichtungen (Kunden mit Arbeitszählern) 

6.1.1 Die Messgeräte müssen eine Zulassung der Physikalisch-Technischen Bundesanstalt (PTB) aufweisen oder MID zugelassen sein. 6.1.2 Der Messstellenbetreiber sichert dem Netzbetreiber die Eichgültigkeit dereingesetzten Messgeräte zu.

6.1.3 Der Messstellenbetreiber hat den Einbau der Messeinrichtung gemäß den technischen Anschlussbedingungen (TAB) des Netzbetreibers zu erbringen.

6.1.4 Über den Einbau ist ein technisches Einbauprotokoll gem. Formblatt des Netzbetreibers zu erstellen. In diesem ist u. a. zu vermerken:§ der Zählertyp§ die Eichgültigkeitsdauer / letztes Jahr der Eichung§ der/die Einbaustände und eventuellen Zusatzeinrichtungen (Messwandler, Tarifschaltgeräte, etc.)§ Eigentumsvermerk (inkl. Eigentumsnummer und Fabriknummer)

6.1.5 Standardzähler Auszug Spezifikation 3x230/400 V, 10(60) A, Kl 2.0, 6/1 (VK/NK) (Ferraris Zähler)3x230/400 V, 5(100) A, Kl 2.0, 6/1 (VK/NK) (elektr. Zähler) 3x230/400 V, 5 A, Kl 1.0, 6/1 VK/NK

Anmerkung: Die elektronisch auslesbaren Zähler, einschließlich Lastgangzähler, müssen über marktübliche Schnittstellen (RS 232 / 485 für den Modemanschluss, bis 19.200 baud fest/variabel einstellbar, Protokoll IEC 62056-21 bzw. IEC 1107) ausgelesen werden können. 

6.2  Lastgangmesseinrichtungen Im Folgenden werden Empfehlungen für die technische Auslegung der eingesetzten Gerätetechnik definiert. 

Anforderung an den Messsatz Für Anlagen > 100.000 kWh/a wird der Funktionsumfang „Lastgangmesseinrichtung“ gefordert. Als Mindestanforderungen gelten die Festlegungen in der VDN-Richtlinie „MeteringCode 2006“. Zur Sicherstellung einer reibungslosen und kostengünstigen Zählerfernauslesung sind nachfolgende Mess-/Registriergeräte und Modems zu verwenden: Zähler: Itron DC3, Itron DC4 Iskra MT 8 51 Modem: Itron Sparkline II + III(transparente Ausführung) Görlitz ENC 280(E) Görlitz ENC 290(E) Für die vorgenannten Geräte ist die Kompatibilität zur Zählerfernauslesung der enwor gewährleistet. Vor dem Einsatz anderer Gerätetypen ist durch den Messstellenbetreiber ein Prüfverfahren bei der enwor zu beantragen. Im Rahmen dieses Prüfungsverfahrens wird die Auslesbarkeit des Zählers über die bei der enwor im Einsatz befindlichen Zählerfernauslesung und die manuellen Datenerfassungsgeräte getestet. Die Kosten für die Prüfung und eine eventuell notwendige Systemerweiterung der Zählerfernauslesung sind durch den Messstellenbetreiber zu tragen.Soll das Modem durch die enwor gestellt werden, ist bevorzugt GSM-Technik einzusetzen, alternativ kann auch ein analoger durchwahldatenfähiger Festnetzanschluss eingesetzt   werden. Dieser ist seitens des Anlagenbetreibers bereitzustellen.

6.3 Tarifschaltgeräte Für Tarifschaltgeräte gilt folgende Spezifikation: Rundsteuerfrequenz 383 ⅓ Hz 

7. Smart Meter Gebiete Smart Meter Gebiete dürfen in ihrer Dimensionierung, Art und Anzahl nicht beeinträchtigt werden. 

8. Sonstige vereinbarte Regelungen Ferner gelten folgende VDN Regelwerke, Normen und Richtlinien:·  TAB Technische Anschlussbedingungen für den Anschluss an das Niederspannungsnetz·  Technische Richtlinie Transformatorenstationen am Mittelspannungsnetz·  Eigenerzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz·  Eigenerzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz

I

II. Technische Mindestanforderungen im Bereich Gas

1. Geltungsbereich

Diese Anlage zum Messstellenbetreibervertrag regelt die technischen Mindestanforderungen an Gasmesseinrichtungen von Messstellenbetreibern nach § 21b EnWG in Ergänzung zur EN 1776 und zu den DVGW Arbeitsblättern G 488 und G 492. Diese Anlage gilt auch bei Durchführung von Umbauten an bestehenden Gasmesseinrichtungen durch Betreiber von Messeinrichtungen nach § 21 b EnWG. Diese Anlage gilt auch für Gasmesseinrichtungen im Anwendungsbereich des DVGW Arbeitsblattes G 600/TRGI 2008. Diese Anlage ersetzt nicht die technischen Anschlussbedingungen des Netzbetreibers. Für Messeinrichtungen an Fernleitungsnetzen sind Planung, Errichtung und Betrieb der Messeinrichtung mit dem Betreiber des Netzes gesondert abzustimmen. Auf die Festlegungen dieser Anlage kann dabei sinngemäß zurückgegriffen werden. Weitergehende technische Einrichtungen, wie z.B. die Absperrbarkeit der Gas-Messeinrichtung, die Druck-/Mengenregelung oder die Druckabsicherung sind nicht Bestandteil dieser Mindestanforderungen und werden in den technischen Anschlussbedingungen geregelt.

2. Messtechnische Anforderungen

2.1 Grundsätzliche Anforderungen

Bei der Planung, Errichtung und dem Betrieb der Messstelle sind neben den einschlägigen gesetzlichen Vorschriften, den Normen und den allgemein anerkannten Regeln der Technik die technischen Anforderungen dieser Anlage zu beachten. Vom Netzbetreiber veröffentlichte weitergehende Anforderungen sind zu berücksichtigen. Der Messstellenbetreiber stellt sicher, dass dem Netzbetreiber an der Messstelle alle Voraussetzungen zur Messung der abrechnungsrelevanten Größen dauerhaft und sicher zu Verfügung stehen. Als zusätzliche Anforderung ist am Zähler ein Gashahn mit Prüföffnung zu installieren. Generell sind alle Zähler mit einem Impulsausgang für den Abgriff durch die enwor zu versehen. Sofern nichts anderes geregelt, ist der Netzbetreiber grundsätzlich für das erforderliche Regelgerät und dessen Betrieb verantwortlich. Der Messdruck wird, sofern nichts anderes vereinbart, durch den Netzbetreiber vorgegeben. Erhält der Messstellenbetreiber Kenntnis von einer Änderung an der Gasanlage, hat er dies dem Netzbetreiber unverzüglich schriftlich anzuzeigen.

2.2 Spezielle Anforderungen

Der Aufstellungsort der Messeinrichtung muss zugänglich, belüftet, beleuchtet, witterungsgeschützt und trocken sein.  Bei Aufstellung im Freien sind die Anforderungen durch gleichwertige Maßnahmen zu erfüllen (z. B. Schutzarten durch Gehäuse). Die Einhaltung der zulässigen Umgebungs- und Betriebstemperaturbereiche der Messeinrichtungen (insbesondere bei Messanlagen mit elektronischen Messgeräten in Schrankanlagen) und sonstigen Anforderungen an den Aufstellungsort ist sicherzustellen.  Es dürfen nur Geräte eingesetzt werden, die gemäß Herstellerangaben den Anforderungen des Aufstellungsortes genügen. Die erforderlichen Wand- und Montageabstände (z.B. für Zählerwechsel) sind einzuhalten. In entsprechenden Einbausituationen ist zusätzlich ein Umfahr- und Abreißschutz zur Sicherung gegen Beschädigungen sicherzustellen. In Gebäuden mit wohnähnlicher Nutzung ist der Schallschutz besonders zu beachten (Raumschall-, Körperschallübertragung bei Trennwänden).  Die Messeinrichtung ist entsprechend den allgemein anerkannten Regeln der Technik und nach Vorgabe des Netzbetreibers gegen unberechtigte Energieentnahme und Manipulationsversuche zu schützen (z.B. durch Plombierung, passiven Manipulationsschutz, Türschloss). Weitere Anforderungen wie die Rückwirkungsfreiheit der Messeinrichtung auf die Gesamtanlage, die Forderungen des Explosionsschutzes, des Potenzialausgleiches u.a. sind zu beachten. 

3. Technische Mindestanforderungen an Messeinrichtungen

Bei der Planung, der Errichtung und dem Betrieb der Messeinrichtungen sind neben den einschlägigen gesetzlichen Vorschriften, den Normen und den allgemein anerkannten Regeln der Technik die technischen Anforderungen dieser Anlage zu beachten. Die folgenden Abschnitte der Anlage ergänzen die DVGW Arbeitsblätter G 488, G 492 und die technischen Anschlussbedingungen des Netzbetreibers.

3.1 Allgemeines

Die Gas-Messeinrichtung muss für den Abnahmefall geeignet sein und entsprechend betrieben werden. Die Gas-Messeinrichtung ist in Abhängigkeit vom minimalen und maximalen Durchfluss im Betriebszustand gemäß Netzanschlussvertrag sowie unter Berücksichtigung der Änderung der Gasbeschaffenheit und des Abnahmeverhaltens des Letztverbrauchers auszurüsten.  Die Messgeräte müssen dem im Betrieb maximal möglichen Druck (MOP) standhalten. Die Eignung ist nachzuweisen. Bei Einbauten entsprechend DVGW G 600 (Installation in Wohnhäusern oder vergleichbaren Gebäuden) ist die erhöhte thermische Belastbarkeit des Gaszählers und des Zubehörs (z.B. Dichtungen) sicherzustellen. Die Gestaltung der Gasmesseinrichtung sollte nach Tabelle 1 erfolgen.

Auslegungskapazität Q (unter Normbedingungen)	< 10.000 m³/h	≥ 10.000 m³/h
Aufbau der Messeinrichtung	Einfachmessung	Vergleichsmesseinrichtung

Tabelle 1 Richtwerte zu den Auslegekriterien

Bei Vergleichsmessungen sind alle Gaszähler mit gleichwertigen Mengenumwertern auszurüsten. Die Gastemperatur am Gaszähler sollte im Bereich von +5° bis +40° C liegen.  Bei Dauerreihenschaltung sollten zwei verschiedene Messgerätearten nach Tabelle 2 eingesetzt werden. Bei Einsatz der Gaszähler in Dauerreihenschaltung ist der für die Abrechnung vorgesehene Gaszähler eindeutig festzulegen. Durch eine Dauerreihenschaltung sollen die Messergebnisse ständig verglichen werden können.

3.2 Gaszähler

Die Auswahl des geeigneten Gaszählers hat nach Tabelle 2 zu erfolgen. Die Druckstufe ist entsprechend den Betriebsbedingungen auszuwählen und mit dem Netzbetreiber und dem Betreiber der Gas-Messanlage abzustimmen. Standarddruckstufe ist DP 16 bar (Ausnahme BGZ: DP 0,1 bar). Zur Inbetriebnahme sind dem Netzbetreiber Kopien der erforderlichen Prüfzeugnisse über die durchgeführten Druck- und Festigkeitsprüfungen nach DIN EN 10204 - 3.1 zu übergeben (Ausnahme BGZ: DP 0,1 bar). Bis zur Zählergröße G16 sind ausschließlich Einrohr-Balgengaszähler einzubauen.

Messgerät	Baugrößen	Messbereich
Balgengaszähler	(BGZ) ≤ G 100	≥ 1:160
Drehkolbengaszähler	(DKZ) G 16 bis G 40	≥ 1:50
Drehkolbengaszähler	(DKZ) G 65 bis G 1000	≥ 1:100
Turbinenradgaszähler	(TRZ) ≥ G 65	≥ 1:20
Wirbelgaszähler	(WBZ) ≥ G 65	≥ 1:20
Ultraschallgaszähler	(USZ) ≥ G 100	≥ 1:20

Tabelle 2 - Richtwerte zur Gaszählerauswahl für neue Gas-Messanlagen

Bei der Messgeräteauswahl ist die notwendige Versorgungssicherheit zu beachten. In Einzelfällen kann dies zu Abweichungen von Tabelle 2 führen. Die Einbaumaße für Gaszähler nach DIN 3374 sind einzuhalten.

3.2.1 Balgengaszähler

Alle eingesetzten Balgengaszähler müssen in ihrer technischen Ausführung den amtlichen Vorschriften, der DIN EN 1359, den allgemein anerkannten Regeln der Technik sowie dieser Anlage genügen. In Ergänzung zur DIN EN 1359 gilt für alle Balgengaszähler:Die Balgengaszähler sind in Anschlussausführung und Nennweite entsprechend den Vorgaben des Netzbetreibers einzubauen.

3.2.2 Drehkolbengaszähler
Alle eingesetzten Drehkolbengaszähler müssen in ihrer technischen Ausführung den amtlichen Vorschriften, der DIN EN 12480, den allgemein anerkannten Regeln der Technik sowie dieser Anlage genügen. Alle Drehkolbengaszähler müssen über eine Zulassung nach EU-Druckgeräterichtlinie (PED) verfügen. In Ergänzung zur DIN EN 12480 gilt für alle Drehkolbengaszähler:Die Drehkolbengaszähler sind in Anschlussausführung und Nennweite entsprechend den Vorgaben des Netzbetreibers einzubauen. Beim Werkstoff für die Gehäuse der Drehkolbengaszähler ist DIN 30690-1 zu beachten. Als Fehlergrenzen bei der Eichung werden die Hälfte der Eichfehlergrenzen empfohlen. Es werden zwei separate Impulsgeber im Zählwerkskopf mit Reedgeber (NF) sowie einem Encoderzählwerk empfohlen. Die Drehkolbengaszähler sind mit zwei im Gehäuse integrierten Tauchhülsen vorzusehen. Die Eichung hat mit den Tauchhülsen zu erfolgen.

3.2.3 Turbinenradgaszähler

Alle eingesetzten Turbinenradgaszähler müssen in ihrer technischen Ausführung den amtlichen Vorschriften, der DIN EN 12261, den allgemein anerkannten Regeln der Technik sowie dieser Anlage genügen. Alle Zähler müssen über eine Zulassung nach EU-Druckgeräterichtlinie (PED) verfügen.  In Ergänzung zur DIN EN 12261 gilt für alle Turbinenradgaszähler:Beim Einsatz von Turbinenradgaszählern sind die Anforderungen der Technischen Richtlinie PTB G 13 zu beachten. Als Gesamtlänge der Turbinenradgaszähler zwischen Ein- und Auslaufanschlüssen, ohne die erforderlichen Ein- und Auslaufstrecken, gilt verbindlich 3 DN. Die Turbinenradgaszähler sind grundsätzlich für die Einbaulage horizontaler Durchfluss, universell einstellbar nach links oder rechts, vorzusehen. In Ausnahmefällen ist die vertikale Einbaulage mit Durchfluss von oben nach unten möglich. Bezüglich der Gehäusewerkstoffe sind die Anforderungen der DIN 30690-1 zu beachten. Die Turbinenradgaszähler sind für den Einsatz bis zu einem Betriebsüberdruck von 4 bar einer Niederdruckeichung zu unterziehen. Als Fehlergrenzen bei der Eichung werden die Hälfte der Eichfehlergrenzen empfohlen. Ab einem Betriebsüberdruck von 4 bar ist der Einsatz von Turbinenradgaszählern nur mit einer Hochdruckprüfung nach PTB-Prüfregeln Bd. 30 zulässig.  Die Hochdruckprüfung ist beim vom Netzbetreiber vorgegebenen Prüfdruck auf einem Prüfstand, welcher dem deutsch-niederländischen Bezugsniveau angeglichen ist, vorzunehmen. Prüfstand und Termin sind so frühzeitig bekannt zu geben, dass ein Beauftragter des Netzbetreibers auf dessen Kosten an der Hochdruckprüfung teilnehmen kann. Die Justage des Zählers erfolgt einvernehmlich. Das Protokoll der HD-Prüfung ist mitzuliefern. Der HD-Messbereich ist mit dem Netzbetreiber abzustimmen. Diese Regelungen gelten für Nacheichungen entsprechend. Als Fehlergrenzen bei der Hochdruckeichung wird die Hälfte der Eichfehlergrenzen empfohlen. Es sind Turbinenradgaszähler mit 2 x separaten Impulsgebern im Zählwerkskopf mit Reedgeber (NF) sowie vorzugsweise mit 1 x Schaufelradabgriff mit induktiven Impulsgeber (HF) und 1 x Referenzabgriff mit induktiven Impulsgeber (HF) sowie Encoderzählwerk einzusetzen.

3.2.4 Wirbelgaszähler

Alle eingesetzten Wirbelgaszähler müssen in ihrer technischen Ausführung den amtlichen Vorschriften und den allgemein anerkannten Regeln der Technik sowie dieser Anlage genügen.  Alle Zähler müssen über eine Zulassung nach EU-Druckgeräterichtlinie (PED) verfügen. In Ergänzung zu den allgemeinen Regeln gilt für alle Wirbelgaszähler: Beim Einsatz von Wirbelgaszählern sind die Anforderungen der PTB hinsichtlich der Einlaufstrecke von 20xD mit integriertem Röhrengleichrichter und der Auslaufstrecke von 5xD zu beachten. Als Gesamtlänge der Wirbelgaszähler zwischen Ein- und Auslaufanschlüssen, ohne die erforderlichen Ein- und Auslaufstrecken, gilt verbindlich 3 DN. Die Wirbelgaszähler sind grundsätzlich für die Einbaulage horizontaler Durchfluss, universell einstellbar nach links oder rechts, vorzusehen. In Ausnahmefällen ist die vertikale Einbaulage mit Durchfluss von oben nach unten möglich. Bezüglich der Gehäusewerkstoffe sind die Anforderungen der DIN 30690-1 sind zu beachten.  Für die Prüfungen, Eichungen und Fehlergrenzen gelten die Ausführungen für Turbinenradgaszähler entsprechend. Es sind Wirbelgaszähler mit mindestens einem Doppel-Impulsgeber und Impulsüberwachung einzusetzen.

3.2.5 Ultraschallgaszähler

Alle eingesetzten Ultraschallgaszähler müssen in ihrer technischen Ausführung den amtlichen Vorschriften und den allgemein anerkannten Regeln der Technik sowie dieser Anlage genügen.  Alle Zähler müssen über eine Zulassung nach EU-Druckgeräterichtlinie (PED) verfügen. In Ergänzung zu den allgemeinen Regeln gilt für alle Ultraschallgaszähler: Beim Eins atz von Ultraschallgaszählern sind die Anforderungen der PTB hinsichtlich der Ein- und Auslaufstrecken zu beachten. Die Ultraschallgaszähler sind grundsätzlich für die Einbaulage horizontaler Durchfluss, universell einstellbar nach links oder rechts, vorzusehen. In Ausnahmefällen ist die vertikale Einbaulage mit Durchfluss von oben nach unten möglich. Bezüglich der Gehäusewerkstoffe sind die Anforderungen der DIN 30690-1 sind zu beachten. Für die Prüfungen, Eichungen und Fehlergrenzen gelten die Ausführungen für Turbinenradgaszähler entsprechend.

3.3 Mengenumwerter und Zusatzeinrichtungen

Ab einem Messdruck von 50 mbar ist der Einsatz von Mengenumwertern zu prüfen. Alle eingesetzten elektronischen Mengenumwerter mit integriertem Datenspeicher und alle Zusatzeinrichtungen zum Einsatz in Messanlagen für Erdgas müssen in ihrer technischen Ausführung den amtlichen Vorschriften, der DIN EN 12405, den anerkannten Regeln der Technik sowie dieser Anlage genügen. Bei Messeinrichtungen an Transportnetzen ist in Abstimmung mit dem Netzbetreiber der DSfG-Standard einzusetzen. Als Fehlergrenzen bei der Eichung wird die Hälfte der Eichfehlergrenzen empfohlen. Die Anforderungen der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) zum Einbau von Leistungs- bzw. Lastgangmessungen sind zu beachten. In Ergänzung zur DIN EN 12405 gilt für elektronische Mengenumwerter: Die Mengenumwerter haben aus einem Rechner und je einem Messumformer für Druck und Temperatur zu bestehen. Die Umwertung hat als Funktion von Druck, Temperatur und der Abweichung vom idealen Gasgesetz zu erfolgen (Zustandsmengenumwertung). Bei der Auswahl des K-Zahl-Berechnungsverfahrens sind die aus der Gasbeschaffenheit resultierenden Anforderungen des DVGW Arbeitsblattes G 486 zu beachten. Dies kann entweder durch fest eingestellte KZahlen oder durch die Berechung der K-Zahl im Mengenumwerter geschehen. Wird die K-Zahl berechnet, erfolgt dies anhand der Gasbeschaffenheit mit einer geeigneten Gleichung als Funktion von Druck und Temperatur. Die zur Berechnung der K-Zahl benötigten Werte der Gasbeschaffenheit müssen für Brenngase der 1. und 2. Familie nach DIN EN 437 programmierbar sein oder als live-Daten über ein geeignetes Datenprotokoll (z.B. DSfG) zur Verfügung gestellt werden können.  Der Druckmessumformer ist als Absolutdruckaufnehmer auszuführen. Der Messbereich der Gastemperatur ist von -10 °C bi s +60 °C vorzusehen, die Hersteller-Angaben sind zu beachten. Die Mengenumwerter und Zusatzeinrichtungen müssen bei Erfordernis für den Einsatz in der für den Aufstellungsraum ausgewiesenen Ex-Zone zugelassen sein. Die notwendige Zulassung nach ATEX ist bereitzustellen. Die Datenspeicher müssen über eine Bauartzulassung als Höchstbelastungsanzeigegerät für Stunden- und Tagesmaximum bzw. als echtzeitbezogener Lastgang- bzw. Zählerstandsgangspeicher verfügen. Die Speichertiefe bei stündlicher Speicherung muss den gesetzlichen Anforderungen entsprechen. Die Zählerstände sollten setzbar sein. Bei Modemeinsatz ist die Zeitsynchronisation des Datenspeichers durch geeignete Maßnahmen sicherzustellen. Die Eichung der Datenspeicher hat als echtzeitbezogener Lastgang- bzw. Zählerstandsgangspeicher zu erfolgen. Zur Inbetriebnahme sind Datenblatt, Betriebsanleitung, Bauartzulassung der PTB mit Plombenplänen und die zur Geräteauslesung erforderliche Software bereitzustellen. Die Mengenumwerter bzw. Zusatzeinrichtungen müssen über mindestens eine der nachstehenden Schnittstellen verfügen: optische Schnittstelle nach IEC 1107 RS 232 / 485 Kommunikationsschnittstelle für den Modem-Anschluss (wahlweise analog, ISDN, GSM oder GPRS)DSfG- Schnittstelle entsprechend DVGW G 485 MDE-kompatibel Je nach Einsatz der Geräte ist es notwendig, dass die Daten mit verschiedenen Abrufsystemen abrufbar sind. Die Übertragungsprotokolle sind dazu offen zulegen.

3.4 Gasbeschaffenheitsmessung

Wenn der Einbau einer Gasbeschaffenheitsmessung an der Messstelle erforderlich ist, sind die Anforderungen des Netzbetreibers zu berücksichtigen.

4. Smart Meter Gebiete

Smart Meter Gebiete dürfen in ihrer Dimensionierung, Art und Anzahl nicht beeinträchtigt werden.

5. Sonstige vereinbarte Regelungen

Ferner gelten folgende Regelwerke, Normen und Richtlinien.DVGW G 495 Gasanlagen – InstandhaltungDIN 33800 Gaszähler; TurbinenradgaszählerDIN VDE 0165, Teil 1 Elektrische Betriebsmittel für gasexplosionsgefährdete BereicheDIN VDE 0190 Einbeziehen von Gas- und Wasserleitungen in den Haupt- Potentialausgleich von elektrischen Anlagen

6. Bezugsdokumente

EnWG Energiewirtschaftsgesetz vom 07. Juli 2005GasNZV Gasnetzzugangsverordnung vom 25. Juli 2005DIN EN 437 Prüfgase – Prüfdrücke - GerätekategorienDIN EN 1359 Gaszähler; BalgengaszählerDIN EN 1776 Erdgasmessanlagen - Funktionale AnforderungenDIN EN 10204 Metallische Erzeugnisse - Arten von PrüfbescheinigungenDIN EN 12261 Gaszähler; TurbinenradgaszählerDIN EN 12405 Gaszähler; Elektronische Zustands-MengenumwerterDIN EN 12480 Gaszähler; DrehkolbengaszählerDIN 30690-1 Bauteile in Anlagen der GasversorgungPTB TR G 13 Einbau und Betrieb von TurbinenradgaszählernPTB-Prüfregel Bd.30, Hochdruckprüfung von GaszählernDVGW G 485 Digitale Schnittstelle für Gasmessgeräte (DSfG)DVGW G 486 Realgasfaktoren und Kompressibilitätszahlen von Erdgasen; Berechnung und AnwendungDVGW G 488 Anlagen für die Gasbeschaffenheitsmessung – Planung, Errichtung und BetriebDVGW G 492 Gas-Messanlagen für einen Betriebsdruck bis einschließlich 100 bar; Planung, Fertigung, Errichtung, Prüfung, Inbetriebnahme, Betrieb und Instandhaltung DVGW G 600 Technische Regeln für Gas-Installationen, DVGW-TRGI 1986/1996

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