Kosteneffizientes Management digitaler Ortsnetzstationen

EOR-3DS als Digitalisierungseinheit für Ortsnetzstationen

Zusammenfassung

Digitale Ortsnetzstationen (DONS) werden für Verteilnetzbetreiber (VNB) zu einem Schlüsselelement für die Automatisierung, die Überwachung und den effizienten Betrieb ihrer Netze. Die DONS werden ein wesentliches Element des künftigen aktiv betriebenen intelligenten Netzes sein. Folglich sehen sich die VNB mit neuen Aufgaben konfrontiert, wie z. B. dem groß angelegten Roll-out von vernetzten Geräten, die über das gesamte Netz verteilt sind.

Dieser neue Grad der Digitalisierung in DONS führt zu neuen Herausforderungen sowohl für die VNB als auch für die Hersteller. Im Vergleich zu klassischen Offline-Geräten erfordern vernetzte Geräte mehr Aufmerksamkeit in Bezug auf die damit verbundenen Management- und Betriebsprozesse. So muss beispielsweise ein kontinuierliches Patch-Management über Tausende von Geräten hinweg realisiert werden, um die IT-Sicherheitsstandards zu gewährleisten und funktionale Updates durchzuführen. Manuelle Prozesse können die damit verbundenen großen Mengen an Aufgaben nicht in akzeptabler Zeit und auf wirtschaftliche Weise bewältigen.

Netze BW hat daher eine neue Management- und Betriebsarchitektur zusammen mit einem standardisierten Gerät für Ring Main Units (RMU) definiert, die Process Interface and Detection Unit (PIDU).

In der Anwendung als PIDU in der digitalen Ortsnetzstation vereint unser neuer Fehleranzeiger EOR-3DS die klassische Erdschluss- und Kurzschlussortung mit den notwendigen digitalen Schnittstellenfunktionen. Dadurch wird aus dem Kurz- und Erdschlussanzeiger eine völlig neue Klasse an Gerät: das EOR-3DS als Digitalisierungseinheit von Ortsnetzstationen.

In diesem Beitrag wird zunächst beschrieben, wie die Betriebskosten pro DONS mit Hilfe eines modernen Management- und Betriebssystems reduziert werden können. Und zweitens wird ein neues Gerät für RMUs, der PIDU, vorgestellt.

Einleitung

Die größten Herausforderungen bei massenhaft angelegten Produkt-Einführungen sind in der IT-Welt wohlbekannt. Der OT-Bereich ist noch nicht so sehr an Lösungen gewöhnt, die bei der Bewältigung der Herausforderungen helfen, die derzeit in intelligenten Mittel- und Niederspannungsnetzen (smart grid) auftreten.

  1. Das Management- und Operationssystem ermöglicht eine effiziente, skalierbare und kostengünstige Einführung von digitalen Ortsnetzstationen (DONS). Es ermöglicht dem VNB, die Betriebskosten pro Ortsnetzstation (ONS) während des laufenden Roll-outs und später im Betrieb zu senken.
  2. Es sind neue leistungsfähige Geräte wie PIDUs mit dem EOR-3DS als Digitalisierungseinheit erforderlich, um die neuen Anforderungen an digitale Ortsnetzstationen zu erfüllen: 
  • eine große Anzahl von Geräten muss effizient verwaltet und eingesetzt werden
  • die Hardwareleistung muss zukunftssicher sein
  • die Geräte müssen für den begrenzten Platzbedarf innerhalb von Ring Main Units geeignet sein
  • modernen Kommunikationsprotokollen müssen unterstützt werden
  • verschiedene Funktionalitäten müssen in einem Gerät vereint sein (z.B. Fehlerdetektion, Steuerung, Messung)
  • Sicherheitsfunktionen müssen implementiert sein
  • die Geräte müssen auch mit Kleinsignalsensoren kompatibel sein

Systemarchitektur

Durch die kommunikative Anbindung und der damit einhergehenden Vernetzung bei gleichzeitigem massenhaften Roll-out von Geräten, entstehen neue Anforderungen an das Management und den Betrieb (Operations). Es ist abzusehen, dass circa 10-20% aller zukünftig neu errichteten Ortsnetzstationen digital und damit vernetzt ausgeführt sein werden.

Bei einer Anzahl von mehreren tausend Geräten, kommen dabei manuelle Prozesse an eine zeitliche- und Ressourcengrenze. Insbesondere bei als kritisch eingestuften Sicherheitsupdates sind kurzfristige Maßnahmen zwingend erforderlich. Etablierte Architekturen und Vorgehensweise aus der Telekommunikation, dem IT-Bereich oder dem Smartmeter Umfeld können hierzu als Architektur-Blaupause dienen.

Technologisch haben sich im Bereich der Steuerungen, Sensoren, Aktoren und Kommunikationsgeräte solche Geräte etabliert, die eine Update-Funktionalität integriert haben. Nur mit einer solchen Funktion wird es erst ermöglicht, funktionale Weiterentwicklungen effizient und flexibel in ihrer zu installierenden Basis zu realisieren und teilzuhaben. Und das in zweierlei Richtungen:

  1. Anforderungen zur Umsetzung von (zukünftigen) funktionalen Smart Grid-Anforderungen
  2. Erfüllung nicht funktionaler Anforderungen (z. B.: Logging, Datenverkehrsanalyse, signaturbasierte Anmeldung, etc.)

Eine funktionale als auch nicht funktionale Weiterentwicklung hat in der Vergangenheit dazu geführt, Geräte aufwendig, vor Ort, installieren zu müssen, bestehende auszutauschen oder sofern es die Geräte von ihrer Leistungsfähigkeit zulassen, manuell upzudaten.

Um diese Potentiale nicht zu verlieren, sondern effizient im Betrieb der Geräte zu bleiben, bedarf es einer gesamtheitlichen System-Architektur. Dabei spielen leistungsfähige und moderne Hardware- und Kommunikationsarchitekturen in den OT-Umgebungen eine entscheidende Rolle.

Die Netze BW hat dazu einen neuen Betriebsstandard für ferngemeldete und ferngesteuerte Umspannstationen der zweiten Generation (FF-U 2.0) entwickelt, in welcher das EOR-3DS als Schalt- und Meldezentrale zum Einsatz kommt. Im Kern ermöglicht das EOR-3DS als Digitalisierungseinheit für ONS alle Geräte über eine Management Plattform hoch skalierbar auszurollen und zu betreiben. Parallel werden Messdaten und Betriebszustände von Sensoren an verschiedene Datensenken (in Abbildung 1 „Data User“ genannt) über eine unabhängige Datenplattform mittels MQTT-Broker (in Abbildung 1 „Broker“ genannt) zur Verfügung gestellt. Die Speicherung der Daten obliegt dabei den Datenabnehmern selbst, da hier je nach Aufgaben zum Beispiel unterschiedliche Zeitreihen von Interesse sind. Der Broker ist dabei völlig von der Betriebsplattform getrennt.

Es wurde dazu ein einheitlicher Namensraum (UNS: unified namespace) definiert, um Daten für verschiedene Data User bereitstellen zu können und auf Anlagenseite standardisieren zu können. Auf Grund der Skalierbarkeit der Systemarchitektur können ein Vielfaches granularer Daten erhoben und bereitgestellt werden, als in einem reinen SCADA System. Das SCADA System selbst agiert unabhängig und unverändert. Die Abbildung 1 zeigt einen schematischen Überblick über die gesamtheitlich aufgebaute Systemarchitektur.

Abbildung 1: Überblick System Architektur und Komponenten einer digitalen Ortsnetzstation

Sensoren umfassen neben klassischen Messwerten wie Transformator Öl-Temperatur, Türkontakte oder Stromsensoren in den Niederspannungsabgängen, auch Power Quality-Parameter. Durch den modularen Aufbau ist es jederzeit möglich, weitere Messgrößen zu erheben, lokal aufzubereiten und an den zentralen Broker zu senden. In der Mittelspannungsanlage kommen zusätzlich sogenannte Process and detection units (PIDU) zum Einsatz, die sowohl Fehlerortung ermöglichen als auch Messwert und Steuerfunktionalitäten vereinen. Sie liefern damit einen wichtigen Beitrag zur Transparenz in der Mittelspannungsebene. Weitere Sensoren können flexibel über das IIoT Gateway integriert werden.

Aufgaben Management und Operations-Plattform (M&O)

Für einen hochskalierbaren und massenfähigen Rollout und anschließenden sicheren Betrieb benötigt es ein zentrales Geräte- und Patchmanagement. Aus Anwendersicht ist eine einheitliche, standardisierte Plattform für alle Geräte innerhalb der FF-U 2.0 anzustreben. Eine besondere Herausforderung besteht in der Umsetzung dieser Plattform, wenn unterschiedliche Hersteller eingebunden werden müssen, wie es für dieses Projekt geplant und umgesetzt wurde. Damit kann der Schulungsaufwand für das Personal deutlich reduziert werden, da nur eine und nicht verschiedene, herstellerspezifische Plattformen über mehrere Generationen hinweg, zu managen sind.

Die Geräte verfügen daher über eine standardisierte Schnittstelle, um Befehle aus der Plattform entgegenzunehmen und geräteseitig auszuführen. Über die Plattform ist es darüber hinaus möglich parallele Prozesse anzustoßen. Hierzu gehören beispielsweise das Ausrollen von Patches oder das Abfragen von Geräteinformationen. Der Plattform werden dazu über einen automatisierten Datenabgleich die notwendigen Dateien, die durch spezifische Herstelleranwendungen (Vendor tools) generiert wurden, bereitgestellt. Die Abbildung 2 zeigt den logischen Dateiaustausch zwischen der zentralen Plattform und den Geräten unterschiedlicher Hersteller.

Es ist von besonderer Bedeutung, welche Use-Cases/Anwendungsfälle mit dieser Plattform erfüllt werden sollen. Es zeigen sich dabei drei Kategorien:

  1. Operations
    Geräteüberwachung, Diagnose, Predictive Maintenance/ Vorausschauende Instandhaltung, Entstörung
  2. Management / Inventarisierung:
    Ersatzteile bevorraten, Erneuerung, ISMS-Doku, Stückzahlen/Bestand im Feld
  3. Service
    ISMS-Updates, Sicherheitsupdates, Konfigurationsanpassungen, Funktions-erweiterungen, Inbetriebnahme, Werksprüfung)
Abbildung 2: Standardisierte M&O-Plattform für das Geräte- und Patchmanagement

Kostenbetrachtung

Abbildung 3: Graph showing operating costs per secondary substation based on total amount of installed units

Bei den Gesamtkosten spielen insbesondere die konstanten Anteile des produktiven Backends (Abbildung 3 in blau dargestellt) und der Testumgebung (Abbildung 3 in grau dargestellt) zu Beginn der Umsetzung eine maßgebliche Rolle. Mit voranschreitendem Roll-out teilen sich die Backendkosten entsprechend der steigenden Anzahl auf die skalierende Zahl von digitalen Ortsnetzstationen (DONS) auf. Der wesentlich geringere variable Kostenanteil (Abbildung 3 in orange dargestellt) besteht aus den Service-level Preisen für die installierten Geräte. Diese Kosten steigen mit der Anzahl der installierten DONS. Die grüne Linie in Abbildung 3 verdeutlicht, dass sich die Betriebskosten pro DONS mit steigender Anzahl DONS im Netz deutlich reduzieren. Bei einer Zahl von 1000 DONS betragen die Kosten lediglich 15% der anfänglichen Kosten pro DONS.

Zusammenfassend ist erkennbar, dass eine zentrale M&O Plattform unter den Gesichtspunkten der Skalierung, kostenseitig eine sinnvolle Investition ist. Eine Ausprägung als modulare Plattform sichert zudem die Zukunftsfähigkeit der Lösung, während die Herstellerunabhängigkeit die Komplexität für den Endanwender reduziert und darüber hinaus den Skalierungseffekt noch weiter verstärkt. Ergänzend zur zentralen Plattform ist die softwareseitige Updatefähigkeit aller eingesetzten Geräte ein zwingender Faktor, um den sicheren Betrieb einer immer größer werdenden Geräteflotte gewährleisten zu können.

Process Interface and Detection Unit (PIDU)

Erdschluss- und Kurzschlussanzeiger (ES/KS-Anzeiger) sind in den meisten Mittelspannungs-Schaltanlagen heutzutage standardmäßig verbaut, um eine schnelle Aussage über den Fehlerort im einpoligen und mehrpoligen Fehlerfall treffen zu können.

Bei vielen Verteilnetzbetreibern sind ES/KS-Anzeiger leittechnisch über ein IEC Protokoll wie bspw. IEC 60870-5-104 an eine Leitstelle angebunden, in welcher die Meldungen zentral erfasst und ausgewertet werden können.

Abbildung 4: EOR-3DS als Digitalisierungseinheit für ONS

Das in der digitalen Ortsnetzstation FF-U 2.0 eingesetzte EOR-3DS erfüllt darüber hinaus noch eine Reihe weiterer Features, um den Anforderungen der ferngemeldeten und ferngesteuerten Ortsnetzstationen der Zukunft gerecht zu werden und auch die Anzahl an Geräten im Feld noch managen zu können. Durch diese Funktionserweiterungen wird aus einem reinen Kurz- und Erdschlussanzeiger eine völlig neue Klasse an Gerät: das EOR-3DS als Digitalisierungseinheit von Ortsnetzstationen.

Leittechnik

Neben einem klassischen Leittechnikprotokoll wie bspw. IEC 60870-5-104 in Richtung Leitstelle (Abbildung 1 roter Pfad) laufen im PIDU parallel dazu zwei weitere Protokolle auf MQTT Basis. Über das sogenannte „Management & Operations“ (Abbildung 1 grüner Pfad, kurz „M&O) können mit Hilfe einer zentralen M&O Plattform Parameter und Firmware

Updates an den Geräten durchgeführt werden. Diese Updates können als Flottenupdates an einer Vielzahl an Geräten gleichzeitig oder zeitlich gestaffelt stattfinden. Zudem werden über die zentrale IoT Software weitere Detailinformationen der PIDUs erfasst, bspw. Heartbeat, CPU Last, Chargennummern, etc.

Um ausreichend Einfluss durch Fernschaltung und Informationen durch zusätzliche Messdaten zu erhalten, wird eine Quote von ca. 10-20% digitalen Ortsnetzstationen angestrebt. In absoluten Zahlen bedeutet dies eine Geräteflotte von bis zu mehreren tausend PIDUs, was die Notwendigkeit einer zentralen M&O Plattform unterstreicht.

Über den dazu separaten IoT Pfad (Abbildung 1 blauer Pfad) werden die Messdaten und ES/KS-Meldungen aller im Endausbau zentralen Knotenpunkten für weitere Auswertungen an einen zentralen Broker gesendet. Diese Daten können in Echtzeit von Abteilungen des Verteilnetzbetreibers wie bspw. Assetmanagement oder Netzplanung herangezogen und ausgewertet werden.

Das als PIDU in der FF-U 2.0 eingesetzte EOR-3DS der Firma A. Eberle GmbH & Co. KG entsorgt alle drei Protokolle auf einer Ethernet-Schnittstelle. Alternativ besteht die Möglichkeit die Daten in zwei physikalisch getrennte Netzwerke zu entsorgen, bspw. in ein Netzwerk für M&O und SCADA sowie ein separates Netzwerk für IoT.

Die Querverbindungen von binären Signalen aus der Schaltanlage entfallen aufgrund eines durchgängigen Netzwerks. Alle Signale werden im Feld direkt am PIDU verarbeitet und über die Netzwerkverbindung übertragen.

Fernsteuern

Die Lasttrennschalter und Abgangserder aller Kabelfelder und des Trafofelds werden über die PIDUs als Doppelmeldung erfasst. Darüber hinaus können über das Leittechnikprotokoll IEC 60870-5-104 die Lasttrennschalter aller Kabelfelder ferngesteuert werden. Durch eine freie Programmierbarkeit (SPS-Funktionalität) des PIDU wurden verschiedene Funktionen im Hinblick auf das Schalten und Überwachen des Lasttrennschalters realisiert. Hierdurch werden zum einen fehlerhafte Schaltanforderungen abgewiesen und der Lasttrennschalter sowie der Motorantrieb des Lasttrennschalters bzgl. Störstellung, Differenzstellung, und Rückmeldezeit überwacht.

Messung und Fehlererkennung

Die Messdaten, welche neben der Leitstelle auch für weitere Auswertungen im Bereich Asset Management und Netzplanung eingesetzt werden sollen, müssen eine ausreichende Genauigkeit aufweisen. Mit Hilfe von Kleinsignal Sensoren der Klasse 0.5 nach IEC 61869 und einer Genauigkeit des PIDU ebenfalls der Klasse 0.5 kann eine Gesamtgenauigkeit <1,0% erzielt werden.   
Um auch im Falle von Doppelkabeln nicht auf die kapazitiven Stützer zurückgreifen zu müssen, sondern in jedem Anwendungsfall stets die gleiche Genauigkeit mit Hilfe der Kleinsignalsensoren zu erhalten, werden im
FF-U 2.0 Standard Kabeldurchführungen mit integrierten Kleinsignalmesswandlern der Fa. Siemens (SIBushing) verwendet, welche klare Vorteile gegenüber klassischen induktiven Lösungen bieten. Die je nach Phase mit farbigen RJ45-Anschlusskabeln ausgestatteten Kombi-Durchführungssensoren werden in die ebenfalls farbig markierten RJ45-Buchsen des PIDU gesteckt und gewährleisten auf diese Art und Weise eine schnelle, unkomplizierte und fehlerfreie Möglichkeit der Montage.

Die PIDUs erhalten noch im Schaltanlagenwerk ein Sensorkonfigurationsfile mit allen nötigen Korrekturfaktoren, sodass die PIDUs ab Werk bereits ohne weitere Parametrierung oder Korrekturmaßnahmen die Messgenauigkeit erzielen.

Durch ein in jeder SIBushing verbautes PT100 Element, ist der PIDU zudem in der Lage pro Phase die Durchführungstemperatur genau zu ermitteln. Dies ist hilfreich für die Zustandsbewertung der Durchführungen und künftige proaktive Wartung.

Durch die gegebene Klassengenauigkeit von SIBushing und PIDU, sowohl im Bereich der Strom- als auch der Spannungsmessung, ist neben relativ anspruchslosen Erdschlussortungsverfahren wie qu2 Wischer und Pulsortung ebenfalls das wattmetrische Erdschlussortungsverfahren nutzbar, welches üblicherweise teurere Kabelumbauwandler voraussetzt.

IT-Security

Die Kommunikation im FF-U 2.0 Standard ist vollständig Ethernet basiert, d.h. auf den Einsatz serieller Protokolle wie bspw. Modbus RTU wurde vollständig verzichtet.

Um die IT Sicherheit der eingesetzten PIDUs zu gewährleisten, werden diese mit vom Verteilnetzbetreiber signierten Hersteller-Zertifikaten vorkonfiguriert und aktivierter Firewall ausgeliefert. D.h. die PIDUs können ab der Auslieferung vom Hersteller A. Eberle weder manuell am Display noch über die Herstellersoftware AEToolbox in ihrem Setup bzw. ihrer Konfiguration geändert werden. Erst im Netzwerk des Verteilnetzbetreibers erhält die PIDU durch das vorhandene Herstellerzertifikat ein gültiges Betreiberzertifikat und kann sich damit an der zentralen Management & Operations Plattform anmelden. Nur über diese zentrale Plattform können die Einstellungen der PIDU geändert werden. Eine Manipulation der Geräteeinstellungen entlang der Lieferkette oder auch später im Feld kann somit ausgeschlossen werden.

Um einen reibungslosen Wechsel der Betreiberzertifikate zu gewährleisten, können auf die PIDU neben dem weiterhin existierenden Herstellerzertifikat bis zu 5 unterschiedliche Betreiberzertifikate geladen werden.

Des Weiteren ist die initiale Anmeldung im Netzwerk des Verteilnetzbetreibers durch eine 2-Faktor Authentifizierung (2FA) mit Hilfe eines auf dem Gerät befindlichen QR-Codes geschützt.

Ausblick

Durch die Hardware Performance der eingesetzten PIDUs ist der Verteilnetzbetreiber in der Lage die Geräte durch funktionale als auch nicht-funktionale Erweiterungen zu ergänzen.  
Funktionale Erweiterungen könnten in Zukunft im Zusammenspiel mit den eingesetzten Sensoren eine Power Quality Messung im Bereich der Mittelspannung oder Edge Intelligence in jedem Kabelfeld ermöglichen, bspw. auch automatisierte Lastabwurf Szenarien für durch E-Mobilität überlastete Abgänge. Auch die Erweiterung durch neue Erdschlussortungsalgorithmen ist möglich.
Nicht funktionale Erweiterungen liegen im Bereich von IT-Security Patches und Updates des Betriebssystems. Auch ein Update im Bereich der Kommunikationsprotokolle an sich ist möglich. Bspw. Neuerung im Bereich MQTT/IoT/M&O oder im Bereich der Leittechnikprotokolle wie IEC 61850 MMS, sofern sich der IEC 61850 Standard in Zukunft bis in die Ortsnetzstationen durchsetzen sollte.

Zusammenfassung

Der Bedarf an Monitoring, Steuerungsmöglichkeiten und einer immer höheren Verfügbarkeit in den Verteilnetzen, steigt mit der fortschreitende Elektrifizierung in allen Bereichen der Gesellschaft. Mit den im Paper vorgestellten Ökosystem der FF-U 2.0 kann dieser sich dynamisch entwickelnden Situation zukunftssicher begegnet werden. Denn die Energiewende wird in den Verteilnetzen stattfinden.

Das neue Ökosystem der ferngemeldeten und ferngesteuerten Ortsetzstationen FF-U 2.0 geht dabei mit seinen technologischen Entwicklungen über die am Markt üblichen und verfügbaren Lösungen hinaus. Der Fokus auf ein hochskalierbares System und einfachen Prozessen, bietet dem Netzbetreiber dabei eine zukunftsoffene Plattform.

Eine zentrale Plattform ist für ein effizientes und wirtschaftliches Ausrollen von Updates, sowie die Wartung und den Betrieb von tausenden Geräten zwingend erforderlich.

Der Einsatz von Process Interface & Detection Units (PIDUs) im Rahmen des FF-U 2.0 Ökosystems erweitert den Einsatzzwecks von herkömmlichen Kurz- und Erdschlussanzeigern über die reine Fehlererkennung hinaus. Durch eine feldbezogene Fernsteuerung in der Mittelspannungs-Schaltanlage sowie eine hochgenaue phasenaufgelöste Mittelspannungsmessung erweitert sich der Funktionsumfang deutlich.

PIDUs ermöglichen eine gleichzeitige Anbindung an die Leitstelle, an eine zentrale Management Plattform sowie die Entsorgung aller Daten an einen MQTT-Broker. Der PIDU reduziert den Verdrahtungsaufwand und die Verdrahtungskomplexität innerhalb der Ortsnetzstation und vereinfacht den Inbetriebnahme Prozess.

Zur Absicherung der OT Kommunikationsverbindungen auf Netzwerk-Ebene sind aus der IT bekannte Sicherheitsmerkmale implementiert. Wie z.B. zertifikatsbasierte Authentifizierung und integrierte Firewall-Funktionalitäten. Durch die nachträgliche Updatemöglichkeit sind funktionale als auch nicht-funktionale Erweiterungen auch in Zukunft sichergestellt ohne die Hardware tauschen zu müssen.

Die Hardwareanforderungen an alle Geräte innerhalb der Ortsnetzstation werden perspektivisch steigen.

Ein Edge Computing bietet die Möglichkeit das Netz und die Datenerhebung variabel und schnell an neue Anforderungen anzupassen.

Digitale Ortsnetzstationen werden eine entscheidende Schlüsselrolle in den Verteilnetzen übernehmen, um die Netze zukunftssicher betreiben zu können.

Offizielle Einweihung: das EOR-3DS in der digitalen Ortsnetzstation
»FF-U 2.0« bei Netze BW GmbH

Q&A mit Produktmanager EORSys, Gerald Jacob (A. Eberle GmbH & Co. KG)

Quellen

  1. “Whitepaper: Requirements for Secure Control and Telecommunication Systems”, BDEW, Berlin, Germany 2018
  2. “VDE Impuls Systematisierung der Autonomiestufen in der Netzbetriebsführung”, VDE ETG Germany 2020
  3. “Security Architecture for Open Systems Interconnection For CCIT Applications – Recommendation X.800”, ITU International Telecommunications Union, 1991
  4. “Das Smart Meter Gateway – Cyber – Sicherheit für die Digitalisierung der Energiewirtschaft”, Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik, Germany
  5. “ISO/IEC 27001:2022 Information security, cybersecurity and privacy protection — Information

Autoren
Andreas Hettich, Netze BW GmbH, Deutschland, a.hettich@netze-bw.de
Fabian Zehner, Netze BW GmbH, Deutschland, f.zehner@netze-bw.de
Gerald Jacob, A. Eberle GmbH & Co. KG, Deutschland, gerald.jacob@a-eberle.de
Dr. Christian Rüster, A. Eberle GmbH & Co. KG, Deutschland, christian.ruester@a-eberle.de

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