Smart Grids - net.in.tum.de · Smart Grids liegt darin, die zentrale IT eines Energiever- sorgers mit allen für ihn wichtigen Knoten des Smart Grids, insbesondere den Smart Metern,

Smart Grids

Falco Cescolini

Betreuer: Ali Fessi

Seminar - Innovative Internettechnologien und Mobilkommunikation SS2011

Lehrstuhl Netzarchitekturen und Netzdienste

Fakultät für Informatik, Technische Universität München

Email: [email protected]

KURZFASSUNGFür das Funktionieren einer modernen Volkswirtschaft undGesellschaft ist eine kostengünstige und störungsfreie Strom-versorgung unerlässlich. Smart Grids sind eine neue Ent-wicklung um diesen Aspekt der Energieversorgung zu er-halten und zu optimieren. Sie erlangen vor allem durch denjährlich steigenden Energieverbrauch und dem massiven Aus-bau erneuerbarer Energien an Bedeutung, der andernfalls zueiner Instabilität im Verbundnetz führen würde. Diese Ar-beit skizziert die Probleme des aktuellen Stromnetzes austechnischer und wirtschaftlicher Sicht, beschreibt die SmartGrid Technologie und zeigt ihre bisherige Verwendung an-hand von Fallstudien.

SchlüsselworteSmart Grid, Smart Meter, Telegestore, SmartGridCity, AMI,AMR, PLC, Strom

1. EINLEITUNGDie Stromproduktion basiert derzeit hauptsächlich auf derVerbrennung fossiler Brennsto�e und der Kernspaltung inleistungsstarken Großkraftwerken. [2] Die Stromübertragungfindet über ein zentrales Netz statt, das darauf ausgelegtist unidirektional vom Energieerzeuger zum Energieverbrau-cher Strom zu transportieren. Ein Stromnetz ist ein Netz-werk, in dem abgesehen von den Verlusten bei der Über-tragung und Transformation des Stroms genau soviel Stromerzeugt werden muss wie verbraucht wird. Zudem ist jedeLeitung bezüglich der maximal übertragbaren Leistung be-schränkt. Ist die maximale Übertragungsleistung des Netzesunterdimensioniert und wird die maximale Leistung einesStromkabels überschritten, muss der Stromfluss zu dessenSchutz unterbrochen werden, was in der Regel zu einemlokalen Stromausfall führt. Die Verbraucherseite in einemStromnetz wird als variabel angenommen. Somit muss dieErzeugerseite zu jedem gegebenen Zeitpunkt so geregelt wer-den, dass der erzeugte Strom mit dem verbrauchten über-einstimmt.

Wird mehr Strom verbraucht, als erzeugt, so wird die zusätz-lich benötigte Energie aus der Rotationsenergie der Turbi-ne entnommen. Durch die verminderte Drehgeschwindigkeitsinkt die erzeugte Wechselstromfrequenz unter die vom Eu-ropean Network of Transmission System Operators for Elec-tricity (ENTSO-E) vorgeschriebenen 50Hz. [20] Wird weni-ger Strom verbraucht als erzeugt, so sinkt der Widerstand,gegen den die Turbine ankämpfen muss. Das führt zu einerErhöhung der Drehzahl der Turbine und als Folge zu einer

Erhöhung der Wechselstromfrequenz. Beide Zustände sindunerwünscht, da sie die Turbine und den Netzzusammen-halt des Verbundnetzes gefährden und zu einem Blackoutführen können.

Die Änderung der Frequenz tritt noch vor einer Spannungs-änderung im Netz auf und wird daher als Indikator für eineÜber- oder Unterlast verwendet. Die Abweichung vom No-minalwert 50 Hz darf maximal 800 mHz betragen. Wird die-ser Wert unterschritten, wird ein Teilnetz abgeworfen, waszu einem lokalen Stromausfall führt. [20]

Abbildung 1: UCTE Region[3]

Um Stromausfälle zu vermeiden aen Kraftwerksbetreiber ei-ne sogenannte Regelleistung zur Verfügung stellen, welche inPrimär-, Sekundär- und Minutenregelung unterteilt ist. DieRegelleistung dient dazu, auf Lastspitzen reagieren zu kön-nen und diese störungsfrei abzufedern. Die Primärregelungbeträgt für die UCTE Region (siehe Abbildung 1) 3000 MWund ist innerhalb von 15-30 Sekunden abrufbar. Dazu müs-sen in designierten Primärregelkraftwerken bis zu 5% derLeistung frei gehalten werden. [30] Diese Leistung bereitzu-stellen ist teuer aber unerlässlich.

Mit dem geplanten Ausbau der erneuerbare Energien gemäßdem „Nationalen Aktionsplan für erneuerbare Energie ge-mäß der Richtlinie 2009/28/EG zur Förderung der Nutzungvon Energie aus erneuerbaren Quellen“ soll in Deutschlandder Anteil der erneuerbaren Energien im Stromsektor bis2020 auf 38,5% ausgebaut werden.[7] Windräder oder Pho-

doi: 10.2313/NET-2011-07-2_15Seminar FI & IITM SS 2011, Network Architectures and Services, July 2011

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tovoltaikanlagen sind weder regelbar noch zuverlässig unddadurch wird ein weiterer Teil des Stromnetzes ähnlich va-riabel wie die Verbraucherseite. Zudem sind die Stroman-bieter nach §3 EEG gesetzlich dazu verpflichtet den durchregenerative Quellen erzeugten Strom abzunehmen und zuvergüten[6], weswegen diese Kraftwerke bei einem Strom-überschuss nicht vom Netz genommen werden dürfen. An-bieter von konventionell erzeugtem Strom müssten somit ei-ne höhere Regelleistung zur Verfügung stellen, um im Be-darfsfall, z.B. einer Flaute oder einem bewölkten Himmel,einen störungsfreien Betrieb zu gewährleisten. Dies senktdie E�zienz und Wirtschaftlichkeit dieser Kraftwerke undstellt eine technische Herausforderung für Kraftwerk- undNetzbetreiber dar.

Diesem Problem kann durch bessere Prognosen bezüglichdes Strombedarfs und durch Möglichkeiten der Einflussnah-me auf den Stromverbraucher entgegengewirkt werden. Da-zu muss jedoch das derzeitige Stromnetz mittels eines bi-direktionalen Kommunikationssystems zwischen Erzeugernund Verbrauchern zu einem Smart Grid erweitert werden.

2. SMART GRIDS

Abbildung 2: Smart Grid Übersicht [5]

In einem Bericht des Electric Power Research Institute (EPRI)an das amerikanische National Institute of Standards andTechnology (NIST) wird der Begri� „Smart Grid“ definiertals „eine Modernisierung des Stromnetzes, so dass es den Be-trieb seiner miteinander verbundenen Elemente überwacht,schützt und automatisch optimiert - vom zentralen und ver-teilten Erzeuger über das Hochspannungs- und Verteilernetzbis hin zu industriellen Verbrauchern, Gebäudeautomati-onssystemen, zu Energiespeichereinrichtungen und Endver-brauchern, deren Thermostaten, elektrischen Vehikeln, Ap-paraten und anderen Haushaltsgeräten“ [11]. Weiter wirdausgeführt, dass „ein Smart Grid sich durch einen bidirektio-nalen Energie- und Informationsfluss auszeichnen wird, umein automatisiertes und weit verteiltes Stromnetz zu ermög-lichen. Es integriert die Vorteile von Verteilten Systemen,um Echtzeitinformationen zu übermitteln und ein beinaheaugenblickliches Gleichgewicht zwischen Zufuhr und Nach-frage auf Geräteebene zu ermöglichen“ [11].

Abbildung 2 stellt ein Smart Grid schematisch dar. Es ba-siert meist auf einer AMI (Advanced Metering Infrastruc-ture), welche mit Sensoren an Transformationsstationen undSmart Metern ausgestattet ist und die benötigte Telekom-munikationsinfrastruktur bereitstellt.

Smart Grids übernehmen üblicherweise nicht nur die auto-matische Stromregulierung sondern bieten auch Schnittstel-len zu elektronischen Strommärkten an, was den Stromhan-del beschleunigen und erleichtern soll.

Eine weitere Besonderheit ist, dass durch Smart Grids virtu-elle Kraftwerke möglich sind. Das sind mehrere Kraftwerke,welche meist an unterschiedlichen Orten stehen und aus ver-schiedenen regenerativen Energiequellen Strom gewinnen.Der Vorteil dabei ist, dass sich das Verhalten eines virtuellenKraftwerks im Schnitt dem eines konventionellen Kraftwerksannähert und sich so wetterbedingte Leistungsänderungenbesser kompensieren lassen.

Auch im Bereich der elektrischen Fahrzeuge können SmartGrids eine wichtige Rolle spielen. Hierbei geht es in erster Li-nie um eine für das Stromnetz optimale „Betankung“, alsoum eine Entlastung zu Spitzenlastzeiten, und um eine In-frastruktur, die es ermöglicht, an einem beliebigen Ort dasAuto aufzuladen und die Stromabrechnung trotzdem einfachund korrekt umzusetzen.

Zu guter Letzt kann ein Smart Grid bis hin zu einzelnenGeräten in einem privaten Haushalt reichen. Damit könntees regelnd auf große Stromverbraucher wie Klimaanlagen,Boiler und Waschmaschinen einwirken, sofern diese das un-terstützen. Dazu muss aber meist das Home Area Network(HAN) mit dem Datennetz des Stromanbieters verbundenwerden.

Abbildung 3: Smart Metering im Zentrum der

Smart Grid Entwicklung [12]

Die in diesem Abschnitt behandelten Begri�e wie SmartGrid, AMI und HAN sind - wie in Abbildung 3 verdeutlichtwird - oft eng miteinander verflochten, beschreiben aber ei-genständige Sachverhalte. So kann z.B. eine AMI auch ohneSmart Grid existieren und einzelne Smart Grid Technologienkönnen auch ohne ein AMI realisiert werden.

2.1 StromnetzeDas Stromnetz besteht wie das Internet aus verschiedenenund verschiedenartigen Teilnetzen. Die Teilnetzarten unter-scheiden sich vor allem durch ihre Spannung und werden ge-mäß dieser kategorisiert. An ihren Übergängen sorgen Trans-formatoren für die Umsetzung der Spannung. Die Trans-formator Station, welche mit dem Kunden über eine Nie-derspannungsleitung () verbunden ist wird im Englischen„secondary station“ oder „LV station“ (LV = Low voltage)


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genannt. Das Umspannwerk, das mit einem Hochspannungs-netz auf der einen Seite und über eine Mittelspannungslei-tung mit mehreren LV Stationen auf der anderen Seite ver-bunden ist wird „primary station“ oder MV station (MV= Medium Voltage) genannt. Daneben gibt es noch Hoch-und Höchstspannungsnetze, die aber in dieser Arbeit nichtweiter betrachtet werden.

2.2 Smart MeterUm einen Großteil der Funktionen eines Smart Grids reali-sieren zu können, müssen die Stromkonsumenten mit SmartMetern ausgerüstet werden. Ein Smart Meter ist ein netz-werkfähiger Stromzähler und Sensor. Es implementiert AMR(Automated Meter Reading - Remote-Zählerablesung) Funk-tionalitäten, ermöglicht die Anbindung an eine und ist Teileiner AMI (Advanced Metering Infrastructure) und stelltmeist einen Abschaltmechanismus zur Verfügung, mit demdas Energieversorgungsunternehmen oder der Netzbetreibereinen Kunden gezielt vom Netz nehmen kann. Smart Meterkönnen außerdem eine Schnittstelle zwischen dem Datennetzdes Energieversorgers und dem „Home Grid“ bzw. HomeArea Network (HAN) realisieren.

2.3 NetzwerktechnologienEine der größten Schwierigkeiten bei der Gestaltung einesSmart Grids liegt darin, die zentrale IT eines Energiever-sorgers mit allen für ihn wichtigen Knoten des Smart Grids,insbesondere den Smart Metern, zu verbinden. Diese könnenlaut Thilo Sauter und Maksim Lobashov auf drei verschie-dene Arten verbunden werden[29].

1. Der Energieversorger verlegt eigene Datenkabel zumKunden oder Netzwerkknoten. Dies funktioniert nurunter der Annahme, dass der Versorger bereits einenZugangspunk zu seinem Netz in der Nähe hat. Daskönnte zum Beispiel eine schon in das Smart Grid ein-gebundene LV Station sein. Diese Verbindungsart bie-tet die Vorteile einer hohen Bandbreite, Unabhängig-keit von Telekommunikationsanbietern und eine per-manente Verbindung, ist aber in der Regel zu teuer. Ei-ne Variante hiervon ist eine Funknetzverbindung ein-zurichten, welche jedoch in ihrer Ausdehnung limitiertist.

2. Der Energieversorger verwendet das schon bestehendeNetz eines Telekommunikationsanbieters. Dabei kön-nen beliebig kabellose Standards wie GSM oder Wi-MAX oder kabelgebundene wie ISDN gewählt werden.Vorteilhaft hierbei ist die meistens schon existierendeInfrastruktur. Existiert sie noch nicht, muss das Ener-gieunternehmen die Infrastruktur selbst bereitstellenund es ergibt sich dasselbe Problem wie in Punkt 1.Nachteilig bei dieser Variante sind die zusätzlichen lau-fenden Kosten, eine meist geringe zur Verfügung ste-hende Bandbreite, sowie die Abhängigkeit von einemTelekommunikationsanbieter im Störungsfall.

3. Der Anbieter nutzt seine schon bestehende Stromka-bel Infrastruktur zu Datenübertragung. Diese Varian-te wird „Power Line Communication“ (PLC) genannt.Weitere gebräuchliche Bezeichnungen für diese Tech-nik sind „Power line Digital Subscriber Line“ (PDSL),

„Broadband over Power Lines“ (BPL) oder im Heim-netz PowerLAN. Das Stromnetz des Versorgers mussdabei nur mit einigen zusätzlichen Netzwerkelemen-ten erweitert werden. Dafür ist diese Methode jedochtechnisch komplexer, da das Übertragungsmedium ver-rauscht ist und sich das Rauschen abhängig von Fak-toren wie der momentanen Last, dem Wetter und andas Netz angeschlossene Geräte ändert. [22] Das Si-gnal kann außerdem nicht über einen Transformatorhinweg gesendet werden.

Sauter schlägt vor den Accespoint zum IP Netz des Anbie-ters an eine MV Station zu legen. Dies hat jedoch mehre-re Nachteile. Zum einen kann sich die Netzwerktopologieaufgrund von Stromnetzschaltungen jederzeit ändern unddas System muss damit in Echtzeit umgehen können. Zumanderen kann eine Primärstation mit zehntausenden Netz-werkknoten konfrontiert sein, was die Bandbreite sprengenkönnte.[29] Aus Sicht der zentralen Unternehmens-IT wärees vorteilhaft, die Kommunikation TCP/IP basiert stattfin-den zu lassen. Die von den Versorgerunternehmen verwen-deten SCADA Systeme basieren meist jedoch auf simplenRequest/Response Mechanismen und verlangen andere Lö-sungen.[29].

3. CHANCEN UND RISIKENWie jede neue Technologie bergen auch Smart Grids nebenihren Vorteilen auch neue Risiken und Probleme. Dieser Ab-schnitt wird auf beide Aspekte näher eingehen.

3.1 Einflussnahme auf den VerbrauchDurch Smart Grid Technologien haben die Stromversorgerdie Möglichkeit erhalten, Einfluss auf den Stromverbrauchzu nehmen. Bisher ging das nur in sehr bescheidenem Aus-maß, wie dem Angebot von Nachtstromtarifen oder der Kom-plettabschaltung eines Netzsegments. Insbesondere SmartMeter ermöglichen es nun über direkte und indirekte Maß-nahmen, den Verbrauch vor allem zu Spitzenlastzeiten zureduzieren.

Die indirekten Maßnahmen umfassen Tarifmodelle, die vonder zeitnahen Kommunikation mit den Smart Metern undderen flexiblen Programmierung profitieren. Sie sollen denVerbraucher auf freiwilliger Basis durch Preisanreize zur Re-duzierung seines Verbrauchs zu Spitzenlastzeiten veranlas-sen. Die einfachste Variante sind weiterhin die sogenanntenzeitgesteuerten TOU (Time of Use) Tarife, bei welchen jenach Tageszeit, ähnlich wie beim Nachtstrom, der Preis an-gepasst wird. Anders ist jetzt jedoch, dass der Tarif nunpro Tag feiner unterteilt werden kann oder Abhängigkeitenvon Jahreszeiten oder von Wochenend- oder Feiertagen rea-lisiert werden können. Eine weitere Tarifoption sind PeakTime Rebates (PTR), welche den Verbraucher dafür beloh-nen nur eine bestimmte Anzahl an kWh zu einer vorher de-finierten Spitzenlastzeit verbraucht zu haben. Bei CriticalPeak Price (CPP) Tarifen kann der Stromversorger eine proJahr begrenzte Anzahl an Critical Peak Time Events ankün-digen. Dies geschieht üblicherweise einen Tag im voraus perE-Mail und bedeutet eine extrem starke Preiserhöhung füreinige wenige Stunden. Der Verbraucher soll so dazu ani-miert werden in dieser Zeit keinen Strom zu nutzen underhält dafür Rabatte zu anderen Zeiten. [25]


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Anders als bei den indirekten Maßnahmen greifen DemandResponse Verfahren direkt auf die Geräte des Verbraucherszu. Dies kann z.B. über den bidirektionalen Kommunikati-onskanal des Smart Meters geschehen. Der Stromversorgerkann dabei Klimaanlagen, Boiler oder andere große Strom-verbraucher des Kunden temporär abschalten, um seine Lastin Spitzenlastsituationen zu verringern.[31]

Eine gänzlich andere Maßnahme ist den Stromkunden be-züglich seines Verbrauchs zu sensibilisieren. Dazu versorgtmeist das Smart Meter eine Displayeinheit mit Daten überden bisherigen und aktuellen Stromverbrauch und den dabeientstandenen Kosten. Die Displayeinheit zeigt dem Kundenzudem Möglichkeiten zur Verbrauchsreduzierung auf undbringt ihn so dazu, Energie zu sparen.[31]

3.2 Erwarteter NutzenBei der bisherigen Betrachtung ist die Frage nach der Ren-tabilität eines Smart Grid Ausbaus o�en geblieben. Insbe-sondere muss jeder Haushalt mit Smart Metern aufgerüstetwerden und eine geeignete Telekommunikationsinfrastruk-tur bereit gestellt werden, sofern diese noch nicht vorhandenist. Zudem verbrauchen Smart Meter und die Anbindungan ein Datenübertragungsnetz selbst Strom und verursachenunter Umständen zusätzliche Telekommunikationskosten.

Dem gegenüber steht eine bessere Planbarkeit des Verbrauchsund eine Reduzierung der Lastspitzen. Dies führt zu einerReduktion der bereitzustellenden Regelleistung und damitzu Kosteneinsparungen auf Seiten der Energieversorger. So-fern die preisbezogenen Maßnahmen zur Regulierung desVerbrauchs wirken, sich die Last homogener über den Tagverteilen lässt und die maximalen Lastspitzen dadurch ge-drückt werden, können die Stromleitungen niedriger dimen-sioniert oder erst später ausgebaut werden. Das führt zu im-mensen Kosteneinsparungen. Nach dem ENTSO-E TYNDP(Ten-Year Network Development Plan) Plan von 2010 be-tragen die Kosten für Erneuerung und Ausbau von Strom-leitungen in Europa 23-28 Milliarden Euro bis 2015. Diesrepräsentiert jedoch nur einen Bruchteil der Kosten, die inganz Europa für die Instandhaltung und den Ausbau desStromnetzes erbracht werden müssen, da nationale und re-gionale Projekte nicht mit eingerechnet sind. [21]

Der Hauptnutzen eines Smart Grids liegt demnach bei Ein-sparungen und E�zienzsteigerungen auf Seiten des Ener-gieerzeugers. Der Verbraucher wird meist nur indirekt überangepasste und variable Stromtarife davon profitieren kön-nen. Insbesondere in Hinblick auf den Ausbau der erneuerba-ren Energien können Smart Grids jedoch zu Optimierungenführen, die einen Preisanstieg und eine Netzdestabilisierungvermeiden.

3.3 Sicherheit und DatenschutzIT-Sicherheit in Smart Grids ist ein sehr komplexes Thema.Der Anschluss des Stromnetzes an und seine Steuerung überein Datennetz birgt gewisse Risiken, denn es ö�net das Sys-tem gegenüber Angri�en wie Bu�er Overflows, Man-in-the-middle Attacken, DoS und DDoS Angri�en und Risiken wieCovert Channels. Zudem beträgt die Netzwerkknotenanzahlin ausgebauten Smart Grids meist mehrere Millionen unddiese verteilen sich üblicherweise auf verschiedene, techno-logisch unterschiedliche Subnetze. Dies macht das Netz un-

übersichtlich und erschwert es, eine durchgehende Sicherheitzu gewährleisten. [27] Hinzu kommt, dass sich viele, eigent-lich netzinterne Knoten, wie Smart Meter und einige Knotenan Transformatoren, außerhalb einer Zugangskontrolle wieZäunen befinden und physikalisch leicht zugänglich sind.[26]

Eine Manipulation der gesendeten Daten könnte zu einerfalschen Regulierung des Netzes führen, welche die Versor-gungssicherheit bedrohen würde. Daher müssen geeigneteAuthentifizierungs- und Verschlüsselungsmechanismen be-reit gestellt werden. Wegen der Größe von Smart Grids wirdfür die zur Verschlüsselung und Authentifizierung nötigenZertifikate und Schlüssel eine leistungsfähige Schlüsselver-waltung benötigt.[27] Khurana führt dazu an, dass aus La-borerfahrungen gewonnene Erkenntnisse bezüglich üblicherPKI Management Software nahelegen, dass für die Pflege derPKI Daten von 5,5 Millionen Smart Metern 500 Mitarbeitergebraucht würden, was nicht bezahlbar wäre.[26]

Zudem wird beschrieben, dass in Umspannwerken manch-mal strikte Echtzeitanforderungen eingehalten werden müs-sen, da gewisse Multicast Nachrichten in maximal 4 ms über-mittelt sein müssen. Dies stellt eine zusätzliche Herausfor-derung für die Authentifizierungsmechanismen dar.[26]

Die von den Smart Metern in üblicherweise 15 Minuten In-tervallen erhobenen Daten können zu einem detailliertenProfil über die in einem Gebäude lebenden Personen zusam-mengefügt werden. Insbesondere können Gewohnheiten, Tä-tigkeiten, An- und Abwesenheiten und die Zeiten, an denendie Personen schlafen, daraus abgeleitet werden.[27] Infor-mationen aus dem HAN und vom AMR können zudem ge-nauere Informationen zu den im Haus installierten Gerätenliefern. Diese Daten könnten von Kriminellen bei der Aus-wahl und Vorbereitung von Diebstählen verwendet werden.Im Geschäftsbereich könnten diese Informationen Rückschlüs-se über die derzeitigen geschäftlichen Aktivitäten einer Fir-ma an einen Konkurrenten liefern. [26]

Auch hier müssen geeignete Sicherheitsmaßnahmen getrof-fen werden, um diese Daten zu schützen.[27] Diese müsstenaber erst noch genauer erforscht werden [26]

4. FALLSTUDIENÜber das letzte Jahrzehnt hinweg gab es verschiedene Groß-und Pilotprojekte, welche Smart Grid Technologien in un-terschiedlichem Umfang und Ausmaß umsetzten. Die dabeiverwendeten Technologien und die angestrebten Ziele unter-schieden sich dabei erheblich. Dies ist insofern keine Über-raschung, da eine einheitliche Standardisierung dieses The-mengebietes noch im Gange ist und bisher keine allgemeindurchgesetzten, gemeinsame Standards existieren. Die nach-folgenden Kapitel enthalten drei Fallbeispiele ausgesuchterprominenter Projekte.

4.1 Telegestore Projekt von Enel S.p.A.Enel S.p.A. („Ente nazionale per l’energia elettrica“ , S.p.Aist italienisch und bedeutet AG) ist ein italienisches, öf-fentliches Versorgungsunternehmen. Das Unternehmen istnach eigenen Angaben in 40 Ländern auf 4 Kontinentenpräsent und es ist in Italien der größte Stromversorger undzweitgrößte Gasversorger. Im europäischen Vergleich ist esder zweitgrößte Stromversorger gemessen an der installierten


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Nettokapazität. In Italien hat es 32,3 Millionen Kunden, da-von 29,4 Millionen im Strommarkt. Weltweit versorgt Enel61 Millionen Kunden mit Strom und Gas und besitzt ei-ne installierte Netto-Kraftwerkskapazität von 97.000 MW(zum Vergleich: Deutschland hatte 2009 153,8 GW Netto-Kraftwerkskapazitäten [4]). [16]

Das Enel Telegestore Projekt begann 1999. 2001 wurde mitder Installation der Smart Meter begonnen, welche bis zumEnde des Projekts 2006 [23] andauerte. Das Projekt sah vor,alle Kunden in Italien innerhalb von 5 Jahren mit SmartMetern auszurüsten und diese mit dem hauseigenen AMM(Automated Meter Management) System zu verbinden, wel-ches dadurch unter anderem AMI und AMR Funktionalitä-ten integriert. Die Kosten beliefen sich auf 2,1 MilliardenEuro und es wurden 32 Millionen Kunden umgerüstet.

Die Hauptziele waren unter anderem die Reduzierung derSpitzenlast, Kosteneinsparungen bei der Rechnungsstellungund bei den Betriebskosten und die Möglichkeit flexible Ta-rife anbieten zu können. [13]

4.1.1 Verwendete TechnikDie Smart Meter sind meist an eine LV Transformatorsta-tion über PLC angebunden, wie Abbildung 4 zeigt. DemTransformator ist ein Konzentrator vorgeschaltet, der biszu 1000 Smart Meter verwalten kann. Der Konzentrator istüber GSM, PSTN oder Satellitenkommunikation mit demzentralen AMM System verbunden. Technisch kann das Sys-tem in Zukunft mit BPL erweitert werden und damit auchdie Mittelspannungsleitungen zur Datenübertragung Nut-zen. Dies würde das System von zusätzlichen Telekommu-nikationsinfrastrukturen wie GSM weitestgehend unabhän-gig machen. Zur Modulation im LV-Netz wurde wegen seinerEinfachheit und der geringen Kosten ein Schmalbandverfah-ren gewählt.[9]

Der Konzentrator wurde dahingehend entwickelt die Proto-kolle SITRED, ein proprietäres HDLC Protokoll, oder Lon-talk für PLC zu verwenden und TCP/IP und PPP für GSMsowie PSTN Verbindungen zu unterstützen. Er hat zudemeine Verbindung zu den den drei Phasen (R,S,T) und neu-tral für die Kommunikation mit den Smart Metern und einenRS-232 Anschluss und einen optischen Port. [9]

Die Smart Meter können alle 15 Minuten ausgelesen wer-den. Sie beinhalten Techniken zur Manipulations- und Stö-rungserkennung, können über vier verschiedene Tarife mitflexiblen Preisen abrechnen und können aus der Ferne up-gedatet und abgeschaltet werden. [9]

Das System schließt gleichzeitig die LV Trafostationen andas AMM Netz an und ermöglicht so auch direkte Messun-gen an diesen Knoten. Es ist zudem noch genug Bandbreitevorhanden, um andere Dienste einzubinden und das SmartMeter Gas und Wasser abrechnen zu lassen. [9]

4.1.2 Ergebnis und weitere EntwicklungStreng genommen wurde bis 2006 durch den flächendecken-den Ausbau des AMM Systems mit Smart Metern nur einkleiner aber essentieller Teil möglicher Smart Grid Techno-logien implementiert Diese Maßnahme allein führte bereitszu erstaunlichen Kosteneinsparungen und Leistungssteige-

Abbildung 4: Telegestore System Architecture [8]

rungen. So konnten im Zeitraum von 2001 bis 2009 die min.Ausfallzeiten von 128 Minuten auf 49 Minuten pro Jahr unddie Ausgaben pro Kunde von 80 Euro auf 48 Euro gesenktwerden. [28] 2008 beliefen sich die so eingesparten Betriebs-kosten auf über 500 Millionen Euro. [10]

Enel konnte durch diese Maßnahme Tarifwechsel sofort undautomatisch vornehmen. Zudem wurden verschieden Tarifeauf TOU-Basis (Time of Use) angeboten. Beim „Sera“ Tarifwurde der Strompreis zwischen 19:00 Uhr und 01:00 Uhr um16%, bei „Week End+“ am Wochenende um 22% reduziert.Bei „Otto Sette & Weekend“ zahlte man nur an Werktagenzwischen 07:00 und 20:00 Uhr den normalen Tarif und sonst6% weniger. [8]

Das System ermöglichte außerdem eine erhöhte Aufklärungs-rate bei Stromdiebstählen und ähnlichen Betrugsfällen. Tech-nische Störungen und Ausfälle konnten durch die zusätzli-chen Daten schneller lokalisiert und behoben werden.

Ein Nebene�ekt der Smart Grid Technologie soll die Sensibi-lisierung des Kunden bezüglich seines Stromverbrauchs sein.Enel ließ den Enel Display Market Test von einem unabhän-gigen Umfrageinstitut bei mehr als 1000 Familien in 50 Städ-ten durchführen. Das Hauptziel dieser Untersuchung war einVerständnis bezüglich dem Verhalten der Kunden gegenüberEnergieüberwachungsgeräten zu erlangen. Dies ist einer dersogenannten „Indoor Energie Services“, die eine Erweiterungdes Smart Grids in Richtung Home Grid darstellen. Zentra-ler Bestandteil dieses Projekts war ein Gerät zur Darstel-lung und Analyse des Energieverbrauchs, um Alarme undOptimierungsvorschläge darzustellen. Die Auswertung die-ses Studie zeigt, dass 57% der Kunden aufgrund von „SmartInfo“ ihr Stromverbrauchverhalten verändert haben. Sie be-weist außerdem die These, dass die Sensibilisierung des Kun-den bezüglich seines Stromverbrauchs und dessen Visualisie-rung tatsächlich zu einer Verbrauchssenkung und einer Än-derung des Verbrauchsverhaltens führt. [10] Dies geht auchaus einer Aussage Livio Gallos, Enels Direktors der Infra-strukturabteilung, hervor, nach der die Spitzenlasten um ge-schätzte 5% gesenkt werden konnten.[23]

Enel führt seit dem Telegestore Projekt weitere Forschungs-


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und Pilotprojekte durch, um die Reichweite und Funktio-nalität seines Smart Grids zu erhöhen. So gibt es ein Pro-jekt unter der Bezeichnung „Active Control for DistributedEnergy Resources connected to the MV network“. Diesesfortschrittliche Kontrollsystem fügt zu den Knoten des MVNetzes eine Spannungs- und Leistungsflusskontrolle hinzuund wird Ereignisse wie eine Umschaltung auf den Insel-betrieb e�zient und zuverlässig regeln. Im Energy@Home(E@H) Projekt soll mit anderen Firmen zusammen eine ge-meinsame auf ZigBee basierende Kommunikationsplattformfür Elemente in einem HAN entwickelt werden.[28] Darüberhinaus wird an einer verteilten Infrastruktur zum Aufladenvon Elektroautos gearbeitet.[10]

4.2 SmartGridCity von Xcel EnergyXcel Enegy ist ein US amerikanischer Strom- und Gasver-sorger mit 3,4 Millionen Strom- und 1.9 Millionen Erdgas-kunden. Das Unternehmen ist in Colorado, Michigan, Min-nesota, New Mexico, North Dakota, South Dakota, Texasund Wisconsin aktiv und hat eine installierte Netto-Kraft-werkskapazität von über 16 GW. [19] Nach eigenen Angabenwird 9% des Stroms allein durch Windenergie erzeugt unddieser Wert soll bis 2020 auf 20% angehoben werden.[18]

2008 begann Xcel mit der Durchführung des SmartGridCi-ty Projekts und stellte es 2010 fertig. Ziel des Projekts wares in Erfahrung zu bringen, was mit bereits existierendenTechnologien, die zu einem Smart Grid verbunden werden,gemacht werden kann. Dabei wurden in der Stadt Boul-der, Colorado, über 20000 Smart Meter installiert und dieStromnetz-Infrastruktur wurde aufgerüstet. Dies umschlossu.a. die Aufrüstung von 4600 Transformatoren mit Kon-trollgeräten, die Installation von verschiedenen Geräten zurMessung der Stromqualität und zur Schaltung, sowie ein aufBPL basierendes Kommunikationssystem und ein Glasfaser-netz. Das BPL System beginnt in einem MV Stromnetz aneinem sogenannten Backhaul-Point, welcher das BPL Netzmit einem Glasfasernetz verbindet. Von dort aus werden dieSignale durch das Stromnetz, wenn nötig über ein LV Sta-tion hinweg, zu Netzwerkelementen wie den Smart Meternoder Sensoren geroutet. In einigen Fällen wurde aus Kos-tengründen oder aus technischen Erwägungen statt BPLeine drahtlose Verbindung verwendet. Das eigens für dasSmart Grid errichtete Glasfasernetz, hier auch Backhaul-netz genannt, besitzt eine Ringtopologie und verbindet alleBackhaul-Points mit dem Boulder Service Center. Eine un-tersuchte Alternative zu dem Glasfasernetz war DSL Ver-bindungen zu nutzen. Es wurde gezeigt, dass dies technischmöglich ist, aber es gab kein passendes Angebot von Provi-derseite. [24]

Es wurden zwei Arten von Smart Metern verwendet, BPLfähige für Privatkunden und kabellose Smart Meter vonSmartSynch, welche GPRS verwenden. Die Smart Metersind in der Lage in einem 15 Minuten Intervall ausgelesen zuwerden und sollen den Kunden möglichst zeitnah über einebei Xcel zentral bereitgestellte Webschnittstelle mit aktuel-len Informationen über seinen Verbrauch informieren.[24]

Es wird ein Tarifmodel mit zwei unterschiedlichen Tarifenangeboten. Im Zeitraum zwischen 14:00 und 20:00 Uhr anWerktagen gelten die On-Peak-Preise (Spitzenlastpreise). DerTarif „Shift&Save“ unterscheidet nur zwischen On- und O�-

Peak-Zeiten. Zu den On-Peak-Zeiten kosten die kWh imSommer 17 US Cent und im Winter 6 US Cent, sonst nur4 US Cent. Der Tarif „Peak Plus Plan“ kostet zu On-Peak-Zeiten im Sommer 12 US Cent und im Winter 5 US Cent,und zu O�-Peak-Zeiten nur 4 US Cent. Dafür kann der Ver-sorger 15 Mal im Jahr sogenannte „Peak Energy Events„ankündigen, in welchen eine kWh 33 US Cent im Winterund 51 US Cent im Sommer kostet. Diese werden einen Tagvorher per E-Mail bekannt gegeben. [17]

Dieses Projekt lieferte nach seiner Fertigstellung die Basisfür weitere Projekte wie die Erprobung verschiedener Ge-räte im HAN Bereich, z.B. fernabschaltbare Klimaanlagen,oder die Erprobung der Auswirkung von Tarifmodellen aufdie Spitzenlast. Zu den positiven Ergebnissen dieses Pro-jektes zählen eine verbesserte Netzstabilität, eine beschleu-nigte Erkennung und Behebung von Ausfällen aufgrund derverbesserten Informationslage und eine bessere Planbarkeit,weil die aktuelle Lastverteilung auf den Transformatorennun bekannt ist. Finanziell gesehen war das Projekt jedochnicht erfolgreich, da es 44,8 Millionen US Dollar statt dengeschätzten 15 Millionen kostete. Dies lag vornehmlich ander Verlegung der unterirdischen Glasfaserkabel, die sich alsunerwartet aufwändig herausstellte. [1]

4.3 Direct Load Control von Con EdisonCon Edison ist ein in New York City aktiver Strom-, Gas-und Fernwärmeversorger.

Seit 2002 bietet Consolidated Edison seinen Kunden intel-ligente Thermostate zur Regulierung ihrer zentralen Klima-anlage an. Das DLC (Direct Load Control) Projekt realisiertein Demand Response Verfahren und dient somit ausschließ-lich zur Reduzierung der Spitzenlast. Die Kunden erhaltenden von Carrier Electronics entwickelten 300 US Dollar teu-ren Thermostat kostenlos und einmalig 25 Dollar geschenkt,wenn sie Con Edison erlauben, den Kompressor ihrer Kli-maanlage zu Spitzenlastzeiten abzuschalten. Der Kunde hatjedoch die Möglichkeit diese Regelung außer Kraft zu setzen,sollte sie ihm Unbehagen bereiten.[14]

Bei diesem Geräte findet die Datenübertragung über ein bi-direktionales Pager Netzwerk statt und es kann darüber vomStromanbieter gesteuert werden. Darüber hinaus wird keineweitere Infrastruktur benötigt [15]

Es wurden 17200 intelligente Thermostate bei Privatkun-den und 7200 bei Geschäftskunden installiert. Die Spitzen-last konnte durch diese Maßnahme um 29 MW gesenkt wer-den.[14] Interessant ist hierbei vor allem, dass dieses Systemohne die sonst für Smart Grid Technologien übliche, zusätz-liche und eigens errichtete Infrastruktur auskommt.

5. ZUSAMMENFASSUNGObwohl Smart Grid Technologien noch sehr jung sind undsich teilweise noch in der Erforschung und Entwicklung be-finden, zeigen die vorgestellten Projekte ihr hohes Potential.Sie ermöglichen einerseits eine billigere, umweltfreundliche-re und zuverlässigere Stromversorgung, aber führen anderer-seits auch neue Sicherheits- und Datenschutzprobleme ein.

Zudem führt der bisherige Mangel an einheitlichen Stan-dards zu Schwierigkeiten bei der Interoperabilität der Smart


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Grids untereinander.[29] Um dem entgegen zu wirken, For-schungs- und Entwicklungskosten für einzelne Firmen zusenken und die Umsetzung der europäischen Energie- undKlimaziele zu forcieren, wurde die European Electricity GridInitiative von der ENTSO-E, der Europäischen Kommission,sowie Firmen wie Enel und RWE ins Leben gerufen.

Für die Umsetzung sowohl wirtschaftlich motivierter Zieleals auch politisch gesetzter Ziele, wie die Reduzierung derKohlensto�dioxid-Emission der EU um 20% oder ein even-tueller Atomausstieg, werden Smart Grid Technologien un-erlässlich sein. Es ist also nur noch eine Frage der Zeit, bisSmart Grids das klassische Stromnetz abgelöst bzw. erwei-tert haben werden.

6. LITERATUR[1] Before the public utilities commission of the state of

Colorado in the matter of the application of publicservice Company of Colorado for an order approving aSmartGridCityMCPCN. http://www.xcelenergy.com/staticfiles/xe/Regulatory/smart-grid-city-cpcn-application.pdf, gelesen:08.07.2011.

[2] Bruttostromerzeugung nach Energieträgern inDeutschland für das Jahr 2010.http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/7/74/Strommix-D-2010.svg, gelesen: 08.07.2011.

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Smart Grids - net.in.tum.de · Smart Grids liegt darin, die zentrale IT eines Energiever- sorgers mit allen für ihn wichtigen Knoten des Smart Grids, insbesondere den Smart Metern,