Smart Meter - Aufgaben, Fähigkeiten und Nutzen für das zukünftige Smart Grid

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1 Hauptseminar Smart Meter - Aufgaben, Fähigkeiten und Nutzen für das zukünftige Smart Grid Kitzler Severin ( ) 16. Juli 2013 Lehrstuhl für Elektrische Antriebssysteme & Leistungselektronik Technische Universität München Professor Dr.-Ing. Ralph Kennel Betreuung: Dr.-Ing. Christoph Hackl

2 Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis 1 Einleitung 1 2 Klassisches Energieversorgungsnetz Aufbau Das Netz von gestern Das Netz von heute Zähler 6 3 Smart Grid Aufbau und Nutzen Smart Meter Aufgaben Fähigkeiten Nutzen Herausforderungen 17 4 Zusammenfassung 19 Literaturverzeichnis 20 Abbildungsverzeichnis 21 Seite i

3 1 Einleitung 1 Einleitung Die Versorgung mit Energie ist sowohl für den privaten Verbraucher im Haushalt als auch für die Verarbeitung bzw. Herstellung von Waren und Gütern in der Industrie von großer Relevanz. Um einen möglichst sparsamen Umgang mit den Ressourcen zu erreichen, kommt im Normalfall für jeden Prozess der geeignetste Energieträger zur Anwendung. Dies führt dazu, dass Haushalt und Industrie mit mehreren 1 unterschiedlichen Energieträgern versorgt werden. Bild 1.1 zeigt die prozentuale Verteilung für Haushalt und Industrie in Deutschland. Bild 1.1: Anteil unterschiedlicher Energieträger am Energieverbrauch der privaten Haushalte und der Industrie in Deutschland, Angaben in Prozent, 2010, [1] Energieträger wie Kohle oder Öl müssen oft beim Verbraucher in großen Mengen vorgehalten werden, damit eine kontinuierliche Versorgung sichergestellt ist. Für zwei der wichtigsten Energieträger - Strom und Gas - existieren überregionale Versorgungsnetze. Die Verbraucher werden hier direkt an das Energienetz angeschlossen. Dies ermöglicht ebenfalls eine kontinuierliche Versorgung. Ein Mehraufwand für eine oft aufwendige Lagerhaltung beim Verbraucher entfällt. Als Beispiel für ein überregionales Versorgungsnetz für Energie ist in Bild 1.2 das elektrische Hochspannungsnetz in Europa dargestellt. Es gibt weitere Versorgungsnetze, die zum einen nicht der Kategorie Energieversorgung angehören, zum anderen auf Grund ihrer geringeren geografische Ausbreitung eher als nationale oder regionale Netze einzustufen sind. Wichtige Verteilnetze, deren Feinheit auch den Anschluss von Kleinkunden bzw. Kleinverbrauchern erlaubt, sind im Folgenden angeführt: Stromnetz Gasnetz Wasserversorgungsnetz Nahwärmenetz Fernwärmenetz Telekommunikationsnetz 1 meist zwei oder mehr Seite 1

4 1 Einleitung Bild 1.2: Europäisches Hochspannungsversorgungsnetz (Quelle: Global Energy Network Institute, 2004) In den oben genannten Netztypen werden passend elektrische Energie, Gas, Wasser, Wärme und Information zwischen den Teilnehmern 2 ausgetauscht. Dabei erfasst jeder Teilnehmer im Verteilnetz die Menge, die er über seinen Anschluss aus dem Netz entnimmt und in das Netz einspeist, damit später eine der Menge entsprechende Abrechnung erfolgen kann. Die Erfassung dieser Menge an der Schnittstelle zwischen Teilnehmer und Verteilnetz übernehmen Zähler. Für jeden Netztyp existiert ein eigener Typ von Zähler 3, der die im jeweiligen Netz relevanten physikalischen Größen messen kann und daraus eine äquivalente Mengenangabe errechnet. Der folgende Teil der Arbeit befasst sich genauer mit dem Thema Zähler in Verbindung mit dem elektrischen Energieverteilnetz. Welche Fähigkeiten und Aufgaben besitzt die neue Generation von Strom- bzw. Energiezähler in einem Stromnetz mit steigendem Anteil an regenerativer Energieerzeuger, damit auch in Zukunft für jeden Verbraucher im Netzverbund eine zuverlässige Stromversorgung gewährleistet werden kann? 2 Typen von Teilnehmern: Verbraucher, Erzeuger und Speicher 3 Stromnetz Stromzähler, Gasnetz Gaszähler, Wasserversorgungsnetz Wasserzähler,... Seite 2

5 2 Klassisches Energieversorgungsnetz 2 Klassisches Energieversorgungsnetz 2.1 Aufbau Das Netz von gestern Energieversorgungsnetze sind aus unterschiedlichen Komponenten aufgebaut. Damit ein sicherer Betrieb gewährleistet werden kann, ist jede Komponente für bestimmte Aufgaben im Netzverbund zuständig. In klassischen Energieversorgungsnetzen, wie beispielsweise in Bild 2.1 dargestellt, sind einige zentrale Großerzeuger für die Bereitstellung der benötigten Energie verantwortlich. Wenige große Verbraucher dafür viele mittlere und kleine Verbraucher sorgen für die Nachfrage im Energieversorgungsnetz. Um das gesamte Netz stabil zu halten, muss stets ein Gleichgewicht zwischen Bereitstellung bzw. Erzeugung und Nachfrage bzw. Verbrauch herrschen. Falls die Bereitstellung der Nachfrage nicht folgen kann, sorgen bei kleinen Abweichungen Speicher für den Erhalt dieses Gleichgewichts. Sie entnehmen bei geringer Nachfrage Energie aus dem Netz, damit sie bei hoher Nachfrage die gespeicherte Energie wieder zurück in das Netz speisen können. Bei größerer Abweichung vom Gleichgewicht kann durch die zentrale Struktur sehr einfach einer der wenigen großen Erzeuger hoch- oder heruntergefahren werden, damit die Erzeugung wieder der Nachfrage entspricht. Bild 2.1: Vereinfachte Darstellung der Komponenten des elektrischen Energieversorgungsnetz von gestern [2] Unter dem Begriff Netz 1 ist die gesamte Infrastruktur 2 zusammengefasst, die zur sicheren Übertragung der Energie zwischen den Teilnehmern des Netzverbunds verantwortlich ist. 1 in Bild 2.1 das Stromnetz 2 für ein Stromnetz: Leitungen, Kabel, Transformatoren, Schalter, Sicherungen, Isolatoren, Steuergeräte,... Seite 3

6 2 Klassisches Energieversorgungsnetz 2.1 Aufbau Das Netz von heute Die im ECCP 3 definierten Klimaschutzziele zur geplanten Reduktion der CO 2 -Emissionen und die in der EG 4 definierten Maßnahmen und Ziele zur Förderung erneuerbarer Energien führten vor allem seit der Jahrtausendwende innerhalb der Europäischen Union zu einem starken Anstieg alternativer Quellen am Gesamtenergieverbrauch 5,6. Die Energieerzeugung aus alternativen Energieträgern 7 erfolgt nicht wie bisher durch wenige große zentrale Erzeuger, sondern viel mehr durch eine große Anzahl von kleinen bis mittleren Erzeugern, die dezentral an vielen verschiedenen Stellen in das Energieversorgungsnetz einspeisen. Diese über das gesamte Netz verteilten Erzeuger müssen daher, wie in Bild 2.2 dargestellt, separat betrachtet werden. Bild 2.2: Vereinfachte Darstellung der Komponenten des elektrischen Energieversorgungsnetz von heute [2] Aufgrund der durch Umwelteinflüsse nicht präzise planbaren Energieerzeugung aus alternativen Energieträgern sowie der Tatsache, dass heute viele der kleinen dezentralen Energieerzeuger autonom am Versorgungsnetz arbeiten und nicht der direkten Kontrolle des Energieversorgungsunternehmens unterliegen, wird es für den Netzbetreiber, vor allem zukünftig mit einem weiter steigenden Anteil an alternativen Energien, immer schwieriger das Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch für einen stabilen Netzbetrieb zu erhalten. Für den Ausbau der erneuerbaren Energien zusätzlich erschwerend ist die Tatsache, dass gerade das elektrische Versorgungsnetz mit seiner hierarchischen Struktur (siehe Bild 2.3) für eine Energieflussrichtung hin zum Verbraucher konzipiert ist. Der Großteil der benötigten elektrischen Energie wird von großen Kraftwerken in der Hoch- und Höchstspannungsebene in das 3 Europäisches Programm für den Klimaschutz 4 Erneuerbare-Energien-Richtlinie, vollständig: Richtlinie 2009/28/EG des europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG 5 Anteil erneuerbarer Energiequellen an der Bruttostromerzeugung 2012 in Deutschland: 22,0% [3] 6 Anteil erneuerbarer Energiequellen am Primärenergieverbrauch 2012 in Deutschland: 11,6% [3] 7 Sonne, Wind, Wasser, Biomasse,... Seite 4

7 2 Klassisches Energieversorgungsnetz 2.1 Aufbau Netz eingespeist. Verbraucher hingegen beziehen die elektrische Energie fast immer aus dem Mittel- bzw. Niederspannungsnetz. Die Energiemenge die eine große Anzahl kleiner dezentraler Erzeuger 8 gemeinsam in eine lokale Nieder- und Mittelspannungsebene einspeisen, könnte bei guter Erzeugungslage aber nur geringem Verbrauch zu einer Umkehrung der Energieflussrichtung führen. Häufig würde die maximale Rücklieferleistung die zulässige Bezugsleistung in solchen Netzabschnitten überschreiten. Die technische Infrastruktur stößt in diesen Netzebenen zunehmend an die Grenzen ihrer Belastbarkeit und ist daher heute nur begrenzt für die dezentrale Energieeinspeisung geeignet. Bild 2.3: Prinzipdarstellung der hierarchischen Struktur des elektrischen Energieversorgungsnetz (Quelle: Wikipedia, Stefan Riepl) 8 z.b.: Photovoltaikanlagen auf Hausdächern, kleine Windgeneratoren, Kleinwasserkraftwerke,... Seite 5

8 2 Klassisches Energieversorgungsnetz 2.2 Zähler 2.2 Zähler Ein Zähler ist ein Messgerät, welches eine Menge, durch Integration des zeitlichen Verlaufs einer physikalischen Größe, erfasst. Dabei muss der Begriff Stromzähler mit Energiezähler gleichgesetzt werden, da ein Stromzähler die elektrische Leistung über der Zeit aufsummiert, was physikalisch gesehen einer Energie entspricht. Jeder Teilnehmer, der an ein Versorgungsnetz angeschlossen ist, muss die Energiemengen bestimmen, die von seinem Anschluss aus dem Netz entnommen und in das Netz eingespeist werden. Die Erfassung dieser Mengen erfolgt mit Hilfe von Zählern, die, an der Schnittstelle zwischen Verbraucher bzw. Erzeuger und dem Energieverteilnetz, das Bindeglied darstellen. In Bild 2.4 ist als Beispiel das Prinzipschaltbild für den Anschluss eines Hauses mit Photovoltaikanlage an ein elektrisches Niederspannungsnetz dargestellt. Bild 2.4: Blockschaltbild zum Anschluss eines Hauses mit einer Photovoltaikanlage an das elektrische Niederspannungsnetz: 1 Photovoltaikgenerator, 2 Generatoranschluss mit Schutztechnik, 3 Gleichstromverkabelung, 4 Gleichstromtrennschalter, 5 Wechselrichter, 6 Wechselstromverkabelung, 7 Schaltschrank für hausinterne Stromverteilung mit Hausanschluss sowie Bezugs- und Einspeisezähler (Quelle: Nutzerinformation Photovoltaik, DGS Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie, 2006) Der Netzbetreiber wertet die von den Zählern erfassten Energiemengen aus, damit er unter Berücksichtigung der entsprechenden Verbrauchs- und Einspeisetarife eine Kostenabrechnung für alle Teilnehmer des Netzverbunds erstellen kann. Seite 6

9 2 Klassisches Energieversorgungsnetz 2.2 Zähler Heute ist im elektrischen Versorgungsnetz 9 der auf dem Induktionsgesetz basierende Ferraris- Zähler (siehe Bild 3.2a) zur Erfassung der Energieflüsse noch weit verbreitet. Große Verbraucher messen sowohl die Wirkenergie als auch die Blindenergie 10. Bei kleinen Verbrauchern ist für die Abrechnung die Angabe der Wirkenergiemenge ausreichend 11. Bild 2.5: Prinzipieller Aufbau eines einphasigen Stromzählers mit der Funktionsweise nach dem Ferraris-Prinzip: 1 Aluminium-Läufer, 4 Spannungsspule, 5 Stromspule, 6 Bremsmagnet, 7 mechanisches Zählwerk, (Quelle: Endenergieeinsparungen durch den Einsatz intelligenter Messverfahren - Smart Metering, Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, 2009) Der Ferraris-Zähler als Messgerät ist eine spezielle Form der Asynchronmaschine. Er besteht aus drei Spulenpaaren, einem Permanentmagneten und dem Ferraris-Läufer, eine drehbar gelagerte runde Aluminiumscheibe, die mit einem mechanischen Zählwerk gekoppelt ist. Die drei Spulenpaare sind gleich aufgebaut und bestehen aus einer Stromspule und einer Spannungsspule. Dabei sind die Eisenkerne von Strom- und Spannungsspule so am Läufer ausgerichtet, dass der Strom (in der Stromspule) und die Spannung (an der Spannungsspule) ein magnetisches Drehfeld erzeugen, welches in weiterer Folge einen Wirbelstrom in der Aluminiumscheibe induziert. Der Wirbelstrom und das von dem Spulenpaar erzeugte Drehfeld bewirken ein Drehmoment auf den Läufer, welches zu jedem Zeitpunkt proportional zur Multiplikation von Strom mal Spannung ( Scheinleistung) ist. Über die Zeit gemittelt kann die Blindleistung ( Wechselanteil der Scheinleistung) kein Drehmoment erzeugen. Nur die Wirkleistung trägt zu einem 9 50Hz Wechsel- bzw. Drehstromnetz 10 führt zu zusätzlichen Verlusten in den Übertragungsstrecken 11 der Blindanteil kann hier vernachlässigt werden Seite 7

10 2 Klassisches Energieversorgungsnetz 2.2 Zähler resultierenden Drehmoment auf den Läufer bei. Ein drehzahlproportionales Bremsmoment wird durch den Permanentmagneten hervorgerufen, der als Wirbelstrombremse auf die Aluminiumscheibe ausgeführt ist. Diese Maßnahme verhindert eine fortlaufende Beschleunigung und bewirkt das die Drehzahl des Läufers proportional zur Wirkleistung ist. Das mechanische Zählwerk summiert die Umdrehungen des Ferraris-Läufers. Ist die Drehzahl proportional zur Wirkleistung, muss die Anzahl der Umdrehungen des Läufers der umgesetzten elektrischen Energie entsprechen, d.h. das Zählwerk summiert den Energiefluss. In einem dreiphasigen System erfolgt die Messung des elektrischen Energieverbrauchs, indem alle drei Außenleiterströme des Verbrauchers über und alle drei Strangspannungen am Verbraucher zum Ferraris-Zähler geführt werden. Das oben beschriebene Prinzip erlaubt auch die Messung der elektrischen Blindleistung. Dazu wird nicht die zum Außenleiterstrom gehörende Strangspannung, sondern die um 90 phasenverschobene und passend skalierte Außenleiterspannung zur Messung herangezogen. Da der Ferraris-Zähler ein rein elektromechanisches Messgerät ist, ermöglicht er keine Datenkommunikation zwischen Zähler und dem zentralen Informationssystem des Netzbetreibers. Bei allen Kunden müssen daher die Zählerstände jährlich vor Ort von Mitarbeitern des Netzbetreibers erfasst und manuell in das Informationssystem eingepflegt werden. Die entnommene bzw. eingespeiste Energiemenge des letzten Jahres ergibt sich aus dem aktuellen Zählerstand abzüglich des Zählerstandes vor einem Jahr. Mit den erhobenen Daten lässt sich die über ein Jahr gemittelte Verbrauchs- bzw. Einspeiseleistung berechnen. Beide Kennwerte - Jahresenergiemenge und Jahresleistungsmittel - spiegeln das reale Verhalten der Teilnehmer am Energieversorgungsnetz nur sehr grob wieder. Zähler für Großkunden - vor allem in der Industrie - sind heute schon so ausgeführt, dass sie ein Abspeichern des Zählerwertes im 15Min.-Takt und das Fernauslesen der Zählerwerte 12 unterstützen. Diese Funktionalität wird entweder durch eine elektronische Erweiterung der elektromechanischen Zählers oder einen rein elektronischen Zähler erreicht und ermöglicht eine viel genauere Erfassung des Lastgangs der Teilnehmer am Versorgungsnetz. 12 englisch: AMR, automatic meter reading Seite 8

11 3 Smart Grid 3 Smart Grid Das Netz von morgen Die Gründe, welche zu einer Weiterentwicklung des Stromversorgungsnetzes führen, sind die zunehmend dezentrale Einspeisung, die effizientere Nutzung und die fluktuierendere Produktion von Energie im Netzverbund [4]. Um trotzdem auch in Zukunft die Stabilität und Zuverlässigkeit der elektrischen Energieversorgung zu erhalten, ist im Bereich der Netze eine Erneuerung und ein Ausbau in allen Spannungsebenen notwendig. Zusätzlich muss zur Steuerung der dezentralen Stromeinspeisung eine direkte Interaktion zwischen Verbrauchern, Erzeugern und Netzkomponenten selbst möglich sein. Unter dem Begriff Smart Grid wird in [2] folgendes verstanden: Das Smart Grid basiert auf einem intelligenten System, das es ermöglicht, energie- und kosteneffizient zwischen einer Vielzahl von Verbrauchern, Erzeugern und in Zukunft auch verstärkt Speichern ein Gleichgewicht herzustellen. Dieses Gleichgewicht wird durch das Management von Energieerzeugung, Energiespeicherung, Energieverbrauch und dem Netz erreicht. Weiter leitet [2] daraus ein Definition für ein intelligentes Stromnetz ab: Smart Grids sind Stromnetze, welche durch ein abgestimmtes Management mittels zeitnaher und bidirektionaler Kommunikation zwischen Netzkomponenten, Erzeugern, Speichern und Verbrauchern einen energie- und kosteneffizienten Systembetrieb für zukünftige Anforderungen unterstützen. 3.1 Aufbau und Nutzen In Bild 3.1 ist der vereinfachte Aufbau eines zukünftigen Smart Grid dargestellt. Der größte Unterschied im Vergleich zum Netz von heute (siehe Kapitel 2.1.2) ist die Nutzung von Informations- und Kommunikationstechnologien (IKT) für den Aufbau eines geeigneten flächendeckenden Kommunikationsnetzes im Energieversorgungsgebiet. Bild 3.1: Vereinfachte Darstellung der Komponenten des elektrischen Energieversorgungsnetz von morgen [2] Seite 9

12 3 Smart Grid 3.1 Aufbau und Nutzen Die Kommunikations- und Informationsinfrastruktur ist ein Schlüsselfaktor für das Smart Grid und erlaubt die Generierung und Verarbeitung von Informationen aus dem Netz. Sie ermöglicht den Austausch verschiedenster Daten und Informationen zwischen entsprechenden Managementsystemen sowie einzelnen Teilnehmern im Netzverbund. Alle Komponenten des Smart Grid, vor allem Erzeuger, Verbraucher, Speicher, Messsysteme und Netzbetriebsmittel, müssen für eine effiziente Integration und einen stabilen Betrieb des Netzes zusätzliche Anforderungen erfüllen, welche Informationen über den aktuelle Netzzustand und so eine Kommunikationsschnittstelle erfordern. Solche Teilnehmer heißen in Verbindung mit dem intelligenten Stromnetz passend intelligente Komponenten [2]. Die Struktur des Stromnetzes wird durch viele kleine dezentrale Erzeugungsanlagen immer komplexer. Nur ein neues intelligentes System zur Netzregulierung kann die Steuerung der schwankenden Energieproduktion effizient und sicher übernehmen. Erst das Smart Grid ermöglicht die Integration, des in Zukunft massiv steigenden Anteils an erneuerbaren Energien, in das Versorgungsnetz. Durch eine feinere Abstimmung von dezentraler Erzeugung und dezentralem Verbrauch kann das intelligente Netz die Bereitstellung von elektrischer Energie besser und schneller auf Gleichheit mit der Nachfrage steuern. Das macht das Energieversorgungsnetz zuverlässiger und leistet so einen Beitrag zur Versorgungssicherheit. Die Ausfallwahrscheinlichkeit des Stromnetzes nimmt ab. Ziel bei der Umsetzung eines Smart Grid ist dabei vor allem die möglichst effiziente Nutzung bestehender Infrastrukturen, da dies Kostenvorteile gegenüber alternativer Lösungsansätze bietet. Die bestehenden Netzeinrichtungen werden mit intelligenten Komponenten erweitert und können so in das Smart Grid eingebunden werden. Trotzdem wird fallweise ein kostenintensiver Ausbau des elektrischen Versorgungsnetzes nötig um für die zu künftigen Energieflüsse im Versorgungs- und Verteilnetz gerüstet zu sein. Das intelligente Stromnetz eröffnet weitere Möglichkeiten der Optimierung des Gesamtsystems. Viele kleine dezentrale Energieerzeuger können zur einfachen Steuerung zu eine großen virtuellen Kraftwerk zusammengeschaltet werden, ohne Änderungen am Versorgungs- und Verteilnetz vorzunehmen. Der in Zukunft steigende Strombedarf verursacht Kosten im Ausbau des Elektrizitätsversorgungssystems. Smart Grid Lösungen könnten zu geringeren notwendigen Gesamtkapazitäten führen, als wenn die Stromnetze wie bisher geplant ausgebaut und verstärkt würden [2]. In Summe ergeben sich so für ein intelligentes Netz geringere Kosten. Durch ein intelligentes Stromnetz kann der Ausbau der dezentralen Energiegewinnung vorangetrieben werden. Es bildet daher eine wesentlich Grundlage, um die angestrebten Anteile an erneuerbaren Energieträgern, die Ziele bei der Energieeffizienz und die geforderte Reduktion der CO 2 -Emissionen bis 2020 um 40% (gegenüber 1990) zu erreichen [5]. Seite 10

13 3 Smart Grid 3.2 Smart Meter 3.2 Smart Meter Um die Vorteile eines Smart Grid allen Endkunden verfügbar zu machen, muss vor allem die Anbindung an ein solches Netz neuen Anforderungen gerecht werden. An der Stelle, wo heute meist ein elektromechanischer Zähler die Erfassung des Energieflusses übernimmt, wird in Zukunft ein intelligenter Zähler, auch Smart Meter genannt, stehen, der nicht nur für die Messfunktion, sondern auch für neue Aufgaben verantwortlich sein wird. Der Smart Meter dient an der Schnittstelle zwischen Netzteilnehmer und Smart Grid als intelligentes Interface 1. Er besitzt sowohl eine Verbindung zum Energienetz als auch eine Verbindung zum Datennetz. Erst durch dieses Bindeglied können Endkunden zu intelligenten Komponenten des Smart Grid werden und so aktiv am Strommarkt teilnehmen. (a) (b) Bild 3.2: Vergleich zweier Stromzähler: (a) Ferraris-Zähler mit elektromechanischem Funktionsprinzip (Quelle: Fehlerhafte Elektrizitätszähler - Entwarnung, Landesbetrieb Mess- und Eichwesen Nordrhein-Westfahlen Köln, 2008), (b) Smart Meter mit rein elektronischer Funktionsweise (Quelle: Ökonomische und technische Aspekte eines flächendeckenden Rollouts intelligenter Zähler, Bundesnetzargentur, 2009) In Bild 3.2b ist ein Smart Meter abgebildet. Der intelligente Zähler ist mikroprozessorgesteuert und eine rein elektronische Komponente, welche für die Funktion keine beweglichen Teile, wie diese beim Ferraris Zähler Voraussetzung sind, benötigt. 1 vgl.: Heute bildet der Ferraris-Zähler an der Schnittstelle zwischen Netzteilnehmer und normalem Stromnetz das Interface (siehe Kapitel 2.2 sowie Bild 2.4). Seite 11

14 3 Smart Grid 3.2 Smart Meter Aufgaben Basierend auf [4] und [2] übernimmt der Smart Meter, an der Schnittstelle zwischen intelligentem Stromnetz und Endkunde, zwei Hauptaufgaben: Messfunktion Die Messung des elektrischen Energieflusses am Netzanschluss erfolgt indirekt. Im Drehstromsystem werden daher die zeitlichen Verläufe der drei Strangspannungen und der drei Strangströme erfasst. Bei der Spannungsmessung wird die zu messende analoge Spannung hochohmig - bei hohen Spannungen zusätzlich über einen Spannungsteiler - abgegriffen. Die Strommessung führt den zu messenden analogen Strom über ein Sensorelement, welches eine dem Strom proportionale Spannung erzeugt. Diese Wandlung kann auf unterschiedlichen Prinzipien basieren. Bei der Shunt-Strommessung fließt der zu messende Strom über einen niederohmigen Widerstand, an welchem dann die entsprechende Spannung abgegriffen werden kann. Eine verlustlose Strom-Spannungswandlung ergibt sich durch Auswertung des durch den Strom hervorgerufenen Magnetfelds. Ferromagnetische Elemente manipulieren das Magnetfeld passend, damit es Hall- oder AMR 2 -Sensoren erfassen können und ebenfalls in eine entsprechende Spannung umwandeln. Ein Analog-Digital-Wandler sorgt dafür, dass die Messdatenreihen für die Strangspannungen und die Strangströme digital vorliegen. In weiterer Folge berechnet der Smart Meter mit Hilfe digitaler Datenverarbeitungsalgorithmen die relevanten elektrischen Größen im Drehstromnetz, unter anderem den zeitlichen Verlauf der Leistung, den Spannungsoberwellengehalt, die Netzfrequenz, die Scheinleistung, den Phasenwinkel, die Wirkleistung und Blindleistung. Aus den berechneten Leistungen kann durch zeitliche Integration auf die gesuchten Energiemengen geschlossen werden. Je nach Anwendung und Leistungsklasse muss die Erfassung der Energiemenge einer bestimmten Genauigkeitsklasse genügen. Der maximale Strom, die Genauigkeit und die Kosten beeinflussen dabei das Prinzip zur Strommessung. In Geräten für den Haushalt wird daher meist eine Strommessung über Shunt realisiert. Kommunikationsfunktion Die Kommunikationsfähigkeit ist die entscheidende Komponente, welche die Teilnehmer des Stromnetzes miteinander vernetzt und so die technische Voraussetzung für die Intelligenz im Smart Grid schafft. Der Smart Meter kommuniziert dabei nicht nur mit dem intelligenten Stromnetz, sondern auch mit dem Endkunden, indem er beispielsweise Daten zum aktuellen Stromverbrauch sowie Energiekosten bereitstellt. Die Visualisierung der Daten für den Endkunden erfolgt zum einen durch ein Display am Smart Meter, zum anderen können die Daten über eine Datenschnittstelle leitungsgebunden oder drahtlos durch ein lokales Netzwerk beim Kunden zur Verfügung gestellt werden. Für die Kommunikationsschnittstelle zum Smart Grid und somit zum Zentralsystem des Ener- 2 Anisotroper magnetoresistiver Effekt Seite 12

15 3 Smart Grid 3.2 Smart Meter gieversorgungsunternehmens existieren eine Reihe verschiedener Technologien, wie in Bild 3.3 prinzipiell aufgezeigt, die auch kombinierbar sind. Eine Möglichkeit der Datenübertragung ergibt sich durch die Nutzung öffentlicher Netze der Telekommunikationsunternehmer. Sowohl eine Anbindung des Smart Meters über eine leitungsgebundenes Breitbandnetz (ISDN, DSL,...) als auch eine auf drahtloser Technik basierende Anbindung über ein Funknetzwerk (GSM, GPRS, UMTS,...) ist möglich. Die Schwächen öffentlicher Kommunikationsnetze - Verfügbarkeit, Erreichbarkeit und Unabhängigkeit - sind zentrale Anforderungen an den Netzbetrieb, deshalb streben Netzbetreiber zum Teil wieder Richtung eigener Kommunikationsinfrastruktur. Die Anbindung des Smart Meters an das Datennetz kann zukünftig auch drahtlos über Funk, allerdings über eine netzeigene Kommunikationsinfrastruktur, erfolgen. Funkstrecken lassen sich verhältnismäßig günstig errichten und flexibel anpassen. Funklösungen sind nicht in der Lage jeden Zähler zuverlässig an das Datennetz anzubinden. In solchen Fällen kann die Powerline Communication die physikalische Verbindung der Stromleitung selbst dazu nutzen, um eine bidirektionale Kommunikation mit einem Datenkonzentrator in der nächstgelegenen Transformatorstation aufzubauen. Der Datenkonzentrator ist an das betreibereigene Datennetz angeschlossen und sammelt die Messwerte aller Smart Meter, die von dieser Transformatorstation aus versorgt werden. Teilweise ist heute schon das Mittelspannungsnetz mit Glasfaser-Backbones ausgeführt. Jedoch erst wenige Schaltanlagen sind auf Grund der hohen Kosten über Glasfaser an das Kommunikationsnetz des Netzbetreibers angebunden. Bei kontinuierlichem Ausbau des Glasfasernetzes (wegen der höchsten Verfügbarkeit aller Technologien) ist zukünftig auch der Anschluss von Smart Metern denkbar. Bild 3.3: vereinfachte Darstellung der Kommunikation von Smart Meter zum Energieversorger (Quelle: CKW verlängert ihr Pilotprojekt Smart Metering, Medienmitteilung, Centralschweizerische Kraftwerke AG, 2012) Seite 13

16 3 Smart Grid 3.2 Smart Meter Fähigkeiten Die nötigen Fähigkeiten eines Smart Meters wurden in [6] identifiziert. Die Beschreibungen im folgenden Abschnitt basieren auf [4]. Messdaten für den Kunden Der Endkunde ist Eigentümer der Messdaten des Smart Meters und muss daher auf diese zugreifen können. Die erfassten Daten darf der Netzbetreiber nicht an Dritte weitergeben. Der intelligente Zähler bietet neben einem Display für den aktuellen Stromverbrauch zusätzlich eine Schnittstelle zum Endkunden, die von HAN 3 oder IHD 4 genutzt werden kann. Alternativ kann der Zugriff auf die Daten auch über ein Web-Interface erfolgen. Messfrequenz genügend hoch für Energieeinsparung Smart Meter sollen unter anderem die Verbesserung der Energieeffizienz bewirken. Dazu ist eine Visualisierung der aktuellen Verbrauchswerte in einem Zeitraster von etwa einer Sekunde notwendig, damit eine eindeutige Zuordnung von Energieverbrauch und Verbraucher erfolgen kann. Diese Messdaten müssen dazu aber nicht zwingend gespeichert werden. Fernauslesung Die Messdaten des Smart Meters können vom Energieversorgungsunternehmen und vom Netzbetreiber fern ausgelesen werden. Im Smart Meter erfolgt die Datenerfassung und -speicherung der elektrischen Energien zumindest alle 15 Minuten. Die gemessenen Werte werden gespeichert und üblicherweise täglich oder andernfalls bei Bedarf übertragen. Für weitere Medien wie Gas, Wasser und Wärme soll ebenfalls eine Übermittlung von Messdaten möglich sein. Zwei-Wege-Kommunikation Sie ist die Schlüsselfunktion für den Netzbetreiber, da die notwendigen Vorort-Eingriffe beim Endkunden minimiert werden. Dazu ist neben der offensichtlichen Übermittlung der Messdaten auch ein Remote Upgrade der Firmware, die Überwachung und Steuerung sowie die Synchronisation der Zeit von Bedeutung. Messfrequenz genügend hoch für Netzplanung Die Messfrequenz 5 ist genügend hoch, damit die Messdaten zur Netzplanung herangezogen werden können. Die erhobenen Daten dienen nicht primär der Netzsteuerung. Unterstützung von Tarifsystemen Zukünftige Tarifsysteme sind flexibler gestaltet und beinhalten auch (zeit-)variable Tarife. Der Smart Meter kann per Remote zwischen verschiedenen Tarifmodellen wechseln und aktuelle Tarifinformationen (Zeiten, Kosten,...) dem Kunden bereitstellen. Für einen effektiven Vergleich von Verbrauchsprofilen sind ausreichend Datensätze vorhanden. Unterbrechung des Anschlusses Der Anschluss kann sowohl vor Ort als auch über Remote ausgeschaltet werden. Die Sicherheit 3 Home Area Network 4 InHouseDisplay 5 für den Netzbetrieber alle 15 Minuten Seite 14

17 3 Smart Grid 3.2 Smart Meter spielt beim Ein- und Ausschalten ein wichtige Rolle. Daher wird der Kunde über die Freischaltung seines Anschlusses informiert, damit er die effektive Wiedereinschaltung vor Ort manuell durchführen kann. Datenschutz Die relevanten Gesetze und Anforderungen zum Datenschutz werden eingehalten bzw. erfüllt. Eine verschlüsselte Datenübertragung innerhalb des Smart Grid sowie ein autorisierter Zugang zu Messdaten des Smart Meters sind obligatorisch. Detektion und Verhinderung von Missbrauch Um Stromklau zu verhindern, lösen detektierte Manipulationsversuche am Smart Meter eine Alarmierung des Netzbetreibers aus. Stromfluss in beide Richtungen Damit ohne zusätzlichen Einspeisezähler eine dezentrale Stromerzeugung unterstützt wird, ist die Messung der elektrischen Wirkenergie in beiden Stromrichtungen (Verbrauch, Erzeugung) möglich. Die elektrische Blindenergie (Erzeugung, Verbrauch, kapazitiv, induktiv) wird ebenfalls durch den Smart Meter erfasst. Energieverbrauch Der Stromverbrauch eines Smart Meters ist für die reine Messfunktion deutlich geringer als der Stromverbrauch alter Zähler. Je nach Kommunikationskanal mit dem Energieversorger - ob über die Stromleitung, Internet oder Funk - kann sich ein höherer Stromverbrauch einstellen. Smart Meter und umgebende Systeme sollten einen minimalen Energieverbrauch aufweisen Nutzen Folgende Betrachtung ist eine Zusammenfassung und behandelt die wichtigsten Themen aus [2] und [4] aus heutiger Sichtweise. Nutzen für den Endkunden Der intelligenten Zähler ermöglicht einen schnellen und unkomplizierten Wechsel des Stromanbieters. Die Abhängigkeit des Endkunden vom Energielieferanten sinkt. Der Smart Meter sendet regelmäßig alle verbrauchs- und abrechnungsrelevanten Daten dem Energieversorger. Dadurch erhält der Endkunde erstmals monatlich eine Rechnung nach dem tatsächlichen Energieverbrauch. Die aktuellen Verbrauchsdaten und das zeitliche Verbrauchsprofil geben Aufschluss über das Benutzerverhalten. Die Darstellung dieser Daten macht den eigenen Energieverbrauch transparenter, hilft Stromfresser zu identifizieren, den Stromverbrauch zu optimieren und so Energie zu sparen. Intelligente Zähler unterstützen flexible Tarife, bei welchen der Strompreis zeit- und lastvariabel ist. Die Visualisierung der Stromkosten schafft Anreize dann Strom zu verbrauchen, wenn sehr viel im Netz vorhanden und der Strombezug daher am günstigsten ist. Dadurch ergibt sich für den Endkunden eine Kostenersparnis. Seite 15

18 3 Smart Grid 3.2 Smart Meter Im zukünftigen Smart Home des Endkunden erfolgt eine Vernetzung von Geräten der Haustechnik, wie Heizung, Photovoltaikanlage, Haushaltsgeräte und Elektroauto zu einem intelligenten System. Der Smart Meter stellt Daten über Stromverbrauch und Stromtarif zur Verfügung, damit der Energieverbrauch des Gesamtsystems optimal und automatische gesteuert werden kann. Die Aktivierung und Steuerung der Smart Home- Funktionen bleibt aber dem Verbraucher überlassen. Nutzen für den Energieversorger Die regelmäßige Übertragung der Verbrauchsdaten durch den Smart Meter erübrigt das manuelle Ablesen der Zählerstände vor Ort. Der Energieverbrauch bei den Endkunden wird alle 15 Minuten erfasst. Über den ganzen Tag betrachtet liegt so eine Messreihe der Verbrauchswerte vor. Dadurch sind eine zeitgenaue Verrechnung des Stromverbrauchs sowie neue Tarifmodelle mit flexiblen Stromtarifen möglich. Die Fernabschaltung und Fernfreischaltung des Anschlusses zum Stromversorgungsnetz ist möglich. Der Smart Meter unterstützt Lastmanagementtechnologien und ermöglicht den Endkunden die Teilnahme an Demand Side Management, Demand Response Aktivitäten, Energieinformationen und flexiblen Tarifen. Diese Technologien schaffen Anreize vermehrt dann Strom zu verbrauchen, wenn auch viel Strom erzeugt wird und führen zu einer Anpassung von Energieverbrauch und Energieerzeugung. Die erzeugte elektrische Energie wird dadurch effizienter genutzt. Intelligente Zähler können über die bidirektionale Datenverbindung Softwareupdates erhalten und so im Funktionsumfang während des Betriebs erweitert werden. Nutzen für den Netzbetreiber Der Smart Meter erlaubt den Einsatz von Lastmanagementtechnologien die das zeitliche Energieverlagerungspotential erschließen. Im Energieversorgungsnetz kommt es zu einer Verringerung der Spitzenlast [7] und folglich zu einer effizienteren Nutzung der bestehenden Transportkapazitäten. Die bestehende Infrastruktur ermöglicht so den Anschluss einer höheren Dichte an dezentralen Energieerzeugern. Daneben leisten diese Technologien Beiträge zu Netzsteuerung und Netzstabilität. Der intelligente Zähler überwacht und erfasst den Netzzustand anhand von bestimmten Parametern (Frequenz, Lastverhältnisse, Spannung, Strom, Oberwellengehalt,...) und übermittelt diese an eine Steuerung in der zugehörigen Transformatorstation. Die erhobenen Daten finden für die Spannungsüberwachung, die Spannungsregulierung mit dem Ortsnetztransformator, die Spannungsregulierung durch Blindleistungskompensation und die Lastflussanalyse Verwendung [8] und sind so für die Steuerung und Stabilität des Netzes von Bedeutung. Seite 16

19 3 Smart Grid 3.3 Herausforderungen Die Verteilnetze der Niederspannungsebene sind heute großteils für einen passiven Betrieb ausgelegt. In Zukunft kommen in diesen Netzen vermehrt aktive, regelbare Komponenten zum Einsatz und erlauben so einen aktiven Verteilnetzbetrieb. Im aktiven Verteilnetz können Steuerbefehle und Steuerparameter an alle Komponenten 6 übertragen werden. Der so entstandene Netzverbund kann aktiv auf die fluktuierende Einspeiseleistung erneuerbarer Energien reagieren und die Netzspannungsgrenzen trotz Umkehr der Energieflussrichtung zur übergeordneten Netzebene einhalten. Durch die Kommunikationsschnittstelle ermöglicht erst der Smart Meter die optimierte Netzsteuerung von Niederspannungsnetzen mit vielen dezentralen Erzeugern. Dezentrale Einspeiser und viele kleine verteilte Verbraucher können effizient verbunden und betrieben werden und durch bedarfsgerechten Einsatz den Netzbetrieb unterstützen. Die von Smart Metern erfassten Daten ermöglichen die Entwicklung von neuen Netzmanagementkonzepten. 3.3 Herausforderungen Der Einsatz von Smart Metern wird in der Europäischen Union durch Richtlinien und in Deutschland durch Gesetze bzw. Verordnungen geregelt. Die wichtigsten Rechtsgrundlagen auf europäischer Ebene ist das 3. Binnenmarktpaket (2009/72/EG) und die EU-Richtlinie Energieeffizienz und Energiedienstleistungen (2006/32/EG). Darin wird gefordert, dass bis 2020 in allen EU-Mitgliedsstaaten 80% der Verbraucher mit intelligenten Zählern ausgestattet sind, falls eine positive Bewertung wirtschaftlicher Aspekte für eine breite Einführung sprechen. Für einen Smart Meter Rollout in Deutschland sind noch nicht ausreichend gesetzliche und regulatorische Rahmenbedingungen adaptiert bzw. entworfen worden [9]. Die Einführung von intelligenten Zählern wird dem Kunden häufig mit der Möglichkeit des Energiesparens begründet. Solange das Einschalten von Verbrauchern zu Zeiten niedriger Stromkosten nicht automatisiert von einer intelligenten Steuerung erfolgt, reicht der Einbau eines intelligenten Zählers allein nicht aus, um den Stromverbrauch zu senken. Die Steuerung von Verbrauchern anhand der Stromtarifdaten, die das Smart Meter bereitstellt, wird vor allem zu Beginn der Einführung noch dem Kunden überlassen sein. Bei einigen Nutzern wirkt ein zeitvariabler Tarif als Anreiz und sensibilisiert bezüglich dem eigenen Stromverbrauch. Aber nur wenige schaffen das Energiesparpotential (bis zu 8% [10]) voll und dauerhaft zu erhalten. Bei den meisten Nutzern ist das Interesse zu Beginn vorhanden, aber die Nutzung sinkt rasch auf ein sehr geringes Niveau. Einige Kunden besitzen zudem nur unzureichende Informationen über die Hauptenergieverbräuche und die Möglichkeiten ihrer Beeinflussung. Somit ergibt sich für die Verbraucher mit den derzeitigen Systemen nur beschränkter nachhaltiger Nutzen. Durch variable Tarife kann es zu einer Verschiebung von energieintensiven Aktivitäten 7 in 6 z.b.: Wechselrichter, Transformator 7 z.b.: Kochen, Waschen,... Seite 17

20 3 Smart Grid 3.3 Herausforderungen Zeiten geringerer Strompreise kommen. Diese Zeiten fielen, sollten sich, was wahrscheinlich erscheint, die Stromkosten für den Endkunden auch nur grob an der Strombörse orientieren, mitten in die Nacht. Die Lebensqualität von Kunden könnte deutlich beeinträchtigt werden. Die Anschaffungskosten eines Smart Meters für den Haushalt (ca. 125e [10]) liegen deutlich über denen eines konventionellen Zählers (ca. 35e [10]). Weiters werden dem Kunden zusätzlich jährlich Aufwände für die Bereitstellung der erforderlichen IT-Infrastruktur verrechnet. Erst eine Stromeinsparung in der Größenordnung von etwa 3% [5] deckt bei aktuellen Strompreisen diese Zusatzkosten. Die heute fehlende Standardisierung der Schnittstellen zum Kunden, zur Home-Automation und zum Smart Grid machen das Ersetzen eines Smart Meters durch ein Modell eines anderen Herstellers schwierig. Auch beim genauen Funktionsumfang eines intelligenten Zählers, also ob er rein für die Erfassung und Bereitstellung der Verbrauchsdaten verantwortlich ist oder ob er aufgrund der Messdaten selbst bestimmt Steuerungsaufgaben übernimmt, herrscht noch keine Einigkeit [11]. Für den großflächigen Einsatz von Smart Metern muss eine eigene Datenkommunikationsinfrastruktur errichtet und betrieben werden. Dies beinhaltet die Aufrüstung von Zählern, Trafostationen, Backboneknoten und der Zentrale mit den notwendigen Geräten [10]. Obwohl viele Umspannwerke bereits vernetzt sind, ist der Ausbau des Datennetzes bis zum Kunden sehr kostenintensiv. Dabei muss vor allem die Zentrale die riesigen Datenmengen 8 handhaben können und entscheiden welche Daten gespeichert, gelöscht oder archiviert werden müssen, damit der finanzielle Aufwand handhabbar bleibt. Die Möglichkeit der Fernabschaltung der Versorgung ist für technische Netz-Notfälle oder zu hohem Energiebezug sicher sinnvoll. Jedoch hegen Verbraucherschützer die Befürchtung, dass im Streitfall oder beim Nichtbezahlen der Rechnung ebenfalls der Strom abgestellt werden könnte. Der Smart Meter überträgt per Fernauslesung Verbraucherdaten 9 an das Zentrale Informationssystem. Die kundenspezifischen Daten bleiben aber Eigentum des Kunden. Das bedeutet, dass sowohl der Energielieferant als auch der Netzbetreiber nicht berechtigt sind, die Daten ohne Zustimmung des Kunden an Dritte weiterzugeben. Daher ist der Netzbetreiber verpflichtet für das Smart Meter, das Kommunikationsnetz und die Datenzentrale entsprechende Anforderungen für Datenschutz und Datensicherheit zu erfüllen. Aktuell werden die Standards für die IT-Infrastruktur geprüft bzw. erarbeitet. 8 Bei der Datenerfassung alle 15 Minuten sind 1000-mal mehr Informationen vorhanden als heute [11]. 9 Anhand dieser Daten könnte eine Rekonstruktion des Verbraucherverhaltens und der Lebensgewohnheiten der Personen im Haushalt erfolgen [11]. Seite 18

21 4 Zusammenfassung 4 Zusammenfassung Smart Meter sind eine Basistechnologie für das zukünftige Smart Grid. Sie bilden an der Schnittstelle zwischen Netzteilnehmer und Smart Grid ein intelligentes Interface. Die Kommunikationsschnittstelle dient der Datenverbindung mit der IT-Infrastruktur des Stromnetzes und ermöglicht so intelligente Teilnehmer. Der Smart Meter erfasst Ströme und Spannungen im Drehstromnetz und berechnet mit digitaler Signalverarbeitung die aktuellen Verbrauchswerte. Die Daten werden im 15 Minuten-Takt gespeichert und entweder per Funk, Powerline Communication oder über das Telefonnetz an den Energieversorger übertragen. Der Kunde erhält dadurch erstmals eine monatliche Abrechnung nach dem tatsächlichen Energieverbrauch. Diese Technologie unterstützt zeit- und lastvariable Stromtarife und kann Stromkosten und Stromverbrauch im Haushalt in Echtzeit darstellen. Durch die Transparenz im Energieverbrauch führen Anreizsysteme, Strom dann zu verbrauchen wenn er verfügbar ist, zu einer Verringerung der Spitzenlast, besserer Energieeffizienz, höherer Netzausnutzung und einer größeren möglichen Dichte an dezentralen Energieerzeugern. Die Zusammenschaltung von vielen kleinen Erzeugern zu einem großen virtuellen Kraftwerk vereinfacht die Netzsteuerung und liefert einen Beitrag zur Erhaltung der Netzstabilität. In Deutschland verfügen bislang lediglich 0,2% [12] aller Haushalte über intelligente Stromzähler. Dabei sind viele dieser Zähler im Zuge von Pilotprojekten verbaut worden. Sowohl die Anschaffungskosten als auch die jährlichen Betriebskosten für ein Smart Meter übersteigen die Kosten, die für einen Ferraris-Zähler anfallen. Vorreiter, wie Schweden, Finnland oder Italien, zeigen mit Abdeckungen um 95%, dass sich hohe Durchdringungsraten realisieren lassen [9]. In diesen Ländern decken Regularien die Mehrkosten für den Smart Meter. Auch wenn sich heute Smart Metering aus rein wirtschaftlichen Betrachtungen noch nicht für alle Beteiligten rechnet, wird es sich zukünftig, bei steigenden Energiepreisen und angesichts der Möglichkeiten im Smart Gird und Smart Home zu Demand Side Management, virtuellen Kraftwerken oder flexiblen Tarifen, durchsetzen. Damit Deutschland das Ziel, 80% der Verbraucher bis 2020 mit Smart Meter auszustatten, erreicht kann, werden gesetzliche Mindestanforderungen an Smart Meter definiert, fehlende Standards 1 entworfen, offene Fragen im Datenschutz geklärt und regulatorische Vorschriften überarbeitet, welche bisher eine flächendeckende Einführung verhindert haben. 1 Funktionalität, Kommunikation Seite 19

22 Literaturverzeichnis Literaturverzeichnis [1] Ziesing, Dr. Hans-Joachim: Anwendungsbilanzen für die Endenergiesektoren in Deutschland in den Jahren 2009 und Technischer Bericht, Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen AGEB, [2] Andreas Lugmaier, Helfried Brunner, Wolfgang Prüggler u.a.: Roadmap Smart Grids Austria. Technischer Bericht, Nationale Technologieplattform Smart Grids Austria, [3] Ziesing, Dr. Hans-Joachim: Energieverbrauch in Deutschland im Jahr Technischer Bericht, Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen AGEB, [4] Weissbuch Smart Grid. Technischer Bericht, Verein Smart Grid Schweiz VSGS, [5] Jung, Andreas: Smart-Metering in deutschen Haushalten Status und Entwicklungsperspektiven. Technischer Bericht, dena, Deutsche Energie-Agentur, [6] Rogelio Segovia, Manuel Sánchez: A joint contribution of DG ENER and DG INFSO towards the Digital Agenda, Action 73: Set of common functional requirements of the SMART METER. Technischer Bericht, European Commission: Energy Directorate- General, Information Society and Media Directorate-General, [7] Jessica Stromback, Christophe Dromacque, Mazin H. Yassin: The potential of smart meter enabled programs to increase energy and systems efficiency - a mass pilot comparison. Technischer Bericht, VaasaETT, Global Energy Think Tank, [8] Martin Kahmann, Peter Zayer: Elektrizitätsmesstechnik EW Medien und Kongresse, 1. Auflage, [9] Roland Hierzinger, Mihaela Albu, Henk van Elburg u.a.: European Smart Metering Landscape Report Technischer Bericht, European Commission: Intelligent Energy Europe, [10] Analyse der Kosten Nutzen einer österreichweiten Smart Meter Einführung. Technischer Bericht, Capgemini Consulting Österreich AG, [11] Boukhaoua, Salah: Offene Fragen im Smart Metering. Bulletin, [12] Smart Metering vor dem Durchbruch. Technischer Bericht, Arthur D. Little, Seite 20

23 Abbildungsverzeichnis Abbildungsverzeichnis 1.1 Anteil unterschiedlicher Energieträger am Energieverbrauch der privaten Haushalte und der Industrie in Deutschland, Angaben in Prozent, 2010, [1] Europäisches Hochspannungsversorgungsnetz (Quelle: Global Energy Network Institute, 2004) Vereinfachte Darstellung der Komponenten des elektrischen Energieversorgungsnetz von gestern [2] Vereinfachte Darstellung der Komponenten des elektrischen Energieversorgungsnetz von heute [2] Prinzipdarstellung der hierarchischen Struktur des elektrischen Energieversorgungsnetz (Quelle: Wikipedia, Stefan Riepl) Blockschaltbild zum Anschluss eines Hauses mit einer Photovoltaikanlage an das elektrische Niederspannungsnetz: 1 Photovoltaikgenerator, 2 Generatoranschluss mit Schutztechnik, 3 Gleichstromverkabelung, 4 Gleichstromtrennschalter, 5 Wechselrichter, 6 Wechselstromverkabelung, 7 Schaltschrank für hausinterne Stromverteilung mit Hausanschluss sowie Bezugs- und Einspeisezähler (Quelle: Nutzerinformation Photovoltaik, DGS Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie, 2006) Prinzipieller Aufbau eines einphasigen Stromzählers mit der Funktionsweise nach dem Ferraris-Prinzip: 1 Aluminium-Läufer, 4 Spannungsspule, 5 Stromspule, 6 Bremsmagnet, 7 mechanisches Zählwerk, (Quelle: Endenergieeinsparungen durch den Einsatz intelligenter Messverfahren - Smart Metering, Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, 2009) Vereinfachte Darstellung der Komponenten des elektrischen Energieversorgungsnetz von morgen [2] 9 Seite 21

24 Abbildungsverzeichnis ABBILDUNGSVERZEICHNIS 3.2 Vergleich zweier Stromzähler: (a) Ferraris-Zähler mit elektromechanischem Funktionsprinzip (Quelle: Fehlerhafte Elektrizitätszähler - Entwarnung, Landesbetrieb Mess- und Eichwesen Nordrhein-Westfahlen Köln, 2008), (b) Smart Meter mit rein elektronischer Funktionsweise (Quelle: Ökonomische und technische Aspekte eines flächendeckenden Rollouts intelligenter Zähler, Bundesnetzargentur, 2009) vereinfachte Darstellung der Kommunikation von Smart Meter zum Energieversorger (Quelle: CKW verlängert ihr Pilotprojekt Smart Metering, Medienmitteilung, Centralschweizerische Kraftwerke AG, 2012) 13 Seite 22