Smart Metering als Grundstein für Smart Grids

Aus Winfwiki

Fallstudienarbeit
Hochschule:	Hochschule für Oekonomie & Management
Standort:	Duisburg
Studiengang:	Bachelor Wirtschaftsinformatik
Veranstaltung:	Fallstudie / Wissenschaftliches Arbeiten
Betreuer:	Dipl-Inf._(FH)_Christian_Schäfer
Typ:	Fallstudienarbeit
Themengebiet:	SmartMetering
Autor(en):	Ranjit Singh, Mathias Funck, Daniel Garbas
Studienzeitmodell:	Abendstudium
Semesterbezeichnung:	WS10
Studiensemester:	4
Bearbeitungsstatus:	begutachtet
Prüfungstermin:
Abgabetermin:

Inhaltsverzeichnis 1 Abkürzungsverzeichnis 2 Abbildungsverzeichnis 3 Einleitung 3.1 Problemstellung 3.2 Zielsetzung 4 Grundlagen und Begriffsabgrenzungen 4.1 Versorgungssituation deutscher Stromverteilnetze 4.1.1 Stromlieferung und Bezug 4.1.1.1 Gesetzliche Grundlage 4.1.1.2 Das Erneuerbare Energien Gesetz und dessen Einfluss auf die Stromversorgung 4.1.1.3 Konzessionsverträge und Rekommunalisierung 4.1.2 Struktur deutscher Stromverteilernetze 4.2 Smart Metering 4.2.1 Definition und Ziele 4.2.2 Aufgaben und Anforderungen 4.2.3 Implementierung 4.2.4 Gesetzliche Grundlage 4.3 Smart Home 4.4 Smart Grid 5 Physikalische Auswirkungen dezentraler Einspeiser auf Stromverteilnetze 5.1 Photovoltaikanlagen 5.2 KWK-Anlagen 5.3 Technische Richtlinien für den Anschluss von Erzeugungsanlagen am Stromverteilnetz 6 Theoretische Lösungsansätze für ein Smart Grid mit Smart Meters 6.1 Smart-Metering-Kommunikationsinfrastruktur für Netzdatenerfassung nutzen 6.1.1 Kommunikationsstrukturen bei Smart Meters 6.1.2 Bereitstellung von relevanten Netzdaten 6.2 Dynamische Lastverschiebung 6.3 Blindleistungs- und Spannungsregelung auf Ortsnetzebene 6.4 Störungserkennung und Behebung in Ortsnetzen 6.4.1 Fehlersuche im Niederspannungsnetz 6.4.2 Fehlersuche im Mittelspannungsnetz 7 Fazit 8 Fußnoten 9 Quellenverzeichnis

1 Abkürzungsverzeichnis

Abkürzung	Bedeutung
BDEW	Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V
BMWi	Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie
BMU	Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
CO2	Kohlenstoffdioxid
EEG	Erneuerbare Energien Gesetz
EnGW	Energie Wirtschaftsgesetz
GIS	Geographische Informationssysteme
GPRS	General Packet Radio Service
GSM	Global System for Mobile Communication
GUI	Graphical User Interface
HAN	Home Area Network
ITK	Informations- und Telekommunikationssystem
KWK-Anlage	Kraft-Wärme-Kopplung-Anlagen
LAN	Local Area Network
LWL	Lichtwellenleiter
M-Bus	Meter-Bus
MDM	Meter-Data-Management-Systeme
MUC-Controller	Multi-Utility-Communication-Controller
NOC	Network Operations Center
ONS	Ortsnetzstation
PLC	Powerline Carrier
PSTN	Public Switched Telephone Network

2 Abbildungsverzeichnis

Abbildungsnummer	Abbildungstitel
Abbildung 1	Zentrale Energieversorgung
Abbildung 2	Dezentrale Energieversorgung
Abbildung 3	google iPowerMeter
Abbildung 4	Smart Home
Abbildung 5	Stromverteilernetz der Gegenwart
Abbildung 6	Stromverteilernetz der Zukunft
Abbildung 7	Lastgangkurve einer Ortsnetzstation in Krefeld
Abbildung 8	Erweiterte Lastgangkurve mit Einspeiseprofil von Photovoltaikanlagen
Abbildung 9	Schematische Funktionsweise eines Blockheizkraftwerkes
Abbildung 10	Stromerzeugung einer wärmegeführten KWK-Anlage
Abbildung 11	Kommunikationsstufen bei Smart Meters
Abbildung 12	Schematische Funktionsweise der Netzdatenbereitstellung
Abbildung 13	Preissignal-bedingte Steuerung von Verbrauchern im Smart Home
Abbildung 14	Veränderung des Spannungsbandes bei Abnahme (a) und bei Einspeisung (b)
Abbildung 15	Transformatorregelung auf Ortnetzebene
Abbildung 16	Netztopologie mit Smart Meters im Niederspannungsnetz
Abbildung 17	Vergleich von Entstörungsmethode und Ausfallzeiten im Mittelspannungsnetz

3 Einleitung

Die Stromversorgung in Deutschland hat sich aufgrund regenerativer, dezentraler Stromerzeugung im letzten Jahrzehnt von einem statischen hin zu einem dynamischen Prozess gewandelt. Resultat ist ein temporär ansteigendes, volatiles Angebot an Energie, das die klassischen Verteilernetze vor neue Herausforderungen stellt. Um den sich verändernden Bedingungen zu begegnen setzt Europa auf eine Erweiterung bestehender Infrastruktur durch informationsverarbeitende Techniken um damit zukünftig Netzführung, Abrechnung und Planung der Netze zu realisieren und die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Das dabei entstehende intelligente Versorgernetz soll als "Internet der Stromversorgung" die Energieerzeugung und -verteilung revolutionieren. Der verfolgte Ansatz verspricht neben Interaktivität von Haushaltsgeräten, Messeinrichtungen und Abrechnungsservices auch eine verbesserte Energieeffizienz und Klimaverträglichkeit und erhält damit zunehmend Einzug bei deutschen Energieversorgen und Haushalten.

3.1 Problemstellung

Der, durch staatliche Substitutionen bedingte, rasant steigende Anteil von dezentralen Erzeugungsanlagen im Nieder- und Mittelspannungsnetz führt dazu, dass Strom nicht mehr nur nach Bedarf, sondern verstärkt nach Verfügbarkeit erzeugt wird. Sowohl die witterungsbedingte Volatilität der Energieerzeugung und -einspeisung von Photovoltaikanlagen oder Windkraftwerken als auch ihre voranschreitende Dezentralisierung stellen neue Anforderungen an eine alternde Strominfrastruktur. Bei geringer Abnahme und gleichzeitig hoher, dezentraler Einspeisung ergeben sich Netzbelastungen, die in der Planung der Leitungen und Betriebsmittel nicht berücksichtigt worden sind.

Durch diese neuen Gegebenheiten muss ein Paradigmenwechsel in der Stromversorgung und -verteilung stattfinden: bisher orientierte sich die Lasterzeugung am Verbrauch - zukünftig soll der Verbrauch der zur Verfügung stehenden Last folgen. Doch wie soll dies nun dem Endverbraucher vermittelt werden? Welche Anreize und Vorteile entstehen für die einzelnen Marktteilnehmer und wie kann ein Umstieg auf ein intelligentes Versorgernetz technisch realisiert werden?

3.2 Zielsetzung

Wie verändert der Anstieg der dezentral erzeugten Energie die heutige Strominfrastruktur und welche Ansätze lassen sich daraus für den Aufbau und Betrieb intelligenter Netze ableiten? Zur Beantwortung dieser Frage setzt sich diese Arbeit mit den theoretischen Lösungsansätzen zum intelligenten Netzbetrieb auseinander, der die Smart Metering-Technologie als Grundlage nutzt.

Um jedoch zunächst ein gemeinsames Verständnis von Smart Metering, Smart Grids sowie Smart Home zu schaffen, werden im folgenden Abschnitt die grundlegenden Begriffe definiert und näher erläutert, sowie Einblicke in die aktuelle Versorgungssituation der deutschen Stromverteilernetze gegeben. Des Weiteren wird kurz auf die geltenden Gesetzgebungen und Verordnungen zum Umgang mit neuen dezentralen Erzeugungsanlagen und deren Vergütung eingegangen. In den folgenden Abschnitten werden zudem die Funktionsweisen von Stromerzeugungsanlagen und deren Einfluss auf das Verteilernetz herausgearbeitet und theoretische Lösungsansätze für die Erweiterung zu einem intelligenten System aufgezeigt, welche mit Smart Meter-Technologie realistisch umgesetzt werden könnten. Hierbei liegt der Schwerpunkt auf technischen und physikalischen Problemstellungen die im Niederspannungsnetz auftreten können.

4 Grundlagen und Begriffsabgrenzungen

4.1 Versorgungssituation deutscher Stromverteilnetze

In den letzten Jahrzehnten hat sich die Struktur des deutschen Strommarktes stark verändert. Durch die Öffnung des Strommarktes in Deutschland im Jahre 1998 wuchs die Zahl der Stromanbieter deutlich und belebte den Wettbewerb und Preiskampf^[1]. Dem Endkunden steht somit eine größere Auswahl an Stromlieferanten zur Verfügung. Durch die Ziele der EU und den Änderungen des Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG) sowie staatlicher Substitution, wächst gleichzeitig die Anzahl der dezentralen, fluktuativen Stromerzeuger.

Dies hat zur Folge, dass sich ein dynamischer Strommarkt in der Leistungserzeugung entwickelt. Bedingt durch Veränderungen in der kommunalen Struktur durch Auslaufen von Konzessionsverträgen (Vertrag zwischen Kommune und zentralem Energieerzeuger) wird der Effekt der Veränderung im Netzbe- und –vertrieb nochmals verstärkt. Als logische Konsequenz müssen die gesetzlichen Grundlagen unter den o.g Gesichtspunkten überarbeitet werden.

4.1.1 Stromlieferung und Bezug

4.1.1.1 Gesetzliche Grundlage

Die Energieversorgung in der Bundesrepublik Deutschland wird durch das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) geregelt. Ziel des EnWG ist die Sicherung einer preisgünstigen, umweltverträglichen und leistungsgebundenen Versorgung des Endkunden mit Elektrizität und Gas^[2]. Die Infrastruktur der Energieversorgung basiert auf Versorgernetzen, welche durch entsprechende Betreiber bereitgestellt werden und unabhängig von Energieerzeugern und -vertreibern zu führen sind^[3]. Die Netze sind durch den Betreibern für andere Unternehmen zur Durchleitung und Verteilung unter zumutbaren Bedingungen (Entgeltung) zur Verfügung zu stellen. Andernfalls muss eine schriftliche Begründung für die Ablehnung vorliegen^[4]. Energieversorgungsunternehmen haben eine Versorgepflicht, alle Haushaltskunden (im Sinne von §3, Abs. 22 EnWG 2005) an das Netz anzuschließen und einen einheitlichen Tarif zur Entgeltung anzubieten, es sei denn, dies ist aufgrund von besonderen Gegebenheiten den Betreiber von Versorgernetzen nicht zumutbar z.B. erhöhter technischer Aufwand^[5].

Somit ist die Stromverteilung und – weiterleitung bzw. -vergütung gesetzlich geregelt. Die gesetzliche Reglung zur Leistungseinspeisung durch dezentrale Erzeuger wird im Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) geregelt.

4.1.1.2 Das Erneuerbare Energien Gesetz und dessen Einfluss auf die Stromversorgung

Durch das vom Europäischen Parlament beschlossene „Energie- und Klimapolitik-Paket - 20-20-20“ zum Beitrag des Klimaschutzes, sollen Treibhausgasemissionen um 20% gesenkt, der Anteil von erneuerbaren Energien innerhalb der EU um 20% gesteigert und eine Erhöhung der Energieeffizienz um 20% erreicht werden^[6]. Die Bundesregierung leitet aus dieser Verordnung eine Überarbeitung des EEG – „Gesetz zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich und zur Änderung damit zusammenhängender Vorschriften“ - von 2004 ein. Es verfolgt das Ziel, den Anteil der erneuerbaren Energien in der Bundesrepublik Deutschland bis 2020 auf über 30 Prozent auszubauen und darüber hinaus Regelungen für den Anschluss von dezentralen Energieerzeugungsanlagen an das vorhandene Stromverteilernetz festzulegen. Die neue Form des EEG ist seit dem 1. Januar 2009 rechtskräftig und gilt für alle neuen und bestehenden Anlagen, welche nicht vor dem 1. Januar 2009 in Betrieb genommen wurden^[7]. Netzbetreiber sind verpflichtet neue Anlagen, welche im Sinne der erneuerbaren Energien Leistung erzeugen, unverzüglich an ihr Netz anzuschließen und deren Anlagenbetreiber zu vergüten^[8]. Der wachsende Anschluss von immer mehr Energieerzeugern führt zu einer Schwankung der im Netz verfügbaren Last, bzw. führt zu einer Netzüberlastung im Versorgernetz. Verursacht wird dies durch den Energiegewinn, der unter starken Umwelteinflüssen steht und somit keiner Gesetzmäßigkeit zur Erstellung einer gleichmäßigen Leistung unterliegt z.B. Windenergie, Photovoltaik^[9]. Um dieser Problematik entgegenzuwirken sind Anlagenbetreiber gesetzlich verpflichtet, Anlagen mit einer Leistung von über 100 Kilowatt mit technischen oder betrieblichen Einrichtungen auszustatten, welche es dem Netzbetreiber ermöglicht bei Netzüberlastung eine Drosselung der Einspeisleistung vorzunehmen und die jeweilige Ist-Einspeisung zu überwachen^[10].

Ferner sind Netzbetreiber verpflichtet ihre Netze zu optimieren und auszubauen um eine Abnahme von regenerativ erzeugter Energie sicherzustellen^[11]. Dies ist notwendig, da sich durch die dezentralen Einspeiser die Lastflussrichtung von Höchstspannungsnetzen zu den Mittel- bzw. Niederspannungsnetze bei hoher Lastzufuhr umkehrt. Um dies zu kompensieren, ist der Betrieb von zentralen Energieerzeugern weiterhin notwendig^[12].

Zur Sammlung von Informationen zur Netzzugangssteuerung dezentraler Energieanlagen, bedarf es neuer Informationsstrukturen und Messeinheiten, sogeannten Smart Grids (intelligente Netze) und Smart Meters (intelligente Zähler). Sie legen den Grundstein für die Steigerung der Energieeffizienz z.B. durch Preissignale an den Verbraucher bei Netzüberlastung^[13].

4.1.1.3 Konzessionsverträge und Rekommunalisierung

Neben den gesetzlichen Regelungen des EnWG zur Sicherstellung der Versorgung, ist es vor allem die Aufgabe von Kommunen eine Daseinsvorsorge zu gewährleisten, d.h. die Versorgung der Bevölkerung mit Strom und Wasser auf Infrastrukturebene. Die Kommune hat die Option ein privates Unternehmen damit zu beauftragen z.B. einen zentralen Energieversorger (Konzessionsnehmer). Dabei wird das regionale Netz an den Konzessionsnehmer verpachtet. Die Überlassung wird in Konzessionsverträgen geregelt. Der Vertragspartner erhält das Recht in der Region Stromleitungen zu nutzen und das Netz auszubauen und in alle Haushalte Strom zu verkaufen. Im Gegenzug verpflichtet sich dieser auch anderen Energieversorgungsunternehmen das Netz für die Durchleitung (gegen Entgeltung) zur Verfügung zu stellen. Die Kommune erhält vom Konzessionsnehmer im Rahmen des Vertrages eine Konzessionsabgabe. Die erwirtschaften Gewinne verbleiben im Unternehmen^[14].

Historisch bedingt laufen viele solcher Konzessionsverträge zwischen Kommunen und Energieerzeuger (durchschnittliche Vertragslaufzeit 20 Jahre) aus. Aus Sicht der Kommunen ergeben sich dadurch neue Chancen in Bezug auf die Mitgestaltung der Verträge in Hinblick auf den Klimaschutz^[15], Verteilung der Aufgabe zum Netzbetrieb, Stromvertrieb oder die vertragliche Festschreibung für die Reinvestition der Gewinne des Versorgers in erneuerbare Energien^[16].

Parallel zur Ausschreibung neuer Konzessionsverträge erwägen Kommunen den Netzbetrieb in eigener Administration durchzuführen und das Netz zurück zukaufen (Rekommunlaisierung). Der Vorteil welcher sich hieraus ergibt, ist zum einem die Gewinnthesaurierung innerhalb der Kommune, zum anderen die Reinvestition der Gewinne in die Region und darüber hinaus kann kommunal erzeugter regenerativer Strom zu günstigeren Konditionen veräußert werden. Aktuell ergeben sich Probleme in der Ermittlung der Ablösesumme, welche eine Kommune bei Netzübernahme zahlen muss^[17]. Netzbetreiber legen zur Zeit keine Informationen über die Netzinvestitionen bzw. – betriebskosten offen. Somit ist die Bestimmung einer exakten Ablösesumme umstritten.

Die Netzübernahme durch die Kommune, muss im Rahmen des EnWG(§46) vor Ablauf des Konzessionsvertrages, öffentlich bekannt gemacht werden. Eine weitere Grundvoraussetzung ist die Errichtung einer kommunalen Unternehmung für die Übernahme des Netzbetriebes, zum Beispiel ein regionales Stadtwerk^[18] um den reibungslosen Netzbetrieb und die Versorgung sicherzustellen.

4.1.2 Struktur deutscher Stromverteilernetze

Neben den im voran gegangen Kapitel erläuterten Änderungen im administrativen Bereich, ergeben sich durch die gesetzlichen Regelungen aus dem EnWG und EEG auch physikalische Änderungen der Netzstruktur.

Die bisherige Netzsituation in der Bundesrepublik wurde in den vergangenen Jahrzehnten auf zentrale Versorger ausgelegt, wie in Abbildung 1 dargestellt^[19].

Die Last wird von einem zentralen Erzeuger unidirektional zum Energiekunden geleitet. Es existiert somit nur eine Lastlaufrichtung im Netz. Die Optimierung im Netz basiert auf langjährigen Erfahrungen. Die physikalischen Gegebenheiten bei Änderungen sind exakt vorhersagbar^[19]. Durch den Anschluss von dezentralen regenerativen Energieerzeugern ergeben sich Fluktuationen in der Energieeinspeisung. Die Folge ist ein erschwerter Netzbetrieb mit geänderten physikalischen Gegebenheiten, insbesondere ist ein optimaler Netzbetrieb bei Überlast schwierig. Die bisherige unidirektionale Lastlaufrichtung wird bidirektional. Die Einspeisung erfolgt nicht mehr nur zentral im Höchstspannungsnetz, sondern auch durch Energieerzeugungsanlagen im Mittel- bzw. Niederspannungsnetz. Abbildung 2 zeigt die neue Netzstruktur mit neuen Energieerzeugern. Um den Zustand eines optimierten Netzbetriebes unter o.g. Problematiken wieder herzustellen, ist es notwendig Lasten temporär hinzuzuschalten um die neu gewonnene Energie zu nutzen. Mögliche Szenarien sind die Hinzuschaltung von Elektrofahrzeugen an Ladestationen oder die Aktivierung von Geräten beim Endkunden, um Last vom Netz zu nehmen (Überlastproblematik). Die Grundvoraussetzung ist die Kommunikationsfähigkeit und Steuerfähigkeit des Netzes bzw. der Verbraucher in Echtzeit. Das Netz muss somit „smarter“ d.h. intelligenter werden und den Anforderungen gerecht werden^[20].

Die neuen Anforderungen an die Netze, zum Beispiel: Echtzeit Überwachung, Ab- und Zuschaltung von Lasten und Erzeugern, sowie Entgeltung von bereitgestellter Last (Vertrieb) überfordern das bisherige Netzwerkmanagement (NOC)^[21]. Auch hier müssen die veränderten Strukturen berücksichtigt werden und neue Funktionen implementiert werden. Dem NOC wird künftig eine Schlüsselrolle beim Netzmanagement zu kommen, um die komplexen Abläufe und Netzbedingen managen zu können^[22].

4.2 Smart Metering

4.2.1 Definition und Ziele

Um die Ziele einer höheren Energieeffizienz im Sinne von 20-20-20 der EU zu erreichen, dienen Smart Meter als Schnittstelle für die Kommunikation in Smart Grids. Ziel für die Implementierung von Smart Meters ist die Verwertung und Bereitstellung von Informationen. Diese Informationsgrundlage dient dazu, Anreize für den umweltbewussten Umgang mit Ressourcen zu schaffen, zum Beispiel in Form von Preissignalen an den Endkunden oder die graphische Darstellung von Verbrauchswerten^[23].

4.2.2 Aufgaben und Anforderungen

Die Anforderungen an Smart Meter sind u.a. Messen, Datensammeln, -speichern und -steuern, Datenlogging und kommunizieren^[23]. Die neuen intelligenten Zähler besitzen mehr Funktionen als ihre Vorgänger, welche lediglich zur Erfassung von Verbrauchswerten installiert wurden. Die Implementierung dieser neuen Funktionen in Smart Metern ist nur durch die bidirektionale Kommunikationsfähigkeit dieser Geräte möglich, welche auf einer ITK Struktur aufbaut und verschiedene Protokolle zur Informationsübertragung nutzen. Dazu zählen neben LAN auch PSTN, GSM, und GPRS^[24].

Durch die Vernetzung dieser Endgeräte sind nun folgende Funktionen möglich:

• Fernablesung seitens des zentralen Energieerzeugers (bidirektionale Kommunikation)
• Lastmanagement auf Basis der gesammelten Daten
• Störungsmeldung und Management
• ggf. Fernab-/ -einschaltung des Netzanschlusses bei Netzüberlast
• Lastgangmessung (Intervalldatenerfassung)^[25]
• indirekt: webbasierte Tarifwahl und Lieferantenwechsel^[26].

Durch die innovativen Möglichkeiten mit Smart Metern ergeben sich für den Endkunden mehr Transparenz über Verbrauchswerte und Tarife, der Energieversorger profitiert durch ein besseres Netzmanagement, geringere Prozesskosten, Fernabschaltung und – zuschaltung sowie kurzfristige Preisanpassungen^[27].

4.2.3 Implementierung

Die Implementierung von Smart Metern in den Haushalten erfolgt durch das Ersetzen der bisherigen Zähler für z.B. Strom und Gas. Jedes Smart Meter beinhaltet eine eigene Kommunikationseinheit, welche mit einem Gateway im lokalen Netz kommuniziert und im Sekundentakt Daten erfasst. Die Auswertung der Daten erfolgt über eine GUI z.B. in Form eines Webportals auf das der Endkunde zugreifen kann und Vergleiche im Bereich von Tages-, Monats- oder Jahresverbrauch erstellen kann^[28].

4.2.4 Gesetzliche Grundlage

Die gesetzlichen Vorrausetzungen geben seit dem 01. Januar 2010 den Messstellenbetreibern vor, Smart Meter in Neubauten und bei Sanierungen einzubauen. Für Kunden, bei denen dies nicht zutrifft, kann nach einer technischen und wirtschaftlichen Prüfung eine Umrüstung auf Smart Meter erfolgen^[26]. Das EnWG sieht bei der Verwendung von Smart Metering eine mindestens jährliche Abrechnung für den Verbraucher vor. Auf Wunsch kann der Endverbraucher auch eine monatliche, vierteljährliche oder halbjährliche Abrechnung fordern^[29]. Darüber hinaus hat ein Anschlussnutzer die Möglichkeit, den Dienstleister für Messstellenbetrieb und für die Messungen frei zu wählen um somit Kosten für den Betrieb der Messeinheit zu sparen^[30].

4.3 Smart Home

Unter Smart Home, sogenanntes intelligentes Wohnen durch Hausautomatisierungstechnologie, versteht man die umfassende Steuerung und Automatisierung von Haushaltsgeräten und Raumfunktionen im Privatkundenbereich^[31]. Dabei spielt die Energieversorungs- und Verbrauchssteuerung, die das Smart Metering und Smart Grid ermöglichen, eine tragende Rolle: In Verbindung mit Hausgeräten, die in ihrem Energieverbrauch gesteuert werden können (Smart Appliances), und Verbunden mit einem zentralen Modul (Home Gateway) lässt sich das volle Potential der Einsparung und der Lastensteuerung beim Kunden umsetzten^[32]. Dabei soll als Anreiz preiswerter Strom bei Zeiten hoher dezentraler Einspeisung und gleichzeitig niedriger Abnahme dienen. Denkbar ist auch eine zyklische Steuerung nach Tages-, Wochen- und Jahreszeiten^[31].

Mögliche Anwendungsbereiche von Smart Home sind unter anderem.:

• Verbrauchssteuerung von Haushaltsgeräten
• Gebäudeautomatisierung
• Unterhaltungselektronik
• Sicherheit^[31].

Die Kommunikation zwischen den Smart Appliances und dem zentralen Steuerungsmodul kann dabei über die Kommunikationsstrecke des Smart Meters abgewickelt werden^[33]. Dieses sogenannte Home Area Network (HAN) nutzt zumeist verschiedene funkbasierte Systeme oder die vorhandenen Stromleitungen zur Kommunikation und bilden ein meshed network, in welchem einzelne Knoten als Repeater genutzt werden^[34]. Aufgrund fehlender Standards sind die Mehrzahl der eingesetzten Lösungen allerdings noch herstellerspezifisch und nur selten untereinander kompatibel^[35]. Neben Strom werden auch Gas Wärme und Wasser über das Home Gateway zu einer Smart Home Lösung integriert.

4.4 Smart Grid

Das Fokussieren nationaler und europäischer Ziele, wie die Senkung von CO₂ Emissionen oder die Förderung von erneuerbaren Energien, als auch aktuelle Entwicklungen, wie der stetig steigende Strombedarf oder die Notwendigkeit von Investition in eine alternde Strominfrastruktur, bringen umfangreiche Anforderungen für eine künftige, grenzüberschreitende Elektrizitätsversorgung Europas mit sich^[36] . Das Begegnen dieser Herausforderungen schafft eine grundsätzliche Veränderung im Verständnis und Umgang mit Stromerzeugung und –verbrauch und erzeugt einen Umbruch, in dessen Prozess wir uns gerade befinden.

Die klassischen Stromnetze sind so ausgelegt, dass zentrale Erzeuger (Großkraftwerke) Storm in Hochspannungsnetze einspeisen, der dann über das Mittel- und Niederspannungsnetz unidirektional den Verbraucher erreicht^[37]. Die Stromuebertragung und -verteilung unterliegt dabei meist natürlichen Monopolen, die verstärkt überwacht werden und den Markteintritt für Wettbewerb schwierig gestalten^[38].

Um Minder- oder Mehrverbrauch im Stromverteilernetz auszugleichen und so die Netzfrequenz bei konstanten 50 Hz halten zu können besteht eine Kommunikationsinfrastruktur meist ausschließlich auf der Ebene der Hochspannungsnetze zwischen den Erzeugern. Die Vernetzung ermöglicht, dass Kraftwerksleistungen gedrosselt oder erhöht werden um der Nachfrage zu entsprechen^[37][36].

Die Zunahme von dezentral-erzeugter, erneuerbarer Energie wie etwa durch Windkraft und Photovoltaik stellt demnach eine besondere Herausforderung für die Strominfrastruktur der Zukunft dar. Zum einen unterliegen die Energieträger wie Sonnenlicht oder Wind Schwankungen die sich in einer stärkeren Volatilität in der Erzeugung von Elektrizität widerspiegeln. Zum anderen findet die Einspeisung hier in das Niederspannungsnetz statt, das nicht an die Kommunikationsinfrastruktur der Kraftwerke angeschlossen ist^[36].

Durch die dezentrale Energieerzeugung wird also die klassische, harte Trennung zwischen Produzenten (producer) und Konsumenten (comsumer) zunehmend aufgeweicht – es entsteht die Gruppe der „Prosumenten“ (prosumer) als Bindeglied^[39]. Um diesen Herausforderungen zu begegnen setzt die europäische Union auf eine Öffnung und Liberalisierung des Stromerzeugermarktes und nutzt die bestehenden Strominfrastruktur als Grundlage zum Aufbau intelligenter Stromnetzen, so genannten Smart Grids^[40].

Unter Smart Grid versteht man die Erweiterung des traditionellen Stromnetzes durch eine bidirektionale Kommunikation, Steuerung und Vernetzung der Stromerzeuger mit den Verbrauchern unter Verwendung von informations- und telekommunikationsfähigen Modulen und Messwerken, wie zum Beispiel Smart Metering. Erst die Integration aller Wertschöpfungsstufen, vom Erzeuger über den Netzbetreiber und Speicher hin zum Kunden, ermöglicht eine intelligente Steuerung der zentralen sowie dezentralen Einspeisung^[41]. Eine intelligente Infrastruktur macht die Steuerung der Kongruenz zwischen Energieerzeugung und –verbrauch unter den gewandelten Bedingungen möglich und bietet zugleich eine höchstmögliche Energieeffizienz, Wirtschaftlichkeit, Versorgungssicherheit und Klimaverträglichkeit^[42]. Durch variable Tarife wird zudem ein Anreiz für den Verbraucher geschaffen den Bedarf an Strom zu Spitzenlastzeiten zu reduzieren um so die tageszeitbasierten Schwankungen zu glätten. Bedingt durch die wachsende Anzahl von Elektrofahrzeugen entsteht in Zukunft auch eine Möglichkeit Strom temporär zu speichern um so Schwankungen noch deutlicher neutralisieren zu können. Im klassischen, unidirektionalen System galt die Speicherung von Strom als nur bedingt effizient und sehr kostenintensiv^[43].

In Deutschland wird der Aufbau des Smart Grids ressortübergreifend vom Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie (BMWi) und dem Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) durch die Förderinitiative "E-Energy - IKT-basiertes Energiesystem der Zukunft" koordiniert und umgesetzt^[44].

5 Physikalische Auswirkungen dezentraler Einspeiser auf Stromverteilnetze

Die wesentlichen dezentralen Einspeiser, die Einfluss auf Stromverteilnetze im Niederspannungsbereich nehmen, sind Photovoltaikanlage und Kraft-Wärme-Kopplung-Anlagen (KWK-Anlagen). Beiden Formen der Energiegewinnung nehmen entscheidenden Einfluss auf das Stromnetz und dessen Verhalten. Grundsätzlich kann man sie in zwei Arten der dezentralen Energieversorgung unterscheiden. Die steuerbaren Erzeuger und die nicht steuerbaren Erzeuger. Zu den steuerbaren Erzeugern gehören Kraftwärmekopplungen wie Mini-KWK-Anlagen oder Mikro-KWK-Anlagen. Im Regelfall werden diese mit fossilen Brennstoffen wie Erdgas oder -öl betrieben und erzeugen gleichzeitig Wärme und Strom. Steuerbar bedeutet in diesem Kontext, dass der Betrieb dieser Anlagen nicht an ein veränderliches Energieaufkommen wie Sonne oder Wind gebunden sind, sondern das Wärme oder bedarfsgeführt Energie in Form von Wärme oder Strom erzeugt werden kann. Die nicht steuerbaren Erzeuger hingegen nutzen ein physikalisch-meteorologisch-gebundenes Energiepotenzial wie eben Wind und Sonne. Dieses Energiepotenzial lässt sich nicht beeinflussen oder steuern und steht witterungsbedingt zur Verfügung^[45].

5.1 Photovoltaikanlagen

Trotz einer vergleichsweise geringen durchschnittlichen Sonnenbestrahlung ist Deutschland der bedeutendste Markt für Photovoltaikanlagen weltweit. Die meisten dieser Anlagen sind private Hausdachanlagen, die direkt am Niederspannungsnetz angeschlossen sind und somit direkten Einfluss auf das Stromverteilnetz haben. Über die Solarmodule wird ein Gleichstrom erzeugt der über Wechselrichter, welche die gewonnen Gleichspannung in Wechselspannung umrichtet, ins Netz eingespeist wird. Photovoltaikanlagen im Niederspannungsnetz haben Leistungen von 1 – 100 kW. Diese Leistung wird jedoch auf Grund der Sonneneinstrahlung weder konstant noch regelmäßig eingespeist^[46]. Diese Volatilität nimmt einen entscheidenden Einfluss auf das Stromnetz.

Die Energie aus Sonne ist nur sehr kurzfristig planbar und hängt von der Intensität der Sonneneinstrahlung ab. An sonnigen Wochentagen zwischen 8 Uhr bis 16 Uhr findet im Stromnetz der geringste Verbrauch statt - konträr ist aber ein hoher Grad an Erzeugung und Einspeisung durch die Photovoltaikanlagen gegeben. Die fehlende Abnahme der verfügbaren Energie hat zur Folge, dass Überschüsse durch Transformatoren in der Ortsnetzstation (ONS) ins Mittelspannungsnetz transformiert werden muss, da die Speicherung nur ineffizient und kostenintensiv zu bewerkstelligen ist ^[43]. Hier entstehen erhöhte Betriebsmittelbelastungen und Transformierungsverluste. Ein weiteres Problem sind plötzlich auftretenden Lastspitzen, die dadurch entstehen, dass Wolkenbänder über Photovoltaikanlagen ziehen und somit kurzfristig die Erzeugung abgebrochen wird um kurz darauf schlagartig wieder einzusetzen. Hier sind die Herausforderungen an die Energieversorger diese überschüssige Energie intelligent zu verteilen und die Lastspitzen abzufangen oder zu reduzieren.

Abbildung 7 zeigt beispielhaft das normierte Lastprofil für eine Ortsnetzstation in Krefeld. Zu erkennen ist das Tal der Kurve, das sich von 14 bis 17 Uhr erstreckt. Hier wird die wenigste Energie verbraucht und die meiste erzeugt.

In Abbildung 8 wird das Lastprofil um das Einspeiseprofil der Energieerzeugung durch Photovoltaikanlagen erweitert. Hervorzuheben ist besonders, dass sich die Lastkurve fast in den negativen Bereich bewegt.

5.2 KWK-Anlagen

Das grundlegende Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) ist die gleichzeitige Bereitstellung von Strom und Wärme. Dabei kann eine Kraft-Wärme-Kopplung grundsätzlich mithilfe verschiedener Technologien realisiert werden. Die Verbrennungskraftmaschine (z. B. Motor oder Gasturbine) treibt einen Generator an und stellt dadurch elektrischen Strom zur Verfügung. Die Abwärme, die im Motorblock entsteht (Kühlwasser, Öl), wird über einen Wärmetauscher zur Heizwassererwärmung verwendet. Die im Abgas enthaltene Energie wird ggf. zur Dampferzeugung (Prozesswärme) genutzt oder mittels Wärmetauscher zur Brauchwassererwärmung verwendet^[47]. Bei KWK-Anlagen steht meistens die Wärmerzeugung im Vordergrund. Man spricht hier von einer wärmegeführten Anlage. Das bedeutet, dass nur dann Strom erzeugt wird, wenn auch Wärme benötigt wird. Bei industriellen Anlagen kann dies konstant der Fall sein, im privaten Gebrauch ist dies meist zur Morgen- Mittag- und Abendzeit. Einige Anbieter solcher Anlagen bündeln die potenziell zur Verfügung stehende Energie solcher Anlagen und stellen diese als Regelenergie zur Verfügung. Gibt es also lokalen Bedarf an Strom werden KWK-Anlagen gesteuert ein- und zugeschaltet und stellen zu bestimmten Konditionen Strom zur Verfügung^[48].

In Abbildung 9 ist das beschriebene Prinzip einer KWK-Anlage schematisch abgebildet. Hier ergeben sich nicht die Probleme, die bei Photovoltaikanlagen auftreten. Die Stromerzeugung ist nicht an die Wetterverhältnisse gebunden, sondern entsteht nur wenn Wärme benötigt oder die Energie explizit angefordert wird.

In Abbildung 10 ist der Lastgang einer Wärmegeführten KWK-Anlage aufgezeigt. Hier ist deutlich zu erkennen, dass die Erzeugungsspitzen zwischen 4 und 7 Uhr morgens und 16 und 18 Uhr Abends liegen. Vergleicht man den Lastgang des Stromverbrauches mit Abbildung 8 ist zu erkennen, dass die Erzeugungszeiten ähnlich wie bei den Photovoltaikanlagen in den Schwachlastzeiten liegen, und somit wieder ein potenzielles Überangebot an Energie vorhanden ist.

Bei KWK-Anlagen besteht daher ebenso die Herausforderung für die Energieversorger den erzeugten Strom möglichst effizient einzusetzen um Netzengpässe zu vermeiden und die Betriebsmittel optimal auszunutzen.

5.3 Technische Richtlinien für den Anschluss von Erzeugungsanlagen am Stromverteilnetz

Die Einspeisung dezentral-erzeugter Leistung in das Verteilnetz hat Netzschwankungen zur Folge. Die Netzstabilität muss trotz dessen gesichert werden. Neben der dezentralen Leistungserzeugung durch erneuerbare Energien führt auch der Ausfall von Anlagen durch Unregelmäßigkeiten im Netzbetrieb zu Komplikationen. Um den Problematiken beim Anschluss einer Erzeugungsanlage vorzubeugen, veröffentlicht der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) eine Technische Richtlinie zum Anschluss an das Mittelspannungsnetz. Ziel ist die Sicherstellung des Netzbetriebes, zum Beispiel im Fehlerfall der Anlage, sowie die Unterstützung der Betreiber von Erzeugungsanlagen^[49].

Der Geltungsbereich der Richtlinie umfasst Erzeugungsanlagen wie etwa:

• Windenergieanlagen,
• Wasserkraftanlagen,
• Biomasse-, Biogaskraftwerke und
• Photovoltaikanlagen^[50].

Die Inbetriebnahme der Anlagen erfolgt mit Hilfe des Netzbetreibers. Eine Funktionsprüfung, die unter anderem eine Prüfung der Steuerbefehle, Messwerte und Meldungen sowie die Funktion zur Reduzierung und Überwachung der Einspeiseleistung umfasst, wird vor Anschluss durchgeführt^[51]. Letztere Aspekte sind insbesondere für das Konzept des Smart Grids und Smart Metering von großer Bedeutung, da im Rahmen von Smart Grids eine Steuerung der Leistungsabnahme von Verbrauchern und, in Verbindung mit dem EEG, eine Steuerung der Leistungszufuhr geregelt wird.

Zusätzlich sind folgende Aspekte definiert, die bei Missachtung negative Auswirkungen auf einen optimalen Netzbetrieb haben und ohne die Realisierung von Smart Grids nicht umgesetzt werden können:

• Verhalten der Anlage im Fehlerfall (Kurzschlussstrom)
• Verhalten der Anlage am Netz (statische Spannungshaltung, dynamische Netzstützung) und
• Fernsteuerung und Verriegelung^[51].

6 Theoretische Lösungsansätze für ein Smart Grid mit Smart Meters

Um ein Smart Grid zu betreiben sind eine Fülle von Informationen aus dem Netz notwendig. Eine Vielzahl dieser Informationen kann durch Smart Meters bereit gestellt werden. Um die elektrische Arbeit korrekt zu erfassen misst der Zähler Ströme und Spannungen, aus denen sich alle notwendigen physikalischen Größen für den Betrieb eines Smart Grids errechnen lassen.

Wichtige Größen sind hierbei:

• die Leistungsaufnahme, die sich in
  • Blindleistung,
  • Wirkleistung und
  • Scheinleistung aufteilt, sowie
• der Kosinus des Phasenverschiebungswinkel φ (cosphi).

Moderne Smart Meters sind bereits in der Lage diese Größen zu bilden und auch zu übertragen. Ein Beispiel hier für ist der AMIS-Zähler der Firma Siemens^[52]. Moderne Smart Meters sind durch ihre Fähigkeit der bidirektionalen Kommunikation in der Lage Steuerbefehle entgegen zu nehmen und somit Verbraucher oder Erzeuger ab- und zuzuschalten. Im nachfolgenden Abschnitt soll herausgestellt werden, wie diese erweiterten Funktionen der Smart Meters eingesetzt werden können um einen intelligenten Netzbetrieb zu schaffen.

6.1 Smart-Metering-Kommunikationsinfrastruktur für Netzdatenerfassung nutzen

Um die Verbrauchsdaten eines Smart Meters zum Kunden zu bringen, müssen diese an eine zentrale Stelle übertragen werden. Dies erfolgt in der Regel über drei Wege: den DSL Anschluss im Haushalt, GPRS, oder per NS-Powerline zu einem Datenkonzentrator in die anliegende Ortsnetzstation. In jedem dieser drei Fälle kann der Kommunikationsweg genutzt werden um zusätzliche Messgrößen zu übertragen. Bei einem Direktanschluss des Smart Meter an den DSL Router oder ein GPRS Modem kann der Zähler die oben beschriebenen Messgrößen wie Leistung, Phasenverschiebungswinkel oder Strom- und Spannungswerte an eine zentrale Stelle senden, wo diese dann weiterverarbeitet werden. Beim Einsatz der NS-Powerline-Technik könnten zusätzlich zu den Werten aus den Smart Meter, Prozesswerte aus den Ortsnetzstationen mit übertragen werden. Hier könnten die einzelnen NS-Kabelabgänge, die Transformatorwerte wie Temperatur und Leistung, sowie Fehlermeldungen und Grenzwertverletzungen übertragen werden. Die Firma Siemens bietet hier mit ihrem AMIS-Datenkonzentrator eine Technik an, die Smart-Metering-Übertragung mit klassischer Fernwirktechnik kombiniert^[53].

6.1.1 Kommunikationsstrukturen bei Smart Meters

Grundsätzlich lassen sich Smart Meters in drei Kommunikationsebnen unterteilen:

• Primärkommunikation
• Sekundärkommunikation
• Tertiärkommunikation

Die Primärkommunikation beschreibt die Kommunikation zwischen dem eigentlichen Zähler und einem Gateway. Als Gateway werden in diesem Zusammenhang Steuereinheiten oder Multi-Utility-Communication-Controller (MUC-Controller) bezeichnet, die sich um die Verarbeitung und Weiterleitung von allen relevanten Daten kümmern. Solche Daten können Zählerwerte anderer Sparten wie z.B. Wasser und Gas aber auch Steuerinformationen für Haushaltsgeräte (Smart Appliances) beinhalten. Viele Zähler haben ihr Gateway schon integriert, andere benötigen einen externes Gateway. Als Standard ist hier lediglich das M-Bus Protokoll definiert, welches den Austausch von Zählerinformationen beschreibt^[54].

Die Sekundärkommunikation beschreibt die Kommunikation zwischen Gateway und den Smart Home Applikationen. Dies können Steuerinformationen, Sollwertvorgaben oder andere Betriebsmeldungen sein. Hier gibt es noch keinen einheitlichen Standard^[55].

Die Tertiärkommunikation beschreibt den Datenaustausch zwischen Gateway und Backendsystem. Backendsysteme können Meter-Data-Management-Systeme (MDM-Systeme) oder ERP-Systeme wie z.B. SAP sein. Das Backendsystem verarbeitet die ankommenden Informationen der Smart Meter und verteilt diese an die entsprechenden Zielsysteme. Als Standard wird hier bei einigen großen Hersteller auf das IEC 870-5-104 gesetzt. Dieses Protokoll basiert auf TCP/IP und kann somit auf alle Internet und Ethernet fähigen Medien zurückgreifen.

Grundsätzlich unterscheidet man zwei Arten der Tertiärkommunikation: Eine leitungsgebundene oder drahtlose Kommunikation. Leitungsgebundene Medien sind DSL, ISDN, Powerline Carrier (PLC) oder Lichtwellenleiter (LWL). Drahtlose Medien sind im Smart Meter-Bereich meist GPRS/GSM. Diese Übertragungsmedien können genutzt werden, um neben die Mess- auch Netzdaten zu übertragen. Voraussetzung ist hier ein Zähler, der in der Lage ist diese Größen zu bilden.

In Abbildung 11 sind die drei beschriebenen Kommunikationsebenen schematisch dargestellt. Wird auf der Tertiärebene mit PLC und einem Datenkonzentrator gearbeitet entsteht der Vorteil, dass zusätzlich Informationen aus der Ortsnetzstation aufgenommen werden können. So können Messwerte und Störmeldung aus dem Mittelspannungsbereich an die Netzleitstelle gesendet werden. Die zusätzlichen Informationen aus den Zählern können über GPRS oder NS-Powerline an die entsprechenden Zielsysteme übertragen werden^[56].

6.1.2 Bereitstellung von relevanten Netzdaten

Bei Netzdaten wird grundsätzlich in Daten, die permanent in Echtzeit zur Anzeige gebracht, und Daten, die nur sporadisch genutzt werden, unterschieden. Solche, die permanent übertragen werden, laufen in der Netzleitstelle auf und dienen der Netzführung. Da Netzleitstellendaten sich in kurzen Intervallen aktualisieren, sollten hier nur Daten aus dem Mittelspannungsbereich auf Ortsnetzstationsebene zur Anzeige gebracht werden. Die Bandbreite der Kommunikationsinfrastruktur reicht hier nicht aus, um sämtliche Daten aller Smart Meter permanent zu übertragen. Für die Netzdaten aus dem Niederspannungsbereich reicht es aus, diese einmal pro Tag anzufordern und in einer Datenbank zu speichern um sie so bei Bedarf abfragen zu können.

Netzberechungsprogramme oder geographische Informationssysteme (GIS) können die Netzdaten aus dem Niederspannungsbereich nutzen um Berechnungen für Netzausbauten, Neuanschlüsse oder Umstrukturierungen zu generieren. Relevante Größen sind hier die Leistung am Hausanschluss bzw. Kabelabschnitt, Spannungsqualitätsmerkmale, und Grenzwertverletzungen. Alle benötigten Daten können von modernen Smart Meter geliefert werden. Für die Daten aus dem Mittelspannungsbereich ist ein Datenkonzentrator notwendig, der Zusatzfunktionen implementiert hat. Der AMIS Datenkonzentrator der Firma Siemens ist in der Lage sowohl analoge also auch digitale Ein- und Ausgabebaugruppen aufzunehmen und diese zu verarbeiten. Des Weiteren wird im Bereich der Datenkonzentratoren häufig mit dem seriellen MOD-Bus Protokoll gearbeitet. Hier können externe Messgeräte und Kurzschlussanzeiger angebunden werden^[57].

In Abbildung 12 zeigt ein Beispiel für die Anbindung von Netzdaten aus einer Ortsnetzstation an einen Datenkonzentrator. Hier ist die Station an einen LWL-Ring angeschlossen. Zusätzlich wird die Möglichkeit geschaffen über V-LAN den internen Webbrowser einzelner Messgeräte aufzurufen. Die Netzdaten werden hier über den gleichen physikalischen Weg wie die Metering-Daten gesendet. Über den Datenkonzentrator lassen sich ebenfalls Motorantriebe steuern die Kabelstrecken im Fehlerfall ab- oder zuschalten. Durch die permanente Übertragung der Daten aus dem Mittelspannungsbereich lassen sich schnell Fehler erkennen und beheben sowie problematische Betriebsmittel wie Transformatoren und Leistungsschalter identifizieren.

6.2 Dynamische Lastverschiebung

Durch die Smart-Metering-Struktur stehen dem Energieversorger real gemessene Lastgangwerte zur Verfügung mit denen er in der Lage ist die Lastsituation auf Niederspannungsebene genau zu analysieren. Mit diesen Lastgangwerten lässt sich ermitteln, ob in einem bestimmten Netzgebiet eine Umkehrsituation stattfindet. Eine Umkehrsituation ist dann gegeben, wenn die durch dezentrale Erzeuger produzierte Energie höher ist als die abgenommen Energie. Das hat zur Folge, dass die überschüssige Energie über den Transformator ins vorgelagerte Netz transformiert wird. Ein Hochtransformieren ist immer mit Energieverlusten und unnötigen Belastungen für Betriebsmittel verbunden. In so einem Fall könnte der Energieversorger über die Smart Meter Haushaltsgeräte steuern die in Schwachlastzeiten zugeschaltet werden und die dezentral erzeugte Energie abnehmen. Diese Szenario funktioniert aber nur dann, wenn alle Haushaltsgeräte wie z.B. Kühlschränke, Waschmaschinen oder Trockener Smart-Home-kompatibel sind und auf externe Preissignale reagieren^[58].

In Abbildung 13 ist der Beispielaufbau eines Smart Homes abgebildet, das über Preissignale seine Haushaltsgeräte steuert. In verschiedenen Projekten des BMWi werden solche Szenarien in Modellregionen getestet. Dieses Beispiel stammt aus dem E-DeMa- Projekt. Hier wird ein Marktplatz simuliert, auf welchem Energiepreise gebildet werden die von allen Verbrauchern und Erzeugern im jeweiligen Netzsegment abhängig sind. Tritt beispielsweise der oben beschriebene Fall auf, dass durch dezentrale Erzeuger ein Überangebot an Energie besteht so kann der Netzbetreiber am Marktplatz agieren und den Strom in den betroffenen Netzgebieten so günstig anbieten, dass potenzielle elektrische Verbraucher auf ihre hinterlegte Preisschwellen reagieren, zuschalten und so die Überschüssige Energie abnehmen. Umgekehrt könnte der Netzbetreiber bei zu hohen Belastungen in Netzsegmenten den Strom so teuer gestallten, dass keine weiteren Geräte mehr zuschalten. Dies sind alles theoretische Betrachtungen die in Modellregionen getestet werden. Die Realität sieht etwas komplizierter aus, da hier noch eine Vielzahl von Regelungen, Gesetzen und Standardisierungen entworfen werden müssen, um einen solchen Marktplatz betrieben zu können. Wie hoch das zu verschieben Potential an Energie ist, und wie teuer eine Kilowattstunde sein müsste um einen Kunden in seinem Verbrauchsverhalten zu beeinflussen, lässt sich erst nach Abschluss der Pilotprojekte sagen^[59][60]. .

Das Steuern von Erzeugungsanlagen ist zum jetzigen Zeitpunkt sehr schwierig, da hier die Betreiber solcher Anlagen eine für 20 Jahre festgeschriebenen Vergütungssatz haben und somit ein Abschalten für den Betreiber wirtschaftlich nicht vertretbar wäre. Einzig in akuten Gefahrensituationen ist es dem Netzbetreiber gestattet, Anlagen abzuschalten oder stufenweise zu reduzieren.

6.3 Blindleistungs- und Spannungsregelung auf Ortsnetzebene

Bedingt durch den hohen Anteil an dezentralen Einspeisern im Netz wird es für den Netzbetreiber immer schwieriger das vorgeschriebene Spannungsband von 400V +/- 10% einzuhalten. Grenzwerte im Spannungsband können aktuell kaum erfasst werden, da im Niederspannungsbereich keine Überwachungseinrichtungen vorhanden sind. Smart Meter der neusten Generation haben eine Power Quality Funktion integriert, die Verletzungen des Spannungsbandes registriert. Die Spannungsbandverletzungen treten meistens in ländlichen Gebieten auf, da hier die längsten Kabelstrecken zu überbrücken sind. In Abbildung 14 ist dargestellt wie sich das Spannungsband bei Abnahme und bei Einspeisung von Last verhält^[61].

a) Wird an einem Ende einer Versorgungsleitung typischerweise Wirk- und Blindleistung abgenommen, senkt dies das Spannungsband am Anschluss des Verbrauchers stark ab.

b) Bei der Einspeisung verhält es sich avers zu a). Es wird in den meisten Fällen Wirkleistung eingespeist, was ein Ansteigen des Spannungsbandes zu Folge hat.

Um die Grenzwerte des vorgeschriebenen Spannungsbandes nicht zu verletzen ist es notwendig eine Regelung vorzunehmen. Diese Regelung kann am Ortsnetztransformator erfolgen. Registriert ein Smart Meter eine Grenzwertverletzung wird ein Steuerbefehl zur Ortsnetzstation gesendet, in der eine lokale Steuereinheit einen Stufenbefehl in Richtung Transformator absendet. Der Transformator ändert sein Wicklungsverhältnis und senkt oder hebt die Spannung je nach Notwendigkeit. Hierfür sind spezielle Transformatoren notwendig. Es sind zweit Typen von Transformatoren in der Entwicklung. Der erste Typ hat mehrere Wicklungsabgriffe und kann nur stufenweise sein Wicklungsverhältnis ändern. Der zweite Typ erlaubt eine stufenlose Regelung des Wicklungsverhältnisses. Dies erfordert allerdings einen großen Mehraufwand an Technik und Komponenten, was den Transformator teurer und auch Größer macht^[62].

In Abblindung 15 ist ein Stromersatzbild dargestellt, welches den Mechanismus der Transformatorregelung auf Ortnetzebene darstellt. Im ersten Diagramm ist zu erkennen wie der Transformator Stufenweise seine Spannung auf und ab regelt um das Spannungsband am Ende der Leitung auszugleichen.

Üblicherweise sind die meisten Wechselrichter der dezentralen Einspeiser auf einen cosphi von 1 eingestellt. Dies bedeutet, dass sie nur Wirkleistung ins Netz einspeisen. Das hat zur Folge, dass die Blindleistung aus dem vorgelagertem Netz bezogen werden muss. Dies ist wiederum mit Übertragungsverlusten und hohen Kosten für den Netzbetreiber verbunden. Die Wechselrichter der Einspeiser haben meistens die Möglichkeit das Verhältnis von Wirk- zu Blindleistung zu ändern. Dies kann durch feste Einstellwerte erfolgen oder per Sollwertvorgabe. Registriert eine Summenmessung in einem Netzgebiet, dass Blindleistungsbezug aus dem vorgelagertem Netz stattfinden, wird eine Meldung zur Zentrale abgesetzt. Das kann eine Netzleitstelle oder eine lokale Zentraleinheit sein. Diese Zentrale registriert alle am betroffenen Netzsegment angeschlossenen Erzeuger, und gibt eine Sollwertvorgabe über die Smart Meter an die Wechselrichter. Die Wechselrichter bekommen über den Sollwert eine Vorgabe wie viel Blindleistung sie einspeisen sollen und verhindern somit den Bezug aus dem vorgelagerten Netz.^[63]

6.4 Störungserkennung und Behebung in Ortsnetzen

Aktuell werden Störungen oder Fehler im Niederspannungsnetz erst dann erkannt, wenn sich Kunden melden bei denen ein Stromausfall aufgetreten ist. Der Entstörungsdienst überprüft den Hausanschluss und schaltet gegebenenfalls ein fehlerhaftes Kabel frei. Bei Fehlern im Mittelspannungsnetz meldet die Umspannanlage einen Schalterfall im Abgangsfeld. Der Entstördienst überprüft in jeder am Strang angeschlossenen Ortsnetzstation den Kurzschlussanzeiger. Hat dieser Ausgelöst ist der Fehler über die Station hinweg gegangen und es wird die nächste angefahren. Hat der Kurzschlussanzeiger nicht ausgelöst liegt der Fehler auf der anliegenden Kabelstrecke. Diese beiden Arten der Fehlerortung sind personell und zeitlich sehr aufwendig. Mit Hilfe von Smart Meter und deren Kommunikationsinfrastruktur lässt sich die Fehlersuche im Smart Grids automatisieren.

6.4.1 Fehlersuche im Niederspannungsnetz

Moderne Smart Meter überwachen ihre Eingangsspannung und setzen eine Meldung ab falls diese nicht mehr vorhanden ist. Rüstet man Kabelstrecken teilweise oder komplett mit Smart Metern aus und verknüpft diese mit der Netztopologie die im geographischen Informationssystem (GIS) hinterlegt ist kann man die Fehlermeldungen direkt einer bestimmten Kabelstrecke zuordnen und den Fehler eingrenzen (siehe Abbildung 16). Bringt ein Smart Meter eine Meldung über nicht vorhandene Spannung kann man davon ausgehen das der Fehler am Hausanschluss des Kunden liegt. Bekommt man mehrere Fehlermeldungen die einem Leitungsabschnitt zugeordnet sind, ist davon auszugehen das ein Fehler auf dem Kabel aufgetreten ist. So ist man relativ leicht in der Lage Fehler im Niederspannungsnetz zur erkennen und einzugrenzen.

6.4.2 Fehlersuche im Mittelspannungsnetz

Werden Smart Meter mit NS-Powerlinetechnik eingesetzt sind in jeder Ortsnetzstation Datenkonzentratoren verbaut. Die in den Netzstationen eingebauten Kurzschlussanzeiger besitzen potentialfreie Kontakte die im Fehlerfall schließen und so ein Signal absetzen können. Diese Signale werden vom Datenkonzentrator verarbeitet und zur Netzleistelle übermittelt. Hier wird visuell dargestellt über welche Station der Fehler gelaufen ist und man kann die Kabelstrecke sofort eingrenzen. Ein Abfahren der einzelnen Stationen ist jetzt nicht mehr notwendig. Sind in den einzelnen Stationen Motorantriebe für die Leistungstrennschalter verbaut, können fehlerhafte Kabelstrecken sofort isoliert werden und betroffene Ortsnetzstation durch andere Kabelstrecken wiederversorgt werden^[64].

In Abbildung 17 ist auf der linken Seite ein Szenario mit aktueller Entstörungsmethode aufgezeigt. Hier liegen die Ausfallzeiten Tu bei 88,7min. Auf der rechten Seite ist das Szenario mit fernübertragbaren Kurzschlussanzeigern und Motor antrieben für die Lasttrennschalter dargestellt. Hier minimieren sich die Ausfallzeiten auf 21 min. Durch die Fernumschaltung der Lasttrennschalter sind auch weniger Haushalte von dem Stromausfall betroffen da hier das Fehlerhafte Netzgebiet isoliert wird.

Die Minimierung der Ausfallzeit und Häufigkeit hat für den Netzbetreiber eine sehr große Bedeutung. Diese Größen werden von der Bundesnetzagentur herangezogen um Erlösgrenzen zu errechnen, anhand derer der Netzbetreiber seine Netzentgelte festlegen muss. Große Ausfallzeit und Häufigkeit bedeuten einen geringeren Ertrag aus dem Netz.

7 Fazit

Abschließend lässt sich sagen, dass im Fall der erneuerbaren Energien aus der Notwendigkeit ein Nutzen geworden ist. Bedingt durch den Klimawandel und dem gewissenhaften Umgang mit diesem Thema sind in Deutschland Gesetze entstanden, die es bis zum heutigen Tage geschafft haben die Klimaziele des Kyoto Protokolls zu erreichen und einen neuen Wirtschaftszweig aufzubauen. Der daraus entstandene, staatlich geförderten Zuwachs an dezentralen Erzeugern verändert das Stromnetz in Deutschland grundlegend. Energieerzeugung aus Photovoltaikanlagen, Blockheizkraftwerken , KWK-Anlagen und ähnlichem reduzieren den CO₂ Ausstoß zwar erheblich, stellt jedoch die Energieversorger und die Infrastruktur vor große Herausforderungen.

Deutschland, als einer der führenden Technologiestandorte, hat das Potenzial sich an die veränderte Situation in der Stromversorgung anzupassen und sich dauerhaft als Weltmarktführer für Techniken erneuerbaren Energienerzeugung zu positionieren.

Moderne Kommunikationsstrukturen, in Verbindung mit moderner Zählertechnologie und einer entsprechenden IT-Strukturen sind die ideale Vorraussetzung um ein interaktiv und intelligent geführtes Stromnetz zu betreiben. Smart Grid ist die Bezeichnung für ein Netz, dass sich in seinen Möglichkeiten stetig weiterentwickeln wird. Den Grundstein legt die Smart-Metering-Technologie, die auf Grund Ihrer Infrastruktur und Kommunikationsfähigkeit den Netzbetreiber den Zugang zu Netzinformationen ermöglicht, die in der Vergangenheit nur statisch oder theoretisch ermittelbar waren. Neue Kommunikationstechniken wie Powerline, UMTS, WiMax und WLAN werden dazu beitragen, dass die Abdeckung mit Smart-Meter-Technologie stetig vorangetrieben wird. Der Auswertung der neu gewonnen Informationen aus Smart Meters und deren Infrastruktur sind kaum Grenzen gesetzt. Sie können zur reinen Betriebsführung, für den optimalen Energiebezug, die Vermarktung von Energie, Prognosen, Fehlerfrüherkennung und noch vielen anderen Zwecken dienen. Haushaltsgerätehersteller wie Miele, IT-Firmen wie Cisco und Unternehmen wie Google haben längst das Potenzial erkannt und stoßen zunehmend mit Produkten auf den Markt die sich nahtlos in ein Smart Grid oder in Smart Meters integrieren lassen. Politik, Gesetzgebung und Technologieentwicklung schaffen in Deutschland die idealen Gegebenheiten den stetigen Ausbau und die Weiterentwicklung von Smart Grids und deren Komponenten voranzutreiben.

8 Fußnoten

1. ↑ Vgl. Stromlieferant (2011)
2. ↑ Vgl. EnWG (2003), §1
3. ↑ Vgl. EnWG (2003), §4 Abs. 4
4. ↑ Vgl. EnWG (2003), §6 Abs. 1
5. ↑ Vgl. EnWG (2005), §17, Abs. 1 - 2
6. ↑ Vgl. Europarl (2008
7. ↑ Vgl. Erneuerbare-Energien (2010)
8. ↑ Vgl. EEG (2009), §5 Abs. 1
9. ↑ Vgl. Strominfo (2010)
10. ↑ Vgl. EEG (2009), §6, Abs. 1a), 1b)
11. ↑ Vgl. EEG (2009), §9, Abs. 1
12. ↑ Vgl. Dena (2007), Seite 2
13. ↑ Vgl. Smorg (2010)
14. ↑ Vgl. BürgerBegehren (2009), Seite 5
15. ↑ Vgl. BürgerBegehren (2009), Seite 6
16. ↑ Vgl. BürgerBegehren (2009), Seite 9
17. ↑ Vgl. BürgerBegehren (2009), Seite 10
18. ↑ Vgl. Schorsch (2010)
19. ↑ ^{19,0 19,1} Vgl. VDE_2 (2010), Seite 9
20. ↑ Vgl. VDE_2 (2010), Seite 10
21. ↑ Vgl. Taylor, (2009), Seite 46
22. ↑ Vgl. Taylor, (2009), Seite 49
23. ↑ ^{23,0 23,1} Vgl. Dena (2010), Seite 1
24. ↑ Vgl. Glanz (2010), Seite 62
25. ↑ Vgl. VDE (2010)
26. ↑ ^{26,0 26,1} Vgl. Büttner (2008), Seite 2
27. ↑ Vgl. Glanz (2010), Seite 64
28. ↑ Vgl. Glanz (2010), Seite 63
29. ↑ Vgl. Bundesrecht (2005), Seite 34
30. ↑ Vgl. MessZV (2008), §9 Abs. 2
31. ↑ ^{31,0 31,1 31,2} Vgl. ITwissen (2011)
32. ↑ Vgl.VDE_2 (2010), Seite 25
33. ↑ Vgl. VDE_2 (2010), Seite 26
34. ↑ Vgl. VDE_2 (2010), Seite 64
35. ↑ Vgl. Nestle (2009), Seite 4
36. ↑ ^{36,0 36,1 36,2} Vgl. Smgrat (2011)
37. ↑ ^{37,0 37,1} Vgl. Kästner (2009), Seite 60
38. ↑ Vgl. EUR 22040 (2006), Seite 15
39. ↑ Vgl. SalzburgAG (2011)
40. ↑ Vgl. EUR 22040 (2006), Seite 16 ff.
41. ↑ Vgl. Wikorg (2010)
42. ↑ Vgl. BMWi (2009)
43. ↑ ^{43,0 43,1} Vgl. Kästner (2009), Seite 62
44. ↑ Vgl. Eenergy (2011)
45. ↑ Vgl. VDE (2007), Seite 18ff
46. ↑ Vgl. Jehle (2009), Seite 2ff
47. ↑ Vgl. VDE (2007), Seite 22ff
48. ↑ Vgl. Lichtblick (2011)
49. ↑ Vgl. BDEW (2008), Seite 3
50. ↑ Vgl. BDEW (2008), Seite 8
51. ↑ ^{51,0 51,1} Vgl. BDEW (2008), Seite 9ff
52. ↑ Vgl. Siemens (2008), Seite 13
53. ↑ Vgl. Siemens (2008), Seite 13
54. ↑ Vgl. VDE_2 (2010), Seite 57ff
55. ↑ Vgl. VDE_2 (2010), Seite 64f
56. ↑ Vgl. VDE_2 (2010), Seite 66ff
57. ↑ Vgl. Siemens (2008), Seite 8
58. ↑ Vgl. VDE_2 (2010), Seite 27f
59. ↑ Vgl. VWEW (2009), Seite 7
60. ↑ Vgl. Laskowski (2010), Seite 3f
61. ↑ Vgl. VDE_2 (2010), Seite 88f
62. ↑ Vgl. Heuer (2010) Seite 2f
63. ↑ Vgl. VDE_2 (2010), Seite 90
64. ↑ Vgl. Frische (2009) Seite 6ff

9 Quellenverzeichnis

Quellenbezeichnung	Details	Stand (Onlinequellen)
BMWi (2009)	Liepold, Jan: BMWi Pressemitteilungen, 22.1.2009, http://bmwi.de/BMWi/Navigation/Presse/pressemitteilungen,did=287362.html?view	30.01.2011 (22:01Uhr)
Bundesrecht (2005)	o.V.: Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz -EnWG), 07.07.2005, http://bundesrecht.juris.de/bundesrecht/enwg_2005/gesamt.pdf	30.01.2011 (22:01Uhr)
BügerBegehren (2009)	o.V.: Wir machen unseren Strom selbst, 1. Auflage, Oktober 2009, http://www.buerger-begehren-klimaschutz.de/images/stories/BBK_Rezept_Konzessionsvertrag.pdf	30.01.2011 (22:01Uhr)
Büttner (2008)	Büttner, Dr. Markus.: Smart Metering, Karlsruhe, 16.7.2008, http://www.kine-ev.de/download/vortraege/20080716_Dr.M.Buettner_SmartMetering.pdf	30.01.2011 (22:01Uhr)
Dena (2007)	o.V.: Untersuchung der ökonomischen Auswirkungen des EEG- bedingten Netzausbaus und der Vergütung vermiedener Netznutzungsentgelte im Land Sachsen-Anhalt, 2007, http://www.sachsen-anhalt.de/LPSA/fileadmin/Elementbibliothek/Bibliothek_Politik_und_Verwaltung/Bibliothek_Wirtschaftsministerium/Dokumente_MW/investieren/EEG_-_Netzentgeltauswirkungen_in_Sachsen-AnhaltKurzfassung.pdf	30.01.2011 (22:01Uhr)
Dena (2010)	o.V.: Smart Metering. Informationen zu Hintergründen und Rahmenbedingungen, 23.12.2009, http://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Download/Dokumente/Studien___Umfragen/Hintergrundpapier_zu_Smart_Metering.pdf	30.01.2011 (22:01Uhr)
EEG (2009)	o.V. Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien, 2009, http://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2009/	30.01.2011 (22:01Uhr)
Eenergy (2011)	o.V. IKT-basiertes Energiesystem der Zukunft, 2011, http://www.e-energy.de/958.php	30.01.2011 (22:01Uhr)
EnWG (2003)	o.V.: Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz – EnWG), 20.05.2003, http://www.wind-energie.de/fileadmin/dokumente/Gesetze/EnWG.pdf	30.01.2011 (22:01Uhr)
EnWG (2005)	o.V.: Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorung, 2005, http://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005	30.01.2011 (22:01Uhr)
Erneuerbare-Energien (2010)	o.V.: Fragen und Antworten zum Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), Juli 2010, http://www.erneuerbare-energien.de/inhalt/43981/40508/#21	30.01.2011 (22:01Uhr)
EUR 22040 (2006)	o.V.: Europäische Kommission: Vision and Strategy for Europe’s ElectricityNetworks of the Future, 2006, http://ec.europa.eu/research/energy/pdf/smartgrids_en.pdf	30.01.2011 (22:01Uhr)
Europarl (2008)	o.V.: "20-20-20 bis 2020": EP debattiert Klimaschutzpaket, 23.01.2008, http://www.europarl.europa.eu/sides/getDoc.do?language=DE&type=IM-PRESS&reference=20080122IPR19355	30.01.2011 (22:01Uhr)
Glanz (2010)	Glanz, Axel; Jung, Oliver: Machine-to-Machine-Kommunikation, Frankfurt am Main, 1. Auflage, 08.03.2010,
Heuer (2010)	Heuer, Dr. Jörg: Vortrag: "Smart Distribution Grid- Ansätze für ein intelligentes Verteilnetz", Essen, 2010,
ITwissen (2011)	o.V.: Smart Home, 2011, http://www.itwissen.info/definition/lexikon/E-Home-eHome-electronic-home.html	30.01.2011 (22:01Uhr)
Jehle (2009)	Jehle, Christoph (Hrsg.): PHOTOVOLTAIK. Strom aus der Sonne, 5. Auflage, Heidelberg, 2009
Kästner (2009)	Kästner, Thomas; Kießling, Andreas : Energie in 60 Minuten: Ein Reiseführer durch die Stromwirtschaft , 1. Auflage, 2009
Lichtblick (2011)	o.V.: Ökostrom und Gas (2011) http://www.lichtblick.de	30.01.2011 (22:01Uhr)
Laskowski (2009)	Laskowski, Prof. Dr.-Ing. Michael: Vortrag "Neues aus dem Projekt E-DeMa", Wernigerode, Oktober 2009, http://www.e-dema.com/datas/VWEW_Vortrag_Prof_Laskowski_08-10-09.pdf	30.01.2011 (22:01Uhr)
MessZV (2008)	o.V.: Verordnung über Rahmenbedingungen für den Messstellenbetrieb und die Messung im Bereich der leitungsgebundenen Elektrizitäts- und Gasversorgung, 2008, http://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/messzv/gesamt.pdf	30.01.2011 (22:01Uhr)
Nestle (2009)	Nestle, David; Ringelstein, Jan; Selzam, Patrick: Einbindung von Stromkunden in ein intelligentes Verteilnetz, 2009, http://www.smarthouse-smartgrid.eu/fileadmin/templateSHSG/docs/publications/FT1_P4_14_David_Nestle_Jan_Ringelstein_Patrick_Selzam.pdf	30.01.2011 (22:01Uhr)
Siemens (2008)	Siemens AG (Hrsg.): Information mit System - Das Automatisierte Verbrauchsdatenerfassungs- und Informationssystem AMIS, 2010, http://www.energy.siemens.com/hq/pool/hq/automation/power-transmission-distribution/metering-distribution-networkautomation/amis/Amis-Broschuere-de.pdf	30.01.2011 (22:01Uhr)
SalzburgAG (2011)	Salzburg AG (Hrsg.): Was sind Smart Grids?, 2011, http://www.salzburg-ag.at/de/energie/strom/smart-grids/was-ist-das/	30.01.2011 (22:01Uhr)
Schorsch (2010)	Schorsch, Dr. Christof; Faber, Jessica .: Rekommunalisierung der Energieversorgung – Chancen und Risiken, Februar 2010, http://www.demo-online.de/content/rekommunalisierung-der-energieversorgung-ae-chancen-und-risiken	30.01.2011 (22:01Uhr)
Smorg (2010)	o.V.: Smart Meter für Smart Grid nicht erforderlich?, März 2010, http://www.smart-grids.org/de/content/smart-meter-f%C3%BCr-smart-grid-nicht-erforderlich	30.01.2011 (22:01Uhr)
Smgrat (2011)	o.V.: Smart Grids, 2011, http://www.smartgrids.at/smart-grids	30.01.2011 (22:01Uhr)
Stromlieferant (2011)	o.V.: Stromlieferung, 2011, http://www.stromlieferant.de/stromlieferung.php	30.01.2011 (22:01Uhr)
Strominfo (2010)	o.V.: Netzüberlastung durch erneuerbare Energien, 2010, http://www.strom.info/blog/2010/06/02/netzuberlastung-durch-erneuerbare-energien/	30.01.2011 (22:01Uhr)
Taylor (2009)	Taylor, Tim; Ohrn, Marina: Network management for smart grids, 2009, http://www05.abb.com/global/scot/scot271.nsf/veritydisplay/461c2ae39130ceafc125762d0047f01f/$file/45-49%203m901_eng72dpi.pdf	30.01.2011 (22:01Uhr)
VDE (2007)	Verband der Elektrotechnik und Elektronik Informationstechnik e.V (Hrsg.): VDE-Studie: Dezentrale Energieversorgung 2020, 2007,
VDE (2010)	o.V.: Neue VDE-Analyse: Smart Metering Wegbereiter für Energieeffizienz und Exporterfolge, März 2010, http://www.vde.de/de/Verband/Pressecenter/Pressemeldungen/Fach-und-Wirtschaftspresse/Seiten/2010-24.aspx	30.01.2011 (22:01Uhr)
VDE_2 (2010)	Verband der Elektrotechnik und Elektronik Informationstechnik e.V (Hrsg.): Smart Energy 2020 – von Smart Metering zum Smart Grid, März 2010,
VWEW (2009)	Laskowski, Prof. Dr.-Ing. Michael: Vortrag "VWEW Fachtagung", 2009
Wikorg (2010)	Wissner, Matthias; Nichols, Iris: Papers, April 2010, http://www.wik.org/index.php?id=472&L=1	30.01.2011 (22:01Uhr)