| von Siegfried Best und Hans Jaschinski

Die Startfrage an die Expertenrunde: Wie sind die ersten Erfahrungen zum Thema Smart Meter? „Wir stehen tatsächlich erst am Anfang, denn so richtig in den Markt gebracht sind sie ja noch nicht“, meinte H. Auracher vom Landesinnungsverband des Bayerischen Elektrohandwerks dazu und weiter: „Im Bereich München gibt es noch keine guten oder schlechten Erfahrungen. Im Gewerbebereich achtet man natürlich schon immer auf Energieoptimierung. Um die Gesamtrechnung nicht in die Höhe zu treiben setzt man dort schon länger auf intelligente Lösungen. Jetzt wird alles durch die Einbindung der privaten Haushalte auf eine breitere Basis gestellt. Interessant besonders für den Privatmann, der einen erhöhten Stromverbrauch hat.

Das Thema Smart Metering muss aber erst im Bewusstsein ankommen. Ein Kollege aus Mannheim, der im Energie Buttler Projekt engagiert ist, war sehr erstaunt, dass die Hausfrauen tatsächlich auf die gebotenen Möglichkeiten reagieren, und nicht sagen: „Ich wasche, wann ich waschen will“. Sie akzeptieren, dass es lastabhängige Preise gibt und suchen sich tatsächlich das raus was effektiv und vernünftig ist.“

Die Teilnehmer der Expertenrunde (v.l.): Hans Jaschinski, Gordon Speda, Uwe Bröckelmann, Hans Auracher, Volker Bredemeier, Roger Westberg, Marian Kost, Siegfried Best.

Die Teilnehmer der Expertenrunde (v.l.): Hans Jaschinski, Gordon Speda, Uwe Bröckelmann, Hans Auracher, Volker Bredemeier, Roger Westberg, Marian Kost, Siegfried Best.elektronik industrie

G. Speda von E.ON Metering war in der Projektleitung „10.000 Smart Meter in Bayern“. Diese Feldstudie hatte verschiedene Zielrichtungen. „Zum einen wollten wir die Geräte testen, die im Zeitraum 2008 bis 2009 verfügbar waren – sowohl im Gas- als auch im Strombereich. Zum anderen wollten wir durch eine begleitende Marktstudie direkt vom Kunden, erfahren, was der Verbraucher wirklich will – was akzeptiert er tatsächlich? Ist er bereit letztendlich auch für mehr Leistung und Zusatzleistung zu bezahlen? Aus dem Projekt konnten wir spannende Erkenntnisse gewinnen. Wenn ich dem Kunden erzähle, dein Strom wird gemessen und du kannst ihn dann im Webportal anschauen, dann verbindet er ganz andere Sachen damit, als wir es tun. Aus den gesammelten Ergebnissen ist letztendlich das Produkt E.ON EnergieNavi entstanden, das seit einem Jahr verfügbar ist.“ Zur Akzeptanz von dynamischen Tarifen erinnert sich G. Speda an eine Äußerung wärend des „10.000 Smart Meter in Bayern“-Projekts: „Ja sie glauben doch nicht, dass ich abends um 22 Uhr das Wäschewaschen anfange.“ Da stieß die Akzeptanz relativ schnell an die Grenzen. Jedoch war in diesem Projekt das Delta zwischen Hoch- und Niedrigtarif nicht wirklich groß (3 oder 5 Cent). „Wir haben mittlerweile eine weitere Studie zusammen mit Bosch Siemens Hausgeräte betrieben, wo das Delta bei 0,30 € lag. Und da wurde deutlich, dass der Kunde sein Verhalten ändert, denn er kann seine Rechnung direkt und merkbar beeinflussen, was bei einem 3- oder 5-Cent-Vorteil nicht unbedingt der Fall ist“, so G. Speda.

Lifestyle

V. Bredemeier von Atlantik Elektronik, sieht eher den Begriff Smart Home im Mittelpunkt: „Im Endeffekt Strom, Kosten und Energie sparen. Gerade wenn man in die Haushalte reingeht, greift man in deren Lebensführung ein. Man kommt also ganz schnell zu dem Thema Lifestyle, besonders wenn man sieht, dass Stand-by sich sehr schnell aufsummiert.“ Es ist laut V. Bredemeier keine Förderung von Lifestyle, „wenn die Leute um 6:00 Uhr alle ihre 20 Geräte ausmachen, nur um dann um 6:05 Uhr, zu einem günstigeren Tarif, wieder alles anzumachen. Ein Treiber ist sicher die Infrastruktur, das Netzwerk, das den Service bietet und ein attraktiver Tarif vorhanden ist. Wir hatten das Beispiel Waschmaschine gerade, wenn die Hausfrau oder der Hausherr sagen: ich fange um 22:00 Uhr an zu waschen, dann heißt das übersetzt, er muss um 22:00 Uhr zur Waschmaschine hingehen, auf den Knopf drücken und um 23:00 Uhr die Wäsche rausholen.“

R. Westberg von Maxim Integrated Products stimmt dem absolut zu: „Genau das ist es. Man braucht intelligente Lösungen, eigentlich sollte jedes Gerät im Haus einen Smartplug haben. Damit man individuell auf seinem heimischen PC angezeigt bekommt, wie viel Waschmaschine, Kühlschrank, Fernseher usw. verbrauchen. Dafür braucht man ein richtiges Netzwerk im Haus, zum Beispiel auf der Basis von ZigBee oder WiFi. Und die Smartplugs sollten eigentlich nicht direkt von den Kunden bezahlt werden, sondern über ein Abonnement, ähnlich den Telekom-Receivern, da zahlt man etwa 5 Euro im Monat für den Service. Und das kann auch ein neuer Service sein, entweder von den Internet-Providern oder den Energieversorgern.“

Wie ist die Situation von Smart Metering bei uns in 10 Jahren?

Gordon Speda: „Es wird Smart Metering flächendeckend geben, da es dann gesetzlich vorgeschrieben ist und zur Energieeffizienz beiträgt.“
Hans Auracher: „Smart Metering wird es geben, ist aber nur dann sinnvoll, wenn es lastabhängige Tarife gibt. Dafür müssen die Zähler aber sehr viel zeitgenauer werden, um dann zur Energieeffizienz beizutragen.“
Marian Kost: „Smart Metering wird es deswegen in 10 Jahren flächendeckend geben, da damit der Kunde seinen Verbrauch steuern kann und sich neuartige Methode ergeben, Services anzubieten, sowie die Energieversorgung hinsichtlich der Effizienz zu optimieren. Außerdem wächst Smart Metering mehr und mehr mit Home-Automation zusammen – und dann kommen Komfortaspekte auf Seiten des Konsumenten, sowie der Service Provider, zum Tragen, die die weitere Verbreitung von Smart Metering beflügeln.“
Roger Westberg: „Für mich ist bereits in den nächsten 5 bis 10 Jahren Smart Metering ein intelligenter Zähler, der dem Kunden alle Informationen zum Energiesparen für seine Entscheidungen geben kann.“
Uwe Bröckelmann: „Wir bewegen uns weg von der zentralen zu einer dezentralen Energieversorgung. Windparks und Solar sowie E-Mobile als Energiespeicher werden Atomkraftwerke ersetzen. Allein deswegen muss man intelligente Zähler einsetzen, damit der Netzbetreiber mit Hilfe genauer Daten die Netzqualität aufrechterhalten kann. In spätestens 10 bis 20 Jahren haben wir die flächendeckende Versorgung mit Smart Metering.“
Volker Bredemeier: „Smart Metering wird kommen, es wird keine 20 Jahre mehr dauern, eher 10 bis 15 Jahre. Extrem wichtig ist die Bidirektionalität im Metering, damit Daten vom EVU zur Energieersparnis in die Homeautomation eingreifen können.“

M. Kost vom Halbleiterhersteller Silicon Laboratories weist auf eine interessante Applikation der Firma green energie options hin: „Das ist im Prinzip ein Display, auf dem die Stromverbräuche dargestellt sind. Sie werden in UK automatisch per Verordnung mit jedem Zähler ausgegeben. Sonst ist die Hemmschwelle immer da, wenn der Kunde dafür bezahlen muss. Wenn es subventioniert ist, regt es die Leute auch an darauf zu achten, was verbrauche ich tatsächlich. Man kann aber auch noch einen Schritt weitergehen. Es gibt auch schon Applikationen, ich denke dabei an RWE, die jetzt interessante Smart Home Produkte auf den Markt gebracht haben, auch von Anbietern, die nicht unbedingt was direkt mit RWE zu tun haben, gibt es bereits entsprechend interessante Applikationen, die das Thema Energiesparen im Haushalt über intelligente Home-Automation-Steuerungskonzepte realisieren. Beispielsweise automatische Fensterkontakte, die entsprechend die Heizung steuern. Es wird dann immer ein Stück weiter automatisiert wenn man erst merkt, das sich der Verbrauch tatsächlich reduziert.“

„Ich finde, es muss standardisierte Lösungen geben, viele haben ja bereits WLAN im Haus“, so R. Westberg, und weiter „auch wenn man auf die weltweite Infrastruktur schaut, muss man eigentlich auf Standardlösungen setzen. Speziallösungen werden immer problematisch sein. Man muss immer die Infrastruktur ausnutzen die vorhanden ist.“ Auf die Situation in USA angesprochen, meint R. Westberg: „Es gibt den sehr interessanten ISO-Standard 50001 (Energy Management Systems). Die großen Hersteller wie Whirlpool und andere haben damit angefangen zum Beispiel intelligentere Waschmaschinen und Gefriertruhen zu bauen. So muss der Defrost-Zyklus nicht unbedingt um 15.00 Uhr laufen, das kann man auch auf einen späteren Zeitpunkt festlegen, beispielsweise auf 3:00 Uhr morgens, wenn der Strom viel günstiger ist. Und die Preise werden hochgehen, entweder zahlt man unheimlich viel zwischen 9:00 und 17:00 Uhr jeden Tag, oder man wird gezwungen seinen Lebensstil zu ändern. Und die Hersteller versuchen auch diese Intelligenz in die Geräte einzubauen. Das größte Problem beispielsweise in Kalifornien ist immer, dass die Leute die Klimaanlagen oder die Heizung den ganzen Tag laufen lassen und darum übersteigt die Nachfrage das Angebot, und es kommt zu „Rolling Black-outs“ meistens mitten am Tag. In Deutschland und in Frankreich ist das anders, da dort das Angebot die Nachfrage übersteigt. In Italien sind die Leute mehr zum Sparen motiviert. Darum plant das italienische Konsortium Energie@home in Italien ein Funknetzwerk oder Wireless-Netzwerk aufzubauen, um alle Maschinen auslesen zu können. Ich glaube, in der Zukunft werden wir in der Lage sein, den Energieverbrauch über SMS-Nachrichten, Telefon oder E-Mail senden zu lassen, wo zu Beispiel angemerkt wird: „Wir haben in den letzten 30 Tagen Messungen in Ihrem Haus durchgeführt und festgestellt, Sie verbrauchen am Montag und Dienstag mehr als üblich“. Mit dieser detaillierten Aussage kann man natürlich sehr viel mehr anfangen, als nur mit einer einzigen Summe.“

Ist der amerikanische Smartgrid/Smart-Metering-Markt als Vorzeigemodell zu sehen? Haben sich doch die USA für Vorhaben wie den Energy Independence and Security Act von 2007 und den American Recovery and Reinvestment Act von 2009 gegeben. R. Westberg: „Die wirtschaftliche Situation hatte sich zwischenzeitlich etwas geändert, aber ich bin der Meinung, dass die Zeit kommen wird, wo sehr viel in Sonnenenergie und Windenergie investiert wird. Europäische Hersteller verkaufen ihre Produkte schon sehr gut in den USA.“

V. Bredemeier: „Seit dem letzten großen Stromversorgungsausfall, der Kalifornien tagelang außer Gefecht gesetzt hat, haben Stromanbieter über intelligente Netze die Möglichkeit, Einfluss auf die Geräte nehmen zu können. Also kurz gesagt, der Anbieter kann das Gerät ausschalten, wenn die entsprechende Elektronik da ist. Wenn man zum Beispiel Klimaanlagen im Laufe des Tages für ein, zwei Minuten im richtigen Raster rundherum ausschaltet, hat das überhaupt keine Auswirkungen auf den Lifestyle, keiner bekommt es mit, aber über alle Klimaanlagen aufsummiert kommt da doch eine beträchtliche Summe an Energieeinsparung zu Stande. Das sind die smarten Ideen und smarten Applikationen, die das Smart Grid wirklich „Smart“ machen.“

Thema Neubauten

Vorgeschrieben ist der Einbau in Neubauten. Dazu bemerkenswertes von G. Speda: „Das Thema Neubauten ist eigentlich durch. Im alten Gesetz hieß es, dass in Neubauten elektronische Zähler eingebaut werden müssen. Daraufhin hat man den EDL-Zähler konstruiert, der aber nicht fern auszulesen ist und letztendlich nur ein Device vor Ort ist, von dem der Kunde seinen Tages-, Monats- Jahresverbrauch ablesen kann. Der Kunde bekommt durch diesen Zähler keine monatliche Rechnung, er hat keine Visualisierung seiner Verbräuche, es werden keine Daten transportiert, es wird nichts gesteuert. Die EDL-Zähler waren letztendlich der Versuch Intelligenz in die Häuser hinein zubekommen. Der Gesetzestext des neuen EnWG vom August 2011 befördert nun aber ein anderes Problem: Überspitzt dargestellt: seit 2008, 2009 werden elektronische Zähler in Neubauten eingebaut, ab August 2011 werden wohl wieder Ferraris-Zähler eingebaut werden. Denn bis die neue Technologie verfügbar ist, die dann in den nächsten Jahren eingebaut werden soll, wird vermutlich die alte Technologie weiter vorangetrieben. So werden nur wenige Netzbetreiber in Deutschland bereit sein, elektronische Zähler den EAZ oder den EDL einzubauen, die das Doppelte eines Ferraris-Zähler kosten und die der Netzbetreiber über das Regulierungskonto nicht wieder zurückbekommt. Ich weiß, bei uns im Haus werden elektronische Zähler eingebaut werden, wenn sie technisch verfügbar und auf dem Preisniveau eines Ferraris-Zählers sind. Das hieße in Summe: in den vermutlich 200.000 Neubauten werden 180.000 mit Ferraris und vielleicht 10.000 mit anderen Zählern eingesetzt. Das Gesetz geht zwar in die richtige Richtung, aber für die Technikhersteller sind die Entwicklungen der letzten zwei Jahre in die falsche Richtung gelaufen. Daher wird jetzt versucht über technische Richtlinien und MessZV Nachbesserung zu betreiben.“

Sicherheit

R. Westberg weist auf die Vorgaben des BSI (Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik) hin: „2013 müssen alle die neuen Zähler nach den BSI-Sicherheitsstandards ausgeliefert werden. Dafür hat zum Beispiel Maxim ein spezielles Sicherheitskonzept entwickelt, das bereits erfolgreich in Geldautomaten im Einsatz ist, um die Zähler gegen Manipulationen zu schützen. Es müssen also nicht nur die Daten zwischen Kunden und Stromversorger geschützt werden, sondern auch die Zähler selber. Wir wissen ja alle, was im Internet los ist und wenn dann auch noch die Zähler angegriffen werden sollten, dann wäre das eine Katastrophe. Deshalb ist die Sicherheit unheimlich wichtig.“

„Deutschland ist immer Vorreiter, was das Thema Datenschutz betrifft. Wenn ich mir den Rollout in Italien ansehe, die hatten einfach einen anderen Ansatz“, so G. Speda. „sie wollten den Stromdiebstahl eindämmen, also wurde einfach ausgeliefert. Schweden hat auch den Rollout vorangetrieben, allerdings mit anderer Motivation, denn allein durch die monatliche Abrechnung kann 10 % der Energie eingespart werden.“ Bei Smart Metering sieht G. Speda das Thema Datenschutz noch nicht so kritisch: „Es wird spannend, wenn Steuerimpulse ins Netz gehen, und vom Netz kommen. Also da, wo wir hin wollen. Smart Metering ist Teil des Smart Grids, oder soll es werden. Und es ist spannend den Zähler mechanisch und von der Messtechnik her zu konzipieren. Aber den Fingerprint auszuwerten „wer darf was“ und „was darf er nicht“ und „was bekommt er zurück“ wird uns noch die nächsten Jahre stark beschäftigen.“

„Es gibt Systeme, wo man zum Beispiel über sein iPhone Fenster kontrollieren, die Heizungen steuern, in Alarmanlagen eingreifen kann, das ist eine gefährliche Sache“, merkt M. Kost kritisch an. „Es ist schon so, dass viele der Firmen, mit denen wir zusammenarbeiten, sich gefragt haben, was machen wir auf der Verschlüsselungsseite? Und so kommt man auch auf das Thema Standards zu sprechen. In dem Moment, wo ich einen Standard aufgreife, ist die Wahrscheinlichkeit höher, dass ein Angreifer auch einen Weg dorthinein findet. Es gibt Systeme mit Gateway, die mit speziellen Komprimierungs- und Verschlüsselungstechniken implementiert haben, im Speziellen im ISM sub 1-GHz-Band. Als Basis IPv6-ähnliche Protokolle zu verwenden stellt einen beliebten Ansatz dar. Es existieren aber auch komplett nicht-standardisierte Ansätze, die in der Praxis große Beliebtheit haben. Und es gibt KNX-RF als Standard, der dann eventuell punk-tuell wieder abgewandelt wird – ebenfalls wird dies im Bereich des Wireless-MBus umgesetzt. Es ist vielleicht aufgrund der nicht geklärten Sicherheitsproblematik gar nicht schlecht, dass so viele Standards vorhanden sind.“

R. Westberg bestätigte, dass das Thema Nummer 1 bei seinen Gesprächen mit den unterschiedlichsten Zählerherstellern immer die Sicherheit gewesen ist. Und der Focus ist in Europa immer auf den BSI-Standards. „Vielleicht sollte man die Problematik mal zweigeteilt betrachten“, meint G. Speda, „einmal, was mach ich intern im Haus und auf der anderen Seite, wie greif ich von außen darauf zu.“

„Wir hatten auf unseren einschlägigen Messen wie der Light and Building auch dieselben Themen“, unterstützt H. Auracher und ergänzt, „wir reden und denken da auch in derselben Richtung. Da gibt‘s von Hager ein Produkt mit Multi Utility Controller, das in Frankreich recht intensiv ausgeliefert wurde und der die Intelligenz im Hause steuert. Das hat uns sehr gut gefallen, weil das eine die Schnittstelle mit Messung und Zählung darstellte, und das andere ist im Endeffekt die Haustechnik. Und da ist dann das Handwerk, also meine Kollegen, gefordert, die dann mit KNX oder LON im Haus weiterarbeiten können. In den Privathaushalten sind kaum Datenvernetzungen vorhanden, natürlich aber in den Büros und Gewerbeobjekten. Wenn man ein neues Haus baut, legt man schon zur Waschmaschine eine Leitung hin, zur Kühltruhe vielleicht auch, aber das war‘s dann auch schon.“

R. Westberg weist auf den in Europa bekannten Standard WELMEC hin, wo praktisch die Messdaten von der Kommunikation getrennt sind: „An die Messdaten kann man nicht herangehen und die Firmware lässt sich nicht updaten, auch die ist geschützt. Und die Energiedaten des Messgerätes bis zur Kommunikationsschnittstelle werden über AES 128 verschlüsselt gesendet. BSI geht aber davon aus, das AES128 nicht sicher genug ist. BSI sagt auch, dass man die Verschlüsselung auf einem separaten Prozessor laufen lassen muss. 90 % aller Zähler in Europa haben ARM als Prozessor, aber man muss noch einen speziellen Prozessor für die Sicherheit daneben stellen.“

U. Bröckelmann von Analog Devices meint zur Akzeptanz von Smart Metering: „Ich denke, dem Normalverbraucher ist egal was seine eigenen Geräte verbrauchen. Er beschäftigt sich einmal beim Kauf des Gerätes mit den Verbrauchswerten und dann nicht mehr. Natürlich möchte der Verbraucher trotzdem möglichst wenig zahlen. Der zweite Aspekt, die Fernablesung, ist für den Kunden da schon interessanter: die meisten Leute haben es nicht sehr gerne wenn noch jemand ins Haus, oft sogar in den Keller kommt, wo eventuell noch die schmutzige Wäsche rumliegt. Den Aspekt Fernablesung kann man den meisten Kunden besser vermitteln. In Deutschland tut man sich noch etwas schwer neben Strom- auch Gas- und Wasserzähler über Smart Metering zusammen fernabzulesen“. G. Speda ergänzt zum Bekanntheitsgrad von Smart Metern: „2008 habe wir eine Umfrage gestartet: Smart Metering, wissen Sie was das ist? 0,05 % der Befragten kannten das Thema. Mittlerweile ist es zwar immer noch ein einstelliger Prozent-Bereich, aber der Bekanntheitsgrad steigt kontinuierlich.“

H. Auracher weist auf einen anderen Bereich hin, auf die Straßenbeleuchtung, weil es ein sehr langwieriges Thema ist: „Früher war es einfach, die Verträge beinhalteten Straßenbeleuchtung, Stromlieferung und Leuchtmittelreparatur sowie Putzen der Lampen. Und die Verträge laufen dann auch schon mal 25 Jahre. Immer erst wenn sie auslaufen, wird neu nachgedacht. Und dann ist es immer noch so eine Sache, kann man einem Energieversorger die Last aufbürden, dass er für die Einsparung sorgt? Derjenige, der die Energie liefert, muss dafür sorgen, dass er weniger liefert? Da sehe ich schon einen Interessenkonflikt.“

„Um die Entwicklung der Smart Meter voranzutreiben arbeitet beispielsweise E.ON eng mit den Herstellern dieser Geräte zusammen. Da ergibt sich oft die Diskrepanz zwischen dem was gesetzlich vorgegeben ist, dem vertrieblich schicken und dem technisch möglichen. Den Mittelweg zu finden ist oft sehr schwierig“, so G. Speda.

Länderunterschiede

U. Bröckelmann merkt die einzelnen Länderunterschiede an: „Häuser haben Ein- oder Dreiphasennetzanschlüsse, man kann die Ströme mit Stromübertrager, Shunt oder Luftspulen messen und so weiter, und die Halbleiterhersteller müssen alle diese Verfahren anbieten. Dann geht es noch um die Genauigkeit der Messung. In Deutschland ist man von 2 % auf 1 % gegangen, in den USA werden 0,2 % gefordert. Rechnet man diese Genauigkeitstoleranzen auf die Energieerzeugung und damit in den Gigawattbereich um, ist das ein enormer Strom, der da im Zähler nicht berücksichtigt wird.“ ADI kann über einen hohen Dynamikbereich genau messen, man kann nur die Wirkleistung messen, die ja in Deutschland berechnet wird. Man kann aber auch die Scheinleistung erfassen, um die ganzen Phasenverschiebungen aus dem Messergebnis zu ermitteln. Dies kann dazu dienen, die Messqualität zu erhöhen, wenn beispielsweise viele Solarinverter betrieben werden, die ursprünglich nicht im Netz vorgesehen waren. Mit Smart Metering kann man auch Rückschlüsse auf das Netz ziehen. Wichtig ist auch der Manipulationsschutz, dies aber weniger in Deutschland. Es gibt auch Lösungen, die den Nullleiter messen, um festzustellen ob die Phasen vertauscht sind. ADI kann digital per Software vertauschte Phasen wieder umpolen. Die Firma setzt auch sehr stromsparende Technik ein, die überbrückt, wenn jemand den Zähler abklemmt. U. Bröckelmann betont, was man zusätzlich messen kann, wie Harmonische/Oberschwingungen, Fundamentalenergie bezogen auf 50 oder 60 Hertz oder aber auch bis zu 2 kHz. Besonders dort wo Solarinverter zum Einsatz kommen, können genaue Smart Meter in Privathaushalten helfen, Daten zu liefern, um eine gute Netzregelung für eine hohe Netzqualität durchzuführen.

ADI bietet Analogfrontends und System-on-Chip (SOC) mit vielen integrierten Zusatzfunktionen an, mit denen man Werte für Harmonische, für Blindleistung und Scheinleistung herausbekommt. Zusätzlich kommen DSPs für die Powerline-Kommunikation zum Einsatz. R. Westberg ergänzt, „dass die großen Stromzählerhersteller nicht nur ein Frontend wünschen, sondern eine komplette Lösung mit Strommessung, mit Kommunikationsschnittstellen wie PLC und GPRS und mit einem Sicherheitscontroller. Maxim hat diese komplette Lösung dieses Jahr in den Markt eingeführt, eine Smart-Meter-Plattform, die alles kann mit einem programmierbaren DSP, ausgelegt für verschiedene Metrologien wie Shunt oder Rogowskispule. Es steht eine Bibliothek mit verschiedenen Algorithmen und bis zu hundert Formeln zur Verfügung, je nachdem was man messen will, um damit die verschiedenen Länderanforderungen und Sensortypen abzudecken.“ V. Bredemeier ist bei der Atlantik Elektronik mehr auf der Netzwerkseite zuhause und muss nur wissen, in welchem Format die Messdaten zur Verfügung stehen. Er benötigt ein Gateway mit dem er die Daten transformiert und die dann weltweit verwendet werden können. Atlantik hat aber auch die Keykomponente Analogfrontend im Programm. V. Bredemeier: „Um die Merkmale von einem Smart Meter auszunutzen und daraus Services oder Applikationen zu machen, ist es wichtig zu wissen, in welchem Format bekommt man die Daten und wie bekomme ich die übermittelt“.

„Was die Komplexität der Zähler generell angeht“, so M. Kost, „gibt es beispielsweise für Osteuropa oder die Türkei ganz einfache Zähler, die für 10 bis 15 Euro verkauft werden. In denen ist kein Analogfrontend zu finden, maximal drei Optokoppler um eine RS485 anzusteuern oder ein kleiner digitale Isolator. der den Ansprüchen der Langlebigkeit im Speziellen durch die digitale CMOS-Technologie, wie sie Silicon Labs verwendet, gerecht wird. Zusätzlich ein Mikrocontroller, typischerweise mit einem 16-Bit-Sigma-Deltawandler.“ M. Kost weiter: „Wir sehen aber auch die weitaus höher entwickelten Zähler oder Smart Meter mit einem Analogfrontend und isoliert betriebenen DSP, der die verschiedenen Kommunikationsschnittstellen bedient wie RS485, PLC – was sich wohl durchsetzt – und ISM-Bandsender, die weniger verbreitet sind, die findet man mehr bei den Wasser- und Gaszählern, außer man spricht über den Nordeuropäischen Markt, indem die ISM-Bänder auch in E-Metern Einzug halten.“ R. Westberg spricht nochmals die Messseite an und geht auf die verschiedenen Sensoren ein: „Rogowski, Shunt, Luftspule oder Stromtransformer. Dabei ist der Stromtransformer sehr beliebt, aber die teuerste Lösung. Die billigste Lösung für etwa 17 Cent ist der Shunt, bei dem man aber das Problem mit der galvanischen Trennung hat. Für diese Applikation hat Maxim einen preiswerten IC entwickelt, der die Isolation herstellt und eine AD-Signalumwandlung für die Weiterverarbeitung in einem DSP. Diese Lösung ist eine Alternative zu den teuren Stromwandlern und bietet eine Genauigkeit von 0,1 % über den gesamten Dynamik- und Temperaturbereich.“ „Da spielt auch das Analogfrontend rein“, bemerkt U. Bröckelmann, „das auch eine gewisse Robustheit gegen externe Störungen aufweisen muss. Frei schwingende Trafos zur Datenübertragung werden durch externe Magnetfelder gestört und es gibt Strommessfehler. Auf der Messseite sind die Lösungen mit der Rogowski-Spule sehr robust gegen externe Störungen und auch ein Stromwandler muss so ausgelegt werden, dass er einen Gleichstrom tolerieren kann, um nicht von äußeren Magnetfeldern manipuliert zu werden.“

R. Westberg sieht auf der Kommunikationsseite in Europa zwei Trends, und zwar OFDM-PLC oder GPRS: „Blickt man zehn Jahre zurück nach Italien, da wurden ja die ersten Smart Meter installiert, war es S-FSK (Spread Frequency Shift Keying). Blickt man nach Frankreich kommt das sehr robuste G3-PLC auf großen Entfernungen bis zu 10 km ohne Repeater und über Transformatoren zum Einsatz. G3-PLC ist FCC-, CENELEC- und ARIB-kompatibel und kann mit IEC 61334, IEEE P1901 und ITU G.hn-Systemen zusammenwirken. In UK dagegen ist GPRS mehr verbreitet und wird auch in Deutschland zunehmend eingesetzt.“ H. Auracher weist darauf hin, „dass in den Ballungsräumen wie München ein Glasfasernetz bereits in die Häuser verlegt wird, an die Smart Meter angeschlossen werden, aber auch Zusatzleistungen wie Telefonie und Internet. Die Zähler sind bereits dafür vorbereitet.“ Laut G. Speda wird es keinen spezifischen Zähler geben, der nur eine Kommunikationsschnittstelle anbietet, sondern die Summe aller. Außerdem wird man in den Ballungszentren andere Techniken einsetzen als über Land. Powerline und GPRS werden sich nicht komplett durchsetzen, zumal es gegen PLC starke Widerstände durch die Funkamateure gibt. „Künftige Zähler werden modular aufgebaut sein und der Anwender kann Module für die Kommunikationsschnittstelle auswählen“, so G. Speda. „Eleganter wäre eine Lösung, die ohne auswechselbare Module und den damit verbundenen Aufwand auskommt. Man sollte Chipsätze für PLC und GPRS usw. vorsehen, die man dann über die Kommunikationsschnittstelle aktivieren kann. So kann man leichter rausfinden: reicht die Geschwindigkeit der Verbindung mittels PLC beispielsweise für das Schalten von Lastabwürfen oder habe ich zwei Kanäle offen, einen für die Abrechnung einmal im Monat und den anderen für Schaltzwecke.“

G. Speda ist PLC derzeit zu langsam, wobei R. Westberg einwirft, „dass G3-PLC heute bis zu 300 kBit/s schnell ist, verglichen zu den 2,4 kBit/s der früheren SFSK-Übertragung.“ Im Gegensatz zu anderen PLC-Protokollen unterstützt G3-PLC die Kommunikation über Transformatoren hinweg. Dadurch können an jeden Datenkonzentrator mehr Kunden angeschlossen werden. Folglich kommt man mit weniger Konzentratoren aus, das spart Material-, Installations- und Wartungskosten. G3-PLC ermöglicht eine schnelle Kommunikation über lange Mittelspannungsleitungen. In Tests wurden Strecken von 10 km (ohne Repeater) realisiert. Die G3-PLC-Spezifikation unterstützt IPv6 und ermöglicht Internet-basierte Energiemanagementsysteme. Durch IPv6 erhöht sich die Zahl der für Grid-fähige Geräte verfügbaren IP-Adressen drastisch.

Generell hält R. Westberg „die Übertragungsgeschwindigkeit für kein Problem mehr, da mit heutigen Systemen Bandbreiten von 10 kHz bis 490 kHz geboten werden und Geschwindigkeiten bis 300 kBit/s sowie mit FEC (Fehlerkorrektur) die Signale auch in gestörter Umgebung zulässt. Gibt es keine Infrastruktur, ist es besser, GPRS einzusetzen. Installationen erfolgen meist pro Region und bestehen über viele Jahre.“ U. Bröckelmann fügt hinzu, „dass ADI sehr erfolgreich mit ISM-Technologie ist, mit der man in großen Gebäuden Zähler clustert und dann auf einen zentralen Gateway geht.“

Referenzplattformen

Die Halbleiterhersteller wie beispielsweise Maxim bieten den Zählerherstellern Referenzplattformen an. Oder Silicon Labs hat für verschiedene Anwendungen Referenzdesigns hauptsächlich für die Isolationstechnologie zwischen dem Analogfrontend und den Rechnermodulen sowie den Kommunikationsschnittstellen. Im Wasser-, Gaszähler- und Heizkostenzählerbereich dagegen deckt SiLabs die gesamte Palette ab. Da geht es darum einen Mikrocontroller mit einem intelligenten Sensorinterface und der Funkkommunikation möglichst lange mit Batterie zu betreiben. Egal ob es Wireless M-Bus auf Basis der ISM-Bänder ist, was ganz Proprietäres oder in Zukunft die gesamten Modes der Open Metering Specification abzudecken ist. Für diese Anwendungen gibt es Hardware- und Software-Referenzplattformen als auch die entsprechenden Softwarestacks und Bibliotheken, die automatisch mitgeliefert werden und die verschiedene Modi samt Encryption auf Basis der Silicon Labs Halbleiter-Technologien bieten. „ADI macht es ähnlich“, so U. Bröckelmann und betont, „dass die Flexibilität der Lösungen wichtig ist. ADI bietet seit über 10 Jahren viele Lösungen für verschiedene Konfigurationen. Es sind wohl über 300 Mio. Zähler weltweit mit ADI-Technik ausgerüstet. ADI setzt auf der Kommunikationsseite die ISM-Band-Technologie ein, mit der man viele Zähler clustert und dann auf ein zentrales Gateway geht, das dann über GSM oder GPRS an den Versorger geht. Auch Powerline-Communication-Lösungen werden angeboten. ADI war sehr lange allein am Markt für Smart Metering. Erst in letzter Zeit kamen Mitbewerber auf den Plan.“ U. Bröckelmann weiter: „Selten kommt der Zählerhersteller auf den Halbleiterhersteller zu, es ist meist umgekehrt.“

„Die Zahl der Zählerhersteller in Europa, da war sich die Runde einig, kann man an zwei Händen abzählen. Was für ein Zähler dann beim Kunden installiert wird, liegt nicht in den Händen des Installateurs, wovon es in München 40 gibt“, so H. Auracher, „sondern wird vom Versorger beziehungsweise vom Messstellenbetreiber oder Messdienstleister bestimmt. Früher war das alles in einer Hand.“ G. Speda wirft ein, „dass es weniger auf den Zählertyp ankommt, sondern auf die Schnittstellen zum Stromnetz. Sein Verantwortungsbereich geht da an, wo der Zähler abrechenbare Daten liefert, in einer Qualität, die nach dem Eichgesetz erforderlich ist.“

Über die Genauigkeit von Zählern wurde ja bereits gesprochen. Es stellt sich aber die Frage, wie oft gemessen werden soll? Einfache Verbrauchsmessgeräte messen alle Minute. Laut R. Westberg gibt es keine Vorschrift über den Messintervall, aber es hat sich ¼ Stunde etabliert. Dieser Wert komme wohl aus dem Abrechnungsbereich. „Sinnvoll wäre es auch“, so G. Speda, „die Abrechnungszeiträume vom Monat auf kürzere Intervalle einzustellen. Erfahrungen haben gezeigt, je zeitnaher eine Abrechnung erfolgt, desto mehr wird vom Kunden auf den Verbrauch geachtet.“ Deshalb sei es wichtig, dass die neuen Zähler den Lastgang über die Zeit in Echtzeit grafisch anzeigen. R. Westberg bemerkt, „dass es in Kalifornien bereits einen kostenlosen Service gibt, bei dem man online den eigenen Zähler auslesen kann.“ V. Bredemeier und G. Speda stimmen zu, dass es solche Lösungen auch bei uns bereits gibt, wohl aber nicht kostenlos. V. Bredemeier will generell aber wissen, wie er die Daten bekommt, die er weiterleiten soll: „Kommen die als Stream, über Parallelinterface oder über Funk?“ Da die Zähler meist im Keller installiert sind, ist es ein Problem an die Daten ranzukommen: über zusätzliche Kabel, über Funkrepeater oder anderes.

Die Frage, ob eine Leistungsfaktorkorrektur für eine genaue Messwerterfassung nötig ist, wurde von der Runde verneint, da im Hausgebrauch die Ströme doch gering sind. Außerdem kommen beispielsweise ADI Sigma-Delta-Wandler zum Einsatz, bei denen das Rauschen die Messgenauigkeit bestimmt. Es wird mit langsamer Geschwindigkeit gemessen, aber mindestens mit 100 Hz (wegen der Netzfrequenz von 50 Hz). Was die AD-Auflösung angeht, kommt alles zum Einsatz, 12 Bit, 16 Bit und so weiter. Was die Weiterverarbeitung der Daten nach der AD-Wandlung angeht, gibt es verschiedene Ansätze, aber keinen europaweiten Standard. „In Italien,“ so R. Westberg, „ist es SFSK mit 2 kBit/s, in Spanien ist der Standard OFDM Prime mit 128 kBit/s über PLC, in Frankreich ist es G3-PLC mit 300 kBit/s und dann gibt es noch GPRS.“ R. Westberg hofft, dass es in der Zukunft einen Standard geben wird und der sollte G3 sein (was die Runde mit Gelächter quittiert, da Maxim diese Bausteine anbietet). G. Speda ergänzt, dass er zufrieden wäre, gäbe es einen Standard für Deutschland. Aber selbst dann sieht er Probleme, da die Zählerhersteller immer was Eigenes noch draufsetzen. Da kommt wiederum Maxim mit seinen programmierbaren Lösungen ins Spiel, die anpassbar an PLC, GPRS usw. sind. „Was die Ablesung der Daten angeht, gibt es neben der Lösung über ein Gateway mit Datenkonzentrator auch noch Walk-by- und Drive-by-Systeme, die sich in der Technik der Datenübertragung und im Ablesezyklus von den anderen Lösungen unterscheidet. Die gibt es bereits in den USA und auch teilweise im Zentral/-Westeuropäischen Bereich,“ so M. Kost.

Datensicherheit und Manipulation

Ein Punkt, der sich zum Diskussionsende ergab, war Datensicherheit und mögliche Manipulationen. Hier kommt R. Westberg mit seinem Sicherheitsprozessor zum Einsatz, der die gespeicherte Metrologie und die Kommunikation zwischen der Metrologie und der Kommunikation sowie zum Datenkonzentrator schützt: „Es gibt viele Stellen, die man hacken kann. Es reicht nicht, nur mit AES 128 (Advanced Encryption Standard 128) zwischen der Metrologie und der Kommunikation zu schützen oder den Algorithmus in meinem DSP. Beim Funkstandard wird sich AES 128 durchsetzen, neben den vielen proprietären Encryption-Lösungen und der 3-out of 6-Codierung, die im Wireless M-Bus (dort in Gas- und Wasserzählern) verankert ist und die sichere Paritäten bietet. Die etablierten Sicherheitssysteme erkennen keine Hackerangriffe, schützen aber die Daten, falls Angriffe erfolgen, durch ein Block-Box-Verfahren, das dem Hacker unbrauchbare Daten liefert.“ Was Ethernet angeht, sieht man da keine Möglichkeiten für eine Anwendung im Smart Grid, das Medium ist aber im Hausnetzwerk fest etabliert.

Siegfried Best und Hans Jaschinski

: Redaktion elektronik industrie

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