Smart-Grid-Anwendung

Ein Smart Grid ist ein Stromnetz, das eine Vielzahl von Betriebs- und Energiemaßnahmen umfasst, einschließlich intelligenter Zähler, intelligenter Geräte, erneuerbarer Energiequellen und energieeffizienter Ressourcen. Die elektronische Energiekonditionierung und Steuerung der Stromerzeugung und -verteilung sind wichtige Aspekte des Smart Grids.

Die Einführung der Smart-Grid-Technologie beinhaltet auch eine grundlegende Neugestaltung der Stromdienstleistungsbranche, obwohl der typische Gebrauch des Begriffs auf die technische Infrastruktur ausgerichtet ist.

Seit dem Anfang des 21. Jahrhunderts sind Möglichkeiten aufgezeigt worden, Verbesserungen der elektronischen Kommunikationstechnologie zu nutzen, um die Beschränkungen und Kosten des Stromnetzes zu lösen. Technologische Begrenzungen bei der Messung zwingen nicht mehr dazu, dass Spitzenstrompreise ausgemittelt und an alle Verbraucher gleichermaßen weitergegeben werden. Parallel dazu haben wachsende Bedenken über Umweltschäden durch fossil befeuerte Kraftwerke dazu geführt, dass große Mengen an erneuerbarer Energie verwendet werden müssen. Dominante Formen wie Wind- und Solarenergie sind sehr variabel, und so wurde der Bedarf an komplexeren Steuerungssystemen offensichtlich, um die Verbindung der Quellen mit dem ansonsten gut steuerbaren Netz zu erleichtern. Strom aus Fotovoltaikzellen (und in geringerem Maße Windkraftanlagen) hat auch die Notwendigkeit großer zentralisierter Kraftwerke deutlich in Frage gestellt. Die rapide sinkenden Kosten deuten auf eine große Veränderung von der zentralisierten Netztopologie hin zu einer stark verteilten Verteilung hin, bei der Strom sowohl an den Grenzen des Netzes erzeugt als auch verbraucht wird. Schließlich hat die wachsende Besorgnis über Terroranschläge in einigen Ländern zu Forderungen nach einem robusteren Energienetz geführt, das weniger von zentralen Kraftwerken abhängig ist, die als potentielle Angriffsziele angesehen wurden.

Lösungen
Das Smart Grid umfasst verschiedene Arten von Lösungen, bei denen Engpässe in das Netz integriert werden müssen:

Regulierung der Versorgung – wenn die Versorgung für das lokale Netz zu stark wird, zum Beispiel in einem Quartier mit vielen Sonnenkollektoren.
Regulierung der Nachfrage – bei schwankendem Angebot kann dies durch schwankende Nachfrage in vergleichbarer Weise kompensiert werden. Dies kann durch Anpassung des Preises für den Verbraucher an das Angebot erfolgen. In einem Haushalt könnte der intelligente Zähler, wenn er bemerkt, dass der Preis gefallen ist, dem Elektroauto ein Signal geben, dass er mit dem Laden beginnen könnte. Wenn dies in großem Umfang geschieht, bleiben Angebot und Nachfrage ausgeglichen, obwohl das Angebot schwankt.
Ein echtes Beispiel sind überlastete Netze in beispielsweise südafrikanischen Städten. Dort werden intelligente Zähler verwendet, um Benutzer zu schließen, wenn die Nachfrage zu groß wird.
Niederländische Smart Meter können die verbrauchte Energie alle 15 Minuten an eine zentrale Station des Netzbetreibers übertragen.

Die niederländischen Netzbetreiber haben ein Budget von etwa 10 Milliarden für die Einführung der rund 10 Millionen intelligenten Zähler.

Abstimmung von Angebot und Nachfrage
Die Abstimmung von Angebot und Nachfrage vor Ort wird oft als Grund für die Einführung intelligenter Netze angeführt, aber das ist nicht notwendig. Niederländische Netzbetreiber haben eine Tradition stark überdimensionierter lokaler Netze, die in Zukunft viel stärker genutzt werden. Auch bei vielen lokal erzeugten Stromprodukten wird das Netz als nationale Einheit mit den bereits vorhandenen Kraftwerken geregelt. Für diese Kraftwerke ist die Nachfrage bei vielen lokalen Stromerzeugern etwas geringer.

Große dezentrale Erzeuger, wie Windparkbetreiber, müssen ihre Produktion 24 Stunden im Voraus anmelden. Sie müssen daher ihren Ertrag 24 Stunden im Voraus vorhersagen. Das ist sehr gut möglich. Da diese dezentrale Erzeugung 24 Stunden im Voraus prognostiziert wird, können die Kraftwerke ihre Erzeugungskapazität anpassen. In den Niederlanden und im Rest der EU hat nachhaltig erzeugter Strom Vorrang.

Wirtschaft

Marktaussichten
Im Jahr 2009 wurde die US-amerikanische Smart-Grid-Industrie auf rund 21,4 Milliarden US-Dollar geschätzt – bis 2014 werden es mindestens 42,8 Milliarden US-Dollar sein. Angesichts des Erfolgs der Smart Grids in den USA wird erwartet, dass der Weltmarkt schneller wächst und von 69,3 Milliarden US-Dollar im Jahr 2009 auf 171,4 Milliarden US-Dollar im Jahr 2014 anwächst Hersteller von Software zur Übertragung und Organisation der riesigen Datenmenge, die von Zählern erfasst wird. Kürzlich berichtete das World Economic Forum von einer transformativen Investition von mehr als 7,6 Billionen US-Dollar in den nächsten 25 Jahren (oder 300 Milliarden US-Dollar pro Jahr) zur Modernisierung, Erweiterung und Dezentralisierung der Elektrizitätsinfrastruktur mit technischer Innovation als Schlüssel für die Transformation.

Allgemeine wirtschaftliche Entwicklungen
Da die Kunden ihre Stromlieferanten je nach Tarifart wählen können, wird der Schwerpunkt der Transportkosten erhöht. Die Reduzierung der Wartungs- und Ersatzkosten wird eine bessere Kontrolle fördern.

Ein Smart Grid begrenzt die elektrische Leistung präzise auf die Wohnungsebene, vernetzt kleine verteilte Energieerzeugungs- und Speichergeräte, kommuniziert Informationen über Betriebszustände und Bedürfnisse, sammelt Informationen über Preise und Netzbedingungen und verschiebt das Netz über die zentrale Steuerung hinaus zu einer kollaborativen Lösung Netzwerk.

Schätzungen und Bedenken der USA und des Vereinigten Königreichs
Eine Studie des US-Energieministeriums hat berechnet, dass die interne Modernisierung von US-Netzen mit Smart-Grid-Kapazitäten in den nächsten 20 Jahren zwischen 46 und 117 Milliarden US-Dollar einsparen wird. Neben diesen Vorteilen der industriellen Modernisierung könnten intelligente Netzfunktionen die Energieeffizienz außerhalb des Stromnetzes durch die Koordinierung von Heimgeräten mit niedriger Priorität, wie z. B. Warmwasserbereitern, in das Haus erweitern, so dass ihre Nutzung der Energie die begehrtesten Energiequellen nutzt. Smart Grids können auch die Produktion von Strom von einer großen Anzahl von kleinen Stromproduzenten wie den Besitzern von Dachsolarpaneelen koordinieren – eine Anordnung, die sich ansonsten für Stromversorgungsnetzbetreiber in lokalen Versorgungsunternehmen als problematisch erweisen würde.

Eine wichtige Frage ist, ob die Verbraucher auf Marktsignale reagieren werden. Das US-Energieministerium (Department of Energy, DOE) finanzierte im Rahmen des „Smart Grid Investment Grant and Demonstrations Program“ des American Recovery and Reinvestment Act spezielle Verbraucherverhaltensstudien, um die Akzeptanz, Beibehaltung und Reaktion der Verbraucher auf zeitbasierte Programme zu untersuchen fortschrittliche Messinfrastruktur und Kundensysteme wie In-Home-Displays und programmierbare Kommunikationsthermostate.

Ein weiteres Problem besteht darin, dass die Kosten für die Telekommunikation zur vollständigen Unterstützung von intelligenten Netzen prohibitiv sein können. Es wird ein weniger kostspieliger Kommunikationsmechanismus vorgeschlagen, der eine Form des „dynamischen Bedarfsmanagements“ verwendet, bei der Geräte Spitzenwerte abbauen, indem sie ihre Lasten als Reaktion auf die Netzfrequenz verschieben. Netzfrequenz könnte verwendet werden, um Ladeinformation ohne die Notwendigkeit eines zusätzlichen Telekommunikationsnetzes zu kommunizieren, aber es würde keine wirtschaftliche Verhandlung oder Quantifizierung von Beiträgen unterstützen.

Obwohl es spezifische und bewährte Smart-Grid-Technologien gibt, ist Smart Grid ein Sammelbegriff für eine Reihe verwandter Technologien, für die allgemein eine Spezifikation vereinbart wurde, und nicht für eine bestimmte Technologie. Einige der Vorteile eines solchen modernisierten Stromnetzes umfassen die Fähigkeit, den Stromverbrauch auf Verbraucherseite während der Hauptverkehrszeiten zu reduzieren, was als Nachfrageseite bezeichnet wird; Ermöglichung des Netzanschlusses von dezentraler Erzeugungsleistung (mit Photovoltaikanlagen, Kleinwindkraftanlagen, Mikrowasserkraftwerken oder sogar kombinierten Wärmeerzeugern in Gebäuden); Integrieren von Grid-Energiespeicher für verteilten Lastenausgleich; und Eliminieren oder Einschließen von Fehlern, wie beispielsweise weit verbreitete Stromnetzkaskadierungsfehler. Die gesteigerte Effizienz und Zuverlässigkeit des Smart Grids soll den Verbrauchern Geld sparen und dazu beitragen, die CO2-Emissionen zu reduzieren.

Widersprüche und Bedenken
Die meisten Widerstände und Bedenken haben sich auf intelligente Zähler und die von ihnen ermöglichten Elemente (wie Fernsteuerung, Ferntrennung und variable Preisgestaltung) konzentriert. Wo Widerstände gegen Smart Meter auftreten, werden sie oft als „Smart Grid“ vermarktet, das Smart Grid in den Augen der Gegner mit intelligenten Zählern verbindet. Zu den spezifischen Einwänden oder Bedenken gehören:

Bedenken der Verbraucher hinsichtlich des Datenschutzes, z. B. Verwendung von Nutzungsdaten durch Strafverfolgungsbehörden
soziale Bedenken hinsichtlich einer „gerechten“ Verfügbarkeit von Elektrizität
Bedenken, dass komplexe Steuersysteme (z. B. variable Steuersätze) Klarheit und Verantwortlichkeit beseitigen und es dem Lieferanten ermöglichen, den Vorteil des Kunden zu nutzen
Bedenken über fernsteuerbare „Kill-Schalter“, die in den meisten intelligenten Zählern enthalten sind
soziale Bedenken hinsichtlich des Missbrauchs von Informationen durch Enron
Bedenken darüber, der Regierung Mechanismen zur Kontrolle der Nutzung aller Aktivitäten zur Verfügung zu stellen
Bedenken hinsichtlich HF-Emissionen von intelligenten Zählern

Sicherheit
Während die Modernisierung der Stromnetze zu Smart Grids eine Optimierung der alltäglichen Prozesse ermöglicht, kann ein Smart Grid, das online ist, anfällig für Cyberangriffe sein. Besonders anfällig sind Transformatoren, die die Spannung von Elektrizität erhöhen, die in Kraftwerken für Fernreisen, Übertragungsleitungen selbst und Verteilungsleitungen erzeugt wird, die den Strom an seine Verbraucher liefern. Diese Systeme basieren auf Sensoren, die Informationen aus dem Feld sammeln und sie dann an Kontrollzentren liefern, wo Algorithmen Analyse- und Entscheidungsprozesse automatisieren. Diese Entscheidungen werden zurück an das Feld gesendet, wo sie von bestehenden Geräten ausgeführt werden. Hacker haben das Potenzial, diese automatisierten Steuerungssysteme zu unterbrechen, indem sie die Kanäle durchtrennen, die die Erzeugung von Elektrizität ermöglichen. Dies wird als Denial-of-Service- oder DoS-Angriff bezeichnet. Sie können auch Integritätsangriffe starten, die Informationen korrumpieren, die über das System übertragen werden, sowie Desynchronisationsangriffe, die sich auf die Zustellung solcher Informationen an den entsprechenden Ort auswirken. Zusätzlich können Eindringlinge wieder über erneuerbare Energieerzeugungssysteme und intelligente Zähler, die an das Netz angeschlossen sind, zugreifen, wobei sie sich spezialisiertere Schwachstellen zunutze machen oder solche, deren Sicherheit nicht priorisiert wurde. Da ein Smart Grid über eine große Anzahl von Access Points verfügt, wie z. B. Smart Meter, kann die Verteidigung all seiner Schwachstellen schwierig sein. Es gibt auch Bedenken hinsichtlich der Sicherheit der Infrastruktur, vor allem im Bereich der Kommunikationstechnologie. Hauptaugenmerk liegt dabei auf der Kommunikationstechnologie im Herzen des Smart Grids. Das Risiko, dass diese Fähigkeiten für kriminelle oder sogar terroristische Aktionen missbraucht werden könnten, wurde entwickelt, um einen Echtzeitkontakt zwischen Versorgern und Zählern in den Häusern und Unternehmen der Kunden zu ermöglichen.

Elektrizitätsdiebstahl ist ein Problem in den USA, wo die eingesetzten intelligenten Zähler RF-Technologie verwenden, um mit dem Stromübertragungsnetz zu kommunizieren. Personen mit Elektronikkenntnissen können Störgeräte entwickeln, die dazu führen, dass das intelligente Messgerät weniger als die tatsächliche Nutzung meldet. In ähnlicher Weise kann die gleiche Technologie verwendet werden, um den Eindruck zu erwecken, dass die Energie, die der Verbraucher verbraucht, von einem anderen Kunden verwendet wird, wodurch seine Rechnung erhöht wird.

Der Schaden durch einen gut ausgeführten, beträchtlichen Cyberangriff könnte umfangreich und lang anhaltend sein. Eine arbeitsunfähige Umspannstation könnte je nach Art des Angriffs zwischen neun Tagen und mehr als einem Jahr dauern. Es kann auch einen stundenlangen Ausfall in einem kleinen Radius verursachen. Dies könnte sich unmittelbar auf die Verkehrsinfrastruktur auswirken, da Ampeln und andere Leitungsmechanismen sowie Lüftungsanlagen für unterirdische Straßen auf Elektrizität angewiesen sind. Darüber hinaus könnte die Infrastruktur beeinträchtigt werden, die auf das Stromnetz einschließlich der Abwasserbehandlungsanlagen, des Informationstechnologiebereichs und der Kommunikationssysteme angewiesen ist

Der Stromnetz-Cyberangriff der Ukraine im Dezember 2015, der erste seiner Art, unterbrach die Dienste für fast eine Viertelmillion Menschen, indem er die Unterstationen offline brachte. Der Rat für Auswärtige Beziehungen hat festgestellt, dass die Staaten am wahrscheinlichsten die Täter eines solchen Angriffs sind, da sie Zugang zu den Ressourcen haben, um trotz der hohen Schwierigkeit einen solchen Angriff durchzuführen. Cyber-Intrusionen können als Teil einer größeren Offensive, militärischer oder anderer Art, verwendet werden. Einige Sicherheitsexperten warnen, dass diese Art von Ereignis leicht auf andere Grids skalierbar ist. Die Versicherungsgesellschaft Lloyd’s of London hat bereits das Ergebnis eines Cyberangriffs auf die Eastern Interconnection modelliert, der 15 Staaten betreffen könnte, 93 Millionen Menschen im Dunkeln lassen und die Wirtschaft des Landes zwischen 243 Milliarden US-Dollar und 1 Billion US-Dollar an verschiedenen Schäden kosten könnte .

Laut dem Unterausschuss für wirtschaftliche Entwicklung, öffentliche Gebäude und Notfallmanagement des US-Repräsentantenhauses hat das Stromnetz bereits eine beträchtliche Anzahl von Cyber-Intrusionen erlebt, wobei zwei von fünf Personen versuchen, es außer Gefecht zu setzen. Daher hat das US-Energieministerium Forschung und Entwicklung priorisiert, um die Anfälligkeit des Stromnetzes für Cyberangriffe zu verringern, und nennt diese in seiner Quadriennale Energy Review 2017 als „unmittelbare Gefahr“. Das US-Energieministerium hat sowohl den Angriffswiderstand als auch die Selbstheilung als wichtige Schlüsselfaktoren identifiziert, um sicherzustellen, dass das heutige Smart Grid zukunftssicher ist. Zwar gibt es bereits Vorschriften, nämlich die vom North American Electric Reliability Council eingeführten Kritischen Normen zum Schutz der Infrastruktur, doch sind viele davon eher Vorschläge als Mandate. Die meisten Einrichtungen und Anlagen zur Stromerzeugung, -übertragung und -verteilung befinden sich im Eigentum privater Interessengruppen, was die Prüfung der Einhaltung dieser Standards weiter erschwert. Selbst wenn die Dienstprogramme die Anforderungen vollständig erfüllen, stellen sie möglicherweise fest, dass dies zu kostspielig ist.

Einige Experten argumentieren, dass der erste Schritt zur Erhöhung der Cyber-Abwehrmechanismen des intelligenten Stromnetzes darin besteht, eine umfassende Risikoanalyse der bestehenden Infrastruktur durchzuführen, einschließlich der Erforschung von Software, Hardware und Kommunikationsprozessen. Da Intrusionen selbst wertvolle Informationen liefern können, könnte es außerdem nützlich sein, Systemprotokolle und andere Aufzeichnungen ihrer Natur und ihres Timings zu analysieren. Häufige Schwachstellen, die das Department of Homeland Security bereits mit solchen Methoden identifiziert hat, sind schlechte Codequalität, falsche Authentifizierung und schwache Firewall-Regeln. Sobald dieser Schritt abgeschlossen ist, legen einige nahe, dass es sinnvoll ist, eine Analyse der möglichen Folgen der oben genannten Fehler oder Mängel durchzuführen. Dies umfasst sowohl unmittelbare Konsequenzen als auch kaskadierende Auswirkungen zweiter und dritter Ordnung auf parallele Systeme. Schließlich können Risikominderungslösungen, die eine einfache Behebung von Infrastrukturunzulänglichkeiten oder neue Strategien umfassen können, eingesetzt werden, um die Situation zu bewältigen. Einige dieser Maßnahmen umfassen die Umcodierung von Kontrollsystemalgorithmen, um sie in die Lage zu versetzen, Cyberangriffen zu widerstehen oder sich von ihnen zu erholen, oder präventive Techniken, die eine effizientere Erkennung von ungewöhnlichen oder nicht autorisierten Änderungen an Daten ermöglichen. Strategien zur Berücksichtigung menschlicher Fehler, die Systeme beeinträchtigen können, umfassen die Schulung derjenigen, die im Außendienst arbeiten, um sich vor seltsamen USB-Laufwerken zu scheuen, die beim Einführen Malware einführen können, selbst wenn sie nur ihren Inhalt überprüfen.

Andere Lösungen umfassen die Verwendung von Übertragungsunterstationen, eingeschränkten SCADA-Netzwerken, richtlinienbasierter Datenfreigabe und Beglaubigung für eingeschränkte intelligente Zähler.

Übertragungsunterstationen verwenden Einmal-Signatur-Authentifizierungstechnologien und Einweg-Hash-Ketten-Konstrukte. Diese Einschränkungen wurden seither durch die Erstellung einer Technologie zur schnellen Signierung und Verifizierung sowie einer pufferfreien Datenverarbeitung behoben.

Eine ähnliche Lösung wurde für eingeschränkte SCADA-Netzwerke erstellt. Dazu wird ein Hash-basierter Nachrichtenauthentifizierungscode auf Byte-Streams angewendet, wobei die auf Legacy-Systemen verfügbare Zufallsfehlererkennung in einen Mechanismus umgewandelt wird, der die Datenauthentizität garantiert.

Die richtlinienbasierte Datenfreigabe nutzt GPS-Takt-synchronisierte Feinkorn-Netzmessungen, um eine erhöhte Netzstabilität und -zuverlässigkeit zu gewährleisten. Dies geschieht durch Synchronisiereranforderungen, die von PMUs gesammelt werden.

Die Attestierung für eingeschränkte Smart Meter steht jedoch vor einer etwas anderen Herausforderung. Eines der größten Probleme bei der Beglaubigung für eingeschränkte intelligente Stromzähler besteht darin, dass Internetsicherheitsanbieter sicherstellen müssen, dass die Software der Geräte authentisch ist, um Energiediebstahl und ähnliche Angriffe zu verhindern. Um dieses Problem zu bekämpfen, wurde eine Architektur für eingeschränkte intelligente Netzwerke erstellt und auf einer niedrigen Ebene im eingebetteten System implementiert.

Andere Herausforderungen für die Adoption
Bevor ein Dienstprogramm ein erweitertes Messsystem oder eine beliebige Art von Smart System installiert, muss es einen Geschäftsfall für die Investition machen. Einige Komponenten, wie die an Generatoren installierten Stromstabilisatoren (PSS) [Klärung erforderlich], sind sehr teuer, erfordern eine komplexe Integration in das Leitsystem des Netzes, werden nur in Notfällen benötigt und sind nur wirksam, wenn andere Lieferanten im Netzwerk sie haben. Ohne einen Anreiz, sie zu installieren, tun dies Energieversorger nicht. Die meisten Versorgungsunternehmen finden es schwierig, die Installation einer Kommunikationsinfrastruktur für eine einzelne Anwendung (z. B. Zählerablesung) zu rechtfertigen. Aus diesem Grund muss ein Dienstprogramm in der Regel mehrere Anwendungen identifizieren, die die gleiche Kommunikationsinfrastruktur verwenden – z. B. das Lesen eines Zählers, Überwachen der Stromqualität, Remoteverbindung und -trennung von Kunden, Aktivieren von Demand Response usw. Idealerweise wird die Kommunikationsinfrastruktur dies nicht tun unterstützen nur kurzfristige Anwendungen, aber unerwartete Anwendungen, die in der Zukunft entstehen werden. Regulatorische oder legislative Maßnahmen können die Versorgungsunternehmen auch dazu veranlassen, Teile eines Smart-Grid-Puzzles zu implementieren. Jedes Dienstprogramm hat eine einzigartige Reihe von geschäftlichen, regulatorischen und gesetzlichen Treibern, die seine Investitionen leiten. Dies bedeutet, dass jedes Dienstprogramm einen anderen Pfad zur Erstellung seines Smart Grids verwendet und dass verschiedene Dienstprogramme Smart Grids mit unterschiedlichen Akzeptanzraten erstellen.

Einige Merkmale von Smart Grids stoßen auf Widerstand von Branchen, die derzeit ähnliche Dienste anbieten oder hoffen. Ein Beispiel ist der Wettbewerb mit Kabel- und DSL-Internetprovidern von Breitband über Powerline-Internetzugang. Anbieter von SCADA-Steuerungssystemen für Grids haben absichtlich proprietäre Hardware, Protokolle und Software entwickelt, so dass sie nicht mit anderen Systemen interagieren können, um ihre Kunden an den Anbieter zu binden.

Die Einbindung der digitalen Kommunikation und der Computerinfrastruktur in die bestehende physische Infrastruktur des Netzes birgt Herausforderungen und inhärente Schwachstellen. Laut dem IEEE Security and Privacy Magazine wird das Smart Grid erfordern, dass Menschen eine große Computer- und Kommunikationsinfrastruktur entwickeln und nutzen, die ein höheres Maß an Situationsbewusstsein unterstützt und spezifischere Steuerungs- und Kontrollvorgänge ermöglicht. Dieser Prozess ist notwendig, um wichtige Systeme wie die bedarfsgerechte großflächige Messung und Steuerung, die Speicherung und den Transport von Elektrizität sowie die Automatisierung der elektrischen Verteilung zu unterstützen.

Power-Diebstahl / Stromausfall
Verschiedene „Smart Grid“ -Systeme haben zwei Funktionen. Dazu gehören Advanced-Metering-Infrastructure-Systeme, die, wenn sie mit verschiedener Software verwendet werden, zur Erkennung von Stromdiebstahl und zur Eliminierung eingesetzt werden können, um zu erkennen, wo Geräteausfälle stattgefunden haben. Diese sind zusätzlich zu ihren primären Funktionen der Eliminierung der Notwendigkeit für den menschlichen Zählerstand und die Messung der Nutzungsdauer von Elektrizität.

Der weltweite Stromausfall einschließlich Diebstahl wird auf etwa zweihundert Milliarden Dollar pro Jahr geschätzt.

Elektrizitätsdiebstahl stellt auch eine große Herausforderung dar, wenn in Entwicklungsländern elektrische Dienstleistungen zuverlässig erbracht werden.

Bereitstellungen und versuchte Bereitstellungen
Enel. Das früheste und eines der größten Beispiele für ein Smart Grid ist das von Enel SpA aus Italien installierte italienische System. Das Telegestore-Projekt, das 2005 abgeschlossen wurde, war in der Versorgungswelt äußerst ungewöhnlich, da das Unternehmen eigene Zähler entwarf und herstellte, als eigener Systemintegrator agierte und eine eigene Systemsoftware entwickelte. Das Telegestore-Projekt wird weithin als die erste gewerbliche Nutzung von Smart-Grid-Technologie für zu Hause betrachtet und erbringt jährliche Einsparungen von 500 Millionen Euro bei Projektkosten von 2,1 Milliarden Euro.

US-Energieministerium – ARRA-Smart-Grid-Projekt: Eines der bislang größten Bereitstellungsprogramme der Welt ist das Smart Grid-Programm des US-Energieministeriums, das durch das American Recovery and Reinvestment Act von 2009 finanziert wurde einzelne Dienstprogramme. Im Rahmen dieses Programms wurden insgesamt über 9 Mrd. USD an öffentlichen / privaten Mitteln investiert. Die Technologien umfassten Advanced Metering Infrastructure, darunter über 65 Millionen fortschrittliche „Smart“ -Messgeräte, Kundenschnittstellensysteme, Verteilungs- und Stationsautomatisierung, Volt / VAR-Optimierungssysteme, über 1.000 Synchrophasoren, dynamische Leitungsbewertung, Cyber-Sicherheitsprojekte, erweiterte Verteilungsmanagementsysteme, Energiespeicherung Projekte zur Integration von Systemen und erneuerbaren Energien. Dieses Programm bestand aus Investitionszuschüssen (Matching), Demonstrationsprojekten, Verbraucherakzeptanzstudien und Workforce Education-Programmen. Berichte aus allen einzelnen Hilfsprogrammen sowie die Gesamtwirkungsberichte werden bis zum zweiten Quartal 2015 fertiggestellt sein.

Austin, Texas. In den USA arbeitet die Stadt Austin, Texas seit 2003 daran, ihr Smart Grid zu bauen, als ihr Unternehmen ein Drittel seiner manuellen Zähler durch intelligente Zähler ersetzt hat, die über ein drahtloses Mesh-Netzwerk kommunizieren. Es verwaltet derzeit 200.000 Geräte in Echtzeit (intelligente Zähler, intelligente Thermostate und Sensoren in seinem gesamten Servicebereich) und erwartet 2009 die Unterstützung von 500.000 Geräten in Echtzeit, die 1 Million Verbraucher und 43.000 Unternehmen bedienen.

Boulder, Colorado, hat im August 2008 die erste Phase seines Smart-Grid-Projekts abgeschlossen. Beide Systeme nutzen das Smart Meter als Gateway zum Home Automation Network (HAN), das intelligente Steckdosen und Geräte steuert. Einige HAN-Konstrukteure bevorzugen die Entkopplung von Steuerfunktionen vom Zähler aus Sorge um künftige Diskrepanzen mit neuen Standards und Technologien, die im schnelllebigen Geschäftssegment der elektronischen Haushaltsgeräte verfügbar sind.

Hydro One in Ontario, Kanada, befindet sich inmitten einer groß angelegten Smart-Grid-Initiative und setzt eine standardkonforme Kommunikationsinfrastruktur von Trilliant ein. Bis Ende 2010 wird das System 1,3 Millionen Kunden in der Provinz Ontario bedienen. Die Initiative wurde von der Utility Planning Network als „Beste AMR-Initiative in Nordamerika“ ausgezeichnet.

Die Stadt Mannheim setzt in ihrem Modell City Mannheim „MoMa“ -Projekt Realtime Broadband Powerline (BPL) -Kommunikation ein.

Adelaide in Australien plant außerdem, ein lokales grünes Smart-Grid-Stromnetz in der Tonsley Park-Sanierung zu implementieren.

Sydney hat auch in Australien in Zusammenarbeit mit der australischen Regierung das Smart-Grid-Smart-City-Programm umgesetzt.

Évora. InovGrid ist ein innovatives Projekt in Évora, Portugal, das darauf abzielt, das Stromnetz mit Informationen und Geräten zur Automatisierung des Netzmanagements, zur Verbesserung der Servicequalität, zur Senkung der Betriebskosten, zur Steigerung der Energieeffizienz und Umweltverträglichkeit sowie zur Steigerung der Verbreitung erneuerbarer Energien und Elektrofahrzeuge zu versorgen . Es wird möglich sein, den Zustand des gesamten Stromverteilungsnetzes zu jedem beliebigen Zeitpunkt zu kontrollieren und zu verwalten, sodass Anbieter und Energiedienstleistungsunternehmen diese technologische Plattform nutzen können, um den Verbrauchern Informationen und Mehrwertprodukte und -dienstleistungen anzubieten. Mit diesem Projekt zur Errichtung eines intelligenten Energienetzes werden Portugal und EDV an die Spitze technologischer Innovationen und Dienstleistungen in Europa gebracht.

E-Energy – In den so genannten E-Energy-Projekten erstellen mehrere deutsche Energieversorger in sechs unabhängigen Modellregionen erste Nukleolusse. Ein Technologiewettbewerb hat dieses Modellregionen identifiziert, um Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten mit dem Hauptziel durchzuführen, ein „Internet der Energie“ zu schaffen.

Massachusetts. Einer der ersten Versuche von „Smart Grid“ -Technologien in den Vereinigten Staaten wurde 2009 von den Stromregulierungsbehörden im Commonwealth of Massachusetts, einem US-Bundesstaat, abgelehnt. Laut einem Artikel im Boston Globe versuchte die Tochtergesellschaft von Northeast Utilities, Western Massachusetts Electric Co., ein „Smart Grid“ -Programm zu entwickeln, das öffentliche Subventionen verwendete, um Kunden mit niedrigem Einkommen von Post-Pay auf Pre-Pay zu wechseln Karten „) zusätzlich zu speziellen erhöhten“ Premium „-Tarifen für Elektrizität, die oberhalb einer vorbestimmten Menge verwendet wird. Dieser Plan wurde von den Aufsichtsbehörden abgelehnt, da er „einen wichtigen Schutz für einkommensschwache Kunden vor Abschaltung erodierte“. Laut dem Boston Globe, der Plan „unfairly targeting Low-Income-Kunden und Umgehung der Massachusetts Gesetze, die dazu dienen, den kämpfenden Verbraucher zu helfen, die Lichter an“. Ein Sprecher einer Umweltgruppe, die sich für Smart-Grid-Pläne und den oben genannten „Smart Grid“ -Plan von Western Massachusetts einsetzte, erklärte: „Smart Grid-Technologie hat bei richtiger Nutzung viel Potenzial zur Reduzierung der Spitzennachfrage, was es uns ermöglichen würde schalte einige der ältesten, schmutzigsten Kraftwerke ab … Es ist ein Werkzeug. “

Das eEnergy Vermont-Konsortium ist eine landesweite US-Initiative in Vermont, die zum Teil durch den American Recovery and Reinvestment Act von 2009 finanziert wird, in dem alle Stromversorger des Landes eine Vielzahl von Smart Grid-Technologien übernommen haben, darunter etwa 90% Advanced Bereitstellung der Messinfrastruktur und evaluiert derzeit eine Vielzahl von dynamischen Ratenstrukturen.

In den Niederlanden wurde ein groß angelegtes Projekt (> 5000 Verbindungen,> 20 Partner) initiiert, um integrierte Smart-Grid-Technologien, -Dienste und -Business-Cases zu demonstrieren.

LIFE Factory Microgrid (LIFE13 ENV / ES / 000700) ist ein Demonstrationsprojekt im Rahmen des LIFE + -Programms 2013 (Europäische Kommission), dessen Hauptziel es ist, durch die Einführung eines vollständigen industriellen Smartgrid zu demonstrieren, dass Microgrids zu einem Ganzen werden können der am besten geeigneten Lösungen für die Energieerzeugung und -verwaltung in Fabriken, die ihre Umweltauswirkungen minimieren wollen.

OpenADR Implementierungen
Bestimmte Bereitstellungen verwenden den OpenADR-Standard für Lastabwurf und Bedarfsreduzierung in Zeiten höherer Nachfrage.

China
Der Smart-Grid-Markt in China wird auf 22,3 Milliarden US-Dollar geschätzt mit einem prognostizierten Wachstum auf 61,4 Milliarden US-Dollar bis 2015. Honeywell entwickelt eine Demand-Response-Pilot- und Machbarkeitsstudie für China mit der State Grid Corp. in China unter Verwendung des OpenADR-Demand-Response-Standards. Die State Grid Corp., die Chinese Academy of Science und General Electric wollen gemeinsam Standards für die Einführung von Smart Grids in China entwickeln.

Großbritannien
Der OpenADR-Standard wurde in Bracknell, England, demonstriert, wo der Spitzenverbrauch in kommerziellen Gebäuden um 45 Prozent reduziert wurde. Als Ergebnis des Pilotprojekts sagte Scottish and Southern Energy (SSE), dass es bis zu 30 kommerzielle und industrielle Gebäude in Thames Valley westlich von London an ein Demand-Response-Programm anschließen soll.

Vereinigte Staaten
Im Jahr 2009 vergab das US-Energieministerium einen Betrag in Höhe von 11 Millionen US-Dollar an Southern California Edison und Honeywell für ein Demand-Response-Programm, das automatisch den Energieverbrauch während der Spitzenzeiten für die teilnehmenden Industriekunden reduziert. Das Energieministerium stellte Honeywell 11,4 Millionen US-Dollar zur Verfügung, um das Programm nach dem OpenADR-Standard zu implementieren.

Hawaiian Electric Co. (HECO) führt ein zweijähriges Pilotprojekt durch, um die Fähigkeit eines ADR-Programms zu testen, auf die Unterbrechung der Windenergie zu reagieren. Hawaii hat das Ziel, bis 2030 70 Prozent seines Stroms aus erneuerbaren Quellen zu beziehen. HECO wird den Kunden innerhalb von 10 Minuten nach einer Bekanntmachung Anreize zur Senkung des Stromverbrauchs geben.

Richtlinien, Standards und Benutzergruppen
Als Teil der IEEE Smart Grid Initiative stellt IEEE 2030.2 eine Erweiterung der Arbeit dar, die auf Speicherverwaltungssysteme für Übertragungs- und Verteilungsnetze abzielt. Die IEEE P2030-Gruppe erwartet, Anfang 2011 eine übergreifende Reihe von Leitlinien zu Smart-Grid-Schnittstellen zu liefern. Die neuen Richtlinien werden Bereiche wie Batterien und Superkondensatoren sowie Schwungräder abdecken. Die Gruppe hat auch einen 2030.1-Aufwand ausgearbeitet, in dem Leitlinien für die Integration von Elektrofahrzeugen in das intelligente Stromnetz ausgearbeitet wurden.

IEC TC 57 hat eine Familie internationaler Standards geschaffen, die als Teil des Smart Grid genutzt werden können. Diese Standards beinhalten IEC 61850, eine Architektur für die Stationsautomatisierung, und IEC 61970/61968 – das Common Information Model (CIM). Das CIM sieht vor, dass eine gemeinsame Semantik verwendet wird, um Daten in Informationen umzuwandeln.

OpenADR ist ein Open-Source-Smart-Grid-Kommunikationsstandard, der für Demand-Response-Anwendungen verwendet wird. Es wird typischerweise verwendet, um Informationen und Signale zu senden, um zu bewirken, dass elektrische Leistungsverbraucher in Zeiten höherer Nachfrage abgeschaltet werden.

MultiSpeak hat eine Spezifikation erstellt, die die Verteilungsfunktionalität des Smart Grids unterstützt. MultiSpeak verfügt über einen robusten Satz von Integrationsdefinitionen, der nahezu alle Softwareschnittstellen unterstützt, die für ein Verteilungsprogramm oder für den Verteilungsteil eines vertikal integrierten Dienstprogramms erforderlich sind. Die MultiSpeak-Integration wird mithilfe von XML (Extensible Markup Language) und Web-Services definiert.

Das IEEE hat einen Standard zur Unterstützung von Synchrophasoren entwickelt – C37.118.

Die UCA International User Group diskutiert und unterstützt die praktische Erfahrung der in Smart Grids verwendeten Standards.

Eine Versorgungsaufgabengruppe innerhalb von LonMark International befasst sich mit Smart-Grid-Problemen.

Die Nutzung der TCP / IP-Technologie als gängige Kommunikationsplattform für Smart-Meter-Anwendungen nimmt immer mehr zu, so dass Versorgungsunternehmen mehrere Kommunikationssysteme einsetzen und IP-Technologie als gemeinsame Verwaltungsplattform nutzen können.

IEEE P2030 ist ein IEEE-Projekt, das einen „Entwurfsleitfaden für Smart Grid-Interoperabilität von Energietechnologie und Informationstechnologie-Betrieb mit dem Elektrischen Stromversorgungssystem (EPS) und Endverwendung von Anwendungen und Lasten“ entwickelt.

NIST hat ITU-T G.hn als einen der „Standards, die für die Implementierung“ für das Smart Grid „identifiziert wurden, für die es einen starken Konsens der Stakeholder sah“. G.hn ist Standard für High-Speed-Kommunikation über Stromleitungen, Telefonleitungen und Koaxialkabel.

OASIS EnergyInterop ‚- Ein technisches Komitee von OASIS, das XML-Standards für die Energie-Interoperabilität entwickelt. Sein Ausgangspunkt ist der California OpenADR-Standard.

Nach dem Energy Independence and Security Act von 2007 (EISA) hat NIST die Aufgabe, Hunderte von Standards zu identifizieren und auszuwählen, die für die Implementierung des Smart Grid in den USA erforderlich sind. Diese Standards werden vom NIST an die Federal Energy Regulatory weitergeleitet Kommission (FERC). Diese Arbeit hat begonnen, und die ersten Standards wurden bereits für die Aufnahme in den NIST Smart Grid-Katalog ausgewählt.This pleased without through the window without the way of the Smart-Grid-Architecture and-Tech- nology above, through the convenience. Wenn Patente, die standardisierten Smart-Grid-Elemente abdeckt, nicht offengelegt werden, bis die Technologie breit im Netzwerk ist, können erhebliche Probleme auftreten, wenn Patentinhaber aus großen Marktsegmenten verschwunden sind.

GridWise-Alliance-Rankings
Im November 2017 veröffentlichte die gemeinnützige GridWise Alliance zusammen mit Clean Edge Inc., einer Gruppe für saubere Energie, Rankings für alle 50 Staaten in ihren Bemühungen, das Stromnetz zu modernisieren. Kalifornien war die Nummer eins. Die anderen Top-Staaten waren Illinois, Texas, Maryland, Oregon, Arizona, der District of Columbia, New York, Nevada und Delaware. „Der mehr als 30-seitige Bericht der GridWise Alliance, der Stakeholder darstellt, die das Stromnetz entwerfen, bauen und betreiben, nimmt einen tiefgreifenden Einblick in die Modernisierung des Netzes im ganzen Land und stuft sie nach Ländern ein.“