Das Stromverteilungsnetz ist eines der drei Hauptsysteme eines Energiesystems: Erzeugung, Übertragung und Verteilung (manchmal auch als Versorgung und Verbrauch bezeichnet). Energieversorgungsunternehmen verkaufen ihre Produkte – sie liefern Strom an eine Vielzahl von Nutzern – über das Verteilungsnetz. Mit der wirtschaftlichen Entwicklung und dem Wandel der gesellschaftlichen Einstellungen durchlaufen Energieversorgungsunternehmen einen tiefgreifenden Wandel: die Liberalisierung des Strommarktes. Dieser Wandel stellt Energieversorgungsunternehmen vor neue Herausforderungen und zwingt sie, neue Strategien, Technologien und Managementmaßnahmen einzuführen, ihre Geschäftsphilosophie zu überdenken und ihre Wettbewerbsfähigkeit zu steigern. I. Einführung in die Verteilungsautomatisierung Die Verteilungsautomatisierung bezeichnet die Integration moderner Elektronik-, Kommunikations-, Computer- und Netzwerktechnologien in die Energieversorgungstechnik. Sie verbindet die Überwachung, den Schutz, die Steuerung, die Messung und das Management des Verteilungsnetzes im Normal- und Störungsfall nahtlos mit dem Betriebsmanagement der Energieversorgungsabteilung. Dies verbessert die Versorgungsqualität, etabliert engere und verantwortungsvollere Beziehungen zu den Nutzern, erfüllt die vielfältigen Nutzerbedürfnisse zu angemessenen Preisen, strebt nach optimaler Wirtschaftlichkeit der Stromversorgung und macht das Unternehmensmanagement effizienter. Die Automatisierung von Verteilnetzen ist ein umfangreiches, komplexes und hochintegriertes Systementwicklungsprojekt, das alle funktionalen Datenflüsse und Steuerungen des Verteilnetzes eines Energieversorgungsunternehmens umfasst. Im Hinblick auf die Sicherstellung der Versorgungsqualität, die Verbesserung des Servicelevels und die Senkung der Betriebskosten bildet die Automatisierung von Verteilnetzen ein einheitliches Ganzes. Sie umfasst die folgenden vier Aspekte: Leitungsautomatisierung. Die Leitungsautomatisierung übernimmt die Überwachung, Steuerung, Fehlerdiagnose, Fehlerisolierung und Netzumkonfiguration von Leitungen. Zu ihren Hauptfunktionen gehören: Überwachung des Betriebszustands, autonome Fern- und Lokalsteuerung, Fehlerisolierung, Lastumschaltung und Wiederherstellung der Stromversorgung, Blindleistungskompensation und Spannungsregelung. Stationsautomatisierung. Die Stationsautomatisierung bezeichnet ein automatisiertes System, das mithilfe von automatischer Steuerungstechnik sowie Informationsverarbeitungs- und Übertragungstechnologien und Computerhardware und -software oder automatischen Geräten die manuelle Überwachung, Messung und den Betrieb von Umspannwerken ersetzt. Geprägt von der Signaldigitalisierung und der Computerkommunikationstechnologie hat die Stationsautomatisierung den traditionellen Bereich der Sekundärausrüstung von Umspannwerken erobert und bedeutende Veränderungen und Vorteile für den Betrieb und die Überwachung von Umspannwerken mit sich gebracht. Zu den grundlegenden Funktionen der Stationsautomatisierung gehören: Datenerfassung, Datenberechnung und -verarbeitung, Grenzwert- und Statusüberwachung, Schaltsteuerung und Verriegelung, Informationsaustausch mit Schutzrelais, Koordination und Zusammenarbeit der automatischen Steuerung, Informationsaustausch mit anderen Stationsautomatisierungsgeräten sowie die Kommunikation mit der Leitstelle oder der zentralen Leitstelle. Die Stationsautomatisierungstechnologie ist ein Schlüsselaspekt der Verteilungsnetzautomatisierung. Ein Verteilungsnetzmanagementsystem (DMS) dient der Überwachung, Verwaltung und Steuerung eines Stromverteilungsnetzes mithilfe moderner Computer-, Informationsverarbeitungs- und Kommunikationstechnologien sowie zugehöriger Ausrüstung. Es ist das Herzstück des Verteilungsnetzautomatisierungssystems und fungiert als zentrale Überwachungs-, Steuerungs- und Managementzentrale für das gesamte System. Zu seinen Hauptfunktionen gehören: SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition), Betriebsführung des Verteilungsnetzes, Benutzerverwaltung und -steuerung, automatische Kartierung/Geräteverwaltung/Geografisches Informationssystem (GIS) usw. Das Nachfragemanagement umfasst die gemeinsame Beteiligung von Angebots- und Nachfrageseite durch eine Reihe wirtschaftspolitischer und technischer Maßnahmen. Es beinhaltet Lastmanagement, Stromverbrauchsmanagement und Nachfragemanagement. Mehrere Aspekte des Nachfragemanagements betreffen sowohl die Stromversorgungs- als auch die Nachfrageseite und stehen in engem Zusammenhang mit dem Strommanagementsystem. Sie müssen durch Gesetze und entsprechende Regelungen, die letztlich vom Strommarkt reguliert werden, geregelt werden. Es zeigt sich, dass die Beziehung zwischen Stromangebot und -nachfrage nicht nur ein einfacher Kauf- und Verkaufsvorgang ist, sondern eine Partnerschaft auf der Grundlage gegenseitiger Interessen. Im Umfeld eines Strommarktes wird dem Nachfragemanagement zwangsläufig eine zentrale Bedeutung beigemessen. Die vier genannten Aspekte können zwar unabhängig voneinander funktionieren, sind aber eng miteinander verknüpft, insbesondere bei der Erfassung, Übertragung, Speicherung und Nutzung von Informationen sowie den darauf basierenden Entscheidungen und Kontrollen. Daher ist das Informationsmanagement von entscheidender Bedeutung. II. Neue Trends in der Entwicklung der Verteilungsautomatisierung 1. Der funktionale Rahmen der Verteilungsautomatisierung wird etabliert und verbessert. In einem Sonderbericht der Arbeitsgruppe der Internationalen Konferenz für Stromversorgung (CIGRED) vom Mai 1995 wurden folgende Prinzipien verfolgt: 1) Unterscheidung zwischen Netzfunktionen und Nutzerfunktionen; 2) Unterscheidung zwischen Online-Funktionen und Planungsfunktionen; 3) Unterscheidung zwischen Betriebs- und Wartungsarbeiten. Die Funktionen der Verteilungsautomatisierung lassen sich in vier Gruppen unterteilen: Netzbetrieb, Betriebsplanung und -optimierung, Instandhaltungsmanagement sowie Kundenkontakt und -steuerung. Basierend auf diesen Hauptfunktionsgruppen werden weitere Funktionen unterteilt, wodurch das funktionale Grundgerüst des Verteilungsautomatisierungssystems entsteht. Hervorzuheben ist: (1) Diese vier Funktionsgruppen arbeiten nicht unabhängig voneinander, sondern sind eng miteinander verbunden und tauschen regelmäßig Informationen aus. Dies ermöglicht den Datenaustausch und gewährleistet die Konsistenz von Steuerung und Management. (2) Die Bedeutung des Datenmanagements: Datenmanagement ist zwar keine eigenständige Funktion der Verteilungsautomatisierung, jedoch sind alle Funktionen im Datenmanagement enthalten. Um die umfangreichen und komplexen Funktionen zu realisieren, ist ein effektives Datenmanagement unerlässlich. Die von diesen Funktionen ausgetauschten und gemeinsam genutzten Daten schaffen die Verbindung zwischen ihnen. Das Datenmanagement legt fest, ob die vorhandenen Daten eine spezifische Verwaltung erfordern, kontinuierlich aktualisiert werden oder von mehreren Systemen gemeinsam genutzt werden. Es etabliert neue Mechanismen und Managementmethoden, um die Anforderungen der Verteilungsautomatisierung zu erfüllen und ist somit ein unverzichtbarer Bestandteil dieser. Die IEC-Arbeitsgruppe TC57/WG14 hat eine Schnittstellenspezifikation für Verteilungsmanagementsysteme vorgeschlagen. Diese Spezifikation kategorisiert nicht nur die oben genannten Funktionen der Verteilungsautomatisierung gemäß den Anforderungen kommerzieller Anwendungen und legt die spezifischen funktionalen Anforderungen für jede Kategorie fest, sondern berücksichtigt auch die Schnittstellen zwischen Verteilungsautomatisierungssystemen und Energiemanagementsystemen (EMS), meteorologischen Informationen, Mitarbeiterinformationen und Benutzerinformationssystemen. Dadurch wird der funktionale Rahmen der Verteilungsautomatisierung erweitert und verbessert. 2. Optimierter Betrieb von Verteilungsnetzen Die kontinuierliche Verbesserung des Strommarktes zwingt Energieversorgungsunternehmen, ihren Fokus auf Effizienzmanagement, Kostenreduzierung und die Bereitstellung hochwertiger Dienstleistungen für die Verbraucher zu verlagern, wobei der Gewinn das primäre Ziel ist. Dies erfordert von den Energieversorgungsunternehmen eine kontinuierliche Analyse der Betriebsleistung des Stromnetzes und die Formulierung von Plänen für einen optimierten Netzbetrieb. Der optimierte Betrieb des Verteilungsnetzes umfasst im Wesentlichen: Blindleistungskompensation, Verbesserung der Stromqualität, Reduzierung von Leitungsverlusten sowie Betrieb und Wartung der Anlagen. Die Stromqualität umfasst Sicherheit, Spannungs- und Frequenzqualität, Versorgungssicherheit sowie das Feedback der Nutzer zu Stromausfällen, Abrechnung und Dienstleistungen. Die wichtigsten technischen Maßnahmen zur Verbesserung der Versorgungssicherheit sind: (1) Verkürzung der Stromausfallzeit: automatische Fehleralarmierung; schnelle Fehlerortung; Automatische/manuelle Fernsteuerung zur Fehlerbehebung und Wiederherstellung der Stromversorgung in fehlerfreien Abschnitten. (2) Reduzierung von Unfallgefahren und deren Auswirkungen. Dies umfasst die regelmäßige Überwachung des Anlagenzustands und der Netzparameter mit dem Ziel, potenzielle Unfallgefahren vor dem Auftreten eines Fehlers zu erkennen. Die Entwicklung der Umspannwerksautomatisierung hat die Zuverlässigkeit der Stromversorgung erheblich verbessert. Um die Stromausfallzeiten weiter zu verkürzen, ist jedoch maßgeblich die Entwicklung der Abzweigautomatisierung erforderlich. Hierfür müssen elektrische Schalter an den Abzweigleitungen installiert, Abzweigendgeräte (FTU) konfiguriert und Fehleranzeigen an einigen Abzweigleitungen angebracht werden. Das Kommunikationssystem sollte dem System Betriebsdaten und Statusinformationen der Abzweigleitungen bereitstellen und die vom System ausgegebenen Fernsteuerungsbefehle für die Abzweigschalter ausführen. Der Anstieg nichtlinearer Lasten, direkter Motoranläufe, unsymmetrischer Lasten, Schweißgeräte und Haushaltsgeräte hat die Spannungsqualität beeinträchtigt. Die Spannungsqualität hat einen großen Einfluss auf moderne elektronische Geräte und Computersysteme. Daher wird vorgeschlagen, dass das System die Spannung kontinuierlich misst und analysiert und bei Überschreitung der Grenzwerte für Störungen einen Alarm auslöst. Gleichzeitig sollten je nach Bedarf unterschiedliche Blindleistungskompensationsverfahren ausgewählt werden. 3. Integration, Intelligenz und Vollständigkeit sind Entwicklungstrends. Die frühe Implementierung der Verteilungsautomatisierung begegnete Problemen durch die Entwicklung unabhängiger, monofunktionaler Automatisierungssysteme, wie z. B. der direkten Laststeuerung und der Fernablesung von Zählern für Großverbraucher. Aufgrund der unterschiedlichen Abhängigkeiten zwischen den Funktionen der Verteilungsautomatisierung waren jedoch viele Anforderungen schwer zu erfüllen, und die Herausforderungen, die notwendigen Investitionen bei der Skalierung von Anwendungen zu rechtfertigen, blieben ungelöst. Dieser „funktionsorientierte“ Ansatz führte zu einem sehr niedrigen Integrationsgrad und mehreren negativen Folgen, wie z. B. Funktionsüberschneidungen, Datenredundanz, mangelnder Flexibilität und hohen Wartungskosten. Darüber hinaus sind Verteilungsautomatisierungssysteme große, komplexe und hochintegrierte Systementwicklungsprojekte, die zahlreiche Geräte und Subsysteme umfassen. Diese Funktionen und Subsysteme sind in unterschiedlichem Maße miteinander verbunden, und die Systeme selbst sowie die eingesetzten Technologien entwickeln sich ständig weiter. Es ist unmöglich für einen einzelnen Hersteller, alles abzudecken. Daher müssen Verteilungsautomatisierungssysteme eine umfassende Lösung verfolgen, die die Systemintegration anstrebt, um es verschiedenen Anwendungen zu ermöglichen, Investitions- und Betriebskosten zu teilen und so den Schutz der ursprünglichen Investitionen der Nutzer zu maximieren. Im Bereich der Speiseleitungsautomatisierung verfügen bestehende Speiseleitungsendgeräte nicht nur über konventionelle Telemetrie-, Fernsignalisierungs- und Fernsteuerungsfunktionen, sondern integrieren auch Funktionen zur automatischen Wiedereinschaltung, zur Speiseleitungsfehlererkennung und zur Erfassung von Netzqualitätsparametern. Sie beinhalten sogar die Überwachung von Leistungsschaltern und zeigen einen Trend zur weiteren Integration mit Leistungsschaltern und Schaltern, wodurch eine elektromechanische Integration erreicht und intelligente Schalter entwickelt werden. Dies reduziert die Gesamtkosten für Bau, Betrieb und Wartung erheblich und schafft günstige Voraussetzungen für eine verbesserte Stromversorgungssicherheit. Fehlerortung und automatische Wiederherstellung der Stromversorgung können die Ausfallzeiten deutlich verkürzen. Eine effektive Lösung dieses Problems erfordert digitale Schutzrelais, Speiseleitungsautomatisierung und DMS-Systeme. Für die Fehlerortung haben einige internationale Forscher die Kombination dreier Techniken vorgeschlagen: Fehlerentfernungsberechnung, Leitungsfehlerindikatorverfahren und statistisches Verfahren zur Bestimmung der Fehlerwahrscheinlichkeit in verschiedenen Leitungsabschnitten. Diese Informationen werden anschließend kombiniert und mithilfe von Fuzzy-Logik verarbeitet. Im Bereich der Spannungs- und Blindleistungsregelung schlugen Yang Zhenglin und Sun Yaming von der Universität Tianjin erstmals eine Strategie zur Spannungs- und Blindleistungsregelung in Umspannwerken vor. Diese Strategie basiert auf einer Kombination aus Blindleistungsprognose und Optimierungsentscheidungen mithilfe künstlicher neuronaler Netze. Sie orientiert sich an den Blindleistungsänderungstrends und nutzt die wirtschaftlichen und technischen Vorteile von Kondensatoren optimal aus. Unter der Voraussetzung eines grundlegenden Blindleistungsgleichgewichts und der Einhaltung der Spannungsvorgaben minimiert sie die Anzahl der Transformatorstufeneinstellungen, vermeidet Blindeinstellungen, reduziert die Wahrscheinlichkeit von Transformatorausfällen und verringert den Wartungsaufwand. 4. Bedeutender Durchbruch in der Trägerfrequenztechnologie: Im Oktober 1997 verkündeten Norweb Communications, eine Tochtergesellschaft von United Power UK, und Notel aus Kanada gemeinsam einen bedeutenden Durchbruch in der Trägerfrequenztechnologie. Durch die Nutzung der neu entwickelten Digital Power Line Carrier (DPL)-Technologie werden die auf Verteilungsleitungen übertragenen Signale effektiv vor Störungen geschützt. Dies ermöglicht es Energieversorgungsunternehmen, ihren Nutzern über bestehende Verteilungsleitungen schnelle, zuverlässige und kostengünstige Internet-, Multimedia- und andere Informationsdienste anzubieten. Aktuell bietet diese Technologie die schnellste Kommunikationsmethode für Haushalte sowie kleine und mittlere Unternehmen. Die DPL-Technologie (Digital Power Line) wurde entwickelt, um den Datenzugriff und die Reaktionsfähigkeit für Haushalte und KMU lokal, regional und sogar global zu verbessern. Sie nutzt ein optimiertes Internetprotokoll (IP) und hochentwickelte Elektronik, um digitale Hochfrequenzsignale im MHz-Bereich über Niederspannungs-Stromverteilungsnetze zu übertragen und gleichzeitig Impulssignale zu überwachen, die Informationsverzerrungen und andere elektrische Störungen verursachen können. Dadurch wird die Bereitstellung digitaler Telefon-, Fax- und Internetdienste für Haushalte und KMU über Stromverteilungsnetze ermöglicht. Die Vorteile dieser Technologie sind: Für Energieversorgungsunternehmen ist das Verteilungsnetz leicht zugänglich, sodass die Investitionen in die DPL-Technologie deutlich geringer sind als bei anderen Breitbandkommunikationssystemen. Da das Verteilungssystem Tausende von Haushalten verbindet, kann es Nutzern äußerst komfortable Internetdienste bieten. Diese Technologie ermöglicht eine zehnmal höhere Geschwindigkeit des Internet- und Datenzugriffs über das modulierte Niederspannungsnetz als das schnellste derzeit verfügbare ISDN (Integrated Digital Services Network) und eine zwanzigmal höhere Geschwindigkeit als Hochgeschwindigkeitsmodems an herkömmlichen Telefonleitungen. Die Servicekapazität ist leicht erweiterbar. Energieunternehmen eröffnet sich dadurch die Möglichkeit, neue Märkte zu erschließen. Die Bereitstellung dieser Informationsdienste kann wesentlich zur Effizienzsteigerung von Energieunternehmen, zur Verbesserung ihrer Wettbewerbsfähigkeit auf dem Strommarkt und zur Vertiefung ihrer Kundenbeziehungen beitragen. Derzeit bestehen jedoch einige Schwierigkeiten bei der Förderung und Anwendung der DPL-Technologie: ① Die Umwandlung von Umspannwerken in mit dem Internet verbundene Gateways erfordert die Installation von Switches und Hochgeschwindigkeits-Glasfasernetzen am anderen Ende des Umspannwerks, um die Datenübertragung zwischen Umspannwerk und Internet zu gewährleisten. ② Die DPL-Technologie bedarf weiterer Entwicklung und Validierung, während andere Hochgeschwindigkeits-Kommunikationssysteme wie Low-Power-Funk, Kabelmodems oder asymmetrische digitale Teilnehmerleitungen bereits kommerziell verfügbar sind oder kurz vor der Markteinführung stehen. Daher ist die DPL-Technologie zumindest in den nächsten zwei Jahren eine relativ kostspielige Option. 5. Anwendung der Custom-Power-Technologie: Die Custom-Power-Technologie wurde von Narain G. Hingorani während seiner Tätigkeit am Electric Power Research Institute (EPRI) in den Vereinigten Staaten zusammen mit der FACTS-Technologie (Flexible Transmission Systems) entwickelt. Im Kern geht es um die Anwendung leistungselektronischer Geräte. Diese Technologie kann verschiedene Probleme lösen, die durch Störungen im Stromverteilungssystem verursacht werden, wie z. B. Spannungsspitzen, -einbrüche und kurzzeitige Stromausfälle. Sie kann Spannungseinbrüche und kurzzeitige Stromausfälle kompensieren, Oberschwingungen effektiv filtern, Phasenstromungleichgewichte ausgleichen und den Leistungsfaktor verbessern. Sie bietet vielversprechende Perspektiven zur Verbesserung der Stromversorgungsqualität und ist daher ein lohnendes Forschungsgebiet. Beim Einsatz von Halbleiter-Umschaltern (SSTS) (sehr schnell reagierenden elektronischen Schaltern) zur Steuerung von Zweistromleitungen zur Versorgung kritischer Verbraucher kann der SSTS die Umschaltung der Backup-Leitung innerhalb von 0,25 Hz durchführen und so eine unterbrechungsfreie Stromversorgung gewährleisten. In Kombination mit statischen Kondensatoren ermöglicht er zudem die Bereitstellung von Strom hoher Qualität. Durch die Verbindung mit Strombegrenzungsdrosseln oder -widerständen können Strombegrenzungsgeräte schnell in das Stromverteilungssystem integriert werden, um übermäßige Fehlerströme durch hohe Kurzschlusskapazitäten zu verhindern. Ein statischer Kondensator (STATCOM) oder statischer Kompensator ist ein schnell reagierender Halbleiter-Leistungsregler, der die Spannung an 4,16–69 kV-Verteilungsleitungen flexibel regelt und so die Stromqualität verbessert. Er dient gleichzeitig als AC-Synchronisierungsspannungsquelle und ist über eine Koppeldrossel mit dem Verteilnetz verbunden. Durch die Anpassung von Amplitude und Phasenwinkel der Spannungsquelle tauscht er Blind- und Wirkleistung mit dem Verteilnetz aus. Dies führt über die Koppeldrossel zwischen STATCOM und Verteilleitung zu einer Stromregelung. Dadurch werden Blindströme reguliert und Spannungsschwankungen unterdrückt. Der STATCOM wird mit einem Halbleiter-DC/AC-Wandler realisiert, der aus modernen Leistungshalbleiterbauelementen besteht. Er ersetzt herkömmliche Komponenten zur Spannungs- und Blindleistungsregelung, Stufenschalter, Spannungsregler und die automatische Kondensatorsteuerung in Verteilnetzen. Ein multifunktionaler STATCOM bietet Funktionen wie Spannungsregelung, dynamische Filterung und verlustarme Regelung von Blind- und Wirkleistung. Ein dynamischer Spannungsregler (DVR) besteht aus einem Transformator, einem Umrichter und einem Energiespeicher. Der Transformator ist in Reihe mit dem Bus geschaltet, um empfindliche Verbraucher zu versorgen. Die Kompensation ist bidirektional und kann sowohl Spannungseinbrüche anheben als auch übermäßig hohe Spannungen absenken – und das mit einer Reaktionszeit von nur Millisekunden. Weicht die Versorgungsspannungsqualität deutlich von den Anforderungen empfindlicher Verbraucher ab, speist der DVR über einen in Reihe geschalteten Einspeisetransformator Spannungen mit einstellbarer Amplitude, Phasenwinkel und Frequenz (Oberschwingungen) in die Zuleitung ein. Dadurch werden Verzerrungen in der lastseitigen Spannungswellenform korrigiert, einschließlich Spannungsschwankungen, die durch Fehler oder Laständerungen in benachbarten Leitungen verursacht werden. Die Kapazität des Halbleiterkompensators (STATCOM) und des Gleichstrom-Energiespeichers im DVR bestimmt die Dauer der Spannungsregelung bei jedem Spannungseinbruch, die von wenigen Hertz bis zu einigen Sekunden reicht. Die Anwendung von supraleitenden Mikro-Magnetspeichern (SMES) prädestiniert diese für die kurzfristige Speicherung und Abgabe hoher Energiemengen. Bei der Stromversorgung von Endverbrauchern müssen Qualität und Zuverlässigkeit der Stromversorgung weiterhin von Energieversorger und Endverbraucher gemeinsam sichergestellt werden. Daher sind ein reibungsloser Informationsfluss zwischen beiden Parteien und die Transparenz von Betriebsänderungen von großer Bedeutung, was wiederum von einem höheren Digitalisierungsgrad der Stromversorgung abhängt. Durch die Zusammenarbeit zwischen Endverbrauchern und Energieversorgern lassen sich Störungen nahezu vollständig vermeiden. Blitzeinschläge, Schaltvorgänge oder große Laständerungen beeinträchtigen den Betrieb der Endverbraucher nicht. 6. Umfassende Nutzung technischer und wirtschaftlicher Mittel zur Verbesserung der Kundenservices. Angesichts des starken Wettbewerbs ist die Verbesserung der Kundenservices ein wichtiger Faktor zur Steigerung der Wettbewerbsfähigkeit von Energieversorgungsunternehmen. Der Einsatz verschiedener technischer und wirtschaftlicher Maßnahmen zur Verbesserung der Dienstleistungen für die Nutzer, zur Erfüllung der unterschiedlichen Nutzerbedürfnisse, zur Förderung eines rationellen und sparsamen Stromverbrauchs, zur Anregung der Nutzerbeteiligung und Zusammenarbeit mit den Energieversorgungsunternehmen bei der Steuerung und Kontrolle von Stromversorgung und -verbrauch sowie zur Gewährung des Wahlrechts beim Stromverbrauch sind wichtige Trends in der aktuellen Entwicklung der Verteilungsautomatisierung. Das italienische Unternehmen ENEL hat folgende Maßnahmen zur Optimierung der Strompreisgestaltung ergriffen: (1) Einführung zeitabhängiger Tarife für alle Nutzer mit einem Verbrauch von mindestens 400 kW. (2) Pilotprojekt zur Einführung zeitabhängiger Tarife für Lebensmittelbetriebe mit Elektroöfen, deren Leistung auf 25 kW erhöht wurde, sowie für Haushalte mit einem Verbrauch von mindestens 6 kW. (3) Einführung eines Abschalttarifs für Nutzer mit einem Verbrauch von über 3000 kW, die ihren Verbrauch auf Anfrage des Energieversorgungsunternehmens um mindestens 1000 kW reduzieren können. (4) Abschalttarif bei unterbrochenem Verbrauch. Für Verbraucher, die ihren Stromverbrauch während eines Notfalls im nationalen Stromnetz innerhalb eines vereinbarten Monats (bis zu vier Monate im Winter und gegebenenfalls ein Monat im Sommer) um mindestens 50 % des vertraglich vereinbarten Verbrauchs für die jeweilige Tageszeit reduzieren, wird ein reduzierter Strompreis eingeführt. Das Stromabrechnungssystem wird flexibler gestaltet, um die Stromkosten über den gesamten Zeitraum genauer abzubilden und Verbraucher zu einer Anpassung ihres Stromverbrauchs an eine optimierte Lastkurve anzuregen. Zusätzlich zum Stromverbrauch werden künftig auch neue Parameter zur Stromqualität, wie Anzahl und Dauer von Stromausfällen, berücksichtigt. Dies soll zu faireren Stromrechnungen, höherer Effizienz und Produktivität sowie individuell angepassten Vertragsbedingungen führen. Frankreich testet derzeit ein Benutzerkommunikationsprogramm namens ICC. Zu dessen Hauptfunktionen gehören die Echtzeit-Zählerablesung, die Steuerung bei Stromausfällen und die Fernverwaltung. So können Verbraucher ihren Strompreis in Echtzeit einsehen (der täglich schwankende Preis ist für sie transparent). Dies ermöglicht ihnen, ihr Strommanagement zu optimieren. Optimierter Stromverbrauch bedeutet, die passenden Elektrogeräte und Nutzungszeiten anhand des Stromtarifsystems auszuwählen, beispielsweise durch das Abschalten bestimmter Geräte wie Warmwasserbereiter oder sogar Kühlschränke und Klimaanlagen. Mit ICC können Nutzer ihren Stromverbrauch mit wenigen einfachen Befehlen steuern und mit Mitarbeitern des Energieversorgers kommunizieren, um ihren optimalen Stromverbrauchsplan zu erstellen. Der spanische Energieversorger Iberdrola testet derzeit OPENMAN (Optimal Energy Management Configurable System) gemeinsam mit dem französischen Unternehmen EDF. Fünf Systeme wurden in Spanien und fünf in Frankreich installiert. Haupthersteller ist Schlumberger Industries. OPENMAN optimiert und steuert den Energieverbrauch von Haushalten. Das System besteht aus zwei Komponenten: einem Beratungs- und Konfigurationsgerät, das Nutzern optimale Konfigurationsempfehlungen gibt und sich im Vertriebsbüro des Energieversorgers befindet, sowie dem Energiemanagementsystem für den Stromverbrauch. Dieses System umfasst eine Hauptsteuerung und mehrere intelligente Steckdosen. Die intelligenten Steckdosen kommunizieren über PLC (Power Line Carrier) mit den Nutzern, um Lastspitzen abzudecken und Schwachlastungen auszugleichen. Basierend auf dem Feedback der Nutzer zu ihren Komfortanforderungen und Lebensgewohnheiten liefern sie optimierten, sparsamen, komfortablen und zufriedenstellenden Strom. Das italienische Unternehmen ENEL entwickelt einen intelligenten Stromassistenten für Privathaushalte, der sich in Fernsehgeräte integrieren lässt und Nutzern einen komfortablen Zugriff auf Informationen zum Stromnetz ermöglicht. Dieses Fenster benachrichtigt die Nutzer über verschiedene Ereignisse und unterstützt sie bei Energiesparmaßnahmen. Die Verbesserung des Kundenservice ist ein entscheidender Faktor für die Wettbewerbsfähigkeit von Energieunternehmen, die gleichzeitig ihre eigenen Informationssysteme optimieren. Siemens in Deutschland hat ein unternehmensweites, integriertes Informationssystem implementiert, das das Stromverteilungsmanagement (einschließlich SCADA, Automatisierung und MIS) und die Netzplanung vereint und mit lokalen (städtischen oder regionalen) Geoinformationssystemen (GIS, einschließlich Telefon-, Wasser-, Verkehrs- und kommunaler Systeme) verknüpft. Dies spiegelt den allgemeinen Trend der Digitalisierung wider.