1. Architekturentwicklung: Automatisierte Zählerablesung (AMR) vs. Advanced Metering Infrastructure (AMI)

Die Umgestaltung der Stromverteilungsnetze hängt in hohem Maße von den Fähigkeiten moderner intelligenter Stromzähler ab. Um die Bereitstellungsanforderungen für die Versorgungsinfrastruktur zu verstehen, ist es wichtig, den architektonischen Wandel von älteren AMR-Systemen (Automated Meter Reading) zur modernen Advanced Metering Infrastructure (AMI) zu bewerten.

AMR-Systeme stellen die erste Phase der digitalen Erfassung von Versorgungsdaten dar. Mechanisch nutzen diese Einheiten einfache Festkörper- oder elektromechanische Messelemente, die mit einem Hochfrequenzsender (RF) mit geringer Leistung gekoppelt sind. Die Datenübertragung erfolgt grundsätzlich unidirektional bzw. unidirektional. Der Zähler sendet Verbrauchsmetriken in vordefinierten Intervallen an einen lokalen Handempfänger oder einen am Fahrzeug montierten mobilen Datensammler während des Vorbeifahren-Scannens. Während AMR eine manuelle Überprüfung des physischen Registers überflüssig macht, fungiert es lediglich als automatisiertes Abrechnungstool. Es verfügt nicht über Rechenkapazität für Netzwerkdiagnose, Stromqualitätsüberwachung oder bedarfsseitiges Management.

Umgekehrt schafft die AMI-Architektur ein vollständig integriertes, bidirektionales Kommunikations-Framework. Ein elektrischer Smart Meter von AMI fungiert als Edge-Computing-Knoten innerhalb des Stromnetzes. Es enthält einen Hochleistungs-Mikroprozessor, nichtflüchtige Speicherarrays und fortschrittliche Firmware, die in der Lage ist, komplexe Multitarifstrukturen und Stromqualitätsanalysen auszuführen. Der Datenfluss erfolgt kontinuierlich zwischen dem Endbenutzerknoten und dem Head-End-System (HES) und Meter Data Management System (MDMS) des Versorgungsunternehmens. Diese dynamische, bidirektionale Konfiguration ermöglicht eine automatische Intervall-Datenprotokollierung, Echtzeit-Spannungsüberwachung, Remote-Firmware-Updates und sofortige Stromausfallsignalisierung.

2. Metrologische Klassifizierung: Einphasige vs. dreiphasige elektrische Smart Meter

Die ausgewählte Anwendung von einphasigen oder dreiphasigen Smart Metern hängt direkt von der Stromversorgungstopologie und den Lastanforderungen der Zielinstallationsumgebung ab. Die Wahl der falschen Phasenkonfiguration führt zu unzureichender Messgenauigkeit, unausgeglichenen Phasenlasten oder baulichem Geräteausfall.

2.1 Einphasige Smart Meter

Einphasige Smart Meter sind für Niederspannungs-Wohnumgebungen konzipiert, die typischerweise über einen Zweileiter-Wechselstromkreis (AC) verfügen, der aus einem einzigen stromführenden Phasenleiter und einem Neutralleiter besteht. Diese Messgeräte arbeiten mit internationalen Standardverteilungsspannungen, typischerweise 120 V oder 230 V, mit Strombelastbarkeiten zwischen 5 A und 60 A bzw. 10 A und 100 A für Vollstrom-Direktverbindungen.

Zu den primären messtechnischen Komponenten innerhalb einer einphasigen Einheit gehören ein Stromshunt oder ein einzelner Stromtransformator (CT) auf der Phasenleitung sowie ein präziser Widerstandsspannungsteiler. Der integrierte Analog-Digital-Wandler (ADC) tastet die Strom- und Spannungswellenformen gleichzeitig ab. Der digitale Signalverarbeitungskern (DSP) berechnet dann Echtzeitparameter wie Wirkenergie (kWh), Blindenergie (kvarh) und momentane Wirkleistung (kW).

2.2 Dreiphasige Smart Meter

Dreiphasige Smart Meter sind für gewerbliche, industrielle und stark institutionelle Umgebungen obligatorisch, in denen große Motoren, Heizsysteme oder mehrstöckige Gebäude eine ausgewogene Stromverteilung erfordern. Diese Messgeräte sind entweder für dreiphasige Dreileitersysteme (3P3W) oder dreiphasige Vierleitersysteme (3P4W) konzipiert. Sie müssen Nennspannungen von Leiter zu Leiter bis zu 400 V oder 480 V und Spannungen von Leiter zu Neutralleiter von bis zu 277 V bewältigen.

Architektonisch verfügen dreiphasige Smart Meter über separate Messkreise für jede einzelne Phase (L1, L2, L3). Sie nutzen hochpräzise Stromwandler oder Rogowski-Spulen, um Hochstrompfade von der Messelektronik zu isolieren. Die Verarbeitungseinheit führt Vektorberechnungen aus, um die gesamte Wirkleistung, die gesamte Blindleistung, die Scheinleistung (kVA), die Phasenwinkel und die Ungleichgewichte der einzelnen Phasenspannungen zu überwachen. Industrielle Dreiphasen-Smart-Meter verfügen außerdem über Engines zur Bewertung der Netzqualität, die die Gesamtharmonische Verzerrung (THD) bis zur 31. oder 50. harmonischen Ordnung berechnen.

3. Kern-Hardware-Topologie und messtechnische Subsysteme

Ein elektrischer Smart Meter in Industriequalität erfordert eine äußerst robuste Hardware-Architektur, um die Betriebslebensdauer und Genauigkeit unter schwierigen elektrischen und Umgebungsbedingungen aufrechtzuerhalten. Die internen Schaltkreise können in fünf verschiedene funktionale Subsysteme unterteilt werden:

3.1 Das Metrologie-Frontend

Dieser Bereich fungiert als physische Schnittstelle zum Stromnetz. Die Spannung wird über hochpräzise Metallschichtwiderstände gemessen, die in einem Teilernetzwerk angeordnet sind, um die Hochspannungseingänge auf Millivoltwerte herunterzuskalieren, die mit den internen Logikblöcken kompatibel sind. Die Strommessung basiert auf bestimmten Wandlern:

• Shunt-Widerstände: Niederohmige, hochstabile Shunts aus Legierungen werden hauptsächlich in einphasigen Haushaltszählern eingesetzt. Sie bieten eine außergewöhnliche Immunität gegenüber externen magnetischen Manipulationen, unterliegen jedoch bei hohen Stromstärken Einschränkungen hinsichtlich der thermischen Erwärmung.
• Stromwandler (CT): CTs werden häufig in dreiphasigen Gewerbe- und Industriezählern eingesetzt und sorgen für eine vollständige galvanische Trennung zwischen den Hauptstromleitungen und der Logikplatine. Sie können hohe Primärströme bewältigen, erfordern jedoch eine magnetische Abschirmung, um externen Gleichfeldern entgegenzuwirken.
• Rogowski-Spulen: Diese Luftspulen sind in spezielle intelligente Messgeräte mit großem Messbereich integriert und bieten ein absolut lineares Verhalten über einen großen Strombereich und gehen nicht in die Sättigung, was sie ideal für Umgebungen mit hohen Oberschwingungen macht.

3.2 Die Mikrocontroller-Einheit (MCU) und der Speicherkern

Moderne Smart Meter nutzen eine Dual-Core-Architektur. Ein spezieller Messverarbeitungskern führt mathematische Algorithmen auf niedriger Ebene aus, um elektrische Parameter kontinuierlich zu berechnen. Ein sekundärer Systemanwendungskern verwaltet Kommunikationsstapel, Peripheriesteuerung und Sicherheitsroutinen.

Der Speicher besteht aus einem internen Flash-Speicher für den Betrieb der Firmware sowie einem externen nichtflüchtigen Speicherchip, typischerweise einem elektrisch löschbaren programmierbaren Nur-Lese-Speicher (EEPROM) oder einem ferroelektrischen Direktzugriffsspeicher (FRAM). Die FRAM-Komponente ist für die sofortige Aufzeichnung von Lastprofilintervallen und Abrechnungsregistern unerlässlich und stellt sicher, dass bei unangekündigten Netzausfällen kein Verlust wichtiger Nutzungsdaten verloren geht.

3.3 Das Stromversorgungsmodul

Das Netzteil muss Hochspannungs-Wechselstrom aus dem Netz in stabile Gleichspannungen (typischerweise 3,3 V und 5 V) für die digitalen ICs umwandeln. Dieses Modul nutzt eine universelle Weitbereichs-Schaltnetzteil-Topologie (SMPS), die Überspannungen, Stromausfälle und Phasenverluste überstehen kann. Es muss auch dann funktionsfähig bleiben, wenn die Netzspannung um mehr als 50 % sinkt.

3.4 Die interne Echtzeituhr (RTC)

Das RTC steuert alle nutzungszeitbezogenen Tarifberechnungen und Intervallprotokollierungspläne. Um globale Genauigkeitsstandards zu erfüllen, muss die RTC über einen internen Temperaturkompensationsmechanismus verfügen. Ein Temperatursensor überwacht den thermischen Zustand des Quarzkristalls und passt die Taktfrequenz fein an, um Abweichungen zu verhindern. Dadurch wird sichergestellt, dass die Zeit über den gesamten Betriebstemperaturbereich auf 0,5 Sekunden pro Tag genau bleibt.

3.5 Der integrierte Lastkontrollschalter

Dieses elektromechanische Gerät, das allgemein als bistabiles Stromstoßrelais bekannt ist, wird direkt in intelligente Stromzähler integriert. Es ermöglicht dem Versorgungsunternehmen, die Stromversorgung einer Anlage aus der Ferne anzuschließen oder zu trennen. Da es bistabil ist, verbraucht es nur während des physischen Schaltübergangs Strom und behält den offenen oder geschlossenen Zustand bei, ohne dass kontinuierlich Strom angelegt wird.

4. Kommunikationsinteroperabilität: Protokolle und Netzwerktopologien

Der Erfolg einer umfassenden Smart-Meter-Einführung hängt direkt von der Wahl des Kommunikationsrahmens ab. Die physikalische Schicht, die Netzwerkschicht und die Datenaustauschprotokolle müssen standardisiert werden, um eine Abhängigkeit von proprietären Anbietern zu verhindern.

4.1 Standardisierung der Datenverbindung und Anwendungsschicht: DLMS/COSEM

Die Device Language Message Specification (DLMS) bildet zusammen mit der Companion Specification for Energy Metering (COSEM) die internationale Standardschnittstelle für den Datenaustausch von Versorgungszählern. COSEM behandelt jede Variable und jeden Parameter im Smart Meter als Objekt mit einem eindeutigen logischen Namen, der über OBIS-Codes (Object Identification System) kategorisiert wird. Beispielsweise wird aktive Importenergie durch einen starren, globalen Punktnotationscode identifiziert, der sicherstellt, dass jedes Head-End-System Daten von jedem Smart-Meter-Hersteller ohne benutzerdefinierte Treibermodifikationen lesen kann.

4.2 Topologien der physikalischen und Netzwerkschicht

Intelligente Zähler nutzen je nach geografischen Einschränkungen und städtischer Dichte mehrere primäre Datenübertragungstopologien.

Powerline-Kommunikation (SPS)

SPS-Technologien übertragen digitale Daten direkt über die vorhandenen Stromverteilungsleitungen aus Kupfer oder Aluminium. Zu den wichtigsten Beispielen gehören die Protokolle G3-SPS und PRIME. Diese Systeme nutzen Orthogonal Frequency Division Multiplexing (OFDM), um Daten zuverlässig über rauschbehaftete Elektrokabel zu übertragen. PLC ist für städtische Gebiete mit hoher Bevölkerungsdichte kostengünstig, da keine externen Mobilfunkabonnementgebühren anfallen.

Hochfrequenz-Mesh-Netzwerk (RF).

In einer RF-Netz-Konfiguration fungiert jeder Smart Meter sowohl als Kommunikationsknoten als auch als Signalverstärker. Mithilfe des Standards IEEE 802.15.4 g bilden Messgeräte ein dynamisches, selbstheilendes Netzwerk. Wenn die Sichtlinie eines einzelnen Zählers zu einem zentralen Datenkonzentrator blockiert ist, leitet dieser seine Nutzlast über benachbarte Zähler weiter. Diese Topologie ist in Vorstadtgebieten mit mäßiger Wohndichte wirksam.

Mobilfunk-IoT (NB-IoT / LTE-M)

Die Protokolle Narrowband Internet of Things (NB-IoT) und LTE-M nutzen öffentliche Mobilfunknetze, um intelligente Zähler direkt mit den Cloud-Servern des Versorgungsunternehmens zu verbinden. Diese Punkt-zu-Punkt-Architektur umgeht die Notwendigkeit lokaler Datenkonzentratoren. Es eignet sich für isolierte ländliche Anlagen, gewerbliche Umspannwerke und Industriekomplexe, in denen eine tiefe Signaldurchdringung in Innen- oder unterirdischen Kellern erforderlich ist.

5. Globale technische Standards, Tests und Compliance-Frameworks

Bevor ein elektrischer Smart Meter legal in einer kommerziellen Umgebung eingesetzt werden kann, muss er strenge physikalische, umweltbezogene und messtechnische Zertifizierungstests bestehen, die von internationalen Aufsichtsbehörden überwacht werden.

5.1 IEC-Messtechnik- und Sicherheitsstandards

Die Internationale Elektrotechnische Kommission (IEC) definiert die grundlegenden Leistungsgrundlagen für Elektrizitätsmessgeräte:

• IEC 62052-11: Legt die allgemeinen Anforderungen, Tests und Testbedingungen für alle Arten von AC-Strommessgeräten fest. Dies umfasst mechanische Anforderungen, Schockfestigkeit, Vibrationsbeständigkeit, klimatische Bedingungen und elektromagnetische Verträglichkeit (EMV).
• IEC 62053-21 und IEC 62053-22: Legen Sie strenge messtechnische Genauigkeitsgrenzen für statische Zähler zur Messung der Wirkenergie fest. Anwendungen der Klassen 1.0 und 2.0 sind in der Regel im Wohnbereich, während die hochpräzisen Standards der Klassen 0,5S und 0,2S großen kommerziellen und Netz-Umspannwerksknoten vorbehalten sind.

5.2 Europäische MID-Zertifizierung

Die Messgeräterichtlinie (MID 2014/32/EU) ist für alle Messgeräte verbindlich, die für die steuerliche Abrechnung im Europäischen Wirtschaftsraum verwendet werden. Intelligente Zähler müssen explizite Prüfprotokolle gemäß Anhang V (Wirksame elektrische Energiezähler) durchlaufen. MID klassifiziert die Genauigkeit in die Klassen A, B oder C, die grob den IEC-Klassen entsprechen, aber strengere Umwelttestkriterien bei extremen Betriebstemperaturen von -40 bis 70 Grad Celsius erfordern.

5.3 Anforderungen zum Schutz vor Manipulation und Betrug

Intelligente Zähler sind ein Hauptziel für Stromdiebstahl und erfordern umfangreiche Hardware- und Software-Gegenmaßnahmen. Sicherheitsrahmen erfordern die Einhaltung mehrerer wichtiger Anti-Manipulationsparameter:

• Magnetfeldimmunität: Das Messgerät muss funktionsfähig bleiben und innerhalb seiner zertifizierten Genauigkeitsgrenzen bleiben, wenn es Permanentmagneten von mehr als 0,5 Tesla ausgesetzt wird. Wenn das Magnetfeld den Messkern bedroht, muss das Messgerät ein Manipulationsereignis protokollieren und das HES alarmieren.
• Erkennung offener Abdeckung: Sowohl unter der Hauptklemmenabdeckung als auch unter dem Gehäusedeckel müssen Mikroschalter oder optische Sensoren angebracht werden. Wenn eine der Abdeckungen entfernt wird, versieht das Messgerät das Ereignis sofort mit einem Zeitstempel in seinem nichtflüchtigen Speicher, selbst wenn die primäre Stromleitung getrennt ist.
• Manipulation der Neutralleitung: Bei Betrugsversuchen wird häufig der Neutralleiter abgeklemmt oder Fremdstrom in die Erde eingespeist. Smart Meter verhindern dies, indem sie gleichzeitig den Strom sowohl auf der Phasenleitung als auch auf der Neutralleitung messen. Jede signifikante Diskrepanz zwischen den beiden Messungen weist auf eine Leckage oder einen Bypass-Zustand hin und löst einen sofortigen Betrugsalarm aus.

6. Funktionale Abläufe: Mehrtarif, Stromqualität und Netzintegration

Fortschrittliche intelligente Zähler bieten Versorgungsbetreibern einen detaillierten Einblick in die Verteilungsnetze, der weit über die grundlegenden kumulierten Abrechnungsdaten hinausgeht.

6.1 Multitarif- und Time-of-Use-Programmierung (TOU).

Um die Netznachfrage über den Tag verteilt auszugleichen, führen Energieversorger nutzungszeitabhängige Tarifstrukturen ein. Intelligente Zähler ermöglichen die Konfiguration komplexer, mehrstufiger Zeitpläne über ihre interne Firmware. Das System kann bis zu 8 oder 12 separate Tarife, mehrere Tagesprofile (z. B. Wochentage, Wochenenden, Nationalfeiertage) und unterschiedliche Saisonstrukturen unterstützen. Die interne Abrechnungsmaschine überwacht den Verbrauch und ordnet den genauen Energieverbrauch anhand einer Echtzeituhrvalidierung dem entsprechenden aktiven Register zu.

6.2 Engines zur Überwachung der Stromqualität

Industrielle Smart Meter analysieren kontinuierlich den elektrischen Zustand des Anschlusspunkts. Das System verfolgt mehrere wichtige Kennzahlen:

• Spannungseinbrüche und -anstiege: Wenn die Eingangsspannung unter oder über programmierbare Schwellenwerte fällt, zeichnet das Messgerät die genaue Dauer, den Spitzenwert und die Phasenlage der Anomalie auf.
• Leistungsfaktoranalyse: Durch die Berechnung des Kosinus des Phasenwinkels zwischen den Spannungs- und Stromvektoren überwacht das Messgerät die Blindleistungsleistung. Industrieanlagen werden oft von Energieversorgern bestraft, wenn ihr durchschnittlicher Leistungsfaktor unter einen vordefinierten Wert (z. B. 0,90) fällt.
• Frequenzabweichung: Das System verfolgt die Grundnetzfrequenz (50 Hz oder 60 Hz) mit hoher Präzision und erkennt Makronetzbelastungen oder Phaseninstabilitäten, bevor sie zu Schäden an der Ausrüstung führen.

7. Häufig gestellte Fragen (FAQ)

F1: Was ist der Hauptbetriebsunterschied zwischen direkt angeschlossenen und transformatorgebundenen Smart Metern?

Direkt angeschlossene Smart Meter, auch Ganzstromzähler genannt, werden direkt in die elektrische Versorgungsleitung verkabelt. Der gesamte von der Anlage verbrauchte Strom fließt direkt durch die interne Klemmenleiste des Zählers. Diese Einheiten sind in der Regel für Lasten bis zu 100 A ausgelegt und gehören zum Standard für Wohn- und kleine Gewerbeimmobilien. Intelligente Zähler mit Transformatoranbindung arbeiten über externe Stromwandler (CT) und manchmal auch Spannungswandler (VT). Das Messgerät selbst empfängt nur verkleinerte Stromeingänge (typischerweise 1A oder 5A) und Spannungseingänge. Diese Konfiguration ist für Mittelspannungs- und Hochspannungs-Industrieanlagen erforderlich, in denen der physikalische Strom zu groß ist, um sicher durch Standard-Zählergehäuse zu fließen.

F2: Wie verhindert das DLMS/COSEM-Protokoll eine Anbieterbindung für Versorgungsunternehmen?

DLMS/COSEM erreicht Interoperabilität durch Standardisierung der abstrakten Datenmodellierungsschicht. Anstatt sich auf die proprietären Befehlscodes eines Herstellers zu verlassen, werden Daten in COSEM-Schnittstellenobjekten organisiert. Jedes Objekt wird durch einen standardisierten OBIS-Code (Object Identification System) identifiziert. Beispielsweise verwendet die gesamte aktive Importenergie bei allen Herstellern immer dieselbe eindeutige Kennung. Jede Standard-Head-End-Software kann diesen Code abfragen und die zurückgegebenen Werte korrekt interpretieren, sodass ein Energieversorger Smart Meter verschiedener globaler Hersteller innerhalb einer einzigen Netzinfrastruktur kombinieren und anpassen kann.

F3: Was ist eine „Last-Gasp“-Übertragung und wie funktioniert sie bei einem totalen Stromausfall?

Eine „Last-Gasp“-Übertragung ist eine wichtige Ausfallmanagementfunktion in AMI-Smart-Metern. Wenn die primäre Stromversorgung vom Netz abrupt unterbrochen wird, erkennt die interne Stromversorgung des Messgeräts den Spannungsabfall sofort. Mithilfe elektrischer Energie, die in einem Hardware-Kondensator-Array oder einem Superkondensator gespeichert ist, behält das Messgerät genügend Energie, um einen kritischen Codeblock auszuführen. Es generiert ein endgültiges Datenpaket mit seiner eindeutigen Kennung, seinem Zeitstempel und einem expliziten Stromausfallcode und sendet diese Nutzlast über seine Kommunikationsschnittstelle (z. B. RF Mesh oder Cellular), bevor es vollständig heruntergefahren wird. Dadurch kann der Energieversorger Netzfehler automatisch lokalisieren.

F4: Warum benötigen Smart Meter temperaturkompensierte Echtzeituhren (RTC)?

Intelligente Zähler sind auf eine genaue Zeitmessung angewiesen, um die Abrechnungstarife nach Nutzungsdauer (Time-of-Use, TOU) korrekt zu verarbeiten. Wenn eine interne Uhr abweicht, kann es sein, dass einem Kunden außerhalb der Spitzenzeiten Spitzentarife in Rechnung gestellt werden, was zu Abrechnungsstreitigkeiten führt. Standardquarzkristalle driften erheblich, wenn sie extremen saisonalen Temperaturen ausgesetzt sind. Eine temperaturkompensierte RTC verwendet einen internen Temperatursensor, der kontinuierlich die physikalische Umgebung des Quarzoszillators misst und die Zählfrequenz der Uhr über interne Kapazitätsanpassung anpasst, sodass die Uhr ein ganzes Jahr lang auf wenige Sekunden genau bleibt.

F5: Wie erkennen und zeichnen intelligente Zähler externe magnetische Manipulationsversuche auf?

Viele Standard-Stromzähler können verlangsamt oder gestoppt werden, wenn ein starker Magnet in der Nähe ihrer internen induktiven Elemente oder Stromwandler platziert wird, was zu einer magnetischen Sättigung führt. Intelligente Messgeräte begegnen dieser Schwachstelle durch die Integration interner Festkörper-Hall-Effekt-Sensoren oder spezieller Magnetfelddetektoren. Diese Sensoren überwachen kontinuierlich die magnetische Flussdichte der Umgebung im Inneren des Messgerätgehäuses. Wenn ein externes Magnetfeld erkannt wird, das einen festgelegten Schwellenwert (z. B. 0,5 Tesla) überschreitet, protokolliert das Messgerät ein Manipulationsereignis, schaltet auf ein zusätzliches Höchsttarif-Abrechnungsregister um und sendet in Echtzeit eine Betrugswarnung an das Head-End-System des Versorgungsunternehmens.

8. Technische Referenzen

1. Internationale Elektrotechnische Kommission. (2020). IEC 62052-11: Elektrizitätsmessgeräte (AC) – Allgemeine Anforderungen, Prüfungen und Testbedingungen – Teil 11: Messgeräte . Genf, Schweiz: IEC-Zentrale.
2. Internationale Elektrotechnische Kommission. (2021). IEC 62053-22: Elektrizitätsmessgeräte (AC) – Besondere Anforderungen – Teil 22: Statische Messgeräte für AC-Wirkenergie (Klassen 0,1S, 0,2S und 0,5S) . Genf, Schweiz: IEC-Zentrale.
3. DLMS-Benutzervereinigung. (2024). DLMS/COSEM-Architektur und -Protokolle – Blue Book, Ausgabe 15 . Genf, Schweiz: DLMS UA.
4. Europäisches Parlament und Rat. (2014). Richtlinie 2014/32/EU zur Harmonisierung der Rechtsvorschriften der Mitgliedstaaten über die Bereitstellung von Messgeräten auf dem Markt (Messgeräterichtlinie) . Brüssel, Belgien: Amtsblatt der Europäischen Union.
5. Institut für Elektro- und Elektronikingenieure. (2012). IEEE 802.15.4g: IEEE-Standard für lokale und großstädtische Netzwerke – Teil 15.4: Low-Rate Wireless Personal Area Networks (LR-WPANs) Ergänzung 3: Physical Layer (PHY)-Spezifikationen für koexistierende Mobilfunknetze mit geringem Stromverbrauch und niedriger Rate . New York, NY: IEEE.