Zertifizierter Fachbetrieb für die Installation von Photovoltaikanlagen.

June 22, 2017 | Author: Horst Fischer | Category: N/A
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_09QQ5_TueV_ET6.pdf;S: 1;Format:(210.00 x 297.00 mm);23. Nov 2012 13:09:33

® TÜV, TUEV und TUV sind eingetragene Marken. Eine Nutzung und Verwendung bedarf der vorherigen Zustimmung.

Zertifizierter Fachbetrieb für die Installation von Photovoltaikanlagen.

Verschaffen Sie Ihrem Installationsfachbetrieb einen Mehrwert. Optimieren Sie Ihre internen Abläufe. Bieten Sie Ihren Kunden die Sicherheit eine qualitativ hochwertige und rentable Photovoltaikanlage zu erhalten. Das ist wichtiger denn je, da die Verbraucher und Versicherungen sensibilisiert sind. Bei den steigenden Ansprüchen kann jeder Kompromiss in Sachen Qualität schnell die eigene Marktposition gefährden. Stärken Sie Ihre Kompetenz und Ihren Namen und lassen Sie die Qualität Ihrer Leistungen als Installationsfachbetrieb für Photovoltaikanlagen durch einen neutralen Dritten bestätigen – mit einer Zertifizierung durch TÜV Rheinland.

TÜV Rheinland Energie und Umwelt GmbH Am Grauen Stein 51105 Köln Tel. 0221 806 2477 [email protected] www.tuv.com/pv

_09O67_Rusol_ET6.pdf;S: 1;Format:(105.00 x 297.00 mm);15. Nov 2012 09:40:55

Editorial

Auf dem Weg zum Smart Home Photovoltaik und LED Lichtlösungen Heinz Arnold,

[email protected] Chefredakteur Energie&Technik

Der Spaßfaktor und der Komfort stehen im Vordergrund: Soll sich das Smart Home durchsetzen, dann müssen die Systeme den Kunden genau diese zwei Komponenten bieten. Dazu gehört es beispielsweise, die Unterhaltungsanlagen einfach bedienen zu können. Oder von unterwegs über das Smartphone nachzuschauen, was sich im Haus so tut, dürfte den meisten Anwendern gefallen. Im Bedarfsfall schnell mal den Herd oder das Bügeleisen von unterwegs auszuschalten – das gibt ein angenehmes Gefühl von Sicherheit und trägt zum Komfort bei.

Alles aus einer Hand.

Dass dies den Kunden auch erlaubt, die Energieeffizienz zu erhöhen und durchaus einige Euro einzusparen, ist ein interessanter Nebeneffekt. Geld auszugeben, um das Haus intelligent zu machen, den Ausschlag dazu geben die Einsparmöglichkeiten – zumindest derzeit – nicht. Das haben nicht zuletzt die Pilotversuche in Deutschland gezeigt. Die Einsparmöglichkeiten fallen für den Endanwender einfach zu wenig ins Gewicht. Vielleicht ändert sich dies, sobald es einmal variable Tarife gibt, zwischen deren Maxima und Minima eine deutliche Differenz liegt. Die Energieversorger haben durchaus ein gewisses Interesse daran, über variable Tarife Lastverschiebungen durchführen zu können. Sie müssen sich mit dem Thema beschäftigen, weil die steigende Einspeisung aus fluktuierenden erneuerbaren Energien und gleichzeitig fehlenden Speichermöglichkeiten sie dazu zwingen. Deshalb strecken einige von ihnen bereits die Fühler in Richtung Smart Home aus, denn sie haben durchaus mitbekommen, dass das Thema Energieeffizienz alleine die Endverbraucher nicht vom Hocker reißt. Und nicht nur die unterschiedlichen Versorger, auch Telekommunikationsunternehmen stehen in den Startlöchern, um sich Zugang ins Smart Home zu verschaffen und Services anbieten zu können. Doch wie sehen die Geschäftsmodelle aus, die dahinter stehen? Die Antwort ist im Moment alles andere als klar. Das sind aber nur einige Aspekte des äußerst komplexen Themas Smart Home. Wie komplex es ist, welche Hürden auf dem Weg noch zu überwinden sind und wie der Weg zum Smart Home aussehen könnte, das diskutierten kürzlich die Teilnehmer auf dem 2. Smart Home & Metering Summit der Energie&Technik. Über die wichtigsten Aspekte berichten wir in dieser Ausgabe der Energie&Technik ab Seite 42.

Als Großhändler bieten wir Ihnen hochwertige Photovoltaik-Komplettlösungen von Modulen über Wechselrichter bis hin zu den passenden Montagesystemen. Unser LED-Portfolio umfasst Straßenleuchten, Hallen-, Fassaden- und Büroleuchten sowie Retrofits namhafter Hersteller. Sie erhalten umfassende Unterstützung bei der Umsetzung von LED-Beleuchtungskonzepten. Rusol GmbH & Co. KG Industriestraße 2, 75228 Ispringen, Tel: 07231 801-2910

Viel Spaß beim Lesen wünscht Ihr Heinz Arnold

RuStream Photovoltaic Mounting Systems

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Energie & Technik

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Ein Tochterunternehmen der Rutronik Gruppe

www.rusol.com

In h al t

www.energie-und-technik.de

Schwachwind-WEA halten Onshore-Markt in Schwung • Seite 32

Energieeffiziente Elektronik

Windenergie

Titel

Schwachwind-WEA halten Onshore-Markt in Schwung Spezielle WEA für Schwachwindstandorte ermöglichen auch offshore einen relativ konstanten Stromertrag .........32

Stromversorgungen sorgen für hohe Effizienz Der Schlüssel zur Energieoptimierung ...................................... 6 »Es wird Zeit, umzudenken!« Energieeffizienz bedeutet, den Integrationsgrad der Elektronik zu erhöhen ............................................................10 Kostengünstig, leistungsfähig, flexibel Smart-Meter-ICs auf Basis von ARM-Cortex-Kernen ...........14 TI vereinfacht Smart-Meter-Designs Smart-Meter-SoC, Smart-Meter-Entwicklungs-Board und Konzentrator-Design .............................................................18 Energiespeicherschränke »Letztlich fehlt es noch an den entsprechenden Stückzahlen« ....................................20

WEA-Instandhaltung flugs delegieren Für Monitoring und Wartung von WEA gibt es mittlerweile ein umfangreiches herstellerunabhängiges Angebot .............................................36 Mehr Flexibilität durch Getriebe In heutigen WEA sind Getriebe kein Schwachpunkt mehr ............................................................38 Mit oder ohne Getriebe – das ist hier die Frage Sowohl getriebebehaftete als auch getriebelose Generatorkonzepte haben sich bewährt ................................40

Smart Metering/Smart Home Photovoltaik Qualitätsoffensive für PV-Anlagen TÜV-Rheinland-Prüfsiegel verringert Ertragsausfälle und technische Risiken ...................................22 Kristalline Siliziummodule effizienter verschalten AT&S macht die Leiterplatte zur Rückseitenkontaktfolie ..........................................................24

Her mit den Geschäftsmodellen! Variable Tarife sind Voraussetzung für Lastmanagement ......................................................................42 Das Eichgesetz Keine neue Hürde für Smart Metering ....................................45 Energiesparen alleine genügt nicht Smart Home – Komfort und Spaß zählen ...............................46

Monokristalline Si-Wafer IPA-frei texturieren »Die PV-Produktion braucht keine Superlative, sondern clevere Hilfsmittel« ........................................................25

Wie viel Energie verbraucht Ihre Heizung? Monitoring von Heizungsanlagen mit preiswerter Messtechnik .......................................................48

Überspannungsschutz ist Investitionsschutz Richtige Auswahl von Überspannungsschutzgeräten für PV-Anlagen .................................................................................26

Die Industrie von Anfang an beteiligen! Smart Home – Der VDE will für Interoperabilität sorgen ..................................................................................................50

Zwischenspeicherung erneuerbarer Energien Leclanché: Die Auftragsentwicklung ist geringer als erwartet ........................................................................................28

Ohne das Handwerk läuft gar nichts! Smart-Home-Beraterinnen erklären branchenübergreifend das intelligente Heim ......................51

Die Kraft der Sonne auf Knopfdruck nutzen Überlegungen zur Auswahl des richtigen Batteriespeichersystems für den PV-Strom-Endverbraucher .........30

Ordnung ins Chaos! Ein Wirrwarr von Standards, Schnittstellen und Protokollen ...............................................................................52

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Energie & Technik

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_09LB2_EBV_ET6.pdf;S: 1;Format:(105.00 x 297.00 mm);06. Nov 2012 13:27:30

Smart-Meter-ICs auf Basis von ARM-Cortex-Kernen • Seite 14

Lighting Solid State Lighting Projekt von Silica-Lighting Auch die Straßenbeleuchtung wird smart .............................54 Lichtsteuerung nutzen Energiesparen über den Dächern New Yorks ........................56 Energieeffizient und kompakt Einstufige LED-Treiber ...................................................................58 Licht-Management Natürlicheres Mischlicht ...............................................................60 LED-Light-Engine Down- und Spotlight-Paket .........................................................61

Halbleiter entwickelt mit und für unsere Kunden!

Grünes Rechenzentrum Der Weg zum energieeffizienten Rechenzentrum Leistungsversorgung, Kühlung und IT-Anforderungen kombiniert ...........................................62 Präzisionsklimaanlagen, Kühlsysteme und Doppelböden Temperatur und Feuchte präzise überwachen ....................64

Wir unterstützen unsere Kunden bereits ganz gezielt in sehr beratungsintensiven Märkten wie beispielsweise Allgemeinbeleuchtung, Automotive, Consumer, Erneuerbare Energien, FPGAs, Medizintechnik und RF & Wireless. Nun gehen wir einen Schritt weiter und heben unsere Dienstleistungen mit einem neuen und revolutionären Service auf die nächste Stufe: Unter dem Namen EBVchips definieren wir nun eigene Halbleiter-Produkte, die wir mit und für unsere Kunden entwickeln! Diese Produkte werden bei unseren Lieferanten gefertigt und erfüllen spezielle Anforderungen von Kunden, die über bereits verfügbare Produkte nicht abgedeckt werden. Damit ist EBV der erste Halbleiter-Spezialist weltweit, der einen solchen Service bietet. Mit EBVchips ermöglichen wir unseren Kunden Wettbewerbsvorteile, weil sie nun genau die Produkte und Technologien bekommen, die sie für ihre individuellen Anwendungen benötigen. Für weitere Informationen kontaktieren Sie bitte Ihren EBVPartner vor Ort oder besuchen Sie uns Online unter ebv.com/chips.

Rubriken Editorial

EBVchips

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Inserentenverzeichnis ................................................................................................ 66 Impressum ................................................................................................................................. 66

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ebv.com/de

Distribution is today. Tomorrow is EBV!

Energieeffiziente Elektronik ■ Stromversorgungen sorgen für hohe Effizienz

Der Schlüssel zur Energieoptimierung Die richtigen Stromversorgungen können den Energieverbrauch unterschiedlicher Geräte von der Beleuchtung über Motoren bis zu Prozessrechnern und Medizingeräten deutlich reduzieren – so deutlich, dass sie sich schon mittelfristig amortisieren.

Von Jörg Traum, Geschäftsführer Emtron electronic GmbH Die Energiewende ist im vollen Gang. Der Umstieg auf erneuerbare Energien geht aber nicht ganz ohne Reibungsverluste vor sich – höhere Energiepreise stehen ins Haus. Dagegen hilft nur eines: Einschränkungen beim Verbrauch – oder die Effizienz der betrieblichen Verbraucher verbessern.

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Vielerorts sind auch heute noch in Werkhallen, Labors und Büros Geräte installiert, deren überholte Technik deutlichen Spielraum für eine Verbesserung des Wirkungsgrades lässt. Wer hier ansetzt, kann Energie sparen, ohne auf etwas verzichten zu müssen, einfach durch eine Reduzierung der Verschwendung. Beispiel gefällig: In der Beleuchtung – sei es in der Hallenbeleuchtung, am Arbeitsplatz oder im Außenbereich – kommen vielfach noch

Natriumdampf-, Halogen- oder gar Glühlampen zum Einsatz. Moderne LEDs verwerten die zugeführte Energie wesentlich besser. Auch die CFL-Leuchten, im Volksmund als Energiesparlampen bezeichnet, können der LED in puncto Energieeffizienz nicht das Wasser reichen. Allerdings benötigt eine LED-Lampe eine vergleichsweise aufwändige Konstantstromquelle zur Versorgung. Doch davon später mehr.

_0937U_Schneider_ET_06.pdf;S: 1;Format:(210.00 x 297.00 mm);13. Sep 2012 13:01:55

Aktiv werden, bevor etwas passiert Rund um die Uhr gut versorgt mit dem Schaltanlagensystem Prisma Plus Intelligente Schaltanlagen Prisma Plus geben Alarm, bevor etwas passiert. Mit dem Schaltanlagensystem Prisma Plus reduzieren Sie Betriebskosten und Ausfallzeiten, denn die elektronischen Leistungsschalter von Schneider Electric erkennen sehr früh, wenn etwas nicht stimmt.

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12.09.2012 16:48:42

Energieeffiziente Elektronik

Rechenzentren profitieren doppelt

bieten einen Wirkungsgrad um die 90 Prozent. Als Beispiel sei hier das modular aufgebaute System RCP-2000 angeführt, das in Deutschland von Emtron electronic vertrieben wird. Je nach gewünschter Ausführung liegt hier der Wirkungsgrad zwischen 86 und 92 Prozent.

Ein Beispiel dafür, wie sich die Investitionen in einen besseren Wirkungsgrad gleich doppelt auszahlen, liefern die Rechen- und Serverzentren nebst der dort installierten Massenspeicher: Dort erzeugt die verbrauchte elektrische Energie Wärme. Das tut elektrische Energie bei ihrem Verbrauch selbstverständlich in jeder Anwendung. Aber weil in den Datenzentren die Verbraucher in konzentrierter Form auftreten, wird dort auch besonders viel elektrische Energie in Abfallwärme umgesetzt und damit schlicht »verbraten«. Aus diesem Grund muss eben diese Wärme, eine Folge ineffizienter Energienutzung, wieder weggekühlt werden – was zusätzlich Energie verschlingt und Kosten verursacht. Laut dem IT-Beratungsunternehmen Gartner verteuert alleine die Klimatisierung den Energieverbrauch von Rechenzentren um bis zu 45 Prozent. In abgemilderter Form lässt sich dieser Effekt in nahezu jedem Industrieschaltschrank beobachten. Sinnvoller wäre es, die Abfallwärme gar nicht entstehen zu lassen – das würde in der Folge nicht nur den Energiebedarf für die Klimatisierung reduzieren, sondern auch den apparativen Aufwand dafür. Der Verbraucher würde auf diese Weise doppelt sparen. Zwar haben die Fortschritte der vergangenen Jahre in der Halbleitertechnik bei den Servern und

Ein hoher Wirkungsgrad in der Stromversorgung wird im Wesentlichen durch zwei Faktoren erzielt: Durch eine entsprechend ausgelegte und optimierte Schaltungstechnik und durch die Verwendung modernster Leistungshalbleiter. Das gilt natürlich nicht nur für Netzteile für Server-Racks, sondern grundsätzlich für alle Stromversorgungen. Jörg Traum, Emtron » Moderne Stromversorgungen können nicht nur dabei helfen, den Energieverbrauch messbar zu reduzieren, sie amortisieren sich auch mittelfristig über die Senkung des Stromverbrauchs. «

Netzknoten als energetischen Endverbrauchern für eine deutlich bessere Energieverwertung gesorgt. Doch die immer noch steigende Nutzung von Internet und mobilen Diensten sorgt weiter für eine stetige Zunahme des Gesamtenergiebedarfes durch die IT. Gegensteuern lässt sich außer durch den Einsatz energieeffizienter Server auch auf der Ebene der Netzteile. Zeitgemäße Stromversorgungseinheiten

Je höher der Wirkungsgrad der in Industrieschaltschränken eingesetzten Netzteile, um so geringer ist die über Klimatisierung wegzukühlende Abfallwärme. Darüber hinaus reduziert sich auch noch der apparative Aufwand.

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Hinsichtlich der Schaltungstechnik erzielt der Einsatz von Hochsetzstellern mit aktiver Leistungsfaktor-Korrektur die wohl besten Resultate. Auch Vorwärtsregler, die intern nach dem Prinzip der Pulsweitenmodulation arbeiten, eignen sich für effizienzoptimierte Stromversorgungen – beide verringern zudem die Welligkeit der Ausgangsspannung und erlauben es, die Leistungsdichte höher zu schrauben, ohne dass die Gefahr einer Überhitzung droht. Einen wesentlichen Beitrag zur Verbesserung der Energiebilanz leistet auch die Bestückung der Stromversorgung mit MOSFET-Synchrongleichrichtern statt der weit verbreiteten Dioden-Brückenschaltungen. Sämtliche Bauelemente sind heute typischerweise in integrierten Schaltkreisen zusammengefasst, dann ist der Nachteil des erhöhten schaltungstechnischen Aufwands heute nicht mehr relevant. In den Leistungsstufen halten moderne Bauelemente wie IGBTs, MOSFETs und JFETs heute die Schaltverluste so gering wie möglich. Am Horizont aber tauchen bereits neue Technologien für Leistungstransistoren auf. Die Rede ist von SiliziumCarbid (SiC) und Gallium-Nitrid (GaN). Diese so genannten Wide-Bandgap-Halbleiter sollen noch einmal deutliche Verbesserungen bei der Schaltgeschwindigkeit und damit bei der Flankensteilheit sowie beim Durchlasswiderstand ermöglichen

– beides wichtige Parameter für die Energieeffizienz. Die Einführung von Leistungshalbleitern auf Basis dieser Materialien in den Volumenmarkt hat in Spezialgebieten bereits begonnen und dürfte in wenigen Jahren den breiten Markt erfassen.

LED-Beleuchtungen – es kommt aufs Millivolt an Die meisten Anwendungen in Industrie, Medizintechnik oder Consumer-Elektronik verlangen nach Netzteilen, die ihren nachgeschalteten Verbrauchern eine möglichst konstante Spannung zur Verfügung stellen. Bei einem gegenwärtig besonders wachstumsträchtigen Anwendungsbereich, der LED-Beleuchtung, ist das im Prinzip anders: LEDs benötigen einen konstanten Strom. Ihre steile Diodenkennlinie – denn letztlich sind auch LEDs Dioden – macht die Einstellung des optimalen Arbeitspunktes mit einer Konstantspannungsquelle sehr schwierig; schon wenige Millivolt Abweichung bei der Spannung hätten große Stromschwankungen und damit Helligkeitsänderungen zur Folge. Wer hier eine Konstantspannungsquelle einsetzen möchte, sollte seine Wahl unbedingt unter entsprechend optimierten Geräten wie den Produktfamilien HLG-60H oder HLG-80H-C von Emtron treffen. Die populäre Lösung, zur Strombegrenzung einfach einen Widerstand in Reihe mit der LED oder dem LED-String zu schalten, führt nicht zu einem optimalen Wirkungsgrad. Der Widerstand trägt schließlich nichts zur Beleuchtung bei, sondern verbraucht unproduktiv Energie. Dabei ist es ja gerade der hohe Wirkungsgrad, der den Charme der LED-Beleuchtung ausmacht. Einen weiteren Ansatz zur Reduzierung des Energieverbrauchs

bietet die Gebäudeautomatisierung. Natürlich lassen sich in einem solchen Zusammenhang auch andere Lichtquellen einsetzen, aber LED-basierende Beleuchtungseinrichtungen im Verbund mit intelligenten Stromversorgungen eignen sich geradezu ideal dafür. So lassen sich die Schnittstellen für die Steuerungen direkt in die Stromversorgungen integrieren. Die Kontrolle erfolgt meist über eine Steuer-Gleichspannung zwischen 1 und 10

Volt oder, in neueren Systemen, über die DALISchnittstelle (Digital Adressable Lighting Interface). LED-Stromversorgungen wie das HLG-320H von Mean Well (Vertrieb: Emtron electronic) bieten eine 3-in-1-Dimmfunktion per Steuerspannung, PWM oder Widerstand. Neu im Vertrieb sind in diesem Zusammenhang die DALI-Netzteile von Cincon. Emtron stellt hier ein breites Produktspektrum für die digitale Lichtsteuerung bereit. (ha/eg) 

_08CU5_Mitsubishi_ET_03.pdf;S: 1;Format:(137.00 x 190.00 mm);08. May 2012 15:38:59

Renewables

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Energieeffiziente Elektronik ■ Energieeffizienz bedeutet, den Integrationsgrad der Elektronik zu erhöhen

»Es wird Zeit, umzudenken!« Geringe Energieaufnahme, Wirtschaftlichkeit und hohe technische Systemanforderungen – das ist oft nicht leicht unter einen Hut zu bringen. Die einfache Antwort lautet: Hochintegration. Die wirkliche Herausforderung aber besteht darin, die Integration in reale Produkte wie etwa intelligente Stromzähler umzusetzten. Wie dies gelingen kann, dazu hat Chris Neil, Senior Vice President von Maxim Integrated, einige Ideen.

Höhere Integration – für die Elektronik sicherlich nichts Neues. Neu sind aber immer wieder die Herausforderungen, die sich den Ingenieuren stellen, um höhere Integration tatsächlich umsetzen zu können. Heute geht es vor allem darum, Funktionen zu integrieren, die sich monolithisch kombiniert nicht gut vertragen, allen voran digitale und analoge Funktionen, aber auch Funkeinheiten, das Power-Management und teilweise sogar Sensoren. Zudem soll das Ganze möglichst wenig Leistung aufnehmen, weil die Elektronik für Geräte vorgesehen ist, die ihre Energie sehr häufig aus Batterien oder – künftig wohl mehr und mehr – aus Energy-Har-

vesting-Einheiten beziehen. Diese Anforderungen stellen heute ganz unterschiedliche Marktsektoren: Vom Smart Metering über Smart Grid zu Gebäude- und HeimAutomatisierung, über die industrielle Automatisierung bis zu hin zu Gesundheitssystemen, Sicherheitssystemen, Fahrzeugen und der Telematik. Noch ist der Integrationsgrad gerade im analogen Bereich allerdings nicht sehr weit vorangeschritten. »Die Hersteller haben sich auf die Entwicklung analoger Building-Blocks spezialisiert, rund 40.000 dieser Funktionseinheiten bieten die Hersteller und Distributoren heute als eigenständige Chips an«, sagt Chris Neil. Das

ist zunächst einmal kein Wunder, gerade weil analoge und digitale Funktionen sich nur schwer kombinieren lassen. Also werden reine analoge Funktionsblöcke auch weiterhin benötigt. Maxim generiert heute immerhin 1 Mrd. Dollar Umsatz – von insgesamt 2,4 Mrd. Dollar – mit diesen Funktionsblöcken. Über lange Zeit galt für die Hersteller analoger ICs: Wer sein Produktspektrum kontinuierlich ausbaut, gewinnt Marktanteile. Maxim habe das erfolgreich praktiziert, ein neues Produkt pro Tag konnte das Unternehmen auf den Markt werfen. Auch andere Hersteller sind diesen Weg gegangen, und über die letzten zehn Jahre konnten die Top-Player ihren Marktanteil verdoppeln.

Messtechnik, Sicherheits- und Kommunikationsfunktionen kombiniert Hochintegriertes Smart-Meter-SoC Mit speziellem Fokus auf das Thema Sicherheit hat Maxim seine hochintegrierten Smart-Meter-SoCs der Serie »Zeus« entwickelt. Neben den reinen Mess-/Zähler- und Kommunikationsfunktionen bieten sie gleich mehrere Sicherheitsebenen zum Schutz komplexer Smart-Grid-Infrastrukturen. Mit zunehmender Vernetzung der Smart Meter gelangt das Thema Sicherheit zu einem immer kritischeren Aspekt. Vor allem der Schutz vor Energiediebstahl und Cyber-Attacken auf das Stromnetz bereiten Experten Kopfzerbrechen. Hier setzt das neue Smart-Meter SoC (System on Chip) »Zeus« von Maxim mit seinem ausgeklügelten Sicherheitskonzept an: Während ein eingebautes Kryptografie-Modul die Kommunikation absichert, verhindert ein sicherer Bootloader unbefugte Veränderungen an der Firmware. Die Erkennung von Manipulationsversuchen bietet den Energieversorgern überdies die Gewähr, dass jegliche physische Attacke auf den Energiezähler erkannt, aufgezeichnet und gemeldet wird. »Zeus« basiert auf einem mit 120 MHz getakteten ARM-Cortex-M3-Applikationsprozessor und einem 32-Bit-Mikrocontroller MAXQ30 mit 40 MHz Taktfrequenz und DSP-Unterstützung für die Stromzähler-Funktion. Seine Multicore-Archi-

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Die »Zeus«-Smart-Meter-SoCs von Maxim kombinieren Mess-/Zähler-, Kommunikations- und Sicherheitsfunktionen in einem Baustein tektur unterstützt die WELMEC-konforme (WELMEC = Western European Cooperation in Legal Metrology) Trennung zwischen rechtlich relevanten und irrelevanten Funktionen, um die Validierung zu erleichtern. Darüber hinaus punktet der Baustein mit einer hohen Zählergenauigkeit: Mehrere ADC-Kanäle arbeiten jeweils mit einer Abtastrate von 10 kSample/s und erzielen eine Genauigkeit von 0,1 Prozent über einen Dynamikbereich von 5.000:1. »Mit ‚Zeus‘ gibt es endlich ein wirklich komplettes Smart-Meter-SoC«, sagt Kris Ardis, Business Director für Smart-Grid-Produkte bei Maxim. »Durch die Kombination aus Messtechnik, Sicherheit und Kommunikation können wir hier eine Plattform für jegliches Embedded-Smart-Grid-Equipment anbieten, das auf sichere Weise messen und kommunizieren muss. Die von Zeus gebotenen Fähig-

keiten bieten Energieversorgern und Stromzählerherstellern eine flexible Plattform, die schon heute für die Anforderungen von morgen gerüstet ist.« Zur »Zeus«-Plattform gehören die Bausteine MAX71616, MAX71617, MAX71636 und MAX 71637. (nw)

_09QE3_Farnell_ET6.pdf;S: 1;Format:(105.00 x 297.00 mm);22. Nov 2012 12:27:59

Wer braucht 80.000 analoge Building Blocks? Würde man diese Entwicklung in die Zukunft extrapolieren, dann müssten die Distributoren im Jahr 2020 rund 80.000 analoge ICs im Programm führen. Das allerdings hält Neil für unrealistisch. Das angestrebte Wachstum könnte Maxim über diese Schiene nicht mehr generieren: »Wer braucht wirklich 80.000 analoge Building Blocks? Wie sollen sie sich noch differenzieren? Unsere Antwort darauf ist klar: Es wird Zeit umzudenken!« Und das bedeutet: den Integrationsgrad der Produkte zu erhöhen. Wenn aber der Integrationsgrad erhöht werden soll, dann muss immer auch klar sein, für welche Anwendung der Baustein gedacht ist – erst dann können die Ingenieure entscheiden, wie die Funktionen jeweils auf ein spezielles System optimiert werden können: Kommt es eher auf eine hohe Verarbeitungsgeschwindigkeit oder auf eine möglichst geringe Leistungsaufnahme im digitalen Bereich an? Oder sollen die Analogfunktionen auf hohe Genauigkeit optimiert werden? »Solche Fragen lassen sich nur in Hinblick auf die Endanwendung klären«, sagt Chris Neil. »Deshalb entwickeln wir verschiedene Funktionsblöcke, die sich je nach Anforderungen der Endanwendung relativ einfach auf ein einziges Stück Silizium integrieren lassen. Und wir arbeiten sehr eng mit den Kunden zusammen, um uns ein tiefes Systemwissen aufzubauen.«

Hochintegrierte ICs tragen 37 Prozent zum Umsatz bei Maxim verfolgt diese Strategie schon seit einigen Jahren, wie nicht zuletzt die Einkaufsaktivitäten des Unternehmens zeigen: Längst hat sich Maxim von einem Hersteller analoger ICs zu einem Hersteller gewandelt, der sowohl digitale als auch analoge und Funkeinheiten für verschiedene Endmarktsegmente im Portfolio führt. Seit 2007 – das Jahr, in dem Tunç Doluca den Posten des CEO von seinem Vorgänger und Firmengründer Jack Gifford übernommen hatte – hat Maxim nicht weniger als acht Firmen gekauft. »Und seit 2007 haben wir den Anteil der integrierten Produkte von 18 auf 37 Prozent unseres Umsatzes gesteigert«, sagt Chris Neil. »In absoluten Zahlen ist der Umsatz mit den hochintegrierten Produkten von 360 Mio. Dollar 2007 auf jetzt 900 Mio. Dollar gestiegen.« 55 Prozent der hochintegrierten ICs wandern in Consumer-Geräte wie Handys und Flachbildschirmfernseher. Doch immerhin 45 Prozent gehen heute schon in die Computer-, Kommunikations- und Industriemärkte. »Beispiele dafür sind Strom- und sonstige Verbrauchszähler, Bankterminals, aber auch Kommunikationseinheiten und Systeme für Autos«, so Neil. Bisher hat sich die Strategie laut Neil ausgezahlt: Seit September 2008 ist der Umsatz von Maxim um 21 Prozent von 501 Mio. auf 605 Mio. Dollar 2012 (zum Juni 2012) gestiegen. »Unser nächster Wettbewerber ist in diesem Zeitraum nur um 6 Prozent gewachsen, insgesamt ist der Umsatz der Hersteller analoger ICs

STICHWORT: ERFOLGREICHE ZUSAMMENARBEIT… “Im Bereich Elektronik wird nicht nur von 9 bis 17 Uhr gearbeitet. Bei kniffeligen Design-Fragen sollten wir jederzeit Unterstützung erhalten.”

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Energieeffiziente Elektronik in diesem Zeitraum sogar um 3 Prozent zurückgegangen.«

Time to Market verlangt Systemwissen Den Trend zur höheren Integration sieht er auch weiterhin, nicht nur wegen rein technischer Notwendigkeiten, sondern auch, weil die Systemhersteller mit neuen Produkten schneller am Markt sein wollen. »Sie erwarten von uns, dass wir ihnen dabei helfen. Das geht von den BuildingBlocks über die integrierten Analogprodukte bis zu hoch integrierten Systemen.«

Zähler. Hier ist laut Neil die Integration die treibende Kraft. Maxim hatte im April 2010 Teridian für 315 Mio. Dollar gekauft und sich damit in eine gute Ausgangsposition gebracht.

die letzten fünf Jahre ist dieser Markt mit 9 Prozent gewachsen, und er wird diese Wachstumsrate voraussichtlich beibehalten und so von 7 Milliarden Dollar auf 11 Milliarden Dollar bis 2017 klettern.

Zum Industriesektor zählt Neil auch den Markt für Smart Grids, denn in diesem Bereich, wie in den anderen Industriesektoren auch, können hoch integrierte analoge Funktionen dazu beitragen, sehr viel Geld zu sparen, etwa weil das Smart Grid den Bau neuer Kraftwerke überflüssig macht, die Versorger also weniger Geld investieren müssen. Die dafür erforderlichen Systeme müssen nicht nur die Parameter messen, sie müssen die Daten auch kommunizieren. Das kann drahtlos geschehen oder über Powerline-Communiction (PLC). »PLC bietet den Versorgern und Netzbetreibern eine sehr günstige Möglichkeit, die Daten verlässlich über die existierenden Leitungen zu übertragen. Wir engagieren uns hier sehr stark, auch » Mit dem neuen Namen und dem neuen Logo in den entsprechenden wollen wir nicht nur unsere technische Stärke Standardisierungs-Koals Hersteller hoch integrierter ICs zeigen, mitees«, so Neil.

Weil Maxim überzeugt ist, auf dem Weg zur höheren Integration schon ein gutes Stück voran gekommen zu sein, hat das Unternehmen dies jetzt auch nach außen deutlich dokumentiert: Ein neuer Name – Maxim Integrated – und ein neues Logo sollen den Wandel sichtbar machen. »Damit wollen wir nicht nur unsere technische Stärke als Hersteller hoch integrierter ICs zeigen, sondern auch, dass wir uns zu einem sehr kunsondern auch, dass wir den Anwendern helfen, denorientierten Unternehmen eigene Systeme schnell auf den Markt zu bringen. « Ähnliche Probleme wie entwickelt haben, das den Anim Smart Grid stellen wendern hilft, eigene Systeme Chris Neil, Maxim Integrated sich auch den Produktischnell und mit überschauonsanlagen in der Inbarem Aufwand auf den Markt zu bringen«, sagt Neil. »Wir haben 30.000 2011 wurden laut Chris Neil rund 65 Mil- dustrie: Wie können die Maschinen länger Kunden, und gerade für die vielen lionen Smart Meters verkauft, sie sollen arbeiten, wie kann man die Wartungskleineren und mittleren Kunden ist das künftig mit 12 Prozent pro Jahr wachsen. kosten verringern? Die Antwort: Sensoren, eine sehr wichtige Botschaft. Wir wollen Derzeit basieren nur 30 Prozent der Zähler die Parameter wie Spannung, Strom, Temnicht nur technisch führend sein, sondern auf hoch integrierten ICs, in denen Mess- peratur, Vibrationen, Schall und Feuchte einen neuen, systemorientierten Ansatz funktion und digitale Funktionen monoli- aufnehmen und – meist drahtlos – weiterthisch integriert sind. »Über die nächsten geben. Dann lässt sich beispielsweise festeinbringen.« Jahre wird dieser Anteil schnell auf 60 bis stellen, wann ein Motor tatsächlich ausgeDas bedeutet nicht nur, die hochinte- 70 Prozent steigen, die SoCs werden die wechselt werden muss, etwa weil ein Lagrierten Chips zu entwickeln, sondern diskret aufgebauten Zähler schon in zwei ger abgenutzt ist. Das spart teure Routineauch, den Kunden zu zeigen, wie sie da- Jahren überholt haben«, so Neil. Kurz vor Wechsel und vermeidet unvorhergesehene mit schnell zu eigenen Produkten kom- der electronica hatte Maxim »Zeus« vorge- Ausfälle. Sicherheitsfunktionen spielen men können. Umfangreiche Dokumenta- stellt (siehe Kastentext auf Seite 10), ein hier eine große Rolle, denn falsche Daten tionen und vor allem Referenz-Designs Chip, der die Messung und die Kommuni- könnten erst recht zu teuren Maschinenmit der zugehörigen Software spielen da- kation monolithisch integriert – einschließ- ausfällen sorgen. bei eine wichtige Rolle. Und nicht zu ver- lich der Sicherheitsfunktionen. Auf der electronica hat Maxim ein System gessen die Ingenieure von Maxim, die mit ihrem Systemwissen den Anwendern helDer Industriemarkt hat viel Potenzial zur Monitorüberwachung vorgestellt. Das Herz ist der MAX78638. Der Chip misst fen, die Designs schnell in reale Produkte umzusetzen. Ein gutes Beispiel aus dem Im Industriemarkt insgesamt sieht Chris verschiedene Parameter wie Umdrehungsindustriellen Bereich sind die intelligenten Neil noch viel Wachstumspotenzial. Über zahl, Temperaturen, Strom und Spannung,

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› AKTIVE BAUELEMENTE › PASSIVE BAUELEMENTE › ELEKTROTECHNIK › MESSTECHNIK › AUTOMATION › LÖTTECHNIK › INDUSTRIELLE IT

aus denen auf den Zustand des Motors geschlossen werden kann. Schon bevor Rotor, Stator oder Kugellager ausfallen, warnt das System den Betreiber.

› FACHSEMINARE ZU AKTUELLEN

Gesundheitssysteme – wir stehen erst am Anfang Auch im Gesundheitssektor tragen hoch integrierte analoge ICs entscheidend dazu bei, Kosten zu sparen. Überwachungssysteme, die die Patienten am Körper tragen, können ihre Daten aufnehmen und zum Arzt kommunizieren. Das spart Krankenhausaufenthalte. Ältere Personen können damit sicher in ihrer gewohnten Umgebung leben. Das erfordert sehr genaue Messungen, also auch sehr genaue analoge Funktionen in Kombination mit drahtlosen Kommunikationseinheiten. Außerdem sind anspruchsvolle Sicherheitsfunktionen erforderlich, denn die Daten können über die Gesundheit des Patienten entscheiden, sie dürfen weder unabsichtlich noch absichtlich – etwa durch Hacker – verfälscht werden.

THEMEN, BUNDESWEIT

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_09N44_Distrelec_ET6.pdf;S: 1;Format:(105.00 x 297.00 mm);13. Nov 2012 13:30:01

Energieeffiziente Elektronik ■ Kostengünstig, leistungsfähig, flexibel

Smart-Meter-ICs auf Basis von ARM-Cortex-Kernen Freescale hat auf der Metering Billing / CRM Europe in Amsterdam drei neue ICs für den Einsatz in intelligenten Zählern vorgestellt. Dazu gehört der »Zähler auf einem Chip« (ein Sub-GHz-Funkmodul und ein Controller), der mit zwei ZigBeeNetzen kommunizieren kann – alles auf Basis von ARM-Cortex-Kernen.

»Wir bauen unsere ARM-basierenden Kinetis-Controller-Plattform weiter aus und entwickeln auf ihrer Basis Controller, die auf den Einsatz in vertikalen Marktsegmenten abzielen«, sagt Bruno Baylac, Direktor und General Manager des Geschäftsbereichs Metering, Medical & Connectivity von Freescale. Als einen vielversprechenden vertikalen Markt sieht er intelligente Zähler an. Besonders hoch liege das Potenzial in China, wo er mit 40 bis 60 Millionen elektronischen Zählern pro Jahr rechnet. Schon heute liefere Freescale mehrere 10 Millionen Controller pro Jahr nach China, die in Kommunikationseinheiten von elektronischen Zählern Einsatz finden. Auch in Indien würden intelligente Zähler verstärkt Einzug halten, zahlreiche Automated-Meter-Reading-Pilotprojekte laufen dort

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bereits. Und Japan sei sehr eifrig damit beschäftigt, ein Smart Grid aufzubauen, um den Anteil der Atomkraft nach Fukushima reduzieren und erneuerbare Energien ins Netz integrieren zu können. Sehr große Chancen sieht er für das Submetering voraus. Um die Energieeffizienz von Produktionsmaschinen, von Verbrauchern in Gebäuden und in Rechenzentren zu überwachen, sei eine riesige Anzahl von Messknoten erforderlich: »Dieser Markt wird den der Smart Meters noch übertreffen«, so Baylac. Und zusätzlich würden auch elektromechanische Gas-, Wasser- und Wärmezähler zunehmend durch elektronische Typen ersetzt. Die Aufzählung zeigt schon, dass an die ICs für Smart Meters sehr unterschiedliche Anforderungen gestellt werden, denn in den unterschiedlichen Weltregionen existieren unterschiedliche Standards und

Der KW20-Controller kann über zwei unterschiedliche ZigBee-Netze kommunizieren.

Regulierungen. Auch die Anforderungen an die Leistungsfähigkeit und an die Kosten für die Zähler sind vielfältig. »Auf Basis der Kinetis-Controller-Plattform können wir schnell Typen entwickeln, die auf Performance, Preis und Flexibilität optimiert sind« meint Baylac. Dass dies nicht leere Worte sind, wollte das Unternehmen in Amsterdam unter Beweis stellen.

_09LTD_Panasonic_ET6.pdf;S: 1;Format:(72.00 x 297.00 mm);08. Nov 2012 08:18:43

Durch einen hohen Integrationsgrad zeichnen sich die ersten Controller der Kinetis-M-Plattform aus, deren Kern der ARM Cortex M0+ bildet. »Es handelt sich um kostengünstige ICs, auf denen sowohl die Mess-Einheit als auch ein flexibles Analog-Frontend integriert sind. Damit ermöglicht dieser SingleChip-Meter-SOC den einfachen Aufbau sehr genauer Ein- und Zweiphasen-Zähler«, erklärt Baylac. Auf externe Komponenten können die Zähler-Hersteller weitgehend verzichten, auch ein externer Quarz ist nicht erforderlich. Das Spektrum der Kinetis-M-Familie umfasst neben den Single-Chip-Versionen auch Typen, die hochpräzise Analogschnittstellen enthalten und für den Einsatz in intelligenten Multi-Chip-Zählern bestimmt sind. Das Analog-Frontend (AFE), mit dem alle Mitglieder der Kinetis-M-Familie ausgestattet sind, besteht aus vier Sigma-Delta-A/D-Wandlern mit einer Auflösung von 24 Bit, zwei rauscharmen PGAs (Programmable Gain Amplifier), die einen Dynamikbereich von 2000 zu 1 ermöglichen, einer Präzisions-Spannungsreferenz mit geringer Temperaturdrift und einem PhasenverschiebungsKompensator, der für eine einfachere Berechnung der Leistungswerte sorgt.

Das AFE ermöglicht dem Controller, die Leistungsdaten auf 0,1 Prozent genau zu berechnen. Weil es konfigurierbar ist, lässt sich das AFE auf die Anforderungen unterschiedlicher Regionen anpassen. Der ARM-Cortex M0+ arbeitet mit 50 MHz, die typische Stromaufnahme im Normalbetreib liegt unter 100 µA/MHz. Es stehen Stromsparmodi für bestimmte Einsatzszenarien wie Nullleiterabschaltung zur Verfügung. Auf den ICs hat Freescale Flash-Speicher mit bis zu 128 KByte und SRAMs mit bis zu 16 KByte integriert. Die Memory Protection Unit schützt den Applikationscode und erlaubt es, die WELMEC-konforme Software direkt zu implementieren. Zu den weiteren Sicherheitsfunktionen gehört ein Zufallszahlengenerator für die Kryptographie, der in Hardware ausgeführt ist, und Schutzfunktionen gegen Manipulationsversuche: Externe Pins erkennen die unterschiedlichsten Angriffsmethoden und können so Manipulationen von außen verhindern.

„0“

Watt Energieverbrauch

Für den Aufbau der Zähler bietet Freescale mehrere Referenz-Designs. Dazu zählen ein genauer Ein-Phasen-Stromzähler für die Region Europa, kosteneffiziente Zähler für China und Indien mit Nullleiterabschaltung sowie genaue Zwei-Phasen-Stromzähler für die Regionen USA und Japan.

Das neue, bistabile DW-Relais für alle, die Energie sparen wollen im Bereich Smart Metering, in Haushalts- und Elektrogeräten, in Industrie- und Sicherheitsanlagen, bei der Spannungsversorgung, in batteriebetriebenen Applikationen und in der Gebäudeautomatisierung. Bilder: Freescale Semiconductor

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Energieeffiziente Elektronik

Bruno Baylac, Freescale » Der Markt für Smart Meters wächst in Asien schnell. Insgesamt gehe ich jedoch davon aus, dass der Markt für Submetering den Markt für intelligente Zähler künftig noch übertreffen wird. «

Ein Controller für zwei ZigBee-Netze Die Möglichkeit, über verschiedene Schnittstellen zu kommunizieren, ist für intelligente Zähler nach den Worten von Baylac ein wichtiges Kriterium. Und weil ZigBee sich über die letzten Jahre in ver­ schiedene »Flavors« für bestimmte An­ wendungen aufgespalten hat, bietet Free­ scale mit dem »Kinetis KW 20« einen Con­ troller für die drahtlose Kommunikation, der mit zwei ZigBee­Netzen kommunizie­ ren kann. »Es kommt vor, dass in einem

Gebäude gleichzeitig verschiedene Perso­ anl Area Networks (PAN), etwa ZigBee Home Automation, ZigBee RF4CE oder ZigBee Smart Energy Version 1.x bzw. 2.0, zu finden sind«, so Baylac. »Mit der Dual­ PAN­Funktionalität kann ein einziger Bau­ stein sich nahtlos mit zwei verschiedenen Netzen verbinden und mit ihnen kommu­ nizieren.« Kern des KW20 ist der ARM Cortex­M4. Mit bis zu 512 KByte Flash­Speicher und 64 KByte SRAM verfügt der Controller über ausreichend Speicherplatz, um die Protokoll­Stacks von zwei Netzwerken

NFC plus Postpaid- bzw. Prepaid-Zähler Die Stromrechnung übers Handy bezahlen Über ein mit Near Field Communication (NFC) ausgestattetes Handy und einen Postpaid-Zähler können die Endverbraucher den Strom sehr einfach bezahlen. Das haben Freescale und INSIDE Secure in Amsterdam demonstriert. »Wir haben im Rahmen unserer Partnerschaft mit INSIDE Secure jetzt bereits den zweiten Zählertyp entwickelt. Damit können die Endverbraucher ihr NFC-Handy dazu verwenden, ihre Zähler sicher auszulesen, und die verschlüsselten Daten zu den Energieversorgern schicken, um ihre Rechnung zu bezahlen«, sagt Bruno Baylac, Direktor und General Manager des Geschäftsbereichs Metering, Medical & Connectivity von Freescale. Aufgrund der hochintegrierten ICs, die im Zähler Einsatz finden, lassen sich die Kosten für diese Geräte gegenüber bisherigen Typen deutlich senken. Für die Sicherheit sorgen das VaultIC-460-Security-Modul und

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der MicroRead-4.3-NFC-Controller von INSIDE Secure. Der VaultIC 460 ist entsprechend FIPS140-2 Level 3 zertifiziert. Mit dem NFC-Transceiver können die Hersteller von Zählern ein System aufbauen, das laut Sophie Iteney-Martin, Sales & Business Development Manager der Digital Security Business Line von INSIDE Secure, praktisch nicht zu hacken sei. Die Steuerung des Systems übernimmt der MK30X256, ein auf dem ARM Cortex M4 basierender 32-Bit-Controller der Kinetis-Familie von Freescale. Mit 100 MHz getaktet, erreicht er 1,25 DMIPS/MHz. Der integrierte LCD-Controller zeigt die Werte des Zählers auf Knopfdruck an. Die Firmware basiert auf dem MQX-Echtzeitbetriebssystem von Freescale. Je nach verwendeter Firmware kann der Zähler als Post- oder Prepaid-Typ arbeiten. So können die Hersteller schnell unterschiedliche Märkte bedienen. (ha)

aufzunehmen. Eine zweite MCU ist damit nicht mehr erforderlich. Den KW20 hat Freescale so ausgelegt, dass er alle wich­ tigen Netzwerkparameter für zwei Netze speichert, inklusive PAN ID, kurzen und langen Netzwerkadressen und HF­Kanal. Damit kann der Controller innerhalb von 64 µs zwischen den Netzwerken umschal­ ten. Gegenüber Softwareimplementie­ rungen resultiert daraus ein um das Fünf­ fache höherer Leistungsdurchsatz. Der Netzwerkverkehr und die Latenzzeiten reduzieren sich, und gleichzeitig sinkt die Stromaufnahme auf Sys­temebene. Darü­ ber hinaus kann der KW20 als Koordina­ tor, als Router oder als Endgerät auf dem jeweiligen Netz fungieren. Den Dual­PAN­Transceiver bietet Free­ scale mit dem MC13242 auch als Einzel­IC an, so dass ihn die Anwender in Kombi­ nation mit anderen Kinetis­32­Bit­Mikro­ controllern nutzen können. Das Einzel­IC erreicht die gleiche Leistungsstärke wie das Funkteil im KW20. Für die Entwickler stellt Freescale die ZigBee­Protokollsoft­ ware sowie Musterapplikationen für den MC13242 und den KW20 zur Verfügung. Dazu zählen auch die in Kürze erschei­ nenden ZigBee­IP­Stacks und der ZigBee­ Smart­Energy­2.0­Standard. Derzeit bemustert Freescale einen kleinen Kreis von Kunden mit den Kinetis­KW20­ MCUs (KW21D256V, KW21D512V und KW22D512V) und dem HF­Transceiver MC13242 sowie Software, ZigBee­Proto­ kollstacks und Profilsoftware. Die Liefe­ rung in Stückzahlen will das Unterneh­ men im ersten Quartal 2013 aufnehmen. Bei Abnahme von 10.000 Stück beträgt der Einstiegspreis für den KW21D256 4,27 Dollar.

32-Bit-Controller für die Sub-GHz-Kommunikation Weil in Europa die Zähler häufig nicht, wie beispielsweise in den USA, außerhalb des Hauses angebracht sind, sondern im Kel­ ler sitzen, muss die Kommunikation über Funk durch Hindernisse wie Betonwände funktionieren. Je niedriger die Funkfre­ quenz, umso besser können die Wellen

_08RD5_Dehn_ET_04.pdf;S: 1;Format:(90.00 x 260.00 mm);23. Jul 2012 13:08:03

die Hindernisse durchdringen. Deshalb hat Freescale mit dem »Kinetis KW01« einen Controller für die drahtlose Kommunikation mit Frequenzen unterhalb von 1 GHz entwickelt. Das Funkmodul kann mit komplexen Modulationsverfahren (GFSK, MSK, GMSK und OOK) arbeiten und erreicht eine Übertragungsrate bis zu 600 kBit/s. Mit Frequenzen von 290 bis 1020 MHz deckt es die ISM-Bänder in Japan, USA, Europa, China, Indien, Brasilien, Mexiko und anderen Ländern ab. Darüber hinaus kann das effiziente und Strom sparende CPUSystem auf Basis des ARM Cortex M0+ zahlreiche Netzwerkprotokolle bewältigen: Der KW01 ist nicht nur dafür ausgelegt, mit dem als Industriestandard etablierten 802.15.4e/g-Protokoll zu arbeiten, sondern kann auch über 6LoWPAN, wMBus (EN13757-4), KNX und ECHONET sowie über proprietäre Protokolle kommunizieren. Damit eignet er sich auch für den Einsatz im Außenbereich. Der ARMCortex-M0+-Prozessor arbeitet mit bis zu 48 MHz. Die Kapazität des integrierten Flash-Speichers beträgt 128 KByte, die des SRAM 16 KByte. Unter typischen Betriebsbedingungen nimmt der KW01 einen Strom von 40 µA/MHz auf. Im StandbyModus gibt er sich mit 1,7 µA zufrieden, die Weckzeit beträgt nur 4,3 µs. Im Stop-Modus nimmt der Baustein weniger als 100 nA auf – und das unter Erhaltung der Konfigurationsdaten des Funkteils. Dank seiner umfassenden Modemfunktionen kann der KW01 die rudimentären Protokoll-Schichten der Funkkommunikation verarbeiten, während die höheren Schichten des Netzwerkprotokolls in einem externen Host-Applikationsprozessor laufen. Die auf dem Chip integrierten Peripheriefunktionen, etwa der 16-Bit-A/D-Wandler, erlauben es dem KW01 aber auch, einfachere Netzwerkprotokolle ohne Hostprozessor zu verarbeiten. Damit lässt sich das Sensornetzwerk mit einem Single-Chip-System implementieren.

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Muster der Kinetis-KW01-MCU will Freescale in diesen Tagen ausliefern, die Stückzahlenproduktion ist für das erste Quartal 2013 geplant. Um die Entwicklung zu vereinfachen, bietet Freescale mehrere Werkzeuge an. Dazu zählen das PC-TestTool für die umfassende Evaluation der Funkleistung und eine rasche Konfiguration des Funkteils, die FCC-zertifizierte und CE-konforme Hard- und Softwarekonfiguration, das Eclipsbasierte CodeWarrior IDE (Integrated Development Environment) mit vollständigem Debug-Modul für das Debuggen und Flashen der Schaltung und die modulare Tower-System-Hardwareplattform für die rasche Prototypenerstellung. Allerdings ist in Europa nicht nur die Kommunikation über Funk verbreitet, sondern vor allem auch über Powerline Communication (PLC). Müsste ein Hersteller von Smart-MeterChips also nicht auch die PLC-Schnittstelle bieten können? »Wir entwickeln bereits PLC-Chips. G3-PLC- und PRIME-kompatible Bausteine wird Freescale im Laufe des kommenden Jahres vorstellen«, erklärt Baylac. (ha) 

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Energieeffiziente Elektronik ■ Smart-Meter-SoC, Smart-Meter-Entwicklungs-Board und Konzentrator-Design

TI vereinfacht Smart-Meter-Designs Einen hoch integrierten »Smart-Meter-on a Chip«, ein Smart-Meter-EvaluationBoard, um die Entwicklung von Smart Meter-Systemen zu vereinfachen und zu beschleunigen, sowie ein zusammen mit Aricent entwickeltes DatenkonzentratorReferenz-Designs: TI hat gleich drei neue Produkte rund ums Smart Metering vorgestellt.

»Mit dem Daten-Konzentrator-ReferenzDesign wollen wir die Hersteller in die Lage versetzen, schnell Konzentratoren entwickeln zu können, die sich von denen des Wettbewerbs differenzieren«, sagt Markus Staeblein, General Manager Smart Grid Solutions von TI. Der neue Datenkonzentrator kann auf Basis von zwei Prozessoren von TI arbeiten, dem Sitara AM335x ARM Cortex-A8 und Sitara AM1808 ARM9. Für die Powerline-Kommunikation steuert TI das Analog-Front-End AFE031 in Kombination mit dem TMS320F28PLC83 aus der Controller-Familie C2000 bei. Die Kommunikationseinheit kann sowohl nach dem PRIME- als auch dem G3-PLCStandard arbeiten. Aricent hat den Protokoll-Stack für Device Language Message Specification (DLMS) und Companion Specification for Energy Metering (COSEM) entwickelt, der auf die DatenkonzentratorPlattform von TI optimiert ist. Markus Staeblein sieht Smart Metering als einen interessanten Wachstumsmarkt für

Halbleiterhersteller an, weil seiner Meinung nach künftig an intelligenten Netzen kein Weg vorbei führt: »Dazu ist Smart Metering unumgänglich.« In Europa sei die Powerline-Kommunikation für Metering-Systeme auf dem Vormarsch und werde jetzt auch auf internationaler Ebene standardisiert, weshalb TI ICs entwickele, die auf die entsprechenden Standards ausgelegt sind. Er ist aber auch überzeugt, dass es im Haus auf absehbare Zeit viele verschiedene Standards geben wird, damit müssten die Hersteller leben. »Deshalb betrachten wir die EEBus-Initiative als einen interessanten Ansatz, um doch so etwas wie einen einheitlichen Standard ins Smart Home zu bringen«, so Staeblein. Als eine der wichtigsten Voraussetzungen, um sich als Halbleiterhersteller auf dem Markt für Zähler-ICs behaupten zu können, sieht er es an, ICs mit möglichst geringer Leistungsaufnahme zu entwickeln. Insbesondere gilt dies für Zähler, die meist

keinen direkten Zugang zu einer externen Stromversorgung haben wie Gas- oder Wasserzähler. »Hier kommt es auf LowPower-Controller, Low-Power-HF-Funktionen für die Funkübertragung und vor allem auf das passend ausgelegte PowerManagement an. Nicht zu vergessen die Metrologie.« Je höher der Integrationsgrad, desto geringer könne die Leistungsaufnahme ausfallen. »Außerdem reduziert das die Kosten, deshalb legen wir großen Wert darauf, ICs zu entwicklen, auf denen möglichst viele Funktionen monolithisch integriert sind«, so Staeblein.

Lukrativer Marktsektor Low-Power-Controller Selbstverständlich erwähnt er in diesem Zusammenhang den MSP430, ein Controller, mit dem sich TI schon früh im Bereich Low Power einen Namen gemacht hat. Inzwischen sind auch andere Firmen auf den lukrativen Marktsektor der Low-PowerController aufmerksam geworden. Doch Staeblein ist sich sicher, die Position von TI in Zukunft weiter verteidigen zu können. »Ein wichtiger Schritt bestand darin, FRAMs auf die Controller zu integrieren«, so Staeblein. Das sieht er als einen entscheidenden Differenzierungsfaktor an, weil die FRAMs erheblich zur Reduktion der Leistungsaufahme beitrügen.

Auf dem neuen Smart-Meter-SoC hat TI die Messeinheit, den Controller und die Kommunikationseinheit auf einem Chip integriert

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Bild: Texas Instruments

»Aber Ultra Low Power betrifft eben nicht nur den Controller, sondern genauso das

_09PYB_OmicronLab_ET6.pdf;S: 1;Format:(58.00 x 260.00 mm);21. Nov 2012 12:00:16

zieren und die Zuverlässigkeit der Geräte zu steigern.

Markus Staeblein, Texas Instruments » An Smart Metering führt künftig kein Weg mehr vorbei, deshalb konzentrieren wir uns darauf, ein breites Produktspektrum für diesen Marktsektor zu entwickeln. «

Power-Management und die analogen Komponenten. Diese Kombination kann TI aufeinander abgestimmt und mit hohem Integrationsgrad anbieten – einschließlich der auf die jeweiligen Plattformen zugeschnittenen Software«, so Staeblein. Gerade die Software sei oft entscheidend. Wer hier nicht aufpasse, der könne die hart erarbeitete niedrige Leistungsaufnahme der Chips schnell wieder verlieren. »Hier unterstützen wir die Entwickler auf unterschiedlichen Ebenen. Wir bieten beispeisleweise ein ScanInterface für die Gas- und Wasser-Zähler, und selbst für Standards wie wMBus bieten wir optimierte Stacks, die auf eine lange Batterielebensdauer optimiert sind«, sagt Staeblein

Smart-Meter-SoC Was den hohen Integrationsgrad betrifft, so hat TI für den Einsatz in elektronischen Zählern ein Smart-Meter-System-on-Chip entwickelt, auf dem die Messfunktionen, die Appliaktions- und Kommunikaitonsfunktionen auf einem Chip integriert sind. Das erlaubt es den Entwicklern, die Designs gegenüber diskret aufgebauten Zählern zu vereinfachen, die Kosten zu redu-

Die Messfunktionen erreichen eine Genauigkeit von 0,5 Prozent und sind für 1- und 3-Phasen-Zähler geeignet. Auf Basis des ARM-Cortex-M3-Kerns lassen sich sowohl die Meter-Management-Firmware (DLMS/COSEM, Metrologie, Applicationsprofile, Netzwerk-Stacks) als auch Sicherheitsfunktionen realisieren. Es steht bis zu 1 MByte Flash-Speicher zur Verfügung. Die Kommunikationseinheit ist für unterschiedliche Standards ausgelegt. Dazu zählen PLC- und verschiedene Funkprotokolle, so dass die Zähler sich in Wide-Area- und Home-Area-Netzwerke einbinden lassen. Die SoCs stehen ab sofort in Mustern zur Verfügung, die Stückzahlproduktion will TI im dritten Quartal 2013 aufnehmen.

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Flexible-Smart MeterEntwicklungs-Boards Um den Anwendern dabei zu helfen, auszuprobieren, wie sich verschiedene Kommunikationseinheiten, verschiedene Prozessoren und Metrologieeinheiten auf ihre Smart-Meter-Designs auswirken, hat TI ein modulares und skalierbares Smart Meter Board entwickelt (SMB). Auf Basis dieser Boards können die Entwickler ein, zwei- und dreiphasige Stromzähler aufbauen. »Hier zeigen wir, wie die Controller, die Kommunikations-ICs und die analogen Komponenten von TI zu Smart Meter-Systeme kombiniert werden können, die auf unterschiedliche Marktsektoren abzielen«, erklärt Staeblein.

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Zu den Kommunikationsmöglichkeiten gehören PLC, NFC, WiFi, ZigBee (2,4 GHz und sub-1-GHz) sowie Smart Energy Profile (SEP). Auch Pre-Payment-Zähler lassen sich damit realisieren. Außerdem können die Entwickler die Designs in Automatic-Meter-Reading- und Automatic-Meter-Infrastructure-Umgebungen einbinden. Zu den Software-Bibliotheken von TI gehören neben ZigBee SEP 1.x und 2.0 wMBus, 802.15.4g, 1-Phasen/2-Phasen-Metrologie, THD, DLMS, MIFARE und Encryption. (ha) 

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Energieeffiziente Elektronik ■ Energiespeicherschränke

»Letztlich fehlt es noch an den entsprechenden Stückzahlen« Rittal hat erste Konzepte für Energiespeicherschränke zur Einhausung von Speicher-Modulen wie Lithium-Ionen-(Li-Ion-)Akkus vorgestellt. Im Fokus steht dabei die auf Standardkomponenten basierende TS-8-Serie, die die Möglichkeit der Skalierung und modularen Erweiterung sowie die Integrationsmöglichkeit von Wechselrichter, Energie- und Batteriemanagement bietet.

Die neuen Energiespeicherschränke von Rittal für Anwendungen in Windparks basieren auf dem auf Standardkomponenten basierenden, modular aufgebauten TS-8Schaltschranksystem. Die ebenfalls integrierbaren 19-Zoll-Schienen sind bis 100 kg belastbar und in der Höhe flexibel montierbar. Ein Standard-TS-8-Schrank, der mit 19-Zoll-Einschüben für Li-Ion-Batteriemodulen voll bestückt ist, bietet damit derzeit die Einhausung eines Energiespeichers mit einer Kapazität von circa 25 kWh. Für einen höheren Bedarf an Speicherkapazität lassen sich mehrere TS-8Schränke aneinanderreihen – bis hin zu Großspeichern mit einem 20- oder 40-FußContainer. Für die Integration verschiedener Batteriemodule – Li-Ion-Technologie oder BleiAkkumalatoren – in den Schränken hat

Rittal drei unterschiedliche Ansätze entwickelt. Sie unterscheiden sich hauptsächlich in Bezug auf den Innenausbau und die verwendete Speichertechnologie. Allen gemeinsam ist, dass sie dem Anwender die Möglichkeit bieten, mehrere Module zu integrieren, um skalierbare Systeme aufzubauen.

Pilotkunden wenden die neuen Energiespeicher bereits an, darunter die Firma Saft, Siemens (mit dem modularen Energiespeichersystem Siestorage) und Varta. Eine dieser Lösungen ist speziell für Bleibatterien geeignet und nutzt – optional ausziehbare – Schwerlastböden im Schrank, die für Lasten bis 100 kg ausgelegt sind. Für die Integration von Li-Ion-Batterien hat sich insbesondere die modulare 19-Zoll-Einbau-

Rittals Konzept für Energiespeicherschränke zur Einhausung von Speicher-Modulen wie Lithium-Ionen-(Li-Ion-)Akkus basiert auf der TS 8-Serie, die auf Standardkomponenten aufsetzt.

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technik durchgesetzt. Hier liegt das Hauptziel der Entwicklungen von Rittal. Bei der 19-Zoll-Technik werden die Speichermodule ähnlich wie in einem Serverschrank eingeschoben und wahlweise front- oder rückseitig verdrahtet. Die Gleitschienen, auf denen die Module beim Einschieben geführt werden, lassen sich höhenvariabel

montieren. Geplant ist zudem eine Plug&Play-Lösung, bei der die Kontaktierung der Daten- und Leistungsschnittstellen über einen Stecker an der Rückwand realisiert wird. Eine dritte Möglichkeit zur Integration von Batteriemodulen ist ein Innenausbau nach Kundenwunsch. Uwe Scharf, Leiter Produktmanagement bei Rittal, hat mit dem neuen Konzept vor allem Systemintegratoren im Visier, die sich mit Batteriespeichersystemen befassen. »Unser Gehäusesystem bietet dafür eine optimale Plattform, gerade wenn es um Skalierbarkeit und Modularisierung geht. Auf die jeweiligen Endanwender haben wir als Systemlieferant natürlich weniger Einfluss, aber generell eignen sich unsere Gehäusesysteme für Energiespeicher im industriellen Bereich mit hohen Speicherkapazitäten und natürlich für kleinere Anwendungen.« Pilotkunden wenden die neuen Energiespeicher bereits an, darunter die Firma Saft, Siemens (mit dem modularen Energiespeichersystem Siestorage) und Varta.

Die Lithium-Ionen-Technologie steht dabei deutlich im Mittelpunkt, was Scharf so begründet: »Wegen ihrer positiven Eigenschaften wie hoher Zyklenfestigkeit von circa 6000 Zyklen, einem Wirkungsgrad von 80 bis 90 Prozent und einer Energiedichte von 120 bis 210 Wh/kg sind Batterien auf Basis der Lithium-Ionen-Technologie neben Wasserstoff derzeit eine der geeignetsten Speichertechnologien für erneuerbare Energien. Hinzu kommt, dass die Preise aufgrund der anlaufenden Serienfertigung weiter sinken werden.« Scharf betont jedoch, dass Rittals Gehäusesysteme sich »natürlich« auch für Batteriesysteme mit Blei-Akkumulatoren eignen würden. Die Batterietypen würden sich hauptsächlich in Bezug auf den Innenausbau und die verwendete Speichertechnologie unterscheiden. Dank der Standardkomponenten, die Rittal verwende, böte sich dem Anwender unabhängig von der Speichertechnik die Möglichkeit, mehrere Module zu integrieren, um skalierbare Systeme aufzubauen. »Soll mehr Leistung zur Verfügung gestellt werden, wird ein weiteres Energiespeicher-Modul ergänzt«, erklärt Scharf das Prinzip. Für die Integration von Li-Ion-Batterien habe sich besonders die modulare 19-Zoll-Einbautechnik bewährt. »Auf dieser Lösung liegt auch der Schwerpunkt unserer neuesten Entwicklungen.« Namhafte Batteriehersteller böten bereits marktreife Systeme in standar-

tisierung im Gehäuse notwendig mache. Rittal bietet dazu Filterlüfter im Dach oder Geräteboden bis hin zum EC-Lüftern als besonders energiesparende Methode an. Beim Aufbau der Stromverteilung hat Rittal auf Sicherheit und Montageeffizienz geachtet. Um Gehäuse und Schränke mit den benötigten Verteiler- bzw. Sicherungskomponenten ausbauen zu können, stellt Rittal spezielle Einbaukits- und -module aus seinem neuen Installationsverteiler(ISV-)Programm zur Verfügung. Die Moduleinheiten lassen sich einfach auf einen ISV-Tragrahmen aufbauen. (sc) 

disierter 19-Zoll-Einschubtechnik an. Auch Energiespeicherschränke stellen Anforderungen an Mechanik, Klimatisierung und Stromverteilung. Die Gehäuselösungen auf Basis des TS8 seien auf eine Tragkraft von bis zu 1500 kg ausgelegt. »Damit bietet unser System jedem Anwender genug Spielraum für umfangreiche Speicherlösungen«, erklärt Scharf. Elektronische Komponenten wie Wechselrichter und einige Speichersysteme verlangten zudem relativ konstante Betriebstemperaturen, was eine integrierte Klima-

_07EPB_erb_1-Sp_MT_01.ps;S: 1;Format:(45.00 x 30.00 mm);04. Jan 2012 11:04:22

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Wie groß schätzt Scharf den Markt für Energiespeicherschränke ein? Und was hemmt derzeit noch den Marktdurchbruch? »Die Perspektiven sind viel versprechend«, glaubt er. Laut einer Studie der Boston Consulting Group werde der kumulierte Umsatz mit Stromspeichern bis zum Jahre 2030 auf 280 Milliarden Euro steigen, wobei dabei circa 30 Milliarden Euro auf Lithium-Ionen-Technologien entfallen sollen. »Der Markt ist allerdings so noch nicht existent. Die Speicherhersteller stehen unter enormen Druck, da sie auf die wirtschaftlich notwendigen Skaleneffekte kommen müssen. Letztlich fehlt es noch an den entsprechenden Stückzahlen, welche die Kosten für die Speichermodule wesentlich senken.«

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Photovoltaik ■ TÜV-Rheinland-Prüfsiegel verringert Ertragsausfälle und technische Risiken

Qualitätsoffensive für PV-Anlagen

Die Qualität der Installationen von PV-Anlagen lässt immer noch zu wünschen übrig. Der TÜV Rheinland will Abhilfe schaffen und hat dazu ein Zertifizierungsverfahren für Installationsunternehmen entwickelt. Die zertifizierten Firmen müssen sich einmal pro Jahr einem Audit unterziehen.

»Schadhafte PV-Anlagen werden uns in Zukunft noch häufig beschäftigen, weil die Fehler ja erst mit der Zeit sichtbar wer-

den – dann ist es allerdings meist zu spät«, sagt Willi Vaaßen, Geschäftsfeldleiter Solarenergie vom TÜV Rheinland. Aus Insider-Kreisen zu hören, dass bei 30 bis 40 Prozent der bestehenden Anlagen mit Problemen zu rechnen ist. »Und schon 5 Prozent wären zu viel«, so Vaaßen. »Wir sitzen also auf einer Zeitbombe. Die steigende Zahl der Schäden kostet nicht nur Geld, sondern schadet auch dem Image der Photovoltaik insgesamt. Aufklärung ist dringend geboten!« Deshalb will der TÜV Rheinland dafür sorgen, dass die Qualität der Anlagen von vorneherein stimmt und dass bei Bestandsanlagen regelmäßige Wartungen von den Installationsbetrieben durchgeführt werden. Dazu

»Zertifizierter Fachbetrieb« Die Hauptkriterien und ihre Gewichtung:

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Allgemeine Kundenberatung:

15 %

Anlagendokumentation:

Vor-Ort-Kundenberatung:

10 %

Objektspezifisches Angebot:

10 %

Eignung der eingesetzten Komponenten und Materialien: 15 %

15 %

Qualität der Installation der PV-Anlage, Qualifikation des Personals: 20 %

Nachhaltige Kundenbetreuung, Sicherstellung des Anlagenbetriebs:

5%

Inbetriebnahme und Sicherheitsunterweisung:

Überwachung und Sicherstellung der Kundenzufriedenheit:

5%

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15 %

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hat er ein Zertifizierungsverfahren für Installationsbetriebe entwickelt. Wer die Zertifizierung erhalten hat, darf künftig das neue TÜV-Rheinland-Prüfzeichen »zertifizierter Fachbetrieb« führen. Das hilft nicht nur den Betreibern der Anlagen und ihren Investoren, sondern auch den Versicherungen. Erst kürzlich hat der Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft festgestellt, dass die Zahl der Schäden über die vergangenen Jahre stark gestiegen ist. So stark, dass dies nicht allein durch den Zubau zu erklären ist: Die Schäden pro Anlage nehmen zu, und die Prämien reichen nicht mehr aus, die aus den Schäden resultierenden Kosten zu decken. Also ist abzusehen, dass die Versicherungskosten steigen. Wer seine PV-Anlage durch einen zertifizierten Fachbetrieb installieren lässt, dem winken dagegen günstigere Prämien. Den TÜV Rheinland sieht Vaaßen als einen der Vorreiter auf dem Gebiet der PV-Modulprüfungen und der Zulassung von PV-Anlagen: »Wir sind schon seit dreißig Jahren in diesem Umfeld unterwegs und wissen

Bilder: TÜV Rheinland Group

Minderwertige Module, fehlerhafte Steckverbinder und Anschlussdosen, über scharfe Kanten verlegte Kabel, fehlerhafte Befestigungen und Isolationen und falsch berechnete Statik – dies ist auch in teuren PV-Anlagen keine Seltenheit und stellt damit ein ernstes Problem dar. Denn falsch ausgewählte Materialien und fehlerhafte Installationen führen nicht nur zu Ertragsausfällen, sie können auch Brände verursachen, die nicht nur die PV-Anlagen selbst zerstören, sondern auch die Häuser in Mitleidenschaft ziehen können.

sehr gut darüber Bescheid, wie beispielsweise Lichtbögen und Brände entstehen – und was man dagegen tun kann.« Um die Unternehmen zu zertifizieren, hat der TÜV Rheinland einen Kriterienkatalog entwickelt. Die Prüfer ermitteln dazu unter anderem, ob die Firmen ihre Angebote für den Bau einer PV-Anlage qualifiziert erstellt haben, ob Ortsbesichtigungen stattgefunden haben, ob das Personal ausreichend geschult ist, welche Mitarbeiter

Norm entspricht, es muss den Kunden in die PV-Anlage und die Sicherheitssysteme eingewiesen haben; der Kunde muss über die Notwendigkeit regelmäßiger Wartungen aufgeklärt sein. Auch der Antrag zur Ein-

Prüfer auch Rückmeldungen von unzufriedenen Kunden: »Sie melden sich bei uns, falls sie mit der Arbeit einer zertifizierten Firma nicht zufrieden waren«, sagt Vaaßen.

Willi Vaaßen, TÜV Rheinland » Mit dem TÜV-Rheinland-Prüfzeichen ’zertifizierter Fachbetrieb’

welche Aufgaben übernehmen, ob eine Kompetenz-Matrix im Unternehmen existiert. »Das Personal muss neben den allgemeinen Kenntnissen über zusätzliche Qualifikationen für die Installation netzgekoppelter Photovoltaik-Anlagen verfügen und diese beispielsweise durch die erfolgreiche Teilnahme an Schulungen nachweisen«, sagt Vaaßen. Will sich ein Betrieb zertifizieren lassen, dann schickt der TÜV Rheinland zuerst einmal den Kriterienkatalog. In einem ersten Treffen erklären die Mitarbeiter des TÜV Rheinland die Kriterien und den Verlauf des Verfahrens. Hier erkennen sie auch schon, welche Maßnahmen durchgeführt werden müssen, damit das Unternehmen die Zertifizierung besteht.

speisung in das Netz sowie die Inbetriebnahme durch den Installationsbetrieb gehören dazu, der Installateur muss beispielsweise Messprotokolle der elektrischen Daten erstellen. Zudem muss der Betrieb im Vorfeld der Anlagenrealisation Wirtschaftlichkeitsberechnungen und Ertragsprognosen vorlegen. Der TÜV befragt außerdem den Kunden: Hat sich das Unternehmen nach der Installation beim Kunden erkundigt, ob aus seiner Sicht alles in Ordnung ist? Ist er über einen möglichen Wartungsvertrag aufgeklärt worden?

Und was können Betreiber tun, um zu verhindern, dass Schäden entstehen? »Regelmäßige Wartung, wie wir sie ja aus den Industriebetrieben kennen, ist nötiger denn je, auch wenn sie keine gesetzliche Pflicht sind«, sagt Vaaßen. Außerdem besteht die Möglichkeit, die Anlagen mit Überwachungssystemen nachzurüsten, die z.B. Lichtbögen erkennen. Auch hier hilft der TÜV Rheinland weiter: Er bietet Schulungen für Handwerker und Installateure an, die die Wartung und die Überprüfung der PV-Anlagen durchführen.

Zwei bis drei Monate später findet das Audit statt. Dazu nimmt der TÜV Rheinland zunächst einmal zwei selbst ausgewählte, bestehende Anlagen entsprechend des Kriterien-Katalogs unter die Lupe, die das Unternehmen aufgebaut hat. Sind die eingesetzten Materialien – Wechselrichter, Kabel, Steckverbinder – qualifiziert und zertifiziert? Hat das Unternehmen den Kunden umfassend informiert? Wurde er auch über die Gefahrenversicherung informiert? Um solche Fragen zu beantworten, muss das Unternehmen eine umfangreiche Dokumentation der Anlage liefern, die der

Je nachdem wie die Ergebnisse ausfallen, erklären die Mitarbeiter des TÜV, welche korrigierenden Maßnahmen durchzuführen sind und überprüfen dies einige Monate später. Ist das Rating zur Zufriedenheit ausgefallen, sehen sich die Mitarbeiter des TÜV Rheinland und des Unternehmens in einem Jahr wieder. Denn wer die Zertifizierung behalten will, muss sich im jährlichen Rhythmus dem Audit unterziehen. Vaaßen: »Damit ist gewährleistet, dass die Betriebe auf dem neusten Stand der Technik sind und die aktuellen Regelungen umsetzen.« Außerdem erhalten die

Zudem führt der TÜV Rheinland zusammen mit Fraunhofer ISE und weiteren Partnern bis 2014 ein Forschungsprojekt zum vorbeugenden Brandschutz von Photovoltaikanlagen durch. Das Projekt wird zum Teil vom Bundesumweltministerium gefördert. Es soll dazu beitragen, die Sicherheit von Photovoltaik-Systemen in Bezug auf allgemeine Brandrisiken weiter zu optimieren. In dem Forschungsprojekt recherchieren die Partner bundesweit systematisch Schadenfälle installierter Photovoltaikanlagen auf Häusern oder Freiflächen. (ha)  6/2012

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Photovoltaik ■ Kristalline Siliziummodule effizienter verschalten

AT&S macht die Leiterplatte zur Rückseitenkontaktfolie Seine Expertise aus der Fertigung von Leiterplatten für die Elektronikindustrie überträgt der Leiterplatten-Hersteller AT&S nun auch auf die PV-Fertigung: Über eine einseitige Leiterplatte, die Solar Back Contact Foil, lassen sich kristalline Siliziummodule effizienter und kostengünstiger verschalten.

Die Vorteile liegen laut Patrick Oberrisser, bei AT&S zuständig für den Vertrieb der neuen PV-Technik, auf der Hand: »Von der Zellebene auf die Modulebene haben wir dadurch weniger Verluste als bei verstringten Modulen. Außerdem verhindern die vielen Kontaktpunkte der Leitfolie, dass es bei feinen Zellbrüchen zur Beeinträchtigung der Leistung kommt.« Allerdings komme es nach Aussage von Oberrisser durch den Wegfall des Stringens zu weniger Zellbrüchen. Außerdem wird der Fertigungsprozess schneller und laut Oberrisser in der Masse letztlich auch kostengünstiger. Um die Rückseite der Zellen mit der Folie zu verbinden, wird entweder ein leitfähiger Kleber oder eine Lötpaste verwendet. Dieser Schritt findet dann bereits in der Modulfertigung des Kunden statt. Die SBCF ist direkt einsetzbar. Zwischenschritte wie etwa eine Reinigung oder Prozessvorbereitung sind nicht erforderlich. Seine Standardgröße für die Leiterplatte hat AT&S dem Quasi-Standard für

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Module angepasst, der bei etwa 1 x 1,60 Meter liegt. Grundsätzlich ist die SBCF für alle kristallinen Siliziumzellen bzw. -module geeignet. Das Design der Folie entwickelt AT&S jeweils individuell zusammen mit dem Kunden. Der Fertigungsprozess der Solar Back Contact Foil in Serie steht. Seit September läuft die Folie bei AT&S am Hauptsitz in Hinterberg in Serie. Die Linie hat derzeit eine Kapazität von 50 MWp. Das entspricht etwa einer Fläche von 200.000 bis 300.000 Quadratmetern der Folie. Erste

Kunden aus Asien setzen die neuartige Leiterplatte auch bereits ein. Derzeit kümmert sich ein Team von 15 Mitarbeitern um das Solarprojekt: »Die tatsächlichen Personalressourcen sind aber durch die Synergien zur klassischen Leiterplattenfertigung von AT&S natürlich deutlich höher«, betont Oberrisser. Noch läuft die SBCF als Projekt innerhalb der AT&S. Ob daraus nach dem Vorbild der Embedding Technology von AT&S eine eigene Business Unit wird, hängt vom Erfolg des neuen Ansatzes ab. (zü) 

Über eine einseitige Leiterplatte, die Solar Back Contact Foil, lassen sich kristalline Siliziummodule effizienter und kostengünstiger verschalten.

Bild: AT&S

Der große Vorteil dieses Konzeptes ist, dass die Zellen nicht mehr über den Stringing-Prozess verschaltet werden, wie bei der klassischen Backsheet-Folien, sondern die serielle oder parallele Verschaltung zwischen den Zellen über die elektrische leitfähige Solar Back Contact Foil erfolgt, die sich aus mehreren unterschiedlichen Materialschichten zusammensetzt: Die Außenschicht besteht aus einem thermoplastischen Kunststoff, PVF (Polyvinylfluorid) oder PVDF (Polyvinylidenfluorid), für die Innenschicht verwendet AT&S PET. Daran schließt sich eine leitfähige Schicht Kupfer oder Aluminium mit Kupferfilm an. Optional liefert AT&S die Folie mit einer ILS-Schutzschicht.

■ Monokristalline Si-Wafer IPA-frei texturieren

»Die PV-Produktion braucht keine Superlative, sondern clevere Hilfsmittel« Pünktlich zur Solarmesse PVSEC purzelten wieder die Rekorde: Neue Prozesse versprechen Superlative in punkto Wirkungsgrad oder Kostenersparnis. Allerdings ist dafür meist neues teures Fertigungsequipment erforderlich. Dabei gibt es auch kleine Stellschrauben, um Kosten bei der PV-Fertigung zu sparen: zum Beispiel die Chemie.

Eine solche »Stellschraube« bietet GP Solar mit seinem neuen Additiv »GP ALKA-TEX .Free«. Damit lassen sich monokristalline Si-Wafer gänzlich ohne den umweltkritischen Isopropylalkohol (IPA) texturieren. Wird IPA bei der Fertigung von Siliziumwafern verwendet, ist eine aufwendige und teure Abwasserbehandlung erforderlich. »Unser Additiv texturiert die gesamte Waferoberfläche homogen, und die Prozesskontrolle ist wesentlich einfacher im Vergleich zu IPA-haltigen Prozessen«, erklärt Dr. Eric Rüland, Geschäftsführer der GP Solar. Im Vergleich zum Standard-Prozess zeigt die Textur also eine homogenere Pyramidenverteilung. Durch diese gleichmäßigen Ergebnisse lassen sich höhere Effizienzen erreichen.

Bilder: GP Solar

Die Texturierung der Wafer ist der erste Schritt in der Solarzellenproduktion. So entsteht eine raue Oberfläche, die weniger

Licht reflektiert und dadurch die Leistung der Zelle steigert. Beim Texturierungsprozess wird auch der Sägeschaden entfernt, den die Solarwafer vom Wafering davongetragen haben. Zwar gab es bereits Versuche, die Solarzellen IPA-frei zu texturieren, aber »die IPA-freien Solarzellen waren bisher instabil und nicht homogen und lieferten schlechte Texturergebnisse«, wie Rüland erklärt. Das »GP ALKA-TEX .Free« verlängert außerdem die Lebensdauer des chemischen Bades und ist schon in geringer Dosierung erfolgreich anwendbar. »Das neue Additiv ermöglicht höhere Wirkungsgrade bei geringerem Verbrauch und bietet ein enormes Kosteneinsparpotenzial«, betont Rüland. Nach Ansicht von Dr. Andreas Wittmann, Director Materials von GP Solar, sind solche Prozessoptimierungen genau das, was die gebeutelte Solarbranche jetzt braucht: »Die PV-Produktion braucht keine Superlative, son-

dern clevere Hilfsmittel«, ist der Experte überzeugt. Das, so Wittmann, seien Prozesse, die sich derzeit sehr gut verkaufen lassen, weil sie keine teuren Investitionen in neue Maschinen nach sich ziehen. Momentan haben viele Hersteller kein Geld, um sich Innovationen erst einmal teuer zu erkaufen. In mehreren Großversuchen bei Kunden erzielte das neue Additiv sehr positive Resultate. »Unsere Test-Kunden in Asien waren von den ersten Ergebnissen begeistert und planen bereits erste Bestellungen«, berichtet Rüland. »Der Einsatz unserer neuen Additive für die IPA-freie Textur ist ein schönes Beispiel dafür, wie Umweltverträglichkeit und Kostensenkung Handin-Hand gehen können.« (zü) 

Im Vergleich zum Standard Prozess zeigt die Textur mit »GP ALKA-TEX .Free« eine homogenere Pyramidenverteilung. Durch diese gleichmäßigen Ergebnisse können höhere Effizienzen erreicht werden.

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Photovoltaik ■ Überspannungsschutz ist Investitionsschutz

Richtige Auswahl von Überspannungsschutzgeräten für PV-Anlagen Schäden durch Blitzeinschläge und Überspannung gehören zu den häufigsten Versicherungsschäden bei PV-Anlagen. Muss zum Beispiel ein beschädigter Wechselrichter ausgetauscht werden, verzögert sich der Zeitpunkt, ab dem eine PVAnlage abbezahlt ist und Gewinn abwirft. Um Schäden durch Überspannung zu verhindern, kommen überspannungsbegrenzende Schutzgeräte (SPD – Surge Protective Device) zum Einsatz.

Von Dipl.-Ing. Jens Ehrler, Dipl.-Ing. (FH) Bernd Leibig, Dehn + Söhne Generell muss man bei der Auswahl von überspannungsbegrenzenden Schutzgeräten für Photovoltaik-Aufdachanlagen unterscheiden, ob es sich um ein Gebäude ohne äußeren Blitzschutz, um ein Gebäude mit äußerem Blitzschutz und ausreichendem Trennungsabstand oder um ein Gebäude mit äußerem Blitzschutz ohne ausreichenden Trennungsabstand (zum Beispiel auf einem Metalldach) handelt. Außerdem sind neben der räumlichen Ausdehnung des PV-Generators und der Lage des Wechselrichters im Vorfeld folgende Fragen zu beantworten: ● Besitzt das Gebäude eine Blitzschutzanlage?

● Soll eine solche aufgebaut werden? ● Welche Blitzschutzklasse kommt zur Anwendung? Vor allem auf die Auswahl der Überspannungsschutzgeräte auf der DC-Seite einer PV-Anlage muss besonderes Augenmerk gelegt werden. Die Norm VDE V 0675-3912 kann hier sinnvolle Unterstützung geben. Folgende Gerätetypen stehen zur Auswahl: Überspannungsschutzgeräte Typ 1 auf der Gleichspannungsseite von PV-Anlagen werden eingesetzt, wenn ein äußeres Blitzschutzsystem vorhanden ist, der notwendige Trennungsabstand von Teilen des äußeren Blitzschutzes zu Elementen des PV-Stromversorgungssystems jedoch nicht eingehalten werden kann. Nach DIN EN 62305-3 Bbl 5 (VDE 0185-305-3) wird die Blitzstromtragfähigkeit Iimp je Schutzpfad

von SPD Typ 1 entsprechend der DIN EN 62305-1 (VDE 0185-305-1) ausgewählt, wobei die Blitzstromtragfähigkeit hierbei den zu erwartenden Beanspruchungen am Einbauort entsprechen muss. Dehn hat für die Gleichspannungsseite von PV-Anlagen ein Überspannungsschutzgerät Typ 1 auf Basis von Funkenstreckentechnologie entwickelt, das DEHNlimit PV 1000 V2. Es ist das im Anwendungsbereich Photovoltaik einzige, das mit Funkenstreckentechnologie arbeitet und mit reversibler Bypassschaltung zur Gleichstromlöschung ausgestattet ist. Durch Überspannungsschutzgeräte Typ 2 geschützt werden PV-Anlagen auf Gebäuden mit äußerem Blitzschutzsystem, an dem die geforderten Trennungsabstände eingehalten werden, oder wenn kein äußeres Blitzschutzsystem zum Einsatz kommt. Die maximale Betriebsspannung Die Grafik zeigt eine typische Konfiguration eines Blitz- und Überspannungsschutzes für eine PV-Aufdachanlage.

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Überspannungsschutzgerät Typ 2, DEHNguard M TT 2P CI 275 mit integrierter Ableitervorsicherung (aus SD76)

des PV-Stromversorgungssystems und die Schutzbeschaltung des SPD sind für die Auswahl des passenden Überspannungsschutzgerätes wesentlich. Geräteschutz, sofern dieser im Wechselrichter integriert ist, entspricht im Normalfall nicht den Erfordernissen von Überspannungsschutzgeräten Typ 2 nach DIN EN 6164311 (VDE 0675-6-11) beziehungsweise prEN 50539-11. Wichtig ist, das eingesetzte Überspannungsschutzgerät auf der Gleichstromseite der Photovoltaik-Anlage so auszuwählen, dass diese auch bei Überlast in einen sicheren Betriebszustand übergeht, ohne dass eine Brandgefährdung durch Überlastung und Lichtbogen entsteht. Der Hersteller des Überspannungsschutzgerätes muss somit nachweisen, dass die interne Schaltvorrichtung das notwendige Schaltvermögen besitzt, um die am Einbauort herrschenden Parameter des PV-Stromversorgungssystems zu beherr-

Überspannungsschutzgerät Typ 2, DEHNguard M YPV SCI (FM) mit 3-stufiger DC-Schaltvorrichtung speziell für den Schutz der DC-Seite von PV-Anlagen gegen Überspannungen

schen. Außerdem muss der Hersteller von Schutzgeräten ihre Eignung für die Gleichspannungsseite von PV-Stromversorgungssystemen entsprechend prEN 50539-11 nachweisen können. Hierdurch kann ein eventuelles Brandrisiko sicher vermieden werden. Bei der Auswahl der SPD für den PV-Generatorstromkreis ist außerdem darauf zu achten, dass die Bemessungsspannung der SPD größer ist als die maximal auftretende Gleichspannung.

Leerlaufspannung UOC STC sein sollte. Die Informationen über diesen Parameter erhält der Installateur vom Modul-Hersteller. Da vor allem bei größeren PVAnlagen zusätzliche Sensorik- und Kommunikationsbaugruppen zur Steuerung und Überwachung zum Einsatz kommen, rät der VDE zu einem umfassenden Über-

Weil es für den Installateur nicht immer einfach ist, die maximal mögliche Spannung zu bestimmen (etwa durch den Einfluss der Umgebungstemperatur), empfiehlt der VDE, dass die Bemessungsspannung der SPD größer oder gleich dem 1,2-fachen Wert der standardisierten Kombi-Ableiter Typ 1, DEHNlimit, für die DC-Seite von PV-Stromversorgungssystemen

Neuer Kombi-Ableiter bis 50 kA Der neue Kombi-Ableiter DEHNlimit PV 1000 V2 schützt auch bei direkten Blitzstoßströmen Photovoltaik-Generatoren und Wechselrichter. Ein hohes Blitzstrom-Ableitvermögen von 50 kA und die Gleichstromlöschung der Funkenstrecke kennzeichnen das neue Gerät. Mehrere Strings können, dank der Mehrfachklemmen, parallel mit einem Gerät geschützt werden. Ebenso ist der Anschluss an den örtlichen Potentialausgleich und an die Erdungsanlage möglich. Der Klemmbereich ist auf die in der Photovoltaik üb-

lichen Anschlussquerschnitte ausgelegt und eine betriebsstromfreie Funktions-/Defektanzeige mit der Möglichkeit zur Fernsignalisierung vorhanden. Mit den Uni-Erdungsklemmen sind PV-Montagesysteme einfach in den Funktions- und BlitzschutzPotentialausgleich einzubinden. Unterschiedliche Leiterwerkstoffe und -querschnitte können mit Montagesystemen z.B. aus Aluminium verbunden werden, ohne dass Kontaktkorrosion entsteht.

Möglich wird dies durch ein Zwischenelement (Kontaktplatte) aus Edelstahl. Durch die Ausführung mit Doppelüberleger können die Profile untereinander z.B. in Durchgangsverdrahtung angeschlossen werden. Mit den Anschlussklemmen können verschiedene Leiterwerkstoffe wie Stahl, Aluminium, Kupfer oder NIRO geklemmt werden. Vorteile sind der flexible Einsatz hinsichtlich der Materialauswahl und eine dadurch vereinfachte Lagerhaltung. (sc)

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Photovoltaik spannungsschutzkonzept, das auch diese Komponenten mit berücksichtigt. Überspannungsschutzgeräte Typ 2 sollten nach DIN EN 62305-3 Bbl 5 (VDE 0185305-3) ein Mindestableitvermögen von 5 kA (8/20 µs) besitzen. Dehn hat dazu den DEHNguard M YPV SCI (FM) mit 3-stufiger DC-Schaltvorrichtung entwickelt. Er wurde für die Anforderungen auf der Gleichspannungsseite von DC-Stromversorgungssystemen konzipiert. Die Technik der fehlerresistenten Y-Schutzbeschaltung und der kombinierten Abtrenn- und Kurzschließvorrichtung mit Thermo-DynamikControl wird beim DEHNguard M YPV SCI durch eine zusätzliche Sicherung ergänzt,

um bei Überlast des Ableiters einen sicheren und stromlosen Wechsel der Schutzmodule zu ermöglichen. Beides zusammen vermindert das Risiko einer Schutzgeräteschädigung durch Installations- und Isolationsfehler im PV-Stromkreis, reduziert die Gefahr einer Brandentwicklung und versetzt ein überlastetes Überspannungsschutzgerät in einen sicheren elektrischen Zustand, ohne dabei den Betrieb der PV-Anlage zu stören. Zudem ist das Gerät bereits nach prEN 50539-11 geprüft und mit einem ISC PV von 1000 A in allen PV-Systemen bis 1000 A einsetzbar. Überspannungsschutzgeräte auf der ACSeite von PV-Anlagen können nach den

bekannten Auswahlkriterien für Niederspannungssysteme 230/400 V ausgewählt werden. Hier sei besonders auf Geräte mit bereits integrierter Ableitervorsicherung verwiesen, die platzsparend und einfach zu installieren sind. Die Überspannungsschutzgeräte Typ 2 sollten für eine optimale Schutzwirkung in unmittelbarer Nähe des zu schützenden Geräts eingesetzt werden, um einen zusätzlichen Spannungsfall durch lange Anschlussleitungen zu vermeiden. Wenn die Leitungen, etwa zwischen Wechselrichter und Modulen, eine Länge von 10 m überschreiten, sollte nach VDE V 0675-39-12:2010-09 auf beiden Seiten ein Überspannungsschutzgerät platziert werden. (sc) 

■ Zwischenspeicherung erneuerbarer Energien

Leclanché: Die Auftragsentwicklung ist geringer als erwartet Mit dieser Entwicklung hatte man bei Leclanché noch vor einigen Wochen nicht gerechnet: Obwohl die ersten ausgelieferten Lithium-Ionen-Speichersysteme die Kundenerwartungen erfüllen und damit zur weiteren Validierung der LithiumIonen-Technologie des Unternehmens beitragen, bleibt die Auftragsentwicklung hinter den Erwartungen zurück.

Vor diesem Hintergrund hat das Unternehmen seinen Auftragsbestand angepasst. Die liquiden Mittel reichen, um einen normalen Geschäftsbetrieb bis Mitte Dezem-

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ber 2012 sicherzustellen. Verwaltungsrat und Management prüfen derzeit sämtliche Optionen, um zusätzliches Kapital einzuwerben. Zu den Erfolgen des Unternehmens im dritten Quartal zählen die Bestückung von Speicher-Racks für ein energieautarkes Dorf. Auch wurden Racks für einen Windpark sowie für einen Energieversorger fertiggestellt und an die Kunden ausgeliefert. Zudem hat Leclanché zusammen mit seinem Partner ads-tec bereits über 150 HSPro-Module für industrielle Speicheranwendungen verkauft. Parallel dazu schreitet die Kooperation mit Nedap voran. Beide Unternehmen erwarten, dass die gemeinsame Energiespeicher-

lösung, die den »PowerRouter« mit der Lithium-Ionen-Technologie von Leclanché kombiniert, im ersten Halbjahr 2013 voll kompatibel ist und die Systeme damit marktreif sind. Einen weiteren Vertriebskanal hat sich Leclanché durch die Zusammenarbeit mit dem chinesischen Solarmodulhersteller Talesun eröffnet. Voraussichtlich werden die Lösungen, die mit Talesun vertrieben werden, im Januar 2013 zur Verfügung stehen. Jedoch verzögert sich die Inbetriebnahme der neuen Produktionslinie von Leclanché in Willstätt. Ursache für dieses Problem ist die fehlerhafte Geschwindigkeit in einem Prozessschritt. Der Maschinen-Hersteller arbeitet derzeit mit einem Expertenteam an einer Lösung und erwartet, die vorgege-

Bild: Leclanché

Der Verwaltungsrat und das Management von Leclanché haben für diese Entwicklung drei Gründe ausgemacht: Auftretende Verzögerungen bei industriellen Speicherprojekten, die in Diskussionen sind und bei Kunden zur Entscheidung vorliegen; Verzögerungen in der Marktentwicklung von speziellen Modulen für den Heimspeicherbereich in Kooperation mit Partnern; eine insgesamt schwächere Nachfrage für Heimspeicher, die hinter den Erwartungen zurückbleibt. Letzteres könnte bewirken, dass der Partner Schüco seine bestellten Volumina noch einmal überprüft.

bene Qualität und Prozessierungsgeschwindigkeit bis spätestens Ende dieses Jahres zu erreichen. Aus diesem Grund liegt die Anzahl der bisher produzierten Zellen erheblich unter den geplanten Mengen, auch wenn bereits mehrere Zell-Chargen auf der gesamten Prozesskette automatisch prozessiert wurden.

Die fehlerhafte Geschwindigkeit in einem Prozessschritt der hochautomatisierten Zellfertigung in Willstätt hat dazu geführt, dass die Anzahl der bisher produzierten Zellen erheblich unter den geplanten Mengen liegt.

Durch die Integration eines Spin-offs der Fraunhofer-Gesellschaft im Jahr 2006 war Leclanché in den Besitz einer einzigartigen, patentierten Separator-Technologie gekommen. Im Zusammenspiel mit seiner Lithium-Titanat-Technologie ist das Unternehmen in der Lage, Zellen mit überdurchschnittlichen Sicherheitsmerkmalen und langer Lebensdauer in einer automatisierten Produktion herzustellen. Leclanchés Strategie war von Beginn an darauf ausgerichtet, sich eine Position als ein führender Hersteller von Lithium-Ionen-Zellen und Anbieter von elektrischen Speicherlösungen für erneuerbare Energien in Europa aufzubauen. Dabei richtete sich zunächst die Priorität auf stationäre Heimspeicherlösungen für elektrischen Strom und auf die Expansion in die Märkte für stationäre, industrielle und netztechnische Stromspeicherlösungen. Durch die gezielte Beteiligung an Forschungskonsortien mit Fokus auf mobilen Speicherlösungen hielt

Ein Expertenteam des Maschinenherstellers arbeitet mit Hochdruck an der Problemlösung um bis zum Jahresende die vorgegebene Qualität und Prozessierungsgeschwindigkeit zu erreichen.

sich das Unternehmen auch die Möglichkeiten dieser neuen Märkte offen. Auch angesichts der aktuellen Herausforderungen bedauert es Dr. Ulrich Ehmes, der CEO des Unternehmens, nicht, sich einem unsubventionierten Marktsegment zugewandt zu haben: »Es war nie unser Ziel, mit unseren Produkten in einen subventi-

onierten Markt zu gehen!« Mit über 1,2 Mio. bereits installierten PV-Systemen in Deutschland, so Dr. Ehmes, »gibt es ein enormes Potenzial für Zwischenspeicherlösungen, insbesondere wenn die EEGEinspeisevergütung noch weiter zurückgefahren wird oder ausläuft.« Spätestens dann, das ist der Grundkonsens der Batteriespezialisten, die sich im Laufe der letzten

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Photovoltaik zwei Jahre im Bereich Energiezwischenspeicherung positioniert haben, wird die Erhöhung des Eigenverbrauchs für die Besitzer von PV-Anlagen eine entscheidende Rolle spielen. Dr. Ehmes verweist in diesem Zusammenhang auf die Schweiz. Dort, so sein Argument, bestehe bereits heute bei PV-Anlagenbesitzern ein erhöhter Wunsch nach Autarkie. Dieser Trend, da ist er sich sicher, »wird sich auch international fortsetzen«. Speziell für den Markt der Eigenheim- und PV-Anlagenbesitzer hatte Leclanché das Homestorage-Modul HS3200 mit 3,2 kWh entwickelt. Mit ihm lässt sich zum Preis von 8950 Euro bereits der Zwischenspei-

cherbedarf eines Einfamilienhauses abdecken. Wer sich für die Anschaffung von zwei Modulen entscheidet, der ist auch bei zwischenzeitlichen Bedarfsspitzen oder dem Hinzukommen neuer Stromverbraucher auf der sicheren Seite. Da sich Leclanché die Option offen halten will, seine Lithium-Titanat-Technologie auch in anderen Anwendungsbereichen als der häuslichen und industriellen Zwischenspeicherung einzusetzen, beteiligt sich das Unternehmen am Forschungsprojekt Helion der Bundesregierung. Ziel dieses bis 2015 befristeten Projekts ist die Entwicklung von E-Mobility-Batterien mit einer Zellspannung von 4,8 V. Spätestens wenn

es zum Einsatz der Lithium-Titanat-Technologie im Hybrid- und Elektrofahrzeuge kommt, wäre der Einstieg eines strategischen Investors wohl unumgänglich gewesen. Schließlich würde eine Fabrik, die mit 750 MWh etwa das Zehnfache der heute in Willstätt installierten Fertigungskapazität hätte, nach Einschätzung von Dr. Ehmes rund 300 Mio. Euro kosten. Nun könnte es sein, dass die Startschwierigkeiten von Leclanché bereits zu einem deutlich früheren Zeitpunkt den Einstieg von Industriepartnern oder Investoren notwendig machen. Ob die dann aus der Automobilbranche kommen, werden die nächsten Wochen zeigen. (eg) 

■ Überlegungen zur Auswahl des richtigen Batteriespeichersystems für den PV-Strom-Endverbraucher

Die Kraft der Sonne auf Knopfdruck nutzen

Angesichts sinkender Einspeisevergütungen für PV-Strom und gleichzeitig steigender Preise für aus dem Netz bezogene Energie stellen sich immer mehr Eigentümer von PV-Anlagen die Frage, wie sie die selbst erzeugte Energie besser für sich selbst nutzen können. Batteriesysteme bieten sich hier zur Zwischenspeicherung an, doch bei ihrer Auswahl gilt es, einige wichtige Aspekte zu beachten.

Von Dr. Alexander, Technical Director Energiespeichersysteme, Varta Storage Batteriespeichersysteme (BESS) für Eigenheime, mit denen sich die während des Tages gewonnene Energie für den Verbrauch am Abend speichern lässt, erfreuen sich bei PV-Anlagen-Besitzern zunehmender Beliebtheit. Auswahl und Installation eines Batteriespeichersystems verlangen jedoch einige Überlegungen. Zwei grundlegende Merkmale bestimmen ganz wesentlich, wie lange eine Batteriespei-

cheranlage hält und wie stabil sie während ihrer Lebensdauer arbeitet: ● Zelltechnologie ● Schaltungsauslegung

Zelltechnologie Batteriepacks oder Batteriemodule bestehen aus vielen Einzelzellen, die elektrisch so miteinander verbunden sind, dass sie als eine große Einheit geladen und entladen werden können. (Ein einzelnes Batteriemodul hat gewöhnlich die Größe

Bei der Engion Family von Varta Storage handelt es sich um eine integrierte Lösung aus einem 4-kW-Umrichter, einem elektronischen Energiemanagementsystem (EMS) und einer modularen Batterie mit Kapazitäten von 3,7 kWh bis 13,8 kWh.

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einer normalen Autobatterie.) Jede Zelle enthält Komponenten, die chemisch so zusammenwirken, dass sie beim Laden elektrische Energie speichern. Hierfür kommt in modernen Batterien für Gewerbe und Haushalt eine Reihe verschiedener chemischer Kombinationen mit unterschiedlichen Merkmalen zum Einsatz. Bei den Consumer-Batterien sind Nickel-Metallhydrid- (NiMH-) und Lithium-Ionen-Zellen am verbreitetsten. Mit ihnen werden beispielsweise Mobiltelefone und Notebooks betrieben. Autobatterien sind klassische Blei-Säure-Batterien. Die heute am Markt verfügbaren Batteriespeichersysteme arbeiten im Allgemeinen mit einem der folgenden drei Chemien: ● Blei-Säure – Hauptvorteil dieser etwa als Autobatterien eingesetzten Variante ist der geringe Preis. Ihre Energiedichte ist jedoch vergleichsweise niedrig: LithiumIonen-Batterien haben bei gleichem Volumen eine rund viermal höhere Kapazität. Der eigentliche Grund, warum Blei-SäureBatterien als Batteriespeichersysteme weniger geeignet sind, ist jedoch ihre zu kurze Lebensdauer. Wie bei einer Autobatterie nimmt die Speicherkapazität nach 3 bis 5 Jahren rasch ab, was kurz darauf zum völligen Ausfall führt. ● Konventionelle Lithium-Ionen-Zellen – Diese chemische Variante ist die bevorzugte Lösung für kleine Consumer-Gerät wie etwa Mobiltelefone, bei denen Größe und Gewicht so gering wie möglich gehalten werden sollen. Lithium-Ionen-Batterien haben von allen gebräuchlichen Techniken die höchste Energiedichte. Beim Einsatz in modernen Consumer-Geräten werden sie durch komplexe elektronische Systeme geschützt, die den sogenannten »Thermal Run-Away« verhindern – eine gefährliche Überhitzung, bei der Batterie und Gerät in Brand geraten können. Während diese Schutzelektronik das Brandrisiko in Consumer-Geräten sehr niedrig hält, kann das Potenzial für Sach- und Personenschäden beim Brand eines großen Lithium-Ionen-Systems sehr hoch sein. Das spricht gegen ihren Einsatz in PVA für Wohnhäuser.

● Lithium-Eisenphosphat – Die LithiumEisenphosphat-Technologie (eine LithiumIonen-Technologie mit einem speziellen Kathodenmaterial) bietet eine fast so hohe Energiedichte wie eine Lithium-IonenBatterie. Eine große PVA kann in einer Lithium-Eisenphosphat-Batterie eine enorme Menge an Energie speichern. Im Unterschied zur Lithium-Ionen-Batterie besteht bei Lithium-Eisenphosphat keine Gefahr eines Thermal Run-Away; sie ist daher äußerst sicher. Außerdem hat sie eine erheblich längere Lebensdauer als Blei-Säure-Systeme. Daneben besteht beim Vergleich von Batteriespeichersystemen leicht die Gefahr der Verwirrung über die Nennkapazität der Systeme, die als Preisverhältnis in €/kWh angegeben wird. Dabei ist es wichtig, die tatsächliche effektive Kapazität im Auge zu behalten. Sie unterscheidet sich nämlich von der Nennkapazität und liegt bei Blei-Säure-Systemen nur zwischen 40 und 60 Prozent, bei Lithium-Ionen-Systemen, einschließlich Lithium-Eisenphosphat, jedoch bei 80 bis 90 Prozent.

benserwartung von über 20 Jahren. »Engion Family« von Varta Storage ist eine integrierte Lösung aus einem 4-kW-Umrichter, einem elektronischen Energiemanagementsystem (EMS) und einer modularen Batterie mit Kapazitäten von 3,7 kWh bis 13,8 kWh. Das EMS schaltet automatisch zwischen dem Lade- und Entlademodus sowie der Versorgung durch die PVA, die Batterie oder aus dem Netz um. Zusätzliche Module lassen sich einfach hinzufügen, um die Kapazität bis maximal 13,8 kWh zu erweitern. Dies ist auch noch Jahre nach dem Kauf des Originalsystems möglich. Neue, verbesserte Module arbeiten problemlos mit den vorhandenen Modulen zusammen. Jedes der Batteriemodul aus Lithium-Eisenphosphat-Zellen ist für 6.000 Lade- und Entladezyklen spezifiziert. Dies entspricht im typischen Einsatz einer Lebensdauer von über 20 Jahren. Wenn ein Modul seine Nennlebensdauer überschritten hat, kann es einfach entnommen und durch ein neues Modul ersetzt werden. (eg)  _09L7C_EmtronCincon_ET6.pdf;S: 1;Format:(52.00 x 142.00 mm);06. Nov 2012 11:09:04

Die richtige Wahl des Batteriespeichersystems Auch wenn die Hersteller für ihre Produkte üblicherweise eine Lebensdauer von 20 Jahren angeben, sollte sich der Käufer nicht nur auf die Herstellerangaben verlassen. Die falsche Wahl der Technologie kann in Kombination mit einer ungünstigen Schaltungsauslegung den Betrieb des Batteriespeichersystems erheblich einschränken. Die Folgen sind: ● vorzeitiger Komplettausfall, ● eine Verringerung der Speicherkapazität um mehr als 20 Prozent vor Ablauf der 20 Jahre, ● höheres Brandrisiko durch Thermal Run-Away. Die neuen Batteriespeichersysteme von Varta – Deutschlands größter und ältes-ter Hersteller von Batterien und ein Pionier auf dem Gebiet fortschrittlicher Batterietechnologien – weisen alle wichtigen Merkmale auf, die ein zuverlässiges und leistungsfähiges Batteriesystem für PVA auszeichnen. Zudem bieten sie eine Le-

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Windenergie ■ Spezielle WEA für Schwachwindstandorte ermöglichen auch offshore einen relativ konstanten Stromertrag

Schwachwind-WEA halten Onshore-Markt in Schwung Sinkende Einspeisevergütungen und unstete Stromerträge sind die Achillesferse der eigentlich sehr kostengünstigen und umweltfreundlichen Onshore-Windenergie. Die Windenergieanlagen-Hersteller (WEA) haben aber für beide Probleme eine elegante technische Lösung parat: besonders hohe Anlagen mit großem Rotordurchmesser und Rotorblättern, die so geformt sind, dass sie schwachem Wind optimale Strömungsbedingungen bieten.

Onshore oder offshore: Beide Arten von Windenergienutzung haben ihre Berechtigung, aber auch ihre spezifischen Vor- und Nachteile. Windenergie an Land (onshore) verursacht deutlich weniger Kosten für Planung, Errichtung, Netzanschluss, Infrastruktur und Service als Windenergie zur See (offshore). Die Komplexität von Onshore-Projekten ist erheblich geringer. Zudem ermöglicht Onshore dezentrale Stromerzeugungs-Strukturen und erfordert weniger Netzausbau. »Derzeit rechnen wir stark abhängig von Standort, Turmhöhe, Anlagentechnologie und Auftragsvolumen mit etwa 950.000 Euro/MW Onshore und 1,5 Mio. Euro/MW Offshore für die WEA und mit Investitionsnebenkosten von 30 Prozent bei Onshore und 100 Prozent bei Offshore«, erläutert Thorsten Herdan, Geschäftsführer der Fachverbände Power Systems sowie Motoren und Systeme im VDMA. Offshore-Windenergie dagegen hat einen entscheidenden Vorteil: Weil der Wind über dem Meer konstanter und generell stärker bläst als über dem Land, bringt sie höheren und stetigeren Stromertrag. Und genau dies ist entscheidend, wenn es darum geht, fossile Energieträger und die Atomkraft durch erneuerbare Energiequellen zu ersetzen. »Die Windverhältnisse auf See sind in weiten Teilen Europas derart, dass sie im Durchschnitt doppelt so viele Volllaststunden wie ein durchschnittlicher Standort an Land ermöglichen«, verdeutlicht Herdan. »Somit ist auch der Ertrag bei gleicher elektrischer Leistung um den Faktor 2 höher. Außerdem weht der Wind auf See stetiger, was nicht nur

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mehr Volllaststunden ermöglicht, sondern auch systemtechnisch hilft.« Jetzt aber haben mehrere WEA-Hersteller Anlagen präsentiert, die noch viel stärker als die bisherigen für Schwachwindstandorte optimiert sind. Sie könnten den

griffsfläche. Die Rotorblätter sind aerodynamisch optimal für schwachen Wind geformt. Und weil die Windverhältnisse mit zunehmender Höhe für WEA günstiger werden, sind die Nabenhöhen besonders groß.

Vestas: 3 MW, 126 m Rotordurchmesser

Thorsten Herdan, VDMA » Derzeit rechnen wir stark abhängig von Standort, Turmhöhe, Anlagentechnologie und Auftragsvolumen mit etwa 950.000 Euro/MW Onshore und 1,5 Mio. Euro/MW Offshore für die WEA und mit Investitions­ nebenkosten von 30 Prozent bei Onshore und 100 Prozent bei Offshore. «

Hauptnachteil der Onshore- gegenüber der Offshore-Windenergie – geringere Erträge und stärkere Schwankungen der Stromerzeugung – teilweise kompensieren. Möglich machen dies einige technische Tricks: Die Anlagen haben einen besonders großen Rotordurchmesser und bieten dadurch schwachem Wind viel An-

Den größten Rotordurchmesser in der 3-MW-Klasse, nämlich 126 m, bietet die WEA »V126-3.0 MW« von Vestas, neben der »V112-3.0 MW« das zweite Modell der neuen 3-MW-Klasse des dänischen Unternehmens. Die »V126-3.0 MW« erreicht eine Nennleistung von 3 MW und ist für die Windklasse IEC III bzw. die Windzone DIBt 2 (Deutsches Institut für Bautechnik) ausgelegt. Ihre überstrichene Rotorfläche beträgt 12.469 qm. Sie hat ein neues Rotorblattdesign, bei dem die Blattschale als tragende Struktur dient. Der maximale Schallleistungspegel liegt bei 107,5 dB. Als hauptsächlichen Zielmarkt für die Anlage bezeichnet das Unternehmen Europa. Die Installation des ersten Prototyps der »V126-3.0 MW« ist für das zweite Quartal 2013 im dänischen Østerild geplant.

REpower Systems: 3 MW, 122 m Rotordurchmesser Die Suzlon-Tochter REpower Systems hat ihre 3-MW-WEA-Klasse »3.XM« umstrukturiert und erweitert. Die schon bekannten Anlagen »3.4M104« und »3.2M114« werden gemäß ihrem Potenzial für den Einsatz an Standorten mit höheren Windgeschwindigkeiten zertifiziert. Die neue

»3.0M122« ist besonders auf die Bedingungen an Schwachwindstandorten ausgerichtet: Sie entspricht der Windklasse IEC IIIa und der Windzone DIBt 2. Die erste Variante wird mit einer Nabenhöhe

von bis zu 139 m ab Anfang 2013 angeboten, der Prototyp soll im vierten Quartal 2013 errichtet werden. Die »3.4M104« eignet sich besonders für Starkwindstandorte: Sie wird ab 2014 in allen vier Nabenhöhen (80, 93, 100 und 128 m) für die IEC-Windklasse I angeboten. Die »3.2M114« mit 3,2 MW Nennleistung wird künftig für Standorte mit mittleren Windgeschwindigkeiten ausgelegt und ist ab Mitte 2013 in allen drei Nabenhöhen (93, 123, 143 m) in der entsprechenden Windklasse IEC II verfügbar. Entsprechend den IEC-Klassen werden die beiden Anlagenvarianten gemäß den deutschen Richtlinien nach DIBt auch auf die höchsten Windzonen und Geländekategorien zertifiziert. Die neue »3.0M122« hat einen Rotordurchmesser von 122 m bei einer Rotorblattlänge von 59,8 m. Ihre überstrichene Rotorfläche beträgt 11.690 qm. Die Rotorblätter bestehen aus glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK). In Kombination mit der Nabenhöhe von 139 m – weitere Nabenhöhen sind geplant – sorgt der große Rotor für Wirtschaftlichkeit an Schwachwindstandorten. Als Antriebsstrang dienen ein doppelt gespeister Asynchrongenerator und ein dreistufiges Planeten-/StirnradGetriebe. Der Schallleistungspegel wird voraussichtlich unter 106 dB liegen.

Die 3,4-MW-WEA »3.4M104« von REpower Systems, ein Schwestermodell der »3.0M122« 6/2012

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e.n.o. energy: 3,5 MW, 114,9 m Rotordurchmesser Einen Rotordurchmesser von 114,9 m hat die 3,5-MW-WEA »e.n.o. 114« von e.n.o. energy, wobei die einzelnen, aus GFK gefertigten Rotorblätter 56 m lang sind. Hieraus ergibt sich eine überstrichene Rotorfläche von 10.369 qm. Verfügbar ist die Anlage in den Nabenhöhen 92 und 122 m mit Stahlrohrturm und in der Nabenhöhe 142 m mit Beton-Stahl-Hybridturm. Sie entspricht der Windklasse IEC IIs, einer erweiterten Turbulenzklassifizierung für kompakteres Windpark-Layout, und der Windzone DIBt 3. Ihr Schallleistungspegel beträgt 105 dB(A). Optimiert ist die WEA für den Betrieb in Windparks: Die auf den Windparkbetrieb abgestimmten Rotorblätter des Typs »e.n.o. blade« und die turbulenzresistente Auslegung von Tragstruktur und Antriebsstrangkomponenten ermöglichen relativ geringe Abstände zwischen den einzelnen Anlagen. Die Vierpunktlagerung des Rotors, die zwangsfreie Aufhängung des Planeten-/Stirnrad-Getriebes, die aktive Triebstrangdämpfung, die getriebeentlastende Drehmomentsteuerung, die redundante Ölversorgungsanlage sowie Vollumrichter schützen das Getriebe. Der schleifringlos erregte Synchrongenerator ist mehrsträngig aufgebaut.

Nordex: 2,4 MW, 116,8 m Rotordurchmesser Mit 58,5 m langen Rotorblättern des Typs »NR58,5« ist die 2,4-MW-Onshore-WEA »N117/2400« von Nordex ausgestattet. Das »NR58,5« ist das erste Rotorblatt, bei dem Nordex Karbonfasern einsetzt – ein Material, das leichter und dabei steifer ist als Glasfaserverbundstoffe. Als Anlage der Windklasse IEC IIIa bzw. der Windzone DIBt 2 erreicht die »N117/2400« eine überstrichene Rotorfläche von 10.715 qm und erzielt daher schon bei geringen Windgeschwindigkeiten hohe Erträge. Pro Jahr kommt sie laut dem Unternehmen an typischen Binnenlandstandorten auf mehr als 3500 Volllaststunden. Ihr Kapazitätsfaktor beträgt 40 Prozent.

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Die 2,5-MW-WEA »N100/2500« von Nordex, ein Schwestermodell der N117/2400

aus. Ihre Rotorblätter sind 66,5 m lang und sorgen für eine überstrichene Rotorfläche von 14,527 qm. Die Anlage ist auf einem 120 m hohen Stahl- und Beton-Hybridturm befestigt und entspricht der Windklasse IEC III. Der Antriebsstrang besteht aus einem Permanentmagnet-Synchrongenerator und einem zweistufigen Planetengetriebe.

Fuhrländer: 3 MW, 120 m Rotordurchmesser Blick in das Innenleben der 3,5-W-WEA »e.n.o. 114« von e.n.o. energy

Die WEA sitzt standardmäßig auf einem 91 m hohen Stahlrohrturm und bleibt damit unter 150 m Bauhöhe. Möglich sind aber auch Nabenhöhen von 120 m (mit Stahlrohrturm) und 141 m (mit Hybridturm). Der Schallleistungspegel der WEA liegt bei maximal 105 dB(A), so dass sie relativ nahe an Wohnsiedlungen gebaut werden kann. Den Antriebsstrang bilden ein doppelt gespeister Asynchrongenerator und ein kombiniertes Stirnrad-Planetengetriebe oder Differenzialgetriebe.

Enercon: 2,5 MW, 115 m Rotordurchmesser Einen Rotordurchmesser von 115 m und eine Nennleistung von 2,5 MW hat die WEA »E-115« von Enercon. Sie erreicht eine überstrichene Rotorfläche von 10.387 qm und entspricht der Windklasse IEC S bzw. der Windzone DIBt III. Ausgelegt ist

die Anlage für eine mittlere Jahreswindgeschwindigkeit von bis zu 7,5 m/s und für eine extreme Windgeschwindigkeit (»50-Jahres-Böe«) von bis zu 59,5 m/s. Dank ihrer leistungsoptimierten Rotorblätter aus GFK (Epoxidharz) ermöglicht sie auch im Teillastbereich hohe Erträge. Den Kern des Antriebsstrangs bildet ein direktgetriebener Enercon-Ringgenerator. Die »E-115« ergänzt die Baureihen »E-101 / 3 MW« und »E-92 / 2,3 MW«. Verfügbar ist die Anlage mit Nabenhöhen von 92,5 bis 149 m. Der Prototyp soll im kommenden Jahr errichtet werden, die Serienproduktion soll 2014 beginnen.

Gamesa: 4,5 MW, 136 m Rotordurchmesser Durch einen Rotordurchmesser von 136 m zeichnet sich die 4,5-MW-WEA »G136-4.5 MW« des spanischen Herstellers Gamesa

3 MW Leistung, 120 m Rotordurchmesser und Nabenhöhen bis 140 m – dies sind die Eckdaten der WEA »FL 3000« von Fuhrländer. Als Anlage der Windklasse IEC IIa setzt sie schwache und mittlere Windstärken effizient in Windstrom um. Ihr Schallleistungspegel beträgt 106,9 dB(A). Um Gewicht und Baulänge einzusparen, bietet sie die neue Getriebe-/Generatorkombination »HybridDrive«. Das System geht auf eine Entwicklung des Getriebe-Generator-Herstellers Winergy zurück. Das Maschinenhaus ist mit knapp über 100 t Gesamtgewicht und etwa 12 m Länge kompakt und leicht. Aufgrund von Konzept und Steuerungstechnik erfüllt die WEA alle international bekannten Netzanschlussbedingungen problemlos. Die künftige Verfügbarkeit der Anlage hängt allerdings vom Ausgang des Insolvenzverfahrens ab, dem sich Fuhrländer seit September unterziehen muss. (ak) 

_09L75_SiebMeyer_ET6.pdf;S: 1;Format:(186.00 x 64.00 mm);06. Nov 2012 11:08:33

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Windenergie ■ Für Monitoring und Wartung von WEA gibt es mittlerweile ein umfangreiches herstellerunabhängiges Angebot

WEA-Instandhaltung flugs delegieren

Wie alle technisch komplexen Anlagen benötigen auch Windenergieanlagen (WEA) regelmäßige Zustandsüberwachung und Wartung. Herstellerunabhängige Anbieter haben dafür mittlerweile ein breitgefächertes Angebot parat – von PlanungsSoftware auf SAP-Basis für die Instandhaltung von WEA bis zum kompletten und modularen Dienstleistungs-Angebot einschließlich technischer OptimierungsLösungen.

WEA sind aufwändige und komplexe Systeme, vor allem wenn sie Teil eines Windparks sind. Ihre Verfügbarkeit ist zwar heutzutage hoch, kann aber trotz aller Ausgereiftheit nicht hundertprozentig sein, zumal sie vielen verschiedenen und stark wechselnden Belastungen ausgesetzt sind. Eine regelmäßige Überprüfung ihres Zustands ist daher unentbehrlich, um einen sicheren und zuverlässigen Betrieb zu gewährleisten. Hierzu bedarf es einerseits integrierter Condition-Monitoring-Systeme und andererseits einer regelmäßigen Wartung und Instandhaltung. WEA- und Windpark-Betreiber können den laufenden Service entweder selbst vornehmen, vom Hersteller durchführen lassen oder einen herstellerunabhängigen Dienstleister damit beauftragen. Auf dem Markt für herstellerunabhängigen Service tummeln sich zahlreiche Anbieter mit teilweise sehr unterschiedlichen Geschäftsmodellen. Die GiS Gesellschaft für integrierte Systemplanung beispielsweise widmet sich dem IT-gestützten Instand-

haltungs-Management: Sie bietet eine Instandhaltungslösung für Windparks und andere Anlagen auf Basis von SAPs OnDemand-ERP-System »Business ByDesign« an. Hierfür hat das in Weinheim ansässige Unternehmen SAPs Cloud-gestützte SaaS-Lösung (Software as a Service) um ein Planungswerkzeug zur Instandhaltung der Anlagen erweitert.

GiS: Instandhaltungslösung für »Business ByDesign« von SAP Das Add-on heißt »+Maintenance Solution« und bietet dem Anwender Instandhaltungs-Funktionen, die direkt in »Business ByDesign« integriert sind. Zu diesen Funktionen gehören: ● Flexibles Einrichten, strukturiertes Erfassen und typisiertes Verwalten der Anlagenstruktur; ● Störungen an der Anlage beschreiben, Instandsetzung der Anlage mittels Instandhaltungsaufträgen auslösen; ● Exaktes Berichtswesen bezogen auf die betroffene Anlagenkomponente; Eis und Schnee können trotz frischem Wind Sensoren an WEA bedecken und damit die Anlagen zum Stillstand bringen.

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Das »IceFree«-Heizkonzept von Availon hält Sensoren an WEA eisfrei und damit die Anlagen am Laufen.

● Historie der Anlagenkomponenten; ● Unterstützung der Planung durch Integration in das »ByDesign«-Projekt-Management; ● Abbildung periodischer Instandhaltungsstrategien und zeitgesteuertes Einstellen der Instandhaltungsaufträge; ● Auswertung der Daten über das integrierte »ByDesign«-Analytics. Abgewickelt werden die Instandhaltungsmaßnahmen über das Projekt-Management des »Business-ByDesign«-Standards. Konkret überführt der Anwender bei Bedarf die Instandhaltungsaufträge der »+Maintenance Solution« in Projektaufgaben des Projekt-Managements. Dadurch erschließen sich dem Anwender viele Möglichkeiten, die Projektaufgaben zu bearbeiten, etwa Planung, Ressourcensuche, Beschaffung von Fremdleistungen, Zeitrückmeldungen und Fakturierungen. Die »+Maintenance Solution« ist ab »Business ByDesign« FP 3.0 einsetzbar. Die Anlagendaten lassen sich mittels eines ExcelUploads über den Standard-Weg von »Business ByDesign« in die Lösung migrieren. GiS stellt die Upload-Tabellen als Bestandteil der »+Maintenance Solution« bereit. Die »+Maintenance Solution« ist darauf ausgelegt, dass Unternehmen, die zunächst nur eine grobe Anlagenstruktur datenmäßig erfasst haben oder erfassen möchten, auch mit dieser Grobstruktur produktiv starten können.

Availon: WEA-Service nach dem Baukastenprinzip Als Komplettanbieter von Dienstleistungen für WEA und ganze Windparks aktiv ist Availon. Das in Rheine ansässige Unternehmen arbeitet herstellerunabhängig, hat sich aber auf WEA bestimmter Hersteller spezialisiert: GE, Vestas, Gamesa, Nordex, DeWind, Tacke Windtechnik und Enron. Sein Dienstleistungs-Angebot umfasst die gesamte operative Wertschöpfungskette und reicht von der Fernüberwachung und Wartung über die Versorgung mit Ersatzteilen und Fehlersuche bis hin zur Anlagenoptimierung. Verfügbar sind die Dienstleistungen in einem modularen Baukastensystem, das vom Basis- bis zum Voll-Service reicht. Darüber hinaus entwickelt Availon selbst technische Optimierungs-Lösungen für bestimmte WEA-Typen. WEA- und Windpark-Betreiber haben die Wahl zwischen diesen Dienstleistungsangeboten: »WindKeeper Basic«, »WindKeeper Basic Modular«, »WindKeeper Complete Modular« und »WindKeeper Complete«. »WindKeeper Basic« als Einstiegsprogramm umfasst die Grundwartung. Dazu gehören das komplette Wartungsmaterial einschließlich Kleinteile sowie die Arbeitszeit, die Spesen und alle nötigen Werkzeuge für die durchzuführenden Arbeiten. Mit weiterführenden Leistungen, etwa kostenpflichtigen Upgrades oder gesonderten Prüfverfahren, können Betreiber ihre WEA jederzeit situationsbedingt verbessern. Mit »WindKeeper Basic Modular« vermögen Kunden nach eigenem Ermessen die Grundwartung zu erweitern. Die Möglichkeiten dazu reichen von Upgrades über RotorblattServices bis hin zur Überwachung des Antriebsstrangs inklusive Frequenzmessung und Videoendoskopie. »WindKeeper Complete Modular« schließt zusätzliche Leistungen wie Fernüberwachung, Entstörung oder ein Verschleißteilpaket mit ein. Kunden können unterschiedliche Upgrades oder eine Verfügbarkeitsgewährleistung hinzubuchen und individuell festlegen, ob Großkomponenten Bestandteil der Service-Vereinbarung sein sollen

Der Aufbau der WEAInstandhaltungslösung »+Maintenance Solution« von GiS für »SAP Business ByDesign«

oder nicht. Wie bei »WindKeeper Basic« und WindKeeper Basic Modular ist auch hier ein Vertragsabschluss bis zum 15. Betriebsjahr einer WEA möglich.

nügt ein Anruf der entsprechenden VorOrt-Teams bei der Fernüberwachung, um die Zutrittsüberwachung für die Dauer der Arbeiten zu deaktivieren.

Als »Rundum-sorglos-Service« bezeichnet Availon sein Angebot »WindKeeper Complete«. Hier ist auch der Ersatz von Großkomponenten inbegriffen. Je nach Anlagentyp sind außerdem bis zu sechs Upgrades inklusive.

Neu von Availon sind auch die »IceFree«Sensoren, die so beheizt sind, dass sie auch bei klirrender Kälte, Schneefall oder Eisregen nicht einfrieren und die WEA lahmlegen. Schon Temperaturen um den Gefrierpunkt, verbunden mit Schnee oder Eisregen, lassen Anemometer und Windfahne auf einer WEA schnell vereisen. Obwohl der Wind weht, zeigen die Sensoren dann eine Windgeschwindigkeit von 0,0 m/s an. Die WEA steht still, und die Erträge liegen im wahrsten Sinne des Wortes auf Eis, denn es kann Stunden dauern, bis eine Erwärmung der Lufttemperatur oder ein Serviceteam die Sensoren wieder in Normalbetrieb setzen. Der Wiederanlauf der WEA verzögert sich dadurch erheblich, zumal Komponenten wie Getriebe oder Frequenzumrichter nach dem Stillstand erst warmlaufen oder beheizt werden müssen.

Optimierungslösungen für WEA Ein Beispiel für eine technische Optimierungslösung von Availon ist das Upgrade »WEA-Zutrittsüberwachung«: Wenn eine nicht autorisierte Person einer WEA nahekommt und trotz eines entsprechenden Hinweisschildes in den Erfassungsbereich des Bewegungsmelders gelangt, wird eine Alarmmeldung per GSM-Modem an die Fernüberwachung ausgelöst. Parallel hierzu ertönt unmittelbar an der WEA ein deutlich hörbarer akustischer Alarm als Abschreckung. Entfernt sich die Person aus dem Erfassungsbereich des Bewegungsmelders, schaltet sich der Alarm wieder ab. Sollte der »ungebetene Besucher« jedoch weiterhin im Eingangsbereich der WEA bleiben, kann sich die Fernüberwachung über den im Inneren der Anlage angebrachten Akustiksensor zuschalten und so quasi in die WEA hineinhorchen. Sind verdächtige Geräusche zu hören, lässt sich darauf sofort reagieren und beispielsweise durch die Alarmierung der Polizei ein unbefugtes Betreten der WEA verhindern. Bei Inspektionen oder Wartungsarbeiten ge-

Abhilfe schaffen die »IceFree«-Sensoren, die herkömmliche Wettersensoren mit ihren oft zu schwach dimensionierten Heizungen ersetzen können. Durch ein neues Heizkonzept arbeiten die für –40 °C bis +60 °C ausgelegten Sensoren auch bei eisigen Temperaturen zuverlässig. »Angesichts drohender hoher Ertragsausfälle wegen vereister Wettersensoren und damit längerer Anlagenstillstände amortisiert sich die Investition in unsere »IceFree«-Sensoren schnell«, erläutert Ingo Daniel, Leiter Kundenmanagement Deutschland von Availon. (ak)  6/2012

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Windenergie ■ In heutigen WEA sind Getriebe kein Schwachpunkt mehr

Mehr Flexibilität durch Getriebe Mit oder ohne Getriebe – die beiden Antriebsstrang-Bauarten kommen seit Jahren in vielen Windenergieanlagen (WEA) zum Einsatz. Der WEA-Hersteller REpower Systems, eine Tochter der Suzlon-Gruppe, setzt sowohl für Onshore- als auch für Offshore-WEA auf Antriebsstränge mit Getriebe.

»Bei der Beantwortung der Frage, ob in WEA ein getriebeloser oder ein getriebebehafteter Generator mehr Vorteile hat, ist es nicht sinnvoll, nur die Einzelkomponenten des Antriebsstrangs zu betrachten«, erläutert Stefan Philipp, Head of Product Management von REpower Systems. »Weil es ja gerade der Antriebsstrang ist, der Windenergie in elektrische Energie umwandelt, ist es vielmehr notwendig, das Gesamtsystem zu analysieren.« WEA-Betreiber fordern von ihren Anlagen einerseits maximale Effizienz und Zuverlässigkeit und andererseits minimale Lebenszyklus- und Anschlusskosten. Zudem sollen die Anlagen ihre Umgebung möglichst wenig beeinflussen. Das Hauptproblem sind hier Schallemissionen, die von der Rotordrehung herrühren. Entscheidend für die tatsächliche Geräuschentwicklung ist die Geschwindigkeit, mit der sich die Rotorblattspitzen bewegen. Ausgerechnet bei WEA für windschwache OnshoreStandorte bringt dies jedoch ein Problem mit sich: »Der Rotordurchmesser muss möglichst groß sein, um eine entsprechende Energieausbeute zu bekommen«,

erläutert Philipp. »Lange Rotorblätter aber führen zu einer höheren Blattspitzengeschwindigkeit und damit zu mehr Windgeräuschen. Um die Schallemission konstant zu halten, müssten sich längere Rotorblätter entsprechend langsamer drehen.« Hier kommt der Generator ins Spiel: »Seine Drehgeschwindigkeit und sein Drehmoment sind ebenfalls wichtige Faktoren, wenn es darum geht, maximale Energieausbeute bei minimaler Geräuschentwicklung zu erlangen«, führt Philipp aus. »Und wenn es darum geht, das bestmögliche Verhältnis zwischen Durchmesser und Drehgeschwindigkeit des Rotors einerseits und Drehmoment und Drehgeschwindigkeit des Generators andererseits zu erreichen, stellt sich die Frage, ob der Generator getriebebehaftet oder getriebelos sein soll.«

Getriebe oder getriebelos? Ein Direktantrieb erfordert einen relativ großen Generator, um das Generatordrehmoment hoch zu halten; die Generatorgeschwindigkeit ist dann entsprechend niedrig. Bei Schwachwind-WEA mit großem

Der Antriebsstrang einer Onshore-WEA des Typs »3.4M104« von REpower Systems

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Rotordurchmesser und geringer Rotorgeschwindigkeit ist die Generatorgeschwindigkeit ebenfalls niedriger und das Generatordrehmoment höher. »Je größer aber der Generator ist, desto teurer wird er, weil er dann mehr teure Materialien wie Kupfer, Eisen oder seltene Erden erfordert«, gibt Philipp zu bedenken. Ein Getriebe ermöglicht es, das Verhältnis von Rotor- und Generatorgeschwindigkeit und damit auch das Generatordrehmoment zu beeinflussen: »Es entkoppelt die Rotationsgeschwindigkeit der Rotorblätter von der des Generators«, sagt Philipp. Mit Hilfe des Getriebes werden geringe Rotationsgeschwindigkeit und großes Drehmoment der Rotorblätter in hohe Rotationsgeschwindigkeit und kleines Drehmoment für die Welle des Generators übersetzt. Weil Getriebe das Verhältnis von Rotor- und Generatorgeschwindigkeit flexibel machen, ermöglichen sie leisere WEA mit kompakteren Gondeln.

Wie störanfällig ist das Getriebe? Das Getriebe ist in der WEA eine zusätzliche Komponente, die auch kaputtgehen kann. »Tatsächlich mussten in den späten

neunziger Jahren die Getriebe vieler WEA ausgetauscht werden«, betont Philipp. »Damals hatten die WEA-Hersteller noch nicht das umfassende Wissen von heute über die speziellen Lastmomente und Lastfälle, die in den Anlagen auftreten können. Aus diesen Problemen haben die WEA-Hersteller aber gelernt: Sie erkannten, dass Standardgetriebe für WEA ungeeignet und spezielle Getriebe nötig sind, die besondere Lastfälle berücksichtigen.« Laut einer Studie zur Ausfallwahrscheinlichkeit bestimmter WEA-Komponenten werden am häufigsten die Elektrik und der Umrichter defekt, gefolgt vom Rotorblatt- und vom Gondelverstellsystem. Das Getriebe landet auf Platz fünf. »REpower Systems verbaut daher ausschließlich Antriebsstränge mit speziell für das Unternehmen entwickelten Planeten-Stirnrad-Getrieben und doppelt gespeisten Asynchron-Generatoren«, hebt Philipp hervor. »Die eigene Ausfallstatistik gibt uns Recht: Nach acht Jahren Produktionszeit der WEA MM82 liefen noch 96 Prozent der Anlagen mit dem ersten Getriebe, nach sechs Jahren Produktionszeit der MM92 waren es noch 97 Prozent. Hinzu kommt, dass unsere WEA servicefreundlich konstruiert sind: An den relevanten Stellen ist genügend Platz vorhanden, um die nötigen Wartungsarbeiten zu erleichtern.«

Nürnberg, 27. – 28.2.2013

Europas größte Konferenz zu elektronischen Displays und deren Anwendung Über 40 Beiträge und rund 250 Teilnehmer aus ganz Europa in 2012! Themenschwerpunkte: ■ Display Technologien ■ Ansteuerung und Interface ■ Touch Screens ■ GUI, HMI ■ 3D ■ Messtechnik ■ Systemaspekte und Integration ■ Display-Baugruppen ■ Lieferkette

Die WEA-Getriebe sind laut Philipp mittlerweile so zuverlässig, dass nicht nur die Onshore-, sondern auch die Offshore-WEA von REpower auf dem Getriebekonzept beruhen. »Das Problem liegt offshore darin, dass die Getriebe gegen Salzwasser geschützt sein müssen«, legt er dar. »Bei der Elektrik ist das aber auch der Fall und schwieriger zu bewerkstelligen. Dass bei WEA mit Getriebe eine Komponente mehr zu warten ist, stimmt zwar. Aber auch für das Getriebe ist vorbeugendes Condition Monitoring möglich, und zwar mittels Partikelzählern, die feststellen, wie viele Metallpartikel als Abrieb ins Öl gelangt sind, sowie mittels Endoskopie und Vibrationssensoren.« Der Zustand des Getriebes lasse sich also laufend ganzheitlich untersuchen. Antriebssysteme, die Getriebe und Generator »aus einem Guss« umfassen, hält REpower nicht für sinnvoll, weil ein solches Konzept die Wartung erschwere: »Wenn die eine Komponente auszutauschen ist, muss auch die andere ausgetauscht werden, da die Modularität nicht ausreicht«, sagt Philipp. »REpower verwendet daher generell voneinander getrennte Getriebe und Generatoren.« Darüber hinaus setzt REpower auf ein Generatorkonzept mit Teilumrichter, das Philipp zufolge deutlich effizienter ist als eines mit Vollumrichter. »Durch den Teilumrichter gehen nämlich nur etwa 20 Prozent der erzeugten elektrischen Leistung«, führt er aus. »Der Rest wird direkt ins Netz eingespeist, was die Verluste im elektrischen Teil erheblich reduziert. Für ein getriebeloses Generatorkonzept spricht somit auch, dass es mit einem Teilumrichter auskommt, während ein getriebeloses Konzept einen Vollumrichter voraussetzt.« (ak) 

■ Displayanwendungen Author Interviews ermöglichen intensive Diskussionen und Networking mit den Teilnehmern. Die offizielle Konferenzsprache ist Englisch.

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Windenergie ■ Sowohl getriebebehaftete als auch getriebelose Generatorkonzepte haben sich bewährt

Mit oder ohne Getriebe – das ist hier die Frage

Windenergieanlagen (WEA) mit getriebelosem Antriebsstrang tun ebenso wie ihre Pendants mit Getriebe seit vielen Jahren erfolgreich ihren Dienst. Das bedeutet allerdings nicht, dass die beiden Generatorkonzepte keine spezifischen Vor- und Nachteile hätten. Worin liegen sie im Einzelnen? Über diesen und andere Aspekte äußern sich im folgenden Experten aus der Branche.

Aus der Frühzeit der Windenergienutzung ist das Problem der Störanfälligkeit von Getrieben bekannt – aber sind diese immer noch so wartungsintensiv wie vor 15 oder 20 Jahren? Der Anlagenhersteller Nordex beispielsweise setzte bislang bei Onshore auf Getriebe und bei Offshore auf getriebelos; mit seinem Ausstieg aus dem Offshore-Markt gab das Unternehmen auch das getriebelose Konzept auf. Der Weltmarktführer Vestas und die SuzlonTochter REpower Systems verwenden sowohl für ihre Offshore- als auch für ihre Onshore-WEA Getriebe, während der nur Onshore tätige deutsche Marktführer Enercon konsequent das getriebelose Konzept umsetzt. Der »Newcomer« e.n.o. energy systems GmbH wiederum, der als Planer, Projektentwickler, Betreiber und Dienstleister erst 2008 in den Bau von Onshore-WEA eingestiegen ist, verbaut Antriebsstränge mit Getriebe. Angesichts dessen sollte man annehmen, dass die früheren Probleme mit Getrieben mittlerweile behoben sind. Die befragten Experten bestätigen dies: »Verfügbarkeit und Ausfallwahrscheinlichkeit von WEA hängen stark von den elektronischen und elektrischen Komponenten ab«, erläutert Tony Maaß, bei der e.n.o. energy systems GmbH in der Entwicklung und Konstruktion tätig. »Diese haben generell viel höhere Fehlerraten und Ausfallzeiten als Getriebe. Ausfallzeiten lassen sich in erster Linie durch die Optimierung der elektrischen und elektronischen Komponenten reduzieren.« Auch Felix Henseler, Leiter Business Development der Winergy AG, hebt die Zu-

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verlässigkeit der Getriebe hervor: »Ein in den Medien kommunizierter Vorteil des getriebelosen Konzepts (Direct Drive) ist die geringere Anzahl von Komponenten und dass keine/weniger mechanisch berührende Teile nötig sind«, sagt er. »Ob sich dieser Vorteil in der Praxis bestätigen wird, muss sich noch beweisen.« Als Antriebskomponenten-Hersteller für WEA ist die Winergy AG mit Getrieben, Kupplungen und dem sogenannten »HybridDrive« am Markt vertreten. Beim »HybridDrive« handelt es sich um ein Antriebskonzept, das Generator und Getriebe in einer Einheit zusammenfasst. »Konventionelle getriebebehaftete Antriebsstränge für WEA bestehen – abgesehen vom Frequenzumrichter – aus Getriebe, Kupplung

Tony Maaß, e.n.o. energy systems GmbH » Der Wartungsaufwand für WEA mit Getriebe ist größer als der für getriebelose WEA. «

und Generator«, erläutert Henseler. »Der ’HybridDrive’ dagegen verbindet ein zweistufiges Planetengetriebe und einen Permanentmagnet-betriebenen Synchrongenerator in einem einzigen Produkt. Er kann auch mit einem elektrisch erregten Generator ausgerüstet werden.« Modularität ist trotzdem gegeben: »Der Generator und die Getriebestufe lassen sich zur Wartung separat demontieren«, betont Henseler. »Die Wartungsarbeiten sind direkt in der Gondel möglich, und weil die beiden Module relativ leicht sind, kann der interne Service-Kran der Gondel sie bewegen, so dass kein externer Kran erforderlich ist.« Das verringere Komplexität und Kosten von Service-Einsätzen. Generell ist laut Henseler »eine WEA mit einem Getriebekonzept in der klassischen Bauweise oder als ’HybridDrive‘ eine bewährte Lösung, um einen hohen Ertrag aus der Windenergie zu erzielen«. Als Vorteile einer getriebebehafteten Lösung nennt Henseler ● »die geringen Anschaffungskosten; ● die Tatsache, dass der Einsatz teurer Rohstoffe wie Kupfer und Seltene Erden bei getriebebehafteten Lösungen deutlich geringer ist; ● der hohe Wirkungsgrad klassischer Getriebelösungen bei höheren Windgeschwindigkeiten; ● der hohe Wirkungsgrad mittelschnell drehender Getriebelösungen wie etwa dem ’HybridDrive‘ für Schwachwind- und Mittelwind-Anwendungen; ● die Flexibilität durch den modularen Aufbau. Upgrades und Anpassungen der Leistung sind mit geringem Aufwand umsetzbar.«

Etwas mehr Wartungsaufwand als getriebelose Antriebsstränge erfordern getriebebehaftete allerdings schon: »Der Wartungsaufwand für WEA mit Getriebe ist größer als der für getriebelose WEA«, führt Maaß aus. »Ölfilter und Getriebeöl müssen in regelmäßigen Abständen gewechselt werden. Das Wechselintervall für die Ölfilter beträgt bei vielen WEA 12 Monate, das Getriebeöl wird alle 3 bis 5 Jahre ausgetauscht. Diese Arbeitsschritte sowie die regelmäßige Inspektion der Lager und Verzahnung entfallen bei getriebelosen WEA, so dass deren Wartungskosten etwas niedriger sind als die von WEA mit Getriebe.« Henseler betont, dass »die Getriebe von Winergy auf 20 Jahre Lebensdauer ausgelegt werden, so dass in dieser Zeit lediglich mit den regelmäßigen Service-Einsätzen für WEA zu rechnen ist«. Ohnehin seien getriebebehaftete Lösungen in puncto Anschaffungspreis im Vorteil: »Sowohl Getriebe als auch der ’HybridDrive‘ sind, bezogen auf die Einmal-Investition, nach wie vor die wirtschaftlichste Lösung«, führt Henseler aus.

Welches Konzept onshore, welches offshore? Offshore-WEA sind in vielerlei Hinsicht anders auszulegen als Onshore-Anlagen: Sie müssen den widrigen Bedingungen auf dem offenen Meer standhalten, vor allem Salzwasser und salzhaltiger Luft. Zudem haben sie besonders wartungsarm zu sein. Angesichts dessen müssten getriebelose Antriebsstrang-Konzepte für Offshore-WEA eigentlich geeigneter sein als getriebebehaftete. Hersteller wie Vestas und REpower Systems setzen aber bei On- und Offshore gleichermaßen auf Getriebe: »Technisch gesehen ist der Einsatz beider Varianten sowohl für den Onshore- als auch für den Offshore-Bereich möglich«, hebt Maaß hervor. »Dies spiegelt sich auch bei der derzeitigen Umsetzung von On- und OffshoreProjekten wider. Wie auf dem Onshorewerden sich auf dem Offshore-Markt beide Versionen behaupten.« Henseler betont ebenfalls, dass sich getriebebehaftete Architekturen sowohl für Onshore als auch für Offshore eignen:

»Windgeschwindigkeit beziehungsweise Windklasse sehen wir nicht als Eignungskriterium für die eine oder andere Variante«, legt Maaß dar. Henseler pflichtet ihm bei: »Auch die Windgeschwindigkeiten beeinflussen den Einsatz eines Getriebes nicht«, führt er aus. »Durch die flexible Anpassung der Übersetzungsverhältnisse bieten sie dem Kunden sogar einen Vorteil bei der Wahl des Generators. Es lassen sich schnell und mittelschnell drehende Generatoren einsetzen, so dass auch in Schwachwindgebieten ein hoher Wirkungsgrad erreicht wird.«

Felix Henseler, Winergy AG » Getriebebehaftete Lösungen sind in puncto Anschaffungspreis im Vorteil. «

»Die Stückzahl der mit Getriebe ausgestatteten WEA weltweit beweist das«, sagt er. »Im Onshore-Bereich ist die Getriebelösung aus unserer Erfahrung die bevorzugte. Weltweit werden immer noch mehr als 80 Prozent aller Onshore-WEA mit einem Getriebe ausgestattet.

Welches Konzept für welche Windklasse? Ebenso wenig wie von der elektrischen WEA-Leistung hängt die Eignung der beiden Antriebsstrang-Konzepte von der zu erwartenden Windgeschwindigkeit ab.

Kosten-Nutzen-Verhältnis Bleibt die Frage nach dem Verhältnis der Vor- und Nachteile der beiden Konzepte zu deren Investitions- und laufenden Kosten. »Im Leistungsbereich bis 2 MW sehen wir das gleiche Kosten-Nutzen-Verhältnis für beide Antriebsstrang-Varianten«, erläutert Maaß. »Ab 2 MW muss die Zukunft zeigen, ob der größere Materialeinsatz für getriebelose WEA sich negativ auf die Kosten auswirkt.« Henseler zeigt sich gegenüber dem getriebelosen Konzept skeptisch: »Nach unserem Kenntnisstand rechnet sich Direct Drive nur, wenn eine ausreichend hohe Ausfallwahrscheinlichkeit einer getriebebehafteten Lösung unterstellt wird«, sagt er. »Die Anschaffungskosten sind höher als bei Getrieben, und die Wartungskosten dürften im gleichen Rahmen sein.« (ak) 

Die Vor- und Nachteile von WEA-Antriebssträngen mit und ohne Getriebe Quelle: Tony Maaß, e.n.o. energy systems GmbH

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Smart Metering /Smart Home ■ Paneldiskussion: Variable Tarife sind Voraussetzung für Lastmanagement

Her mit den Geschäftsmodellen! Datensicherheit und Datenschutz in Deutschland hoch aufzuhängen, das halten die Teilnehmer der Paneldiskussion auf dem »2. Energie&Technik Smart Home & Metering Summit« für grundsätzlich positiv. Jetzt komme es darauf an, Geschäftsmodelle zu entwickeln und schnell Produkte auf den Markt zu bringen.

Hat sich Deutschland einen Gefallen damit getan, in bekannter Gründlichkeit plötzlich die Datensicherheits- und Schutzniveaus weltweit auf ein Rekordniveau zu heben? »Das hat das Smart Metering in Deutschland zunächst einmal zeitlich deutlich zurückgeworfen, und es hat den Zählerherstellern hohe Kosten verursacht«, sagt Siegfried Pongratz, für den Bereich »Zentrale Koordination Heimvernetzung und Ambiente Systeme« im VDE Prüf- und Zertifizierungsinstitut verantwortlich. Er macht darauf aufmerksam, dass in Großbritannien, Frankreich und den skandinavischen Ländern der Roll-out begonnen hat, und die Folge könnte sein, dass sich in Europa zwei oder sogar drei verschiedene Standards etablieren. Ob es Deutschland dann wieder gelingen könnte, das Niveau des BSI-Schutzprofils auf die anderen Länder zu übertragen? Seiner Ansicht nach wäre das ein guter Ansatz, dies zumindest zu versuchen. Das geschieht auch bereits in den europäischen Organisationen wie dem CENELEC, »und die Organisationen verfolgen sehr genau, was in Deutschland geschieht«, so Pongratz. »Langfristig gesehen ist der Ansatz richtig.« Er warnt aber auch davor, es sich hierzulade bequem zu machen: »Korea und Ja-

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pan sind uns teilweise voraus, Unternehmen von dort werden jetzt verstärkt in Europa auf dem Mark aktiv.« Insgesamt sehen die Teilnehmer der PanelDiskussion trotz Verzögerungen im Rollout die deutschen Unternehmen gut positioniert: »Wir sind weit gesprungen, aber dennoch gut aufgestellt. Wir können im Umfeld Smart Grid, Smart Metering, Smart Home eine weltweit führende Rolle spielen«, erklärt Til Landwehrmann von der EEBus Initiative. Das sieht auch Dr. Erik Oswald vom Fraunhofer Institut ESK so, zumindest was Smart Metering angeht: »Der Roll-out wird demnächst kommen, was Energy Management und E-Mobilität angeht, dauert es allerdings noch etwas länger, hier sind die Zeiträume verschwommen.« Den Datenschutz und die Datensicherheit hoch anzusiedeln, hält auch Dr. Ulrich Grottker vom PTB langfristig für gut: »Ich bin überzeugt, dass dies auch in anderen Ländern aufgegriffen wird.«

Welche Sicherheitsstandards sollen gelten? Dass das BSI das Schutzprofil bis Ende des Jahres verabschiedet, darauf hoffen jetzt die Zählerhersteller. Doch wie lange dauert es dann, bis die Installation der Zähler

in großem Maßstab starten kann? »Mit den Zertifizierungen können wir in Deutschland sehr schnell starten, die Zertifizierungen werden sicherlich nicht das Hindernis sein. Ab 2014/15 geht der Roll-out richtig los«, meint Pongratz. Doch schon taucht die zweite Frage auf: Wenn es künftig neben dem Smart Meter-Gateway auch ein Energy-Management-Gateway geben wird, das dem BSI-Schutzprofil nicht entsprechen muss, welche Sicherheitsstandards gelten dann für dieses Gateway, insbesondere wenn es mit dem Smart Meter-Gateway kommunizieren soll?

Das Energy Management Gateway »In Deutschland tendieren wir dazu, immer alles zu berücksichtigen und zu normen – aber wir dürfen nicht mehr allzu viel Zeit verlieren«, sagt Till Landwehrmann von der EEBus Initiative. Ihn stimmt aber optimistisch, dass viele Hersteller nach seinen Beobachtungen schon in den Startlöchern stehen, um Energy-Management-Gateways auf den Markt zu bringen. Sie nähmen eben hin, noch nicht alle An-

_08JTN_SSV_EKF.pdf;S: 1;Format:(52.00 x 297.00 mm);13. Jun 2012 10:57:10

Thomas Hott, ProSyst Software

Dr. Siegfried Pongratz, VDE

» Wir sollten die Dinge nicht so kompliziert machen und möglichst bald marktfähige Produkte auf den Markt bringen. «

» Sobald die variablen Tarife kommen, kommt auch Smart Metering. «

forderungen zu kennen. Dass die Kommunikation über IP erfolgt, sei sowieso zu erwarten, in Hinblick auf die Hardware seien die Anforderungen heute schon absehbar, nur die Software müsste noch an die dann geltenden Anforderungen angepasst werden. Doch was nützt all die schöne Technik rund um die Smart Meter und Energy Management Gateways, die hoffentlich bald zur Verfügung stehen, wenn die potenziellen Anwender sie gar nicht wollen? Wird sich die abwartende Einstellung ändern, wenn die Energiepreise weiter steigen? Auf dem »2. Energie&Technik Smart Home & Metering Summit« waren sich die Teilnehmer weitgehend einig: Zumindest unter den derzeitigen Bedingungen interessiert sich ein durchschnittlicher Haushalt nicht dafür, ein paar Euro Stromkosten im Jahr zu sparen. Der Spareffekt

müsste schon deutlich höher ausfallen als derzeit mit Hilfe von Smart Meter und Energiesparportalen drin ist – und das obwohl sich der Strompreis in Deutschland seit 2000 von rund 14 auf 28 Cent verdoppelt hat.

Variable Tarife müssen kommen! Ein wichtiger Schritt bestünde darin, endlich variable Tarife einzuführen. Dann könnten die Verbraucher sehr viel mehr als bisher sparen und das große Ziel, das hinter den Smart Metering-Aktivitäten steht – Lastverschiebungen durchführen zu können –, wäre dann in fast schon greifbare Nähe gerückt. »Sobald die variablen Tarife kommen, kommt auch Smart Metering«, ist Dr. Siegfried Pongratz überzeugt. Dem kann auch Til Landwehrmann nur zustimmen: Ohne variable Tarifierungen werde Energy

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Smart Metering /Smart Home Management nicht kommen. »Doch wenn steigende Strompreise alleine nicht genügen und Energieeffizienz nicht zieht«, so folgert Til Landwehrmann, »dann müssen wir den Kunden ein Angebot geben, das weit über die Kompensation steigender Preise hinaus geht.«

Die Konsumenten mit Smart Home locken Das Smart Home wäre dafür genau die richtige Plattform, hier könnte sich Deutschland zum führenden Markt entwickeln. »Wenn wir zeigen können, dass wir eine Infrastruktur für andere Dienstleistungen aufbauen können, in denen plötzlich Energieeffizienz und Lastverschiebungen als Nebenprodukt auftauchen, dann werden sich auch die zuständigen Regulierungsbehörden nicht mehr in den Weg stellen. Dieser Meinung ist auch Thomas Hott. Er fürchtet ebenfalls, dass auf Basis von Smart Metering alleine ein Geschäftsmodell aufzubauen, kaum möglich ist. »Gegenüber dem Potenzial, das Smart Home bietet, ist Smart Metering verschwindend klein. Die Leute wollen Smart-HomeFunktionen, und sie wollen sie über ihr Handy steuern. Das kommt jetzt, wir sollten nicht auf variable Tarife irgendwann warten.«

Til Landwehrmann, EEBus Initiative

Dr. Erik Oswald, Fraunhofer Institut ESK

» Wir sind in Deutschland mit dem BSISchutzprofil weit gesprungen, aber dennoch gut aufgestellt. Die deutsche Industrie kann im Umfeld Smart Grid, Smart Metering, Smart Home eine weltweit führende Rolle spielen. «

» Der Roll-out wird demnächst kommen. Was Energy Management und E-Mobilität angeht, dauert es allerdings noch etwas länger, hier sind die Zeiträume verschwommen. «

Beteiligten sollten sich endlich von der Vorstellung lösen, man bräuchte nur die Killer-Applikation zu finden, und schon fliegt das Smart Home. »Das Smart Phone kam auch nicht über die Killerapplikation seinen Siegeszug angetreten, jeder Nutzer definiert sie für sich anders.« Der Erfolg der Smart Phones rühre daher, dass eine Plattform existiert, auf der viele Drittfirmen ihre Ideen umsetzen können. Wie

Kann die Politik hilfreich Einfluss nehmen? Wenn nun aber das Geschäftsmodell Smart Metering nicht zieht und auch das Smart Home noch nicht so richtig bei den Kunden angekommen ist, müsste man da nicht doch mit Regulierungen eingreifen? Die Vorschrift, dass der Einbau von Smart Meter erst ab einem Verbrauch von 6 kWh pro Jahr zwingend ist, könnte doch geändert und die Schwelle herabgesetzt werden. Sollte die Politik nicht mehr Maßnahmen ergreifen, um die Konsumenten in Richtung Smart Home und Energieeffizienz zu schieben? »Ich halte es für problematisch, die Kunden zu schieben«, antwortet Thomas Hott. »Man muss das Smart Home attraktiv machen.« Und alle

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Dr. Ulrich Grottker, PTB » Ich bin überzeugt, dass das hohe deutsche Sicherheitsniveau auch in anderen Ländern aufgegriffen wird. «

könnten EVUs oder Telekommunikationsunternehmen wissen, welche SmartHome-Applikationen die Kunden wünschen? Da fehle ihnen das Know-how. »Deshalb müssen auf Basis einer offenen Plattform Drittfirmen an Bord genommen werden«, so Hott. »Wir sollten die Dinge nicht so kompliziert machen und möglichst bald marktfähige Produkte auf den Markt bringen.« (ha) 

_09OUT_TTTech_ET6.pdf;S: 1;Format:(52.00 x 297.00 mm);19. Nov 2012 08:11:28

■ Keine technischen Probleme, Kompromisse lassen sich schnell finden

Das Eichgesetz: Keine neue Hürde für Smart Metering

Wer an Smart Metering denkt, dem fällt sofort das BSI-Schutzprofil ein. Doch auch das Eichrecht verlangt nach Sicherheitsvorkehrungen. Ist das eine zusätzliche Hürde, die bisher nicht beachtet wurde und das Smart Metering weiter verzögern könnte?

Einen interessanten Aspekt des EnWG beachtet die Öffentlichkeit häufig recht wenig: Dort kommt in einigen Paragraphen die Metrologie ins Spiel. »Damit steht das EnWG in einer gewissen Konkurrenz zum Eichgesetz«, erklärt Dr. Ulrich Grottker von der Physikalisch-Technischen Bundesanstalt (PTB). Dazu ein kurzer Blick auf das Eichgesetz: Es soll den metrologischen Block und die Messwerte vor Manipulationen schützen sowie die Rückverfolgbarkeit und die Überprüfbarkeit der Rechnungen gewährleisten. Aus der Sicht des Messwesens besteht ein Gerät wie ein Smart Meter aus der eigentlichen Messeinheit plus einer Zusatzeinrichtung.

lichen Zeit erforderlich ist. Die wesentlichen Anforderungen an das Schutzniveau hinsichtlich des Eichrechts sind durch die WELMEC (European Cooperation in Legal Metrology) WG 7 auf europäischer Ebene vereinbart worden. In Deutschland sind die Anforderungen in der PTB–A 50.7 festgelegt. Hier ist beispielsweise beschrieben, wie die abrechnungsrelevanten Messwerte, Parameter und Zeitstempel auf dem Messgerät oder an einer Zusatzeinrichtung angezeigt werden müssen und welche Sicherheitsanforderungen (Authentizität, Integrität) für die Fernauslese erforderlich sind. Wie können nun die Welten der Gateways und des Messwesens zusammengeführt werden?

• SAE AS6802 TTEthernet standard supported • Fully IEEE 802.3 compatible

Highly Available and Fault-Tolerant • Deterministic communication with TTEthernet

Dr. Ulrich Grottker, PTB

Das Eichrecht kommt im Gateway dann ins Spiel, wenn die Auswertelogik dort aus den Messdaten Messgrößen bildet und wenn dazu beispielsweise die Verknüpfung mit der gesetz-

• IEC 61508 certifiable for functional safety

• For fail-operational and mixed-criticality networks

» Grundsätzlich sehe ich nicht, dass das Eichrecht die Einführung des Smart Metering in Deutschland verzögern könnte.«

Die Bundesnetzagentur und das BSI sehen das Smart Meter Gateway in erster Linie nicht als Messgerät. Das Gateway ist dazu da, die Daten der Messeinheit aufzubereiten, zu verarbeiten und weiterzugeben. Aus dieser Sicht kommt es vor allem darauf an, dass die Daten sicher übertragen werden, dass der Datenschutz gewährleistet ist und dass die Geräte vor Manipulationen von außen geschützt sind. Deshalb setzt das BSI den Schwerpunkt darauf, dass neben der Gateway-Funktion ein Security-Modul vorhanden ist, das den Schutz und die Sicherheit gewährleistet.

Safe and Certifiable Industrial Switches

• Robust network partitioning

Dies stellt laut Dr. Ulrich Grottker kein größeres Problem dar: »Grundsätzlich sehe ich nicht, dass das Eichrecht die Einführung des Smart Metering in Deutschland verzögern könnte.« Technisch stellten sich keine Probleme, und über die rechtlichen Aspekte könnte man sich schnell einigen. Als Beispiel führt er den Gateway-Administrator an. Denn über Geräte, die dem Eichrecht unterliegen, hat der Administrator nicht die vollen Rechte. Er darf beispielsweise nicht einfach ein neues Betriebssystem aufspielen. »Hier haben wir schnell einen Kompromiss gefunden: Der Administrator kann das Gateway aus der Ferne kontrollieren, allerdings wurden seine Rechte etwas eingeschränkt, so dass Aktionen, die nicht mit dem Eichrecht in Einklang stehen, nicht ausgeführt werden können«, erklärt Grottker. (ha)  6/2012

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Robust and Reliable • Operational temperature range: -40 °C to +70 °C • Vibration: 5 g • EMI: EN 61000-4 • Humidity: EN 60068-2-3, EN 60068-2-30 • IP rating 40

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Smart Metering /Smart Home ■ Energiesparen alleine genügt nicht

Smart Home – Komfort und Spaß zählen Die Energieeffizienz zu steigern, die Stromrechnung zu senken? Das alleine bringt die Kunden nicht dazu, sich intelligente Zähler anzuschaffen. Dagegen stehen Spaß und Komfort ganz oben auf der Wunschliste. Genau das verspricht das Smart Home.

Weil es künftig ein Energy-ManagementGateway geben wird, das nicht dem BSISchutzprofil entsprechen muss, könnten mehrere Dinge parallel ins Haus Einzug halten: sowohl Komfort und Spaß als auch Energieeffizienz und die Möglichkeit, Lastmanagement zu betreiben.

Damit spricht er eine der großen Schwierigkeit an: Es gibt viele unterschiedliche Übertragungsprotokolle von den Zählern zum Gateway und vom Gateway zu den Versorgern. ZigBee, Z-Wave, KNX, MBus, wireless MBus sowie unterschiedliche Powerline-Protokolle, um nur einige zu nennen. Eine Möglichkeit, den StandardDschungel zu lichten, ist der EEBus. Vor einem halben Jahr hat sich die EEBus-Initiative gebildet, die bereits 23 Mitglieder zählt, von Energieversorgern bis zu Herstellern von Haushaltsgeräten. Anders als sein Name vermuten lässt, handelt es sich bei EEBus nicht um einen weiteren Bus, sondern um eine Middleware, die die vielen unterschiedlichen Protokolle übersetzt und in einem einheitlichen Format weitergibt. Damit kann der EEBus dazu beitragen, die

gene Session zum Thema Embedded Java gegeben, Oracle will Java zur wichtigsten Sprache für Embedded-Systeme machen«, sagt Thomas Hott von ProSyst Software. Deshalb propagiert er den Weg, eine Plattform auf Basis des OSGi-Frameworks zu schaffen. Auf dieser Plattform können dann die Applikationen für das Smart Home laufen. »Telefongesellschaften führen das Remote Device Management schon länger auf OSGi-Basis durch, auch weil es sehr skalierbar ist«, erklärt Hott.

Nach Beobachtung von Til Landwehrmann von der EEBus Initiative beginnen nun auch die potenziellen Anwender, ihr Interesse auf das Smart Home zu richten: »Viele interessieren sich jetzt für das Smart Home, Erst kürzlich haben Prosyst Software, Intel der Markt ist da, 2017 soll er auf einen Umund RocketHome ein Smart-Home- und satz von 2,4 Milliarden Dollar kommen.« Energie-Management-System auf Basis der Dem stimmt Prof. Christian Pätz von der Atom-Plattform von Intel vorgestellt. ProZ-Wave-Alliance zu. Wer unter Google Sys war mit der OSGi-Plattform und einem Trends den Begriff »Smart Home« eingibt, Software-Development-Kit für Third-Partyder sieht, wie häufig dieser Begriff über die Entwickler dabei. Der Jahre gegoogelt wurOSGi-Stack von ProSyst de: Nach einer anEine Möglichkeit, den Standard-Dschungel zu lichten, sorgt dafür, dass verfänglichen Euphorie ist der EEBus. Vor einem halben Jahr hat sich die EEBus-Initiative schiedene Smart-Homeließ das Interesse gebildet, die bereits 23 Mitglieder zählt. Standards und Applikanach, seit 2011 steigt tionen integriert werden es wieder. »Das ist typisch für jede neue Technik: Nach der Eu- Maschine-zu-Maschine-Kommunikation können. Authorisierte Nutzer können die phorie hält Realismus Einzug, dann wächst und damit den Aufbau eines Smart Home Geräte und die Entertainment-Anlagen im deutlich zu vereinfachen. Das Ziel besteht Haus über das System einfach steuern – das Interesse wieder.« darin, den durchgängigen Informations- auch aus der Ferne, wenn sie unterwegs Doch das Konzept des Smart Home gibt es austausch zwischen Energiewirtschaft und sind. Auf dem Gateway von Intel befindet sich neben dem OSGi-Stack von ProSys die schon seit mehr als 20 Jahren, allerdings Energieverbrauchern zu herzustellen. Cloud Engagement Platform von Rocketkonnte es sich auf dem breiten Markt bisher nicht durchsetzen. Das Haus intelli- »Der EEBus ist die Abstraktionsschicht für Home, die die Smart-Home- und Smartgenter zu machen, war bisher viel zu auf- unterschiedliche Feldbussysteme. So ist es Metering-Applikationen steuert und visuawändig zu installieren und viel zu teuer. möglich, übergreifende Wertschöpfungs- lisiert. »Der Kampf der Feldbussysteme hat dazu räume zu schaffen und weitere Technologeführt, dass keine kritische Masse entste- gien einzubinden. Genau darauf kommt es Können solche Ansätze dem Smart Home hen konnte, die Systeme haben keine hohe künftig an«, erklärt Landwehrmann. Ein tatsächlich neue Impulse geben? Yüksel Durchdringung erreicht, und die Preise weiterer Ansatz besteht darin, auf der Be- Sirmasac, Gründer und Geschäftsführer konnten nicht auf ein für den Massenmarkt triebssystemebene über Java verschiedene von RocketHome, ist überzeugt davon. Ersakzeptables Niveau sinken«, sagt Til Land- Elemente einzubinden. »Auf der Java-One- tens müssten die Energieversorger ihr Konferenz in San Francisco hat es eine ei- Leistungsangebot differenzieren, neue Gewehrmann von der EEBus-Initiative.

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_09PM2_Reinhausen_ET6.pdf;S: 1;Format:(210.00 x 297.00 mm);20. Nov 2012 16:15:19

Ralfi Meier 23. Juni via Handy

Das Kraftwerk der Zukunft.

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Alfredo 23. Juni um 12:23

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Exakt.

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THE POWER B EH I N D PO W ER .

Smart Metering /Smart Home schäftsfelder aufbauen und sich ein neues Image geben. Zweitens würden die Anwender künftig einfach Spaß daran haben, ihr Heim intelligent zu machen, »wenn die Systeme durchgehend funktionieren und einfach zu bedienen sind.« »Einfache Installation, unkomplizierte Konfiguration, Automatismen für jeden Anwendungsfall, die Möglichkeit neue Funktions-Packages einfach einkaufen zu kön-

nen – das sind die Voraussetzungen, damit sich das Smart Home auf breiter Basis durchsetzt«, sagt auch Jörg Nastelski, Leiter des Produktmanagements von GreenPocket. Doch bis es soweit ist, sind noch einige Hürden zu nehmen: Die perfekte Kombination von Hard- und Software ist noch genauso zu finden wie die Balance zwischen Funktionalitäten und Komplexität. Und die Frage, wie die Geschäftsmodelle funktionieren könnten, ist noch nicht

geklärt. Er selber denkt über Werbeplattformen und Shopanbindungen nach. Auch Premiummodelle, wie sie im Internet in vielen Bereichen üblich sind, wären eine Möglichkeit: Ein bestimmter Grund-Service ist kostenlos, für weitergehende Dienstleistungen muss der Kunde dann bezahlen. »Es gibt eine Fülle von Möglichkeiten, das muss doch für Software-Firmen ein Traum sein, dies von Anfang an mitgestalten zu können!« (ha) 

■ Monitoring von Heizungsanlagen mit preiswerter Messtechnik

Wie viel Energie verbraucht Ihre Heizung? Den Verbrauch elektrischer Geräte zu messen, ist längst Alltag und die Technik dafür ausgereift. Ganz anders dagegen sieht es für den größten Energieverbraucher eines Haushaltes aus: Für Heizungen steht das Energiemonitoring erst am Anfang, weil es bislang noch kein Messgerät gab für diesen Zweck.

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ne mitgelieferte Software ermöglicht es, die aufgezeichneten Heizungsdaten zu visualisieren und auszuwerten. »Ich bin nach meiner Präsentation des Heizungsmonitoringgerätes auf dem Summit von

Rückseite des Heizungsmonitors mit den zahlreichen Schnittstellen

vielen Zuhörern angesprochen worden. Dabei hat sich gezeigt, dass das Thema bei vielen zwar präsent ist und in unterschiedlichen Entwicklungsstadien vorliegt: vom ersten Denkansatz für zukünftige Projekte

Bild: Andre Voutta

Warum sich bislang keiner so richtig um das Thema »Monitoring von Heizungsanlagen« gekümmert hat, gibt Rätsel auf: »Der Grund ist vermutlich die gegenüber Elektrogeräten komplexere Technik einer Heizung«, vermutet André Voutta von Voutta Grundwasserhydraulik, der sich in seinem Vortrag auf dem »2. Energie& Technik Smart Home & Metering Summit« mit der Materie beschäftigt hat. Er hat bei dieser Gelegenheit das wohl erste Messgerät vorgestellt, das genau diesen Zweck erfüllt. Das von Voutta und einem Team entwickelte Gerät ist in der Lage, über bis zu acht preiswerte digitale Temperatursensoren den Betrieb einer Heizung zu überwachen. Darüber hinaus stehen Impulseingänge für Volumenzähler und eine serielle Schnittstelle zur Verfügung. Das Gerät verfügt über ein vierzeiliges Display, auf dem sich die aktuellen Messwerte verfolgen lassen, und über eine LAN-Schnittstelle, über die sich das Gerät in vorhandene Netze einklinken kann. Dann sind die Messwerte auch über jeden Browser abrufbar. Die Daten können über das LAN oder die SD-Karte ausgelesen werden. Ei-

bis zum fast fertigen Gerät.« Aber ein funktions- und marktfähiges Gerät gab es bislang noch nicht. Eigentlich ist die Materie ja auch kein Hexenwerk: Man braucht eine ganze Zahl an Messparametern, um den Betrieb einer Öloder Gasheizung beurteilen zu können. »Eigentlich liegen zumindest in den neueren Heizungen diese Parameter vor, denn sie werden für die Steuerung benötigt. Eine Aufzeichnung ist jedoch nur bei sehr wenigen Herstellern vorgesehen und meistens mit deutlichen Mehrkosten verbunden. Bei der großen Zahl der Altheizungen hilft dagegen nur ein externes Messgerät«, so Voutta. Welche Messgrößen sind bei einer Heizung von Bedeutung? »Ohne näher auf die Theorie einzugehen, gibt es eine Anzahl offensichtlicher Kriterien, die jedem einleuchten«, erklärt Voutta. Und zwar: ● die Anzahl der Brennerstarts pro Tag, ● die Menge an thermischer Energie, die in die Wohnräume gelangt, ● das Verhältnis zwischen eingesetztem Brennstoff und erzielter thermischer Energie, ● die Qualität der Heizkurve, also die Beziehung zwischen Außen- und Vorlauftemperatur, ● die Zirkulationssteuerung des warmen Brauchwasserkreislaufs. Die Mehrzahl dieser Fragen lässt sich bereits mit technisch einfachen Temperaturmessungen beantworten. Voraussetzung ist eine Messung und Aufzeichnung der Temperaturen an bestimmten Punkten des Heizungssystems über einen bestimmten Zeitraum. Für die Energiemengenberechnung bedarf es noch der zugehörigen Volumenströme des Wärmeträgerfluids. Möchte man die eingesetzten Brennstoffmengen in Beziehung zur erzeugten Wärme setzen, ist auch hier eine Volumenmessung erforderlich, beispielsweise eines Gaszählers mit Impulsausgang.

Basisversion für 250 Euro Nur wenige technisch versierte Heizungsbetreiber werden jedoch den Aufwand

treiben, sich aus einer Vielzahl von am Markt erhältlichen Komponenten ein Messsystem zusammenzubauen, das diese Parameter abdeckt. Die überwältigende Mehrheit der Nutzer wird sich gerne den Beteuerungen des Heizungstechnikers ihrer Wahl anschließen, nach denen die Heizung optimal eingestellt sei. Und wenn es in der Wohnung warm wird und selbst die

die ein leichtes Datenhandling ermöglichen, und natürlich sollte es auch bezahlbar sein. All das erfüllt das Messgerät von Voutta bereits. »Sollte der Messauftrag mit der Zeit größer werden, so sind Erweiterungen für Strom- und Spannungsschnittstellen, Pt-Sensoren und Thermoelemente sowie die Verbrauchsdaten elektrischer Geräte in Form von zusteckbaren Erweiterungsplatinen in der Entwicklung«, so Voutta. Darüber hinaus lassen sich über kaskadierbare Verteiler weitere digitale Temperatursensoren hinzufügen.

Rasche Fehleranalyse durch Fachleute möglich

Andre Voutta, Voutta Grundwasserhydraulik » Sollte der Messauftrag mit der Zeit größer werden, so sind Erweiterungen für Strom- und Spannungsschnittstellen, Pt-Sensoren und Thermoelemente und die Verbrauchsdaten elektrischer Geräte in Form von zusteckbaren Erweiterungsplatinen in der Entwicklung. «

kältesten Wintertage gut überstanden werden, dann scheint es ja auch zu stimmen. Dass dem nicht so sein muss, diese Erfahrung haben schon all diejenigen gemacht, die sich mal etwas intensiver mit ihrer Heizung beschäftigt haben. »Und meistens stellt sich heraus, dass der Heizungsfachmann zwar dafür sorgt, dass es warm wird, jedoch die Art und Weise, wie dies geschieht, von nachrangiger Bedeutung ist«, erläutert der Experte. Es ist also ein Messsystem gefordert, das in der Lage ist, belastbare Daten für eine Beurteilung der Betriebsweise von beliebig konfigurierten Heizungen zu liefern. Dazu sollte es sich leicht installieren lassen, nicht in das bestehende Heizungssystem eingreifen müssen und bei Bedarf erweiterbar sein. Es sollte kommunikativ sein, also die Schnittstellen bereithalten,

Das Gerät ist für den dauerhaften Einsatz an einer Heizung ausgelegt. Wenn durch die ersten Messwerte Änderungen an der Steuerung oder der eingesetzten Technik ausgelöst werden, dann kann der Anwender durch die nachfolgenden Messungen eine Erfolgskontrolle durchführen. Und auch danach liefert das Gerät durch seine kontinuierlichen Messreihen wertvolle Daten zu eventuell auftretenden Anlagendefekten oder zum Alterungsverhalten der Heizung. Fachleute können durch einen Blick auf die Messkurven rasch eine Fehleranalyse durchführen und damit auf zeitaufwendige Probeläufe verzichten. Wichtig war den Entwicklern, dass das Gerät breite Anwendung findet. Nur so können die Einsparpotentiale, die je nach Anlage zwischen 5 und 30 % der Brennstoffkosten liegen dürften, auch eine volkswirtschaftliche Wirkung erzielen, denn jeder nicht für fossilen Brennstoff ausgegebene Euro bleibt im Land. Der Verkaufspreis steht laut Voutta noch nicht fest, soll aber 250 Euro für die Basisversion möglichst nicht überschreiten. »Das ist der Wert, der sich in einer Kundenbefragung als ein akzeptierbarer Preis herauskristallisiert hat«, erklärt Voutta. Die Pilotserie liefert das Unternehmen Mitte November an die Testhaushalte aus. Die Daten werden in den Fällen, in denen das Gerät Verbindung zu einem Netzwerk hat, auf einen zentralen Firmenserver kopiert. Damit wollen die Entwickler die Auswertesoftware weiter verbessern. (zü)  6/2012

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Smart Metering /Smart Home ■ Die Industrie von Anfang an beteiligen!

VDE will für Interoperabilität sorgen Der VDE testet Geräte für das Smart Home auf Interoperabilität, Informationssicherheit und die Funktionale Sicherheit. Die Industrie soll dabei von Anfang an eingebunden werden.

Derzeit baut das Prüf- und Zertifizierungsinstitut des VDE ein Testlabor für die Energy-Management-Gateways auf. »Wir prüfen von der physikalischen Ebene bis zur OSI-Schicht 7, das ist eine komplexe und anspruchvolle Aufgabe«, sagt Dr. Siegfried Pongratz, für den Bereich »Zentrale Koordination Heimvernetzung und Ambiente Systeme« im VDE Prüf- und Zertifizierungsinstitut verantwortlich. Gleichzeitig arbeitet das Prüf- und Zertifizierungsinstitut des VDE daran, mit Unter-

stützung durch das »Zertifizierungsprogramm Smart Home & Buildings« des BMWi und unter Mitwirkung der Industrie Use Cases zu definieren und an der Standardisierung mitzuwirken. »Wir prüfen die Heimvernetzung und sind damit Partner für alle Teilnehmer im Markt der smarten Technologien«, so Pongratz. Das erstreckt sich vom Smart Meter Gateway über das Smart-Home-/Smart-Energy-Gateway einschließlich der Geräte (z.B.

Dr. Siegfried Pongratz, VDE » Wir prüfen die Heimvernetzung als Partner für alle Teilnehmer im Markt der smarten Technologien. «

Smart-Meter-Daten steuern RONT Warum werden intelligente Zähler im Smart Grid eine wichtige Rolle spielen? Ein Beispiel dafür, wozu die Daten herangezogen werden können, sind regelbare Ortsnetztransformatoren. Einen solchen »RONT« hatte die Maschinenfabrik Reinhausen kürzlich vorgestellt. Herzstück des RONTs ist der abgebildete elektromechanische Stufenschalter. Die Steuereinheit des RONT kann auf Basis von Daten, die die Smart Meters liefern, das Übersetzungsverhältnis automatisch einstellen und das Spannungsband einhalten – wichtig ist dies in Regionen, in denen viele Photovoltaikanlagen ins Niederspannungsnetz einspeisen. Die Netzbetreiber können sich so die Verlegung neuer Leitungen sparen.

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weiße Ware, KWK etc.), Systeme und Komponenten bis hin zur Einbindung von E-Mobility und Smart Grid. Dabei testet das Prüf- und Zertifizierungsinstitut des VDE auf Basis der Smart-Home-Testplattform die Produkte auf Interoperabilität von Systemen und Techniken, auf Informationssicherheit, auf funktionale Sicherheit, Datenschutz und Datensicherheit sowie auf – teilweise noch zu entwickelnde – Standards. Dazu werden Use-Cases definiert, die beteiligten Kommunikationsinstanzen identifiziert und definiert, die zwischen den einzelnen Instanzen eingesetzten Übertragungsprotokolle analysiert, die Bedrohungen ermittelt, mögliche Schwachstellen werden gesucht und dokumentiert, und schließlich werden die Produkte untersucht und geprüft. »Wir sehen uns als ein Kompetenzzentrum für alle Marktteilnehmer, vom Hersteller über Entwickler, Endanwender und Verbraucher bis zu den Handwerkern«, sagt Pongratz. Das Ziel bestehe darin, neue Technologien zu fördern: »Wir wollen damit den Innovationsvorsprung der deutschen Industrie stärken.« (ha) 

■ Smart-Home-Beraterinnen erklären branchenübergreifend das intelligente Heim

Umsetzung des Smart Home: Ohne das Handwerk läuft gar nichts! In der Diskussion um das Smart Home kommt ein wesentlicher Punkt meist gar nicht zur Sprache: Wer installiert das System, wer kennt sich branchenübergreifend aus, was müsste und was kann das Handwerk beitragen?

»Schlussendlich umsetzen muss das Smart Home das Handwerk, hier fehlt es noch sehr stark an Wissen«, zu diesem Fazit kommt Dr. Siegfried Pongratz, für den Bereich »Zentrale Koordination Heimvernetzung und Ambiente Systeme« im VDE Prüf- und Zertifizierungsinstitut verantwortlich. Das kann Klaus Becker von Becker Training & Consulting nur bestätigen: »Die Häuslebauer werden im Regen stehen gelassen, Handwerker und Elektroplaner kennen sich nicht aus.« Becker nennt das Beispiel eines Hausbesitzers, der mit viel Aufwand sein Haus intelligent gemacht hat. Er wollte auf dem neusten Stand sein und hatte offenbar Spaß daran, die Sache auszureizen. Dass etwa die Heizungs- und Klimaanlage eingebunden wurde, war eine Selbstverständlichkeit. Um schlussendlich alles zu installieren und zum Laufen zu bringen, war nicht nur eine Investition von 50.000 Euro erforderlich, sondern auch die Hilfe professioneller Programmierer. Doch es geht auch etwas kleiner: Michael Deck von der Tiedge GmbH hat sein Haus ebenfalls intelligent gemacht. Seine Investitionen liegen bei rund 3000 Euro, wobei die Heizung allerdings nicht eingebunden ist. Damit hat er sogar den zweiten Preis in der Kategorie »Bestes Projekt« des »SmartHome Deutschland Award 2012« gewonnen. Michael Deck ist zudem Dozent am Berufs- und Technologiezentrum der Handwerkskammer Heilbronn, Fachbereich Entrepreneurship. Das kommt nicht von ungefähr, denn der umtriebige Wirtschaftsinformatiker ist leidenschaftlicher Unternehmer, er hat die Tiedge GmbH gegründet und ist zusammen mit der Firma Somfy Initiator des Modellpro-

jekts io-smarthome. Decker ist überzeugt davon, dass das Smart Home gerade für den Mittelstand und für das Handwerk große Chancen bietet: »Das Smart Home wird nur Realität, wenn mittelständische Firmen und vor allem das Handwerk mitarbeiten, denn gerade das Handwerk hat den direkten Zugang zu den Endkunden.« Allerdings musste er auch feststellen, dass das ganze Thema im Handwerk noch gar nicht angekommen ist: »Viele Handwerker stehen dem Thema skeptisch gegenüber, Schulungen werden beispielsweise kaum angenommen.«

Auf den Integrator kommt es an Dagegen finden immerhin 66 Prozent der deutschen Haushalte mit Online-Anschluss Smart-Home-Konzepte attraktiv – gerade auch, weil sie dabei helfen, Energie zu sparen. 83 Prozent der Kunden verlangten laut Michael Deck ein Angebot aus einer Hand. Was derzeit fehlt, ist nach seinen Worten der Smart-Home-Integrator. »Das Problem besteht darin, dass die Kunden keine Integratoren kennen!« Dieses Problems hat er sich selber angenommen, und er bietet ein System an, das sich auf die Themen Sicherheit, Energieeffizienz und Komfort fokussiert, den SEK-Integrator. Im komplexen Smart-Home-Ecosystem sieht Michael Deck fünf unterschiedliche Rollen. Erstens muss ein Hardware-Anbieter zur Verfügung stehen, der für die zentrale Smart-Home-Platform zuständig ist. Michael Decks Tiedge GmbH arbeitet auf dieser Ebene mit der Firma Somfy zusammen, die die TAHOMA-Box entwickelt hat. Zweitens übernimmt Somfy mit io-homecontrol in diesem Fall auch die

Rolle des Software-Anbieters. Drittens müssen die Endgerätehersteller eingebunden werden, die Intelligenz in Türen, Fenster, Heizungen, Sonnenschutz, Kameras und viele weitere Funktionen bringen. Viertens spielen die Smart-Home-ServiceAnbieter eine wichtige Rolle, die Applikationen und Dienstleistungen aus den Bereichen Komfort, Energieeffizienz, Sicherheit, Gesundheit/Notfall und Entertainment in ihren Programmen führen. Und schließlich übernimmt der Integrator die für den Endkunden wichtigste Rolle: Er kooperiert mit den verschiedenen Anbietern und stellt den Kontakt zu den Endkunden her. Der Kunde muss sich um die übrigen Beteiligten also gar nicht kümmern.

Smart-Home-Beraterinnen – ausgebildet von den IHKs Deshalb hat Michael Deck in einem Gemeinschaftsprojekt mit der Handwerkskammer Heilbronn ein Ausbildungsprogramm zur »Smart Home Beraterin« ins Leben gerufen. Die Beraterinnen sollen den Kunden branchenübergreifend erklären, welche Konzepte es gibt und wie sie ihre speziellen Wünsche umsetzen können. Denn von einem ist Michael Deck überzeugt: »Das Smart Home wird in 10 bis 15 Jahren ganz selbstverständlich sein.« Und selbstverständlich ist Michael Decker aktiv dabei, dem Smart-HomeKonzept dazu zu verhelfen, den Markt zu durchdringen. Nicht nur über seinen SEKIntegrator-Ansatz und die Initiative zur Ausbildung von Smart-Home-Beraterinnen. Sein preisgekröntes eigenes Smart Home steht nach Terminabsprache jedem Interessenten für eine geführte Besichtigung offen. (ha)  6/2012

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Smart Metering /Smart Home ■ Ein Wirrwarr von Standards, Schnittstellen und Protokollen

Smart Home: Ordnung ins Chaos! Was ist überhaupt ein Smart Home? Mit welchem Aufwand lässt es sich heute umsetzen? Welche Protokolle sind für welchen Zweck erforderlich, und wie lassen sich die Geräte verbinden?

»Intelligent machen das Haus die Sensoren und die Steuerung. Außerdem muss das Haus anzeigen, was es gerade macht«, erklärt beispielsweise Prof. Christian Pätz von der Z-Wave-Alliance. Das ist aber nur eine Definition. Und in der Praxis scheint durchaus Verwirrung zu herrschen. Es gibt Systeme, die einen relativ niedrigen Einstiegspreis versprechen, beispielsweise von RWE oder auch von vielen kleineren Anbietern. Sie bestehen meist aus einem Gateway, das mehrere Geräte im Haus miteinander verbindet. Im Starter-Paket von RWE sind beispielsweise das Gateway sowie Heizkörperthermostate, Zwischenstecker und Wandsender enthalten. Dazu können die Kunden sich weitere Pakete etwa für die Sicherheit im Haus, für den Brandschutz, für die Rolladensteuerung oder für die Fußbodenheizung kaufen.

Doch das sind nach Ansicht von Klaus Becker von Becker Training & Consulting nur Inselansätze. Wer ein Smart Home von Grund auf aufbauen will, der muss sich von vorne herein um viele Ebenen kümmern, angefangen mit den physikalischen Schnittstellen und den Verkabelungsstrukturen bis hin zur TCP/IP-Anbindung. Becker gibt ein Beispiel aus einem Pilotprojekt in Karlsruhe, wo eine Wohnung so ausgerüstet wurde, dass Lastverschiebungen möglich werden. Die Haushaltsgeräte beispielsweise können über Powerline Communication mit dem Gateway kommunizieren, die Verbindung zum Schaltschrank im Haus geschieht dann über Ethernet. Thermostate sind über BACnet mit dem Schaltschrank verbunden und die Home-EntertainmentAnlage direkt über Ethernet. Das ist schon

Klaus Becker, Becker Training & Consulting » Bei vielen Smart Home-Konzepten, die in Broschüren angepriesen werden, frage ich mich, wie die physikalische Anbindung der Geräte und Sensoren denn tatsächlich geschehen soll. «

Ein Smart Home mit Smart Meter und Gateway

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So könnte ein „aufgeräumtes“ Smart Home aussehen

ein erheblicher Aufwand, wie allein die Größe und das Innenleben des Schaltschranks zeigen. Und billig ist das natürlich auch nicht gerade. »Bei vielen Smart-Home-Konzepten, die in Broschüren angepriesen werden, frage ich mich, wie die physikalische Anbindung der verschiedenen Elemente – von den Haushaltsgeräten über die Thermostaten bis hin zu den Sensoren in den Rolladen oder Fenstern – denn tatsächlich geschehen soll«, sagt Becker. Für die Verkabelungsstrukturen muss sich der Bauherr ja an gewisse Normen halten, etwa an die EN 50173-4, die die Anforderungen an die Heimumgebung festlegt. Hier ist die Steuerung, Regelung und Kommunikation in Gebäuden festgelegt. Das kann zum Beispiel mit KNX und vielen anderen Protokollen geschehen. Doch der Trend geht eindeutig zu TCP/IP. So hat die Internet Engineering Task Force

die Arbeitsgruppe Homenet gegründet, die davon ausgeht, dass im Heimnetz Dual Stack oder gleich IPv6 vorhanden ist. Auch für die ITU besteht das Ziel darin, eine Infrastruktur auf IP-Basis zu definieren. »Protokolle wie KNX werden dort als Aliens bezeichnet«, so Becker. Um etwas mehr Struktur in das Chaos zu bringen, verfolgt Becker vor allem die Strategie, das OSI-7-Schichtenmodell konsequent auf das Heim anzuwenden und Protokolle wie KNX, MBus oder EEBus entsprechend einzuordnen. So ließen sich die unterschiedlichen Ansätze ins Smart Home integrieren. Das ist für diese Anwendungen besonders wichtig, weil im Gegensatz zur Gebäudeautomatisierung in der Heimautomatisierung die Trennung zwischen Gebäudeautomatisierung und Datennetzen nicht sinnvoll ist. Von TVIP über die Automatisierung bis zu Internet-Applikationen und der Möglich-

keit, dass Energiedienstleister Lasten verschieben können, muss also alles über ein einziges Netz laufen. »Die ITU versucht mit G.hn, das Chaos der verschiedenen Verfahren in den Griff zu bekommen und den Wildwuchs zu begrenzen. Vorteilhaft ist hier, dass sowohl Entertainment als auch die Steuerungs- und Regelungstechnik Berücksichtigung finden«, so Becker. »Wir werden um Home-Networking nicht herum kommen, wir dürfen es aber keinesfalls nur auf Smart Metering reduzieren«, so sein Fazit. Nur mit Smart Meter und Home Networking erhielten die Energieversorger die Möglichkeit, Lastverschiebungen durchführen zu können. Oft vergessen wird in der Diskussion aber, wer denn das Smart Home zum Schluss installiert. »Leider kennen sich die Handwerker und Elektroinstallateure auf diesem Gebiet noch zu wenig aus, die Häuslebauer werden im Regen stehen gelassen.« Es bleibt also noch viel zu tun. (ha)  6/2012

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Lighting

■ Solid State Lighting Projekt von Silica-Lighting

Auch die Straßenbeleuchtung wird smart Um eine SSL-Straßenbeleuchtung zu entwickeln und umzusetzen, sind einige Hindernisse zu überwinden und Anforderungen zu beachten: unterschiedliche nationale Standards, Erwartungen an die Lichtqualität oder Kontrastförderung oder der Einfluss auf Wildtiere. Das Lighting-Team von Silica unterstützt und berät bei der Umsetzung.

Der Entwickler hat die Auswahl, ob er analog oder durch PWM dimmen möchte, und kann außerdem zwischen verschie-

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denen Kommunikationsprotokollen für unterschiedliche Beleuchtungsaufgaben wählen. Ein weiterer Vorteil ist, dass das direkte Licht durch sekundäre Optiken relativ leicht beeinflussbar ist. Das Licht wird dort hingeführt, wo es benötigt wird. Streulicht und Blenden lassen sich damit weitestgehend vermeiden. Noch aber sind zumindest in Deutschland LED-Straßenlampen die Ausnahme – warum? Zum einen mag das an den klammen Kassen der Kommunen liegen, zum anderen aber auch »teilweise am mangelndem Verständnis für die spezifischen Möglichkeiten und an der fehlenden Erfahrung mit

der Steuerelektronik zur Entwicklung eins Lichtsystems«, weiß Bergmann. Dass es gar nicht so schwierig ist, eine SSL-Straßenleuchte zu entwickeln und umzusetzen, hat Silica in Zusammenarbeit mit Hersteller-Partnern anhand eines eigenen LED-Straßenleuchten-Projekts gezeigt. Das Projekt startete mit der Veröffentlichung der neuen europäischen Norm EN 13201 für Straßenbeleuchtungen, die die vorherige Norm DIN 5044-1 ersetzt. »Auch der neue Standard geht davon aus, dass die Qualität der Straßenbeleuchtung umso höher sein muss, je höher das Sicherheitsrisiko der Verkehrsteilnehmer

Bild: Silica/Fotolia

Der wachsende Anspruch an »smarte« Beleuchtungen beschleunigt derzeit die Einführung von SSL auch in der Straßenbeleuchtung und in öffentlichen Außenbeleuchtungen. »Auch wenn LEDs die Lichtintensität von Vakuumdampflampen noch nicht erreichen, so sind sie doch leichter zu steuern und mit verschiedenen Techniken dimmbar und liefern im Vergleich eine hervorragende Farbwiedergabe«, erklärt Detlev Bergmann, Business Development Manager von Silica.

Detlev Bergmann, Silica » Auch wenn LEDs die Lichtintensität von Vakuumdampflampen noch nicht erreichen, so sind sie doch leichter zu steuern und mit verschiedenen Techniken dimmbar und liefern im Vergleich eine hervorragende Farbwiedergabe. «

ist«, schildert Bergmann. Bestimmt wird dieses Sicherheitsrisiko durch Faktoren wie unterschiedliche Geschwindigkeiten der Verkehrsteilnehmer, also Kraftfahrer, Radfahrer und Fußgänger, die Verkehrsdichte und mögliche Kollisionsgefahren sowie erschwerende Umstände: zum Beispiel parkende Fahrzeuge. Der neue Standard enthält vier entscheidende Abschnitte. Der erste Abschnitt definiert die verschiedenen Beleuchtungsklassen Me - Ev für unterschiedliche Beleuchtungssituationen. Dieser Abschnitt lehnt sich an die jeweiligen vorhergehenden nationalen Normen an und ist somit jeweils länderspezifisch auszulegen, während die Abschnitte 2-4 EU-weit gelten. Diese umfassen genauere Angaben zur erforderlichen Ausführungsqualität, Gütemerkmale wie Leuchtdichte bzw. Beleuchtungsstärke, Blendungsbegrenzung, Farbwiedergabe, Berechnungsvorschriften und Methoden der Licht- und LeistungsMessung. »Der Standard gilt für alle neuen Projekte, bereits existierende müssen aber nicht aktualisiert werden«, so Bergmann. Um mit High-Power-LEDs das Licht wunschgemäß zu verteilen, bedarf es spezieller Optiken bzw. Reflektoren zur Licht-

führung. Dazu bietet die Fraen Corporation Linsen und Reflektoren für verschiedene High-Power-LEDs an, die die Bestimmungen der EN 13201 Class ME3a für Straßen mit mittlerer und hoher Geschwindigkeit erfüllen. Verwendet hat Silica für das Projekt die Optikkomponente F2L3-1-Z5, die der Hersteller speziell für eine Lichtverteilung nach der EN 13201-2:2003 konzipiert hat. Diese Optik erfüllt die Klassen ME3a-c, ME4a-b, ME5 und ME6 und wurde speziell für die LED Z5P von Seoul Semiconductor optimiert. Diese LED mit einer hohen Lichtausbeute bis 144 lm/W ist laut Bergmann sehr gut für Außenbeleuchtungsaufgaben in allen Klimazonen Europas geeignet. Silica hat für den ProjektPrototypen 48 Stück Z5P / CCT 6000 K verwendet, die auf einer speziellen MCPCB von GKT montiert sind. Diese Kombination liefert mehr als 5500 lm @ 50 Watt, also mehr als 100 lm/W. Für die notwendige passive Kühlung haben die Lighting-Experten sechs Fischer-Kühlkörper SK 120 vorgesehen, auf die die MCPCB aus »Dupont Coolam LX« montiert wurde. Diese Kühlkörper haben einen niedrigen Rth von 0,9 K/W und eignen sich nach den Worten von Bergmann daher besonders gut für eine passive Kühlung. »Für die digitale Steuerung der LEDs haben wir das TI C2000 Development Kit von Texas Instruments verwendet, dessen Piccolo-Prozessor (TMS320F28035) aus Eingangsspannungen von 12-48 VDC im SEPIC Buck or Boost Mode 50 VDC Ausgangsspannung bereitstellt«, erläutert Bergmann. Außerdem stellt das Kit 8 x PWM-Signalkanäle und vier Dual-MOSFET-Treiber zum Steuern der acht MOSFETs zur Verfügung, einer pro String mit je 6 x Z5P, und das mit bis zu 1 A, dem spezifizierten LED-Maximum. Jeder Kanal ist individuell oder alle zusammen sind simultan über ein GUI dimmbar, wobei die Inputs an den Prozessor des benutzten PCs über eine bidirektionale USB–UART Bridge rückgemeldet werden und damit auch an das GUI. Der interne Datenkonverter des Piccolo-Prozessors lässt sich gleichzeitig für die Stromüberwachung der Strings und den Abgleich der Kanäle untereinander verwenden. Auf diese

Weise haben die Lighting-Experten eine gleichmäßige und homogene Lichtverteilung erzielt.

Hohe Lichtausbeute, aber noch Optimierungspotenzial bei der Lichtverteilung Erste Messungen am Prototypen bestätigen die hohe Lichtausbeute. Bei der Lichtverteilung gibt es laut Bergmann aber noch Optimierungspotenzial. »Unser Ziel, mit relativ wenig Aufwand eine zukunftsweisende LED-Beleuchtung auch für Straßen mit höherer Geschwindigkeit zu demonstrieren, haben wir mit diesem Prototypen im ersten Schritt erreicht«, freut sich der Businesss Development Manager. Im nächsten Schritt wollen die Silica-Experten den Demonstrator um eine aktive PFC, eine komplette AC/DC-Wandlung und ein Powerline-Communication-Protokoll erweitern. (zü) 

_09OPI_Beck_ET6_2.pdf;S: 1;Format:(52.00 x 142.00 mm);16. Nov 2012 13:45:11

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Lighting ■ Lichtsteuerung nutzen

Energiesparen über den Dächern New Yorks Veraltete Beleuchtungssysteme in Immobilien treiben die Energiekosten in die Höhe. Wie sich die nachhaltig reduzieren lassen, zeigt das Beispiel des berühmtesten Bürogebäudes der Welt – das Empire State Building in New York.

Rund ein Viertel des Stromverbrauchs in Deutschland entfällt auf den Sektor »Gewerbe, Handel und Dienstleistungen«. Bei Bürogebäuden ist das Einsparpotenzial besonders hoch – bis zur Hälfte des gesamten Stromverbrauches kann hier allein die Beleuchtung ausmachen.

Bürogebäude der Welt funktioniert, eignet sich auch für kleinere Gebäude.« Der Anteil der Beleuchtung am Gesamtenergieverbrauch beträgt in Europa rund 14 Prozent. Davon gehen vier Fünftel auf

das Konto gewerblicher Beleuchtung. Mit einer kompletten Umstellung auf energieeffiziente Beleuchtung wären in Deutschland jährlich etwa 13 Mio. Tonnen CO2 einzusparen – die jährliche Emission einer Großstadt wie München. (mk) 

Vergleichbar ist diese Problematik auch in den USA. Deshalb haben die Eigentümer des Empire State Buildings sich das Ziel gesetzt, den Energieverbrauch des Gebäudes um rund 38 Prozent zu reduzieren. Die Energiekosten des Gebäudes sollen so um rund 3,5 Mio. Euro pro Jahr verringert werden. Der CO2-Ausstoß des Gebäudes soll in den kommenden 15 Jahren um 105.000 Tonnen zurückgehen.

Das finanzielle Risiko für die Eigentümer des Empire State Buildings ist dabei gering: Die Investitionen in die Energieeffizienz des Gebäudes werden sich voraussichtlich bereits nach weniger als drei Jahren refinanziert haben. »Das Beispiel des Empire State Buildings zeigt, wie sich mit überschaubarem Aufwand erhebliche Effizienzsteigerungen erzielen lassen«, erklärt Michael Gfall, Lichtsteuerungsexperte der Firma Lutron. »Das sollte Eigentümern Mut machen, eine Modernisierung im eigenen Interesse und im Interesse der Umwelt anzugehen. Und was in einem der größten

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65 Prozent der durch die Beleuchtung verursachten Energiekosten werden eingespart.

Bild: Lutron

Ein wichtiger Aspekt dieses Vorhabens war die Erneuerung der Beleuchtungstechnik durch Lutron. Dafür hat der Hersteller von energieeffizienten Lichtsteuerungssystemen in den Büros Bewegungsmelder, Dimmer und kabellose Steuerungseinheiten installiert. 65 Prozent der durch die Beleuchtung verursachten Energiekosten werden so eingespart.

_09QNK_EBV_ET6.pdf;S: 1;Format:(210.00 x 297.00 mm);23. Nov 2012 11:02:24

2 Ausgabe 11 | 201

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yer | 8 Moritz Waldeme Im Gespräch mit k hni Tec und st Kun en Lichtdesign zwisch glichkeiten | 16 Unbegrenzte Mö LED Die vielen Vor teile der für das Auto | 24 Schmuckstücke ign Des Neue Freiheiten im

Straßen | 50 Licht für Afrikas t Energie zen Pro 30 rt spa ban Dur pen am enl raß mit LED-St äch | 76 Experten-Gespr ng tellu ens ich Zeit der We

'The Quintessence' of LED Technology EBV Elektronik präsentiert die 11. Ausgabe des Wissensmagazins 'The Quintessence' Inhalte von 'The Quintessence' of LED Technology sind unter anderem: • Im Gespräch mit Moritz Waldemeyer: Lichtdesign zwischen Kunst und Technik • Unbegrenzte Möglichkeiten: Die vielen Vorteile der LED • Schmuckstücke für das Auto: Neue Freiheiten im Design • Licht für Afrikas Straßen: Durban spart 30 Prozent Energie mit LED-Straßenlampen • Experten-Gespräch: Zeit der Weichenstellung Interessiert? Bestellen Sie sich Ihr persönliches Exemplar von 'The Quintessence' gedruckt oder als umweltfreundliche eBrochure unter www.ebv.com/tq. Weitere Produkt-Highlights und Market-Updates finden Sie im EBV Newsletter – einfach registrieren unter www.ebv.com/newsletter.

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Unbenannt-3 1

23.11.12 10:01

Lighting ■ Energieeffizient und kompakt

Einstufige LED-Treiber Mit dem »LinkSwitch-PH«-IC von Power Integrations lassen sich LED-Treiber entwickeln, die nicht nur sparsam sind, sondern auch ein kompaktes Designs ermöglichen. Zwei neue Treiber-Designs belegen das Potenzial.

Fachgerecht konstruierte LED-Lampen verschleißen langsamer als die Fassungen, in die sie eingebaut sind. Das bedeutet, dass LED-Lampen, anders als herkömmliche Lampen, nicht unbedingt leicht zugänglich sein müssen, damit sie schnell ausgetauscht werden können. Dadurch haben Architekten und Lampen-Designer jetzt die Möglichkeit, völlig neue Beleuchtungskonzepte zu entwickeln. Es gilt jedoch, noch große Herausforderungen zu meistern, bevor LEDs die etablierten Glüh- und Leuchtstofflampen endgültig ablösen können. So ist die Betriebstemperatur von LED-Leuchten zwar wesentlich niedriger als die von Glühlampen, dennoch sind Innentemperaturen von 100°C keine Seltenheit. Das kann die Zuverlässigkeit und Lebensdauer der Treiberschaltung herabsetzen, falls die verwendeten Bauteile nicht sorgfältig ausgewählt werden. Daher ist es wichtig, den Wirkungsgrad der Treiberschaltung zu erhöhen, denn dadurch sinkt sowohl die Temperatur der Leuchte als auch der Stromverbrauch. Diverse nationale und internationale Regulierungsbehörden haben zusätzliche Design-Hürden geschaffen, indem sie schon vor langer Zeit strenge Grenzwerte für Leistungsfaktor und Stromoberwellen elektrischer Geräte festgelegt haben. Diese Grenzwerte werden in den USA, Europa

Abbildung 1: Einstufiger LEDTreiber auf der Basis des LinkSwitchPH-ICs von Power Integrations.

und Teilen Asiens konsequent durchgesetzt und dort wie auch in anderen Regionen ständig verschärft. Der Treiber muss daher eine Leistungsfaktorkorrekturschaltung (PFC, Power Factor Correction) als Eingangsstufe mit einer Konstantstromquelle als Ausgangsstufe vereinen. Die typische zweistufige Topologie mit einem PFC-Aufwärtswandler als Eingangsstufe und einem isolierten (galvanisch getrennten) oder nicht-isolierten Abwärtswandler als Ausgangsstufe begrenzt den Wirkungsgrad, den man bei den relativ kleinen Leistungen, wie sie für die meisten Beleuchtungsanwendungen typisch sind, erzielen kann: Eine typische PFC-Aufwärtswandlerstufe erreicht einen maximalen Wirkungsgrad von etwa 95%, beim Konstantstromtreiber sind es etwa 90%; daraus errechnet sich ein Gesamtwirkungsgrad von etwa 85%. Wegen der Komplexität dieser Architektur ist es außerdem schwierig, Kosten einzusparen. Die Schaltung enthält zwei Induk-

Abbildung 3: LED-Treiber in einer T8-Röhre.

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tivitäten, zwei Leistungsschalter, zwei Controller, eine Boost-Diode und eine Boost-Drossel. Sowohl in der PFC-Stufe als auch im nachgeschalteten Flyback-Wandler wird der Stromfluss durch jeweils einen MOSFET-Schalter gesteuert. Die PFC-Stufe arbeitet mit einem langsamen Regelkreis und sorgt für einen annähernd sinusförmigen Verlauf des Eingangsstroms. Der Flyback-Wandler arbeitet mit einem sehr schnellen Regelkreis und regelt die Energiemenge, die während eines jeden Schaltzyklus an die Ausgangsstufe abgegeben wird, in der Weise, dass sich der gewünschte Ausgangsstrom ergibt. Die Topologie des Spannung/Strom-Wandlers lässt sich jedoch wesentlich vereinfachen, indem man die beiden Schaltfunktionen in einer einzigen Schalterstufe zusammenfasst, die mit zwei verschiedenen Regelkreis-Zeitkonstanten arbeitet. Dadurch verringern sich sowohl die Anzahl der benötigten Bauteile als auch die Leistungsverluste. Solche einstufigen Wandler gibt es schon seit einiger Zeit.

Auch die LED-Industrie interessiert sich für diese Wandlertopologie, weil sie auch in dieser Anwendung handfeste Vorteile bietet. Der in Abbildung 1 gezeigte LED-Treiber vereint die Leistungsfaktorkorrektur und die Konstantstromquelle in einer einzigen Stufe. Herzstück der Schaltung ist das »LinkSwitch-PH«-IC von Power Integrations. Das monolithische IC enthält einen 725-V-Leistungs-MOSFET sowie alle benötigten Ansteuerungs-, Regelkreis-, Treiberund Schutzschaltungen. Die LinkSwitchPH-basierte Schaltung erreicht einen Wandlerwirkungsgrad von 92% und kommt mit viel weniger Bauteilen aus als zweistufige Designs. Vor allem entfällt der Hochspannungs-Elektrolytkondensator im DC-Zwischenkreis. Da die Regelung primärseitig erfolgt, entfällt außerdem der Optokoppler im Regelkreis. Diese Topologie eliminiert also die beiden Bauteiltypen, die die »Achillesferse« eines LED-Treibers darstellen und seine Lebensdauer herabsetzen. Mit der in Abbildung 1 dargestellten Topologie lassen sich zwei LED-Treiber-Ausführungen realisieren, die sich in der Art der Ausgangsansteuerung unterscheiden: Bei der ersten Lösung handelt es sich um einen isolierten Niederspannungs-Flyback-Wandler, bei der zweiten um einen nicht-isolierten Hochspannungs-Buck/ Boost-Wandler (Abwärts/Aufwärts). Ein Praxisbeispiel zeigt, dass ein vollständig isolierter 15-W-LED-Treiber in FlybackTopologie, einen Leistungsfaktor von über 0,9 und einen Volllast-Wirkungsgrad von 89,6% erreicht bei 115 VAC bzw. 90,6% bei 230 VAC Eingangsspannung. Die Schaltung erfüllt die Anforderungen von IEC 61000-4-5 Ring Wave und übertrifft die Anforderungen von IEC 61000-3-2 Class C und EN55015 B Conducted EMI. Bei entsprechendem Leiterplattenlayout passt der Treiber auch in einen PAR38-Sockel. Es ist zu erwarten, dass der in die Lampenfassung eingebaute Treiber während des Betriebs erhöhten Temperaturen ausgesetzt sein wird. Dieses Design enthält daher keine Elektrolytkondensatoren und keine Optokoppler und verspricht so auch bei höheren Betriebstemperaturen eine lange Lebensdauer.

Abbildung 2: Leiterplatte mit 15-W-LED-Treiber für den Einbau in einen PAR38Sockel.

Ein weiteres Praxisbeispiel ist ein nichtisolierten 25-W-PFC-LED-Treiber in BuckBoost-Topologie zum Einbau in eine T8Röhrenlampe, der bei einer Eingangsspannung zwischen 180 und 265 VAC einen Konstantstrom von maximalen 250 mA bei einer Nennausgangsspannung von 100 V liefert. Er erreicht einen Leistungsfaktor von über 0,9 und einen Volllast-Wirkungsgrad von 91,3%. Auch dieser Treiber erfüllt die Anforderungen der im ersten Beispiel (FlybackWandler) genannten Leistungsfaktor-, Stromoberwellen- und EMV-Standards. Interessant ist bei dieser Lösung auch die mechanische Ausführung: Die Leiterplatte ist nur 19,5 mm breit und 10 mm hoch. Die Buck-Boost-Konfiguration ermöglicht eine hohe Ausgangsspannung ohne Kompromisse bei Leistungsfaktor oder Stromoberwellen. Ein inhärenter Vorteil der Buck-Boost-Topologie besteht darin, dass der Treiber kontinuierlich Strom aus dem Nennspannungseingang zieht, wodurch der Eingangsstrom auch bei hohen Ausgangsspannungen nahezu sinusförmig ist. Das Design erzielt daher einen Gesamtklirrgrad von weniger als 25% bei 230 VAC. Auch dieses Design kommt ohne Optokoppler und ohne Elektrolytkondensator in der Eingangsstufe aus. Die Ausgangsinduktivität wurde auf zwei Bauteile aufgeteilt, weil die T8-Röhre nicht genügend Platz für eine einzige, größere Induktivität bietet. Der LinkSwitch-PH verteilt das Schaltrauschen auf ein breiteres Spektrum und erzielt so ein »gutmütiges« EMV-Verhalten. Dadurch genügt ein einfacher, kleiner EMVFilter, der in eine T8-Röhre passt.

Die beiden Beispiele produktionsreifer LED-Treiber zeigen, dass die einstufige Topologie im Vergleich zu herkömmlichen, zweistufigen Lösungen kleinere Treiber mit weniger Bauteilen und mit höherem Wirkungsgrad zu geringeren Kosten ermöglicht. Diese Treiber produzieren außerdem weniger Wärme innerhalb der Lampe, und sie enthalten weder Hochspannungs-Elektrolytkondensatoren noch Optokoppler; dies trägt zu höherer Zuverlässigkeit und längerer Lebensdauer bei. (mk) 

_09OPG_Beck_ET6_1.pdf;S: 1;Format:(52.00 x 142.00 mm);16. Nov 2012 13:44:50

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Lighting ■ Licht-Management

Natürlicheres Mischlicht Mit einer Kamera und LED-Leuchten wollen Osram-Forscher die im Freien herrschenden Lichtverhältnisse in Echtzeit ins Gebäudeinnere holen. Eine innovative Regelung ermöglicht dabei, nicht nur die Helligkeit, sondern auch die Lichtfarbe im Tagesverlauf zu steuern.

»Die positiven Auswirkungen von Tageslicht auf Gesundheit und Arbeitsproduktivität sind durch viele Studien belegt«, betont Dr. Lori Brock, Abteilungsleiterin im Osram-Forschungszentrum in Massachusetts/USA. So funktioniere der Schlaf-Wach-Rhythmus am besten, wenn man den ganzen Tag unter dem freien Himmel verbringt. Rezeptoren im Auge reagieren dabei nicht nur auf die Helligkeit, sondern auch auf die Farbtemperaturen des Himmels und synchronisieren im Zusammenspiel mit dem Gehirn die biologische Uhr.

die Bürobeleuchtung künftig stärker an den Lichtverhältnissen im Freien orientiert. Das Prinzip: Abhängig von Tages-

zeit, Jahreszeit, Position im Gebäude und aktuellem Wetter errechnet das System die Helligkeit und die Lichtfarbe, die das

Änderung der spektralen Zusammensetzung des Lichts Abhängig vom Sonnenstand ändert sich die spektrale Zusammensetzung des auf der Erde eingestrahlten Lichts im Lauf des Tages: Während tagsüber energiereicheres Licht mit hohem Blauanteil dominiert, findet sich in den Phasen von Sonnenauf- und -untergang ein deutlich höherer Rotanteil, der den Menschen zur Ruhe kommen lässt. Büroangestellte können von diesen Effekten bislang nur selten profitieren, denn das natürlich vorhandene Licht reicht nur in wenigen Fällen für eine ausreichende Beleuchtung von Büroarbeitsplätzen aus. Daher muss zusätzlich künstliches Licht verwendet werden. Dabei kommen bislang vor allem klassische Leuchtmittel zum Einsatz, die den ganzen Tag in gleicher Intensität und Farbtemperatur leuchten. Wo bereits Licht-Managementsysteme eingesetzt werden, regeln diese meist nur die Helligkeit.

Neue Lichtregelung Mit einer neuen Lichtregelung wollen Osram-Forscher dazu beitragen, dass sich

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Ein Bildverarbeitungssystem mit Kamera beobachtet permanent den Himmel und ermittelt den Lichtfarbenverlauf über den Tag. Osram arbeitet daran, diese Veränderung in Echtzeit ins Büro zu bringen.

natürlich eindringende Licht perfekt ergänzt. Analysiert werden die Lichtverhältnisse in den Osram-Labors mit Hilfe unterschiedlicher Sensorvarianten: Eine der Alternativen besteht dabei aus einem Bildverarbeitungssystem, das mit einer Kamera vom Dach des Gebäudes aus den Himmel permanent beobachtet. Die Kamerabilder bieten einen 360-GradRundumblick, aus dem die Lichtverhältnisse für alle Fenster des Gebäudes abge-

leitet werden können. Das erspart die Anschaffungen separater Sensoren für jedes einzelne Fenster.

Eine mathematische Bildauswertung soll eine Vorhersage der Lichtverhältnisse ermöglichen Eine mathematische Bildauswertung soll künftig zudem ermöglichen, die Lichtverhältnisse für die kommenden 15 Minuten vorherzusagen und so abrupte Übergänge in der Steuerung des Kunstlichtes zu vermeiden. Erzeugt wird das Kunstlicht in

Leuchten, in der blaue, grüne und rote LEDs einzeln angesteuert werden können. Nachdem die grundsätzliche Funktion der neuen Steuerung bereits nachgewiesen wurde, konzentriert sich die Arbeit der Osram-Forscher jetzt auf die Entwicklung einer nutzerfreundlichen Bedienung. Brock erwartet, dass ein hoher Automatisierungsgrad eine wichtige Voraussetzung für die Nutzerakzeptanz ist: »Im Extremfall werden die Menschen das System gar nicht bemerken und daher auch nicht als störend empfinden.« (mk) 

■ LED-Light-Engine

Down- und Spotlight-Paket Auf LED-Down- und Spotlights in der professionellen Allgemeinbeleuchtung zielt das LED-System »Talexxengine Stark SLE« von Tridonic ab. Dank der hohen Effizienz lässt sich der Energieverbrauch mit diesem LED-System in der Anwendung deutlich reduzieren – und das bei hoher Lichtqualität.

Im Vergleich zur Vorgängergeneration überzeugt das neue LED-System mit einer um 40 Prozent höheren Lichtausbeute und mit einer längeren Lebensdauer von bis zu 50.000 Stunden – zu diesem Zeitpunkt beträgt der Lichtstrom immer noch 80 Prozent des Anfangswerts. Auch die neue Generation des LED-Systems besteht aus LED-Modul und LED-Konverter, die aufeinander abgestimmt sind. LED-Module gibt es in den Varianten »Classic« und »Select« mit einem Farbwiedergabeindex (CRI) >80 beziehungsweise >90 sowie in der Variante »Premium«, ebenfalls mit einem Farbwiedergabeindex >90 sowie zusätzlichen Dimm- und Steuermöglichkeiten. Aus der um 40 Prozent höheren Lichtausbeute resultieren mehr Lumen pro Watt: für das LED-Modul bis zu 145 lm/W und für das System bis zu 115 lm/W. Das führt bei gleicher Helligkeit zu einem geringeren Energieverbrauch oder bei gleichem Energieverbrauch zu mehr Helligkeit. Die hohe Effizienz des

LED-Systems bringt noch einen zusätzlichen Pluspunkt: Die Verlustleistung fällt geringer aus, so dass Leuchten noch kompakter als bisher gestaltet werden können. Je nach gewünschter Betriebsart – High EfficienTridonic stimmt für sein LED-System cy oder High Output – »Talexxengine Stark SLE« den LEDKonverter und das LED-Modul wählt man den entspreaufeinander ab. chenden »Talexxconverter«, der als Aufbauoder Einbauvariante und Fleisch. Das Weißlicht ermit verschiedenen Schnittstelscheint stets homogen, selbst bei engen len zur Steuerung erhältlich ist: DALI, switchDIM und colourSwitch. Weiterer Abstrahlwinkeln. Die Premium-AusfühVorteil des optimierten LED-Systems ist ei- rung bietet frei steuer- und dimmbares ne bessere Lichtqualität mit sehr geringen Weißlicht entlang der Plankschen Kurve Farbtoleranzen, die »McAdam 3« entspre- von 2700 bis 6500 K. chen und damit kaum wahrnehmbar sind. So entsteht ein reproduzierbares Weißlicht, Das LED-System erfüllt die elektrischen, das in verschiedenen, normierten Farbtem- mechanischen, optischen sowie therperaturen verfügbar ist: 3000, 4000 und mischen Standards der Leuchtenindustrie 5000 Kelvin sowie in den Spezialfarben und lässt sich dank integrierter Klemmen »Gold« für Backwaren und »Meat« für am LED-Modul leicht verdrahten. (mk)  6/2012

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Grünes Rechenzentrum ■ Leistungsversorgung, Kühlung und IT-Anforderungen kombiniert:

Der Weg zum energieeffizienten Rechenzentrum Auf das Energiemanagement von Rechenzentren hat sich die IT-Business-Einheit von Schneider Electric spezialisiert. Die Kombination aus USV-Anlagen, Klima- und Sicherheitskomponenten bis hin zu Data Center Management Software erlaubt es, sowohl ausfallsichere als auch energieeffiziente Systeme zu realisieren.

»Häufig legen die Betreiber Rechenzentren anfangs zu groß aus und investieren zu viel«, sagt Rüdiger Gilbert, Vice President IT Business für Deutschland von Schneider Electric. Der Geschäftsbereich IT Business von Schneider Electric hat sich zum Ziel gesetzt, Lösungen zu entwickeln, die modular aufgebaut und skalierbar sind. Die Betreiber können also relativ klein starten und je nach Wachstum dann investieren, wenn die neuen Kapazitäten gebraucht werden. »Pay as you grow«, so formuliert Gilbert. Nun sind Rechenzentren hochkomplexe Anlagen, für deren Betrieb Abteilungen sorgen, die aus verschiedenen Welten kommen. Für den Betrieb der Server sind die IT-Experten verantwortlich, um die Gebäudetechnik kümmern sich die Facility-Manager, um nur ein Beispiel zu nennen. Sprechen die verschiedenen Abteilungen überhaupt miteinander, so sprechen sie oft nicht dieselbe Sprache, und das führt teilweise dazu, dass die Infrastruktur nicht optimal auf die ServerStruktur angepasst ist. Das kann viel Geld kosten, denn um ein Rechenzentrum so energieeffizient und damit so kosteneffektiv wie möglich zu betreiben, müssen Management-Software, Energieverteilungssysteme, Kühlsysteme, USV-Systeme und Racksysteme eng aufeinander abgestimmt sein. »Solch abgestimmte Systeme können wir aus einer Hand bieten «, so Rüdiger Gilbert. Damit kann Schneider ein Rechenzentrum durch alle Stationen auf seinem Lebensweg begleiten: von der Planung über die Inbetriebnahme, die Wartung und den Störungsdienst bis hin zum Ausbau bzw.

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zur Neuausstattung mit neuen Gerätegenerationen und zur Beratung hinsichtlich des Energiebezugs.

Der Blick auf die Elektrotechnik lohnt sich Sogar kommunikationsfähige Niederspannungsschaltanlagen und die zugehörigen Leit- und Überwachungsanlagen kann Schneider Electric beisteuern. »Damit bieten wir eine interessante Ergänzung, denn die IT-Techniker tendieren dazu, die Elektrotechnik immer ein wenig zu vernachlässigen. Sie ist aber sehr wichtig, nicht nur für die Zuverlässigkeit der Leistungsversorgung, sondern auch wegen des Personen- und Anlagenschutzes«, erklärt Gilbert. Wenn beispielsweise typgeprüfte Schienenverteiler anstelle von großen Kabeln den Energietransport und die Verteilung übernehmen, dann ist der Personenschutz gewährleistet, es gibt nur eine geringe Brandlast, und es ist für eine gute elektromagnetische Verträglichkeit gesorgt. Typgeprüfte Schaltanlagen bieten ebenfalls den Vorteil, dass der Personenschutz gewährleistet ist. Außerdem ist das System skalierbar und kann nachträglich erweitert werden. »Es lohnt sich also, sich mit der Elektrotechnik zu befassen, vor allem wegen des Personen- und Anlagenschutzes, der Verfügbarkeit und der Sicherheit«, so Gilbert. Für die Rechenzentren liefert die IT-Business-Einheit von Schneider Electric die Hot Aisle Containments für den skalierbaren und energieeffizienten Betrieb des IT Equipments. Für zeitkritische Rechenzentrumsprojekte können sogar modulare Infrastrukturmodule für die Energieversor-

gung und die Kühlung komplett angeliefert werden. Diese müssen vor Ort nur angeschlossen werden. Die Modulbaureihe EcoBreeze nutzt sogar die Möglichkeit der Freikühlung. Die Geräte werden außerhalb des Rechenzentrums aufgestellt und kühlen die Server-Abluft aus dem Warmgang des Rechenzentrums über einen Luft-Luft-Kreuzstromwärmetauscher. Abhängig vom Aufstellungsort reicht in bis zu 8000 von 8760 Betriebsstunden im Jahr Außenluft zur Kühlung. Bei Bedarf kann die Außenluft mit Wasser besprüht werden, um den Kühleffekt zu vergrößern, außerdem steht eine Kompressorkühlung zur Verfügung, um auch im Hochsommer bei hohen Außentemperaturen kühlen zu können. Das System lässt sich ab 50 kW bis in den MWBereich skalieren. Damit hatte Schneider Electric mit seiner Marke »APC by Schneider Electric2011« den Deutschen Rechenzentrumspreis gewonnen. Für das Management von energieeffizienten Rechenzentren, die Fernüberwachung, die Planung und ihren Aufbau hat Schneider Electric die ursprünglich von APC stammende StruxureWare-SoftwareSuite weiterentwickelt. Sie umfasst die Energieversorgung, die Kühlung, Sicherheitsfunktionen und das Management in einer modularen Struktur und ist ein Baustein von EcoStruxure, der von Schneider entwickelten umfassenden Energie-Management-Architektur. Die StruxureWare-Software-Suite umfasst Data Center Facility Management (DCFM) und Data Center Infrastructure Management (DCIM). Zu DCFM gehören die Leis-

tungsversorgung, die Kühlung und die Sicherheit. Die DCFM-Software ist für die Datenaufnahme, die Alarmbehandlung, das Monitoring, die Automatisierung und die Visualisierung zuständig.

DCIM – der Schlüssel für die Effizienz von Rechenzentren Zur DCIM gehören das Asset-Management, Simulationen, Analysen, Implementierung und Überprüfung. Jedes Modul kann der Anwender je nach Bedarf und Wunsch auch einzeln beziehen. Insgesamt hält Gilbert DCIM für den Schlüssel, um die Effizienz eines Rechenzentrums zu steigern. »Das geht sehr schnell, und es verbessert auch die Betriebsführung.« Was das DCIM weiter auszeichnet: »Wir haben das als einzige auf der Simulationsebene verknüpft«, sagt Gilbert. Das erlaubt es, die Betriebs-

form zu optimieren. Über die integrierte Airflow-Berechnung lassen sich beispielsweise eventuelle Hot Spots erkennen und eliminieren. Sollen neue Server ins Rack platziert werden, so ermittelt die Software die neue Kühlleistung und die Anforderungen an die USV-Anlage und weist den neuen Servern die entsprechenden Slots im Rechenzentrum zu. Die Software generiert dann die Arbeitsanweisungen für die IT-Mitarbeiter, alles ist dokumentiert. Gilbert: »DCIM erhöht die Betriebssicherheit und optimiert die Betriebskosten.« Erst kürzlich hatte Schneider Electric mit »StruxureWare Data Center Operation v7.2« ein DCIM-Update vorgestellt, in dem auch das Cisco-UCS-Manager-Plug-in integriert ist. Damit kann die Software in allen Re-

» Energieeffizienz und die zuverlässige, ausfallsfreie Versorgung mit Energie bilden die wichtigsten Kernelemente für die Betreiber eines Rechenzentrums. « Rüdiger Gilbert, Schneider Electric

chenzentren implementiert werden. Das Update analysiert den tatsächlichen aktuellen Stromverbrauch auf Server- und CPUEbene. Es identifiziert die Hardware automatisch (Fabrikat, Modell, IP-Adresse). Gegenüber der Methode, einfach nur die entsprechenden Nennwerte der Geräte dazu heranzuziehen, die benötigte Energie und die Kühlleistung zu prognostizieren, können die IT-Manager jetzt auf Basis aktueller Werte der Stromaufnahme und der Temperaturen die elektrische Energie und die Kühlenergie reduzieren. Die Software sendet zudem sofort eine Meldung, wenn plötzlich besonders hohe Verbräuche auftreten. StruxureWare erstellt dann eine Liste der Server, die ein Upgrade der Lastverteilung benötigen oder abgeschaltet werden müssen. Weil die Betreiber die IT-Kosten auf Basis der Serverauslastung den einzelnen Bereichen zuordnen können, lassen sich die Kosten sehr genau bis auf die Ebene der pyhsikalischen und virtuellen Server abrechnen. »Die Kooperation zwischen Schneider Electric und Intel ist ein klares Signal an die Betreiber großer EnterpriseRechenzentren, die der DCIM-Technik noch kritisch gegenüberstehen«, sagt Jeff Klaus, Director Intel Data Center Management Solutions. Bisher war vor allem davon die Rede, wie sich der Wirkungsgrad von Rechenzentren steigern lässt, nicht zuletzt um Kosten angesichts steigender Stromkosten zu sparen. Gilbert weist aber noch auf einen zweiten Aspekt hin: die Ausfallsicherheit. Denn mit der Zunahme fluktuierender Energieerzeuger, die dezentral ins Netz einspeisen, steigt die Wahrscheinlichkeit von Netzstörungen und Stromausfällen. »Das unterstreicht, welche Wichtigkeit künftig den USV-Analgen zukommt, es zeigt aber auch, dass sie integraler Bestandteil des gesamten Energie- und Kühl-Managementsystem werden müssen, um die Rechenzentren energie- und kosteneffizient betreiben zu können.« Mit StruxureWare kann Schneider Electric ein Werkzeug bieten, die USVAnlagen so auszulegen, dass sie den aktuellen Anforderungen eines Rechenzentrums genau entsprechen, also weder zu groß noch zu klein sind. (ha)  6/2012

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Grünes Rechenzentrum ■ Präzisionsklimaanlagen, Kühlsysteme und Doppelböden

Temperatur und Feuchte präzise überwachen Klimatechnik und Doppelböden – beides ergänzt sich gut und passt genau auf die Anforderungen in Rechenzentren. Die italienische Firma Uniflair, die seit 2010 zu Schneider Electric gehört, hat sich auf diese Kombination spezialisiert.

Vom USV-Spezialisten zum Systemanbieter für Rechenzentren: Mit USV-Anlagen war Schneider Electric gestartet, mit gezielten Zukäufen – insbesondere von MGE UPS Systems 2006 und APC 2007 – hat sich Schneider Electric zum kombinierten Stromversorgungs- und Kühlungsspezialisten aufgeschwungen. 2010 kam der italienische Klimaspezialist Uniflair hinzu. Als führend betrachtet sich Uniflair auf dem Gebiet der Doppelbodensysteme, die eine gute Ergänzung zur Klimatechnik bieten. Auf ihrer Basis sind Kalt- und Warmgangeinhausungen in Datenzentren realisierbar, so

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dass sich die Luft in den thermisch hoch belasteten Bereichen besser verteilen lässt. Für kleinere Server-Räume mit einer Kühllast
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