Zum Download - Energie & Technik

Zertifizierter Fachbetrieb
für die Installation
von Photovoltaikanlagen.
® TÜV, TUEV und TUV sind eingetragene Marken. Eine Nutzung und Verwendung bedarf der vorherigen Zustimmung.
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
energie@de.tuv.com
www.tuv.com/pv

Editorial
Auf dem Weg
zum Smart Home
Heinz Arnold,
HArnold@energie-und-technik.de
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.
Photovoltaik und LED Lichtlösungen
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.
Viel Spaß beim Lesen wünscht
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.
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Ihr Heinz Arnold
RuStream
Photovoltaic Mounting Systems
6/2012 Energie & Technik
3
Ein Tochterunternehmen der Rutronik Gruppe
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Inhalt
www.energie-und-technik.de
Schwachwind-WEA halten Onshore-Markt in Schwung • Seite 32
Energieeffiziente Elektronik
Titel
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
Windenergie
Schwachwind-WEA halten Onshore-Markt in Schwung
Spezielle WEA für Schwachwindstandorte ermöglichen
auch offshore einen relativ konstanten Stromertrag .........32
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
Monokristalline Si-Wafer IPA-frei texturieren
»Die PV-Produktion braucht keine Superlative,
sondern clevere Hilfsmittel« ........................................................25
Überspannungsschutz ist Investitionsschutz
Richtige Auswahl von Überspannungsschutzgeräten
für PV-Anlagen .................................................................................26
Zwischenspeicherung erneuerbarer Energien
Leclanché: Die Auftragsentwicklung ist geringer
als erwartet ........................................................................................28
Die Kraft der Sonne auf Knopfdruck nutzen
Überlegungen zur Auswahl des richtigen Batteriespeichersystems
für den PV-Strom-Endverbraucher .........30
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
Wie viel Energie verbraucht Ihre Heizung?
Monitoring von Heizungsanlagen
mit preiswerter Messtechnik .......................................................48
Die Industrie von Anfang an beteiligen!
Smart Home – Der VDE will für Interoperabilität
sorgen ..................................................................................................50
Ohne das Handwerk läuft gar nichts!
Smart-Home-Beraterinnen erklären
branchenübergreifend das intelligente Heim ......................51
Ordnung ins Chaos!
Ein Wirrwarr von Standards, Schnittstellen
und Protokollen ...............................................................................52
4
Energie & Technik 6/2012

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
Grünes Rechenzentrum
Der Weg zum energieeffizienten Rechenzentrum
Leistungsversorgung, Kühlung
und IT-Anforderungen kombiniert ...........................................62
Präzisionsklimaanlagen, Kühlsysteme und Doppelböden
Temperatur und Feuchte präzise überwachen ....................64
Rubriken
Editorial ............................................................................................................................................. 3
Inserentenverzeichnis ................................................................................................ 66
Impressum ................................................................................................................................. 66
EBVchips
Halbleiter entwickelt mit und für
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Wir unterstützen unsere Kunden bereits ganz gezielt in
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Allgemeinbeleuchtung, Automotive, Consumer, Erneuerbare
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gehen wir einen Schritt weiter und heben unsere Dienstleistungen
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6/2012 Energie & Technik
5
ebv.com/de
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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.
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.
6
Energie & Technik 6/2012

Aktiv werden, bevor etwas passiert
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Intelligente Schaltanlagen Prisma Plus geben Alarm,
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Mit dem Schaltanlagensystem Prisma Plus reduzieren Sie Betriebskosten
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bereits Minuten vorher, dass er gleich abschalten muss.
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©2012 Schneider Electric. Alle Rechte vorbehalten. Alle anderen Markenzeichen gehören den jeweiligen Eigentümern.
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Energieeffiziente Elektronik
Rechenzentren profitieren doppelt
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
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
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 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.
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.
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.
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 Silizium-
Carbid (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
8
Energie & Technik 6/2012

– 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
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 DALI-
Schnittstelle (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)
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
_08CU5_Mitsubishi_ET_03.pdf;S: 1;Format:(137.00 x 190.00 mm);08. May 2012 15:38:59
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6/2012 Energie & Technik
9

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-Harvesting-Einheiten
beziehen. Diese Anforderungen
stellen heute ganz unterschiedliche
Marktsektoren: Vom Smart Metering
über Smart Grid zu Gebäude- und Heim-
Automatisierung, 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.
Die »Zeus«-Smart-Meter-SoCs von
Maxim kombinieren Mess-/Zähler-,
Kommunikations- und Sicherheitsfunktionen
in einem Baustein
»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-
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 Fähigkeiten
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)
10
Energie & Technik 6/2012

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
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.
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 Building-
Blocks über die integrierten Analogprodukte
bis zu hoch integrierten Systemen.«
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 kundenorientierten
Unternehmen
entwickelt haben, das den Anwendern
hilft, eigene Systeme
schnell und mit überschaubarem
Aufwand auf den Markt
zu bringen«, sagt Neil. »Wir haben 30.000
Kunden, und gerade für die vielen
kleineren und mittleren Kunden ist das
eine sehr wichtige Botschaft. Wir wollen
nicht nur technisch führend sein, sondern
einen neuen, systemorientierten Ansatz
einbringen.«
Das bedeutet nicht nur, die hochintegrierten
Chips zu entwickeln, sondern
auch, den Kunden zu zeigen, wie sie damit
schnell zu eigenen Produkten kommen
können. Umfangreiche Dokumentationen
und vor allem Referenz-Designs
mit der zugehörigen Software spielen dabei
eine wichtige Rolle. Und nicht zu vergessen
die Ingenieure von Maxim, die mit
ihrem Systemwissen den Anwendern helfen,
die Designs schnell in reale Produkte
umzusetzen. Ein gutes Beispiel aus dem
industriellen Bereich sind die intelligenten
» Mit dem neuen Namen und dem neuen Logo
wollen wir nicht nur unsere technische Stärke
als Hersteller hoch integrierter ICs zeigen,
sondern auch, dass wir den Anwendern helfen,
eigene Systeme schnell auf den Markt zu bringen. «
Chris Neil, Maxim Integrated
2011 wurden laut Chris Neil rund 65 Millionen
Smart Meters verkauft, sie sollen
künftig mit 12 Prozent pro Jahr wachsen.
Derzeit basieren nur 30 Prozent der Zähler
auf hoch integrierten ICs, in denen Messfunktion
und digitale Funktionen monolithisch
integriert sind. »Über die nächsten
Jahre wird dieser Anteil schnell auf 60 bis
70 Prozent steigen, die SoCs werden die
diskret aufgebauten Zähler schon in zwei
Jahren überholt haben«, so Neil. Kurz vor
der electronica hatte Maxim »Zeus« vorgestellt
(siehe Kastentext auf Seite 10), ein
Chip, der die Messung und die Kommunikation
monolithisch integriert – einschließlich
der Sicherheitsfunktionen.
Der Industriemarkt hat viel Potenzial
Im Industriemarkt insgesamt sieht Chris
Neil noch viel Wachstumspotenzial. Über
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
in den entsprechenden
Standardisierungs-Komitees«,
so Neil.
Ähnliche Probleme wie
im Smart Grid stellen
sich auch den Produktionsanlagen
in der Industrie:
Wie können die Maschinen länger
arbeiten, wie kann man die Wartungskosten
verringern? Die Antwort: Sensoren,
die Parameter wie Spannung, Strom, Temperatur,
Vibrationen, Schall und Feuchte
aufnehmen und – meist drahtlos – weitergeben.
Dann lässt sich beispielsweise feststellen,
wann ein Motor tatsächlich ausgewechselt
werden muss, etwa weil ein Lager
abgenutzt ist. Das spart teure Routine-
Wechsel und vermeidet unvorhergesehene
Ausfälle. Sicherheitsfunktionen spielen
hier eine große Rolle, denn falsche Daten
könnten erst recht zu teuren Maschinenausfällen
sorgen.
Auf der electronica hat Maxim ein System
zur Monitorüberwachung vorgestellt. Das
Herz ist der MAX78638. Der Chip misst
verschiedene Parameter wie Umdrehungszahl,
Temperaturen, Strom und Spannung,
12
Energie & Technik 6/2012

aus denen auf den Zustand des Motors geschlossen werden
kann. Schon bevor Rotor, Stator oder Kugellager ausfallen,
warnt das System den Betreiber.
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.
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Auf der electronica hat Maxim ein »Vital Signs«-Shirt vorgestellt,
das sogar in der Lage ist, ein EKG aufzunehmen. Außerdem
misst das Vital-Signs-Shirt verschiedene Temperaturen
und die Körperaktivität. Es kommuniziert über Bluetooth
mit dem Smartphone. Das Hemd erhält die Energie für
die unterschiedlichen Funktionen über Li-Ionen-Batterien.
»Wir arbeiten hier mit Partnern zusammen, beispielsweise
mit Spezialisten für den biomedizinischen Teil des Systems.
Wir konzentrieren uns darauf, die Hardware zur Verfügung
zu stellen: für die Kommunikation, für die Steuerung, für die
Batterieladung und -überwachung und für die Messung der
Signale«, erklärt Neil. »Um das System wirklich zu verstehen,
müssen wir mit denen zusammenarbeiten, die es designen.
Wir haben sehr viel über verschiedene Sensortypen, über
Algorithmen und unterschiedliche Messverfahren gelernt.
Und wir haben gelernt, wie die Bauform des Systems kompakt
ausfallen kann und das System möglichst wenig Leistung aufnimmt.«
Auf Sicherheit fokussiert
All die Beispiele zeigen, dass es darauf ankommt, in ganz
unterschiedlichen Bereichen eine hohe Sicherheit zu bieten.
Authentifizierung, Validierung, Verschlüsselung und die Abwehr
von Manipulationsversuchen auf physikalischer Ebene
– all dies muss in einem System zusammenspielen. »Genau
darauf wollen wir künftig einen Schwerpunkt setzen, wir sehen
dies als einen entscheidenden Faktor an, um uns vom
Wettbewerb zu differenzieren. Es kommt darauf an, genaue
Messungen, unterschiedliche Kommunikationseinheiten und
Sicherheit miteinander zu kombinieren – und zwar auf einem
einzigen IC, denn keiner will und kann es sich künftig leisten,
immer wieder neue Systeme auf Basis unterschiedlicher Standalone-Funktionen
aufzubauen«, sagt Neil. (ha)
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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 ZigBee-
Netzen 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
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.
14
Energie &Technik 6/2012

Kostengünstig –
dennoch genau und sicher
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 Single-
Chip-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 Phasenverschiebungs-
Kompensator, 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.
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.
Bilder: Freescale Semiconductor
„0“ Watt
Energieverbrauch
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.
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Kontakt und Spule
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6/2012 Energie &Technik
15
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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. «
aufzunehmen. Eine zweite MCU ist damit
nicht mehr erforderlich. Den KW20 hat
Freescale so ausgelegt, dass er alle wichtigen
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 umschalten.
Gegenüber Softwareimplementierungen
resultiert daraus ein um das Fünffache
höherer Leistungsdurchsatz. Der
Netzwerkverkehr und die Latenzzeiten
reduzieren sich, und gleichzeitig sinkt die
Stromaufnahme auf Sys­temebene. Darüber
hinaus kann der KW20 als Koordinator,
als Router oder als Endgerät auf dem
jeweiligen Netz fungieren.
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 verschiedene
»Flavors« für bestimmte Anwendungen
aufgespalten hat, bietet Freescale
mit dem »Kinetis KW 20« einen Controller
für die drahtlose Kommunikation,
der mit zwei ZigBee­Netzen kommunizieren
kann. »Es kommt vor, dass in einem
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 IN-
SIDE 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
Gebäude gleichzeitig verschiedene Persoanl
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 Baustein
sich nahtlos mit zwei verschiedenen
Netzen verbinden und mit ihnen kommunizieren.«
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
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)
Den Dual­PAN­Transceiver bietet Freescale
mit dem MC13242 auch als Einzel­IC
an, so dass ihn die Anwender in Kombination
mit anderen Kinetis­32­Bit­Mikrocontrollern
nutzen können. Das Einzel­IC
erreicht die gleiche Leistungsstärke wie
das Funkteil im KW20. Für die Entwickler
stellt Freescale die ZigBee­Protokollsoftware
sowie Musterapplikationen für den
MC13242 und den KW20 zur Verfügung.
Dazu zählen auch die in Kürze erscheinenden
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, ZigBee­Protokollstacks
und Profilsoftware. Die Lieferung
in Stückzahlen will das Unternehmen
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 Keller
sitzen, muss die Kommunikation über
Funk durch Hindernisse wie Betonwände
funktionieren. Je niedriger die Funkfrequenz,
umso besser können die Wellen
16
Energie & Technik 6/2012

_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 CPU-
System 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 Standby-
Modus 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.
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-Test-
Tool 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.
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Allerdings ist in Europa nicht nur die Kommunikation über
Funk verbreitet, sondern vor allem auch über Powerline Communication
(PLC). Müsste ein Hersteller von Smart-Meter-
Chips 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)
DEHN schützt.
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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-Evaluation-
Board, um die Entwicklung von Smart Meter-Systemen zu vereinfachen und zu
beschleunigen, sowie ein zusammen mit Aricent entwickeltes Datenkonzentrator-
Referenz-Designs: TI hat gleich drei neue Produkte rund ums Smart Metering vorgestellt.
»Mit dem Daten-Konzentrator-Referenz-
Design 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-PLC-
Standard arbeiten. Aricent hat den Protokoll-Stack
für Device Language Message
Specification (DLMS) und Companion
Specification for Energy Metering (COSEM)
entwickelt, der auf die Datenkonzentrator-
Plattform 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 Low-
Power-Controller, Low-Power-HF-Funktionen
für die Funkübertragung und vor
allem auf das passend ausgelegte Power-
Management 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-Power-
Controller 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.
»Aber Ultra Low Power betrifft eben nicht
nur den Controller, sondern genauso das
Auf dem neuen Smart-Meter-SoC
hat TI die Messeinheit,
den Controller und die
Kommuni kationseinheit auf
einem Chip integriert
Bild: Texas Instruments
18
Energie & Technik 6/2012

_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 Scan-
Interface 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.
Flexible-Smart Meter-
Entwicklungs-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.
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,
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6/2012 Energie & Technik
19

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-8-
Schaltschranksystem. 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-8-
Schränke aneinanderreihen – bis hin zu
Großspeichern mit einem 20- oder 40-Fuß-
Container.
Für die Integration verschiedener Batteriemodule
– Li-Ion-Technologie oder Blei-
Akkumalatoren – 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.
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-Einbautechnik
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
Pilotkunden wenden die neuen Energiespeicher bereits an,
darunter die Firma Saft, Siemens (mit dem modularen
Energiespeichersystem Siestorage) und Varta.
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.
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.
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.
20
Energie & Technik 6/2012

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.«
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 standardisierter
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.
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und einige Speichersysteme verlangten
zudem relativ konstante Betriebstemperaturen,
was eine integrierte Klimatisierung
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)
_07EPB_erb_1-Sp_MT_01.ps;S: 1;Format:(45.00 x 30.00 mm);04. Jan 2012 11:04:22 _0572K_HKR_ET_01.pdf;S: 1;Format:(45.00 x 65.00 mm);04. Mar 2011 11:42:31
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6/2012 Energie & Technik
21

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.
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.
»Zertifizierter Fachbetrieb«
Die Hauptkriterien und ihre Gewichtung:
Allgemeine Kundenberatung: 15 %
Vor-Ort-Kundenberatung: 10 %
Objektspezifisches Angebot: 10 %
Qualität der Installation der PV-Anlage,
Qualifikation des Personals: 20 %
Inbetriebnahme und
Sicherheitsunterweisung: 15 %
»Schadhafte PV-Anlagen werden uns in
Zukunft noch häufig beschäftigen, weil
die Fehler ja erst mit der Zeit sichtbar werden
– 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
Anlagendokumentation: 15 %
Eignung der eingesetzten Komponenten
und Materialien: 15 %
Nachhaltige Kundenbetreuung,
Sicherstellung des Anlagenbetriebs: 5%
Überwachung und Sicherstellung
der Kundenzufriedenheit: 5 %
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
22
Energie & Technik 6/2012

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
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.
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 Einspeisung
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 Energie & Technik
23

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.
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.
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)
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
Über eine einseitige Leiterplatte, die Solar Back Contact Foil, lassen sich
kristalline Siliziummodule effizienter und kostengünstiger verschalten.
Bild: AT&S
24
Energie & Technik 6/2012

■ 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.
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, sondern
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)
Bilder: GP Solar
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.
6/2012 Energie & Technik
25

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 PV-
Anlage 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 0675-39-
12 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.
26
Energie & Technik 6/2012

Überspannungsschutzgerät Typ 2,
DEHNguard M TT 2P CI 275 mit integrierter
Ableitervorsicherung (aus SD76)
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
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 61643-
11 (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 beherrschen.
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.
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
Leerlaufspannung UOC STC sein sollte.
Die Informationen über diesen Parameter
erhält der Installateur vom Modul-Hersteller.
Da vor allem bei größeren PV-
Anlagen zusätzliche Sensorik- und Kommunikationsbaugruppen
zur Steuerung
und Überwachung zum Einsatz kommen,
rät der VDE zu einem umfassenden Über-
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 üblichen
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 Blitzschutz-
Potentialausgleich 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)
6/2012 Energie & Technik
27

Photovoltaik
spannungsschutzkonzept, das auch diese
Komponenten mit berücksichtigt.
Überspannungsschutzgeräte Typ 2 sollten
nach DIN EN 62305-3 Bbl 5 (VDE 0185-
305-3) 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-Dynamik-
Control 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 AC-
Seite 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 Lithium-
Ionen-Technologie des Unternehmens beitragen, bleibt die Auftragsentwicklung
hinter den Erwartungen zurück.
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.
Vor diesem Hintergrund hat das Unternehmen
seinen Auftragsbestand angepasst.
Die liquiden Mittel reichen, um einen normalen
Geschäftsbetrieb bis Mitte Dezember
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 HS-
Pro-Module für industrielle Speicheranwendungen
verkauft.
Parallel dazu schreitet die Kooperation mit
Nedap voran. Beide Unternehmen erwarten,
dass die gemeinsame Energiespeicherlösung,
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
28
Energie & Technik 6/2012

ene 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
_09NNV_EA_ET6.pdf;S: 1;Format:(185.00 x 90.00 mm);14. Nov 2012 10:43:05
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 subventionierten
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 EEG-
Einspeisevergütung noch weiter zurückgefahren
wird oder ausläuft.« Spätestens
dann, das ist der Grundkonsens der Batteriespezialisten,
die sich im Laufe der letzten
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6/2012 Energie & Technik
29

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 Zwischenspeicherbedarf
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
Energiespeicher systeme, 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 Batteriespeicheranlage
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.
30
Energie & Technik 6/2012

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: Lithium-
Ionen-Batterien haben bei gleichem Volumen
eine rund viermal höhere Kapazität.
Der eigentliche Grund, warum Blei-Säure-
Batterien 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 Lithium-
Eisenphosphat-Technologie (eine Lithium-
Ionen-Technologie mit einem speziellen
Kathodenmaterial) bietet eine fast so hohe
Energiedichte wie eine Lithium-Ionen-
Batterie. 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.
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 Lebenserwartung
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
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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
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
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 Investitionsnebenkosten
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 Angriffsfläche.
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
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
32
Energie & Technik 6/2012

»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-/Stirnrad-
Getriebe. 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 Energie &Technik
33

Windenergie
e.n.o. energy:
3,5 MW, 114,9 m Rotordurchmesser
Die 2,5-MW-WEA »N100/2500« von Nordex,
ein Schwestermodell der N117/2400
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.
34
Energie & Technik 6/2012

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.
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
Fuhrländer:
3 MW, 120 m Rotordurchmesser
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
Convert the wind!
Einspeiseumrichter aeocon 4000 und aeocon 5000
für Kleinwindenergieanlagen bis 15 kW
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6/2012 Energie & Technik
35

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 Planungs-
Software auf SAP-Basis für die Instandhaltung von WEA bis zum kompletten und
modularen Dienstleistungs-Angebot einschließlich technischer Optimierungs-
Lösungen.
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 Instandhaltungs-Management:
Sie bietet eine Instandhaltungslösung
für Windparks und
andere Anlagen auf Basis von SAPs On-
Demand-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;
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.
Eis und Schnee können
trotz frischem Wind
Sensoren an WEA
bedecken und damit
die Anlagen zum
Stillstand bringen.
Die »+Maintenance Solution« ist ab »Business
ByDesign« FP 3.0 einsetzbar. Die Anlagendaten
lassen sich mittels eines Excel-
Uploads 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.
36
Energie & Technik 6/2012

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, De-
Wind, 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«, »Wind-
Keeper 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 Rotorblatt-
Services 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
oder nicht. Wie bei »WindKeeper Basic«
und WindKeeper Basic Modular ist auch
hier ein Vertragsabschluss bis zum 15. Betriebsjahr
einer WEA möglich.
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.
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.
Der Aufbau der WEA-
Instandhaltungslösung
»+Maintenance Solution«
von GiS für »SAP Business
ByDesign«
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 genügt
ein Anruf der entsprechenden Vor-
Ort-Teams bei der Fernüberwachung, um
die Zutrittsüberwachung für die Dauer der
Arbeiten zu deaktivieren.
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.
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 Energie & Technik
37

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 Onshore-
Standorte 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
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
Der Antriebsstrang einer Onshore-WEA des Typs »3.4M104« von REpower Systems
38
Energie & Technik 6/2012

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.«
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)
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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 Suzlon-
Tochter 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 Zuverlässigkeit
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.«
40
Energie & Technik 6/2012

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 Offshore-
Projekten 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:
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.
Die Vor- und Nachteile von
WEA-Antriebssträngen mit
und ohne Getriebe
Quelle: Tony Maaß, e.n.o. energy systems GmbH
»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.«
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)
6/2012 Energie & Technik
41

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 Japan
sind uns teilweise voraus, Unternehmen
von dort werden jetzt verstärkt in
Europa auf dem Mark aktiv.«
Insgesamt sehen die Teilnehmer der Panel-
Diskussion 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-
42
Energie & Technik 6/2012

Thomas Hott, ProSyst Software
» Wir sollten die Dinge nicht so kompliziert machen
und möglichst bald marktfähige Produkte auf den
Markt bringen. «
Dr. Siegfried Pongratz, VDE
» 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
6/2012 Energie & Technik
43

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-Home-
Funktionen, und sie wollen sie über ihr
Handy steuern. Das kommt jetzt, wir
sollten nicht auf variable Tarife irgendwann
warten.«
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
Til Landwehrmann, EEBus Initiative
» Wir sind in Deutschland mit dem BSI-
Schutzprofil weit gesprungen, aber
dennoch gut aufgestellt. Die deutsche
Industrie kann im Umfeld Smart Grid,
Smart Metering, Smart Home eine
weltweit führende Rolle spielen. «
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
Dr. Ulrich Grottker, PTB
» Ich bin überzeugt, dass das hohe deutsche
Sicherheitsniveau auch in anderen Ländern
aufgegriffen wird. «
Dr. Erik Oswald, Fraunhofer Institut ESK
» Der Roll-out wird demnächst kommen.
Was Energy Management und
E-Mobilität angeht, dauert es allerdings
noch etwas länger, hier sind die Zeiträume
verschwommen. «
könnten EVUs oder Telekommunikationsunternehmen
wissen, welche Smart-
Home-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)
44
Energie & Technik 6/2012

■ 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.
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 gesetzlichen
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?
» Grundsätzlich sehe ich nicht, dass das Eichrecht die Einführung
des Smart Metering in Deutschland verzögern könnte.«
Dr. Ulrich Grottker, PTB
Safe and Certifiable
Industrial Switches
• IEC 61508 certifiable for
functional safety
• SAE AS6802 TTEthernet
standard supported
• Fully IEEE 802.3 compatible
Highly Available
and Fault-Tolerant
• For fail-operational and
mixed-criticality networks
• Deterministic communication
with TTEthernet
• Robust network partitioning
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.
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 Energie & Technik
45
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
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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-Management-
Gateway geben wird, das nicht dem BSI-
Schutzprofil entsprechen muss, könnten
mehrere Dinge parallel ins Haus Einzug
halten: sowohl Komfort und Spaß als auch
Energieeffizienz und die Möglichkeit, Lastmanagement
zu betreiben.
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,
der Markt ist da, 2017 soll er auf einen Umsatz
von 2,4 Milliarden Dollar kommen.«
Dem stimmt Prof. Christian Pätz von der
Z-Wave-Alliance zu. Wer unter Google
Trends den Begriff »Smart Home« eingibt,
der sieht, wie häufig dieser Begriff über die
Jahre gegoogelt wurde:
Nach einer anfänglichen
Euphorie
ließ das Interesse
nach, seit 2011 steigt
es wieder. »Das ist typisch
für jede neue Technik: Nach der Euphorie
hält Realismus Einzug, dann wächst
das Interesse wieder.«
Doch das Konzept des Smart Home gibt es
schon seit mehr als 20 Jahren, allerdings
konnte es sich auf dem breiten Markt bisher
nicht durchsetzen. Das Haus intelligenter
zu machen, war bisher viel zu aufwändig
zu installieren und viel zu teuer.
»Der Kampf der Feldbussysteme hat dazu
geführt, dass keine kritische Masse entstehen
konnte, die Systeme haben keine hohe
Durchdringung erreicht, und die Preise
konnten nicht auf ein für den Massenmarkt
akzeptables Niveau sinken«, sagt Til Landwehrmann
von der EEBus-Initiative.
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 Standard-
Dschungel 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
Eine Möglichkeit, den Standard-Dschungel zu lichten,
ist der EEBus. Vor einem halben Jahr hat sich die EEBus-Initiative
gebildet, die bereits 23 Mitglieder zählt.
Maschine-zu-Maschine-Kommunikation
und damit den Aufbau eines Smart Home
deutlich zu vereinfachen. Das Ziel besteht
darin, den durchgängigen Informationsaustausch
zwischen Energiewirtschaft und
Energieverbrauchern zu herzustellen.
»Der EEBus ist die Abstraktionsschicht für
unterschiedliche Feldbussysteme. So ist es
möglich, übergreifende Wertschöpfungsräume
zu schaffen und weitere Technologien
einzubinden. Genau darauf kommt es
künftig an«, erklärt Landwehrmann. Ein
weiterer Ansatz besteht darin, auf der Betriebssystemebene
über Java verschiedene
Elemente einzubinden. »Auf der Java-One-
Konferenz in San Francisco hat es eine eigene
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.
Erst kürzlich haben Prosyst Software, Intel
und RocketHome ein Smart-Home- und
Energie-Management-System auf Basis der
Atom-Plattform von Intel vorgestellt. Pro-
Sys war mit der OSGi-Plattform und einem
Software-Development-Kit für Third-Party-
Entwickler dabei. Der
OSGi-Stack von ProSyst
sorgt dafür, dass verschiedene
Smart-Home-
Standards und Applikationen
integriert werden
können. Authorisierte Nutzer können die
Geräte und die Entertainment-Anlagen im
Haus über das System einfach steuern –
auch aus der Ferne, wenn sie unterwegs
sind. Auf dem Gateway von Intel befindet
sich neben dem OSGi-Stack von ProSys die
Cloud Engagement Platform von Rocket-
Home, die die Smart-Home- und Smart-
Metering-Applikationen steuert und visualisiert.
Können solche Ansätze dem Smart Home
tatsächlich neue Impulse geben? Yüksel
Sirmasac, Gründer und Geschäftsführer
von RocketHome, ist überzeugt davon. Erstens
müssten die Energieversorger ihr
Leistungsangebot differenzieren, neue Ge-
46
Energie & Technik 6/2012

Ralfi Meier 23. Juni via Handy
Das Kraftwerk der Zukunft.
6345
Alfredo 23. Juni um 12:23
Ich seh’ nur ein Dorf...
Ralfi Meier 23. Juni um 12:25
Exakt.
Als innovatives Unternehmen mit jahrzehntelanger Erfahrung
in der Spannungsregelung sind wir überall dort, wo es um
den Energiefluss geht. Auch im kleinen Maßstab: Verbraucher
werden zu Erzeugern. Und Strom fl ießt nicht mehr nur in
Dörfer hinein, sondern wird dort auch erzeugt. Für die exakte
Netzregelung sorgt im Pilotprojekt Larrieden ein geregelter
Ortsnetztransformator von MR. Wenn Sie Fan dieses Projektes
werden wollen, dann besuchen Sie uns auf Facebook oder auf
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THE POWER BEHIND POWER.

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 können
– das sind die Voraussetzungen, damit
sich das Smart Home auf breiter Basis
durchsetzt«, sagt auch Jörg Nastelski, Leiter
des Produktmanagements von Green-
Pocket. 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.
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. Eine
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
48
Energie & Technik 6/2012

is 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
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,
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
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 Energie & Technik
49

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 Unterstützung
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. «
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-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 neu-
er Leitungen sparen.
50
Energie & Technik 6/2012

■ 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 Modellprojekts
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-Service-
Anbieter 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-Home-
Konzept dazu zu verhelfen, den Markt zu
durchdringen. Nicht nur über seinen SEK-
Integrator-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 Energie & Technik
51

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-Entertainment-
Anlage 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
52
Energie & Technik 6/2012

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 Möglichkeit,
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 Energie & Technik
53

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 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.
Der Entwickler hat die Auswahl, ob er
analog oder durch PWM dimmen möchte,
und kann außerdem zwischen verschiedenen
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
54
Energie & Technik 6/2012

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 Leistungs-
Messung. »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 Lichtführung.
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 Projekt-
Prototypen 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-MOS-
FET-Treiber zum Steuern der acht MOS-
FETs 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 CO 2
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 CO 2 -Ausstoß des Gebäudes soll in
den kommenden 15 Jahren um 105.000
Tonnen zurückgehen.
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.
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
65 Prozent der durch die Beleuchtung
verursachten Energiekosten werden eingespart.
Bild: Lutron
56
Energie & Technik 6/2012

Ausgabe 11 | 2012
of LED Technology
Das Wissensmagazin von EBV Elektronik
Im Gespräch mit Moritz Waldemeyer | 8
Lichtdesign zwischen Kunst und Technik
Unbegrenzte Möglichkeiten | 16
Die vielen Vorteile der LED
Schmuckstücke für das Auto | 24
Neue Freiheiten im Design
Licht für Afrikas Straßen | 50
Durban spart 30 Prozent Energie
mit LED-Straßenlampen
Experten-Gespräch | 76
Zeit der Weichenstellung
'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
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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 LED-
Treiber auf der Basis
des LinkSwitch-
PH-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 Induktivitäten,
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.
Abbildung 3: LED-Treiber in einer T8-Röhre.
58
Energie & Technik 6/2012

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 LinkSwitch-
PH-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 Flyback-
Topologie, 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 PAR38-
Sockel.
Ein weiteres Praxisbeispiel ist ein nichtisolierten
25-W-PFC-LED-Treiber in Buck-
Boost-Topologie zum Einbau in eine T8-
Röhrenlampe, 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 (Flyback-
Wandler) 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 Link-
Switch-PH verteilt das Schaltrauschen
auf ein breiteres Spektrum und erzielt so
ein »gutmütiges« EMV-Verhalten. Dadurch
genügt ein einfacher, kleiner EMV-
Filter, 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 Tageszeit,
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
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.
60
Energie & Technik 6/2012

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-Grad-
Rundumblick, aus dem die Lichtverhältnisse
für alle Fenster des Gebäudes abgeleitet
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 Efficiency
oder High Output –
wählt man den entsprechenden
»Talexxconverter«,
der als Aufbauoder
Einbauvariante und
mit verschiedenen Schnittstellen
zur Steuerung erhältlich ist: DALI,
switchDIM und colourSwitch. Weiterer
Vorteil des optimierten LED-Systems ist eine
bessere Lichtqualität mit sehr geringen
Farbtoleranzen, die »McAdam 3« entsprechen
und damit kaum wahrnehmbar sind.
So entsteht ein reproduzierbares Weißlicht,
das in verschiedenen, normierten Farbtemperaturen
verfügbar ist: 3000, 4000 und
5000 Kelvin sowie in den Spezialfarben
»Gold« für Backwaren und »Meat« für
Tridonic stimmt für sein LED-System
»Talexxengine Stark SLE« den LED-
Konverter und das LED-Modul
aufeinander ab.
Fleisch. Das Weißlicht erscheint
stets homogen, selbst bei engen
Abstrahlwinkeln. Die Premium-Ausführung
bietet frei steuer- und dimmbares
Weißlicht entlang der Plankschen Kurve
von 2700 bis 6500 K.
Das LED-System erfüllt die elektrischen,
mechanischen, optischen sowie thermischen
Standards der Leuchtenindustrie
und lässt sich dank integrierter Klemmen
am LED-Modul leicht verdrahten. (mk)
6/2012 Energie & Technik
61

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 Server-
Struktur 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.
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 Energieversorgung
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 MW-
Bereich 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-Software-
Suite 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-
62
Energie & Technik 6/2012

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 Betriebsform
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 Rechenzentren
implementiert werden. Das
Update analysiert den tatsächlichen aktuellen
Stromverbrauch auf Server- und CPU-
Ebene. 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 Enterprise-
Rechenzentren, die der DCIM-Technik noch
kritisch gegenüberstehen«, sagt Jeff Klaus,
Director Intel Data Center Management Solutions.
» Energieeffizienz und die zuverlässige,
ausfallsfreie Versorgung mit Energie bilden die wichtigsten
Kernelemente für die Betreiber eines Rechenzentrums. «
Rüdiger Gilbert, Schneider Electric
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 USV-
Anlagen so auszulegen, dass sie den aktuellen
Anforderungen eines Rechenzentrums
genau entsprechen, also weder zu
groß noch zu klein sind. (ha)
6/2012 Energie & Technik
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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
dass sich die Luft in den thermisch hoch
belasteten Bereichen besser verteilen lässt.
Für kleinere Server-Räume mit einer Kühllast

wie auf DX-Systeme anwenden. Während
DX-Systeme in Rechenzentren bis 50 kW
Einsatz finden, sind für Rechenzentren
mit höheren Kühlleistungen CW-System
mit Wasserkühlung die richtige Wahl. Hier
finden beispielsweise magnetgelagerte
Verdichter Einsatz, deren Drehzahl dem
Quadrat der Energie proportional ist.
Kann die Drehzahl gesenkt werden, so
wirkt sich das stark auf den Wirkungsgrad
der Anlage aus. »Hier gibt es noch viel
Spielraum, um die Effizienz zu steigern,
allerdings eignen sich die magnetgelagerten
Verdichter nicht für jede Anlage«, so
Schmitz. Eine Alternative sind stufenlose
Schraubenkompressoren und Scrollverdichter.
Doch bisher hatten die Scrollverdichter
den Nachteil, dass die Kältemittel
die Tendenz haben, an die kälteste Stelle
zu wandern, was zum Ausfall der Anlage
führen kann. Dieses Problem hat Uniflair
nach den Worten von Schmitz durch ein
patentiertes System gelöst, so dass die Anlagen
sicher betreiben werden können.
Einhausung
ohne Kaltgangregelung
Er macht auf ein weiteres Problem in Rechenzentren
aufmerksam: Wenn die Luft
über den Doppelboden in den Serverraum
einströmt, wandert sie nach oben
Container-Modul
zur Kühlung von Rechenzentren
Blick in die Fertigung von Uniflair
» Mit dem Zukauf von Uniflair hat das IT-Business von Schneider Electric
das eigene Produktspektrum um genau die Komponenten ergänzt, die
für die Kühlung eines Rechenzentrums bis dahin noch gefehlt hatten. «
und wird über die Klimaschränke abgesaugt.
Dabei können Turbulenzen entstehen,
was wiederum zu einem geringeren
Kühleffekt führt. »Deshalb senken die Betreiber
die Temperatur der Rechenzentren
oft weit unter die eigentlich benötigte
Temperatur ab, was natürlich das Gegenteil
von effizient ist«, so Schmitz. Die Lösung
des Problems: die Einhausung ohne
Kaltgangregelung. Weil die kalte Luft nur
über die Einhausung strömt, sind höhere
Rücklauftemperaturen möglich. Allerdings
entsteht so bei Ventilatoren mit fester
Drehzahl ein hoher Druck, der bei 30 bis
60 Pa liegen kann. Das kostet wiederum
Energie für die Ventilatoren.
Doch auch für dieses Problem hat Econdition
eine Lösung gefunden: Eine spezielle
Kaltgangregelung steuert die Lüfterdrehzahl
in Abhängigkeit vom Differenzdruck
zwischen Kaltgang und Luftansaugung
der Klimaschränke. Die Econdition Dynamic
Pressure Control (EDPC) regelt den
Druck auf maximal 7 Pa. »Das verbessert
den Wirkungsgrad deutlich, im Kaltgang
kann die Ventilatorleistung um bis zu 80
Prozent sinken«, sagt Schmitz. Die Kommunikation
erfolgt über LONTalk, wobei
die doppelte Ringtopologie für eine hohe
Ausfallsicherheit sorgt.
Cervaro Fabrizio, Schneider Electric
Schwerpunkt auf
Forschung & Entwicklung
Dass der Firmensitz von Uniflair in Conselve
bei Padua liegt, ist kein Zufall. Die
Universität Padua hat einen Schwerpunkt
auf Klimatechnik gelegt, und in der Folge
haben sich im größeren Umkreis von Padua
sehr viele Unternehmen angesiedelt,
die mittlerweile Spezialisten für Klimatechnik
sind.
So ist es kein Wunder, dass Uniflair auch
heute noch großen Wert auf Forschung
und Entwicklung legt, das eigene Forschungs-
und Entwicklungszentrum in
Conselve bezeichnet Rüdiger Gilbert als
ein Herzstück des Konzerns. Auf 2000 m²
sind fünf Klimaräume und ein Testraum
für High-Density-Systeme (bis zu 40 kW/
Rack) untergebracht. Rund 5 Prozent des
Umsatzes fließen in F&E.
Im Zentrum entwickelt und optimiert das
Unternehmen nicht nur die Produkte, hier
finden auch die Zulassungsprozesse für
neue Komponenten statt. Außerdem kooperiert
das F&E-Zentrum, das als eines der
modernsten seiner Art weltweit gilt, mit
Universitäten und Forschungseinrichtungen
weltweit. (ha)
6/2012 Energie & Technik
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Service
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RUSOL ..................................................................................www.rusol.com................... 3
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Energie & Technik 6/2012

Batterien &
Ladekonzepte
13.-14. März 2013
HOCHSCHULE MÜNCHEN
ENTWICKLERFORUM Batterien & Ladekonzepte
Mittwoch,13. März 2013
Basisseminar: Lithium-Batterien und deren Weiterentwicklung
13:00-18:00 Seminar der Batterieexperten Prof. Dr. Andreas Jossen und Dr. Wolfgang Weydanz
Dieses Basisseminar für Neu- und Quereinsteiger vermittelt Anwendern, Entwicklern und Entscheidungsträgern das notwendige Wissen über die
Funktionsweise, die Entwicklungstendenzen und die Vor- und Nachteile der unterschiedlichen wiederaufl adbaren Batteriesysteme (NiCd, NiMH und
Lithium-Ionen). Schwerpunkte des Seminars sind neben Grundlagen, Ladeverfahren, Sicherheit, Alterungsverhalten und Batteriemanagement auch die
Batteriepackentwicklung und moderne Li-Ionen-Hochleistungszellen. Zusätzlich werden neue Entwicklungen bei Metall-Luft- und weiteren Systemen
diskutiert sowie Gerätebatterien und Batterien für Hybridfahrzeuge berücksichtigt. Die Teilnehmer dieses Crashkurses haben außerdem reichlich Gelegenheit,
technische Fragen an die kompetenten Referenten zu richten. Ab 18:00 Uhr Get-together & Networking
Donnerstag, 14. März 2013
09:00-09:40 Keynote: Die Zukunft der Elektro-Mobilität basierend auf synergetischer Verwendung existierender Batterie-Technologie
Prof. Dr. Gernot Spiegelberg, Siemens
Session 1: Batterieproduktion, Marktsituation, Trends
09:40-10:05 Fertigungsumsetzung in der Zellproduktion Prof. Dr. Karl-Heinz Pettinger, Hochschule Landshut
10:05-10:30 Weltmarktanalyse Sven Bauer, BMZ
10:30-10:55 Elektrochemische Speicher – Internationale Roadmaps von neuen Materialien bis zu innovativen Zelltechnologien
Dr. Kai-Christian Möller, Fraunhofer ICT
10:55-11:20 Kaffeepause und Ausstellung
Session 2: Sicherheitaspekte beim Batterie-Einsatz
11:20-11:45 Zelleigenschaften und Nachweis der Sicherheit
von Lithium-Ionen Batterien für das Fahrzeug
Zelldesign, Kühlung, Materialien, Elektroden, Separator,
Elektrolyt, Schutzmaßnahmen & Fertigungstechnik
Detlef Hoffmann, SGS Germany
11:45-12:10 Batteriemanagementsysteme im Kontext
Funktionale Sicherheit (ISO 26262)
Michael Vogt, SGS-TÜV Saar
12:10-12:35 Leistungsvermögen und Sicherheit verschiedener
Lithium-Ionen-Technologien
Dr. Jochen Mähliß, batteryuniversity.eu
12:35-13:00 Thermal Protection for Lithium Polymer Battery
Cells in Ultra Thin Portable Electronics
Yasar Semerci, Tyco Electronics Raychem
13:00-14:20 Mittagspause und Ausstellung
Session 4: Kontaktlose Ladetechnik mit hohem Wirkungsgrad
14:20-14:45 Kontaktlose Energieübertragung mit großer
Effizienz und hoher Dynamik
Großsignal-Kondensator bestimmt Resonanzfrequenz
Markus Rehm, IBR Ingenieurbüro Rehm
14:45-15:10 Effizienzsteigerung in Wireless Power Receivern
durch digital gesteuerte Synchrongleichrichtung
Synchroner Brückengleichrichter senkt Energieverluste
und vermeidet zu starke Erwärmung der Batterie
Peter Wambsganß, RRC power solutions
15:10-15:40 Kaffeepause und Ausstellung
Session 6: Stationäre und mobile Batterie-Anwendungen
15:40-16:05 Praktische Implementierung eines Kleinbatteriesystems
im privaten Hausbereich
Andreas Urban, Changhong Battery,
Manfred Schuster, Lovato
16:05-16:30 Innovative Energiespeicherlösung für den
Schienenverkehr
Holger Schuh, Saft Batterien
16:30-16:55 Integration gebrauchter BEV-Batterien in ein Einfamilienhaus
zur Speicherung regenerartiver Energien
Martin Brand, TU München
16:55-17:20 Hochleistungsbatterie für den Einsatz als Pufferbatterie
in fahrzeuggebundenen Telematiksystemen
Dr. Thomas Dittrich, Tadiran Batteries
Änderungen vorbehalten
Session 3: Batteriekapazität und Ladeverfahren
11:20-11:45 Exakte Restkapazitätsbestimmung in Batteriemanagement-Systemen
Dr. Peter Spies, Fraunhofer IIS
11:45-12:10 Ladeverfahren für Lithium-Ionen-Batterien
Peter Keil, TU München
12:10-12:35 Qualitäts-, Kapazitäts- und Lebensdauerprüfung
von Batterien – Bestimmung und Untersuchung
von Lade- und Entladekurven mit einem Source -
meter-Instrument
Peter Bachmayr, Tektronix
12:35-13:00 Laufzeitverlängerung für mobile Geräte
Optimierungsmethode für Batteriekonfiguration
und Stromversorgungsarchitektur
Oliver Nachbaur, Texas Instruments
13:00-14:20 Mittagspause und Ausstellung
Session 5: Anlagenauslegung mittels Simulation
14:20-14:45 Anlagenoptimierung mittels Simulation –
Auslegung von netzgekoppelten Anlagen
(Angebots profil, Lastprofil, Speichertechnik)
und Insel systemen nach ökonomischen und
ökologischen Gesichtspunkten
Franz Jetzinger, Alpine Energie Österreich
14:45-15:10 Modelling and Emulation of Lithium-ion Battery
Modules for Battery Management Systemsm
Joaquín Klee Barillas, ZSW
15:10-15:40 Kaffeepause und Ausstellung
Session 7: Batteriemanagement und Cell-Balancing
15:40-16:05 Validierung und Simulation von Cell-Balancing
Algorithmen – Ist eine Erhöhung von Lebensdauer
und Kapazität von Batteriepacks möglich?
Adrian Heuer, Fraunhofer ISE
16:05-16:30 Dezentrales Batterie Monitoring Konzept mit
kapazitiv gekoppeltem Datenbus
Radu Filimon, Fraunhofer IISB
16:30-16:55 Sensorlose Temperaturüberwachung an Li-Ionen
Zellen
Jan Philipp Schmidt,
KIT / Institut für Werkstoffe der Elektrotechnik
16:55-17:20 Die Batterie und das Batteriemanagementsystem
des elektrischen Nutzfahrzeugs ”BOmobil”
Prof. Jan Albers, Hochschule Bochum

Erzeugen auch Sie Ihren Strom selbst! Mit intelligenten Nachführsystemen und
effektiven Speicherlösungen von DEGER machen Sie sich unabhängig vom Netz.
Weitere Informationen unter:
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