Megalink.ch Eco 2010

DEZEMBER 2010

www.megalink.ch

Pionierarbeit auf hoher See | Ökologie in der Produktion | Mobil und emissionsfrei Wenn der Saft ausgeht | «Wer die Umwelt schont, spart bares Geld»

c o s m i c . c h

Modicon M340 – Schlankheitskur für den Schaltschrank Das leistungsfähige und intelligente Steuerungssystem Modicon M340 basiert auf dem soliden, langjährigen SPS Know how, das bereits seit der Ur SPS diese Systeme auszeichnet. Es ist als Kompaktlösung für die optimale Umsetzung der Anforderungen für Automatisierungsaufgaben in Industrie und Infrastruktur geschaffen. In seinen äusserst kompakten Abmessungen vereint es hohe Leistung und grosse Funktionsvielfalt. Zudem bietet das Steuerungssystem Modicon M340 Leistungen, die High End Steuerungen entsprechen.

Leistungsstark Mit seinen 100 mm Höhe und 93 mm Tiefe passt es in jeden Schaltschrank.

E/A Module mit bis zu 64 Ein und Ausgängen sind nur 32 mm breit.

Ein USB Port ist Standardschnittstelle für die Programmierung.

Schnittstellenprobleme gehören der Vergangenheit an.

Der Anwender kann zwischen Modbus , CANopen und Ethernet Schnitt stellen auf dem Prozessormodul wählen.

Die Applikation sowie der Quellcode mit Kommentaren passen auf eine SD Karte.

Der Anwender muss sich somit nie mehr um eine Pufferbatterie kümmern.

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Wenn Sparen Freude macht Wenn das Wort «sparen» fällt, zucken die meisten unweigerlich zusammen. Sofort schwirren uns Wörter wie Kündigung, keine Lohnerhöhung oder Ferien zu Hause durch den Kopf. Obwohl wir Schweizer als sparsam gelten – wirklich freiwillig und gerne sparen nur die Wenigsten, ausser wir wollen uns den Traum vom eigenen Haus erfüllen oder ein neues Auto kaufen.

Der Gedanke, dass Sparen Spass machen könnte, scheint uns abwegig.

Wenn wir vor der Qual der Wahl stehen, dann greifen wir meistens zum günstigeren Produkt – um es mit deutlich höheren Betriebskosten zu bezahlen. Wer zückt schon beim Kauf eines Kühlschrankes oder einer Waschmaschine zum Taschen«Was man Sparen nennt, heisst nur, rechner und kalkuliert die Lebenseinen Handel für die Zukunft abschliessen.» haltungskosten? Doch die RechGeorge Bernard Shaw, 1856 –1950, nung wäre in den meisten Fällen irischer Schriftsteller einfach und klar: Die höheren Einstandspreise rechnen sich dank tieferen laufenden Kosten schnell. Ganz zu schweigen von der meist besseren Qualität des teureren Produktes, das seltener ausfällt und so teure Reparaturkosten spart und zudem deutlich später ersetzt werden muss.

Viele Unternehmen haben gemerkt, dass sich langfristiges Handeln und Investieren auszahlen. Bei hohen Energie- und Rohstoffpreisen kann ein Unternehmen viel Geld sparen, wenn es die Lebenshaltungskosten einer Neuanschaffung berücksichtigt. Teure Produkte werden dann plötzlich zum «Schnäppchen». Spätestens dann macht das Sparen Freude und gleichzeitig steigert es das Ansehen des Unternehmens, wenn man in «grüne» Technologien investiert.

Patrick Müller, Chefredaktor patrick.mueller@megalink.ch

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I N H A L T S VE R Z E I C H N I S

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04 Windkraft

10 Automation

Pionierarbeit auf hoher See. Die sechs Windanlagen von Alpha Ventus sind derzeit die einzigen richtigen Offshore-Windturbinen, die elektrische Energie mit einer Leistung von 5 MW produzieren. Die Inbetriebsetzung erfolgte unter schwierigen OffshoreBedingungen.

Ausgegorene LÜsung. In Biogasanlagen wird vornehmlich das durch Vergärung von Biomasse entstehende Gas vor Ort zur Stromund Wärmeerzeugung genutzt. Ein neues Automatisierungssystem ermÜglichte eine Steigerung der Leistungsfähigkeit.

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THEMEN 4 Pionierarbeit auf hoher See Offshore-Windanlagen mit je 5 MW Leistung Weil nicht nur der Glßhbirne der Saft ausgeht 8 Produktiver mit immer weniger Energieverbrauch 10 Ausgegorene LÜsung Innovative Steuerung von Biogasanlagen 12 Solar-Drehturm folgt dem Sonnenstand Steuerungs- und Antriebstechnik drehen das Dach 14 HÜhenwindkraft Umweltfreundliche Technologien 18 Mobil und emissionsfrei unterwegs Hybridauto legt locker 700 Kilometer zurßck 22 Ökologie in den Produktionsbetrieben Werkzeugmaschinen-Kßhlmitte wiederverwenden 24 Mehr Ertrag mit Nachfßhr-Systemen Verfßgbarkeit von Solar-Kraftwerken steigern 27 In diesem Markt sind Experten gefragt Interview mit LED-Experte Bruce Lynch von EBV 30 Solarthermische Absorber produzieren Flexibel und zuverlässig Laserschweissen 32 Funktionstests am digitalen Modell Windanlage mit Model-Based Design entwickeln 36 Wer die Umwelt schont, spart bares Geld Interview mit Bernhard Erdl, Grßnder von Puls 39 Windkraftanlagen als Technologietreiber Sensorik fßr raue, wartungsfeindliche Umgebung

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Standby fĂźr Automaten Reduktion des Energieverbrauchs mit Profienergy Moderne Solarinstallationen optimieren Alternative Energien wirtschaftlich nutzen

HIGHLIGHT 46 Jetzt in acht Varianten von bis 300 kVA USVmit Leistungsstufen bis 250 und 300 kVA PRODUKTE 47 Bauteil, Messen und PrĂźfen

Effizienz für Energie

14 Windkraft Höhenwindkraft. Horizontale und vertikale Windturbinen sind mittlerweile weitläufig bekannt. Aber wie sieht es mit Höhenwindkraft aus? Wenn an der Energiegewinnung aus Höhenwinden weiterhin so geforscht wird wie in der Vergangenheit, dann könnte der Begriff «fliegende Windkraftanlagen» in zehn Jahren in den allgemeinen Sprachgebrauch eingegangen sein.

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Kilometerweit von der Küste entfernt sind die Naturkräfte oft die noch grössere Herausforderung, als es die Technik alleine schon ist.

OFFSHORE-WINDANLAGEN VON ALPHA VENTUS MIT GENERATOREN, UMRICHTERN UND SCHALTANLAGEN VON ABB

Pionierarbeit auf hoher See Die sechs Windanlagen von Alpha Ventus sind derzeit die einzigen richtigen OffshoreWindturbinen, die elektrische Energie mit einer Leistung von 5 MW produzieren. An dieser Pioniertat weit vor der deutschen Küste ist auch ABB mit Generatoren, Umrichtern und Mittelspannungsschaltanlagen beteiligt. Die Inbetriebsetzung erfolgte im August unter schwierigen Offshore-Bedingungen.

R INFOS Bernd Müller Uwe Heydel ABB Schweiz AG Leistungselektronik und Mittelspannungsantriebe Field Service 5300 Turgi bernd.mueller@ch.abb.com Uwe.heydel@ch.abb.com

egenerative Windenergie so weit draussen im Meer zu gewinnen ist Pionierarbeit. Es sei die Technologie der Zukunft, ist Uwe Heydel überzeugt und gesteht: «Mein kleiner Beitrag zu dieser tollen Sache, 45 Kilometer von der deutschen Küste entfernt, macht mich schon etwas stolz.» Der ABBServicefachmann, der sich auch privat für Windenergie interessiert, hat zusammen mit mehreren Kollegen die ABB-Umrichter auf

den ersten sechs Windrädern des Windparks Alpha Ventus in Betrieb gesetzt.

Hilfreiche Offshore-Erfahrung auf Ölplattformen brachte Heydel schon von seinem früheren Arbeitgeber mit. Trotzdem haben ihn diese vier Wochen auf hoher See beeindruckt: «Eine richtige Vorstellung von diesen riesigen Windrädern, von der Kraft des Windes und des Wassers bekommt man erst vor Ort.» So mussten die Arbeiten

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Anlage werden rund 1000 Tonnen Stahl mit einem Gewicht von 200 erwachsenen Elefanten oder 22 Eisenbahnwaggons verbaut.

Die Windräder erreichen eine Höhe von 150 Metern einschliesslich des Rotors und sind damit mehr als doppelt so hoch wie das Grossmünster in Zürich. Die gesamte Fläche der über 60 Meter langen Rotoren entspricht etwa zwei Fussballplätzen. Bei maximaler Drehzahl erreichen die Spitzen der Rotorblätter eine Geschwindigkeit von etwa 300 km/h.

Nicht nur die Ausmasse, auch die Leistung ist wegweisend: Die Turbine im Windrad ist mit 5 MW die derzeit weltweit leistungsfähigste auf dem Offshore-Windturbinenmarkt. Zu diesem Erfolg trägt auch ABB bei mit Generatoren aus Finnland, Frequenzumrichtern aus Turgi und Mittelspannungsschaltanlagen aus Deutschland. So entwickelte die lokale Business Unit «ABB Leistungselektronik» speziell für den Windenergiemarkt einen Vollumrichter, der den erzeugten Strom in die gewünschte Frequenz und Spannung umwandelt – sozusagen das Herz des gesamten Systems. Zwei Prototypen dieser neuen Leistungsklasse aus Turgi sind bereits mit Erfolg an Land in Bremerhaven getestet worden.

wegen schlechten Wetters mehrmals verschoben werden. Auch das Anlegen des Schlauchbootes am Turm gestaltete sich wegen des hohen Wellengangs oft schwieriger als die technischen Herausforderungen an den neu entwickelten Umrichtern.

«Bei aller Spitzentechnologie um uns herum war es manchmal ein Kampf mit den Elementen», schmunzelt Heydel.

Eine Anlage der Superlative. Apha Ventus ist eine Forschungsanlage, die wichtige Erkenntnisse für weitere Windparks auf offenere See sammeln soll. Und es ist eine Anlage der Superlative: Die Windräder des Herstellers Multibrid werden 45 Kilometer offshore und in einer Wassertiefe von rund 30 Metern über eine dreibeinige Konstruktion am Meeresboden verankert. In jeder

In jeder dieser Anlagen wurden rund 1000 Tonnen Stahl verbaut.

Schwierige Inbetriebsetzung. Die eigentliche Inbetriebsetzung unter Offshore-Bedingungen in rund sechs Wochen von Mitte Juli bis Ende August stellte dann aber alle Beteiligten vor logistische Herausforderungen.

Um von den wechselnden Wetterverhältnissen unabhängiger zu sein, wurden die einzelnen Plattformen mit den elektrischen Anlagen samt Umrichter an Land vorgefertigt und vorgetestet.

Der Aufbau des Turms und besonders das Einsetzen des imposanten Rotors mit dem Maschinenhaus gestalteten sich als Millimeterarbeit. Die Kräne auf schwimmenden Hubplattformen mussten sehr präzise arbeiten – kein leichtes Unterfangen bei wech-

PCS 6000 Wind: sehr hohe Leistungsdichte Windkraftanlagen mit mehr als 2 MW Leistung sind heutzutage drehzahlvariabel. In Offshore-Anwendungen, bei denen es auf einen geringen Wartungsaufwand ankommt, werden meist Generatoren mit Permanentmagneterregung eingesetzt. Diese erfordern einen Vollumrichter: ABB Leistungselektronik in Turgi entwickelte speziell für Windkraftanlagen mit einer Leistung von grösser 3 MW den PCS 6000 Wind. Der Vierquadrantenumrichter basiert auf IGCT-Technologie (Integrated Gate-Commutated Thyristors) und einer Plattform von modularen leistungselektronischen Bausteinen aus Hochleistungshalbleitern, einer Steuerungsplattform und einer Mechanikplattform. Er wandelt den erzeugten Strom in die gewünschte Frequenz und Spannung um und unterstützt dabei auch schwache Netze durch die Einspeisung bzw.

Aufnahme von Blindleistung. Die Steuerung erfolgt über den ABB-Controller AC 800PEC. Der neue Umrichter zeichnet sich durch eine hohe Leistungsdichte, geringen Wartungsaufwand, Schwingungsfestigkeit sowie eine gute Isolation gegen elektromagnetische Störungen und Kondenswasser aus. Dank seines kompakten Designs benötigt er mit allen Hilfseinrichtungen nur eine Plattform im Turm.

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berabsturz und Überlebenstraining auf offener See. «Innere Ruhe und gute Nerven gehören bei einem solchen Job dazu», erklärt Heydel, selbst ein eher besonnener und gelassener Typ.

Das ABB-Team: Aron Duss, Uwe Heydel, Markus Eichler, Alexander Faulstich (von links).

selndem Wetter und starkem Wind. Eine zusätzliche Schwierigkeit entstand, als sich bei der Anlagenmontage eine Tasche an der Flügelspitze nicht löste. Ein Mitarbeiter vom Multibrid musste von der Nabe des Rotors in etwa 100 Metern Höhe entlang eines Rotorblattes abgeseilt werden. Übrigens: der Mann, der zuoberst auf der Nabe das Seil sicherte, war ABB-Mann Uwe Heydel.

«Zugegeben, ich hätte mich am liebsten selbst abgeseilt», erinnert sich der Servicefachmann. Ausgebildet für diesen Fall wäre er gewesen, musste er doch extra einen Kurs zum Industriekletterer absolvieren.

Denn die Sicherheit ist oberstes Gebot auf hoher See. Umfangreiche Gesundheitschecks gehörten ebenso dazu wie ein Rettungskurs samt simuliertem Hubschrau-

Gute Planung ist wichtig. Bernd Müller, der Leiter des Serviceteams in Turgi, fügt noch weitere Eigenschaften wie technisches Know-how, Flexibilität und gute Planung an.

Denn trotz minutiöser Vorbereitung im Büro lässt sich bei einer ersten Inbetriebsetzung dieser Art vor Ort nicht alles vorausplanen, es braucht auch Pragmatismus und mitunter Improvisationstalent. Das fängt bei fehlenden sanitären Anlagen am Arbeitsplatz an, geht über die engen Platzverhältnisse im Turm und endet bei der Frage, welche Werkzeuge und Messgeräte für welchen Arbeitsgang zwingend mitgenommen werden müssen. Fehlt etwas, kann man das Vergessene nicht einfach schnell auf dem Versorgungsschiff holen. «Eine Telefonverbindung war ebenfalls nicht gegeben. Wenn unsere Serviceleute Support aus Turgi brauchten, geschah dies über schlechte Satellitentelefonverbindungen nachts vom Versorgungsboot aus. Es hat aber alles gut geklappt», bilanziert Müller.

Der von seinem ABB-Serviceteam installierte Umrichter mit modernster Leistungselektronik und Leittechnik läuft fehlerfrei. Das soll auch so sein, denn auf Offshore-Anlagen gehen weitere Service- und Wartungsarbeiten ins Geld, wenn ein Helikopter gemietet werden muss. Dank des eingebauten Remote Access Tools in diesen Anlagen hat das ABB-Serviceteam jederzeit direkten Zugriff und kann gezielte Diagnosen und Fehlerbehebung am Umrichter machen, beziehungsweise unterstützen. «Bis jetzt mussten wir nicht wieder raus», erzählt Uwe Heydel. «Das zeigt doch, dass unser neu entwickelter Umrichter auch unter schwierigen Bedingungen bei Wind und Wetter bestens funktioniert.»

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Alpha Ventus: wegweisendes Forschungsprojekt Der Windpark Alpha Ventus ist ein gemeinsames Projekt von E.ON Climate & Renewables, EWE und Vattenfall Europe. Er befindet sich etwa 45 km nördlich der Nordseeinsel Borkum und ist der erste deutsche Windpark, der unter echten Offshore-Bedingungen errichtet wird. Die Konstruktion, der Bau, der Betrieb und die Netzintegration soll als Forschungsprojekt und Testfeld dazu dienen, grundlegende Erfahrungen hinsichtlich der zukünftigen kommerziellen Nutzung von Offshore-Windparks zu sammeln. Die ersten sechs Windkraftanlagen des Typs Multibrid M5000 sind bereits in Betrieb auf einer Fläche von vier Quadratkilometern, sechs weitere von RePower mit anderer Technologie sollen Anfang 2010 in Betrieb gehen. In der südöstlichen Ecke des Windparks ist eine Offshore-Trafostation installiert. Der Betrieb der Windkraftanlagen wird von einer Leitwarte an Land überwacht.

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IMMER PRODUKTIVER WERDEN MIT IMMER WENIGER ENERGIEVERBRAUCH

Weil nicht nur der Glühbirne langsam der Saft ausgeht Sparsame Kunden und fordernde Gesetzgeber verbannen auch die Glühbirnen bis 2012 aus den Regalen. Ähnlich wird es wohl noch weiteren Produkten und Technologien ergehen. Denn die Toleranz von Wirtschaft, Gesellschaft und Gesetzgebern gegenüber Energieverschwendern sinkt: vom Stand-by des heimischen Fernsehers über den durstigen Geländewagen bis zur kompletten Fabrikanlage

B

eim Fernseher ist das Energiesparproblem mit einem einfachen Knopfdruck zu lösen, das Auto kann man langsamer fahren oder auch mal in der Garage stehen lassen. Aber bei Maschinen und Anlagen ist abschalten und stehen lassen keine Alternative. Hier lautet die Aufgabe, durch eine intelligente Nutzung mit weniger Energie die gleiche Leistung und Wertschöpfung zu erzielen.

INFOS Bosch Rexroth Schweiz AG 8863 Buttikon SZ Tel. 055 464 61 11 info@boschrexroth.ch www.boschrexroth.ch

Grosses Potenzial und grosse Verantwortung.

Schwindende Ressourcen, steigende Energiekosten und die Notwendigkeit, den Ausstoss von CO2 zu verringern, katapultieren das Thema Energieeffizienz auch an die Spitze der politischen Agenda. So verfolgt beispielsweise die deutsche Bundesregierung das Ziel, die Energieproduktivität bis 2020 gegenüber 1990 zu verdoppeln (siehe Kasten). Laut dem World Energy, Technology and Climate Policy Outlook (WETO) der Europäischen Kommission ist die industrielle Fertigung mit einem Anteil von 35 Prozent der weltweit zweitgrösste Energiekonsument nach dem Verkehr. Das Potenzial – und die Verantwortung – für eine effizientere Energienutzung in der Industrie ist gross.

Neue Technologien und eine intelligente Nutzung der bereits vorhandenen Technologien tragen dazu bei, die Effizienzziele zu erreichen. Neben Wissen, Können und Kreativität wird es aber auch auf die innere Einstellung und Haltung ankommen. Alle Beteiligten müssen Energieeffizienz wirklich wollen, und sie müssen Energie in das Ziel investieren, mit weniger Energie mehr zu erreichen. Dies trifft besonders auf die Produktionstechnik zu.

Durch die Breite seiner Geschäftsfelder und Technologiebereiche ist Bosch Rexroth in viele dieser industriellen Prozesse integriert.

Die Vielzahl der angebotenen Technologien (elektrische Antriebe und Steuerungen, Hydraulik, Pneumatik und Linear- und Montagetechnik) bietet dem Unternehmen zahlreiche Anknüpfungspunkte, Effizienzpotenziale zu heben.

Die intelligente Verknüpfung aller Massnahmen zählt. Mit der Entwicklung energieeffizienterer Komponenten oder Subsysteme, zum Beispiel im Wirkungsgrad verbesserte Pumpen und Motoren oder drehzahlgeregelte Pumpenantriebe, können gegenüber herkömmlichen Produkten rund 15 Prozent Energie eingespart werden. Das ist gut,

aber noch nicht genug: Die Fokussierung auf energieeffizientere Komponenten allein eröffnet in der Fabrikautomation bei Weitem nicht die vollen Möglichkeiten. Weitaus grössere Gewinne sind mit einem Ansatz zu erreichen, der das Gesamtsystem berücksichtigt. Dabei werden effiziente Basiskomponente so miteinander in Wechselwirkung gesetzt, dass sich ein möglichst direkter Energiefluss ergibt. In einem derart optimierten System wird Energie dann bedarfsorientiert gewandelt, das heisst in der richtigen Menge zum geforderten Zeitpunkt.

Zum Ensemble der unterschiedlichen Effizienzmassnahmen gehören neben effizienten Komponenten die optimale Auslegung, unterstützende Softwarewerkzeuge, um Abläufe taktzeit- und energieoptimal zu programmieren, sowie eine mechatronische Gesamtbetrachtung. Was zählt, ist die Summe der Einzelmassnahmen, die intelligente Verknüpfung verschiedener Hebel. Um diese Hebel für das grosse Ziel «Energieeffizienz» in Bewegung zu setzen, hat Rexroth sie in einer Effizienzsystematik gebündelt und strukturiert: Rexroth 4EE – Rexroth for Energy Efficiency.

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(Quelle: cchronicle.com)

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Mit Biogas kann sehr umweltfreundlich Strom und Wärme produziert werden.

INNOVATIVE STEUERUNG VON BIOGASANLAGEN

Ausgegorene Lösung Eine Biogasanlage kann aus 20 m3 Rindergülle, 22 Tonnen Maissilage und 18 Tonnen Weidelgrassilage Strom für rund 2700 Haushalte und thermische Energie zur Versorgung von bis zu 800 Haushalten pro Tag erzeugen. Das seit einiger Zeit neu eingesetzte Automatisierungssystem ermöglichte eine markante Steigerung der Leistungsfähigkeit der Anlagen.

INFOS Bachmann electronic GmbH A-6800 Feldkirch Tel. +43 (0)55 22 / 34 97-0 presse@bachmann.info www.bachmann.info

Ablauf in einer Gesamtanlage.

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n Biogasanlagen wird vornehmlich das durch Vergärung von Biomasse entstehende Gas vor Ort zur Strom- und Wärmeerzeugung genutzt. BTS baut dazu Anlagen mit installierten Leistungen von 50 kW bis

zu 1 MW auf. Als Gärsubstrat werden meist tierische Exkremente (Gülle, Mist) oder Pflanzensilagen eingesetzt. Mit 20 m3 Rindergülle, 22 t Maissilage und 18 t Weidelgrassilage lassen sich mit der grossen BTS-

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Anlage Strom für ca. 2700 Haushalte und thermische Energie zur Versorgung von bis zu 800 Haushalten pro Tag erzeugen.

Kontrollierte Befüllung. Das Bachmann M1System steuert die Beschickungstechnik der Gärtanks, das voll automatisierte Rühren, das Pumpen, das Heizen und die Gasproduktion der Biogasanlage. Entscheidend für den Wirkungsgrad der Anlage ist die Steuerung des Gärprozesses. Mithilfe des Befüllungsprogrammes ist eine kontrollierte und definierte Befüllung des Beschickers möglich. Der Anlagenbetreiber kann per Knopfdruck den gewünschten Füllstand des Beschickers auswählen und das Programm errechnet automatisch die notwendigen Mengen der verschiedenen Produkte, sodass eine kontrollierte Fütterung der Biogasanlage möglich wird.

Zwei-Steuerungs-Lösung. Je nach Komplexität der Beschickung werden dazu zwei getrennte über Profibus vernetzte M1-Systeme eingesetzt. Man hat diese Topologie einer abgesetzten Lösung vorgezogen, denn bei einem Ausfall der Kommunikation können so Extruder und Beschickung weiter arbeiten. «Gleichzeitig ermöglicht es uns auch, bei Biogasanlagen, die nicht von BTS realisiert wurden, im Zuge einer Anlagenoptimierung problemlos die Beschickungstechnik nachzurüsten», erklärt Stefan Mutschlechner, Leiter der Abteilung Automation bei BTS, das Prinzip.

Im Gärtank entsteht das Biogas.

Übersichtlich dargestellt: Prozessparameter der Gesamtanlage.

Optimierte «Fütterung». Ein Fütterungsprogramm gewährleistet und dokumentiert die richtige Fütterung der Anlage. Um eine optimale Biogasausbeute zu erzielen, prognostiziert und projektiert das Programm die richtige Substratkombination und optimiert so die Faulraumbeladung. Diese ist ein wichtiger Parameter zur Beurteilung der biologischen Belastung des Prozesses, sodass die Bakterien nicht «überfüttert» werden und der Prozess umkippt (Versauerung des Prozesses). Die Kommunikation mit der Gasqualitätsmessung erfolgt über Modbus TCP/IP. BTS hat dazu ein Alarmmodul entwickelt, welches den Anlagenbetreiber über das GSM-Netz im Detail über eventuelle Funktionsstörungen informiert.

Kommunikation über verschiedene Feldbusse.

Weitere Teilsysteme, wie die Gärresttrocknung oder die Frequenzumformer, werden über Profinet oder Modbus RTU einfach in das System eingebunden: «Das ist ein entscheidender Vorteil der Bachmann-Lösung, denn die von uns verwendeten Kommunika-

tionsprotokolle sind bereits standardmässig integriert», wie Stefan Mutschlechner hervorhebt.

Komplettsimulation spart Zeit. Mit einem zweiten SPS-Programm, das als separater Task auf der Steuerung läuft, simulieren die BTS-Ingenieure die komplette Funktion der Biogasanlage. «Dies spart uns eine Menge Zeit», wie Programmierspezialist Florian Hofer erzählt, «denn wir können die Anlage vor der Auslieferung im Werk komplett offline testen und so die Inbetriebnahmezeit deutlich verkürzen.»

Höchster Stand der Technik. «Durch den Umstieg auf das Bachmann-System konnten wir in der Automatisierung unserer Biogasanlagen einen für die Branche aussergewöhnlich hohen Stand der Technik erreichen», sagt Stefan Mutschlechner. Beinahe 50 Anlagen sind aktuell in der Projektierung bzw. Bauphase. Ein eindrücklicher Beweis der Leistungsfähigkeit des Südtiroler Unternehmens.

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DER GEMÜ DOME IN WALDZIMMERN ALS GROSSE HERAUSFORDERUNG AN DIE STEUERUNGS- UND ANTRIEBSTECHNIK

Solar-Drehturm folgt dem Sonnenstand Ein Industriebau der besonderen Art bildet der Gemü Dome im deutschen Waldzimmern. Architektonisch und technisch stellt vor allem der mit Solarzellen bedeckte Drehturm dar, der automatisch der Sonne folgt. Jetter lieferte die zentrale Steuerung, die u.a. die Sonnenbahn und die Position für die Servoantriebe berechnet.

E

rbaut wurde das Forschungs-, Entwicklungs- und Innovationszentrum Gemü Dome mit einer Nutzfläche von 4998 m² vom Ventil-, Mess- und Regeltechnik-Hersteller Gemü Gebr. Müller Apparatebau GmbH & Co. KG mit Hauptsitz in Ingelfingen. Als innovatives Unternehmen baute Gemü ihr neues Innovationszentrum in unverbrauchter Natur. Es soll in unkonventioneller und innovativer Form neuen Raum für Ideen und zukunftsorientierte Forschung und Entwicklung bieten, aber auch ein Begegnungszentrum für Kunden, Kultur und Gesellschaft sein.

Mit dem Gebäude wollen die Verantwortlichen über optimierte Photovoltaik Energie gewinnen. Damit der oberste Stock des Turms mit seinen Solarzellen winkelgenau der Sonne nachfolgt, setzte Gemü die JetWeb-Technologie des Ludwigsburgers Steuerungsspezialisten Jetter ein. Die Programmierung der Anlage übernahmen die Spezialisten von Gemü in Zusammenarbeit mit dem Ingenieurbüro Shascom.

Das Drehprinzip des Turms. Der Turm steht versetzt zum Mittelpunkt des im Halbkreis angelegten Dome-Gebäudes. Es handelt sich um eine Stahl-Beton-Holzkonstruktion.

Im Inneren dient er als Büro und Empfangsbereich und auf der schrägen, 225 m² grossen Dachfläche ist eine rund 200 m² grosse Photovoltaik-Anlage installiert. Um die Leistung dieser Anlage zu optimieren, wird der rund 250 Tonnen schwere Drehturm über High-Torque-Motoren zur Sonne gedreht und nachgeführt. Die Leistung der PhotovoltaikAnlage wird dadurch um rund ein Viertel erhöht. Die Energiebilanz der positionierten Photovoltaik-Anlage ist beeindruckend. Das beweisen Zahlen wie die Anlagenleistung von 21,3 KWp, der Jahresertrag bei Nachfüh-

INFOS Jetter (Schweiz) AG 9554 Tägerschen Tel. 071 918 79 50 sales@jetterag.ch www.jetterag.ch

Der mit einer Photovoltaik-Anlage ausgerüstete Drehturm überragt das imposante Gebäude.

rung 270° von rund 24 000 KWh sowie die CO2-Einsparung von 18,1 t pro Jahr.

Das Prinzip der Antriebskonstruktion ist dem einer Sternwarte ähnlich. Auf einer ringförmigen Laufschiene wird die Drehbewegung über acht Antriebe durchgeführt.

Die Energiezuführung und der Signalaustausch mit dem fixen Teil des Turm erfolgen über 71 Schleifringe. Die gesamte Steuerungs- und Antriebstechnik sitzt in einem Schaltschrank im drehbaren Teil des Turms. Nebst der automatischen Nachfolge dem Sonnenstand können auch Handbedienungen der Drehbewegung ausgeführt werden. So kann zum Beispiel auf Tastendruck der Balkon auf die Sonnenposition angefahren werden. Auch ein freies Positionieren des Stockwerkes ist möglich.

Dabei braucht eine komplette Drehung um 360° circa drei Minuten. Der Sonnenaufgang und Sonnenuntergang werden in der Steuerung berechnet. Nach Sonnenuntergang wird der Drehturm automatisch in Nachtposition gefahren. Bei Sonnenaufgang fahren Solarzellen in optimale Position. Bei Sturm wird automatisch eine Sicherheitsposition angefahren.

Modernste Steuerungstechnologie für die Drehbewegung. Um diese Aufgaben erfüllen zu können, kommt als zentrale Steuerung der JetControl 350-8 aus der neuesten Controller-Generation von Jetter zum Einsatz. Die Winkelposition des Turms wird über einen Absolut-Drehgeber mit SSI-Protokoll mit dem Erweiterungsmodul JX3CNT erfasst. Die Hauptaufgaben der Steuerung sind die Berechnung der Sonnenbahn, die Kommunikation über Ethernet mit den Solarzellen zur Datenerfassung, die Berechnung der Position für die Servoantriebe, die Kommunikation mit der Haustechnik über Modbus TCP, die Aufbereitung der gemessenen Werte zur Visualisierung und die Fehlerüberwachung.

Die High-Torque-Motoren, die über eine Resolverrückführung verfügen, werden mit acht JetMove 208–480 angesteuert. Er verfügt über die Option «sicherer Halt».

Sie dient dazu, im Anforderungsfall den Motor sicher energielos zu schalten, um gegebenenfalls Personen- und Sachschäden durch einen sich drehenden oder unabsichtlich in Betrieb gesetzten Motor sicher auszuschliessen. Diese sichere Abschal-

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Software-Tool unterstützt den Anwender von der Inbetriebnahme bis zur Wartung bei der Handhabung der Antriebstechnik.

Dabei wird ein Hardwareprofil erstellt und im Motion-Setup die Regelparameter ermittelt. Bei Verwendung von Servoantrieben aus dem Jetter Motorensortiment kann der Motor direkt aus einer Liste ausgewählt werden. Es können jedoch auch Motoren von Fremdanbietern, wie im Falle dieser Applikation, konfiguriert werden. Mit dem integrierten Multi-Kanal-Oszilloskop kann das Verhalten einer Achse überprüft werden.

Zur Befehlseingabe wird in JetSym STX durch einen Motion-Wizard unterstützt.

Die vordefinierten Achsnamen werden direkt angeboten. Jeder Befehl zeigt die Funktionen an, die in diesem Moment möglich sind und verhindert damit falsche Eingaben.

Die Photovoltaikanlage erzeugt rund 24 000 KWh Strom pro Jahr.

tung entspricht der Stopp-Kategorie 0 nach EN 60204.

Hochsprache zeigt ihre Stärken. Zur Programmierung wurde die Hochsprache JetSym STX verwendet. Diese zeichnet sich durch ihre hohe Flexibilität, den grossen Funktionsumfang und die Integration aller Automatisierungsfunktionen in eine Sprache aus. Einige der speziellen Funktionen, die zum Teil über den klassischen SPS-Sprachumfang hinausgehen, sind im Folgenden aufgeführt.

Die Solarzellenanbindung erfolgt über Ethernet. Die Solarzellensteuerung liefert ein Frame zur Darstellung auf HTML-Seiten.

Der JetControl liest dieses Frame zyklisch aus. Da es sich in diesem Fall nicht um ein klassisches Kommunikationsprotokoll handelt, wurde dieses in JetSym STX programmiert. Mit dem JetControl 350-8 besteht die Möglichkeit, ein freies Protokoll über Ethernet zu programmieren. Diese Funktion nutzte der Programmierer für die Kommunikation. Aus dem eingelesenen Frame ermittelt er mit Stringbefehlen die Nutzdaten und bereitet diese zur Darstellung auf dem Visualisierungssystem auf.

Zur Berechnung der exakten Sonnenposition wird die Zeit über eine Funkuhr eingelesen. Die Formeln dazu sollen nicht Gegenstand dieses Artikels sein, denn die Erläuterung würde den Umfang sprengen.

Ausführliche Informationen dazu findet man im Internet unter anderem auch in Wikipedia. Die Formeln enthalten mehrere trigonometrische Ausdrücke. Auch in diesem Fall hilft die Verwendung der Hochsprache JetSym STX, denn die Darstellung der arithmetischen Ausdrücke ist, wie in Hochsprachen

üblich, kompakt und übersichtlich. Die errechnete Position wird alle zwei Minuten nachgefahren.

Synchronisierte Servoantriebe. Damit die Antriebe exakt synchron laufen, werden sie zu einem Technologieverbund zusammengefasst. Dabei wird eine Masterachse definiert, und sieben weitere Antriebe bilden deren Folgeachsen. Die neue Position wird anhand der eingelesenen Daten errechnet. Als Positionsrückführung wurde zusätzlich ein Absolutdrehgeber auf die Drehachse des Turms montiert. Damit steht als Information der absolute Winkel zur Verfügung. Die Servoantriebe fahren die Positionen über die Funktion «elektrisches Getriebe» zueinander synchronisiert an.

Bei JetWeb sind die JetMove-Servoregler funktional in die Steuerung integriert. Das

Alle Informationen auf einen Blick. Zur Visualisierung der Daten und Bedienerführung ist der Industrie-PC JI-PC515 von Jetter an den JetControl 350 angeschlossen. Die Masken wurden mit dem SCADA-Tool JetViewSoft erstellt. Weiter gibt es ein Tablet-PC zur Fernbedienung. Da dieses Bediengerät wie auch das ganze Gebäude mit WLAN ausgerüstet ist, bietet sich eine Bedienung über WLAN an. Alle Funktionen, welche das stationäre Visualisierungssystem bietet, sind auch über die Fernbedienungseinheit möglich.

Auf dem Visualisierungssystem werden alle Daten, welche die Steuerung von der Photovoltaik-Anlage erfasst, übersichtlich dargestellt. Auch Informationen wie der Sonnenstand, Windgeschwindigkeit, Aussentemperatur und Luftfeuchte werden angezeigt. Alle Handfunktionen wie das manuelle Drehen oder den Balkon auf Sonnenposition fahren sind vom Terminal aus bedienbar.

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Acht Antriebe korrigieren alle 2 Minuten die Position.

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UMWELTFREUNDLICHE TECHNOLOGIEN

Höhenwindkraft Horizontale und vertikale Windturbinen sind mittlerweile bekannte Technologien. Aber wie sieht es mit Höhenwindkraft aus? Wenn an der Energiegewinnung aus Höhenwinden weiterhin so intensiv geforscht wird wie in der Vergangenheit, dann könnte der Begriff «fliegende Windkraftanlagen» in zehn Jahren in den allgemeinen Sprachgebrauch eingegangen sein.

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orteile der Höhenwindkraft gibt es viele und entsprechend auch Gründe, sie zu nutzen. So kann man beispielsweise sagen, dass über grossen Teilen der Nordhalb-

kugel, nur wenige Hundert Meter über der Erde, eine noch unangetastete Energiequelle schlummert, die so viel Leistung liefert, wie die besten herkömmlichen Windparks

der Welt (Bild 3). In der zehnmal höher gelegenen Troposphäre findet sich die weltweit grösste Dichte an erneuerbaren Energiequellen.

Junges Forschungsgebiet. Um Energie in derart grossen Höhen zu gewinnen, könnte noch einiges an Forschungsarbeit nötig sein. In kürzerer Distanz zur Erde wird sich im kommenden Jahrzehnt ein kosteneffizienter, praktischer und schnell wachsender Industriezweig entwickeln. Die meisten Unternehmen im Bereich Höhenwindkraft haben ihre Anlagen in einer Grenzschicht der Erdatmosphäre angesiedelt, um einige Kilometer über der Erde die dortigen Winde zu nutzen. Diese Höhenwinde können nutzbar gemacht werden – und dafür sind keine neuen Technologien nötig, sondern nur solide Ingenieursarbeit, Investitionen in Forschung und Entwicklung sowie Kenntnisse über die Technik hinter herkömmlichen Windkraftanlagen.

Mindestens dreissig Forschungs- und Entwicklerteams arbeiten weltweit an Projekten, um Höhenwindkraft effizient nutzen zu können. Ihnen steht eine grosse Auswahl an Standardtechnologien und -werkzeugen zur Verfügung, mit denen mit einer beachtlichen Geschwindigkeit Innovationen realisiert werden können. Im Laufe der Zeit wurde mit den entwickelten Prototypen die Nutzbarkeit der Höhenwindkraft bewiesen und eine Leistung im kW-Bereich erzielt. Im nächsten Schritt müssen die Branchenführer nun zeigen, dass ihre Systeme auch über einen langen Zeitraum hinweg zuverlässig arbeiten.

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Bild 1: Strom mit Drachen zu erzeugen hat viele Vorteile.

Autor Brian MacCleery, Clean Energy Product Manager, National Instruments

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Die Nutzung der Höhenwindenergie steckt noch in den Kinderschuhen. Wenn dieses Konzept abhebt, kann dies in Gebieten geschehen, in denen herkömmliche Windturbinen heute noch nicht kosteneffizient eingesetzt werden können. Makani Power, ein führendes Forschungsunternehmen für Höhenwindkraft, geht davon aus, dass seine Airborne Wind Turbine (AWT) das Gebiet der Erde, das als Windenergiequelle dienen kann, um das Fünffache auf über 80 Prozent der Fläche der USA ausdehnen kann.

In Verbindung mit herkömmlichen Windturbinen tragen Höhenwindkraftanlagen zu geringeren Produktionsschwankungen bei und ermöglichen es, durch die Nutzung des vertikalen Raumes mehr Energie pro Landfläche zu gewinnen.

Innovation durch Angleichung. Bei der Höhenwindkraft werden bereits etablierte Technologien übernommen und teilweise sogar die gleichen Generatoren, Getriebe und Einspeiseumrichter verwendet. In Tabelle 1 werden Gemeinsamkeiten und Unterschiede zwischen herkömmlichen und Höhenwindturbinen dargestellt. Hauptsächlich unterscheiden sich Höhenwindturbinen durch die Art und Weise, wie sie die Windenergie nutzbar machen. Statt einer grossen Stahlturmkonstruktion verbindet ein Verankerungsseil das System mit der Erde. Im Aufbau integriert sind keine Rotorblätter, sondern eine speziell entwickelte Tragfläche, die sich durch die Luft bewegt und dabei Energie erzeugt.

Starke, beständige Winde. Die Fähigkeit, sich in einem grösseren Himmelsquerschnitt bewegen zu können, zählt zu den ausschlaggebenden Merkmalen der Höhenwindkraft.

So wird auch mit einer Tragfläche von geringer Grösse viel Energie aus den stärkeren, beständigeren Winden gewonnen, die in höheren Regionen wehen. Ähnlich der Spitze eines herkömmlichen Rotorblattes bewegt sich die Tragfläche quer zur Windrichtung in Kreisform oder in Form einer Acht mit einer um ein Vielfaches höheren Geschwindigkeit als der Wind (Bild 2).

Bild 2: Herkömmliche Windturbine (links) und Höhenwindturbine (rechts). (Mit freundlicher Genehmigung von KITEnergy.)

Höhenwind- und herkömmliche Windturbinen funktionieren nach denselben aerodynamischen Prinzipien. Wie bei der herkömmlichen Windenergie ist die Stromerzeugung proportional zur Hälfte der Luftdichte multipliziert mit der Windgeschwindigkeit hoch drei $. Dadurch ergibt sich aus einer kleinen Zunahme der Windgeschwindigkeit ein grosser Unterschied bei der Leistung – eine Verdopplung führt zur achtfachen Leistung. Ähnlich der Spitze eines herkömmlichen Rotorblattes bewegt sich auch die Tragfläche mit hoher Geschwindigkeit durch die Luft und gewinnt aus dem aerodynamischen Auftrieb effizient Energie. Bei einer Spannweite, deren Länge mit der eines Rotorblattes vergleichbar ist, kann sich eine Höhenwindturbine in einer grösseren Himmelsregion bewegen, um etwa zehnmal so viel Energie zu erzeugen. Höhenwindturbinen sind höhenverstellbar und können ihre Flugwege an die Windbedingungen anpassen. Mechanisch profitieren sie davon, dass sie durch die umgebende Luft gut gepolstert sind, anstatt fest im Boden verankert zu sein. Die Beschleunigungskräfte, die aufgrund der schnellen Bewegungen wirken, können allerdings eine grosse Belastung für die Tragfläche und das Verankerungsseil darstellen.

Einsatz in luftiger Höhe. Da ihre Reichweite höher ist als bei herkömmlichen Windturbinen, nutzen fliegende Windkraftwerke die

Bild 4: Im Vergleich zu einer Höhe von gut 100 m (linkes Bild) eignet sich bei etwas über 600 m der Grossteil der Nordhalbkugel für die Nutzung der Windkraft. (Mit freundlicher Genehmigung von Joby Energy.)

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Bild 3: In über 40 Prozent der Zeit wehen die Winde mit mehr als 8 m/s.

stärkeren Winde in höheren Lagen. In einer Höhe von knapp über 600 m wehen Winde mit Geschwindigkeiten von mehr als 8 m/s in über 40 Prozent der Zeit und das in den meisten Regionen der Nordhalbkugel. Die Leistungsdichte (kW/m2) ist den weltweit besten herkömmlichen Windenergiegebieten ebenbürtig (Bild 3). Aus diesem Grund können mit Höhenwindturbinen neue, von der Windindustrie nutzbare Regionen erschlossen werden, die sich näher an bewohnten Gebieten befinden.

Die in Grenzschichten wehenden, einfach erreichbaren Winde sind heutzutage das favorisierte Ziel der meisten Unternehmen.

Die am besten verwertbaren Winde, die Höhenwinde, sind jedoch in der Troposphäre zu finden. In über 10 000 m Höhe beträgt die durchschnittliche Leistungsdichte mehr als 20 kW/m2, während die insgesamt verfügbare Energiemenge im Terawatt-Bereich (TW) liegt, also Hunderte Male über dem weltweiten Energiebedarf.

Die Nutzung von Höhenwinden ist ein mutiges Unterfangen, bei dem eine Vielzahl an technischen und logistischen Herausforderungen bewältigt werden muss – von den geeigneten starken und zugleich leichten Verankerungsseilen bis hin zu den nötigen Flugsicherheitsgenehmigungen. Selbst in Höhe der Grenzschicht ist es nötig, die Flugbestimmungen der jeweiligen Länder zu beachten. «In einer Höhe von mehr als 300 m kann Wind über 70 Prozent der Erde genutzt werden», so Pierre Rivard, CEO bei der Firma Magenn Power, deren Generatoren einem Luftschiff ähneln und zudem als schwebende Mobilfunkmasten dienen.

Entwurf. Höhenwindkraftwerke können in drei Gruppen eingeteilt werden. 1. Höhe: niedrige Grenzschicht oder Troposphäre; 2. Art der Tragfläche: leichter oder schwerer als Luft, steif oder flexibel, Luftwiderstand, Auftrieb oder Drehflügler; und 3. Generator (Ort und Typ): am Boden oder in der Luft, Getriebe oder Direktantrieb.

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Bild 5: Der Aufbau von KITEnergy besteht aus dem Generator und der Drachensteuereinheit am Boden. Der Prototyp mit einer Leistung von 40 kW (rechts) wurde mit einer Kabellänge bis knapp über 900 m getestet. (KITEnergy)

Wie bei der Entwicklung der heute eingesetzten Windkraftanlagen testen Forscher nun jeden möglichen Aufbau, um herauszufinden, welcher am besten geeignet ist.

Trotz erfolgreicher Computersimulationen ist das Erstellen eines tatsächlichen Prototyps unumgänglich. Auch dieser muss jedoch erst einmal Skeptiker überzeugen und Investoren anziehen. Archan Padmanabhan, Director of Business Development bei Joby Energy, erklärt: «Ich denke, dass die Menschen vor einigen Jahren noch skeptischer waren. Heute arbeiten bereits viele aufstrebende Unternehmen an dieser Erfindung. In den vergangenen Jahren wurden viele Prototypen entwickelt, mit denen nun eine Leistung im kW-Bereich erzielt werden kann. Wir von Joby Energy entwarfen zunächst Generatoren, die im Boden verankert waren, testeten dann Tragschrauberkonzepte und einigten uns schliesslich auf

Im Boden verankerter Generator Vorteile •

•

•

Kostengünstigeres Kabelseil; Stromübertragung nicht nötig Kostengünstigerer im Boden verankerter Generator/Getriebe; Gewicht und Grösse variabel Einfacher, kostengünstiger Gleitschirm; Steuerung vom Boden aus möglich

Nachteile •

•

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Unterbrochene Stromerzeugung; unruhige Tragfläche, wenn Kabelseil maximal abgewickelt Grösserer Platzbedarf in der Luft Automatisches Ausfahren bei geringem Windaufkommen nicht möglich

Bild 6: Joby Energy verwendet Bord-Generatoren, mit denen vertikales Abheben und Landen möglich ist. (Joby Energy)

eine Tragfläche mit Bord-Generatorsystem mit mehreren Rotoren, bei dem der erzeugte Strom über das Kabel in das Stromnetz eingespeist wird. Nun forschen wir daran, wie der Flügel konstruiert sein muss, um Abheben und Landen zu vereinfachen.» Überwinden technischer Hindernisse. Die Idee, eine mit einem Seil im Boden verankerte Tragfläche für die Energieerzeugung zu nutzen, ist nicht neu. Die zugrunde liegenden Konzepte wurden in den späten 70er-Jahren patentiert und sind mittlerweile lizenzfrei zugänglich.

Warum wird Höhenwindenergie bisher noch nicht in grossem Masse kommerziell genutzt? Die Antwort liegt in der Komplexität, den Kosten und auch im Moore’schen Gesetz. Noch vor zehn Jahren waren die Kosten für die Verarbeitung, Messgeräte, Sensoren und Regel- und Steuersoftware

Bord-Generator(en) Vorteile •

•

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Automatisches Anfahren; strombetriebene Turbinen für vertikales Abheben Kontinuierliche Stromerzeugung; ständiges Einholen und Ausfahren nicht nötig Geringer Platzbedarf in der Luft; feste, kreisförmige Flugbahn

Nachteile •

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Kostenintensiveres Verankerungsseil; muss Strom übertragen Kostenintensivere Generatoren; geringes Gewicht und hohe Leistungsdichte nötig Tragfläche komplizierter; besteht aus Generatoren, Steuerung und Flugsteuerungssystemen

Tabelle 1: Vor- und Nachteile der verschiedenen Arten von Bord-Generatoren

unerschwinglich hoch. Heute können Unternehmen im Bereich Höhenwindkraft dank exponentieller Steigerungen bei der integrierten Rechenleistung (Moore’sches Gesetz) und der Messgerätetechnologie sowie der Verfügbarkeit von anspruchsvollen, leistungsstarken Softwarewerkzeugen und robusten, integrierten Rechenplattformen die verschiedensten Prototypen erstellen und prüfen. Dafür verwenden sie unmittelbar auf dem Markt verfügbare Standardtechnologien, mit denen die Zeit von Entwurf, Prototypenerstellung und dem Einsatz vor Ort verkürzt wird.

Die grösste technische Hürde wurde im Bereich der Steuerungssysteme überwunden.

Durch die Fortschritte in der Luft- und Raumfahrtindustrie wurden Flugsteuerungssysteme sehr viel robuster und gängige Fluggesellschaften lassen ihre Flugzeuge heutzutage häufig im Autopilot-Modus fliegen. Die Kunden vertrauen diesen Systemen – niemand geht davon aus, dass ein modernes Flugzeug abstürzt.

Die Firma Windlift entwickelt mobile Höhenwindturbinen, die auch für das US-Militär von Bedeutung sind, da sie durch ihre hohe Leistungsdichte ein möglicher Ersatz für Dieselgeneratoren und die anfälligen Kraftstoffkonvois sind, mit denen diese versorgt werden müssen. Das Unternehmen setzt auf die grafische Programmiersprache NI LabVIEW und integrierte Messgerätesysteme der Reihe NI CompactRIO für Steuer-, Regelund dynamische Überwachungsanwendungen für das 12-kW-Prototypensystem. Matt Bennett, Control Design Engineer, erklärt, welche Rolle auf dem Markt verfügbare Werkzeuge im Entwicklungsprozess spielen. «Echtzeitfähige Standardsysteme sind eine grosse Hilfe. Es ist eine echte Heraus-

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forderung, die Tragfläche unter starker Belastung in der Luft einzusetzen. Doch das NI-Compact-RIO-System kümmert sich um alle Signalverarbeitungs- und rückgekoppelte Regelungsaufgaben, die das System stabil halten. Wir nutzen ausgiebig den integrierten FPGA, der die Aufgaben vollständig parallel ausführt. Die LabVIEW-FPGA-Technologie ist für uns unentbehrlich. Vieles könnten wir ohne sie nicht durchführen.»

Stromerzeugungstechnologie. Die Rotorblätter der herkömmlichen Windturbinen sind allgemein bekannt. Wie also erzeugen Höhenwindturbinen Strom? Die Technik der einzelnen Ansätze ist sehr unterschiedlich – von im Boden verankerten Drehflüglern bis hin zu luftschiffähnlichen Gebilden, die leichter als Luft sind. Die einfachsten und beliebtesten funktionieren auf einem dieser beiden Grundprinzipien: zum einen als im Boden verankerter Generator, der an einer Seilwinde hängt. Dabei wird Strom erzeugt, wenn der Gleitschirm an dem Kabel zieht.

Zum anderen als mit hoher Windgeschwindigkeit betriebene Propeller, die auf der Tragfläche sitzen und kleine Bord-Generatoren antreiben. Tabelle 1 veranschaulicht die Vor- und Nachteile der beiden Ansätze.

Zug- und Rückholphase. Im Boden verankerte Generatorsysteme, wie sie von Windlift in den USA und KITEnergy in Europa entwickelt werden, erzeugen Strom, wenn die Tragfläche an einem Kabelseil zieht. Mit dem Drehmoment und der Geschwindigkeit des Kabelseils wird Strom erzeugt, indem ein Generator angetrieben wird, der an einer sich drehenden Seilwinde befestigt ist.

Wie in Bild 5 zu erkennen ist, gibt es zwei Phasen der Stromerzeugung – die Zugphase und die Rückholphase. Während der Zugphase zieht die Tragfläche langsam das Verankerungsseil heraus, wodurch Strom erzeugt wird. Dies geschieht so lange, bis das Kabel maximal herausgezogen ist oder die maximale Höhe erreicht wurde. Dann setzt die Rückholphase ein, in der die Tragfläche eingezogen wird, während sich das Kabel-

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Bild 7: Die Propeller heben den Drachen in die Höhe, wo sie abgeschaltet und als Generatoren eingesetzt werden.

seil aufwickelt. Dabei ist eine geringe Strommenge nötig, damit der Generator als Motorantrieb dienen kann, mit dem das Kabel eingeholt wird. Dann beginnt der Vorgang erneut.

Die Tragfläche überträgt drahtlos die GPSKoordinaten sowie Informationen über Wank-, Nick- und Gierbewegungen von einem Trägheitsnavigationssystem in der Luft an eine Drachensteuereinheit am Boden.

KITEnergy verwendet die PXI-Plattform von National Instruments als Steuereinheit am Boden, mit der die Sensorsignale erfasst und verarbeitet sowie anspruchsvolle Steuer- und Regelalgorithmen ausgeführt werden, um den Motor bzw. Generator der Seilwinde und somit die Tragfläche zu steuern.

«Theoretische Berechnungen und experimentelle Versuche deuten bisher darauf hin, dass die Technologie von KITEnergy grosse Mengen an erneuerbarer Energie bereitstellen könnte, die beinahe überall verfügbar wäre, und zwar zu geringeren Kosten als fossile Energie», so der Gründer von KITEnergy, Mario Milanese.

Bord-Generatoren. Andere Unternehmen wie Joby Energy und Makani Power entwickeln Bord-Generatoren. Dann werden kleine, propellerbetriebene Generatoren, die auf dem Gleitschirm sitzen, für die Stromerzeugung genutzt, von denen der Strom dann über das Kabelseil zum Boden weitergeleitet wird.

Bord-Generatorsysteme ähneln normalerweise eher einem Flugzeug als einem Drachen. Sie verfügen über einen integrierten, rechnergestützten Autopiloten und ein Flug-

Bild 8: Die Fluglage der Drachen zu kontrollieren benötigt ein ausgeklügeltes Steuerungssystem.

steuerungssystem mit Höhenleitwerk und Querrudern, um Wank-, Nick- und Gierbewegungen zu regeln. Das Hauptaugenmerk von Unternehmen im Bereich der Höhenwindkraft liegt darauf, diese Flugsteuerungssysteme zu verbessern und sie unempfindlich gegenüber Umwelteinflüssen zu konzipieren – von starken Windböen bis hin zu Aktor- und Sensorausfällen. Das System von Makani Power kann sogar, falls nötig, die Verbindung zum Kabelseil lösen und selbstständig landen. Bild 7 zeigt den Entwurf von Joby Energy, der vertikal abheben und wieder landen kann und zudem die Flugmuster von Querwinden mit hohen Geschwindigkeiten nutzt, um die Energieausgabe zu steigern.

Es überrascht nicht, dass in einem so aufstrebenden Bereich der Windindustrie noch nicht entschieden ist, welcher Entwicklungsansatz am besten eingesetzt werden kann und dabei am kosteneffizientesten ist. Für Spekulationen ist es noch zu früh, doch vermutlich wird es sich um ein in der Grenzschicht einsetzbares System mit robuster, aerodynamisch auf besten Wirkungsgrad optimierter Tragfläche handeln.

Weitere Links • Portal zur Windenergie von National Instruments: www.ni.com/wind • Vorträge der Airborne Wind Energy Conference 2010: www.awec2010.com/public/views/ pages/presentations.php • Grundwissen über Höhenwindkraft von Makani Power: www.makanipower.com/concept/ fundamentals/ Links auf thematisch verwandte Seiten • Firmenseiten: Joby Energy: www.jobyenergy.com KITEnergy: www.kitenergy.net Windlift: windlift.wordpress.com MAGENN Power: www.magenn.com Makani Power: www.makanipower.com

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Sparsam durch Flur und Wald. Im Hybridmodus legt der flotte Italiener locker 700 Kilometer zurück.

PROBEFAHRT MIT DEM PROTOTYP PLUG-IN-HYBRID VON SWISSCLEANDRIVE

Mobil und emissionsfrei unterwegs Der Plug-in-Hybrid von Swisscleandrive macht mobil und erlaubt emissionsfreies Autofahren. Herzstück des umgebauten Fiats 500 ist das X20 System von B&R. Dieses koordiniert die drei möglichen Antriebskonzepte des Kleinwagens und garantiert so nachhaltiges Fahrvergnügen. Im Alltag deckt der Elektromotor bis zu 80 Prozent des Fahrbedarfs ab.

A

uf einer Probefahrt mit Geschäftsleiter Martin Bolliger von Swisscleandrive im weiss-grün lackierten Kleinwagen beweist der Plug-in-Hybrid seine Talente als kompakter, wendiger und spritziger Kleinwagen, der im Hybridmodus spielend 700 Kilometer schafft. Mit seinem umweltfreundlichen Cinquecento spricht Martin

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Bolliger junge Familien und Unternehmen an, die einen «grünen» Fuhrpark aufbauen wollen. Weil auch diese Klientel nach dem Einsteigen ins Auto möglichst rasch losfahren will, arbeitet Swisscleandrive an einem Konzept, das den Start deutlich beschleunigt. In den Serienmodellen soll der genügsame Flitzer dereinst in weniger als zwei Sekunden fahrbereit sein.

Wieso trotz dieser Wartezeit also ein scheibenbasiertes I/O System? Die Antwort ist einfach. Die Steuerung garantiert durch ihre Handhabung und Programmierung die für den Prototypenbau benötige Flexibilität. In unserem Fahrzeug beispielsweise sorgt sie dafür, dass sich dieses immer im idealen

Das X20 System für einmal nicht im Schaltschrank, sondern im Steuerungskoffer. Im Plug-in-Hybrid koordiniert dieses die verschiedenen Antriebskonzepte.

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Der umgebaute Fiat 500 ist Dank eines Drehmoments von 314 Nm ein wahres Beschleunigungswunder. In der Spitze erreicht der schnittige Kleinwagen 160 km/h.

Blick über die Mittelkonsole während der Probefahrt.

Der Plug-in-Hybrid lässt sich wie ein normaler Wagen schalten und fahren. Das X20 System wählt automatisch das passende Antriebskonzept.

Lastbereich bewegt. Dies erreicht das X20 System durch ein geschicktes Hinzu- oder Abschalten von Verbrennungs- und Elektromotor oder eine Kombination dieser Antriebsarten. Was dabei genau passiert, verdeutlicht ein Wochenendausflug von Zürich an den Comer See. Damit es bei der Bergfahrt auf die Gotthardpasshöhe zu keinen Staus kommt, bringt der Elektromotor 40 zusätzliche PS auf die Hinterachse. Während der Talfahrt werden die ermüdeten Batterien aufgeladen, und in Como gehen sie abschliessend zum kompletten Refill an die Steckdose.

Steuerungsbox als Herausforderung. Das Beispiel mit dem Abstecher an den Lago di Como ist zwar anschaulich, bildet aber die dahinter steckende Komplexität nicht wirklich ab. Dies weiss Martin Bolliger am besten: «Die Entwicklung und der Bau der Steuerungsbox haben das Projekt um gut zwei Monate verzögert.» Und nicht etwa, weil das X20 System Probleme bereitet hätte, sondern weil zuerst der richtige Mann für die komplexe Aufgabe gefunden werden musste. Erst durch den Kontakt mit Walter Moser, einem Elektroingenieur, wurden die Wagenbauer auf dieses aufmerksam. «Er hatte schon öfters mit Produkten von B&R gearbeitet und anhand seiner Fragen war mir sofort klar, dass er die Steuerungsbox zum Laufen bringt», erinnert sich Martin Bolliger. Zuvor waren ein Informatiker und ein Automobilingenieur an dieser Aufgabe kläglich gescheitert.

Da sich die Steuerung problemlos auf andere Fahrzeuge adaptieren lässt, eröffnen sich

Swisscleandrive vollkommen neue Vermarktungsansätze. Findet ein potenzieller Käufer nämlich Interesse an der Technik, hätte diese aber lieber in einem Seat oder einem VW, muss lediglich die Mechanik angepasst werden. Fans des Fiat Pandas haben es noch besser. Dieser basiert auf derselben Plattform wie der Cinquecento, weshalb allfällige Anpassungen von vornherein entfallen. Doch vorerst müssen sich Interessenten mit dem Fiat 500 begnügen.

«Eine Ausweitung auf andere Marken ist geplant, hat aber im Moment nicht Priorität», sagt Martin Bolliger. Vielmehr gehe es nun darum, die notwendigen Massnahmen für einen Produktionsbeginn zum Jahresende einzuleiten. Die ersten Bestellungen liegen vor, zudem stehen auf der Warteliste mehrere grosse Flottenkunden. Ab 2011 sollen dann jährlich in der Schweiz mehrere Dutzend bis zu mehrere Hundert Fiats zu Plug-in-Hybriden umgerüstet werden. Wie lange diese Veredelung hier stattfindet, weiss der Geschäftsmann nicht. Sein Ziel

ist es nämlich, die umweltfreundliche Version im Fahrzeug-Konfigurator anzubieten.

So wäre der Wagen bereits ab Werk umgebaut erhältlich.

In drei Tagen umgebaut. Die Verwandlung des temperamentvollen Südländers dauert drei Tage und zieht kaum einen Platzverlust nach sich, da alle für den Umbau benötigten Teile im Originalfahrzeug an bisher ungenutzten Stellen verschwinden. So integrieren die Tüftler von Swisscleandrive die Batterie beispielsweise in der Reserve-Radmulde, wodurch im Kofferraum gerade einmal 50 Millimeter in der Tiefe verloren gehen. Trotz des aufwändigen Umbaus bleibt die Fahrzeuggarantie nicht auf der Strecke.

«Diese ist gegeben, da unsere Eingriffe nicht die Fiat-Komponenten betreffen», versichert Martin Bolliger. Etwas schwerer tut sich der Geschäftsleiter bei der Einschätzung der Umbaukosten. Diese hängen von den Stückzahlen und den Preisen für das Batteriepaket ab. Allerdings rechnet der 39-

Technische Daten Antriebskonzept: Motorleistung: Maximales Drehmoment (Nm): Beschleunigung 0 auf 100 km/h: Batteriekapazität: Gewicht: Höchstgeschwindigkeit: Reichweite: Verbrauch Hybridmodus: Verbrauch elektrisch: Verbrauch:

Parallel Plug-in-Hybrid 30 kW/40 PS (E-Motor; Hinterachse) + 51 kW/70 PS (Verbrennungsmotor, Vorderachse) = 81 kW (110 PS) 210 Nm (E-Motor) + 104 Nm (Verbrennungsmotor) = 314 Nm unter 10 s im Hybridmodus 4,5 kWh, 450 V Dreifels LiFePO4-Akku 1200 kg inkl. Batterien 160 km/h 20 bis 30 km rein elektrisch, 700 km hybrid 12 kWh elektrisch + 2 l Benzin 20 kWh 4,9 l Benzin

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Jährige auf Batterie-Seite tendenziell eher mit sinkenden Kosten. Im Moment kostet ein Kraftpaket rund 4600 Euro, eine steigende Nachfrage dürfte aber schon bald die Preise purzeln lassen.

Ein Plug-in-Hybrid ist natürlich kein Perpetuum mobile. Nach dem Umbau verbrennt der 51 kW/70-PS-4-Zylinder-Benzinmotor laut Werk weiterhin durchschnittlich 4,9 Liter Treibstoff auf 100 km. Dennoch lässt sich richtig Benzin sparen. «Im Alltag deckt der Elektromotor im Durchschnitt 80 Prozent des Fahrbedarfs ab», so Martin Bolliger. Und dieser Bedarf lässt sich bei einer Jahresfahrleistung von 15 000 Kilometern zum Beispiel mittels Solarzellen vom Carport ernten. Der smarte Fiat 500 lässt sich auch an jeder Steckdose aufladen. Apropos tanken: Dem Benzintank ist es relativ egal, wie oft er gefüllt wird. Anders sieht es beim Akkumulator aus. Die Lithiumzellen mögen es überhaupt nicht, wenn sie leer laufen. Daher überwacht ein Mikrochip die Spannung und schaltet beim Unterschreiten eines Grenzwertes den Verbrennungsmotor an. Mit dieser Massnahme lässt sich die Lebensdauer der Batterien deutlich erhöhen. Das Kraftpaket im Prototyp beispielsweise ist mittlerweile drei Jahre im Einsatz und zeigt noch keinerlei Ermüdungserscheinungen. (ptk) ■

Hybrid ist nicht gleich Hybrid Die Vereinten Nationen (UNO) definierten 2003 den Begriff «Hybridfahrzeug» eher umständlich als «Fahrzeug, das mindestens zwei Energieumwandler und zwei Energiespeichersysteme im Fahrzeug eingebaut hat, um es zu betreiben». Im Automobilbau wird im Allgemeinen unter den drei Hybrid-Stufen Mikro-, Mild- und Vollhybrid unterschieden. Zusätzlich werden die verschiedenen Systeme aufgrund ihrer Arbeitsprinzipien in Parallel-, Seriell- und Misch-Hybride unterteilt. Plug-in-Hybride stellen eine Erweiterung der Hybrid-Technik dar.

Mikrohybrid: Mikrohybridfahrzeuge verfügen lediglich über eine Start-Stopp-Automatik und Bremsenergie-Rückgewinnung zum Laden des kleinen Starterakkus. Beispiel: Die BMW-1er-Baureihe ab Modelljahr 2007 mit manuellem Getriebe.

Mildhybrid: Ein Elektroantriebsteil mit einem Leistungsspektrum von rund 6–14 kW/t unterstützt in solchen Fahrzeugen den Vebrennungsmotor zur Leistungssteigerung vor allem beim Anfahren und beim Überholen. Reiner Elektrobetrieb über längere Distanzen mit Innerorts-Tempo ist damit nicht möglich.

Beispiel: Honda Civic Hybrid.

Vollhybrid: Vollhybridfahrzeuge mit einer elektromotorischen Leistung von über 20 kW/t können rein elektrisch anfahren, beschleunigen und über längere Strecken fahren. Beispiel: Toyota Prius.

Plug-in-Hybrid: Mit dieser Hybridtechnik wird der Kraftstoffverbrauch weiter gesenkt, indem Kurzstrecken ausschliesslich mit Strom gefahren werden, der

aus der Steckdose stammt. Beim Stromanbieter kann der Fahrer entscheiden, ob Ökostrom oder der normale Mix (60 Prozent Wasserkraft/40 Prozent Atomkraft) getankt wird. Zahlreiche Autohersteller haben bereits Prototypen entwickelt, die bereits in Serie produziert werden.

Serieller Hybrid: Bei diesem Antrieb hat der Verbrennungsmotor keinerlei mechanische Verbindung mehr zur eigentlichen Antriebsachse. Der Verbrennungsmotor treibt lediglich einen elektrischen Generator an, der die E-Maschinen mit Strom versorgt oder die Traktionsakkus lädt. Beispiel: Opel Ampera.

Paralleler Hybrid: Hier wirken der oder die Elektromotor(en) gemeinsam mit dem Verbrennungsmotor auf den Antriebsstrang. Beispiel: Honda Civic Hybrid.

Mischhybrid: Sie sind in der Lage, den seriellen und den parallelen Hybridantrieb (oft variabel) während der Fahrt entsprechend den Fahrzuständen anzupassen. Je nach Betriebsart und Fahrzustand kann entweder der Verbrennungsmotor mit dem Generator nur den Akku laden und den Elektromotor antreiben (serieller Hybridantrieb) oder mechanisch mit den Antriebswellen gekoppelt das Fahrzeug antreiben (paralleler Hybridantrieb). Beispiel für einen kombinierten Hybrid ist der Toyota Prius mit dem Hybrid Synergy Drive System.

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WIEDERGEWINNUNG VON WERKZEUGMASCHINEN-KÜHLMITTEL

Ökologie in den Produktionsbetrieben Das auf die Wasseraufbereitung und Automatisierung spezialisierte technische Büro Asuprel in La Chaux-de-Fonds hat eine Anlage speziell für die Wiedergewinnung der Werkzeugmaschinen-Kühlmittel realisiert. Diese ermöglicht wesentliche Einsparungen bei der spanabhebenden Bearbeitung sowie eine Verbesserung der Oberflächengüte von Präzisionsteilen. Denn Ökologie rückt je länger je mehr in den Fokus des wirtschaftlichen Interesses.

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n den mit Werkzeugmaschinen ausgerüsteten Produktionsbetrieben stellt der Kühlmittelverbrauch einen bedeutenden Posten der allgemeinen Betriebskosten dar, und dies nicht nur hinsichtlich der Beschaffung, sondern auch in Bezug auf den Transport und die Entsorgung. Das ökologische Bewusstsein der Bevölkerung sowie der Behörden macht sich in zunehmendem Masse auch bei den Unternehmen breit. Es beruht nicht nur auf einem Engagement des Bürgers, sondern tangiert auch mehr und mehr die wirtschaftlichen Interessen.

Es muss darauf hingewiesen werden, dass Hunderte von Metallteile produzierende Unternehmen jährlich mehrere Zehntausend Liter Kühlmittel verbrauchen. Zum Preis von 4 bis 5 Franken pro Liter erreicht die Rechnung bald Spitzenwerte – ohne zu berücksichtigen, dass dadurch auch die mit dem Verkehr der Lastwagen für die Belieferung mit Kühlmittel und der Entsorgung des verbrauchten Kühlmittels verbundene Luftverschmutzung reduziert wird.

Rezyklierungsrate von 80 Prozent. «Mit dieser Anlage können 80 Prozent des verbrauchten Kühlmittels wiedergewonnen werden», bestätigt Jean Wicki, Leiter der Firma Asuprel.

Das Rezyklierungssystem arbeitet mit Ultrafiltrationspatronen, die in der Lage sind, selbst Späne von einigen Tausendstelmillimetern zurückzuhalten. Hier handelt es sich um ein sehr wichtiges Kriterium, da selbst das unendlich kleinste Partikel die Oberflächengüte der bearbeiteten Teile beeinträchtigen kann.

In den beiden Filtrationssäulen der Rezyklierungsanlage setzt eine Zentrifugalpumpe mit einer Leistung von 2,2 kW das Kühlmit-

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«Diese Anlage ermöglicht in den Produktionsbetrieben die Wiedergewinnung von 80 % des Werkzeugmaschinen-Kühlmittels», versichert Jean Wicki, Direktor von Asuprel.

tel unter einen Druck von 2 bar, damit es durch die Membranen dringen kann. Diese Pumpe hat den Vorteil, Verunreinigungen zu ertragen und unterliegt deshalb keiner Erosion durch diese.

Eine in jeder Beziehung unabhängige Anlage.

Die Anlage, welche die Möglichkeit bietet, innerhalb von 48 Stunden 1000 Liter Kühl-

mittel von Verunreinigungen zu befreien, arbeitet dank einer Elektro- und Druckluftversorgung unabhängig. Deshalb kann sie je nach Bedarf ohne weiteres von einem Produktionsbetrieb zu einem anderen verschoben werden. Das Steuergehäuse umfasst eine speicherprogrammierbare Steuerung Modicon M340, einen Touchscreen-Bildschirm Magelis XBTGT sowie mehrere mo-

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Ein Liter Kühlmittel kostet rund 5 Franken.

torabgänge TeSys U. Eine Pumpe wird für die Zirkulation des Kühlmittels durch die Filter eingesetzt und die andere zum Reinigen der Ultrafiltrationsmembranen. Sechs Motorventile steuern den Fluss der Flüssigkeit durch die Filteranlage. In der Filteranlage wird das Kühlmittel leicht erwärmt, damit es genügend dünnflüssig wird, um mit optimalem Durchsatz durch die Filzerpatronen zu fliessen. Zwei analoge Eingänge dienen zur Messung der Temperatur des Kühlmittels. Wenn diese zunimmt, genügt es, zu behandelndes Kühlmittel aus dem Behälter der Anlage hinzuzufügen.

Vier Jahre Entwicklung. Nach den ersten Ultrafiltrierungsversuchen für Kühlmittel vor nunmehr vier Jahren hat sich Jean Wicki

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Der Schaltschrank steuert und überwacht den Filtrationsprozess.

Das «Hirn» der Anlage: Die speicherprogrammierbare Steuerung Modicon M340.

2009 eingehend mit diesem Problem befasst und alle Einzelheiten des Filtrierverfahrens entwickelt. Insbesondere musste sehr genau bestimmt werden, welches die opti-

Von links nach rechts: Jean Wicki, Direktor von Asuprel, Sébastien Perrenoud, Verkaufsingenieur von Schneider Electric, und Gérard Gigon, Geschäftsführer der Stivac SA, welche die Filteranlagen fabriziert.

male Temperatur ist, damit die Filterung unter den günstigsten Bedingungen erfolgt, wie die auftretenden technischen Probleme zu lösen sind und die speicherprogrammierbare Steuerung programmiert werden muss. Die eigentliche Fabrikation der ersten am Markt verkauften Anlagen fand effektiv Anfang 2010 statt.

Günstiger Zufall. Wenn man Jean Wicki fragt, was ihn dazu gebracht habe, für die Automatisierung dieser Anlage Produkte von Schneider Electric zu verwenden, anerkennt er gerne, dass dies mehr oder weniger ein Zufall war. Seine Wahl hat sich jedoch als zweckmässig erwiesen, da in der Technikerschule Le Locle die Ausbildung im Fach Automatik auf dieser Plattform beruht. «Auf diese Weise existiert ein grosser Bestand an gut ausgebildeten Kandidaten, wenn es darum geht, Automatiker zu finden», gibt Jean Wicki zu verstehen. Die Erfahrung der letzten Jahre hat denn auch gezeigt, dass diese Wahl angesichts der kurzen Lieferfristen von Schneider Electric richtig war. «Die meisten von mir benötigten Geräte sind in Bern an Lager», betont Jean Wicki.

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ERTRAG UND ANLAGEN-VERFÜGBARKEIT IN SOLAR-KRAFTWERKEN STEIGERN

Mehr Ertrag mit Nachführ-Systemen Wenn Nachführ-Systeme den Ertrag in PV(Photovoltaik)-Anlagen steigern sollen, sorgt die Automatisierungstechnik für einen sicheren Betrieb. Automatisierungslösungen können auch Leistungsabfälle auf Modul- oder Strang-Ebene detektieren und frühzeitig Gegenmassnahmen einleiten, um Performance Ratio und damit Ertrag des Kraftwerks zu erhöhen.

I

n Gegenden, wo der Anteil an direkter Sonneneinstrahlung hoch ist, kann eine Drehung der Solarmodule Ertragssteigerungen von bis zu 25 Prozent bei einachsiger (Azimuth) und bis zu 40 Prozent bei zweiachsiger (Azimuth und Elevation) Nachführung bewirken. Kristalline Module mit hohen Wirkungsgraden eignen sich gut für die Nachführung, und neuartige Konzentrator-PVSysteme mit Wirkungsgraden von über 40 Prozent können meist nur mit Nachführ-Systemen betrieben werden. Auf der einzelnen Nachführ-Einheit – auch Tracker genannt – werden Module mit einer Gesamtleistung zwischen 10 und 100 KWp montiert, das entspricht einer Modulfläche von etwa 50 bis 500 m² (Bild 1/Aufmacher).

Da die zusätzlichen Investitionskosten schnell in der gleichen Grössenordnung liegen können wie der Mehrertrag, muss sorgfältig abgewogen werden: Erwartete Einstrahlung und Mehrertrag, Systemkosten, Flächen-Verfügbarkeit, Verschattung, Kapitalkosten, erwartete Unterhaltskosten.

Tracking-Systeme sind häufig eine Fehlerquelle: bis zu 45 Prozent der Fehlerereignisse und 11 Prozent der Ertragsverluste können mit der Nachführung in Verbindung gebracht werden [1].

Für die Implementierung der Nachführung eignen sich modulare Kleinsteuerungen – wie die Serie ILC 100 von Phoenix Contact.

Die Steuerungen sind für den Einsatz im rauen Industrieumfeld konzipiert und bieten eine hohe Verfügbarkeit auch unter widrigen Umgebungsbedingungen, wie sie bei Freiland-Installationen auch im Schaltschrank auftreten können. Die entsprechenden Winkel für Neigung und Zeit können autark auf der Steuerung berechnet werden.

Als Basisdaten dienen die Koordinaten in

INFOS Phoenix Contact AG 8317 Tagelswangen Tel. 052 354 55 55 infoswiss@phoenixcontact.com www.phoenixcontact.ch

Bild 1: Sundriver, einer der grössten nachgeführten PV-Systeme, automatisiert mit Komponenten von Phoenix Contact.

Form von Breiten- und Längengrad, Datum und Uhrzeit mit Zeitzone.

Zentrale oder dezentrale Berechnungen. Die Nachführung kann in Abhängigkeit von Intervall und Sonnenstand sowie von der Abweichung zur Position durchgeführt werden. Die aktuellen Positionswerte des Trackers können über Zählwerte oder Absolutwertgeber erfasst werden. Antriebe werden über analoge Signale oder mit den berechneten Positionswerten über digitale Kanäle gesteuert. Dazu dienen zahlreiche Anschalt-Baugruppen (Bild 2) – neben den digitalen und analogen IOs werden gern RS232- und RS485-Schnittstellen genutzt.

Fehler im Motor, die sich durch einen höheren Strombedarf, durch unsymmetrische Last oder durch einen veränderten Wirkleistungs-Faktor zeigen, können bei dreiphasigen Antriebseinheiten über das elektronische Motor Management (EMM) sicher diagnostiziert werden. Es wird über den In-

terface-Systembus an die Steuerung angebunden.

Im Park-Management können die Positionswerte auch durch eine zentrale Steuerung berechnet werden, sie sendet dann alle notwendigen Positionierungs-Daten an die einzelnen Steuerungen des Solarsystems. In der Steuerungs-Software steht dem Entwickler eine umfangreiche Bibliothek an Funktions-Bausteinen zur Verfügung – aus den Bereichen Analog Technology, Communication, Drives, Positioning und Wireless. Überwachung der Anlage. Die Güte einer Solar-Anlage wird durch die vom Standort weitgehend unabhängige Performance Ratio beschrieben – als Quotient aus vergütetem Wechselstrom-Ertrag und Soll-Ertrag.

Gute Solar-Kraftwerke erreichen einen Wert von 70 – 80 Prozent und mehr. Die Verluste sind teilweise systembedingt wie ModulDegradation oder -temperatur. Oder sie liegen ausserhalb der Solar-Anlage – wie Netz-

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störungen – und sind aus Sicht des PV-Betreibers unvermeidbar.

Die vermeidbaren Verluste, die meist zwischen 5 und 10 Prozent liegen [2,3], entstehen durch Isolationsprobleme, Schäden an der DC-Verkabelung, Verschmutzungen auf den Modulen sowie Verschattungen. Eine angepasste Installationstechnik vom Modul bis zum Inverter, die die Anforderungen der Gleichspannung sowie der rauen Einsatzbedingungen berücksichtigt, hilft Fehler zu vermeiden.

Sichtbar wird dies auf der Tragschiene eines Generator-Anschlusskastens (GAK), in dem die einzelnen Stränge abgesichert und zusammengeführt werden (Bild 3). Die Reihenklemmen erfüllen hier die erhöhten Anforderungen an Luft- und Kriechstrecken für DCSpannungen gemäss DIN EN 61730. Ausserdem wird das Modul gegen Überspannungen geschützt.

Mittels Anlagen-Überwachung sollen Fehler und Leistungsabfälle frühzeitig erkannt und lokalisiert sowie Gegenmassnahmen frühzeitig geplant werden. Die Ströme von Teilgeneratoren oder einzelnen Strängen werden dazu separat erfasst, miteinander verglichen und gegebenenfalls zur Sonneneinstrahlung in Bezug gesetzt. Die Erfassung der Ströme kann indirekt über Shunt-Widerstände oder direkt über Strom-Messwandler im GAK erfolgen. Der Spannungsabfall an den Shunt-Widerständen im mV-Bereich kann dabei über einen Messwandler an einem analogen Eingang einer Kleinsteuerung erfasst werden (Bild 4). Die direkte Strommessung über Wandler bietet den Vorteil, dass DC-Leitungen durch diese hindurch geführt werden können. Der Leiter muss dazu nicht aufgetrennt oder abisoliert werden.

Damit erübrigen sich weitere Vorkehrungen für zusätzliche Luftund Kriechstrecken. Die so erfassten Stromsignale werden in Normsignale umgewandelt und erfasst sowie an eine Leitstelle gesendet. Die kommunikative Anbindung des GAK an die Leitzentrale kann über Kupferleitungen, Lichtwellenleiter oder Funkverbindungen erfolgen. Eine optimale Auslegung der Anlagen-Überwachung muss die zu erfassenden Messpunkte sowie deren kommunikative Anbindung berücksichtigen. Entscheidend sind die Gegebenheiten vor Ort, der Systemaufbau, die eingesetzten Komponenten sowie die Fehler-Wahrscheinlichkeiten. Komponenten-basierte Lösungen können flexibel an die jeweilige Situation angepasst werden.

Qualität, auf die Sie sich verlassen können Wir sind bekannt für unsere innovativen Produkte, verbunden mit einem hohen Qualitätsanspruch. Langjährige Beziehungen zu Top-Lieferanten sichern den rechtzeitigen Zugang zu den vom Markt nachgefragten Innovationen. Im Fokus stehen Qualität, Zuverlässigkeit, Innovation, Transparenz und Nachhaltigkeit. Werte, die für uns und unsere Kunden gleichermassen von zentraler Bedeutung sind.

Serviceleistungen, die Sie weiterbringen Ihre Anforderungen und Bedürfnisse sind der Massstab für unser Leistungsangebot aus allen Bereichen der IndustrieElektronik. Unsere anwendungsorientierten Produkt-Spezialisten sowie kompetente Verkaufsmitarbeiter unterstützen Sie mit effizienter und persönlicher Beratung und individuellen Zusatzleistungen.

Wirtschaftlichkeit durch Integration. Der Anteil der Betriebs- und Unterhaltskosten an den Stromgestehungskosten – diese liegen bei 25 bis 45 ct/kWh – beträgt derzeit bei grossen Anlagen jährlich et-

Entscheiden Sie sich für einen Partner, der konsequent auf Qualität, umfassenden Service und kundenorientierte Beratung setzt.

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Bild 2: Die Kleinsteuerungen der Serie ILC 100 werden modular mit unterschiedlichen Funktions- und Kommunikations-Klemmen an die Anforderungen angepasst.

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Quellen und weitere Informationen [1] Garcia, M., Vera, J.A., Marroyo, L. et. al.: Solartracking PV Plants in Navarra: A 10 MW Assessment. Prog. Photovolt: Res. Appl. 2009; 17:337-346 [2] Kyakis, E., Kalykakis, S., Papsaoglu, T.: Performance analysis of a grid connected photovoltaic park on the island of Crete. In: Energy Conversion and Management 50 (2009) 433-438 [3] Ueda, Y., Kurokawa, K., Kitamura, K. et al.: Performance analysis of various system configurations on grid-connected residential PV systems. In: Solar Energy Materials & Solar Cells 93 (2009), 945-949 [4] Ruoss, D., Schudel, P., Kottmann, A. et al.: PV-BUK Betriebs- und Unterhaltskosten von PV-Anlagen. Abschlussbericht EidgenĂśssisches Departement fĂźr Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK), 2008, www.energieforschung.ch [5] Wissel, S., Rath-Nagel, S., Blesl, M. et al.: Stromgestehungskosten im Vergleich.

Arbeitsbericht der Universität Stuttgart 2008 Weitere Informationen zur Photovoltaik www.phoenixcontact.de/branchen/27703 Bild 3: Klemmleiste eines GAK mit Strangsicherung und Ăœberspannungsschutz – die eingesetzten Komponenten mĂźssen gemäss DIN EN 61730 erhĂśhte Luft- und Kriechstrecken aufweisen.

wa 25 – 50 T₏/MW bzw. 2,5 – 5 ct/kWh [4,5]. Bei nachgefßhrten Systemen wird sogar ein Ressourcen-Bedarf von einer Person pro installiertem MWp vorgeschlagen [1].

Etwa 30 – 40 Prozent dieser Kosten entfallen auf Service und Reparaturgänge, Ăœberwachungsverträge und Reinigung. Mit angepassten Monitoring-Konzepten kĂśnnen diese Kosten durch vorausschauende War-

tungen und verkĂźrzte Reparatur- und Stillstandszeiten reduziert werden.

Sowohl Anlagenßberwachung wie auch Nachfßhrung sind im Vergleich zu industriellen Fertigungsprozessen zeitunkritisch. Die Performance einer Steuerung vom Typ ILC reicht aus fßr beide Funktionen. Das modulare Konzept bietet – durch die Anpassung an unterschiedliche System-Anforderungen

– Kostenvorteile im Vergleich zu gängigen Systemen. Eine Integration in die IT-Welt des Anlagen-Betreibers ist durch die direkte Kommunikation der Steuerung mit Datenbank-Managementsystemen – etwa SQLServer von Microsoft – ßber TCP/IP mÜglich. Hierdurch ist die Anbindung an ein Parkmanagement-System zur Planung von Wartungs- und Reparaturgängen ebenso mÜglich wie die Zuordnung von Einzelerträgen aus Teilen der PV-Anlagen – wenn mehrere Investoren an der selben Anlage beteiligt sind.

In den letzten Jahren haben Investoren und Betreiber den PV-Markt verändert. Sie haben – obwohl sie nicht Ăźber technisches Detailwissen verfĂźgen – massgeblich zum Marktwachstum beigetragen. Eine weitere Verbreitung der PV erfordert nun Vertrauen in das Return on investment – auch bei sinkender Einspeise-VergĂźtung. Phoenix Contact bietet AutomatisierungslĂśsungen, die Ertrag und VerfĂźgbarkeit von PV-Anlagen erhĂśhen und damit die Betriebskosten senken. So kann eine gut konzipierte PV-Anlage auch Ăźber eine Lebensdauer von 25 Jahren hinaus ertragreich betrieben werden. â–

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Bild 4: GAK mit Reihenklemmen, integrierter Strangstromerfassung Ăźber Shunt-Widerstände sowie Ăœberspannungsschutz – die Strangstromerfassung erfolgt Ăźber Shunt-Widerstände, die Auswertung Ăźber Steuerung und IO-Module.

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INTERVIEW MIT BRUCE LYNCH; SEGMENT DIRECTOR EMEA FÜR DEN BEREICH BELEUCHTUNGSTECHNIK BEI EBV

«In diesem Markt sind Experten gefragt» EBV engagiert sich seit einiger Zeit verstärkt im Segment der LED-Beleuchtungen. Angesichts des Marktvolumens und wegen der erwarteten Wachstumsraten hat der Distributor ein Experten-Team aufgebaut, an dessen Spitze seit Kurzem dem Branchenkenner Bruce Lynch steht. Er gab Megalink Eco Auskunft zu den Trends im Markt der LED-Beleuchtungen und zu Kennzahlen wie den «Lumen pro Dollar».

Was sind Ihrer Meinung nach für einen Distributor die entscheidenden Faktoren für den Erfolg auf dem Markt der LED-Beleuchtung?

Bruce Lynch: Nach meiner Meinung entscheiden drei Faktoren über den Erfolg in diesem Feld: Zuallererst sind es die Personen, dann die Linecard der Hersteller und schliesslich das, was wir «ecosystem» nennen. Lassen Sie mich das etwas ausführlicher erläutern.

Zu Punkt 1: Der Beleuchtungsmarkt ist völlig anders als die traditionellen Halbleitermärkte. Man kann sich hier nicht auf die Aufrechterhaltung der Supply Chain beschränken, sondern hier sind Experten gefragt. Daher hat EBV bereits vor drei Jahren damit begonnen, ein Team aufzubauen, das sich ausschliesslich mit dem Thema Beleuchtung befasst. Heute sind in EMEA insgesamt 16 Personen in dem Team, die Kunden vor Ort unterstützen.

Zweitens: Was die Lieferanten betrifft, so kann EBV auf langjährige Beziehungen zu den grossen LED-Lieferanten wie Osram und Avago zurückblicken. Und es besteht seit Kurzem eine enge Zusammenarbeit mit den LED-Herstellern Everlight und Lumileds. Darüber hinaus bestehen Beziehungen zu führenden Lieferanten von Optik-Produkten und Treiber ICs. Drittens hat EBV das schon erwähnte «ecosystem» aufgebaut, über das die Kunden auf Dienstleistungen der sogenannten «Premium Lighting Partner» zurückgreifen können. Diese können mit ihrem Know-how die Hersteller von Beleuchtungen dabei unterstützen, ihre Konzepte und Designs schneller zur Marktreife zu bringen.

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Der Showroom von Osram zeigt, was mit LED-Beleuchtungstechnik schon heute machbar ist.

Was hat EBV dazu veranlasst, diesen doch offenbar schwierigen Markt der LED-Beleuchtungen so offensiv anzugehen?

Lynch: Ich möchte das zunächst mit einigen Zahlen belegen, die von einem unabhängigen Marktforschungsunternehmen veröffentlicht wurden. In der Untersuchung ging es um den Markt der Hochleistungs-LEDs (High Brightness). Danach betrug das Marktvolumen 2009 immerhin 5,3 Mrd. Dollar. Für 2014 lautet die Prognose auf 20,5 Mrd. Dollar, also innerhalb von fünf Jahren nahezu eine Vervierfachung. Diese Wachstumsraten sind natürlich für uns der Grund, dass wir uns auf das «High Power LED Segment» fokussieren.

Wie ist denn derzeit Ihre Position in diesem Markt. Nach meinen Informationen hat EBV auf dem Markt der Optoelektronik bereits einen hohen Marktanteil: zwischen 32 und 35 Prozent.

Lynch: Ja, laut DMASS etwa 32 Prozent im Bereich der optoelektronischen Bauelemente. Was die LEDs angeht, so stehen wir bei den Produkten der Klasse «kleiner 0,5 W» ziemlich gut da. In der Klasse «0,5 Watt und höher» sind wir noch nicht da, wo wir uns das wünschen. Daher legen wir unseren Fokus auch auf diesen im Allgemeinen mit

«High Brightness – High Power» bezeichneten Bereich, in dem ja auch ein exponentielles Wachstum erwartet wird. Und dazu wird die Beleuchtung einen entscheidenden Teil beitragen.

Wie unterscheidet sich denn EBV, zumindest was die Aktivitäten im Bereich der LED-Beleuchtung angeht, von anderen Distributoren?

Lynch: Der grosse Unterschied ist, dass wir auf die besonderen Belange dieses Marktes eingehen. Ich glaube, entscheidend wird es sein, die Technologie der LED-Beleuchtung den Kunden zu erklären und nahezubringen.

Daher arbeiten wir sehr eng mit unseren Kunden zusammen. Die traditionellen Hersteller von Beleuchtungseinrichtungen haben in der Regel ein Konzept, und wir beraten sie dabei, wie sie dieses schnellstmöglich in ein marktfähiges Produkt umsetzen können. Wichtig dabei ist, dass wir sozusagen den «single point of contact» bieten, also als zentraler Ansprechpartner fungieren. Das heisst, dass wir einerseits den Kontakt zu den LED- und ICHerstellern haben und andererseits den Kunden bei der Entwicklung unterstützen können. Das ist der Unterschied zur herkömmlichen Distribution: Wir fokussieren

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In der Beleuchtungstechnik galten die Glühlampenfassung und später auch die der Leuchtstoffröhre als Musterbeispiel für die Standardisierung. Können Sie sich vorstellen, dass EBV massgeblich an einer Standardisierungsinitiative für die LED-Beleuchtungen mitwirken könnte?

Lynch: Eine interessante Frage. Wir glauben allerdings, dass die Gründung eines solchen Konsortiums nicht sonderlich wahrscheinlich ist. Bei den Herstellern können wir erkennen, dass sie sich von der Konkurrenz

«Das Marktvolumen der Hochleistungs-LEDs wird sich bis ins Jahr 2014 gegenüber 5,3 Milliarden Dollar im Jahr 2009 auf 20,5 Milliarden Dollar vervierfacht haben»

Bruce Lynch, EBV Elektronik

uns nicht auf einzelne Desing-Wins von Komponenten, sondern wir versuchen, eine Lösung anzubieten. Und dann können wir darauf schauen, was auf der «Bill of Material», also auf der Stückliste, steht. Und wir versuchen, den EBV-Anteil auf dieser Stückliste zu vergrössern. Der Kunde hat bei der Zusammenarbeit mit uns den Vorteil, dass er mit seinem Produkt schneller am Markt ist. Natürlich, unser Tagesgeschäft besteht, wenn sie so wollen, darin, unseren Kunden individuelle Lösungen für die Supply Chain, für die Versorgung mit Bauelementen, zu bieten. Und unsere Kunden müssen sich darauf verlassen können, dass wir sie auch dann beliefern können, wenn sie ihre Produktion steigern.

Der Designer einer LED-Beleuchtung muss nicht nur eine spezielle Stromversorgung bereitstellen, sondern vor allem die Wärme abführen, die seine neue Lichtquelle entwickelt. Auf welche Weise unterstützt EBV den Lampenhersteller in diesen Fragen?

Lynch: Also, zunächst einmal muss ich ganz ehrlich sagen: Wir können nicht alles leisten. Aber das ist genau der Grund, warum wir unser «ecosystem» mit ausgezeichneten Partnern aufgebaut haben. Was etwa die Frage der Wärmeableitung betrifft, so arbeiten wir hier beispielsweise mit dem schwedischen Unternehmen Aluwave zusammen, die eine sehr innovative und einzigartige Leiterplatte entwickelt haben. Diese wird unter dem Namen «Alunat» vermarktet. Generell nutzen wir auch das Know-how unserer Partner und verweisen unsere Kunden bei Bedarf auch an diese Unternehmen. In Deutschland beispielsweise arbeiten wir u. a. mit der Firma Soluxion zusammen, die etwa einen Lampenhersteller bei seiner Entwicklung eines Produktes vom ersten Entwurf bis hin zu Fertigungsreife unterstützen kann.

differenzieren wollen. Das sehen wir ja auch bei den Herstellern von Komponenten.

Sie schneiden die Dinge lieber auf spezifische Anwendungen zu, als dass sie sich um eine Standardisierung bemühen. Darüber sind wir in einer Branche tätig, in der die technische Entwicklung sehr schnell voranschreitet, so schnell, dass sich hier kaum Standards etablieren können. In der LED-Industrie etwa gibt es kaum Standards.

Welche technischen Hindernisse bestehen nach Ihrer Meinung, die einem Durchbruch der LED-Beleuchtungen im Wege stehen?

Lynch: Wenn wir auf die bisherige Entwicklung der LEDs zurückblicken, dann stellen wir fest, dass es für die LED-Hersteller immer darum ging, den Wirkungsgrad zu verbessern, also die «Lumen pro Watt» zu steigern. Dazu mussten eine ganze Reihe technologischer Schwierigkeiten überwunden werden. Heute aber liefern uns die Hersteller LEDs mit Helligkeiten und Wirkungsgraden, die das übertreffen, was man noch

vor wenigen Jahren die «magische Grenze» nannte. Es gibt sicher noch eine «magische Grenze» bei den «Lumen pro Dollar», aber es ist damit zu rechnen, dass der Wirkungsgrad weiter gesteigert werden kann, und das bei sinkenden Kosten.

In letzter Zeit gab es immer wieder Nachrichten, dass die Rohstoffe für die Herstellung bestimmter Halbleiter oder Geräte knapp werden könnten. Sehen Sie hier eine Gefahr und können die Distributoren hier entgegenwirken?

Lynch: Diese Frage zu beantworten, ist Teil unserer Strategie. Wir sehen unsere Verantwortung bei der Etablierung einer Lieferkette darin, uns um die Belange unserer Kunden und ihrer Lieferanten zu kümmern.

Dazu müssen wir auch die Ziele und Vorstellungen unserer Kunden kennen und den Herstellern die entsprechenden Vorgaben übermitteln, so dass diese ihre Fertigungskapazitäten so einrichten können, dass mit dem Anlaufen der Produktion beim Kunden keine Engpässe auftreten. Wir sehen unsere Rolle also zuallererst in der Zusammenarbeit mit unseren Kunden, um zu verstehen, was sie entwickeln. Daraus leiten wir unsere «Forecasts» ab, mit denen wir unsere Lieferanten auf dem Laufenden halten.

Statt nur «Bestellen und Liefern» lautet unsere Maxime – übrigens genau so wie in allen Bereichen– Marktentwicklungen zu antizipieren und ausreichende Lagerbestände bereitzustellen. Damit können wir unsere Kunden nach unserem besten Vermögen unterstützen, indem wir die «Spitzen und Täler» der Produktion ausgleichen. Das Wesentliche aber bleibt die Zusammenarbeit mit unseren Kunden, sodass wir bereits beim Beginn einer neuen Entwicklung involviert sind.

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Interview von Gerhard Stelzer

70 Prozent jährliche Energieeinsparung aufgrund der neuen Beleuchtungsanlage von Osram werden für das Briefzentrum der Deutschen Post erwartet.

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Vorderansicht des Schweisskopfes mit den angebauten Schrittmotoren und den darauf aufsetzenden Encodern.

LASERSCHWEISSANLAGE FÜR EIN MAXIMUM AN PROZESSSICHERHEIT UND FLEXIBILITÄT

Highend-Produktionsverfahren für solarthermische Absorber Das Laserschweissverfahren gilt als zukunftsweisende und wirtschaftlichste Technologie zur industriellen Massenproduktion von Solarthermie-Absorbern, die zur Umwandlung der Sonneneinstrahlung in Energie notwendig sind. Im Vergleich zu konventionellen Verfahren bietet das Laserschweissen hohe Prozesssicherheit sowie gesteigerte Produktionsgeschwindigkeit und -effizienz.

S

pezialist auf dem Gebiet des Laserschweissens ist das Schweizer Unternehmen MiniTec AG, mit Sitz in Otelfingen bei Zürich. Die von ihr entwickelte Laserschweissanlage SunLaser erlaubt die vollautomatische Produktion von Vollflächenabsorbern für thermische Flachkollektoren.

Gesteuert wird die Anlage durch eine PCund EtherCAT-basierte Automatisierungsplattform von Beckhoff.

INFOS MiniTec Schweiz www.minitec.ch Beckhoff Schweiz www.beckhoff.ch

Die Nutzung der Sonnenenergie durch spezielle Energiewandler hat sich inzwischen weltweit erfolgreich etabliert. Neben der photovoltaischen Wandlung der Sonneneinstrahlung spielt auch die solarthermische Energienutzung eine grosse Rolle. Um der Forderung nach möglichst hohem Energieertrag, bei vertretbaren Anlagenkosten und Amortisationszeiten, nachzukommen, müssen die Produktionsanlagen für Elemente zur solaren Energiegewinnung ein Höchstmass an Produktivität und Qualität erfüllen.

Zukunftsweisende Technologie. Zur Herstellung der Vollflächenabsorber für thermische Flachkollektoren wird ein Rohrgeflecht in Harfen- oder Mäanderform auf eine Grund-

platte geschweisst. Das von MiniTec eingesetzte Laserschweissverfahren erlaubt die problemlose Verarbeitung der dazu notwendigen Materialkombinationen, wie zum Beispiel Kupferrohr und Aluminiumblech. Ein gepulster Laser schmilzt und legiert kleine Bereiche von Rohr und Blech, d. h. der Absorber wird – genau dosiert – nur am Schweisspunkt erhitzt. So kann die Wärmeeinflusszone sehr klein gehalten werden und die Absorberschicht bleibt intakt, sodass die optimale Energieeffizienz der Flachkollektoren garantiert bleibt.

Mit der in Flachbettform gebauten Laserschweissanlage SunLaser lassen sich Absorber mit Abmessungen von 1,250 mm x 2,500 mm produzieren. Als Rohrgeflecht

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auch nicht, solche Einzelprogramme als Rezepturen in einer Datenbank zu hinterlegen.

Dazu sagt Frank Weyermann: «Die Kunden müssen und wollen ihre Rezepturprogramme selber kreieren. Das setzt aber eine Automatisierungsplattform voraus, die das zulässt; und das ist die grosse Stärke, die wir mit der PC-basierten Steuerung von Beckhoff haben.»

Absorber aus Kupferrohrgeflecht, das mit feinen Schweisspunkten auf der Aluminiumplatte befestigt wird.

Mit der in Flachbettform gebauten Laserschweissanlage SunLaser lassen sich Absorber mit Abmessungen von 1250 mm x 2500 mm produzieren.

wird hauptsächlich Kupferrohr von 8 bis 22 mm Aussendurchmesser und 0,2 mm Wandstärke verwendet. Die Grundplatte besteht meist aus einem Aluminiumblech von 0,3 bis 0,5 mm Stärke. Das Verschweissen des Kupferrohrs mit dem Aluminiumblech erfolgt durch kleinste Schweisspunkte: vier Punkte pro cm, erzeugt von einem Nd:YAGFestkörperlaser, bei einer Schweissgeschwindigkeit von bis zu 25 m/min. Zwischen 60 s bis 12 s benötigt der Laser für etwa zwei Quadratmeter Absorberfläche.

Rückführsignal von der Achssteuerung kontrolliert wird.

Vollautomatische Prozesssteuerung mit PCbased Control und EtherCAT. Als Maschinensteuerung ist ein Beckhoff Panel-PC CP6222 in die Schaltschranktür der Laserschweissanlage eingebaut. Die Anlagenperipherie ist durch Beckhoff Busklemmen angeschlossen. Die Kommunikation zwischen dem Panel-PC und dem I/O-System erfolgt über EtherCAT; der Buskoppler EK1100 verbindet EtherCAT mit den EtherCAT-Klemmen.

Die SunLaser verfügt über ein mehrachsiges Portal: Die verschiedenen Achsen werden mit Beckhoff-Servoantrieben über den gesamten Arbeitsbereich bewegt. Die Programmierung und Ansteuerung der Antriebe erfolgt über die Automatisierungssoftware TwinCAT NC I. Ein weiterer Servoantrieb der Anlage bewegt die Rotationsachse des Arbeitstisches. Hauptzeitparallel zu diesem Schwenkvorgang kann der Anlagenbetreiber das Be- und Entladen der Absorber durchführen.

Das Portal trägt an seiner Z-Achse einen Laserschweisskopf mit zwei Laseroptiken sowie eine Führungsrolle für das zu verschweissende Rohrgeflecht. Beide Laseroptiken werden durch je einen Schrittmotor fokussiert und positioniert.

Innerhalb eines mechanisch voreinstellbaren Aktionsbereiches führen die Schrittmotoren die Einstellung aus. Um bei diesem Vorgang absolute Präzision zu gewährleisten, verfügt jeder Schrittmotor zusätzlich über einen Encoder, mit dem die Bewegung der Schweissköpfe erfasst und als

Software als verbindende Technologie. Insgesamt sind in der Laserschweissanlage von MiniTec derzeit drei Steuerungssysteme im Einsatz: Eine Steuerung für den Nd:YAG-Laser, eine separate Sicherheitssteuerung sowie die Beckhoff-Steuerungsplattform, die den gesamten Produktionsprozess kontrolliert.

Selbstverständlich stehen die drei Steuerungssysteme miteinander in Verbindung.

Sämtliche Ablaufsequenzen werden durch die Beckhoff-Automatisierungssoftware TwinCAT PLC, konform zur IEC-61131-3, kontrolliert. «Da wir mehrere Achsen interpoliert fahren und eine frei programmierbare Oberfläche benötigen», so Philip Schwander, Stellvertretender Geschäftsführer und Technischer Direktor von MiniTec, «setzen wir auf TwinCAT NC I und G-Code (DIN 66025). Die Visualisierung selber haben wir in C# programmiert.»

Offene Automatisierungsplattform für variable Bedienkonzepte. Entsprechend der unterschiedlichen Kundenanforderungen variieren die Bedienkonzepte der Laserschweissmaschinen, wie Frank Weyermann, Geschäftsführer von MiniTec, erläutert: «Wir haben Kunden, die wenige Produktvarianten haben und nur ein bis zwei Absorbertypen fertigen. Solche Kunden produzieren in drei Schichten pro Tag – manche mit manuellem Teilehandling, andere mit einer vollautomatischen Linie. Die andere Kundengruppe sind z. B. OEM-Absorber-Produzenten, die bis zu 40 oder mehr verschiedene Absorbertypen fertigen. Dazu muss die Steuerung flexibel programmierbar, d. h. es muss alles innerhalb des Produktspektrums einstellbar sein. Diese Anpassung sollte auch ein Schichtarbeiter durchführen können, so die Erwartung unserer Kunden. Daher wird die durch Visualisierung gestützte Bedienung der Anlagen immer wichtiger.»

Nach Einschätzung von MiniTec genügt es

Funktionsintegration als Nahziel. Die Offenheit der Beckhoff-Steuerungsplattform sowie deren kontinuierliche Weiterentwicklung spiegeln sich im Lösungskonzept der MiniTec Laserschweissanlage wieder. So integrierten die Schweizer im ersten Schritt die Servoantriebstechnik in das Steuerungskonzept und ersetzten damit die externe CNC-Steuerung.

Inzwischen sind auch die Servoantriebe selber umgestellt worden. «In der Anlage sind bereits seit etwa zwei Jahren die AX5000Servoregler von Beckhoff im Einsatz», sagt Frédéric Dollinger, der als Projektleiter für Laserapplikationen die Anlagentechnik bis zur Übergabe an den Kunden betreut. Wie Dollinger weiter anführt, sind auch die Safety-Funktionen der Servoregler eingebunden.

«Wir verwenden bisher die Funktionen ‹Sicherer Halt› und ‹Sicherer Stopp›.» Ähnlich könnten die Schweizer bezüglich anderer Sicherheitsaspekte verfahren, denn mit der neu integrierten Sicherheitssteuerung und den TwinSAFE-Sicherheitsklemmen von Beckhoff könnte die bislang separate Sicherheitstechnik der Laserschweissmaschine ebenfalls in das Steuerungskonzept migrieren. Somit reissen die technischen Herausforderungen für Philip Schwander und sein Team nicht ab.

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Schaltschrank mit Beckhoff EtherCAT-Servoverstärkern des Typs AX5000.

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ENTWICKLUNG EINER WINDKRAFTANLAGE MIT MODEL-BASED DESIGN

Funktionstests am digitalen Modell Windkraftanlagen bestehen nicht nur aus zahlreichen Subsystemen, die im laufenden Betrieb optimal zusammenarbeiten müssen, sondern sie müssen auch zahlreiche Umweltbedingungen richtig interpretieren und richtig darauf reagieren, da bei einem Ausfall die Fehlerdiagnose und Reparatur sehr teuer sind. In der Entwicklung kommt deshalb der Testphase besondere Bedeutung zu.

W

egen der Grösse und der hohen Kosten von Windkraftanlagen können nicht alle Tests an Prototypen durchgeführt werden. Allerdings kann diesen Herausforderungen mit Model-Based Design während des gesamten Entwicklungsprozesses begegnet werden: Simulationen ersetzen die Tests an Prototypen teilweise oder machen diese produktiver und ermöglichen eine Optimierung der Leistung der integrierten Systeme.

24 Megawatt Windkraft in Deutschland. Mehr als 20 000 Windkraftanlagen stehen inzwischen in Deutschland und produzieren mit knapp 24 000 Megawatt etwa 7 Prozent des in Deutschland verbrauchten Stroms. Diese Entwicklung wird nicht nur durch den steten Ausbau von Windparks und die Installation grösserer Anlagen ermöglicht, sondern auch durch die stete Weiterentwicklung der Windkraftanlagen selbst. Eine bessere Aerodynamik der Rotorblätter, effizientere Generatoren und eine optimierte Regelungselektronik machen heutige Anlagen leistungsstärker als je zuvor.

Die höher entwickelte Technik stellt die Ingenieure jedoch vor neue Herausforderungen. So ist eine Windturbine ein sehr komplexes System, bei dem zahlreiche Subsysteme optimal zusammenarbeiten müssen. Dazu zählen mechanische Systeme wie die Rotorblätter und das Getriebe, hydraulische oder elektrische Antriebe für den Anstellwinkel des Rotorblattprofils, die elektrische Windnachführung, aber auch elektronische Systeme wie der Generator. All diese Systeme werden zu-

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AUTOR Steve Miller, Technical Marketing Manager, Physical Modeling, The MathWorks

Je früher unterschiedliche Subsysteme integriert und gemeinsam in ihren Funktionen getestet werden können, umso leichter lassen sich Kosten, Qualität und Effizienz des fertigen Produkts im Griff halten.

dem von einer komplexen Regelungselektronik überwacht und müssen auf unterschiedliche Umweltbedingungen – insbesondere auf wechselnde Windgeschwindigkeiten – in der gewünschten Art und Weise reagieren.

Getrennte Entwicklung erschwert Integration. Üblicherweise werden Subsysteme einer Windkraftanlage von verschiedenen Teams oder sogar in unterschiedlichen Unternehmen entwickelt. Im traditionellen Entwicklungsprozess werden die Designs häufig in getrennten Software- und Simulationsumgebungen entworfen und die Anforderungen mit unterschiedlichen Methoden erfasst. Dieses Verfahren kann eine Reihe von Problemen mit sich bringen. Weil die Anforderungen nicht integraler Bestandteil des Entwicklungsprozesses sind, ist es schwierig, das Design mit den Anforderungen und Spezifikationen zu vergleichen. Die Ingenieure können nicht erkennen, ob Veränderungen im Lauf der Design-Iterationen

immer noch den Anforderungen entsprechen. Und wenn Anforderungen unklar oder unvollständig sind, fällt dies erst in der Schlussphase der Entwicklung auf, wenn die Systeme integriert werden. Dann kann es sehr teuer oder sogar unmöglich sein, Fehler zu korrigieren.

Schwächen im Design können sich auch daraus ergeben, dass die Systeme nicht früh im Entwicklungsprozess integriert werden können. Wenn beispielsweise die Teams für die Entwicklung des Generators und der Regelungselektronik getrennt voneinander arbeiten, ist es schwierig abzusehen, was passiert, wenn die Subsysteme am Ende des Entwicklungsprozesses integriert werden. Unterschiedliche Software-Tools und Simulationsumgebungen können es erschweren, das integrierte Design per Simulation zu testen. In der Konsequenz können die Systeme erst dann gemeinsam getestet werden, wenn Hardware-Prototypen vorliegen. Die grosse Breite von Wetterbedingungen und Fehleranalysen macht umfassende

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Model-Based Design ermöglicht den Ingenieuren, sowohl zeitsparend als qualitativ hochwertig zu entwickeln, indem Anlagenteile früh im Entwicklungsprozess integriert und in ihrer gemeinsamen Funktion getestet werden können.

Tests an Hardware-Protoypen jedoch teuer, teilweise sogar gefährlich und nicht immer durchführbar. Um sicherzustellen, dass die Turbine nicht ausfällt, müssen Teile und Systeme deshalb überdimensioniert werden – und sind damit weniger effizient.

Widersprüchliche Einzelziele. Innerhalb des Gesamtsystems einer Windkraftanlage müssen unterschiedliche Regelungssysteme mit sich teilweise widersprechenden Zielen zusammenarbeiten. Dazu gehören die Steuerung des Gesamtsystems sowie die Regelungen für den Anstellwinkel und die Windnachführung.

Die Überwachung des Gesamtsystems muss dafür sorgen, dass die Turbine möglichst ununterbrochen Strom erzeugt und so wirtschaftlich betrieben werden kann.

Gleichzeitig muss sie jedoch unnötigen Verschleiss der Einzelteile verhindern. Auch muss sie auf bevorstehende Ausfälle der Anlage reagieren, um zu verhindern, dass die Turbine instabil wird und sich selbst zerstört. Der Generator schaltet deshalb üblicherweise erst ab einer Windgeschwindigkeit von 2 bis 4 m/s ein, da bei niedrigeren Windgeschwindigkeiten nicht ausreichend Strom produziert wird und die Teile nur unnötig verschleissen. Bei Sturm wird der Generator ebenfalls heruntergefahren und die Rotorblätter werden auf Trudelzustand eingestellt, um die Anlage zu entlasten.

Das Regelungssystem für den Anstellwinkel der Rotorblätter muss die Geschwindigkeit des Generators genau innerhalb des relativ eng begrenzten Spielraums halten, damit er die maximale Strommenge erzeugen kann.

Andererseits muss es die Turbine stoppen, falls es zu einem Netzausfall kommt.

Die Regelung der Windnachführung schliesslich dient dazu, die Turbine direkt im Wind zu halten. Sie muss dafür ein System mit ausgesprochen nicht-linearem Verhalten steuern, das durch Gegenreaktionen im Getriebe und die Reibung in den grossen Kugellagern zusätzlich beeinflusst wird. Ausserdem sorgt sie dafür, dass die Gondel nicht immer in die gleiche Richtung gedreht wird, sodass die Stromkabel im Turm sich nicht zu sehr verwinden.

Kontinuierlicher, reibungsloser Entwicklungsprozess. Mithilfe von Model-Based Design als Entwicklungsansatz lassen sich all diese Systeme frühzeitig im Entwicklungsprozess als integriertes Gesamtsystem simulieren und testen. Das bringt eine Reihe von Vorteilen mit sich: Die Steuerungshardware kann getestet werden, bevor Hardware-Prototypen vorliegen. Zudem können Systeme, die später eng zusammenarbeiten müssen – wie beispielsweise die Regelung für Anstellwinkel und Windnachführung – zusammen getestet und optimal aufeinander abgestimmt werden.

Entwickler von Windkraftanlagen, die mit Model-Based Design arbeiten, profitieren von einem kontinuierlichen, reibungslosen Entwicklungsprozess. Alle Modelle und Simulationen werden in einer Umgebung bearbeitet und sind direkt mit den Anforderungen und Spezifikationen verbunden. Ausserdem können sie genutzt werden, um benötigte Embedded Software direkt aus dem Modell heraus zu generieren. Dies vereinfacht die Kommunikation zwischen den verschiedenen Teams und macht es einfacher, Fehlerquellen und Probleme bei der Integration frühzeitig zu entdecken.

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Vom Modell zur automatischen Code-Generierung. Als Ausgangsbasis der Entwicklung wird die Windkraftanlage komplett in Matlab und Simulink modelliert: Unterschiedliche Blöcke repräsentieren dabei das physikalische System mit seinen mechanischen, elektrischen und hydraulischen Subsystemen sowie die Regelungseinheiten für das Gesamtsystem, den Anstellwinkel und die Windnachführung. Dazu kommen Modelle der aerodynamischen Effekte und unterschiedliche Inputs, insbesondere die Windgeschwindigkeit und -richtung.

Um die passenden Technologien auszuwählen und die Anforderungen für das System genauer zu bestimmen, können die Ingenieure Analysen des Gesamtsystems mit idealisierten Modellen durchführen. Ideale Modelle, z. B. Antriebseinheiten, können dann nach und nach verfeinert und durch realistische Modelle ersetzt werden, welche präzise Aussagen zur Systemleistung ermöglichen. Ein Ingenieur, der auswählen muss, wie gross der hydraulische Zylinder im Antrieb für den Anstellwinkel sein muss, kann beispielsweise mittels eines idealisierten Modells des Antriebs bestimmen, welche Kraft er aufbringen muss. Anschliessend können die Entwickler ein detaillierteres Modell der ausgewählten Hydraulikeinheit für die Simulation verwenden. Für die Windnachführung beginnen die Entwickler mit einer einzigen idealen Quelle für das Drehmoment und fügen dann nach und nach vier einzelne Motoren, ein Modell des mechanischen Systems inklusive des Getriebes, ein Schaltdiagramm und weitere Details hinzu.

Dieses schrittweise Vorgehen macht es möglich, das Design an jedem Einzelschritt zu testen, zu validieren und die Anforderungen wenn nötig zu verfeinern.

In der Simulationsumgebung lassen sich die Modelle aller Subsysteme frühzeitig integrieren und gemeinsam simulieren. Dabei werden immer mehr Einzelsysteme hinzugenommen, um die Leistung des Gesamtsystems zu testen. Der Trade-off zwischen Modellgenauigkeit und Simulationsgeschwindigkeit kann in jeder Phase neu ausgeglichen werden, sodass die Ingenieure die Iterationen so schnell wie möglich durchlaufen können, während sie so genau wie nötig nach Problemen bei der Integration suchen. Für die Entwicklung der Windnachführungssteuerung können die Ingenieure beispielsweise ein detailliertes Modell der Windnachführung verwenden, während sie das System für den Anstellwinkel schnell durch ein Modell mit geringerer Genauigkeit ersetzen. Damit lassen sich trotz kurzer Simulationszeit mögliche Integrationsprobleme zwischen den beiden Systemen identifizieren. ➜

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C-Code konvertiert und auf einen EchtzeitComputer geladen. Für die Tests wird dieses Modell mit dem Hardware-Controller verbunden – der Hardware-Controller verhält sich dabei so, als wäre er mit einer realen Windkraftanlage verbunden. Dadurch können die Entwickler das System kontinuierlich testen und eine grössere Bandbreite von Aussenbedingungen abdecken als mit einem Prototyp der Anlage. Da ausserdem das gleiche Modell des physikalischen Systems verwendet wird wie in früheren Entwicklungsphasen, können die Entwickler verifizieren, ob der generierte Code sich genau so verhält, wie in dem Simulink-Modell vorgesehen.

Wenn die ganze Windkraftanlage in der Simulink-Umgebung modelliert wird, können diese Zeichnungen während des gesamten Entwicklungsprozesses verwendet werden.

Innerhalb des Gesamtmodells können unterschiedliche Simulationen durchgeführt werden. Dabei zeigen Grafiken zu unterschiedlichen relevanten Werten und eine dreidimensionale Animation des Systems, wie die Windkraftanlage auf die jeweiligen Veränderungen reagiert. Die Spezifikationen und Anforderungsdokumente sind dabei über die Software Simulink Verification and

cklung lässt sich dann schliesslich aus dem Modell heraus automatisch Embedded-CCode für die Regelungselektronik generieren. Dieser Code und die Controller-Hardware werden statt an Prototypen der Windkraftanlage über Hardware-in-theLoop-Tests überprüft. Dafür wird das Modell des physikalischen Systems (mechanisch, elektrisch, hydraulisch, etc.) in

Frühzeitige Integration. Die frühzeitige, virtuelle Integration der Subsysteme erleichtert es den Ingenieuren, das Design zu optimieren, die am besten geeignete Technologie auszuwählen (z. B. elektrisch oder hydraulisch) und die verschiedenen Regelungssysteme auf mögliche Probleme bei der Integration zu überprüfen. Die gesamte Windkraftanlage kann mittels der Simulation unter einer grossen Bandbreite von simulierten Wetterbedingungen wie Windrichtung, Windgeschwindigkeit und Temperaturen getestet werden, wie das in der Realität kaum möglich wäre. Die einheitliche Software-Umgebung beschleunigt die Simulationsphase insgesamt erheblich.

Das ist vor allem auch deshalb von Vorteil, da Windkraftanlagen zahlreiche Zertifizierungsanforderungen erfüllen müssen, die häufig langwierige und aufwändige Simulationen erfordern. Zudem kann per ModelBased Design das System inklusive der Steuerungshardware nicht nur getestet werden, bevor Hardware-Prototypen vorliegen. Auch Ausfälle vor Ort können innerhalb des Modells virtuell reproduziert werden, sodass Ingenieure nicht zum Standort der Windkraftanlage reisen müssen, um Probleme zu diagnostizieren. Das macht nicht nur die Entwicklung, sondern auch die Wartung der grossen und häufig abgeschiedenen Anlagen wesentlich schneller und kostengünstiger.

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Technologieführerschaft erreicht man am besten im Team. Machen Sie mit!

Technologische Trends entwickeln sich rasend schnell und stellen sämtliche Industrien immer wieder vor neue Herausforderungen. Als Mitglied bei PROFIBUS Schweiz spielen Sie mit in einem starken Team und sind bei neuen Entwicklungen von Anfang an dabei. Und gemeinsam mit diesem Team können Sie selbst die Richtung mitbestimmen, wohin der Weg der Technik uns in Zukunft führt.

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INTERVIEW MIT BERNHARD ERDL, GRÜNDER UND GESCHÄFTSFÜHRER VON PULS

«Wer die Umwelt schont, spart bares Geld» Der beste Beitrag zum aktiven Umwelt- und Klimaschutz ist zweifellos, unnötigen Energieverbrauch zu vermeiden und verantwortungsvoll mit Ressourcen umzugehen. Dass sich solch ökologisches Denken und Handeln auch rechnet, zeigt der Netzgerätehersteller Puls mit seiner ökologischen Unternehmensphilosophie. Was genau dahinter steckt, verrät uns Firmengründer und Inhaber Bernhard Erdl.

Herr Erdl, wenn Sie als Netzgerätehersteller über Energieeffizienz sprechen, kommt bestimmt sofort der Wirkungsgrad zur Sprache?

Bernhard Erdl: Ja sicher, denn schon in den 70er-Jahren versuchten Entwickler mit allen möglichen Tricks, den Wirkungsgrad von längsgeregelten Netzteilen zu verbessern.

Aber erst Ende der 70er-Jahre brachten die Schaltnetzteile den Durchbruch. Das war auch die Gründungsidee für Puls. Unser Ziel war von Anfang an, Netzteile mit einem möglichst hohen Wirkungsgrad zu bauen.

Der Klimawandel und der CO2-Ausstoss waren damals noch nicht aktuell. Warum also dieses Streben nach höheren Wirkungsgraden?

Erdl: Damals ging es tatsächlich nicht um Energieeinsparungen. Man wollte vielmehr möglichst kleine Geräte bauen, die aber nicht zu heiss werden durften. Also war ein hoher Wirkungsgrad gefragt, damit sich die Erwärmung in Grenzen hielt. In dieser Hinsicht waren wir bei Puls technologisch schon immer eine Nasenlänge voraus, wie uns Vergleichstests mit Wettbewerbsprodukten immer wieder gezeigt haben.

Was hat sich in dieser Hinsicht in den letzten Jahren geändert?

Erdl: Lange war Energieeinsparung ein Thema für Öko-Freaks und die landläufige Meinung war, dass Umweltschutz nur unnötig Geld kostet. Mittlerweile weiss man, dass es sich sogar finanziell rechnen kann, auf ökologisch vorteilhafte Produkte zu setzen.

Hinter jeder ökologischen und ökonomischen Überlegung muss ganz klar das Ziel stehen, Verschwendung zu vermeiden.

INFOS PULS Electronic GmbH 5108 Oberflachs Tel. 058 450 18 10 info@puls-power.ch www.pulspower

Bernhard Erdl: «Hinter jeder ökologischen und ökonomischen Überlegung muss ganz klar das Ziel stehen, Verschwendung zu vermeiden!»

Welche Konsequenzen hat diese Betrachtungsweise für Sie in technologischer Hinsicht?

Erdl: Beim Netzteil heisst das ganz konkret: Energie, die in Form von Wärme verloren geht, ist Verschwendung. Aber das ist noch lange nicht alles. So ist auch der Einsatz von Rohmaterialien Verschwendung und ein unnötig grosses Produkt verschwendet Platz.

Man hat also auf verschiedensten Ebenen Verschwendungskriterien, die sich jedoch oft schwer beziffern lassen. Gut berechnen kann man den Grad der Verschwendung aber bei den Stromkosten, denn ich weiss ganz genau, wie viel eine Kilowattstunde kostet, womit wir wieder beim Wirkungsgrad sind.

Stehen aber heute nicht weniger die Kosten im Vordergrund als der CO2-Ausstoss pro Kilowattstunde?

Erdl: Richtig, auch da ist ganz deutlich ein Umdenken der Industrie bemerkbar: Unternehmen fühlen sich moralisch verpflichtet, schonend mit Ressourcen umzugehen. Und das umfasst nicht nur die Rohstoffe, sondern auch Themen wie CO2-Ausstoss und Global Warming. Inzwischen gibt es aber auch Publikationen, die genau vorrechnen, dass es billiger ist, jetzt etwas in die CO2Vermeidung zu investieren, als später zu reparieren. Da spielen mittlerweile sogar die grossen Energiekonzerne schon mit. Und diese Entwicklung freut uns natürlich sehr,

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weil sie in Einklang ist mit der Unternehmensphilosophie ist, die ich bei Puls schon immer verfolgt habe.

Wie viel Geld lässt sich denn mit einem hohen Wirkungsgrad konkret sparen – rechnet sich das tatsächlich?

Erdl: Aber sicher, wir haben das sogar an etlichen Beispielen berechnet und als Broschüre herausgegeben. Wenn man den Energieverbrauch eines relativ einfachen mit dem eines sehr effizienten Netzgeräts von Puls vergleicht, erkennt man, dass die Mehrkosten für Strom bei einfachen Geräten nach fünf Jahren die Anschaffungskosten weit übersteigen. Aber es geht ja nicht allein um die Stromkosten: Sie dürfen nicht vergessen, dass die aufgrund der Verlustleistung entstehende Wärme auch irgendwie abgeführt werden muss, sei es mit einem Lüfter oder mit Kühlgeräten – und dafür wird nochmals Energie benötigt! Untersuchungen haben gezeigt, dass man mit jedem Watt weniger Verlustleistung beim Netzteil 2,8 Watt im gesamten System spart.

Welchen Wirkungsgrad erreichen Sie denn bei Ihren Netzgeräten heute?

Erdl: Dazu müssen wir erst einmal klären, über welchen Wirkungsgrad wir eigentlich sprechen, denn der hängt entscheidend von den jeweiligen Betriebsbedingungen ab. Üblicherweise wird bei Wirkungsgradbetrachtungen vom Volllastbetrieb ausgegangen, und da liegen wir mit manchen unserer Netzgeräte mittlerweile bei rund 95 bis 96 Prozent. Viel interessanter ist aber doch der Wirkungsgrad an dem Arbeitspunkt, an dem das Netzgerät typischerweise betrieben wird. Deshalb nehmen wir uns jetzt das Thema Teillastwirkungsgrad vor, was eine echte Herausforderung für unsere Entwickler ist. Der gute Volllastwirkungsgrad wurde mit immer komplexeren Schaltnetzteil-Topologien mit hohem Steueraufwand erreicht. Dabei hat uns der Einsatz von Mikrocontroller sehr geholfen. Die Mikrocontroller werden immer leistungsfähiger, Strom sparender und billiger, gleichzeitig steigen aber auch die Anforderungen im Netzteil aufgrund der komplexer werdenden Topologien. Wenn wir nun auch einen guten Teillastwirkungsgrad erreichen wollen, sind wieder ganz andere Schaltungs- und Regelstrategien gefragt, die sich nur digital realisieren lassen. Diese Digitalisierung sehe ich als die nächste grosse Welle in der Stromversorgungstechnologie.

Aber Mikrocontroller werden doch schon seit Jahren in Schaltnetzteilen eingesetzt. Was ist da jetzt neu?

Erdl: Richtig, der Einsatz von Mikrocontrollern in Netzteilen ist nichts Neues. Aber bis-

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lang wurden sie nur für relativ «dumme» Funktionen verwendet, für einfache InterfaceSchaltungen, langsame Vorgänge und Zeitsteuerungen etwa. Jetzt aber geht es darum, das eigentliche Herz des Netzteils zu digitalisieren.

Wir haben schon vor Jahren den ersten Schritt in diese Richtung getan und erkannt, welche Vorteile wir damit erzielen können. Wir werden in Kürze neue Geräte auf den Markt bringen, die Das Werk in Chomutov im Norden von Tschechien kommt ohne Klimaanlage aus. Im Sommer wird kühle Nachtluft eingeschleust, die tagsüber die Temperaturen niedrig hält. gegenüber den Vorgängermodellen auch im Teillastwirkungsgrad deutliche Verbesserungen aufweisen. Darüber hinaus holen wir tern auf der Baustelle oder später den Miteinen Teil der Energie über Wärmepumpen arbeitern im Gebäude schaden könnten. aus dem Erdreich und nutzen so die Das umfasst auch das Thema Recycling: So Erdwärme. Dazu kommt eine ausgefeilte muss etwa geklärt werden, was mit dem alHaustechnik. So beispielsweise eine Licht- ten Fussboden geschieht, wenn er eines steuerung, mit der die Helligkeit nach TaTages durch einen neuen ersetzt wird. Leed gesbedarf eingestellt wird und die dafür bewertet auch, was mit dem Bauschutt gesorgt, dass nur dann Licht brennt, wenn schieht, der ja in erheblichem Umfang ansich jemand im Raum befindet. Eine weite- fällt: Kann er auf der Baustelle selbst wieder re Massnahme ist auch die Energierück- verwendet werden oder muss er energiespeisung beim Dauertest, den unsere intensiv abtransportiert und entsorgt werStromversorgungen vor Auslieferung einige den?

Stunden durchlaufen.

Welche Reaktionen bekommen Sie aufgrund IhWie viel kostet denn dieses Umwelt-Engage- res aussergewöhnlichen Umwelt-Engagements ment und was wird es bringen? von «Aussen», zum Beispiel von GeschäftspartErdl: Das Investitionsvolumen für den Bau nern? der neuen Fertigung liegt ohne Maschinen Erdl: Die Resonanz ist durchweg positiv. So bei rund 4,5 Millionen Euro, wobei der hat uns im vergangenen Jahr Frost & SulliMehraufwand für die Umweltschutzmass- van für die Weiterentwicklung der Energienahmen knapp eine Million Euro beträgt. effizienz unserer Schaltnetzteile der DimenUnser Ingenieurbüro hat ausgerechnet, sion-Serie den «Green Excellence Award» dass der Energieverbrauch im Vergleich zu verliehen. Dieser Award wird an Firmen vereinem herkömmlichen Gebäude um 70 Pro- liehen, die mit einem hohen Umweltbezent reduziert werden kann. Damit werden wusstsein neue Produkte mit innovativen sich die Mehrkosten in etwa vier bis fünf Konzepten entwicklen und fertigen. Diese Jahren amortisieren. Ich denke, dieses Er- Auszeichnung sehe ich als einen grossen gebnis des umweltfreundlichen Designs un- Erfolg für Puls an. Mit unserer ökologischen seres neuen Gebäudes kann sich sehen las- Unternehmensausrichtung sind wir natürsen und es zeigt deutlich: Wenn man vorher lich besonders interessant für Kunden, die etwas mehr investiert, hat man später nied- sich selbst mit Themen wie erneuerbare rigere Betriebskosten.

Energien beschäftigen und zum Beispiel selbst Produkte zur Energieeinsparung anBeschränken Sie sich auf Massnahmen, die den bieten. Dazu gehören etwa Kunden aus den Energiebedarf reduzieren oder geht ihr umwelt- Bereichen Energieverteilung, Prozessleitgerechtes Bauen noch ein Stück weiter? technik sowie Steuer- und Regeltechnik.

Erdl: Das geht deutlich weiter und wird bei Gerade für solche Firmen ist wichtig, dass der Leed-Bewertung entsprechend berückauch ihr Zulieferer die gleiche Philosophie sichtigt. So haben wir darauf geachtet, dass vertritt wie sie selbst. beim Neubau keine Materialien verwendet Nachdruck eines Interviews aus dem Fachwerden, die bei der Verarbeitung den Arbei- magazin «Elektronik Praxis».

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Wenn es darauf ankommt.

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INNOVATIVE SENSORIK FÜR RAUE, WARTUNGSFEINDLICHE UMGEBUNG

Windkraftanlagen als Technologietreiber Erneuerbare Energien sind auf dem Vormarsch und stellen an die Automatisierungstechnik teilweise neue Forderungen. Zum Beispiel Windkraftanlagen im On- und Offshore-Bereich: Der hart umkämpfte Markt, die rauen Betriebsbedingungen und der schwierige Zugang verlangen der Technik einiges ab. Zuverlässigkeit, Wirtschaftlichkeit und Sicherheit sind entscheidend, auch bei den zahlreichen Sensoren, die für den reibungslosen Betrieb unerlässlich sind.

Bild 1: In heutigen Windkraftanlagen sind viele Sensoren unterschiedlicher Funktionsprinzipien eingesetzt.

(Bilder: Baumer)

B

ei den langen Laufzeiten von Windkraftanlagen von mehr als 20 oder gar 30 Jahren sollen ausserhalb der geplanten Wartungsarbeiten möglichst keine technischen Probleme auftreten; schwankende Witterungsbedingungen dürfen die Sensorfunktion nicht beeinträchtigen, Präzision ist unerlässlich, Sicherheitsanforderungen und -vorschriften müssen erfüllt und eine zustandsorientierte Wartung möglich sein. Die aktuellen Entwicklungstrends im Bereich Sensorik tragen diesen Anforderungen Rechnung und werden zukünftig Auswirkungen auf die gesamte Automatisierungstechnik haben, zumal an einer Windkraftanlage viele Sensoren unterschiedlicher Funktionsprinzipien eingesetzt sind.

Grosse Sensorvielfalt. An einer Windkraftanlage arbeiten beispielsweise bis zu einem Dutzend Drehgeber (Bild 2), vom Inkrementalgeber über redundante Absolutwertgeber bis hin zu hochauflösenden Varianten, die sich dank zahlreicher Schnittstellen von SSI bis Ethernetvernetzung problemlos in übergeordnete Steuerungskonzepte integrieren lassen. Bei Windkraftanlagen sorgen diese verschiedenen Drehgebertypen z. B. für die zuverlässige Positionserfassung bei der Rotorblattverstellung, der Gondelpositionierung oder für die Überwachung der Generatordrehzahl. Optimiert für den langjährigen Einsatz unter extremen Umgebungsbedingungen, bieten sie auch für raue Industrieumgebungen oder mobile Einsatzbereiche beste Voraussetzungen. Pressen, Stanzen, Walzwerke, Containerkräne, Papiermaschinen oder Anlagen der Lebensmittelindustrie, die bis in den letzten Winkel mit Dampfstrahl gereinigt werden, profitieren von solchen zuverlässigen Robust-Lösungen.

Weitere Features sogenannter Heavy-DutyDrehgeber (Bild 3) sind die Abtastung der Inkrementalscheibe mit Opto-ASICs, schockund vibrationsfest eingebaute Elektronik, Spezialdichtungen und – bei Hohlwellenge-

Bild 2: Drehgeber, die an Windkraftanlagen zuverlässig arbeiten, eignen sich auch für den harten Industrieeinsatz.

INFOS Baumer Electric AG 8500 Frauenfeld 052 728 11 22 sales.ch@baumerelectric.com www.baumerelectric.com

AUTOR Dipl. Ing. (FH) Theo Knaus (Bild 9), International Industrial Segment Manager Wind Energy bei der Baumer Group

bern – die durchgehende Hohlwelle. Kurzschlussfeste Leitungstreiber mit temperaturüberwachten Leistungstransistoren sorgen dafür, dass sich die Inkrementalsignale mit HTL-Pegel auch über weite Strecken selbst bei hoher Frequenz sicher übermitteln lassen. Entfernungen von über 300 Metern bei 100 kHz und Gebertemperaturen von 100 °C sind kein Problem (Bild 4).

Bei Windkraftanlagen kann sich der am Geber angeschlossene Umrichter daher nicht nur auf dem Turm, sondern auch gut zugänglich am Boden befinden. In anderen Applikationen werden Anwender sicherlich diese praxisgerechte Möglichkeit ebenfalls zu schätzen wissen.

Interessante Lösungsansätze erschliessen auch Kombigeräte, bei denen mehrere Funktionen in einem Gerät integriert sind (Bild 5). Der Montageaufwand reduziert sich, man spart Einbauplatz und Servicemassnahmen müssen nur für ein Gerät geplant werden. Hinzu kommt oft der attraktivere Anschaffungspreis. Dazu zählen beispielsweise Absolutwertgeber, die zusätzlich zur Position ein Inkrementalsignal zur Geschwindigkeitsüberwachung ausgeben. Als Schutzmassnahme für Wind-

Bild 3: Heavy-Duty-Drehgeber.

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soren äusserst vielseitig einsetzbar. Sie eignen sich aber auch zur Detektion von Objekten verschiedenster Farben, Formen und Werkstoffen, und zudem sind Füllstandsmessungen durch Behälterwände hindurch möglich.

Bild 5: Praxisgerechte Lösungsansätze erschliessen auch Kombigeräte, beispielsweise Absolutwertgeber, die zusätzlich zur Position ein Inkrementalsignal zur Geschwindigkeitsüberwachung ausgeben.

Bild 6: Messende Sensoren überwachen präzise Bremsen, Rotorblatt- und Turmbelastung und tragen so zum sicheren und zuverlässigen Anlagenbetrieb bei.

ftanlagen haben sich ausserdem inkrementale Drehgeber bewährt, die mit Fliehkraftschaltern zur Zwangsabschaltung bei Drehzahlüberschreitung kombiniert werden.

Auch für diese Drehgeber gibt es im Maschinen- und Anlagenbau Einsatzbereiche, wenn es Überlastungsschäden an Motoren oder Generatoren zu verhindern gilt.

Kombinationen aus absolutem Drehgeber und Resolver, die eine präzise Positionierung oder sichere Notabschaltung ermöglichen und zudem Motor-Feedback-Informationen übermitteln, sind ein weiteres Beispiel dafür, wie sich mehrere Funktionen sinnvoll in nur einem Gerät integrieren lassen.

Sensorik für Füllstands- und Leckageüberwachung. Auch bei Füllstands- und Leckageüberwachungen kann der Anlagen- und Maschinenbau von Sensoren profitieren, die sich in Windkraftanlagen bereits bewährt haben. Optische Leckagesensoren mit integrierter Elektronik, die Flüssigkeitsmengen ab 1 ml zuverlässig erkennen, finden auch im industriellen Umfeld Einsatzmöglichkeiten, zumal sie dank Teflon/PFA-Ummantelung chemisch sehr beständig sind und sich mit einem Montageclip ohne Werkzeug montieren lassen. Ähnliches gilt auch für induktive und kapazitive Sensoren, ohne die Windkraftanlagen ebenfalls nicht auskommen. Robuste induktive Sensoren werden hier beispielsweise für die Positions- und Drehzahlerfassung eingesetzt, wenn die Genauigkeit von Drehgebern nicht erforderlich ist. Das berührungslose, wartungsfreie Messprinzip, die Widerstandsfähigkeit gegen Umgebungseinflüsse, sehr hohe Auflösung und Wiederholgenauigkeit bei schneller Schaltfrequenz sind hier wichtige Features.

Mit kapazitiven Sensoren lassen sich z. B. Getriebeölstände einfach und zuverlässig messen. Mit Schutzart IP67 kann man sie direkt in der Ölwanne montieren. Verschiedene Gehäusevarianten bieten ideale Lösungen für unterschiedliche Einbausituationen, natürlich nicht nur in Tanks. Dank der Eigenschaft, leitende wie auch nichtleitende Stoffe zu detektieren, sind kapazitive Sen-

Keine Angst vor dicken Wellen. Langsam laufende Motoren und Generatoren liegen im Trend. Sie sparen Getriebestufen, oft sogar das gesamte Getriebe und damit Kosten und Energie. Niedrige Drehzahlen muss man jedoch mit höheren Drehmomenten erkaufen, will man die gleiche Leistung übertragen. Bei Grossmaschinen werden dann die Wellen oft so dick, dass für sie lange auf dem Markt keine Drehgeber zu finden waren. Mit lagerlosen magnetischen Drehgebern, die in Windkraftanlagen für den Einsatz an grossen Wellen verwendet werden, stehen jetzt auch für solche Einsatzbereiche massgeschneiderte Lösungen zur Verfügung (Bild 6).

Die Geber bestehen aus einem direkt auf der Antriebswelle zu montierenden Geberrad und einem separaten Abtastkopf. Mit Hohlwellendurchmessern bis 740 mm lassen sich Drehgeber direkt auf der Nabe montieren und können pro Umdrehung bis zu 500 000 Impulsen liefern. Dank lagerlosen Aufbaus arbeitet die Mechanik über Jahre verschleissfrei. Die kontaktlose Abtastung der Drehgeber erlaubt radiale und axiale Abstandstoleranzen von bis zu 3 mm zwischen Geberrad und Abtasteinheit. Thermische und mechanische Toleranzen lassen sich so ausgleichen, während gleichzeitig der Einbau erleichtert und die Sicherheit im Betrieb erhöht wird.

Wartungsmassnahmen: planbar und zustandsorientiert. Wo wirtschaftlich gearbeitet werden soll, sind Wartungsintervalle ein wichtiges Thema. Auf Windkraftanlagen triff dies besonders zu: Treten zwischen den Wartungen Schäden auf, bedeutet das nicht nur unplanmässigen Stillstand und Leistungsausfall, sondern auch erhebliche Kosten für Reparaturen und Austausch einzelner Bauteile. Fast schon unverzichtbar werden in diesem Zusammenhang in die Sensoren integrierte Diagnose-Systeme, mit deren Hilfe z. B. die Drehgeberfunktion sich jetzt jederzeit überwachen lässt. Eventuelle Funktionsstörungen werden dann nicht nur direkt am Gerät angezeigt, sondern auch an die übergeordnete Steuerung weitergeleitet.

Es gibt jedoch noch weitere Massnahmen, die Wartungsmassnahmen planbar machen und dadurch die Effizienz einer Maschine oder Anlage erhöhen. In manchen Anwendungen genügen dazu schon vergleichsweise einfache Lösungen, z. B., wenn man an Scheibenbremsen die Beläge kontrollieren will. Robuste und dennoch präzise messende induktive Sensoren (Bild 7) haben sich hier bei Windkraftanlagen bereits gut bewährt. Schaltende Ausführungen können Grenzwerte direkt signalisieren. Im Fall der Fälle kann dann bei einer der nächsten Wartungsmassnahmen der Bremsbelag getauscht werden. Ähnliche Beispiele gibt es noch viele. So lassen sich auch Vision-Systeme (Bild 8), die an Windkraftanlagen Rotorblattdurchbiegungen, Strukturschäden oder Eisablagerungen frühzeitig vor einer Funktionsstörung erkennen, auch in industriellen Anwendungen nutzen.

Denn auch hier gilt: Technik, die sich an Windkraftanlagen bewährt hat, hält auch in anderen Anwendungsbereichen extremen Anforderungen stand.

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Bild 4: Ausgangstreiber mit mehr Power: Signalhub eines HTL-Signals nach 300 m bei 100 °C und 100 kHz (a). Bei gleichen Testbedingungen im Vergleich der Signalhub eines konventionellen Drehgebers (b).

Parlez-vous MATLAB? Modellierung eines elektrischen Potentials in einem Quantum Dot. Von Kim Young-Sang an der HYU. Dieses Beispiel finden Sie unter: mathworks.ch/ltc

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The language of technical computing.

Abbildung: Kim Young-Sang, Jeong Hee-Jun, Quantum Device Lab, Hanyang Univ. ©2010 The MathWorks, Inc.

Über eine Million Menschen weltweit sprechen MATLAB. Ingenieure und Wissenschaftler aus allen Bereichen – von der Automobil- und Halbleiterindustrie über den Maschinenbau und die Luft-/ Raumfahrt bis hin zu Finanzdienstleistern, der Biotechnologie oder den Geo- und Meereswissenschaften – nutzen MATLAB, um ihre Ideen auszudrücken.

Sprechen Sie MATLAB?

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REDUKTION DES ENERGIEVERBRAUCHS MIT PROFIENERGY

Standby für Automaten Ein Fernseher hat drei Betriebszustände: Er ist entweder in Betrieb oder mit dem Schalter am Gerät ausgeschaltet. Für eine kurze Pause kann er mit der Fernsteuerung in den dritten, den «Standby»Zustand versetzt werden. In dieser Betriebsart hat er einen reduzierten Energieverbrauch, kann aber jederzeit und rasch wieder mit der Fernbedienung eingeschaltet werden. Mit Profienergy können jetzt auch Anlagen in einen Standby-Modus versetzt werden, womit Energie gesparte werden kann.

Die ersten Profienergy-Zertifikate werden übergeben.

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pätestens bei der Kurzarbeit während der Finanzkrise haben die Automobilhersteller festgestellt, dass wenn man die Belegschaft nach Hause schickt, der Energieverbrauch in einer Fertigungsanlage nicht wesentlich sinkt. Solange man sieben Tage in der Woche und 24 Stunden pro Tag produziert, hat dies nicht wirklich gestört. Nun steht man aber vor einer neuen Situation einer nicht ausgenutzten Produktion. Doch die Automaten, Maschinen und Roboter kennen nur zwei Betriebszustände: Betrieb oder Ausgeschaltet. Ein Ausschaltvorgang bedeutet, dass eine Person von Schalter zu Schalter gehen muss, um die einzelnen Teile in der richtigen Reihenfolge auszuschalten. Besonders heikel ist auch der Einschaltvorgang: Nicht nur die Reihenfolge muss richtig sein, einzelne Teile brauchen auch unterschiedlich lange, um wieder anzulaufen. Bestimmte Sicherheitselemente will man aber nicht ausschalten und durchgehend in Betrieb lassen. Es besteht also der Bedarf, den Energiebedarf einer Automatisierungsanlage gezielt zu steuern und zu verwalten.

Doch zuerst ist die Frage: Was braucht man überhaupt? In Gesprächen mit Anwendern aus dem Bereich der Automobilfertigung und Herstellern von Automatisierungsgeräten hat man vier Anwendungsfälle identifiziert: kurze Pause, lange Pause, ungeplante Pause und Messung.

Kurze Pause. Der Betrieb wird für eine kurze Zeit unterbrochen, wenn z. B. das Bedien-

INFOS Prof. Max Felser Berner Fachhochschule Labor für industrielle Netzwerke in Burgdorf www.profilab.ch

personal eine Pause macht. Es Lange Pausen am Wochenende zur Energieeinsparung. kann dies am Bedienterminal für den betroffenen Anlageteil melden: Wir machen 15 Minuten Pause. Alle Steuerungen und Roboter erhalten eine entsprechende Mitteilung und schalten mögliche Energiefresser ab. Als Beispiel können die Motoren des Roboters stromlos geschaltet werden, da diese in 3 Minuten wieder betriebsbereit sind; der Leim muss 30 Minuten aufgeheizt werden und kann somit nicht sen, oftmals in der Form von Pannen und unbeheizt gelassen werden. Das Bedienper- Defekten. Auch hier kann sofort ein Enersonal gibt nur die Dauer der Pause an, jeder giesparmodus eingeschaltet werden und, Maschinenbauer muss selber entscheiden, sobald das Problem identifiziert und die was in einer solchen Pause effizient ge- Dauer einer Lösung bekannt ist, auf eine macht werden kann. Damit eine solche An- kurze oder lange Pause geschaltet werden. lage besser geplant werden kann, wird von jedem Gerät die Ausschaltzeit, die minimale Messung. Eine weitere Verbesserung kann ein Anlagebetreiber erreichen, wenn die Zeit der Ausschaltung und die Einschaltzeit, wie in Graphik 1 definiert, festgehalten.

Lange Pause. Ein weiterer typischer Fall ist eine lange Pause wie z.B. ein Wochenende.

Am Freitagabend endet die Produktion und soll am Montagmorgen pünktlich um 07:00 Uhr wieder aufgenommen werden. Man schaltet die Anlage auch hier nicht aus, sondern reduziert nur den Energieverbrauch.

Die Sicherheit bleibt aktiv, und fristgerecht werden in der Nacht auf den Montag die einzelnen Teile der Anlage durch die Steuerungen so in Betrieb genommen, dass die Produktion zum geplanten Zeitpunkt wieder bereit ist. Energieeinsparungen bis zu 80% sollen so möglich sein. Dies wird in der Graphik 2 veranschaulicht.

Ungeplante Pause. Leider gibt es in einem Produktionsbetrieb auch ungeplante Pau-

Das Profinet-IO-Netzwerk In einem Profinet IO Netzwerk werden Steuerungen als IO-Controller bezeichnet und kontrollieren mehrere Feldgeräte (Sensoren, Aktuatoren jeder Art) als IO-Devices. Dazu werden Prozessdaten zyklisch zwischen dem IO-Controller und den einzelnen IODevices ausgetauscht. Zusätzlich können bei Bedarf (azyklisch) Datenstrukturen gelesen und beschrieben werden. Die IO-Devices melden auf einer gesicherten Verbindung Alarme und Diagnosemeldungen an den IO-Controller. Profinet IO Netzwerke gibt es in drei Ausprägungen: Klasse A für die Kontrolle von Anlagen (typisch 100 ms Zykluszeit), Klasse B für die Kontrolle von Maschinen (typisch 10 ms Zykluszeit) und Klasse C für die Kontrolle von Bewegungen (typisch weniger als 1 ms Zykluszeit). Für die Realisierung werden Standard Ethernet und Internet-Protokolle eingesetzt. Für die harten Echtzeitanforderungen der Klasse C ist aber in den Geräten eine spezielle Hardware erforderlich.

Profinet Kompetenzzentrum für technische Fragen: www.profilab.ch

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Berechnung der minimalen Pausenlänge.

Steuerungen die einzelnen Energiefresser nicht gleichzeitig, sondern zeitlich gestaffelt einschalten. Wir erreichen den Ăœbergang zu einem aktiven Energiemanagement. Dazu muss man aber zuerst wissen, welche Teile einer Anlage wie viel Energie konsumieren. Ein Antrieb kann aufgrund der Messung von Strom, Spannung und Betriebsdauer ohne zusätzliche AusrĂźstung Angaben zu seinem Energieverbrauch machen. Dies ist fĂźr viele Feldgeräte der Fall. Damit diese Datensammlung nicht zu kompliziert wird, mĂźssen alle Hersteller solcher Feldgeräte diese Informationen Ăźber den Energiekonsum in einer einheitlichen Art und Weise zur VerfĂźgung stellen.

Um diese Anwendungsfälle abdecken zu kÜnnen, braucht es eigentlich nur wenig: Es muss festgelegt werden, wie solche Einund Ausschaltbefehle, Parameter und Messwerte von einem Leitsystem an die Steuerung oder von der Steuerung an die Feldgeräte ßbertragen werden.

Dazu wird das in der Automobilindustrie gut akzeptierte Profinet IO Netzwerk (siehe auch die Kurzbeschreibung des Profinet IO im nebenstehenden Kasten) verwendet. In diesem Netzwerk gibt es auch Dienste, wo Datenstrukturen bei Bedarf von einem IO-Controller in einem IO-Device geschrieben und gelesen werden kĂśnnen. In dem Profil Profienergy werden die Datenstrukturen fĂźr die kurzen und langen Pausen, energietechnische Eigenschaften und Messwerte festgelegt. Diese Spezifikation Profienergy liegt nun seit dem Januar 2010 in der ersten Version vor [1]. Die meisten dieser Funktionen kĂśnnen als Funk-

tionsblÜcke in Software realisiert werden. Eventuell braucht es zusätzliche ansteuerbare Schalter, um Teile der Energieversorgung automatisch unterbrechen zu kÜnnen. Grundsätzlich steht einer sofortigen Umsetzung und Einfßhrung nichts im Weg. Damit wird der Standby-Zustand fßr Automatisierungsgeräte wie Steuerungen, Antriebe und Roboter einfach einsetzbar.

Anders als in meinem Wohnzimmer, wo ich fßr jeden Hersteller von Fernseher und Stereoanlage eine andere Fernsteuerung benÜtige, um alle Geräte in

Megalink Eco

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Standby zu bringen oder wieder zu aktivieren, haben wir es hier von Anfang an mit einem herstellerßbergreifenden Profil zu tun: Alle Geräte werden unabhängig vom Hersteller mit Profienergy auf dieselbe Art und Weise in den Energiesparmodus gebracht und gezielt auch wieder aufgeweckt.

Die Erfahrungen mit 20 Jahre Profibus zeigen, dass dies nur zuverlässig funktioniert, wenn die kritischen Funktionen von einem unabhängigen Testlabor ßberprßft werden.

Die ersten Geräte nach dieser Profienergy Spezifikation haben anlässlich der Messe SPS/IPC/Drives im November 2010 das Zertifikat fĂźr die erfolgreiche Absolvierung dieser PrĂźfung erhalten. â–

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ALTERNATIVE ENERGIEN WIRTSCHAFTLICH UND EFFIZIENT NUTZEN

Moderne Solarinstallationen optimieren Politische Initiativen wie das Kyoto-Protokoll haben das öffentliche Interesse auf die Suche nach weniger schädlichen Energiequellen gelenkt. In die gleiche Richtung wirken Kostensteigerungen bei vielen Energiearten, sodass alternative Energien wie die Solarenergie interessanter werden. Dabei sind viele neue Designs entstanden, die solche Energiequellen mit einem Höchstmass an Wirtschaftlichkeit und Wirkungsgrad nutzen.

B

ei «netzgestützten» Systemen kann man den Solarstrom auf zwei Wegen in das Stromnetz einspeisen: • Das Solarzellen-Array ist an einen Umrichter angeschlossen, der über einen Transformator mit dem Netz verbunden ist (Bild 1); • Der Umrichter wird direkt ohne einen Transformator an das Netz angeschlossen (transformatorloses System, siehe Bild 2).

Als Alternative könnte man mit der Elektrizität Akkumulatoren laden, die eine autonome Installation versorgen. Solche «netzfernen» Systeme benutzt man für abseits liegende Gebäude, z. B. in Bergwerken oder in entlegenen Orten in Australien oder Kanada, oder in Dörfern in Ländern der Dritten Welt. Auch kann man mit solchen Installationen Strassen-Beschilderungen oder versenkt angebrachte Beleuchtungen etc. versorgen. Moderne Solar-Umrichter können heute Leistungen von 500 W bis 100 kW verarbeiten, und selbst Installationen mit einer Kapazität bis 500 kW sind möglich. So kann man z. B. die Dauerbeleuchtung eines unterirdischen Parkhauses für ein grosses Stadion sicherstellen. Anlagen-Lebenszeiten bis 20 Jahre sind möglich. Je nach beabsichtigtem Netzanschluss und geplanter Leistung können beide Systemtypen (mit oder ohne Transformator) einen EinphasenAusgang (für Systeme geringer Leistung) oder einen Drehstrom-Ausgang (für höhere Leistung) besitzen.

Ohne Transformator mehr Wirkungsgrad. Abhängig von den Design-Zielen für ein System setzt man heute zwei oder drei verschiedene Umrichter-Typen ein. Kriterien für die Wahl passender Umrichter sind Ab-

INFOS Simpex Electronic AG 8622 Wetzikon ZH Tel. 044 931 10 10 contact@simpex.ch www.simpex.ch

Autor: Stéphane Rollier, LEM

messungen, Gewicht, Robustheit, elektrische Isolation vom Netz, Preis, Wirkungsgrad und Verlustleistung. Bei allen Arten von Solar-Umrichtern spielt die Strommessung eine wichtige Rolle, wenn es um die Verbesserung des Wirkungsgrads und den Schutz des Systems geht. Weil keine Trafo-Verluste anfallen, bietet das transformatorlose Design den besten Wirkungsgrad.

Manchmal setzt man in dieser Konfiguration zur Anpassung der Spannung aus den Arrays an die Umrichter-Eingangsspannung einen Aufwärtswandler (Gleichstromwandler) zwischen Photovoltaik-Arrays und Umrichter (DC/AC) ein. Oft verwendet man direkt hinter dem Photovoltaik-Array ein Maximum-Power-Point-Tracking-Modul (MPPT).

Dieses stellt sicher, dass das Array an seinem Arbeitspunkt maximaler Leistung betrieben wird. Dabei werden die Arbeitspunkte der Panels (Zellen) über einen speziellen Software-Algorithmus und eine Spezialelektronik anhand der Messsignale von Stromund Spannungswandlern gesteuert. Prinzipiell nutzt man dann einen Stromwandler zur Messung des Einphasen-Ausgangs (an das Netz gelieferter Strom) und einen anderen zur Messung des Eingangs-Gleichstroms (zwischen 10 und 25 A). Bei einem Drehstromausgang setzt man zwei Wandler zur Messung des Wechselstroms am Dreiphasen-Ausgang ein. Der mit dem Netz verbundene Wechselrichter ist als Vollbrückenschaltung aufgebaut und wandelt das Gleichstromsignal in einen sinusförmigen Wechselstrom um.

Optimales Zusammenspiel. Der in das Netz eingespeiste Umrichter-Ausgangsstrom (15 bis 50 Aeff) wird über einen Wandler gemessen.

Dieser liefert ein Rückkoppelsignal an den Controller, der seinerseits die Pulsbreitenmodulation für die Erzeugung der Sinuswelle steuert. Solche Controller enthalten meistens Mikroprozessoren oder digitale Signalprozessoren, die mit +5 V Versorgungsspannung arbeiten und Spannungsreferenzen zusammen mit anderen aktiven Komponenten des elektronischen Steuerungssystems

Die HMS-Stromwandler stellen ihre interne Referenzspannung (2,5 V) an einem externen Pin bereit, wodurch man sie einfach zusammen mit DSPs oder Mikrocontrollern einsetzen kann.

Das Maximum-Power-Point-Tracking-Modul MPPT stellt sicher, dass das Array an seinem Arbeitspunkt maximaler Leistung betrieben wird.

verwenden. Die HMS-Stromwandler von LEM nutzen eine +5-V-Versorgung. Ihre interne Referenzspannung (2,5 V) stellen sie an einem externen Pin bereit, wodurch man sie einfach zusammen mit DSPs oder Mikrocontrollern einsetzen kann. Sie lassen sich aber auch mit einer externen, vom DSP bereitgestellten Spannungsreferenz (2–2,8 V) betreiben, aus der sie dann ihre eigene Referenz ableiten. Dieses Zusammenspiel ermöglicht einen effizienteren Betrieb der Steuersystemkomponenten, weil dann der Drift der Referenzspannung in der Fehlerberechnung keine Rolle mehr spielt. Die HMSWandlers eignen sich bestens für sämtliche Strommessungen, die bei Solar-Umrichtern erforderlich sind.

Ohne Transformator auch weniger Störungen.

Der Stromwandler lässt sich zur Spitzenstrommessung sowie für einen Vergleich der echten Werte in Bezug auf die Arbeitspunkte einsetzen. Der Umrichter nutzt die Stromwandler darüber hinaus im Steuersystem für die Ausgangsfrequenz. Ausserdem kann der Umrichter innerhalb kurzer Zeit (weniger als 2 s) abschalten, sobald sich die Frequenz ausserhalb eines vordefinierten

Bereichs befindet. Offset und Temperaturdrift sollten optimiert werden, denn auf der Netzseite dürfen die Grenzwerte für die Gleichstrom-Komponenten nicht überschritten werden. Eine wichtige Anforderung für HMS-Stromwandler sind kompakt, gewährleisten den Netzanschluss ist, dass aber trotzdem 8 mm Kriechstromabstand. Es gibt vier Standardmodelle für die isolierte Messung von kein Gleichstrom in das Netz Wechsel- und Gleichströmen sowie für gepulste eingespeist werden darf. und gemischte Ströme.

Gleichströme, die als Folge vom Wandler-Offsets oder der IGBT-Kommutierung entstehen, können im Wechselspannungsnetz Probleme verursachen. Dieser Strom würde den Transformator in die Sättigung treiben, wodurch mehr Verlustleistung anfiele und Oberwellen ins Netz eingespeist würden. Bei Konfigurationen ohne Transformator ist dies weniger problematisch.

Unterschiedliche Grenzwerte. Jedes Land schreibt andere zulässige Werte vor, eine gängige Anforderung sind aber 0,5 bis 1 Prozent des Nenn-Ausgangsstroms. Manche Länder geben auch feste Grenzwerte vor, wie z. B. 20 mA in Grossbritannien, 1 A in Deutschland und den Benelux-Ländern, 100 mA in Japan oder 50 mA in China und den USA. Überschreitet der eingespeiste Gleichstrom diese Grenzwerte, so muss das System vom Netz getrennt werden.

In zukünftigen Designs könnte man den beschriebenen Gleichstrom kompensieren. Der Gleichstromanteil lässt sich aus einer Mittelwertmessung des Wechselstroms berechnen, denn dieser entspricht dem Gleichstromanteil. Daher sollte der DC-Offset des in der Steuerschleife eingesetzten Stromwandlers so klein wie möglich sein. Ausserdem sollte man den DC-Offset, der sich als Folge der IGBT-Schaltverzögerung im Umrichter ergibt, eliminieren oder minimieren. Der DC-Offset kann zu einer Sättigung des Netz-Einspeisetrafos führen.

Zur Verringerung dieses DC-Offsets werden neue Umrichter-Topologien entwickelt.

Platzsparende Stromwandler. Die HMS-Stromwandler sind nur 16 x 13,4 x 12 mm (L, B, H) gross und besitzen einen integrierten Primärleiter. Sie sind die richtige Wahl für knappe Platzverhältnisse auf dem Board. Die Modelle eignen sich für eine direkte SMD-Montage auf der Leiterplatte; sie verringern die Fertigungskosten, weil man weniger unterschiedliche Lötprozesse einsetzen muss. Trotz kompakter Abmessungen gewährleistet das HMS-Design 8 mm Kriechstromabstand. Dies und ein CTI-Index von 600 für das Plastikgehäuse ermöglichen es, dass HMS-Transducer eine hohe Isolationsleistung erreichen (Isolationsspannungs-Test: 4,3 kVeff, 50 Hz, 1 min). Es gibt vier Standardmodelle für die isolierte Messung von Wechsel- und Gleichströmen sowie für gepulste und gemischte Ströme mit Werten von 5, 10, 15, oder 20 Aeff. Die Wandler eignen sich für Frequenzen bis 50 kHz und besitzen einen Messbereich von bis zu ±3 x IPN. Alle vier Modelle haben das gleiche mechanische Design und eignen sich für Strommessungen in den unterschiedlichsten Endprodukten. Gain- und Offsetwerte sind fixiert und so voreingestellt, dass die Ausgangsspannung bei IPN gleich der Referenzspannung Refin am Eingang oder gleich der Referenzspannung Refout am Ausgang ± 0,625 V ist. Zusammen mit den Wandlern kommt ein spezielles LEM-ASIC zum Einsatz, das Leistungsverbesserung wie z. B. bessere Offsetwerte, eine geringere Gain-Drift sowie eine bessere Linearität ermöglicht. Zudem bietet der Baustein einen erweiterten Betriebstemperaturbereich von –40 bis +85 °C. Die Wandler sind CE-zertifiziert und entsprechen EN 50178. Damit eignen sie sich für den Einsatz in Industrieelektronik, etwa bei Leistungsumrichtern (Solar- oder Windkraft etc.), aber auch in Hausgeräten, Drehzahlsteuerungen, unterbrechungsfreien Stromversorgungen, Schaltnetzteilen und Klimaanlagen.

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POWERWAVE 33 USV VON NEWAVE NEU AUCH IN DEN LEISTUNGSSTUFEN 250 UND 300 KVA ERHÄLTLICH

Jetzt in acht Varianten von bis 300 kVA Newave lanciert die PowerWave 33-Serie mit zwei zusätzlichen Leistungsstufen. Die auf maximale Energieeffizienz und Verfügbarkeit ausgerichteten USV-Systeme erzielen Wirkungsgrade von bis zu 95,5 Prozent. Durch Parallelschaltung kann die Leistung skaliert werden. Die dreiphasige PowerWave 33 ist nun in acht Leistungsabstufungen von 60 bis 300 kVA verfügbar und eignet sich sowohl für Rechenzentren als auch für andere Anwendungen.

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ichtigstes Alleinstellungsmerkmal der unterbrechungsfreien Stromversorgung USV ist die Modularität auf Systemebene. Bis zu zehn USVs können über einen Systembus zusammen geschaltet werden, um n+x Redundanz und hohe Belastbarkeiten zu erreichen. So starten Kunden direkt nach dem Kauf mit einer niedrigen Leistung und rüsten bei Bedarf weitere PowerWave 33 USVs nach. Durch die genau auf den aktuellen Bedarf abgestimmte Kapazität sparen die Anwender Stromkosten, erzeugen keine überschüssige Wärme, die durch die Kühlung abgeführt werden muss, und schonen so die Umwelt. Zudem sind die Anfangsinvestitionen geringer als beim Kauf einer bereits von Anfang an für die volle Endleistung ausgelegten USV. Das Systemdesign der PowerWave 33 kommt ohne ausgangsseitige Transformatoren aus und arbeitet mit der ESIS-Technik (Energy Saving Inverter Switching). Damit sind hohe Wirkungsgrade von bis zu 95,5 Prozent möglich, die im Schnitt um mindestens fünf Prozent über denen von herkömmlichen Doppelwandler-USV-Anlagen liegen. Bei den aktuellen Energiekosten kann schon ein um ein Prozent besserer Wirkungsgrad die Stromrechnung um mehrere Tausend Euro im Jahr senken.

teln wie zum Beispiel Tunnelbetreiber. Vorteil der hoch kompakten PowerWave 33 ist der hohe Leistungsfaktor, der die Wirkleistung praktisch unabhängig von der angeschlossenen Last zur Verfügung stellt. So liefert das grösste PowerWave 33-Modell 270 Kilowatt Wirkleistung am Ausgang.

Ein weiterer wichtiger Effekt der ESIS-Technik ist die Toleranz gegenüber unterschiedli-

chen Lastcharakteristika. Netzteile von heute häufig eingesetzten Blade-Servern weisen einen kapazitiven Lastfaktor auf, der herkömmliche USVs vor Schwierigkeiten stellt. USVs wie die PowerWave 33 können hingegen auch kapazitive Lasten bis zu einem Faktor von 0,9 und induktive Lasten bis zu einem Faktor von 0,9 ohne Beeinträchtigung der Wirkleistung speisen.

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Nicht nur für Rechenzentren optimal geeignet.

Mit der PowerWave 33 adressiert Newave neben den klassischen Rechenzentren auch Kunden in anderen Bereichen, die eine abgesicherte Stromversorgung benötigen.

Dazu gehören die Energieversorgungsunternehmen, der Maschinenbau, grosse Produktionsbetriebe, das Gesundheitswesen und Anwender im Umfeld von Transportmit-

INFOS Newave SA 6572 Quartino Tel. 091 850 29 29 info@newavenergy.com www.newaveups.com

Die PowerWave 33-Serie ist neu auch in den Leistungsstufen 250 und 300 kVA (Bild) verfügbar.

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Neue IGBT-Familie von Fuji Electric

Halbleiterrelais in kleiner Bauform

Fuji Electric offeriert eine neue IGBT-Familie, bestückt mit neuesten 1200 V Trench-FS Chips sowie optimierten Freilaufdioden.

Dank zusätzlich verbesserten thermischen Eigenschaften der Modulgehäuse besticht die neue VSerie mit hoher Leistungsdichte und Kompaktheit sowie mit niedriger Störstrahlung und verbessertem Wirkungsgrad. Die TrenchModule der V-Serie zeichnen sich u. a. durch mehr Ausgangsstrom trotz kompakten Gehäusen, einer max. Betriebstemperatur Tj(op) von 150 °C, einer max. Sperrschichttemperatur Tj(max) von 175 °C und einer Kurzschlussfes-

Celduc hat mit der neuen «celpac»-Serie (SUL-Serie) eine kosteneffektive, zuverlässige Lösung in sehr kleiner Bauform geschaffen, die in unterschiedlichen «ready to use»-Ausführungen zur Verfügung stehen. Die 22,5 mm breiten Halbleiterschützen reduzieren den Platzbedarf im Schaltschrank auf ein Minimum.

Aus diesem Grund kann auch ein kleinerer, und demzufolge kostengünstigerer Schaltschrank eingesetzt werden. Dank grosszügig dimensionierter Anschlussklemmen kann die Verdrahtungszeit auf ein Minimum reduziert werden. Neu steht auch optional ein spezielles Modul zur Stromerfassung, zum Aufschnappen auf die SUL-Serie (Artikel Nummer ESUC0450), zur Verfügung. Es erlaubt eine Stromüberwachung von bis zu 5 parallel geschalteten Lasten mit folgenden Merkmalen: Ständige Laststromüberwachung, selbstlernend mittels Taster oder einem externen Signal, Schaltschwelle bei 16 % vom nominalen Strom, Teillast-

tigkeit von 10 uS bei 150 °C aus.

Die Module mit Chips der 6. Generation sind als 6er-Pack mit Nennstrom von 6 x 50 A bis 6 x 100 A, 1200 V im EconoPACK 2, mit 6 x 75 A bis 6 x 180A, 1200 V im EconoPack 3, als PIM-Modul mit Nennstrom 7 x 25 A, bis 7 x 50 A, 1200 V im EconoPACK 2, sowie 7 x 75 A bis 7 x 150 A, 1200 V bei 150 °C im EconoPACK 3 Gehäuse lieferbar.

Stolz Electronics AG 5405 Baden-Dättwil Tel. 056 484 90 00 info@stolzelectronics.ch www.stolzelectronics.ch

NI-FlexRIO-FPGA-Adaptermodule für softwaredefinierte PXI-Messgeräte Mit vier neuen Adaptermodulen für die Produktfamilie NI-FlexRIO lassen sich mithilfe der LabViewFPGA-Module-Software FPGA-basierte, rekonfigurierbare I/O (RIO) für PXI-Systeme erstellen. Mit ihnen lässt sich die FPGA-Technologie einfacher in automatisierte Messund Prüfsysteme integrieren. NIFlexRIO-Lösungen verbinden zwei unterschiedliche Hardwarekomponenten miteinander: ein programmierbares PXI- oder PXI-Express-basiertes FPGA-Modul und ein I/O-Adaptermodul. Die vier neuen NI-FlexRIO-Adaptermodule sind bestens geeignet für Messungen in Echtzeit, zerstörungsfreie Prüfanwendungen und Ultraschallanwendungen, Kommunikationssysteme und die wissenschaftliche Forschung.

Das Modul NI 5761 verfügt über vier Kanäle mit 14 Bit Auflösung und 250 MS/s sowie ein leistungsstarkes Breitband-Digitizer-Adapter-

modul. Das NI 5751 bietet 16 Kanäle mit 14 Bit Auflösung und 50 MS/s sowie ein Digitizer-Adaptermodul für Mess- und Prüfanwendungen. Das NI 5752 verfügt über 32 Kanäle mit einer Auflösung von 12 Bit und 50 MS/s mit einem Digitizer-Adaptermodul. Das NI 6583 verfügt über 32 Single-ended- und 16 LVDS/mLVDS-Kanäle und ein Digitaladaptermodul mit Datenraten von bis zu 300 Mbit/s.

National Instruments 5408 Ennetbaden Tel. 056 200 51 51 ni.switzerland@ni.com ni.com/switzerland

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Fehlererkennung, Erkennung der Netzspannung, Erkennung von Drahtbruch und Erkennung eines defekten Relais.

Stolz Electronics AG 5405 Baden-Dättwil Tel. 056 484 90 00 info@stolzelectronics.ch www.stolzelectronics.ch

Kondensatoren für Zwischenkreise Die Rubycon Kondensatoren der Serie VXH wurden speziell für Anwendungen in Zwischenkreisen bei Frequenzumrichtern und hochwertigen Stromversorgungen in Wind/Solar-Applikationen konzipiert. Hohe Strombelastbarkeit, eine Lebensdauer von 5000 Std. bei 105 °C und eine kompakte Bauform zeichnet diese Serie aus. Zusätzlich werden ab sofort die Spannungswerte 315 V und 350 V angeboten. Die VXH-Serie wurde im Bereich der Anodenfolie optimiert. Im Weiteren verhilft eine ausgeklügelte Wickel- und Prozesstechnik zu sehr hohen Leistungsmerkmalen, auch bei kleinen Abmessungen. Die Fertigungstoleranzen der Kapazitäten zeigen aufgrund vollautomatisierter Herstellung bei jedem Produktionslot äusserst geringe Streuungen. Der standardisierte Nennspannungsbereich liegt zwischen 200 V und 450 V, Kapazitäten werden von 100 μ–2200 μF

realisiert. Rubycon bietet aber auch kundenspezifische Varianten an.

Möglich sind Abmessungen ausserhalb der Standardbecher von 30 x 50 mm, aber auch Multipin Becher mit 3 oder 4 Anschluss-Pins.

Stolz Electronics AG 5405 Baden-Dättwil Tel. 056 484 90 00 info@stolzelectronics.ch www.stolzelectronics.ch

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E D I TO R I A L

Impressum

Firmen in dieser Ausgabe ABB Schweiz AG

Megalink - Elektronik + Automation ISSN 1662-9558 17. Jahrgang «Megalink» 27. Jahrgang «EC Woche» 31. Jahrgang «Precision» 50. Jahrgang «Elektroniker» www.megalink.ch Total verkaufte Auflage: 2310 Ex., Total Zielversand/Gratis: 5610 Ex.

4

B&R Industrie-Automation AG

18, 42

Bachmann electronic GmbH

10, 38

Kontakt

Alle Mitarbeiter erreichen Sie unter vorname.name@azmedien.ch

Baumer Electric AG

39

Herausgeberin

AZ Fachverlage AG, Neumattstrasse 1, 5001 Aarau Tel. +41 (0)58 200 56 50, Fax +41 (0)58 200 56 51

Beckhoff Automation AG

21, 30

Geschäftsführer

Dietrich Berg

Bosch Rexroth Schweiz AG The Drive & Control Compa

8

Leiterin Zeitschriften

Ratna Irzan Redaktion

Megalink, Neumattstrasse 1, Postfach, CH-5001 Aarau Tel. +41 (0)58 200 56 42, Fax +41 (0)58 200 56 61 Chefredaktor: Patrick Müller, Tel. +41 (0)58 200 56 59 Redaktionelle Mitarbeit: Barbara Fischer, Tel. +41 (0)58 200 56 30 Peter Thomas Klaentschi, Tel. +41 (0)58 200 56 41 Copyright

Mit der Annahme von Manuskripten durch die Redaktion und der Autor-Honorierung durch den Verlag erwirbt der Verlag das Copyright und insbesondere alle Rechte zur Übersetzung und Veröffentlichung der entsprechenden Beiträge in anderen verlagseigenen Zeitschriften sowie zur Herausgabe von Sonderdrucken. Für unverlangt eingesandte Text- und Bildunterlagen übernimmt die Redaktion keine Gewähr. Produkte und Highlights sind kostenpflichtig. Nachdruck, auch auszugsweise, nicht gestattet.

Leiter Werbemarkt

Jürg Rykart, Tel. +41 (0)58 200 56 04

EBV Elektronik GmbH & Co. KG

7, 27

Finder (Schweiz) AG

2

Jetter (Schweiz) AG

12

maxon motor ag

4

MSC-Gleichmann Schweiz AG

3

National Instruments Switzerland Newave SA

14, 47 46

Anzeigen

Thorsten Krüger, Tel. +41 (0)58 200 56 32 Verena Müller, Tel. +41 (0)58 200 56 42 Anzeigentarif unter www.megalink.ch

PHOENIX CONTACT AG

Leiter Lesermarkt/Online

Profibus Schweiz AG

35, 42

Puls Electronic GmbH

36

Peter Jauch

2, 24

Aboverwaltung

abo@megalink.ch, Tel. +41 (0)58 200 55 64 Preise

Abonnementspreis Fr. 84.–, Ausland Fr. 85.– plus Postgebühren Layout/Produktion

Schneider Electric (Schweiz) AG

2, 22

Gülsah Yüksel Druck

Vogt-Schild Druck AG, 4552 Derendingen

Siemens Schweiz AG

9

Simpex Electronic AG

25, 44

Ein Produkt der Verleger: Peter Wanner CEO: Christoph Bauer www.azmedien.ch

Stolz Electronics AG

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Namhafte Beteiligungen nach Art. 322 Abs. 2 StGB: Aargauer Zeitung AG, AZ Anzeiger AG, AZ Crossmedia AG, AZ Fachverlage AG, AZ Management Services AG, AZ Vertriebs AG, Media Factory AG , Basellandschaftliche Zeitung AG, Berner Landbote AG, Mittelland Zeitungsdruck AG, Radio Argovia AG, Radio 32 AG, Radio 32 Werbe AG, Solothurner Zeitung AG, Tele M1 AG, TMT Productions AG, Vogt- Schild Anzeiger AG, Vogt-Schild Druck AG, Vogt-Schild Vertriebs GmbH, Weiss Medien AG

The MathWorks GmbH

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