Planung technischer Anlagen zur Energieerzeugung

In modernen Energieversorgungskonzepten werden oft hybride Systeme eingesetzt, bei denen mehrere der oben genannten Technologien kombiniert wirken.

• BHKW + Spitzenlastkessel + evtl. Wärmepumpe (BHKW deckt Grundlast Wärme und Strom, WP evtl. für Klimatisierung, Kessel für Spitze/Backup).

• PV + BHKW (PV liefert tagsüber Strom, BHKW nachts und für Wärme).

• PV + Wärmepumpe (PV-Strom treibt WP, Überschüsse als Wärme gespeichert).

• Brennstoffzelle + Wärmepumpe (Brennstoffzelle für Strom und etwas Wärme, WP für Hauptwärmeerzeugung).

• Notstromaggregat plus eine der o.g. Erzeuger im Inselnetz (z.B. BHKW mit Inselfähigkeit unterstützt NSA).

Die Ausführungsplanung muss das Zusammenspiel dieser Systeme technisch sauber lösen. Der Prüfer achtet darauf, dass keine widersprüchlichen Betriebsfälle entstehen. Beispielsweise: Kann es passieren, dass das BHKW und die Wärmepumpe gleichzeitig laufen und sich gegenseitig negativ beeinflussen (BHKW-Abwärme erhöht Rücklauftemperatur, WP verliert Effizienz)? Gibt es Strategien, um das zu vermeiden (z.B. Priorisierung, dass WP erst zuschaltet, wenn BHKW nicht ausreicht, oder Nutzung der WP eher zur Kühlung im Sommer und BHKW zur Heizung im Winter)? Solche Überlegungen sollten in den Planungsdokumenten (z.B. Beschreibungen oder Mess- und Regelkonzepte) erkennbar sein. Die Prüfanweisung fordert daher explizit, Funktionsbeschreibungen für die Regelung hybrider Systeme zu prüfen.

Auch elektrisch müssen Hybridlösungen koordiniert sein: Wenn PV und BHKW gleichzeitig einspeisen, muss die Netzanschlussleistung ausreichend sein bzw. begrenzt werden. Es könnte ein Einspeisemanagement nötig sein, das beide Anlagen zusammenfasst (z.B. Gesamtgrenze für Einspeisung vertraglich, die automatisiert eingehalten wird). Der Prüfer kontrolliert, ob etwa im Lastmanagement vorgesehen ist, dass das BHKW bei sehr hoher PV-Einspeisung gedrosselt wird, um Überschuss und Netzrückspeisung zu minimieren (Eigenverbrauchsoptimierung).

Kurz gesagt sind hybride Systeme integraler Bestandteil der Prüfung – viele Kriterien aus den Einzelsystemen gelten hier parallel, aber hinzu kommt der Aspekt der Systemkoordination.

Versorgungssicherheit bedeutet, dass die Energieversorgung des Gebäudes unter allen Umständen aufrechterhalten werden kann, zumindest für definierte kritische Bereiche. Redundanz ist dabei ein wesentliches Mittel: Durch doppelte Auslegung oder alternative Systeme kann der Ausfall einer Komponente kompensiert werden. In der Ausführungsplanung ist zu prüfen, ob für alle essenziellen Versorgungsarten (Strom, Wärme, Kälte) eine hinreichende Redundanz vorgesehen ist.

• Elektrische Versorgung: Besitzt das Gebäude eine Notstromversorgung (z.B. Dieselaggregat oder Batterie-Backup) für kritische Verbraucher? Ist bei Ausfall des öffentlichen Netzes (Blackout) gewährleistet, dass sicherheitsrelevante Systeme (Notbeleuchtung, Rauchabzüge, Serverräume, Steuerungen) weiter versorgt werden? Falls das Konzept vorsieht, dass ein BHKW im Inselbetrieb Strom liefert, muss dessen Fähigkeit dazu geprüft werden (inkl. Schwarzstartfähigkeit, Inselnetzsynchronisation). Meist wird die Versorgungssicherheit elektrisch jedoch durch ein klassisches Notstromaggregat (NSA) hergestellt – siehe Abschnitt Notstromaggregate. Die Prüfanweisung verlangt, eine Liste der Sicherheitsstromversorgten Anlagen (nach DIN VDE 0100-710 für medizinische Bereiche, DIN VDE 0100-560 für Sicherheitsbeleuchtung, etc., falls anwendbar) einzusehen und abzugleichen, ob diese mit der vorgesehenen Notstromtechnik abgedeckt sind. Redundanz kann auch bedeuten, zwei Einspeisungen vom EVU zu haben (Ringleitung, zweite Einspeisestelle); falls relevant, wäre das ebenfalls zu prüfen.

• Thermische Versorgung (Heizung/Wärme): Hier ist Redundanz oft mittels Mehrkesselanlagen oder Kombination BHKW + Spitzenlastkessel gelöst. Der Prüfer achtet darauf, dass bei Ausfall der Hauptwärmeerzeuger (z.B. BHKW defekt) die Gebäudeheizung weiterhin funktioniert – entweder übernimmt der Spitzenlastkessel die Gesamtlast oder es existieren mehrere parallel betriebene Wärmeerzeuger (z.B. 2 Kessel, die je 50% der Last decken können). Ebenso sollten für evtl. erforderliche Dampferzeuger oder thermische Öl-Systeme in der Produktion Reserveeinheiten vorhanden sein, falls Produktionsprozesse dies erfordern. Auch Pumpen in Heizkreisen werden idealerweise redundant (n+1) ausgeführt; die Planung ist daraufhin zu überprüfen (Doppel-Pumpengruppen oder Umschaltreserven?).

• Kälteversorgung: Sollte das Gebäude Kältemaschinen für Klimatisierung oder Prozesse haben (hier nicht explizit gefordert, aber in vielen Produktionsstätten üblich), gilt analog: Gibt es eine Backup-Kältemaschine oder Notkühlung? Ist im Falle eines Kälteerzeugerausfalls zumindest die EDV-Kühlung oder andere kritische Kühlung gesichert? Diese Fragen sollten beantwortet und entsprechende Maßnahmen in der Planung erkennbar sein (z.B. zwei parallel betriebene Kaltwassersätze).

Die Prüfanweisung fasst also zusammen: Für Versorgungssicherheit und Redundanz wird geprüft, ob ein Ausfall jeder einzelnen Erzeugungskomponente durch andere Anlagen oder organisatorische Maßnahmen aufgefangen werden kann. Dazu müssen in den Planungsunterlagen Redundanzkonzepte enthalten sein, etwa in Form einer Beschreibung der Ausfallszenarien und vorgesehenen Reaktionen. Wenn solche Beschreibungen fehlen, ist dies ein Befund, der zu klären ist.

Unter Eigenverbrauchsoptimierung versteht man die Maximierung der vor Ort selbst genutzten Energie aus den eigenen Erzeugungsanlagen, anstatt sie ins Netz abzugeben oder ungenutzt zu lassen. Gerade in Deutschland ist dies wirtschaftlich relevant: Selbst genutzter Strom aus PV oder BHKW ersetzt teuren Netzbezug, während eingespeister Überschussstrom oft nur mit geringeren Vergütungen vergütet wird (bei PV etwa EEG-Einspeisetarif, bei BHKW evtl. KWK-Bonus, aber meist geringer als Strombezugskosten).

• Last- und Erzeugungsprofil-Abgleich: Wurden die Lastprofile (Strom- und Wärmebedarf über die Zeit) gegen die Erzeugungsprofile der Anlagen (PV-Erzeugungskurve, BHKW-Betriebszeiten) abgestimmt? Der Planer sollte nachweisen, dass z.B. das BHKW hauptsächlich läuft, wenn auch Wärme gebraucht wird, und dass der erzeugte Strom zu diesen Zeiten intern verbraucht werden kann (Verwaltung tagsüber, Produktion ggf. im Schichtbetrieb). Tools dafür sind Lastgangsimulationen oder Berechnungen nach VDI 4655 (für Wohnlastprofile) – bei industriellen Lasten eher eigene Messungen oder Prognosen. Der Prüfer kann z.B. prüfen, ob für das PV-System eine Abschätzung gemacht wurde, wieviel kWh davon im Gebäude bleiben (Eigenverbrauchsanteil) und ob ggf. ein Speicher zur Erhöhung dieses Anteils eingeplant ist.

• Speicher und Lastmanagement: Ist ein Batteriespeicher oder thermischer Speicher vorgesehen, um überschüssige Energie zwischenzuspeichern? Bei PV könnte ein Batteriespeicher Übermittagsüberschüsse aufnehmen und abends abgeben. Bei BHKW ist der thermische Pufferspeicher wesentlich, um die Wärme zwischenzuspeichern. Die Prüfung umfasst, ob diese Speicher vorhanden und ausreichend dimensioniert sind. Insbesondere der thermische Speicher sollte so groß sein, dass das BHKW nicht wegen vollem Speicher abschalten muss, solange noch Eigenstrombedarf besteht – es sei denn, wirtschaftliche oder technische Gründe sprechen dagegen.

• Lastverschiebung: Wird die Möglichkeit genutzt, flexible Verbraucher im Gebäude zeitlich so zu steuern, dass sie möglichst dann laufen, wenn eigenezeugter Strom vorhanden ist? Beispiele: Kühlhäuser tiefer runterkühlen bei PV-Überschuss (Thermische Masse ausnutzen), Batterieladestationen für Flurförderzeuge gesteuert laden, Lüftungsanlagen mit höherer Leistung fahren, wenn gratis PV-Strom verfügbar ist, etc. Die Planung (zusammen mit Gebäudeautomation) sollte entsprechende Flexibilität vorsehen. Der Prüfer kann hier auf Unterlagen zur Gebäudeleittechnik zugreifen: Gibt es ein Peak-Shaving- oder PV-Überschuss-Programm? Ist eine Schnittstelle ins Energiemanagement implementiert?

• Einspeisemanagement im Sinne der Begrenzung Einspeiseleistung: Aus EEG/TAB-Sicht darf die Einspeisung gewisser Anlagen begrenzt sein (z.B. 70%-Regel bei PV, wie oben erwähnt). Die Planung sollte das erfüllen, aber möglichst so, dass wenig Überschuss entsteht – also lieber Eigenverbrauch erhöhen statt abregeln. Prüfen kann man, ob z.B. an sonnigen Wochenenden, wenn Produktion ruht, die PV-Anlage ggf. via Energiemanagement Überschuss sinnvoll nutzt (z.B. Ladung eines Batteriespeichers oder von E-Fahrzeugen der Firmenflotte, sofern vorhanden). Dies geht natürlich über die reine Ausführungsplanung hinaus in den betrieblichen Optimierungsbereich, aber Schnittstellen müssen in der Planung angelegt sein.

• Regelung BHKW/PV: Falls BHKW und PV gleichzeitig Strom liefern können, sollte die Steuerung so ausgelegt sein, dass das BHKW seine Leistung drosselt, wenn genügend PV-Leistung vorhanden ist und der interne Verbrauch gering ist (um nicht unnötig einzuspeisen). Das kann entweder durch eine Leistungssteuerung des BHKW basierend auf Netzbezug erfolgen oder über Vorgaben des Energiemanagements. Hier ist zu prüfen, ob der BHKW-Regler solche Betriebsmodi vorsieht (viele moderne KWK-Anlagen können modulierend betrieben werden) und ob entsprechende Sensorik/Aktorik in der Planung vorgesehen ist (z.B. Netzbezugsmessung als Signal für BHKW-Steuerung).

Ziel dieser Prüfpunkte ist sicherzustellen, dass das System nicht nur technisch funktioniert, sondern auch wirtschaftlich optimiert ist. Hoher Eigenverbrauchsanteil unterstützt auch die Netzstabilität (weniger Rückspeisung) und steigert die Nachhaltigkeit, da weniger Energie extern bezogen wird.

Netzparallelbetrieb bezeichnet den gleichzeitigen Betrieb der lokalen Erzeugungsanlagen mit dem öffentlichen Stromnetz. Dies ist im Normalfall vorgesehen, da PV, BHKW, Brennstoffzellen etc. parallel einspeisen, während Verbraucher weiterhin am Netz hängen. Inselbetrieb meint dagegen den Betrieb eines lokalen Netzes ohne Verbindung zum öffentlichen Netz, z.B. im Blackout-Fall mit Notstromaggregat. Beide Betriebsarten stellen spezifische Anforderungen, die die Ausführungsplanung berücksichtigen muss.

Im Netzparallelbetrieb sind vor allem die Schutz- und Steuerungsmechanismen wichtig, um ein sicheres Zusammenspiel zu gewährleisten.

• Netz- und Anlagenschutz (NA-Schutz): Ist eine anerkannte Schutzvorrichtung vorhanden, die bei Über- oder Unterspannung, Frequenzabweichungen oder Netzunterbrechung die Einspeisung sofort trennt? Für PV-Wechselrichter und einige BHKW ist dieser Schutz bereits integriert; ansonsten muss ein externes Gerät nach VDE AR-N 4105 installiert werden. Die Einhaltung dieser Regel (allpolige Trennung innerhalb 200 ms bei Inselnetzerkennung, z.B. mittels „ENS“) ist verpflichtend. Die Planunterlagen sollten Schaltpläne mit dem NA-Schutz zeigen, was der Prüfer abgleichen wird.

• Synchronisation und Rückspeisung: Falls Anlagen geplant sind, die auch in Insel gehen können, müssen diese synchronisiert werden, bevor sie wieder ans Netz gekoppelt werden (um Gefahr von Rückspeisstößen zu vermeiden). Im regulären Netzparallelbetrieb synchronisiert sich ein BHKW-Generator oder Wechselrichter automatisch auf die Netzfrequenz, was Standard ist – die Planung muss hier die entsprechenden Synchronisierer beinhalten (typischerweise Teil der Generatorsteuerung). Der Prüfer achtet darauf, dass kein Erzeuger fälschlich Inselnetz bildet, solange Netz da ist. Das heißt z.B., PV-Wechselrichter sind so konzipiert, dass sie ohne Netz keine Spannung liefern (so vorgeschrieben, „selbsttätig vom Netz trennend“). In der Prüftabelle werden diese Punkte als erfüllt markiert, wenn die Komponentenauswahl normgerecht ist.

• Maximale Einspeiseleistung: Die Summe aller Erzeugungsleistungen, die parallel ins Netz speisen können, darf gewisse Anlagengrenzen nicht überschreiten, insbesondere die vertraglich mit dem Netzbetreiber vereinbarte maximale Einspeiseleistung. Der Prüfer kontrolliert, ob diese Summe angegeben und ggf. begrenzt ist. Beispielsweise: Wenn PV + BHKW in Summe 500 kW erzeugen könnten, aber der Netzanschluss nur 400 kW Einspeisung zulässt, muss technisch sichergestellt sein, dass nicht beide zeitgleich Volllast ins Netz einspeisen. Lösungen sind Lastmanagement oder Begrenzungsfunktionen. Die Planung sollte dies ansprechen und z.B. einen Kuppelschalter oder Regler beinhalten, der eine solche Begrenzung vornimmt. Nach aktuellen VDE-Anwendungsregeln (Entwurf VDE-AR-N 4105:2024) sollen PV-Anlagen bis 500 kW (AC) am Niederspannungsnetz zulässig sein, aber das hängt von Netzkapa und Anmeldung ab.

• Unsymmetrie/Schieflast: Im Drehstromnetz darf die Einspeisung unsymmetrisch nur bis 4,6 kVA je Phase (bzw. 20 A) erfolgen laut VDE-AR-N 4105. Die Planung muss sicherstellen, dass z.B. einphasige PV-Wechselrichter diese Grenze einhalten oder die Einspeisung auf alle Phasen verteilt ist. Der Prüfer kontrolliert die Wechselrichteranzahl/Phasigkeit – in Industrieprojekten sind meist nur 3-phasige Systeme verbaut, aber es könnte z.B. kleine einphasige Wechselrichter für Ost/West-Strings geben. Diese dürfen nur begrenzt eingesetzt werden, um die Schieflastregel nicht zu verletzen.

• Selektive Lastabwürfe: Im Inselnetz kann nicht die volle Last versorgt werden, meist. Der Prüfer schaut, ob in der Planung definiert ist, welche Verbraucher im Inselbetrieb versorgt werden (Notstromschaltplan). Meist sind separate Unterverteilungen für Notstrom vorhanden, die über eine Netzumschaltung vom Aggregat gespeist werden. Diese sollten in den Schaltplänen erkennbar sein. Kritisch ist, dass im Inselmodus keine Verbindung zum öffentlichen Netz besteht – wie oben beschrieben, muss die Netz-Trennstelle absolut sichergestellt sein.

• Spannungs- und Frequenzhaltung: Das Notstromaggregat (oder ein Insel-BHKW) muss allein Spannung und Frequenz im Inselnetz halten. Die Planung muss hier eventuell nach VDE 0510 oder ISO 8528 entsprechende Anforderungen erfüllen. Z.B. muss ein Generatorregler vorhanden sein, der die Frequenz steuert (Droop-Regelung bei Laständerung). Der Prüfer kann technische Daten hierzu fordern. In der Regel wird das vom Aggregatlieferanten gewährleistet, aber es sollte sichergestellt sein, dass keine Verbraucher vorgesehen sind, die große Sprünge verursachen, welche das Aggregat überfordern (z.B. große Motoren ohne Sanftanlauf).

• Wiederzuschaltung/Netzrückkehr: Wenn das Netz wiederkommt, wie ist das Prozedere? Die Planung muss verhindern, dass phasenverschoben parallel geschaltet wird (Lebensgefahr für Netzpersonal!). Normalerweise ist das durch die Netz-Notschaltersteuerung gegeben: Erst wenn Netz stabil, Aggregat trennt, Netzschalter rein, dann Aggregat aus. Der Prüfer könnte hier eine Beschreibung erwarten im Notstromschema, und wird prüfen, ob die Automatiksteuerung dies abdeckt.

Es ist also das Thema Netzparallel vs. Insel eine Frage des sicheren Betriebs in beiden Situationen. Die Prüftabelle wird entsprechende Fragen stellen wie „Netzschutz vorhanden?“, „Inselbetriebsfähig mit Trennstelle ausgestattet?“, „Synchronisation und Frequenzhaltung sichergestellt?“.

Ein Spezialfall der Versorgungssicherheit ist das Blackout-Szenario, also der vollständige Ausfall der externen Stromversorgung. Hier greifen alle Notfallkonzepte, und die Ausführungsplanung muss gewährleisten, dass diese Konzepte technisch umsetzbar sind.

• USV (unterbrechungsfreie Stromversorgung): Wurden für empfindliche Verbraucher (IT-Systeme, Steuerungen) USV-Anlagen vorgesehen? Falls ja, sind diese in den Elektroplänen erkennbar und passend dimensioniert (Batteriekapazität für definierte Überbrückungszeit). Der Prüfer achtet darauf, dass nach Umschalten auf NSA eventuell kurz eine Spannungsunterbrechung auftritt – eine USV muss diese überbrücken, falls kritische Last. Sind die USV-Kreise sauber abgegrenzt?

• Sicherheitsbeleuchtung: Gemäß ArbStättV und Landesbauordnungen müssen gewisse Bereiche im Blackout beleuchtet bleiben (Notbeleuchtung, ggf. Sicherheitsstromkreis). Hier ist die Schnittstelle zur Energieerzeugung: Notbeleuchtung wird oft über Batterien (Zentralbatterieanlage) realisiert, oder sie hängt auch am Notstromdiesel. Der Prüfer sollte im Elektroplan sehen, ob eine Sicherheitsbeleuchtungs-ZSV existiert und wie deren Ladesystem versorgt wird (auch Netzausfall-tolerant?).

• Heizung im Blackout: In industriellen Anlagen kann der Ausfall der Heizung bei Kälte kritisch sein (Frostschäden). Falls Notstrom nicht ausreicht, um die gesamte Heizung zu betreiben, sind Frostschutzmaßnahmen vorzusehen (z.B. Frostschutzthermostate, Notentleerungen). Der Prüfer fragt im Zweifel nach: was passiert mit der Wärmepumpe bei Stromausfall im Winter? Bleibt die Gebäudeheizung komplett stehen? Wenn ja, wurde bewertet, nach welcher Zeit das kritisch wird? Oft dimensioniert man Notstromaggregate so, dass zumindest eine minimale Heizungspumpe und ggf. der Spitzenkessel betrieben werden können, um Frostschutz zu gewährleisten.

• Blackstart-Fähigkeit: Kann das BHKW aus dem Schwarz zustarten, falls es als Notversorger dienen soll? Viele BHKW brauchen Netz, um zu starten (Schmieranlage, Steuerung) – außer man rüstet sie speziell aus. Wenn das BHKW Teil der Notfallstrategie sein soll (z.B. nach kurzer Dieselüberbrückung soll das BHKW übernehmen, um Diesel zu sparen), muss das BHKW blackstartfähig ausgestattet sein. Das wäre ein spezieller Prüfpunk, der nur zutrifft falls das geplant ist. Der Normalfall ist: Diesel übernimmt, BHKW bleibt aus während Blackout.

• Kommunikation und Leittechnik im Notfall: Die Gebäudeautomation sollte im Notfall weiter funktionieren, zumindest teilweise, um die Steuerung der Erzeuger zu ermöglichen. Wurde dafür vorgesorgt (USV für Leittechnik-Schrank)? Ist die Netzersatz-Steuerung (Netzparallel-/Insel-Steuerung) autark? In Prüfunterlagen könnte ein sogenanntes Notfallhandbuch oder eine Beschreibung der Notfallszenarien stehen – das ist oft erst in Betriebsphase relevant, aber eine gute Planung denkt es vor. Der Prüfer kann anregen, dass solche Beschreibungen in Lph5 erarbeitet werden, auch wenn sie erst Lph8 umgesetzt werden.

Generell gilt: Die Prüfanweisung nimmt an, dass Blackouts vorkommen können, und fordert, die Planung robust dagegen zu machen. Sie will sicherstellen, dass kein wichtiges Detail übersehen wurde, das im Ernstfall zu Schaden führt (z.B. ein Notstromdiesel startet nicht, weil der Anlasserakku ungepuffert und leer ist – daher: Ladesystem des Starters angeschlossen an Dauerversorgung; solche Details sind die Würze der Prüfung).

Der Netzanschluss bezieht sich auf die Schnittstelle zwischen den gebäudeinternen Energieerzeugungsanlagen und dem öffentlichen Versorgungsnetz bzw. der Kundenanlage des Gebäudes. Eine ordnungsgemäße Planung des Netzanschlusses ist essenziell, um die Einspeisung sicher und regelwerkskonform zu gestalten.

• Spannungsebene und Anschlusspunkt: Wurde korrekt festgelegt, ob die Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz (400 V) oder am Mittelspannungsnetz (z.B. 10 kV) angeschlossen werden? Bei kleineren bis mittleren Leistungen (Summe ≤ 135 kW) ist Niederspannungsanschluss üblich und VDE-AR-N 4105 einschlägig. Bei größeren Anlagen oder wenn der Betrieb einen eigenen Mittelspannungsanschluss hat, müssen die Anwendungsregeln VDE-AR-N 4110 (Mittelspannung) beachtet werden. Der Prüfer sichtet hier die Abstimmung mit dem Netzbetreiber: Liegt eine Netzanschlusszusage vor, die die maximale Einspeiseleistung und die Anschlussbedingungen nennt?

• Anschlussüberwachung und Trennstelle: Wie schon erwähnt, muss eine Trennvorrichtung vorhanden sein, mit der der Netzbetreiber die Anlage vom Netz trennen kann (meist im Zählerschrank/HAK-Bereich ein Netz-Trenner). Die TAB fordern i.d.R. einen vom VNB abschaltbaren Schalter für Einspeiseanlagen. Die Planung sollte diesen explizit ausweisen (z.B. als „NA-Schalter, plombierbar“). Ebenso muss der Spannungsabfall am Anschlusspunkt geprüft sein: Einspeisung kann Rückspannung verursachen; die Kabeldimensionierung muss so sein, dass Spannungsänderungen im zulässigen Rahmen bleiben (üblich < 3% Spannungsänderung innerhalb der Anlage bei Volleinspeisung).

• Messkonzept: Der Netzanschluss von Erzeugern bedingt oft zusätzliche Zähler (Einspeisezähler, Erzeugungszählung für EEG/KWK-Umlage etc.). Die Prüfanweisung sieht vor zu kontrollieren, ob das Messkonzept mit dem VNB abgestimmt und korrekt dargestellt ist. Beispielsweise: Bei einem BHKW, das Überschuss einspeist, müssen geeichte Zähler für die eingespeiste Energie vorhanden sein, die EEG-Umlagepflicht für den Eigenverbrauch bemessen sich ggf. an Parallelmessungen (seit 2021 auch teils Entfall, aber das ist komplex). Wichtig ist, dass der Planer die Zählerplätze vorgesehen hat und der Schaltschrankbauer weiß, was wohin. Bei PV-Anlagen > 30 kW und KWK-Anlagen ist zudem die Registratur im Marktstammdatenregister Pflicht – dies ist kein Planungsdetail, aber im Rahmen der Prüfung kann auf die Pflicht hingewiesen werden.

• Schutzeinrichtungen am Netzanschluss: Neben dem NA-Schutz sind Überstromschutzeinrichtungen (Sicherungen/Leistungsschalter) und ggf. Rückspeiseschutz relevant. Die Einspeisung vom Erzeuger in die Hauptverteilung erfordert einen eigenen Abgang mit Kurzschlussschutzeinrichtung. Dieser muss selektiv zur VNB-Vorsicherung sein. Der Prüfer checkt Selektivitätsunterlagen: Oft gibt der VNB die Vorsicherung vor (z.B. 315A NH), dann muss z.B. der BHKW-Abgang mit kleinerem Strom und entsprechender Charakteristik abgesichert sein, damit im Fehlerfall zuerst die interne Sicherung kommt und nicht der Hausanschluss.

• Technische Anschlussbedingungen (TAB): Jede Netzbetreiber-TAB enthält spezifische Forderungen, z.B. eine ggf. vorgeschriebene Summenstrommessung oder Vorgaben zur Schaltgerätekombination. Die Planung muss die aktuell geltenden TAB einhalten. So fordert etwa die TAB oft, dass bei Erzeugungsanlagen >30 kW am Niederspannungsnetz ein zentraler Netzschutz (Entkupplungseinrichtung) außerhalb der Wechselrichter vorhanden sein muss (z.B. ein NA-Schutzrelais, das einen Kuppelschalter öffnet). Prüfer sollten im Zweifelsfall die TAB-Dokumente bereithalten und stichprobenartig abgleichen. Weiterhin gibt es in den TAB meist Vorgaben zur Blindleistungsregelung (z.B. cosφ(P)-Kennlinie), die in der Planung übernommen sein müssen.

Es ist der Netzanschluss ein Bereich, wo viele externe Vorgaben einfließen – eine enge Abstimmung mit dem Netzbetreiber ist erwartet. Als Prüfer dokumentiert man eventuelle Lücken (z.B. fehlt in Plänen der NA-Schalter, oder Messwandlerplätze unklar etc.) und verweist auf deren Nachbesserung.

Unter Einspeisemanagement versteht man die aktive Steuerung der Einspeiseleistung der Erzeugungsanlagen in Abhängigkeit von Netzanforderungen oder Eigenverbrauchssituation. In Deutschland wurde das Einspeisemanagement insbesondere durch das EEG formalisiert: Netzbetreiber dürfen EEG-Anlagen bei Netzengpässen abregeln, und Anlagen >100 kW müssen technische Einrichtungen dafür vorhalten. Aber auch jenseits gesetzlicher Abregelung geht es hier um die Steuerung der Leistung, um z.B. Lastspitzen zu kappen oder Vorgaben einzuhalten.

• Fernwirktechnik für EEG-Anlagen: Wie oben erwähnt, PV-Anlagen über 100 kW (bzw. >25 kW je nach Stichtag/EEG-Version) müssen vom Netzbetreiber fernsteuerbar sein in ihrer Wirkleistungseinspeisung. In der Ausführungsplanung sollte ein entsprechender Anschluss an die Rundsteuerempfänger oder an ein Netzleittechniksystem vorgesehen sein. Der Prüfer prüft, ob im Plan z.B. Platz für einen Rundsteuerempfänger im Schaltschrank eingeplant ist oder ob bereits die Lieferung eines solchen Geräts erwähnt wird.

• Regelleistung und Inselnetz: Wenn das Objekt ggf. in einem Virtuellen Kraftwerk oder als Notfallreserve mitwirken soll, müssten Regelleistungen bereitgestellt werden. Das geht aber über normale Lph5 hinaus. Erwähnen kann man: Wurde bedacht, dass z.B. ein BHKW primärregelfähig ist? (Die meisten kleinen sind nicht, nur größere mit entsprechender Kommunikation zum Netzbetreiber.)

• Leistungssteuerung nach Eigenverbrauch: Das hatten wir im Eigenverbrauchsteil. Hier nochmal technisch: Der Prüfer schaut, ob z.B. im BHKW-Leitsystem Parameter hinterlegt sind, dass das BHKW einen gewissen Netzbezug Sollwert hält (Power Management). Manche Blockheizkraftwerke können modulieren, um z.B. Netzbezug = 0 zu regeln (Überschuss vermeiden). Diese Funktion kann man testen; in der Planung sollte sie erwähnt sein. Ebenso können Wärmepumpen per SG-Ready oder ähnlichem Signal in Leistungsstufen geschaltet werden, abhängig vom PV-Überschuss. Der Prüfer schaut hier nach Schnittstellen: z.B. ist im Lastmanagementschema ein Signal "PV Überschuss" vorgesehen, das bestimmte Verbraucher erhöht.

• Kappung von Lastspitzen: Einspeisemanagement umfasst streng genommen auch die Steuerung von Lasten, um das Netz zu entlasten. In Industriebetrieben werden manchmal Lastmanagementsysteme eingesetzt, die bei drohender Lastspitze (und damit Leistungsbezugskosten) Generatoren zuschalten oder Verbraucher abschalten. Wenn ein solches Lastmanagement geplant ist, muss die technische Umsetzung in der Ausführungsplanung erkennbar sein: z.B. Einbindung des BHKW in Lastführung (Start bei > x kW Bezug), oder Ansteuerung definierter Abläufe. Der Prüfer wird im MSR-Plan oder in der Funktionsbeschreibung entsprechende Algorithmen suchen.

• Netzstützung: Das Gegenteil von Abregelung – heute verlangen Netzbetreiber zunehmend, dass Erzeuger sich netzstützend verhalten, d.h. bei Bedarf Blindleistung liefern (hielt man schon fest) und ggf. nicht einfach sofort weggehen bei kleinen Störungen. VDE 4105 erlaubt z.B. bestimmte Zeitbereiche, in denen Überspannung toleriert wird mit Leistungsreduktion. Der Prüfer könnte kontrollieren, ob die Wechselrichter parametriert werden können (ja, die Kennlinien Q(U) etc.).

Im Kern dient Einspeisemanagement der Einhaltung aller Leistungsflüsse im erlaubten Rahmen. Daher wird in der Prüftabelle gefragt: Sind Einrichtungen zur Leistungsbegrenzung vorhanden? Ist das Zusammenspiel koordiniert, sodass auch mehrere Anlagen gemeinsam gesteuert werden können? Und sind die Anforderungen aus EEG/Netzbetreiberverträgen berücksichtigt?

Der Begriff Leistungsschaltungen bezieht sich auf die gesamte elektrische Schalt- und Verteiltechnik, die die Energieerzeugungsanlagen mit dem Verbrauchernetz verbindet: Generatoranschlussschalter, Leistungsschütze, Schaltschränke, Verkabelung, Schutzeinrichtungen, etc. Eine sorgfältige Planung in diesem Bereich ist maßgeblich für einen sicheren und wartungsfreundlichen Betrieb.

• Einlinienschaltplan: Der zentrale Nachweis für die korrekte Leistungsschaltung ist der vom Planer erstellte Einlinienschaltplan (bzw. Übersichtsplan der Stromversorgung). Der Prüfer wird diesen Plan im Detail analysieren: Sind alle Energiequellen dort eingezeichnet und mit ihren Schaltelementen versehen? Gibt es eindeutige Umschaltkontakte für Notstrom? Sind die Schalter richtig benannt (z.B. Q1 für BHKW-Leistungsschalter etc.) und ist die Anschlusslogik klar?

• Schaltgeräte-Dimensionierung: Alle Leistungsschalter, Trennschalter und Schütze müssen auf die auftretenden Ströme und Spannungen ausgelegt sein. Zu prüfen ist insbesondere die Kurzschlussfestigkeit. Ein BHKW-Generator oder PV-Wechselrichter kann zwar nicht so hohe Kurzschlussströme liefern wie das Netz, aber in Kombination mit dem Netzbezug können am Einspeisepunkt höhere Ströme fließen. Der Planer sollte Berechnungen zur Kurzschlussstromhöhe vorgelegt haben. Der Prüfer verifiziert, dass die Schaltgeräte ein ausreichendes Ausschaltvermögen haben (z.B. 25 kA bei 400 V je nach Netzform). Eine Netzimpedanzberechnung hilft hier.

• Selektivität: Eng verknüpft damit ist die Staffelung der Schutzorgane, damit im Fehlerfall möglichst nur der kleinste betroffene Anlagenteil abgeschaltet wird. Beispielsweise: Kurzschluss in einem PV-Strang sollte die Strangsicherung auslösen, nicht den Hauptsicherungslasttrenner am Zählerschrank. Oder Fehler im BHKW-Aggregat sollte dessen Abgangsschutz auslösen, nicht die gesamte Anlage stromlos machen. Der Prüfer erwartet Selektivitätsstudien oder Tabellen vom Planer bzw. Schaltschrankbauer. Wo Selektivität nicht erreichbar ist (bei gleich großen Sicherungen zum Beispiel), muss das tolerierbar sein (manche kleine Netze sind nicht vollselektiv, dann riskiert man größeren Ausfall). Er wird solche Stellen markieren.

• Erdung und Potentialausgleich: Leistungsschaltungen betreffen auch die korrekte Erdung der Erzeugeranlagen. So ist etwa bei PV-Anlagen zu prüfen, ob der Generatorsternpunkt am Wechselrichter geerdet ist oder ob es ein IT-System auf DC-Seite ist. Der Potentialausgleich aller Modulrahmen muss im Plan auftauchen (VDE 0100-712 fordert je nach System einen PA der PV-Teile). Bei BHKW muss Generatorerde und Motormasse an den Haupterdungspunkt – diese Details erwarten wir in Erdungsplänen. Der Prüfer schaut, ob ein zentraler PA-Leiter zu den Anlagen vorgesehen ist und mit genügend Querschnitt.

• Not-Aus und Schaltschema: Gibt es ein zentrales Notaussystem, um im Gefahrenfall alle Erzeuger abzuschalten? Oft ist in Technikzentralen ein Not-Aus-Knopf vorgeschrieben (Maschinenverordnung könnte greifen). Wenn ja, ist die Kette im Plan ersichtlich: z.B. Not-Aus unterbricht Brennstoffzufuhr und stoppt Generatoren. Der Prüfer verifiziert, ob entsprechende Stromlaufpläne der Steuerung das enthalten.

• Wartungsschaltungen: Eine gute Planung ermöglicht, dass einzelne Komponenten gewartet werden können, ohne das ganze System lahmzulegen. Prüfen kann man z.B.: Gibt es Bypässe oder Überbrückungsmöglichkeiten? Etwa bei einem BHKW-Modul – kann ich es elektrisch und hydraulisch abschalten und trotzdem den Rest betreiben (ja, wenn es Absperrarmaturen und Schalter gibt). Für PV-Strings: Sind String-Trenner vorhanden, sodass man einzelne Strings gefahrlos stillsetzen kann? Die Tabelle wird fragen, ob "Trennmöglichkeiten zu Wartungszwecken" gegeben sind.

• Schaltberechtigung und Verriegelungen: In Industrieumgebungen muss klar sein, wer was schalten darf. Das ist eher betrieblich, aber z.B. muss in der Planung bei fernsteuerbaren Schaltern eventuell lokale Verriegelung berücksichtigt werden (lokale Aus/Ein-Schalter mit Abschließbarkeit). Solche Punkte kann der Prüfer nur qualitativ anmerken, falls er sieht, dass ein wichtiger Lasttrennschalter nur ferngesteuert vorgesehen ist. Besser: motorischer Schalter mit Handbedienung.

Es deckt die Prüfung der Leistungsschaltungen sicher, dass der Strom aus den Erzeugern kontrolliert und sicher zu den Verbrauchern gelangt und im Fehlerfall ordentlich abgeschaltet wird. Dies erfordert gewissenhaftes Studium der Schaltpläne und technischer Daten, was in der Prüftabelle in einzelne Prüffragen heruntergebrochen wird (z.B. "Kurzschlussberechnung vorhanden? Schutzkonzept selektiv?").

Netzrückwirkungen bezeichnet alle Effekte, die die Eigenanlagen auf die Qualität des elektrischen Versorgungsnetzes ausüben können – insbesondere Oberschwingungen (THD), Flicker, Spannungsänderungen und Unsymmetrien. Das öffentliche Netz und die Verbraucher sollen durch die Einspeisung nicht unzulässig beeinträchtigt werden. Hier gelten diverse Normen (z.B. DIN EN 61000-3-2, -3-12 für Oberschwingungsbegrenzung je nach Leistung, IEEE 519 etc.), in Deutschland konkretisiert durch die VDE-Anwendungsregeln.

• Oberschwingungsstromanteile: PV-Wechselrichter und auch moderne BHKW mit Netzrichter haben i.d.R. aktiv geregelt niedrige THD, typ. <3%. Dennoch fordern Netzbetreiber die Einhaltung von Grenzwerten gemäß VDE AR-N 4105 und EN 61000. Der Prüfer kann verlangen, dass Herstellerangaben zu THD vorgelegt werden. Gerade größere Umrichter (z.B. bei Leistungselektronik von Wärmepumpen, großen Lüftern etc.) sollten PFC-Stufen haben. Sind im Plan Kompensationsanlagen vorgesehen? Falls große Asynchronmotoren betrieben werden (z.B. Kälteanlage), sind Kompensationskondensatoren oder gar aktive Filter eingeplant? So was schaut man in der Liste der Komponenten nach.

• Flicker: Große Lastsprünge können Flicker verursachen (sichtbares Lampenflackern). BHKW starten, große Wärmepumpen anlaufen – das kann einmalig Spannungseinbrüche verursachen. Netzbetreiber haben Normen für zulässigen Flicker (Pst < 1). Abhilfe: Sanftanlauf, Frequenzumrichter an Motoren. Der Prüfer checkt: Hat die 200 kW-Wärmepumpe einen Sanftanlauf? (Wenn nein, Hinweis). Startet das BHKW synchron sanft? (i.d.R. ja, BHKW koppelt erst, wenn synchron -> kaum Einschaltstrom).

• Unsymmetrie: Wie schon erwähnt, keine Phase überlasten. Das wird im Einspeiseplan und Lastverteilungsplan klar, aber man kann es hier nochmal nennen: Prüfen, dass z.B. einphasige Ladestationen plus einphasige PV-Wechselrichter nicht zusammen eine Phase stark belasten, während andere frei sind. Im Industriebau aber meist alles 3-phasig ausgeführt, also eher unkritisch, aber wichtig falls z.B. 230V USV-Kreise existieren.

• Blindleistung und cos φ: Netzrückwirkungen betreffen auch Blindleistung. VDE 4105 verlangt, dass Erzeuger in einem bestimmten Bereich Blindleistung bereitstellen oder aufnehmen können. Der Prüfer kontrolliert, ob die Wechselrichter auf cos φ = 0,95 kapazitiv/regenerativ regelbar sind oder fixe Vorgaben haben. BHKWs haben meist Synchronmaschinen, da kann cos φ eingestellt (über Erregung) werden. Sind da Kompensationskondensatoren vorgesehen? Oder übernimmt das der Generator? In summe: Erzeuger sollten entweder cos φ ~1 einspeisen oder wie gefordert geregelt (häufig setzen NB 0,95 ind. fest, je nach Spannungslage).

• Spannungshaltung: Bei starker Einspeisung kann die Spannung im eigenen Netz steigen. Der Planer sollte Abschätzungen gemacht haben, ob am Ende der Leitung die Spannung noch in Toleranz ist (+/-10%). Insbesondere PV-Einspeisung am Trafoende in ländlichen Netzen war mal ein Problem – in einem Industriegelände mit eigenem Trafo eher nicht. Aber falls das Gebäude ein längeres Zuleitungskabel hat, wurde dessen Querschnitt evtl. größer gewählt, um Spannungsfall zu verringern. Der Prüfer sieht sich die Kabeldimensionen an.

• Schalt- und Schutz-Einwirkungen: Netzrückwirkung kann auch bedeuten, dass das Zusammenspiel von Netz und Erzeuger bei Störungen kontrolliert abläuft. Z.B. wenn im öffentlichen Netz ein Kurzschluss auftritt, speist das BHKW kurz mit in den Fehler – wird es dadurch überlastet? Hat es eine Kurzschlussleistung, die die Schutzeinrichtungen sicher auslösen lässt? Diese Art der Überprüfung fließt in Schutzberechnungen ein. Der Planer sollte z.B. darstellen, dass der NA-Schutz innerhalb 200 ms trennt bei externer Störung, um nicht lange Einspeisen zu müssen. Der Prüfer kann auch hier auf die Selektivität verweisen.

Gegebenenfalls fordert die Prüfanweisung, dass ein Power-Quality-Gutachten oder Messungen nach Inbetriebnahme gemacht werden (gehört zu Lph8). In Lph5 kann man zumindest fordern: Alle vorgesehenen Komponenten sollen die relevanten EMV- und Netzverträglichkeitsnormen erfüllen (CE-Konformität, THD Limits etc.). Der Prüfer vermerkt, ob entsprechende Herstellerangaben in den Dokumentationen sind.

Ein oft vernachlässigter, aber in der Praxis enorm wichtiger Aspekt der Planung ist die Inbetriebnahmefähigkeit der Anlagen – also die Möglichkeit, die gesamte Anlage und ihre Teilsysteme sicher nacheinander in Betrieb zu nehmen, zu testen, einzuregeln und anschließend auch zuverlässig warten zu können. Die Prüfanweisung legt Wert darauf, dass die Planung bereits solche betriebstechnischen Aspekte mitdenkt.

• Stufenweise Inbetriebnahme: Bei komplexen Systemen muss es ein Konzept geben, wie diese stufenweise hochgefahren werden. Z.B. zuerst Netzparallelbetrieb der BHKW unter Testbedingungen, dann Einbindung PV, etc. Der Prüfer fragt: Sind in den Planunterlagen oder der Ausschreibung Vorgaben für ein Inbetriebnahmekonzept zu finden? Oft wird gefordert, dass der Auftragnehmer einen Inbetriebnahmeplan erstellt (wer testet was wann, inklusive Netzbetreiber-Abnahmen etc.). In Lph5 sollte zumindest klar sein, welche Schnittstellen wann in Betrieb gehen müssen (z.B. erst nach Netzanschluss durch VNB, dann PV-Testeinspeisung). Der Prüfer kann Hinweise geben, falls offensichtliche Schwierigkeiten drohen (z.B. "wenn PV bei vollem Sonnenschein erstmals zuschaltet, keine Kontrolle? Besser mit einstellbarer Begrenzung anfahren").

• Mess- und Prüfeinrichtungen: Um Anlagen einzufahren, braucht es Messstellen (Druck, Temperatur, Strom, etc.) an entscheidenden Punkten. Die Planung sollte solche Messaufnehmer vorsehen. Der Prüfer geht R+I-Fließbilder (Rohrleitungs- und Instrumentierungsdiagramme) und Elektroschemas durch auf der Suche nach Messpunkten und Prüfanschlüssen. Beispielsweise: Ist an der Netzersatzanlage ein Test auf Netzsynchronisation vorgesehen (kann man vielleicht einen "Probe-Inselbetrieb" Schalter setzen)? Oder: Sind an den Heizungsleitungen Prüfstutzen für Durchflussmessung beim Abgleich? Je mehr davon vorgesehen sind, desto leichter geht die Inbetriebnahme. Wenn er hier Defizite sieht, merkt er es an.

• Zugänglichkeit: Können alle relevanten Komponenten zugänglich gewartet werden? Stehen z.B. die Wechselrichter in einem gut belüfteten Raum mit ausreichend Platz drumherum (gemäß Hersteller, oft 0,5–1 m Wartungsabstand)? Der BHKW-Raum: sind die Wartungstüren groß genug, um ggf. den Motor auszubauen? (Das mag früh klingen, aber in der Planung muss z.B. ein abnehmbares Wandteil oder großes Tor vorgesehen sein, sonst kriegt man das Aggregat nie raus für Tausch). Der Prüfer kann die Baupläne dahingehend checken – in Koordination mit Architekt und TGA-Planer.

• Dokumentation und Prüfkonzepte: Ein guter Plan wird auch vorschlagen, welche Prüfungen erfolgen müssen (z.B. Schutzprüfung NA-Schutz, Funktionstest Notstrom-Umschaltung, hydraulischer Abgleich etc.). In Lph5 fließt das oft in Leistungsbeschreibungen ein. Der Prüfer sollte sicherstellen, dass in den Ausschreibungsunterlagen oder Funktionsschemata diese Prüfungen erwähnt sind, damit sie nicht vergessen werden. Falls es eine Prüfliste (wie unsere) gibt, sollte sie im Projekt als Anforderung an den AN weitergegeben werden. Die Prüfanweisung könnte hier als Vorlage dienen.

• Konformitätserklärungen und Abnahmen: Am Ende der Inbetriebnahme stehen Abnahmen: durch den Netzbetreiber (Inbetriebsetzprotokoll für Erzeugungsanlagen), durch den Schornsteinfeger (Feuerstätte BHKW/Kessel), durch die Baubehörde (ggf. bei Sonderbauten), durch Sachverständige (bei Druckbehältern, z.B. Druckkessel = Ausdehnungsgefäß >1000 Liter). Die Planung sollte alle diese Notwendigkeiten identifiziert haben. Der Prüfer wird checken, ob z.B. bei großen Expansionsgefäßen an eine TÜV-Abnahme gedacht wurde (in Ausschreibungstexten: "Druckgeräte mit CE, Abnahme durch Sachverständigen vor Inbetriebnahme"). Oder ob im Text steht "Netzanschluss gemeinsam mit VNB, Kosten für Zähler setzen in Kalkulation berücksichtigen" etc.

• Betriebshandbuch und Schulung: Gehört zwar zur Inbetriebnahmephase, aber der Planer sollte definieren, was der Errichter liefern muss. Bedienungsanleitungen, Schulungen für Betreiberpersonal (gerade wenn komplexe Leittechnik, muss jemand im Betrieb wissen wie es geht). Der Prüfer kann fragen: ist in der Leistungsbeschreibung ein Posten "Einweisung Betreiber" drin? Wenn nicht, anmerken.

Im Fokus ist also, dass der Prüfer sicherstellen will, dass diese High-Tech-Energiezentrale am Ende tatsächlich reibungslos eingeschaltet und betrieben werden kann, ohne dass plötzliche Hindernisse auftreten, die aus Planungsmängeln resultieren. Eine super Planung nützt wenig, wenn man sie nicht praktisch zum Laufen bekommt – daher dieser Abschnitt in der Prüfanweisung.

Ein modernes Industriegebäude verfügt in der Regel über ein zentrales Gebäudemanagement- bzw. Gebäudeautomationssystem (GA/GLT), das die technischen Anlagen überwacht und steuert. Zusätzlich gewinnt ein Energiemanagementsystem (EMS) an Bedeutung, um Energieflüsse zu optimieren, Effizienzkennzahlen zu erfassen und Lastmanagement durchzuführen. Die geplanten Energieerzeugungsanlagen müssen reibungslos in diese Systeme integriert werden.

• Datenpunkte und Kommunikation: Jede Erzeugungsanlage sollte über eine Schnittstelle zur Leittechnik verfügen. Bei BHKW ist z.B. ein Modbus/TCP oder ProfiNet-Anschluss häufig, worüber Leistung, Temperaturen, Störmeldungen etc. ausgelesen und teils gesteuert werden können. Der Prüfer prüft, ob in der Planung die Datenkommunikation adressiert ist – z.B. in Form einer Datenpunktliste oder Hinweis "Anbindung an GLT via BACnet-Gateway". Wenn eine Anlage „stand-alone“ wäre ohne Anschluss, wäre das suboptimal. Also: Alle relevanten Messwerte (z.B. PV Erzeugungsleistung, BHKW-Status, Füllstand Pufferspeicher, etc.) sollten ins GA-System gehen.

• Visualisierung und Bedienung: Im Leitstand bzw. in der Gebäudeleittechnik sollte eine Visualisierung der Energieerzeugung existieren. Die Ausführungsunterlagen sollten z.B. Funktionspläne für die GLT enthalten, in denen Bilder von BHKW, PV etc. mit Live-Daten vorgesehen sind. Der Prüfer kann nach solchen Plänen oder Beschreibungen suchen. Ggf. ist das an den MSR-Fachplaner delegiert, dann müsste er es beisteuern.

• Steuerungsmöglichkeiten: Neben Monitoring ist Steuerung wichtig: Kann das Leitsystem Sollwerte vorgeben? Beispielsweise: BHKW Ein/Aus remote, oder Leistungs-Sollwert an PV-Wechselrichter (im Rahmen der EEG-Fernsteuerung). Wärmepumpen könnten An/Aus von GA bekommen (z.B. Sperrzeit bei Lastspitze). Der Prüfer schaut, ob diese Regelfunktionen implementiert sind. Oft wird für die GA eine Funktionsbeschreibung gemäß VDI 3814 erstellt, in der steht: "Wenn Zustand X, dann Aktion Y". Solche Dokumente sind Gold wert für die Prüfung. Der Prüfer würde Abgleich machen: Wurden alle verabredeten Strategien aus den vorigen Kapiteln (Eigenverbrauchsoptimierung, Lastmanagement) auch in GA-Funktionen gegossen?

• Energiemonitoring: Ein EMS erfasst Verbräuche und Erzeugungen, um Effizienzkennzahlen zu ermitteln (z.B. Gesamtstromverbrauch vs. Eigenstrom, Performance Ratio PV, BHKW-Betriebsstunden, JAZ der WP). Die Planung sollte entsprechende Zähler und Messwerte vorsehen. Der Prüfer achtet daher: Sind genügend Energiezähler eingebaut? (Z.B. ein geeichter Zähler für PV-Eigenverbrauch und Einspeisung, ein Zwischenzähler für BHKW-Strom der intern genutzt wurde, Wärmemengenzähler an BHKW und WP zur Ertragsmessung etc.) Diese Messwerte sind wichtig, um später z.B. die GEG-Jahresnachweise zu führen oder Förderbedingungen (KWK-Zuschlag erfordert oft Nachweise der Laufzeit und Effizienz).

• Alarmierung: Wenn eine Anlage ausfällt (z.B. BHKW Störung), muss dies gemeldet werden, damit Gegenmaßnahmen erfolgen können. Der GA-Plan sollte Alarmgrenzen und Meldungen definieren (z.B. "BHKW Störung, Anzeige in Leitwarte, ggfs. SMS an Bereitschaft"). Der Prüfer wird anregen, dass kritische Erzeuger eine Störmeldung haben, die kontinuierlich überwacht wird.

• Lastmanagement-Funktion: Teilweise gehört das zum Energiemanagement: Die GA kann auch aktiv in Betrieb eingreifen, um Spitzen zu kappen. Wurde oben angesprochen – der Prüfer sucht im Automationskonzept nach so etwas wie "Lastgangbewirtschaftung: Schalte WP aus, wenn Bezug > 400 kW" oder "Starte BHKW, wenn Bezug > X".

• Schnittstellen zu externen Systemen: In manchen Fällen gibt es ein übergeordnetes Energiemanagement (Konzern-weites System). Dann müssten eventuell die Daten ans ERP oder Energiecontrolling gemeldet werden. Falls relevant, in der Planung klarstellen, wie (z.B. OPC UA Server?). Der Prüfer kann, falls er vom Betreiber den Hinweis hat, verifizieren ob das eingeplant ist.

• Gebäudeautomation und VDI 6022: Ein etwas anderes Thema ist die Integration der Erzeugung in die Lüftungs-/Klimaanlagen. Z.B. wenn Wärmepumpe und Lüftungsanlage zusammenspielen (Wärmerückgewinnung etc.), muss die GA das regeln. VDI 6022, die Hygiene in raumlufttechnischen Anlagen, fordert gewisse Betriebsweisen (z.B. kontinuierlicher Luftaustausch, keine stagnierende Feuchte). Hier achtet der Prüfer darauf, dass z.B. kein unkoordiniertes Abschalten aller Lüfter bei PV-Überschuss passiert, was zu Kondenswasser in Kanälen führen könnte. Solche Detailüberlegungen sollten Teil der integralen Planung sein, sind aber oft schwer greifbar. Dennoch: VDI 6022 verlangt z.B. Überwachung der Filter, Wartungspläne – die GA sollte da unterstützen (Meldung "Filter wechseln"). Indirekt hängt das mit dem Energiesystem zusammen (verstopfte Filter = ineffizienter Lüfter = höherer Stromverbrauch).

Der Prüfer bewertet, ob die Energieerzeugungsanlagen vollständig ins Leitsystem integriert sind und ob alle Daten und Steuerbefehle, die zur optimalen Betriebsführung nötig sind, vorgesehen wurden. Der Fokus liegt auf Interoperabilität – alle Anlagenteile sollen miteinander „reden“ und gemeinsam optimiert betrieben werden, nicht als Insellösungen.

Ein zentrales Element der Prüfung ist die Überprüfung der Konformität der Planung mit den einschlägigen Normen, technischen Regeln und gesetzlichen Vorgaben. In Deutschland ist die Haustechnikplanung – insbesondere für Energieerzeugungsanlagen – durch eine Vielzahl von Regelwerken reglementiert. Die wichtigsten davon wurden bereits in der Aufgabenstellung genannt.

• DIN VDE 0100-551 („Niederspannungs-Stromerzeugungseinrichtungen“): Teil der DIN VDE 0100-Reihe, konkret Abschnitt 551, der Anforderungen an das Errichten von Eigenstromerzeugern bis 1000 V enthält. Hierin werden z.B. Netzumschaltungen, Schutzmaßnahmen bei Ersatzstromanlagen und die Einbindung von Generatoren in die Elektroinstallation behandelt. Bei der Prüfung ist sicherzustellen, dass alle Vorgaben umgesetzt wurden, z.B. die allpolige Trennmöglichkeit zum Netz bei Einspeisung (wie beim Notstromaggregat bereits behandelt) und dass Schutzeinrichtungen entsprechend dimensioniert sind. Auch Synchronisierungseinrichtungen bei Parallelbetrieb sind hier geregelt. Der Prüfer sollte Referenzen im Plan auf diese Norm finden (etwa in Stromlaufplänen vermerkt) oder zumindest durch Abgleich der Funktionsweise bestätigen, dass die Normpunkte umgesetzt sind.

• DIN VDE 0100-712 („Photovoltaik-Stromversorgungssysteme“): Diese Norm legt die speziellen Anforderungen für PV-Anlagen fest, inklusive DC-seitiger Sicherheit (z.B. stringweise Abschaltung oder -sicherung), Isolationsüberwachung bei IT-Systemen, PV-spezifischer Überspannungsschutz etc. Die Planung muss diese Punkte erfüllen. Der Prüfer achtet insbesondere auf: PV-Generatoranschlusskasten vorhanden? DC-Freischalter (Lasttrennschalter DC) vorgesehen? Sind alle Komponenten (Kabel, Steckverbinder) PV-zertifiziert (z.B. TÜV-Prüfzeichen)? Zudem verweist diese Norm, wie gesehen, auf Blitz- und Überspannungsschutznormen – d.h. es ist auch zu prüfen, ob ein Blitzschutzkonzept für die PV-Anlage besteht (Äußerer Blitzschutz ggf. mit Fangstangen, innerer mit SPD an DC und AC).

• VDE-AR-N 4105 („Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz“): Diese Anwendungsregel ist für alle dezentralen Erzeuger bis 135 kW Pflicht und umfasst technische Mindestanforderungen an den Parallelbetrieb mit dem Netz. Prüfer müssen kontrollieren, dass z.B. Leistungsreduktionsvorgaben umgesetzt sind – bei 50,2 Hz Überfrequenz muss die Anlage herunterregeln (Lineares Absenken ab 50,2 Hz, 100% auf 51,5 Hz -> 0%). Weiterhin darf die Spannungsanhebung am Netzanschlusspunkt durch Einspeisung definierte Werte nicht überschreiten, was mit Leitungsdimensionierung zusammenhängt. Schieflastbegrenzung (max. 4,6 kVA einphasig) wurde genannt. Zudem fordert die Regel die Wirkschutz-Einstellungen (Überspannung, Unterspannung, Überfrequenz, Unterfrequenz – genaue Grenzwerte und Auslösezeiten sind dort tabelliert). Der Prüfer kann sich die parameter-Liste vom NA-Schutz geben lassen und checken, ob die Standard-Einstellungen nach VDE 4105 übernommen werden. Blindleistungsbereitstellung: i.d.R. cosφ(P)-Kennlinie Q(U)-Kennlinie wie mit NB vereinbart (oft cosφ = 0,95 ind bei P>50%). Der Planer sollte das in Anschlussgesuchen geklärt haben. Insgesamt ist die Einhaltung der VDE 4105 essentiell, um die Anlage überhaupt in Betrieb nehmen zu dürfen. Falls die Anlage größer wird: VDE-AR-N 4110 (Mittelspannung) hat sehr ähnliche Anforderungen, aber schärfer (z.B. Fernwirkpflicht ab 135 kW, gestufte Blindleistungsfahrpläne etc.). Der Prüfer muss ggf. diese Norm heranziehen, wenn MV-Einspeisung.

• Technische Anschlussbedingungen (TAB) des Netzbetreibers: Die TAB sind oft angelehnt an VDE-AR-N 4100/4105, enthalten aber lokale Besonderheiten. Der Prüfer sollte die aktuelle TAB des zuständigen Netzbetreibers einsehen. Punkte daraus: Zählerplätze nach DIN VDE 0603-1 (TAB fordert oft, dass Erzeugungsanlagen >30kW an eine Wandlermessung kommen, also Messwandler und Wandlerzähler; die Planung muss das berücksichtigt haben). Oft wird auch verlangt, dass Erzeuger ab bestimmter Größe nicht mehr in Kundenanlage parallel einspeisen dürfen ohne separates Schutzgerät (weil die Verkettung im Fehlerfall...). Im Dehn-Artikel wurde erwähnt, dass bei PV-Nachrüstung der Zählerschrank nach TAB/VDE-AR-N 4100 anzupassen ist. Also: Liegt ein schriftliches Einverständnis vom NB vor zu dem Konzept? Wurden dessen Forderungen (z.B. Einspeisepunkt an Trafo xy, Eigenbedarfszähler, 70%-Regel) eingeplant? Der Prüfer vermerkt, falls Abweichungen da sind (ggf. mit Netzbetreiber klären).

• DIN EN 12828 („Heizungsanlagen in Gebäuden – Planung von Warmwasser-Heizungsanlagen“): Diese Norm ist fundamental für alle Heizungskomponenten. Sie schreibt insbesondere die sicherheitstechnischen Ausrüstungen und Auslegungsgrundsätze vor. Ein klares Beispiel: Jedes geschlossene Heizsystem braucht ein ausreichendes Ausdehnungsgefäß und ein Sicherheitsventil mit Abblasleitung, dimensioniert auf Kesselleistung und Anlagendruck. Der Prüfer checkt: Hat das BHKW/Kessel je ein Sicherheitsventil der passenden Größe, und wo entleert es? Sind Thermometer und Manometer an den vorgeschriebenen Stellen (Norm verlangt an Wärmeerzeugern Temp.-Anzeige, an wichtigen Punkten Druckanzeige)? Sind Absperrorgane so gesetzt, dass z.B. Wärmeerzeuger abgesperrt werden können, aber nicht ohne Sicherheitsventil in Betrieb genommen werden können (Stichwort „Sicherheitsventil immer direkt am Kessel, keine Sperrarmatur dazwischen“ – Normvorschrift)? Solche Details sind oft auf Schemata ersichtlich. Auch** hydraulischer Abgleich** und Regelungsvorgaben kommen hier vor (gewisse Ventileinstellung). Der Prüfer nutzt diese Norm als Checkliste, ob jedes „Muss“ erfüllt ist.

• DIN EN 12977 (Teile 1-5, Solarthermie): Diese Normenreihe behandelt spezielle Anforderungen an kundenspezifisch gebaute solare Heizungsanlagen. Für den Prüfer sind folgende Kernpunkte relevant: 1) Anlagensicherheit – z.B. Kollektoren müssen Stagnationstemperaturen aushalten, das System braucht Sicherheitsventile, Druckhaltung etc., was aber ohnehin von 12828 abgedeckt wird. 2) Performance-Bewertung – Norm enthält Prüfmethoden, aber das geht Richtung Hersteller. 3) Kontrolle und Regelung – es wird gefordert, dass Solarregelungen zuverlässig und mit Verriegelungen arbeiten (z.B. Pumpe nur, wenn Speicher aufnehmen kann, etc.). Der Prüfer sollte sicherstellen, dass der Planer die Solarstation und Regelung normgerecht dimensioniert hat: z.B. Expansionsgefäß groß genug (Volumenberechnung nach 12977 oder HBVs); Entlüfter an höchster Stelle; Materialien temperaturfest (bis ~200°C bei Stillstand). Auch Montage: Dachstatik, Befestigung nach Windlastnorm – aber das gehört eher zur Bauabteilung.

• DIN EN 15316 (Energetische Bewertung von Gebäuden – Anlageneffizienz): Diese Normenreihe ist Teil der Normen zum Nachweis der Gebäudeenergieeffizienz (zielt auf Berechnung des Primärenergiebedarfs nach EnEV/GEG). Die Relevanz für Lph5: Der Planer muss sicherstellen, dass seine Anlagen die berechnete Effizienz auch erreichen. Z.B. Teil 4-1 der Norm liefert Standardwirkungsgrade für Kessel – der Planer hat vielleicht in der GEG-Bilanz einen Kesselwirkungsgrad von 98% (Brennwert) angesetzt; in der Ausführung muss er dann auch einen Brennwertkessel mit entsprechendem Normnutzungsgrad wählen. Der Prüfer gleicht also ab: Sind die technischen Kenndaten der ausgewählten Geräte mind. so gut wie in der Energieberechnung angenommen? Falls nein, droht das Gebäude den Energiebedarf nicht einzuhalten. Auch Betriebsparameter wie Vorlauftemperaturen (z.B. WP mit 45°C VL in Berechnung, aber Ausführung würde 55°C brauchen – dann stimmt JAZ nicht mehr). Also Norm 15316 an sich wird nicht direkt geprüft (ist eher Planungswerkzeug), aber die daraus resultierenden Anforderungen an Effizienz und Regelgüte werden geprüft. Und falls der Planer wirklich nach 15316 die Kontrollberechnung liefert, dann kann man sie natürlich verifizieren.

• EnWG (Energiewirtschaftsgesetz): Das EnWG stellt den Ordnungsrahmen – relevant sind z.B. die Anmeldung als Energieerzeugungsanlage beim Netzbetreiber, ggf. die Rolle als Eigenversorger (Regelungen zur EEG-Umlage auf Eigenverbrauch), oder ob man zum Stromlieferanten wird, falls Strom an Dritte im Werk geliefert wird (dann hätte man abrechnungstechnische Pflichten). Der Prüfer sollte klären: Bleibt der Strom innerhalb desselben Eigentümers? (Eigenversorgung) – dann ok. Falls z.B. Mietermodelle (Verwaltungsgebäude wird vermietet, PV-Strom an Mieter gegeben) greift StromGVV etc., aber das sprengt Rahmen. Im Wesentlichen: Planer und Betreiber müssen sich an die allgemeinen Bedingungen zum Netzanschluss halten (§ 19 EnWG – sichere und effiziente Versorgung) und die allgemein anerkannten Regeln der Technik einhalten (§ 49 EnWG). Letzteres prüft man ja gerade (VDE, DIN).

• KWKG (Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz): zwar nicht explizit genannt, aber falls BHKW, wichtig. Prüfung: Hat der Planer vorgesehen, dass das BHKW beim BAFA als KWK-Anlage angemeldet wird, um Zulagen zu bekommen? (Dafür muss es gewisse Effizienz nachweisen, und > 4h/a Vollbenutzungsstunden etc.). Eher administrativ, aber der ökonomische Nutzen ist groß. Technisch muss man sicher das BHKW mit WMZ und Zähler ausstatten, um Wirkungsgrad nachzuweisen – daher im Plan WMZ an BHKW-Wärme, Zähler an BHKW-Strom. Der Prüfer checkt das.

• VDI 3985: Diese VDI-Richtlinie gibt Planungsempfehlungen für BHKW-Anlagen. Sie wurde im Kontext Redundanz erwähnt. Der Prüfer, sofern vertraut, kann zusätzlich prüfen, ob die Planungsphilosophie mit VDI 3985 übereinstimmt: z.B. Standortwahl BHKW (Schallschutz, in VDI beschrieben), Abgasführung (mit Schallschutz, Vibrationsdämpfer), Redundanzempfehlungen (VDI 3985 empfiehlt bei Krankenhäusern/hochkritischen Anwendungen zwei kleinere BHKW statt einem großen, etc.). Auch Abnahmeprüfungen (VDI 3985 hat evtl. Checklisten für Inbetriebnahme, worauf achten wie Abgastemp, Abgasmessungen, Leistungsfahrplan etc.). Der Prüfer nutzt diese Richtlinie als zusätzliche Best-Practice-Vorgabe, auch wenn sie nicht rechtsverbindlich ist.

• VDI 4655: Diese Richtlinie stellt Referenz-Lastprofile zur Verfügung, wie erwähnt, vor allem für Wohngebäude. In unserem Kontext könnte sie bei gemischt genutzten Bereichen (Büroanteil im Verwaltungsbereich) angewandt werden, um z.B. den typischen Tagesgang des Strom-/Wärmeverbrauchs abzuschätzen. Prüfen kann man hier eher indirekt: Der Planer sollte überhaupt Lastprofile genutzt haben für die Konzeption. Wenn nicht 4655, dann vielleicht reale Messdaten vergleichbarer Betriebe. Ist nichts dergleichen dokumentiert, wäre das ein Mangel – Planung ins Blaue ohne Lastanalyse. Also in Abwesenheit konkreter Angaben kann man 4655 als „hätte man tun können“ anführen.

• VDI 6022 (Hygiene in Raumlufttechnischen Anlagen): Soweit im Energieerzeugungskonzept luftgeführte Heizungen/Kühlungen vorhanden sind (z.B. Lüftungsgeräte mit Heizregister, die von BHKW-Wärme versorgt werden, oder adiabate Kühlung, etc.), muss die Planung die hygienischen Anforderungen berücksichtigen. Konkret prüft man: Sind bspw. bei Einsatz von Verdunstungskühlung Hygieneeinrichtungen eingeplant (autom. Spülungen, Wasseraufbereitung, Inspektionsöffnungen)? Sind Filter leicht zugänglich und mit Differenzdruckwächtern überwacht? Die VDI 6022 fordert ab Planung zahlreiche Punkte: Materialauswahl (korrosionsfrei, kein Nährboden für Mikroben), Zugänglichkeit (Inspektionsklappen alle 3m), und Betriebskonzepte (dauerhafter Betrieb > 2h/Woche zur Vermeidung mikrobiellen Wachstums, oder sonst Trocknung etc.). Für den Prüfer heißt das: Wenn beispielsweise die Heiz-/Kühltechnik auf Lüftungsanlagen basiert, muss er die RLT-Anlagenplanung miteinbeziehen. Er würde dann kontrollieren, ob in den RLT-Schemata und Stücklisten die VDI 6022-relevanten Teile auftauchen (z.B. Tropfenabscheider hinter Kühlregistern, Kondensatableitung, Wartungsschalter etc.). Ein spezieller Punkt: Indirekt betrifft VDI 6022 die Energieeffizienz – schlecht gewartete RLT Anlagen verbrauchen mehr. Also im Sinne eines integralen Konzepts muss das stimmen.

Schließlich, alle hier genannten Normen/Richtlinien bilden zusammen das Regelwerk, nach dem die Ausführungsplanung beurteilt wird. Die Prüfanweisung fasst diese Anforderungen in der Prüftabelle in Prüfpositionen zusammen, um systematisch abhaken zu können, ob jedes Kriterium erfüllt wurde oder ob Handlungsbedarf besteht. Es wird empfohlen, dass der Prüfer zu jeder relevanten Norm eine kurze Notiz macht, wie der Planer die Anforderungen umgesetzt hat (z.B. „VDE 0100-712: OK, DC-Trenner vorhanden, Überspannungsschutz DC/AC da“ etc.). Bei Abweichungen oder Unklarheiten sind Rückfragen an den Planer oder Nachbesserungen notwendig, bevor die Ausführungsplanung abschließend freigegeben werden kann.

Die folgende Tabelle fasst alle wesentlichen Prüfkriterien zusammen, die im Rahmen der Ausführungsplanung (Leistungsphase 5 HOAI) für das Themengebiet Energieerzeugung in dem beschriebenen Industrie-Neubau geprüft werden müssen. Die Tabelle ist als umfassende Checkliste aufgebaut. In der ersten Spalte ist jeweils der Prüfbereich bzw. das Kriterium benannt, während die zweite Spalte die Anforderungen bzw. den Prüfumfang beschreibt. Bei der praktischen Anwendung der Prüftabelle kann optional eine dritte Spalte („Erfüllung vorhanden: Ja/Nein“) ergänzt werden, um die Ergebnisse zu dokumentieren.

(Legende: NA-Schutz = Netz- und Anlagenschutz; ENS = Einrichtung zur Netzüberwachung mit allpoliger Trennung; STB = Sicherheitstemperaturbegrenzer; SPD = Surge Protective Device/Überspannungsschutzgerät; GA/GLT = Gebäudeautomation/Gebäudeleittechnik; EMS = Energiemanagementsystem; NB/VNB = Netzbetreiber/Verteilnetzbetreiber)

Anwendungshinweis: Jeder Punkt der obigen Prüftabelle sollte vom Prüfer der Ausführungsplanung durchgegangen werden. Dabei sind die Planungsunterlagen, Berechnungen und Nachweise heranzuziehen. Abweichungen oder offene Fragen sind zu dokumentieren und mit den planenden Ingenieuren zu klären. Erst wenn alle Kriterien in der Tabelle zufriedenstellend erfüllt sind, kann die Ausführungsplanung für die Energieerzeugungsanlagen als geprüft und freigegeben gelten. Diese strukturierte Vorgehensweise stellt sicher, dass sowohl funktionale Ziele (Versorgungssicherheit, Effizienz, Wirtschaftlichkeit) als auch die Einhaltung aller technischen Regeln und Gesetze gewährleistet sind, bevor das Projekt in die Bauausführung geht.