Planung und Konzeption Energieerzeugung

Das Bereich Der Bericht beschreibt die Zielvision sowie die technischen und organisatorischen Anforderungen an resiliente, nachhaltige, effiziente und skalierbare Energiesysteme in Gebäuden und Campusanlagen der DACH/EU-Region. Er legt Verifizierungs- und Testanforderungen fest, benennt relevante Normen und definiert messbare und überprüfbare Kriterien für Planung, Bau, Betrieb und kontinuierliche Verbesserung.

Die Emissionsintensität der Eigenversorgung wird transparent quantifiziert, der Anteil erneuerbarer Energien maximiert und die Sektorkopplung systematisch entwickelt. Maßnahmen und Zielpfade sind im Energiemanagementsystem verankert und auditierbar (ISO 50001, ISO 50006, ISO 50015).

• Buchhaltung: CO₂-Basiswert (gCO₂/kWh) über einen Zeitraum von 12 Monaten; separate Bilanzen für Strom-, Wärme-/Kälte- und Mobilitätslasten (ISO 50001/50006).

• Zielwerte: Mindestanteile erneuerbarer Energien pro Anlagenklasse; Priorisierung von Photovoltaik, KWK, Wärmepumpen, Abwärmenutzung, Batteriespeichersystemen und H₂-Bereitschaft.

• Sektorkopplung: Steuerung elektrisch betriebener Wärmepumpen und Ladeinfrastruktur zur Maximierung des Eigenverbrauchs; Nutzung von Wärmespeichern zur Reduzierung von Emissionen im Heizungssektor.

• Lebenszyklus: Degradations- und Lebensendestrategien (PV-Repowering, BESS-SOH-Management); Rücknahmekonzepte der Hersteller (BattG, PV-Rücknahmeverpflichtungen).

• KPI-Nachweis: Jährlicher CO₂-Intensitätsbericht, Anteil erneuerbarer Energien, Eigenverbrauchsquote; Prüfprotokoll im ISO 50001-System (Messpunktplan, Datenqualität).

• PV-Leistungszertifikat: Leistungsverhältnis nach DIN EN 61724; IR-Thermografie, Isolationswiderstandsprüfung; Abnahmeprotokolle nach DIN VDE 0100-712.

• Wärmepumpen/Kühlung: SCOP/SEER-Verifizierung über Messdaten; Temperatur- und Volumenstromprotokolle (DIN EN 14511, DIN EN 378).

• Emissions-/Abgaskontrolle: Schall-/Emissionszertifikate (DIN 4109, 44. BImSchV) für BHKW-/Notstromsysteme; Dokumentation der Betriebsbedingungen (Teillast, Laständerungen).

Die datengestützte Steuerung minimiert Lastspitzen, erhöht den Eigenverbrauch und die Verfügbarkeit und macht Wartungskosten planbar. Alle Systeme sind so konzipiert, dass sie einfach zu testen und zu warten sind.

• Daten- und Regelstrategie: 15-Minuten-Lastprofile als Standard, hochauflösende Ereignisdaten für Testzwecke; prognosebasierte Zeitpläne (PV-Prognose, Lastprognosen).

• Lastspitzenkappung mittels Batteriespeichersystem oder Lastmanagement; definierte Leistungsgrenzen alle 15 Minuten.

• Betrieb/Inspektion: Wartungs- und Prüfzyklen nach BetrSichV/TRBS (z. B. TRBS 1201 für elektrische Systeme), DGUV V3-Prüfungen; Ersatzteilkonzepte für kritische Komponenten.

• Dokumentation: Betriebsanleitung mit Schaltplänen, Hydraulikdiagrammen, Parametrierung; vollständige Fehler- und Testprotokolle.

• Peak‐Shaving‐Test: Überprüfung der Leistungsbegrenzungsregelung unter Volllast- und Teillastbedingungen; Abweichungsanalyse und KPI-Bericht (Reduzierung der Spitzenlasten).

• Regelgüte: Tests von Priorisierungs- und Abwurfalgorithmen (bestanden/nicht bestanden, Ausfallrate < definierter Schwellenwert).

• Verfügbarkeit: MTBF/MTTR-Überwachung; Zielverfügbarkeit > 99,5 %; Nachweis durch Ticket-/Alarmprotokolle und KPI-Dashboards.

• Einhaltung der Inspektions-/Wartungsvorschriften: Nachweis regelmäßiger Inspektionen (Checklisten, Messprotokolle, Mängelbehebung) gemäß BetrSichV, TRBS 1201.

Selbstversorgung wird als strategischer Leistungskennwert für jede Anlageklasse definiert, der regelmäßig bewertet und durch operative Strategien aktiv gesteigert wird, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden.

• Zielwerte: Wohngebiet: ≥ 60 % jährlicher Selbstversorgungsgrad. Bürogebäude/Campus: ≥ 30 % Selbstversorgungsgrad. Andere Anlageklassen mit projektspezifischen Zielvorgaben.

• Berechnung: Jährliche Bilanz im 15-Minuten-Takt (Erzeugung, Verbrauch, Speicherflüsse, Netzaustausch); transparente Handhabung von Speicherverlusten.

• Betriebsstrategie: Lastverschiebung (Temperaturbereiche, Ladefenster), Synchronisierung der PV-Erzeugung und flexibler Lasten; Nutzung von Wärmespeichern.

• Verifizierungszyklus: Vierteljährlicher Zwischenbericht, jährliche Überprüfung der ISO 50015-Konformität (Basis- vs. Leistungszeitraum).

• Messkonzept: Hierarchische Zählerstruktur (Gesamtzähler, Unterzähler für Produzenten/Konsumenten, MID-konform), Zeitstempel ISO 8601, Datenplausibilitätsprüfung.

• Empfindlichkeit: P50/P90-Analysen, Wetterschwankungen, Degradation (PV, BESS-SOH) und betriebliche Einschränkungen; Dokumentation der Auswirkungen auf den Grad der Selbstversorgung.

Die Systemarchitektur ist modular, austauschbar und interoperabel. Die Schnittstellen sind standardisiert und dokumentiert, sodass Erweiterungen ohne größere Änderungen möglich sind.

• Modulare Architektur: Nachrüstbare PV-Strings, stapelbare BESS-Module, Reservekapazitäten in Verteilnetzen (ca. 40%), hydraulische Umlenker/Reservekreisläufe in Heizungs-/Kältenetzen.

• Schnittstellen/Kommunikation: Einheitliche Mess- und Datenmodelle (IEC 61850-CID, Modbus, DLMS); Gebäudeautomation über BACnet/KNX; Ladeinfrastruktur gemäß IEC 61851/ISO 15118.

• Netzwerk- und Schutzschnittstellen: VDE-AR-N 4105/4110-konforme Schutzeinrichtungen, Fernsteuerungstechnik für das Einspeisemanagement (EnWG §14a), Anti-Insel-Funktionalität.

• Cybersicherheit: Segmentierung, Rollen-/Rechteverwaltung, Patch-/Update-Strategie (IEC 62443), sichere OTA-Updates; Protokollhärtung.

• FETT/GESÄTTIGT: Funktions- und Integrationstests der Kommunikationspfade (OPC UA/MQTT/IEC 60870), Redundanztests (Verbindungsausfall), Datenpunkt-Abnahmetests anhand der E/A-Liste.

• Schnittstellendokumentation: Vollständige Schnittstellen- und Checklistendatenbank (Datenpunkte, Register, Prioritäten, Zeitauflösungen); Versionskontrolle und Änderungsdokumentation.

• Erweiterungstests: Plug-in-Test für zusätzliche PV/BESS-Module und Ladepunkte; Überprüfung, ob die Schutz- und Lastmanagementregeln weiterhin wirksam sind.

• Einhaltung: CE/EMV-Konformität, DGUV-Zertifikate, Brandschutzanforderungen (MLAR) für die PV/BESS-Integration.

• Typische Leistungsbereiche: elektrische Spitzenlast 0,2–1,5 MW; thermische Spitzenlast 0,5–3 MW; PV 200–2000 kWp; BESS 0,2–2 MW (0,4–4 MWh).

• Zielbild: frühe Sektorkopplung (PV, Wärmepumpen, ggf. KWK), netzparalleler Betrieb mit Eigenverbrauchspriorität, Lastspitzenkappung, optionaler Mikronetz-/Inselbetrieb einschließlich Resynchronisierung.

• Planung von PV-fähigen Gebäudekomponenten: Dach-/Fassadenintegration, Leitungen/Rohre, Wechselrichterräume, feuerbeständige Schächte (MLAR).

• Heizung/Kälte: Niedertemperatur-Flächenheiz- und -kühlsysteme für hohe Wärmepumpeneffizienz (Auslegung nach DIN EN 12831/16798); Hydraulik mit Pufferspeicher.

• Lastmanagement: Ladefenster für Elektromobilität, Flexibilität der Klimaanlage (Temperaturbereiche), zeitliche Verschiebung von nicht kritischen Verbrauchern.

• Netzanschluss: VDE-AR-N 4100/4105-konform; die Einspeise- und Verbrauchsgrenzen des Netzbetreibers berücksichtigen; das Schutz-/Messkonzept frühzeitig mit der Netzanschlussbehörde (TAB) abstimmen.

• Nachrüstung von PV-Anlagen: Prüfung der Eignung hinsichtlich statischer und brandschutztechnischer Eigenschaften für Dachlasten und Befestigungen (DIN EN 1991-1-4, DIN EN 1992/1999); bei denkmalgeschützten Gebäuden sind alternative Flächen (Carports, Pergolen) zu prüfen.

• Elektrische Infrastruktur: Rekordhohe Leitungs- und Verteilungskapazitäten (DIN VDE 0100-520), PV-Anschluss oft über zusätzliche Wechselrichter; Nachrüstung von Sicherungen/Leitungen und Selektivität kann erforderlich sein.

• Heiz-/Kühlhybride: Kombination bestehender Generatoren mit Wärmepumpen; hydraulischer Ausgleich; Integration in bestehende Gebäudemanagementsysteme.

• Wind-/Schneelasten, Durchdringungen und Ballastierung für PV, Geländer-/Brüstungsbefestigungen (DIN EN 1991-1-4).

• Brandschutz: MLAR-konforme Kabelführung, Brandschutzbarrieren, Flucht-/Rauchschutzräume; PV-Feuerwehrschalter, Kennzeichnung der Gleichstromwege.

• Blitz- und Überspannungsschutz: Integration nach DIN VDE 0100-534; PV/BESS-Potenzialausgleich.

• Schalldämmung: für Generatoren/WR nach DIN 4109, Installationskonzept und Körperschallentkopplung.

• Anschlussregeln: VDE-AR-N 4105 (≤135 kW) oder VDE-AR-N 4110 (>135 kW) für Generatoren; Inselnetzschutz gemäß VDE 0126-1-1.

• Schutzkonzept: koordinierter Über-/Unterspannungsschutz, Frequenzschutz, Netzschutz; Erdschluss-/RCD-Prüfung (DGUV V3, TRBS 1201).

• Einspeisemanagement: Fernsteuerungsschnittstelle gemäß EnWG §14a; Begrenzung der Einspeisespitzen; Lastabwurfmatrix für Inselbetrieb.

• Messkonzept: Totalisator im Hauptverteiler, Unterzähler für jedes PV-System, BHKW, BESS, Ladegruppen (MID-konform); 15-Minuten-Auflösung, Ereignisdaten in ms/s für Testzwecke; Zeitbasis ISO 8601 (UTC).

• Sicherheitsreserve: ca. 1,2 gegenüber elektrischen/thermischen Spitzenwerten (DIN EN 12831).

• PV: Modulfaktor pro Dachneigung/Ausrichtung (DIN EN 50583); PR 0,80–0,85 (DIN EN 61724); DC/AC-Verhältnis typ. 1,1–1,3 für Dach-PV.

• BESS: Leistungsabgabe 10–40 % der elektrischen Spitzenlast; Energieabgabe 0,5–2 h der BESS-Nennleistung für Spitzenlastabdeckung/Notstromüberbrückung; Wirkungsgrad 88–92 %.

• Wärmepumpen: SCOP 3.0–4.0 (VDI 4640); Pufferspeicher 10–20 l/kW mit trägheitsarmer Verteilung.

• KWK (optional): wärmegeführt, mit Pufferspeicher (Kd ≈ 0,1), netzparallel; Emissionen/Rauschen gemäß 44. BImSchV/DIN 4109.

• Elektromobilität: Segmentladeleistung; dynamisches Lastmanagement (IEC 61851, ISO 15118) und Priorisierung.

• Netzparallelbetrieb mit Eigenverbrauchspriorität: PV/WP/BHKW/BESS an Campus-Sammelschiene; Überschusseinspeisung zulässig gemäß VDE-AR-N 4105.

• Hybrid mit Spitzenlastkappung: Das Energiemanagementsystem steuert Batteriespeicher und Lasten, um die Leistung für 15 Minuten zu begrenzen; die Zeitpläne basieren auf PV- und Lastprognosen.

• Mikronetz/Insel: automatische Umschaltung bei Netzausfall, Inselsteuerung mit Frequenzregelung durch BESS/BHKW, Lastabwurf nach Prioritäten, Resynchronisation nach DIN VDE 0100-551; periodische Schwarzstarttests.

• Kommunikation: IEC 61850-7-420 (Micronet-Profil), BACnet/KNX für GA, Modbus/DLMS für Zähler, OPC UA/MQTT für umfassende Integration.

• Merkmale: Prognosebasierte Zeitpläne (PV, Last, Temperatur); Optimierung des Eigenverbrauchs/der Selbstversorgung.

• Spitzenlastreduzierung, bedarfsorientierte Steuerung, Ladefenstersteuerung für Elektromobilität; Prioritäts-/Abschaltlogik.

• Zustandsüberwachung (SOH/SOC BESS), Fehlermanagement, Eskalationen; vollständige Protokollierung gemäß ISO 50015.

Rollen/Rechte, Netzwerksegmentierung, Patch-/OTA-Management (IEC 62443).

• Die elektrische Spitzenlast beträgt typischerweise 0,5–5 MW bei einer weitgehend konstanten Grundlast rund um die Uhr; die thermische Leistung liegt bei 1–10 MW. Bildgebende Verfahren (MRT/CT), Lüftung/Klimaanlage und Sterilisation verursachen die Spitzenlasten.

• Zielbild: hochverfügbare, N-1-fähige Energieversorgung mit redundanten Einspeisepfaden, USV-Ketten und Notstrom- oder Schwarzstart-fähigen Generatoren/BHKW; optionaler Microgrid-Betrieb mit definierter Lastpriorisierung.

• Krankenhäuser unterliegen erhöhten Verfügbarkeits- und Schutzanforderungen (KRITIS/BSI-KritisV). Die Anforderungen an die Geschäftskontinuität (ISO 22301) müssen in Notfall- und Wiederherstellungsplänen berücksichtigt werden.

• Medizintechnik und zentrale IT-Bereiche werden über eine Notstromversorgung (USV) mit klar definierten Prioritätsstufen versorgt; für alle kritischen Pfade muss die N-1-Fähigkeit nachgewiesen werden.

• Für empfindliche Verbraucher muss die Netzqualität gemäß EN 50160 gewährleistet sein; das Oberwellenmanagement gemäß DIN EN 61000-Reihe muss beachtet werden.

• USV: Online-Doppelwandlerketten gemäß IEC 62040 für Operationssäle, Intensivstationen und IT-Abteilungen. Die Autonomiezeiten sind so ausgelegt, dass sie die Anlaufzeit von Notstromaggregaten überbrücken (typ. ≥ 15 min); Redundanz (N+1) für USV-Module mit Bypass/Wrap-Around.

• Notstromaggregate: Diesel/Gas mit automatischer Netz-/Generatorumschaltung (DIN VDE 0100-530). Stufenweise Anlaufsequenzen, Synchronisierung und Lastanschluss; Einhaltung der Lärm- und Emissionsgrenzwerte nach DIN 4109 oder 44. BImSchV.

• BHKW/BHKW-Einheit: Wärmegeführter Betrieb mit netzparallelem Betrieb; optional mit Schwarzstartregelung zur Stabilisierung des Inselbetriebs. Leistungsbewertung nach DIN EN 50465; Integration in das Krankenhauswärmenetz mit Pufferspeichern und hydraulischer Redundanz.

• Mikronetz: Inselsteuerung und Resynchronisation nach DIN VDE 0100‑551; Lastabwurfmatrix priorisiert kritische Verbraucher, nicht-kritische werden stufenweise abgeschaltet.

• Neubau: Vorzeitige Bereitstellung von Raum und Infrastruktur für PV auf Flachdächern (Anschluss DIN VDE 0100‑712), USV-/Notstromräume, Brennstoff- und Abgasführung.

• Schalldämmung/Installationskonzepte für Anlagen (DIN 4109) und Abgasnachbehandlung (44. BImSchV).

• Auslegung der Netzanschlusskapazität und Mittelspannungstopologie auf N-1 (VDE-AR-N 4110), Fernsteuerungstechnik für das Einspeisemanagement (EnWG §14a).

Hybride Wärmeversorgung (z. B. gasbetriebenes BHKW + Hochtemperatur-Wärmepumpe); Überprüfung der Zuluft-/Abgaswege und Raumreserven.

• Prüfung/Ergänzung der bestehenden USV-Kette und selektiven Schutztechnologie; Nachrüstung von automatischen Umschaltern (ATS) und Kommunikationsschnittstellen.

• Nachrüstung von PV-Anlagen unter Berücksichtigung der statischen/brandschutztechnischen Randbedingungen von Flachdächern; Vermeidung von Inselbildung (VDE 0126-1-1).

• Typische Bandbreite: elektrischer Anschluss/Spitzenleistung 1–10+ MW; Prozesswärme 2–20+ MW. Häufiger Mittelspannungsanschluss (VDE-AR-N 4110) und mehrere Erzeugungspunkte (PV, KWK, ggf. Turbinen).

• Merkmale: Hohe Grundlast durch Antriebe, Kompressoren, Lüftung und Kältetechnik; ausgeprägte Schicht-/Chargenlastspitzen. Stromqualität und -verfügbarkeit sind produktionskritisch (EN 50160, DIN EN 61000 Reihe).

• Direkte Anbindung an Produktionsanlagen über Last- und Energiemanagement: Elektrische Anlagen: frequenzgesteuerte Antriebe, Kompressoren, Öfen/Induktionsherde; priorisierbar nach Produktionsfenstern.

• Thermische Nutzung: Abwärmesenken (Prozessabgase, Heißwasser, Heißöl), Kühltürme; Nutzung über Wärmetauscher, Wärmepumpen oder ORC-/Absorptionskältemaschinen.

PV auf Hallendächern (statische/Brandschutzprüfung: DIN EN 1991-1-4, MLAR), netzparallele Einspeisung.

• Mehrere BHKW-Anlagen oder Industriegasturbinen (VDI 3475) sind in Wärme-/Dampfnetze integriert; wärmegeführt mit Puffer- und Spitzenlastkessel.

• BESS zur Spitzenlastkappung, Netzstützung und zum Management von Mikronetzen; USV für ausgewählte Controller/IT (IEC 62040).

Dampfsysteme, Druckluft, Kühlung und Wärme werden über Energieleitstellen koordiniert; Lastverschiebung durch Speicherelemente (Eisspeicher, Pufferspeicher).

• Anforderungen: Spannungsqualität gemäß EN 50160; Emissions-/Immunitätszertifikate gemäß DIN EN 61000-x (z. B. 61000-2-4 für industrielle Umgebungen).

• Störquellen: Leistungselektronische Antriebe, Schweiß-/Induktionssysteme, Kompressoren → Oberschwingungen, Flicker, Einschaltströme.

• Gegenmaßnahmen: Netzwerk- und Oberwellenanalyse in 15-Minuten- und Ereignisrastern; Vergleich von Grenzwerten (z. B. THD-U ≤ 8 % je nach Netzwerkebene).

• Passive/aktive Filter, Mehrpuls-/12-/18-Puls-Gleichrichter, Sinuswellenfilter, Sanftanlaufgeräte.

• Sorgfältige Auslegung von Kurzschlussleistung und Transformator; Koordination von Selektivität und Schutz.

Messkampagnen vor/nach der Inbetriebnahme; Protokolle für Spannung/Frequenzband, THD, Flicker; Schutztests NA/ENS (VDE-AR-N 4110/4105, VDE 0126-1-1).

• Neubau: Mittelspannungsschaltanlagen und Sammelschienen auf N-1 mit Feldreserven; frühzeitige Planung von Bereichen für PV/WR/BESS, Kabeltrassen und Transformatorinstallation.

• Das Fernwärme-/Dampfnetz sollte modular (Reservepumpen, Bypass), hydraulische Abscheider, konzipiert werden; die Abwärmeintegration sollte eine Planungsgrundlage sein.

• Standardisierung von Kommunikations- und Datenmodellen (IEC 61850/OPC UA), Cybersicherheit durch Design (IEC 62443).

Schrittweise Integration: Photovoltaik auf Dachflächen, Batteriespeichersystem im Werksnetz, modulare Wärmepumpen bündig mit der Außenfassade; Nutzung von Platzreserven auf Lager-/Außenflächen.

• Nachrüstung der Mess- und Schutztechnik, selektive Erneuerung von Mittelspannungsfeldern/Transformatoren, Nachrüstung von Filtern.

• Produktionskonforme Umrüstfenster, Parallelbetrieb und temporäre provisorische Lösungen; gegebenenfalls ATEX-/Explosionsschutz beachten (TRBS 2152).

• Abwärmequellen: Ofenabgase, Druckluftkompressoren, Kühlwasser, Prozessabgase.

• Nutzungswege: ORC zur Stromerzeugung bei mittleren Temperaturen;

• Absorptionskältemaschinen für Prozess-/Sommerkühlung (DIN EN 12309);

• Hochtemperatur-Wärmepumpen zur Anhebung auf nutzbare Temperaturniveaus (DIN EN 378, DIN EN 14511).

Warmwasser-/Pufferspeicher, Kältespeicher (Eis); Zeitpläne über EMS zur Glättung der PV-/Lastprofile.

• Architektur: SCADA als Kontrollzentrum für Energie und Produktion (IEC 60870-5-104/OPC UA), gekoppelt mit PPS/MES; EMS optimiert Generatoren, Speicher und flexible Lasten.

• Merkmale: Spitzenlastabdeckung und Arbitrage (BESS), Blindleistungsmanagement, dynamische Leistungsbegrenzung alle 15 Minuten.

• Lastpriorisierung: Kompressoren, Kältemaschinen, Hilfsaggregate; Sequenzierung/Sanftanlauf zur Reduzierung von Einschaltströmen/Flackern.

• Netzstützung: Q-Regelung/Spannungsbandhaltung durch Wechselrichter/BHKW gemäß VDE-AR-N 4110-Plänen.

• E-Ladeflotten für die Werkslogistik mit ISO 15118/IEC 61851; Interaktion mit Produktionsplänen.

Netzwerksegmentierung, Rollen/Rechte, Patching (IEC 62443); USV/Redundanz für Kontrollräume.

• Profilmerkmale: Hohe, mitunter konstante Grundlast; Schichtwechsel/Lastspitzen; saisonale Kühl-/Heizkomponenten.

• Ereignislasten (Ofenzyklen, Schweißserien) erzeugen kurzzeitige Oberwellen-/Flimmerereignisse → zusätzliche Ereignisaufzeichnung in ms/s.

Hierarchische Zählstruktur: Totalisator MS/HVT, Unterzähler pro Produktionslinie, Medien (Dampf, Druckluft, Kühlung), PV, KWK, BESS; MID-konform, 15-Minuten-Zeitreihe, UTC/ISO 8601.

Netzqualitätslogger an kritischen Knoten (EN 50160/DIN EN 61000), Phasenbilanzmessung für asymmetrische Lasten.

Reduzierung der Spitzenlast (%), Eigenverbrauch/Einspeiserate, CO₂-Intensität, PR (PV), Round-Trip-Effizienz (BESS), Verfügbarkeit, PQ-Parameter (THD, Flicker).

• Netzanschluss: VDE-AR-N 4110 für Generatoren >135 kW (Parametrierung des Netzschutzes, Fernsteuerungstechnik §14a EnWG); ≤135 kW gemäß VDE-AR-N 4105.

• Abnahmetests/Prüfungen: FAT/SAT der Schutz-/Kommunikationsketten; NA/ENS-Tests, Lastabwurf/Neustart im Mikronetz, Filtereffektivität (PQ-Messprotokolle); DGUV V3/TRBS 1201 wiederkehrende Tests.

Dieses Konzept ermöglicht die prozessorientierte, netzqualitätskonforme und skalierbare Elektrifizierung und Dekarbonisierung von Industriegebieten; 15-Minuten-Profile und Ereignisdaten bilden die Grundlage für ein robustes, SCADA-gestütztes Last- und Erzeugungsmanagement.

• Typisch: Elektrische Last 0,2–1,5 MW mit zusätzlichen, kurzzeitigen Ladespitzen aufgrund von Flurförderzeugen und Schnellladung von Lkw; Wärmebedarf gering bis mittel, jedoch erheblicher Kühlbedarf in Kühl-/Gefrierlagern.

• Merkmale: Große, zusammenhängende Dachflächen für Photovoltaik; Tagesablauf geprägt durch Warenannahme/Kommissionierung und Intralogistik-Verladezeiten. Zielvorgabe: Netzparallelbetrieb mit hohem Eigenverbrauch der Photovoltaikanlage, dynamisches Lastmanagement und Spitzenlastkappung mittels Batteriespeichersystem; Option für Mikronetze zur Erhöhung der Versorgungssicherheit.

• Planung: Flachdachoptimierte PV-Anlagen >500 kWp sind üblich; statische/Windlastberechnungen nach DIN EN 1991-1-4, Durchdringungs- und Ballastierungskonzepte, Blitz-/Überspannungsschutz (DIN VDE 0100-534).

• Modul/WR: IEC 61215/IEC 61730-konform; DC-seitige Installation nach DIN VDE 0100-712, Kabelführung nach MLAR mit Brandabschnitten, Kennzeichnung der DC-Routen.

• Netzintegration: VDE-AR-N 4105 (≤135 kW) oder VDE-AR-N 4110 (>135 kW); Anti-Inselbildung VDE 0126-1-1; Einspeisemanagement und, falls erforderlich, Spitzeneinspeisungsbegrenzung in Abstimmung mit dem TAB des DSO.

• Leistung: PR-Überwachung gemäß DIN EN 61724; IR-Thermografie und Isolationsprüfung bei Abnahme.

• Infrastruktur: Wechselstrom-Ladepunkte für Pkw/Gabelstapler-Wechselstationen, Gleichstrom-Schnellladestationen für Lieferfahrzeuge/Schwerlastfahrzeuge. Normative Grundlage: IEC 61851 (Ladesysteme), IEC 62196 (Steckverbinder), ISO 15118 (bidirektional/Plug-and-Charge).

• Lademanagement: prioritäts- und prognosebasiert (Ankunftszeiten, Tourenpläne), dynamische Leistungsbegrenzungen alle 15 Minuten; Schnittstelle zum Energiemanagementsystem zur Nutzung von PV-Überschüssen.

• Betriebsarten: Depotladung nachts/zwischen den Schichten mit reduzierter Netzspitzenlast;

• Gelegenheitsladung tagsüber durch überschüssigen PV-Strom;

• Kritische Ladeanforderungen mit garantierter Mindestleistung.

Überprüfung der Ladeszenarien bei 100%/50% Kapazität, Überlast-/Trennungsmeldungen, Überprüfung der Mess- und Steuerpfade; MID-konforme Unterzähler pro Ladeplatz.

• Zielsetzung: Reduzierung von Leistungsspitzen bei der Stromerzeugung für Lade- und Kühlvorgänge, Bereitstellung kurzer Notstrombrücken für IT/EMS und gegebenenfalls Mikronetzmanagement.

• Dimensionierung: 10–40 % der angeschlossenen Last als BESS-Leistung; 0,5–2 h Energieinhalt zur Spitzenlastabdeckung; Gesamtwirkungsgrad 88–92 %.

• Sicherheit/Normen: VDE-AR-E 2510-50/-51, DIN EN 50272-2/IEC 62485-2; Brandschutz (MLAR), Detektion/Belüftung in Batterieräumen; DGUV 203-071 Prüfungen.

• Tests: Kapazitäts-/Leistungstest (C-Rate), Schutzausfall-/Erdschlusstest, Spitzenlastkappungsplan unter Volllast, Inselbetriebstest mit Lastpriorisierung.

• Neubau: Von Anfang an sollten PV-fähige Dachflächen, Wechselrichter-/Batterieräume, Kabelrinnen und Reserveflächen (~40%) bereitgestellt werden; der MS-Anschluss sollte für die Spitzenlastladung einschließlich einer N-1-Feldreserve ausgelegt sein.

• Heizungs-, Lüftungs- und Klimaanlage mit Wärmepumpe/Kälteanlage, Kältespeicher/Eisspeicher zur Verdrängung; Schallabschirmung der Geräte (DIN 4109).

Nachrüstung von Photovoltaikanlagen auf Schuppendächern oder Carports; Überprüfung der Denkmalschutz- und Brandschutzbestimmungen für die Kabelführung (MLAR).

• Nachrüstung von Ladestationen mit segmentierten Versorgungsleitungen, Unterverteilern, Lastmanagement; gegebenenfalls Erweiterung von Transformatoren/Schaltanlagen.

• Platzieren Sie BESS in Reservebereichen (Innenhof/Innenräume) mit Zugang/Belüftung; aktualisieren Sie die Schutz- und Fernsteuerungstechnologie.

• Architektur: Energiemanagementsystem (EMS) als Energiezentrale mit GA-Anbindung; SCADA-Anbindung für Betrieb/Überwachung. Protokolle: IEC 61850 (Energie/Mikronetz), BACnet/KNX (GA), Modbus/DLMS (Zähler), OPC UA/MQTT, IEC 60870-5-104.

• Merkmale: Prognosebasierte Fahrpläne (PV, Last, Touren), Spitzenlastkappung, PV-Überschussverrechnung, Lastmanagement (EnWG §14a Schnittstelle).

• Priorisierung: Kühlung, Ladestationen, Klimaanlage, Kommissionierung; Lastabwurfstufen für den Betrieb des Mikronetzes.

• Cybersicherheit: Segmentierung, Rollen-/Rechteverwaltung, Patching/OTA (IEC 62443); Verfügbarkeit über USV für Kontrollraum/Netzwerk.

Bildungsgebäude (Schulen, Universitäten) und gemischt genutzte Quartiere (Wohngebiete, Gewerbegebiete, öffentliche Einrichtungen) weisen heterogene Laststrukturen auf. Typische Leistungsbereiche: elektrisch 0,2–2 MW, Wärme 0,5–5 MW. Die Vision umfasst sektorübergreifende, modulare Energienetze mit einem hohen Eigenverbrauchsgrad, definierten Selbstversorgungszielen (Wohngebiete ≥ 60 %, Campus ≥ 30 %) und Mikronetzoptionen zur Erhöhung der Resilienz.

• Fernwärmenetze: Niedertemperatur-Verteilungsnetze (4. Generation, 30–60 °C) ermöglichen einen hohen Wirkungsgrad von Wärmepumpen und die Integration dezentraler Wärmequellen (Solarthermie/Photovoltaik, Abwärme aus Serverräumen/Kälteanlagen). Hydraulische Redundanz wird durch parallel geschaltete Pumpen und Abscheider (VDI 2035, DIN EN 15378) erreicht, wobei Pufferspeicher als Betriebsreserve dienen. Saisonale Speicher (Erdspeicher/BTES) nach DIN 4748 können Sommerüberschüsse in die Heizperiode übertragen.

• Gemischt genutzte Bebauung: Schulen mit schwankender Auslastung je nach Wochentag und Jahreszeit treffen auf Wohngebiete mit morgendlichen und abendlichen Spitzenzeiten. Diese Kombination reduziert gleichzeitig auftretende Spitzenlasten und optimiert die Nutzung lokaler Energieerzeugung.

• Erzeugung: Photovoltaik auf Dächern/Fassaden (DIN EN 50583; statische/Windlasten DIN EN 1991-1-4), optional gebäudeintegrierte Photovoltaik (BIPV). Solarthermie oder PVT zur Einspeisung in Niedertemperaturnetze.

• Wärmepumpen: Zentral (Sole/Wasser, Luft/Wasser) mit SCOP 3.0–4.0; Quellentwicklung gemäß VDI 4640 (Genehmigungen/Bohrprotokolle).

• Speicher: BESS für Spitzenlastkappung, Notstrombrücken und Mikronetzmanagement (VDE-AR-E 2510-50/-51), thermischer Speicher als Taktgeber und Lastverschiebungspuffer.

• Elektromobilität: Gemeinsame Ladeinfrastruktur (IEC 61851, IEC 62196, ISO 15118), bidirektionales Laden als Nachbarschaftsspeichersystem in der Zukunft.

• KWK: In bestehenden Gebieten zur Spitzenlastabdeckung/Redundanz möglich (DIN EN 50465), Emissions- und Lärmschutzmaßnahmen müssen getroffen werden (44. BImSchV, DIN 4109).

• Neubau: Von Anfang an auf Photovoltaik-fähige Gebäudehüllen, zentrale Technikbereiche, Energiereserven (ca. 40 %) und die Anbindung an ein Gebäudeautomations-/Energiemanagementsystem (BAMS) vorbereiten. Das Fernwärmenetz als Niedertemperatursystem auslegen; Übergabestationen mit standardisierten Schnittstellen verwenden.

• Bestehendes Gebäude: Prüfung der baulichen und brandschutztechnischen Eignung (MLAR, Durchführungen/Kabeltrassen), Einhaltung der Denkmalschutzbestimmungen; Prüfung von Alternativen (Carports, Pergolen). Stufenweise Nachrüstung: Wärmepumpenmodule, PV-Stränge, Ladestationen, Batteriespeichercontainer. Gezielte Erneuerung von Übergabestationen und Zählern (MID-konform).

• Eigenschaften: Schulen: stark beeinflusst von tageszeitlichen und saisonalen Faktoren, Spitzenbelastung mittags, geringe Belastung an Feiertagen/Wochenenden.

• Wohngebäude: Morgendliche und abendliche Spitzenlasten, saisonale Heizlastdominanz.

• Nachbarschaft: Ausgleich durch Durchmischung, PV-Stromerzeugung am Mittag.

Hierarchische Messstruktur mit Totalisatoren am Bezirksknoten/Hauptverteiler, Unterzählern für jedes Gebäude, jede Generatorengruppe (PV, BHKW), jeden Speicher (Batteriespeicher, thermische Energiespeicher) und jede Ladegruppe; 15-Minuten-Zeitreihen (ISO 8601, UTC) plus Ereignisdaten in ms/s-Schritten für Schalt-/Schutztests. Datenqualitäts- und Plausibilitätsregeln gemäß ISO 50015.

• Netzparallelbetrieb mit Priorität auf Eigenverbrauch: Nachbarschaftssammelbahn, Überschusseinspeisung nach VDE-AR-N 4105; für größere Erzeuger/Cluster nach VDE-AR-N 4110.

• Sternförmige Niederspannungs-Mikronetze mit Inselbetriebsoption: Automatisches Schalten (DIN VDE 0100-551), Frequenz-/Spannungsregelung über BESS/WP-Lastmanagement, Lastabwurfmatrix (kritische Lasten: Heizungsanlagen, Notbeleuchtung, IT). Resynchronisationstest mit Phasenwinkel-/Frequenzfenster.

• Topologien von Fernwärmenetzen: Ring-/Spaghettinetze mit hydraulischen Umlenkern, dezentralen Übergabestationen und bidirektionalen Übergaben für Prosumer.

• GA: BACnet/KNX für die Raum- und Anlagenautomation (DIN EN 15232 Kontext), Lastverschiebung über Temperaturbereiche hinweg, Lüftungszeiten, Ladefenster.

• EMS/SCADA: IEC 61850-7-420 (Mikronetz), Modbus/DLMS (Zähler), OPC UA/MQTT; Zeitpläne basierend auf PV-/Wetter- und Belegungsprognosen. Schnittstellen gemäß §14a des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) für steuerbare Lasten (Wärmepumpe, Ladeinfrastruktur).

• Cybersicherheit: Netzwerksegmentierung, Rollen-/Rechteverwaltung, OTA-Patching (IEC 62443); USV für Kontrollräume (IEC 62040).

• Dimensionierung: Heiz-/Kühllast nach DIN EN 12831/DIN EN 16798; PV-PR nach DIN EN 61724; Inselbetrieb nach VDE 0126-1-1; Schutzprüfungen nach DGUV V3/TRBS 1201; PV-Anlage nach DIN VDE 0100-712.

• Tests: Lastspitzenkappungstests, Insel-/Resynchronisationstests, Belastungstests der Ladeinfrastruktur (100%/50%), Überprüfung der Wärmepumpenleistung (DIN EN 14511).

• Leistungskennzahlen: Selbstversorgungsgrad, Eigenverbrauchsgrad, CO₂-Intensität (ISO 50001/50006), Leistungsverhältnis (PV), Roundtrip-Effizienz (BESS), Verfügbarkeit und Reduzierung der Spitzenlast.

Dieser Entwurf ermöglicht eine robuste, standardisierte Verknüpfung der Sektoren Elektrizität, Heizung/Kälte und Mobilität im Bildungs- und Nachbarschaftskontext mit nachweisbarer Resilienz, hoher Effizienz und vorhersehbarer Skalierbarkeit.

• Typische Größe: 1–50+ MW elektrische Anschlussleistung oder Spitzenleistung, in Clustern und N-1/2N-redundant installiert. Grundlastcharakteristik dominiert, mit geringen täglichen Lastamplituden; kurzfristige Lastschwankungen aufgrund von Inbetriebnahme, Ausfalltests oder der Kühlinfrastruktur.

• Zielbild: Maximale Verfügbarkeit mit nachweisbarer N-1-Fähigkeit und geordnetem Schwarzstart; USV-Ketten, Batteriespeichersystem und Dieselgeneratoren werden von einem Mikrogrid-Controller gesteuert. Abwärme wird genutzt (Heizungs-/Fernwärmenetze), und Effizienzkennzahlen wie PUE/REF werden kontinuierlich überwacht.

• Verfügbarkeit: Tier-ähnliche Architekturen (N+1/2N) für USV, Kühlung, Stromschienen und Stromversorgung; Zielverfügbarkeit >99,99%.

• Rahmenwerk für Sicherheit und Compliance: Integration der Energieversorgung in den ISMS-Kontext (ISO/IEC 27019), FM-Prozesse gemäß ISO 41001, Energiemanagement gemäß ISO 50001/50015. Netzqualität gemäß EN 50160; EMV gemäß DIN EN 61000.

• Netzanschluss/Schutz: VDE-AR-N 4105/4110-konform pro Leistungsstufe, Inselnetzschutz VDE 0126-1-1, Schaltgeräte gemäß DIN VDE 0100-551/-530.

• USV-Systeme (IEC 62040): Online-Doppelwandler mit statischen Umschaltern; N+1- oder 2N-Topologie, Laufzeiten projektabhängig (typischerweise 5–15 Minuten). Batterietechnologie zunehmend Lithium-Ionen (hohe Leistungsdichte, Wärmemanagement), alternativ VRLA. Regelmäßige Lastsprung- und Laufzeittests, Bypass-/Wartungsprüfungen; SOH/SOC-Überwachung.

• Diesel-Notstromversorgung: Automatische Netz-/Generatorumschaltung (ATS), gestaffelte Lastzuschaltung zur Vermeidung hoher Einschaltströme; Kraftstoffversorgung für 24–72 Stunden, Emissions- und Lärmgrenzwerte gemäß BImSchV/DIN 4109. Regelmäßige Lastbanktests (Teil-/Volllast), Überwachung der Öl-/Kühlkreisläufe.

• BESS: Hochverfügbare Batteriespeichersysteme (mehrere MWh) ergänzen USV-Ketten und ermöglichen Lastspitzenkappung, Lastdurchlauf und Microgrid-Management; Normen: VDE-AR-E 2510-50/-51, IEC 62485-2. Brandschutz (MLAR), Gas-/Rauchmelder, Löschkonzepte; Kapazitäts- und Leistungsprüfungen, Schutzfall- und Erdschlussprüfungen (DGUV 203-071).

• Funktion: Echtzeit-Orchestrierung von USV, BESS, Diesel und optionaler PV; Spannungs-/Frequenzregelung im Inselbetrieb, droop-basiertes Lastverteilungssystem, definierte Lastabwurfmatrix (kritische Racks, Kühlkreisläufe, GA/IT).

• Betriebsarten: Netzparallelbetrieb mit Eigenverbrauchspriorität und Spitzenlastkappung; Einspeisemanagement gemäß EnWG §14a.

• Inselbetrieb: automatisches Umschalten, geordnete Lastaktivierung, Einhaltung der IT-Temperatur-/Feuchtigkeitsgrenzen.

• Resynchronisierung: Spannungs-/Frequenz- und Phasenfenster prüfen (DIN VDE 0100-551); kontrollierter Übergang zum Netzbetrieb.

FAT/SAT der Schutz- und Kommunikationsketten (IEC 61850-7-420, OPC UA/MQTT), Schwarzstarttests mit Zeitprofil (z. B. 0-70 kW <30 s; Neustart von USV/Diesel ≤60 s), Lastabwurftests (Ziel: Unterbrechungszeiten im Millisekundenbereich für IT-Lasten).

• Abwärmequellen: IT-Lasten (Racks), Verluste von USV/WR, Kühlsysteme.

• Verwendung: Direkte Wärmeentnahme aus Warmwasserkühlkreisläufen (Rücklauftemperaturen 30–50 °C) in Fernwärmenetze;

• Direkte Wärmeentnahme aus Warmwasserkühlkreisläufen (Rücklauftemperaturen 30–50 °C) in Fernwärmenetze;

• Erhöhung der Temperaturwerte mittels Hochtemperatur-Wärmepumpen (DIN EN 14511/DIN EN 378) für Heiz-/Warmwasserzwecke;

• Absorptionskältemaschine (DIN EN 12309) zur Gebäudekühlung.

Hydraulische/Temperaturprotokolle, Volumenströme, jährliche Leistungsfaktoren; Schall-/Emissionsmessungen für Außengeräte (DIN 4109/44. BImSchV).

Der Wohnsektor umfasst Mehrfamilienhäuser, Wohnblöcke und Mischnutzungsprojekte mit vergleichsweise geringer individueller Geräteleistung, aber einer hohen Anzahl an Verbrauchern. Typische Leistungsbereiche sind: elektrisch 0,05–0,5 MW pro Gebäude oder Gebäudegruppe; Wärme 0,1–2 MW; Photovoltaik 50–500 kWp pro Dachfläche. Ziel ist ein hoher Grad an Energieautarkie durch Photovoltaik in Kombination mit Wärmepumpen und, wo praktikabel, gemeinsam genutzter Speicher- und Ladeinfrastruktur. Der Grad der Energieautarkie wird primär auf Quartiersebene optimiert (Zielkorridor: ≥ 60 %), während 30–40 % für einzelne Gebäude realistisch sind.

• Stromgemeinschaften für Mieter/Eigentümer: gemeinschaftliche Stromversorgung über ein Nachbarschaftsnetz mit rechtskonformer Mess-/Abrechnungskette, Unterzähler pro Wohneinheit und Erzeugungspunkt (MID-konforme Zähler; Messkonzept nach DIN EN 62052/62053, Datenmanagement nach ISO 50015).

• Genossenschaftliche/eG-Modelle: gemeinsame Investitionen in Photovoltaik, Ladestationen, gegebenenfalls Nachbarschaftsbatterien; Betrieb durch eine Energie- oder Wohnungsgenossenschaft.

• Datenschutz/IT: Verarbeitung persönlicher Lastprofile gemäß DSGVO/BDSG; Pseudonymisierung und Rollen-/Rechteverwaltung im EMS.

Dieses Kapitel beschreibt das schrittweise Vorgehen bei der normkonformen Planung, dem Bau und dem Betrieb von Energieanlagen vor Ort. Für jede Phase werden Ziele/Aufgaben, Ergebnisse und Prüfkriterien definiert sowie die technischen Schnittstellen zu BIM/CAFM/EMS/SCADA und zum Mess-/Erfassungskonzept spezifiziert.

• Erhebung und Validierung des Energiebedarfs und der Lastprofile (Strom, Wärme/Kälte, Mobilität) als Grundlage für die Dimensionierung, Topologie und Betriebsstrategie.

• Identifizierung kritischer Verbraucher, Redundanzanforderungen (N-1) und Flexibilitätspotenziale.

• Lastprofilbericht mit 12-monatiger Zeitreihe in 15-Minuten-Auflösung (ISO 8601, UTC), einschließlich Wetter-/Belegungsmetadaten; Quellen: MID-konforme Zähler (DIN EN 62052/62053), Datenlogger.

• Heiz-/Kühllastberechnungen nach DIN EN 12831/DIN EN 16798, Wochen-/Saisonkurven, Simultaneitäten (VDI 2067/EN 16999).

• Kritikalitätsmatrix der Verbraucher (A/B/C) mit Anforderungen an USV/Notstromversorgung, zulässigen Unterbrechungszeiten und minimalen Versorgungskapazitäten.

• Profile bestehender Systeme (PV, BHKW, WP, BESS, Kälteanlagen), Lebensdauer/Zustand, Wartungsstatus.

• Datenqualität und Vollständigkeit gemäß ISO 50015 (Ausreißerregeln, Imputation, Konsistenz der Zeitstempel).

• Vergleich des Lastprofils mit den Zählerständen (Monat/Jahr); Abweichungen < 1 % als Zielwert.

• Dokumentierte Überprüfung mit dem Betreiber/den Fachplanern (Genehmigung).

• BIM/IFC: Räume/Zonen, Gerätezuordnung, Flächen-/Nutzungsdaten; Verknüpfung mit Messpunkten (RFID/QR-Codes).

• EMS/SCADA: Vorläufige Messpunktliste (Tag-Namen, Auflösung, Einheiten), Kommunikationsprotokolle (Modbus, BACnet, OPC UA).

• Klärung der Bauvorschriften, der Rahmenbedingungen für Emissionen und Sicherheit; vorläufige Bewertung der Tragwerksplanung/des Brandschutzes.

• Genehmigungs-/Bedingungsregister: Bauordnung/Denkmalschutz, Technische Anweisungen zum Lärmschutz, 44. Bundesverordnung zur Emissionskontrolle, Wasserressourcengesetz (Geothermie/Brunnen), falls zutreffend, Verfahren nach dem Bundesgesetz zur Emissionskontrolle.

• Bewertung des Explosionsschutzes (ATEX/TRBS 2152-3) für H₂/Biogas/Staub; Brandschutzkonzept (MLAR, Brandabschnitte, Barrieren).

• Statische Berechnungen (DIN EN 1991-1-4) für Überbauten (PV, Kühlturm, BESS-Container).

• Voranfrage an den Verteilnetzbetreiber (DNO) mit Anschlussdaten (Leistung, Kurzschlussstrom), Auswirkungen auf das Netz.

• Vollständigkeit der Antragsunterlagen einschließlich Lage-/Routenplänen und Lärm-/Emissionsprognosen.

• Einhaltung der Brandschutzbestimmungen/MLAR (Rohrtrassen, ELA, Brandschutzbarrieren).

• VNB-Feedback dokumentiert (Verbindungszusage/Bedingungen).

• BIM/IFC: Brandabschnitts- und Fluchtwegmodelle; Kollisionserkennung für die Gebäudetechnik.

• CAFM/CMMS: Einreichung von Genehmigungen, Überwachung von Fristen (Nachmessungen/Lärm/Emissionen).

• Entwurf eines konformen Netzwerk- und Schutzkonzepts sowie eines hierarchischen Messkonzepts als Grundlage für Abrechnung, Kontrolle und Verifizierung.

• Einleitungsschema (LV/MS), Parametrierung der Schutzeinrichtung (NA-Schutz, Kurzschluss-/Überlastschutz, RCD-Konzept), Selektivitätsprüfung.

• Messpunktkonzept: Totalisator (HVT), Unterzähler pro Erzeuger/Verbraucher/Cluster (MID), Messauflösung 15 Minuten, Ereignisraster ms/s für Tests; Zeitquelle NTP/PTP.

• Einspeisemanagement/§14a-Schnittstelle (Sollwertstrukturen, Fernsteuerungstechnik), Schnittstellenbeschreibung zum DSO (Protokolle).

• Datenmodell (Tag-Benennungskonvention), Datenqualitäts- und Plausibilitätsregeln.

• VDE‑AR‑N 4105/4110‑Konformität (Parameterlisten, Zertifikate); VDE 0126‑1‑1 Anti-Insel-Konfiguration.

• TAB-Konformität (DNO-spezifische Anforderungen), Funktionsprüfung der Fernsteuerungstechnik (Testtelegramme/Sollwerte).

• Überprüfung des Messkonzepts: Einzigartigkeit der Bilanzierungsgruppen, Überprüfbarkeit (Rückverfolgbarkeit zu Zählerkennungen).

• Übersetzung der funktionalen Ziele in eine überprüfbare Leistungsbeschreibung unter Berücksichtigung von Normen, Schnittstellen und Abnahmeplan.

• Beispielhafte Spezifikation pro Branche (PV, BESS, WP, CHP, H₂, Ladeinfrastruktur, GA/EMS): Leistungsdaten, funktionale Anforderungen, Liste der Normen (Kapitel Normenmatrix), Schnittstellen (Datenpunkte/Protokolle).

• Test- und Abnahmeplan (FAT/SAT): Schutz-/Kommunikations- und Funktionstests, Schwarzstart-/Insel-/Resynchronisationstests mit Zielzeiten, Überprüfung der Spitzenlastreduzierung.

• Anforderungen an die N-1- und Schwarzstartprüfung (Simulation/Test), Redundanzdiagramme (elektrisch/hydraulisch).

• EMV/CE, Cybersicherheitsanforderungen (IEC 62443, Patch-/Zugriffsrichtlinien), Dokumentationsanforderungen (Bestandsdokumentation, Betriebs- und Wartungsdokumentation).

• Vollständigkeit/Schlusshaftigkeit (Rückverfolgbarkeit der Anforderungen → Prüfungen).

• Bewertungsmatrix (obligatorische/Zielkriterien) einschließlich Gewichtungen (Resilienz, Nachhaltigkeit, Effizienz, Selbstversorgung, Skalierbarkeit).

• Fragen des Bieters/Freigabeprotokoll.

• BIM/IFC-Anreicherung: Parameter für Geräte (Stromversorgung, Abmessungen, Anschlüsse, Wartungszonen).

• CAFM/CMMS-Vorstruktur: Objekt-/Gewerbeklassen, Inspektionszyklusfelder.

• Normenkonforme Installation, Kabelverlegung, Umsetzung des Brandschutzes; Dokumentation der Bauarbeiten.

• Installations- und Prüfprotokolle: VDE 0100-600, DGUV V3, EN 62446 (PV-Messungen), Drehmoment-/Anschlusslisten, Kennzeichnungen (DIN EN 60617).

• Brandschutzdokumentation: Brandschutzbarrieren, MLAR-Konformität, Fotodokumentation.

• Kabel- und Trassenprotokoll, Erdungs-/PA-Prüfung, Blitzschutzanschluss (DIN VDE 0100-534).

• Vergleich von Ist- und Planzustand (rote Linienpläne), Kabel-/Stranglisten.

• Sichtprüfung (Befestigungen, Abstände, Zugänglichkeit), Messungen (Isolation, Schleifenimpedanz, Erdung), Funktion (Schalter/Trennschalter).

• Qualitätssicherung auf der Baustelle: Mängellisten, Nachweis der Mängelbeseitigung; Arbeitssicherheit (Koordinierung von Gesundheits- und Sicherheitsmaßnahmen).

• BIM-As-Built-Update: Kabeltrassen, Geräte-IDs; Kollisionsmatrix aktualisiert.

• CAFM: Werksnummern, Standort, Seriennummern, Garantiebeginn.

• Überprüfung der Schutz-, Kommunikations- und Funktionsketten innerhalb des Netzwerks; Erstellung der Messdatenbasis.

• FAT/SAT-Protokolle pro Handelsvorgang und für das Gesamtsystem: Schutzfunktionen: NA/ENS-Auslösung, FRT (falls MS), RCD/Erdschluss, Selektivität.

• Kommunikation: Datenpunkte, Alarme, Zeitstempelkonsistenz, Ausfalltests.

• Funktionen: Lastspitzenkappungsszenarien 100%/50%, Inselbetrieb/Resynchronisierung (DIN VDE 0100-551), Schwarzstart mit Zeitprofil (z. B. 0-70 kW < 30 s; Neustart von USV/BHKW ≤ 60 s).

• Technologien: PV-PR Erstprüfung (DIN EN 61724), BESS Kapazität/Roundtrip, WP-COP (DIN EN 14511), BHKW Abgas/Geräusch (44. BImSchV/DIN 4109), Ladeinfrastruktur (ISO 15118/IEC 61851 Handshake).

Parameterlisten (Steuerung/Schutz/EMS), Betriebsgrenzen und Prioritätsmatrix.

• Bestanden/Nicht bestanden gemäß Spezifikation; Verstöße dokumentieren, Maßnahmenplan erstellen.

• Erfassung von Basisdaten (z. B. 14–30 Tage) zum Vergleich der KPIs.

• EMS/SCADA: Live-Daten, Zeitplan- und Sollwertprüfung; OPC UA/IEC 61850-Berichte.

• Zähler/MDM: Validierte 15-Minuten-Serie, Ereignisprotokolle in ms/s.

• Gewährleistung eines normkonformen, hochverfügbaren Betriebs mit geplanter Wartung und klaren Verantwortlichkeiten.

• Betriebsanleitung: Schaltpläne, Hydraulik/RNID, Parametrierung, Umrüst-/Fehlerbehebungs-SOPs, Ersatzteil-/Verbrauchsmaterialliste.

• Wartungsplan: Intervalle gemäß BetrSichV/TRBS 1201, DGUV V3; technologiebezogene Wartung (PV-Inspektion, Dichtheitsprüfung der Wärmepumpe/F-Gas, Sichtprüfung des Batteriespeichersystems/Elektrik, Öl-/Filterprüfung des BHKW, Ladepunkte).

• RACI-Matrix (Operator/Service/Kontrollzentrum), Eskalationsplan.

• Einhaltung der Inspektionszyklen (Audit), Nachweise (Protokolle, Tickets), MTBF/MTTR-Trends.

• Verfügbarkeit von Ersatzteilen für kritische Komponenten (WR, Schutzrelais, USV-Module).

• CAFM/CMMS: Aufträge, Fristen, SLAs, Lebenszyklusdatei (Wartung, Änderungen, Garantien).

• EMS: Zustandsüberwachung, Alarmweiterleitung nach Priorität.

• Kontinuierliche Leistungs-, Effizienz- und Resilienzanalyse sowie Optimierung der Kontrollstrategie.

• KPI-Dashboard und monatliche/jährliche Berichte (ISO 50015): Selbstversorgungsgrad, Eigenverbrauchsgrad, CO₂-Intensität, PR (PV), Roundtrip (BESS), Verfügbarkeit, PUE/REF (Rechenzentrum), Netzwerk-Austauschbilanz.

• Aktualisierungen der Regelungsstrategie: Grenzwerte für die Lastspitzenreduzierung, Lastfenster, Heizkurven der Wärmepumpe, Prioritätsmatrix; Änderungs- und Patch-Protokolle (IEC 62443).

• Aktionsplan mit Geschäftsregeln, Entscheidungsmatrizen (Technologieauswahl/Sollwerte).

• Vergleich von Soll- und Ist-Werten der Leistungsindikatoren; Erläuterungen von Abweichungen und Korrekturmaßnahmen.

• Regressionstests nach Controller-/Firmware-Updates; ggf. erneute Sicherheitszertifizierung.

• EMS/SCADA: Speicherung von Trend-/Ereignisdaten, sichere Telemetrie; Data Lake/BI-Schnittstelle (OPC UA/MQTT/REST).

• ISO 50001 Audit-Trail: Nachweis der EnPI-Verbesserung, Aktualisierungen der Ausgangsbasis (ISO 50006).

• Schnelle Erkennung, strukturierte Behebung und systematische Vorbeugung von Störungen; revisionssichere Dokumentation.

• Alarmkonzept: Prioritäten, Schwellenwerte, Eskalationsketten, stille/akustische Alarme (VDE-0826-Kontext); Fernzugriff/24x7-Leitstelle optional.

• Vorfallprotokolle: Ursachen- und Wirkungsanalyse (RCA/Fischgrätendiagramm), Ereigniszeitachsen (ms/s), Aktionsverfolgung bis zum Abschluss.

• Änderungsdokumentation: Red-Line-Pläne, EPLAN-Daten, BIM-IFC-Aktualisierungen; Versionskontrolle.

• SLA-Konformität (Erstreaktion/Wiederherstellung), Wiederholungsrate von Vorfällen, Wirksamkeit von Präventivmaßnahmen.

• Vollständigkeit der Dokumentation (Checklisten, Genehmigungen).

• CAFM/CMMS: Vorfall-/Änderungsmanagement, Ersatzteil-/Lagerprozesse.

• EMS/SCADA: Alarmweiterleitung, automatische Ticketgenerierung, Ereigniskorrelation.

• Geometrie, Räume, Brandabschnitte, Anlagenobjekte mit Attributen (Leistung, Medien, Verbindungen, Wartungszonen).

• Kollisions- und Belegungsprüfungen, 3D-Koordination für technische Bereiche (PV-Wechselrichterräume, Batterieräume, Generatoren).

• Anlagenverzeichnis, Wartungspläne, Inspektionsintervalle, SLAs, Lebenszyklusdokumentation; Integration von Garantiedaten und Ersatzteilkatalogen.

• Arbeitsabläufe für Genehmigungen, Freigaben und Sicherheitsunterweisungen.

• Protokolle: IEC 61850‑7‑420 (Mikronetzwerk), BACnet/KNX (GA), Modbus/DLMS (Zähler), OPC UA/MQTT/IEC 60870‑5‑104 (Kontrollzentrum).

• Datenpunkte: Messwerte (15-min), Ereignisse (ms/s), Sollwerte, Status, Alarme; Tag-Konventionen, Einheiten, Skalierung.

• Sicherheit: IEC 62443 (Segmentierung, Benutzer/Rollen, Härtung), ISO/IEC 27019 im Kontext von Rechenzentren; OTA/Patch-Management.

• Hierarchie: Totalisator (HVT), Unterzähler pro Erzeuger-/Verbrauchergruppe/Ladecluster; Messung von Energien/Leistungen, PQ-Logger an kritischen Knoten (EN 50160).

• Zeitbasis/Synchronisierung: ISO 8601 (UTC), NTP/PTP-Synchronisierung; Plausibilitätsprüfung (Lückenfüllung, Ausreißerbehandlung) gemäß ISO 50015.

• Abrechnung/DSGVO: Einhaltung der MID-Vorschriften, Datenschutz (Pseudonymisierung, Zweckbindung), Rollen/Rechte.

• Sichtprüfung: Montage, Kennzeichnung, Brandschutz, Zugänglichkeit, Dokumente (Zertifikate/CE).

• Messungen: Elektrische Sicherheit (DGUV V3), PV-IR/Isolationswerte (DIN VDE 0100-712), WP-Dichtheit (EN 378), BESS-Erdschluss (DGUV 203-071), PQ (EN 50160).

• Funktionstests: NA‑/ENS, Spitzenlastreduzierung, Last-Handshake (ISO 15118), Insel-/Resynchronisation, Schwarzstart (Zeitprofile).

• Berichte: FAT/SAT-Protokolle, Schutzprüfberichte (VDE-AR-N 4110 §7.5 falls MS), Emissions-/Geräuschberichte (44. BImSchV/DIN 4109), ISO-50001-KPI-Berichte.

Diese Prozess- und Schnittstellenstruktur gewährleistet, dass Planung, Bau und Betrieb technisch, regulatorisch und nachweislich abgesichert sind. Die klare Zuordnung von Leistungen und Testkriterien in Verbindung mit konsistenten Daten und Systemschnittstellen schafft die Grundlage für Versorgungssicherheit (N-1, Notstromversorgung/Mikronetz), Effizienz und kontinuierliche Verbesserung über den gesamten Lebenszyklus hinweg.