Ganz gleich, ob Solar-, Wind- oder Mischaanlagen, bereits seit Frühjahr 2019 ist die Mittelspannungsrichtlinie VDE-AR-N 4110 für alle in Betrieb gehenden Erzeugungsanlagen verbindlich, die eine Leistung von 135 kW oder größer im Spannungsbereich von 1 bis 60 kV erzeugen. Der Grund, der Anteil regenerativer Energie im Stromnetz steigt und soll weiter steigen, jedoch ohne dabei die Netzstabilität zu gefährden. Deshalb sind die technischen Anschlussbedingungen, die sogenannten TAB für dezentrale Erzeugungsanlagen, die EZA verschärft worden. Der EZA-Regler ist dabei ein zentrales Element und deswegen sprechen wir im heutigen WAGO Energy Tech Talk darüber, was ist ein EZA-Regler eigentlich? Wie die Anlagenansteuerung und Kommunikation zwischen Anlage, Netzbetreiber und Direktvermarkter denn technisch funktioniert und was das Ganze mit dem Netzengpassmanagement Thema Redispatch 2.0 zu tun hat. Ich habe mir, um diesen Fragen nachzugehen, einen echten Praktiker ins Studio eingeladen Jens-Peter Schmidt. Er fokussiert seit mehr als 20 Jahren das Thema regenerative Energien und ist Geschäftsführer der JPs Projects GmbH. Und mit seinem mittelständischen Unternehmen aus dem kleinen nordhessischen Witzenhausen hat er sich auf dass Einspeisemanagement, EZA-Regler und Direktvermarktung spezialisiert und ist mittlerweile damit auch in Energie- projekten europaweit tätig. Er sagt: "Die Mittelspannungsrichtlinie hat alles ein wenig standardisiert, es bleiben jedoch erhebliche Unterschiede." Jens-Peter, schön, dass du da bist. Hallo Heiko, schön, dass ich da sein darf. Wunderbar. Ich würde sagen, wir steigen gleich ein mit der ersten Frage. Die hatte ich auch schon mal genannt. Was ist denn ein EZA-Regler? Ein EZA-Regler ist nichts anderes als ein Stückchen Software, was auf einer Hardwarekomponente läuft. Im Groben gesagt. Der EZA-Regler ist eigentlich das Herzstück einer jeden Erzeugungs-/Energieanlage. Er verbindet die Sollwertvorgaben des Netzbetreibers, des Direktvermarkter, mit der Anlage selber über unterschiedlichste Protokolle. Wenn wir jetzt sprechen über Erzeugungsanlagen, dann haben wir sowohl PV-Anlagen, wir haben Windanlagen und wir haben Mischanlagen. Auf die Unterschiede gehe ich dann im Nachhinein noch mal ein, das habe ich noch mit auf dem Schirm. Mich würde jetzt erst mal interessieren, Du bist ja auch WAGO Solution Provider. Kennst dich mit den ganzen Hardwarehthemen noch mal aus. Wenn man jetzt die Hardware dazu mal anschaut, also zur Software - da kommen wir noch mal dazu, aber wenn wir uns die Hardware anschauen, was sind da so so allgemeine und spezielle Anforderungen? Also wie gesagt, die Hardware, also die Software und die Hardware müssen miteinander ja zusammenpassen. Also sie müssen auch zertifiziert werden. Nach der 4110. Wo die rausgekommen ist, ist es auch ein Teil davon geworden oder Anforderung geworden, dass dieser Regler, die Hardware und die Software zertifiziert werden, hat mehrere Vorteile. Ich habe nämlich ein zertifiziertes validiertes Softwarepaket, was auf eine Hardware abgestimmt ist und diese ist nicht veränderbar. Die ist immer fest. Ich kann oder muss sogar ein Modell meines Reglers zur Verfügung stellen. Das kann unterschiedlichster Art und Weise geschehen. Ein Modell brauche ich, damit ich eine Simulation mache. Genau. Ein Simulationsmodell. Der Netzbetreiber möchte ja wissen, wie wie der EZA-Regler funktioniert oder wie die Anlage sich verhält. Und es ist so wenn ich eine große Anlage habe, eine große Erzeugungsanlage, brauche ich auch ein Anlagenzertifikat zum Betreiben dieser Anlage und der Zertifizierer fordert dieses natürlich auch beim Regler-hersteller an. Okay, also ich habe jetzt ein, ein Stückchen Software, ich habe die Hardware, die ist zertifiziert. Dann muss ich noch so eine Simulation, die muss dazu nochmal zur Verfügung gestellt werden, damit der Netzbetreiber weiß, wie verhält sich die Anlage denn tatsächlich innerhalb seines Netzes? Jetzt gucken wir uns mal das Thema der Hardware an, das ist mir noch nicht ganz klar. Ist das jetzt nur das Automatisierungs- system oder sind das mehrere Komponenten? Ich muss die Messwerte auch irgendwo mit erfassen. Ganz genau. Es betrifft also nicht nur den Regler, sondern ich habe ja in einer innerhalb einer Anlage mehrere Komponenten. Das heißt, ich habe ein Messsystem, ich habe Stellglieder. In dem Fall sind das auch die Wechselrichter, die meinen Sollwert ja auch umsetzen, den Regler, das muss alles zertifiziert sein, es muss alles zusammenpassen. Nun, in die technischen Anschlussbedingungen gibt der Netzbetreiber ja bestimmte Werte vor. Also keine Ahnung was für Wirkleistung und Blindleistung fällt mir als erstes ein. Gibt es da noch weitere Dinge, die für ihn wichtig sind? Also Wirk- und Blindleistung ist erst mal das Wichtigste, dass er, der Netzbetreiber Eingriff hat, die Anlage auch mal vom Netz nehmen kann und die Spannung stabil zu halten, das ist das Thema Blindleistung. Also der Netzbetreiber kann ja einen gewissen prozentualen Anteil Blindleistung abfordern, sozusagen. Fahre mir lieber Betreiber, liebe Anlage, Fahre mir jetzt zum Beispiel spannungssenkend induktiv oder fahre mir die Anlage spannungshebend, das heißt kapazitiv über diverse Sollwertvorgaben zum EZA-Regler hin. Wie das Ganze aussehen kann kommunikationstechnisch - Es gibt ja immer noch unterschiedlichste Vorgaben. Da hat die 4110 die Mittelspannungsrichtlinie keine Vorgaben gemacht. Das heißt ja, der Energieversorger kann nach wie vor sagen, ich möchte einen Rundsteuerempfänger drin haben für die Wirkleistung. Aber Rundsteuerempfänger werden doch heutzutage kaum noch eingesetzt. Ja, das denkst du. Trotzdem gibt es noch tatsächlich kleinere Stadtwerke, die Rundsteuer- empfänger weiterhin einsetzen. Okay, aber trotzdem habe ich eine Kommunikation zum Netzbetreiber. Das ist in Deutschland weitestgehend sicherlich das 104er-Protokoll im IEC 60870. Genau, 101er Protokoll seriell an den übergeordneten Master EisMan-Master/EinsMan-Master per -101 oder -104 direkt über einen Router an die Netzleitstelle. Okay, wie kommuniziere ich jetzt zum Direktvermarkter? Direktvermarkter ist genauso, kann ein 104er Protokoll/Fernwirkprotokoll sein, kann Modbus TCP sein, kann auch eine andere Komponente sein, die der Direktvermarkter stellt. Und dann wäre es ja so in dem Fall, dass wir den Rundsteuerempfänger doch noch mit einbinden müssen, wäre das also ein weiteres Teil, das über Hardwarekontakte quasi mit eingebunden wird. Damit kann man dann ganz normal über digitale Eingänge einfach einlesen. Meistens sind es ja nur drei Stufen 0, 30, 60, wenn nicht fährt die Anlage 100 %. Okay, jetzt. Das war jetzt die Betrachtungsweise zum Netzbetreiber, ich sage immer nach oben, also Richtung Steuerung. Nach unten hin, ins Feld hinein, zu den Wechselrichtern, zum BHKW. Wie wird das realisiert? Ist eigentlich auch nichts anderes. Also der EZA-Regler gibt eigentlich nur eine Null oder eine Eins raus. Das heißt aber jetzt nicht zu verwechseln mit Boole'scher Null oder Eins. Also Ein-/Ausschalten. Genau. Sondern das ist noch aufgeteilt von 0 bis 100 %. Das Ganze macht er für die Wirkleistung als auch für die Blindleistung. Also 0 bis 1 Wirkleistung heißt 0 bis 100 %. Und bei der Blindleistung ist es so -1 bis plus eins. Noch mal ganz kurz, wie kriege ich denn diese Informationen direkt zu dem Wechselrichter? Es gibt mehrere Möglichkeiten. Entweder in die direkte Kommunikation über über ein bestimmtes Protokoll. Kann SunSpec sein, zum Beispiel. Kann aber auch sein, dass die Wechselrichter Modbus TCP oder RTU sprechen. Da kann ich eine Direktanbindung machen. Es gibt aber auch Anlagen, die haben noch einen Datenlogger dazwischen. Das heißt, ich spreche den Daten- logger an. Da fällt mir spontan meteocontrol ein oder Solar-Log oder blue'Log oder so. Genau. Und der Regler der EZA-Regler kommuniziert dann mit dem Solar-Log oder anderen Herstellern. Ja, das ist denn die Kommunikation zu den Wechselrichtern auch Bestandteil dieser Komponentenzertifikate? In dem Fall nicht. Es hört eigentlich an der Schnittstelle auf. Die Komponente, also der, der Datenlogger der dahinter ist, hat eigentlich nichts mit der zertifizierten Komponente zu tun. Es ist eher universell. Die Komponente ist dann wieder im Anlagenzertifikat zu berücksichtigen. Die komplette Regelstrecke muss ja auch eine bestimmte Zeit einhalten. Ich sage nur PT1 Verhalten bei Sollwertsprüngen von zum Beispiel 15 Sekunden ist ja auch einstellbar, da wird mein kompletter Regelkreis betrachtet. Für dich jetzt in der Praxis, du bist ja deutschlandweit an den Anlagen unterwegs. Wo sind denn jetzt die konkreten Herausforderungen in den unterschiedlichen TAB? Weil es gibt ja nicht nur eine, es gibt ja viele, nämlich von jedem Netzbetreiber seine eigenen. Genau. Es gibt schon Zusammenschlüsse in Deutschland von den, ich sage mal von den vielen Großen, die sich schon ein bisschen standardisiert haben in der Physik, die sie wie die Anbindung stattfindet. Die meisten fahren immer noch das 101er Protokoll oder 104er Protokoll. Haben die Datenpunkte, die da übertragen wurden, die Information, ich sage mal die Informationsobjekte, wie zum Beispiel ich möchte die Einspeiseleistung abrufen, ich möchte die Blindleistung abrufen, teilweise sogar Temperaturen oder Einstrahlungswerte. Das ist schon relativ standardisiert worden. Wie gesagt, es gibt aber auch viele, viele kleine noch dabei, die dann sagen ich gebe das ganze per Modbus TCP vor, ich gebe das per Rundsteuerempfänger vor oder sogar Analogwert. Das sind Analogwert irgendwo von einer übergeordneten Anlage kommt und auch damit muss der Regler dann klarkommen. Das ist eigentlich die Herausforderung bei der Ankopplung an den Netzbetreiber. Kommen wir jetzt mal zum Thema Redispatch 2.0. Das war ja auch das Thema Netzengpassmanagement. Warum ist das überhaupt eingeführt worden? Ganz einfach, es gab viele, viele Anlagen, ich nenne es mal kleinere Anlagen, die einfach blind mitgelaufen sind im Netz. Diese waren zwar angemeldet, auch bei der Netzbetreiber angemeldet, die haben auch einen Zähler gehabt, aber die ließen sich ja gar nicht steuern oder sind auf 70 % reduziert worden und sind eigentlich blind mitgelaufen. Also ich hab nie die die exakten Werte gehabt im Betrieb. Du musstest also nie die tatsächliche Wirkleistung irgendwo hin übertragen, sondern es wurde einfach berechnet das was erzeugt wurde, wurde im Zähler gemessen, die Arbeit gemessen und wurde dann vergütet. Ab 100 kW ist das ganze jetzt vorbei. Das heißt alle Anlagen größer 100 kW müssen ihre Wirkleistung, ihre Erzeugungsleistung am Netzanschlusspunkt auch entsprechend melden und übertragen. Okay, das heißt auch die Werte gehen zum Netzbetreiber. Ist das der richtige Weg, oder? Ja, es gibt schon eine Zwischenstufe, weil viele, viele Netzbetreiber können überhaupt nichts damit anfangen. Das heißt, die haben den Wert und sagen, ja, schön, dass du uns den sendest, aber wir können damit gar nichts machen. Wie wird das geregelt? Das Ganze? Die meisten Netzbetreiber suchen sich einen Dienstleister oder auch Kunden suchen sich einen Dienstleister. Da fällt mir Direktvermarkter ein. Die haben ja quasi auch schon alle Werte. Ganz genau. Es ist also die Grundvoraussetzung. Redispatch 2.0 ist nichts anderes wie eine Direktvermarktung. Ist vergleichbar, eigentlich so ein Mix zwischen Einspeise- management und Direktvermarktung. Der Direktvermarkter ist aber in dem Falle dann der Dienstleister, der diese Werte von der Anlage aufnimmt, in ein virtuelles Kraftwerk schreibt oder weiterleitet und der übergeordnete Verteilnetzbetreiber kann dann auf diese Werte zugreifen und im Engpass auch die Anlage runterfahren. Aber es ist ja so, dass auch Bestands- anlagen jetzt mit so einem Redispatch 2.0 System ausgestattet werden müssen. Richtig. Alles was größer 100 kW ist. Es geht sogar einen Schritt weiter. Es ist im Gespräch, dass diese Grenze 100 kW sogar noch fallen soll. Also es sollen noch kleinere Anlagen mit in Redispatch aufgenommen. Das sind aber riesige Datenmengen, die in irgendeiner Form gehändelt werden müssen. Also läuft das jetzt alles an einer zentralen Stelle zusammen oder wo passiert das? Es ist tatsächlich so, dass die zentral auflaufen, aber ich sage mal aufgeteilt. Man muss sich das als Netzwerk vorstellen. Jeder Direktvermarkter oder jeder Dienstleister sendet seine seine Daten dann zu einer bestimmten Stelle und da werden die dann gespeichert und auch verwendet. Okay, ich komme noch mal ganz kurz zurück auf das Thema mit der Technik. Also wenn wir jetzt so eine Einspeisestationen, ich meine, wir speisen in der Mittelspannung ein, wenn wir eine große Anlage haben im Megawattbereich, dann dann haben wir dort also nicht nur den Trafo, sondern wir haben auch die ganze Messtechnik, die Steuerungstechnik dazu und natürlich auch die Hardware für diesen EZA-Regler. Sind das jetzt alles unterschiedliche Systeme die man hat zum Steuern und Regeln oder ist das ein System? Es kommt immer darauf an, also man kann versuchen das Ganze, ich sage es mal hersteller- spezifisch zu machen. Ja, kenne ich einen, kenne ich mich mit einem gut aus, nutze ich den auch. Meistens ist es auch so, dass es gemixt wird, dass ich ein Messsystem von einem anderen Hersteller habe, der aber auch mit zertifiziert wurde auf dem EZA-Regler. Ich sage mal, ein Unternehmen kann nicht alles machen. Also Schutztechnik, Fernwirktechnik, Parkregler und auch noch den Datenlogger stellen. Also ich kenne keinen, es wird immer Unterschiede geben, aber man versucht schon natürlich zu standardisieren. Ja okay, ich denke ich kann so ein paar Sachen mal zusammenfassen, kannst es gerne noch ergänzen, falls ich nicht alles zusammengebracht habe etc. EZA-Regler ist also ein Stückchen Software grundsätzlich, der aber auf einer zertifizierten Hardware läuft. Und eigentlich ist ja alles miteinander zertifiziert, auch die Messtechnik drumherum, sodass wir dort eine feste Komponente haben. Zusätzlich brauche ich noch eine gewisse Simulation, die ich dem Netzbetreiber zur Verfügung stellen muss, damit er weiß, wie die Anlage funktioniert. Das ist das Thema EZA-Regler Die Mittelspannungsrichtlinie, die VDE 4110 ist raus aus einer rein technischen Sicht, hier standardisiert, aber es gibt halt viele, viele kleine Unterschiede, weil wir viele Stadtwerke, viele unterschiedliche Netzbetreiber haben, die ihre Anlagen immer auch unterschiedlich sehen und dort natürlich auch eigene Anforderungen haben und das ist dann in den technischen Anschlussbedingungen noch mal mit mit hinterlegt. Und zum Thema Redispatch 2.0 bleibt zu sagen, dass das dazu da ist, um ein stabiles Netz auf die Beine oder zur Verfügung zu stellen. Und zwar im Gesamten und nicht nur für für kleine Teilbereiche. Diese Informationen müssen also auch zur Verfügung gestellt werden. Es müssen kleine Anlagen, Erzeugungsanlagen, natürlich auch mittlerweile mit angebunden werden und das sorgt dann dafür, dass diese Informationen an einer zentralen Stelle dann zusammenlaufen. So, das wir hier auch wie immer ein stabiles Netz an der Stelle mit aufbauen können. Ja Jens-Peter, das ist eine ganze Menge an Informationen. Ich glaube, dass wir es auch nicht schaffen, alles jetzt im Detail noch mal zu klären. Dafür ist sind die 15 Minuten, die wir haben, einfach zu knapp. Deswegen werden wir noch mal zusätzliche Informationen in der Infobox, des Videos mit verlinken. Dir danke ich erst mal für die Einblicke, die wir hatten, für diese technische Praxis, aus der du kommst, dass du uns diese Eindrücke vermitteln konntest. Noch einmal mehr Informationen auch zum Thema EZA-Regler gegeben hast. Und dann hoffen wir, dass ich ja künftig im Sinne der zügigen Umsetzung der Energiewende das Ganze weiter durchsetzt und wir weiterhin auf stabile Netze hoffen. Besten Dank. Ich habe zu danken.