Für Technikinteressierte · Architektur und Steuerlogik
Wie HELYQ entscheidet,
wann Energie wohin fließt.
Eine WAGO-PLC verbindet die elektrischen Messwerte mit Wetterprognosen, Viertelstundentarifen und dem Ladebedarf der Boiler. Die parametrierbare CODESYS-Software koordiniert daraus Verbrauch, Speicherung und Einspeisung.
01 / Anlage und Energiewege
Zwei Speicherformen.
Unterschiedliche Aufgaben.
Die PV-Anlage versorgt über den Hybridwechselrichter das angeschlossene Gebäudenetz. Dort nehmen die Boiler elektrische Energie auf und speichern sie als Wärme. Der Hochvoltspeicher ist auf der Gleichstromseite des Wechselrichters eingebunden und stellt später wieder elektrische Energie bereit.
Die Batterie unterstützt Allgemeinverbraucher wie Beleuchtung, Heizung und Umwälzpumpe, den gemeinschaftlichen Münzwäschetrockner sowie die beiden Ferienwohnungen bei Nutzung. Mit ausreichender Ladung reichen die nutzbaren 8 kWh im typischen Lastfall für eine Nacht.
Die separaten Stromanschlüsse der dauerhaft vermieteten Wohnungen bleiben bestehen. Ihre Boiler werden in das gemeinsame Energiesystem einbezogen.
| Komponente | Ausführung im Projekt |
|---|---|
| Gebäude | 7 Wohnungen: 5 dauerhaft vermietet, 2 zeitweise genutzte Ferienwohnungen; Obersteiermark, ca. 600 m Seehöhe |
| PV-Anlage | 11 kWp, Südausrichtung, ca. 50° Dachneigung |
| Beobachtete maximale Tageserträge | Rund 65 kWh im Sommer und 45 kWh im Winter bei geeigneter Witterung; keine durchschnittlichen Tageswerte |
| Wechselrichter | SOFAR, dreiphasig, 15 kW maximal, 2 PV-Strings, Hybridgerät |
| Hochvoltspeicher | SOFAR, 10 kWh nominal; 8 kWh nutzbar bei 20–100 % Ladezustand |
| Warmwasser | 7 elektrische Boiler, jeweils einzeln geschaltet und gemessen |
| Steuerung | WAGO-PLC; Programmierung in CODESYS; parametrierbare Regelung |
Die PLC verarbeitet Informationen und steuert Geräte. Der Leistungsstrom fließt nicht durch die Steuerung.
02 / Messen und vorausschauen
Lokale Messwerte.
Externe Prognosen.
MODBUS RTU
Wechselrichter, Batteriespeicher und Energiezähler sind über MODBUS RTU mit 19.200 Baud angebunden. Pro Boiler ist ein einphasiger Energiezähler bis 100 A vorgesehen; ein weiterer Zähler erfasst den Allgemeinstrom.
Die Steuerung liest unter anderem Spannung, Strom, Leistung und Frequenz aus. Der Wechselrichter liefert Angaben zu PV-Leistung und Stringspannungen. Zum Speicher werden unter anderem Spannung, Lade- und Entladestrom sowie Ladezustand und Gesundheitszustand angezeigt.
Wetter und Tarife über APIs
Die Bewölkungsprognose umfasst den aktuellen Tag und die folgenden drei Tage. Zwischen Sonnenaufgang und Sonnenuntergang erfolgt die Abfrage stündlich.
Die Stromtarife werden ebenfalls stündlich abgerufen. Vorliegen sollen Viertelstundenwerte für den aktuellen Tag und – sobald veröffentlicht, typischerweise ab etwa 18 Uhr – für den Folgetag.
Eine Bewölkungsprognose unterstützt die Erwartung des Solarertrags; sie ist keine Messung der tatsächlich erzeugten Energie.
03 / Schalten innerhalb definierter Grenzen
Jeder Boiler einzeln.
Die Verteilung als Ganzes.
Jeder Boiler erhält ein eigenes Schütz. Im Projekt sind einpolige 32-A-Schütze beschrieben. Die elektrische Nennleistung jedes Boilers wird als Parameter hinterlegt.
Boiler lassen sich zu Verteilgruppen zusammenfassen. Für jede Gruppe wird eine maximale gleichzeitig eingeschaltete Leistung definiert – beispielsweise 6 kW für einen vorhandenen Verteilbereich. Diese Gruppen sind unabhängig von den beiden PV-Strings des Wechselrichters.
Zusätzlich begrenzen zwei getrennte Parameter die gleichzeitig eingeschaltete Gesamtleistung der Boiler und die zulässige Netzbezugsleistung.
Eine parametrierte Mindest-Einschaltdauer verhindert im normalen Regelbetrieb das sofortige Wiederabschalten eines Boilers innerhalb von fünf Minuten und reduziert unnötige Schaltvorgänge.
Die Leistungsgrenzen müssen zur tatsächlichen Installation passen. Die Steuerung ergänzt das Lastmanagement; elektrische Schutzorgane und die fachgerechte Dimensionierung bleiben erforderlich.
04 / Boilerladung
Warmwasserbedarf
und Solarangebot zusammenbringen.
Das Ladeende elektrisch erkennen
Wird ein freigegebener Boiler eingeschaltet, beobachtet die Steuerung seine Stromaufnahme. Liegt Spannung an und es fließt kein Strom mehr, vermerkt sie den Boiler als geladen. So wird das Abschalten durch den vorhandenen Boilerthermostaten genutzt, ohne bei jedem Boiler eine zusätzliche Temperaturmessung einzubauen.
Die Ladeerkennung beruht auf dem elektrischen Verhalten. Sie ersetzt keine direkte Messung der Wassertemperatur. Am Boiler TOP7 ist aufgrund der einfachen örtlichen Einbaumöglichkeit zusätzlich ein Temperatursensor vorhanden.
Automatische tägliche Versorgung
In der automatischen Regelung soll nach 12 Uhr mindestens eine vollständige Ladung erfolgt sein. Ist das bis Sonnenuntergang nicht erreicht, wird die Ladung aus Speicher beziehungsweise Netz ergänzt.
Am Nachmittag beeinflusst die Prognose für den Folgetag die weitere Ladung. Wird wenig Solarertrag erwartet, kann der Boiler auch dann laden, wenn die aktuelle PV-Leistung unter seiner Nennleistung liegt. Die übrige Energie wird ergänzt. Ist ausreichend Solarertrag zu erwarten und wurde der Boiler nach Mittag bereits vollständig geladen, erfolgt eine weitere Ladung nur bei vollständiger Deckung durch PV. Dadurch bleibt mehr Batteriekapazität für andere Verbraucher verfügbar.
Drei wählbare Ladearten
| Ladeart | Verhalten |
|---|---|
| Nur Solarladung | Laden, wenn ausreichend Solarenergie vorhanden ist und andere Boiler bereits geladen sind. |
| Einmalige Aufladung | Eine sofortige, einmalige Ladung. Sie wird auch automatisch ausgelöst, wenn ein zuvor am Verteiler abgeschalteter Boileranschluss wieder unter Spannung gesetzt wird. |
| Permanente Aufladung | Die Steuerung strebt die Aufladung unabhängig von Tageszeit und Solarertrag an, etwa bei zeitweise erhöhtem Bedarf in einer Ferienwohnung. |
Zusätzlich lässt sich jeder Boiler ein- oder ausschalten. Die Ladearten berücksichtigen die konfigurierten Leistungsgrenzen.
Gezielte Sonderladung bei erhöhtem Bedarf
Eine tägliche Sonderladung kann zu einer festgelegten Uhrzeit stattfinden – beispielsweise um 23 Uhr mit einer maximalen Ladeenergie von 4 kWh. Dadurch lässt sich ein Boiler für besonders hohen Warmwasserbedarf gezielt nachladen, unabhängig vom aktuellen Solarangebot.
4 kWh bezeichnet die Energiemenge des Ladevorgangs. Die elektrische Leistung und die zulässigen Gruppen- und Gesamtleistungen werden davon getrennt betrachtet.
05 / Einspeisung und Tarifsteuerung
Nicht jede eingespeiste
Kilowattstunde ist gleich viel wert.
Im Projekt wird Strom zu einem festen Bezugstarif eingekauft. Der Energieanteil beträgt 14 ct/kWh; mit Netzkosten und weiteren Bestandteilen werden rund 45 ct/kWh angesetzt. Für die Einspeisung gilt dagegen ein dynamischer Tarif mit Viertelstundenmessung.
Die Vergütung entspricht dem vereinbarten Referenzpreis abzüglich 2 ct/kWh. Eine parametrierbare Preisgrenze ermöglicht es, die Einspeisung wirtschaftlich zu steuern.
Am Morgen ein günstiges Zeitfenster nutzen
Liegt die erwartete Solarerzeugung des neuen Tages über 30 kWh und ist für mehr als zwei Stunden ein Preis unter dem eingestellten Schwellenwert zu erwarten, wird bereits in den Morgenstunden gezielt eingespeist. Boiler- und Batterieladung können dafür zeitlich verschoben werden.
Die Schwelle von 30 kWh betrifft die erwartete Tagesenergie. Sie ist keine momentane Leistungsschwelle.
Bei niedrigen Tarifen Einspeisung begrenzen
Unterschreitet der Referenzpreis die eingestellte Grenze – im Beispiel 2 ct/kWh –, wird der Wechselrichter in den Modus Nulleinspeisung versetzt. Energie kann innerhalb der zulässigen Betriebsgrenzen selbst verbraucht oder gespeichert werden. Überschüsse, die dabei nicht aufgenommen werden können, werden abgeregelt.
Bei 2 ct/kWh Referenzpreis und 2 ct/kWh Abzug beträgt die rechnerische Einspeisevergütung null; darunter ist sie negativ. Die Tarifsteuerung ist deshalb besonders bei einem dynamischen Einspeisevertrag relevant.
Die Begrenzung reduziert die Einspeisung in diesen Zeitfenstern. Ziel ist ein höherer wirtschaftlicher Nutzen der erzeugten Energie und eine geringere Belastung des Netzes durch vermeidbare Überschüsse.
06 / Bedienung, Auswertung und Erweiterung
Den Betrieb verstehen.
Verbrauch nachvollziehen.
Fernübersicht
Die Anlagenübersicht ist über das Internet zugänglich. Sie zeigt Boilerzustände, Ladearten und Parameter ebenso wie API-Status, Wechselrichter- und Batteriedaten. Sie dient der Bedienung und Kontrolle der Anlage.
Tages- und Monatsdaten
Je Energiezähler werden Tageswerte und zwölf rollierende Monate geführt. Dazu gehören Monatsendstände sowie Verbrauchsanteile aus Netz, Batterie und PV. Für das Gesamtsystem werden PV-Ertrag und Energieverwendung für Warmwasser sowie Allgemeinstrom und angeschlossene Wohnungen ausgewertet.
Pro Boiler sind tägliche Ladezeiten, Energieverbrauch und Schaltvorgänge verfügbar. Monatsberichte werden per E-Mail versendet; ein Fehlerprotokoll und Fehlermeldungen unterstützen den Betrieb.
Die Zuordnung zu PV, Batterie und Netz entsteht aus der Systemauswertung. Ein einzelner Verbraucherzähler misst zunächst den elektrischen Gesamtverbrauch des angeschlossenen Verbrauchers.
Parametrierung
- MODBUS-Kommunikation und zugeordnete Geräte
- Wohnungen und elektrische Verteilgruppen
- Boileranzahl, Nennleistung und Gruppenzuordnung
- Energiezähler und Messzuordnung
- Wetter- und Tarif-APIs sowie Standort
- Leistungsgrenzen, Ladearten und Sonderladungen
- Absender und Empfänger für Monatsberichte und Fehlermeldungen
Zusätzliche Gebäudedaten
Ein M-Bus-Modul protokolliert monatlich die Heizwärmezähler und versendet die Werte per E-Mail. Es handelt sich um Fernablesung, nicht um eine Heizungssteuerung.
Ein Pt1000-Modul erfasst Außen-, Heizungsvorlauf- und Rücklauftemperatur sowie die Temperatur am Boiler TOP7. Weitere Anzeigen können auf dieser Infrastruktur aufbauen.
Eine Frage zur Steuerlogik?
Mich interessieren der Austausch über ähnliche Gebäude, konkrete technische Fragen und Erfahrungen aus der Installation.
Technische Frage stellen