Niederländische Realtime Interface (RTI) für Erzeugung über 1 MW

Oberhalb von 1 MW kann ein niederländischer Netzbetreiber die Wirkleistung begrenzen, die ein Erzeugungsstandort in Echtzeit an seinem Netzanschlusspunkt liefert. Das geschieht über eine eigene IEC-61850-Verbindung. Die Realtime Interface (RTI) ist die landesweite Spezifikation für diese Verbindung. Der Netzbetreiber sendet einen Höchstwert für Wirkleistung; der Standort meldet Messwerte zurück. Fällt die Verbindung aus, wechselt der Standort auf eine zuvor vom Netzbetreiber festgelegte Grenze für den Sicherheitsmodus.

Rechtsgrundlage ist Artikel 14 Absatz 2 des EU-Netzkodex für Erzeugungsanlagen, Verordnung 2016/631. Danach muss eine Stromerzeugungseinheit des Typs B über einen Eingang verfügen, der ihre Wirkleistung auf Anweisung senkt. Der Netzbetreiber darf weitere Technik für die Fernsteuerung vorgeben. Die niederländischen Netzbetreiber begannen das RTI-Projekt 2020 über Netbeheer Nederland. Die technische Spezifikation Version 1.0 erschien am 20. Februar 2024. Version 1.1 trägt das Datum 1. Juli 2025, wurde im Juli 2025 veröffentlicht und ergänzt gegenseitiges Transport Layer Security (TLS).

Welche Anschlüsse eine RTI brauchen

Die RTI zielt auf Stromerzeugungseinheiten des Typs B. In den Niederlanden ordnet die Netcode elektriciteit 1 MW bis unter 50 MW diesem Typ zu. Typ C beginnt bei 50 MW, Typ D bei 60 MW oder einem Anschluss mit mindestens 110 kV. Die Spezifikation ist so gestaltet, dass sie auch für größere Anschlüsse und für Standorte mit Erzeugung und Verbrauch verwendet werden kann. Netbeheer Nederland plant eine Ausweitung auf kleinere Anlagen, nennt auf der RTI-Seite aber weder Schwelle noch Datum.

Ob RTI vorgeschrieben ist, entscheidet jeder Netzbetreiber in seinen Anschlussbedingungen. Dieser Leitfaden verwendet Enexis als Beispiel. Enexis verlangt RTI-Leistungssteuerung für jeden neuen Erzeugungsanschluss über 1 MW. Bei Bestandsanschlüssen wird RTI nur fällig, wenn Kunden eine Erhöhung des Erzeugungsanschlusses über 1 MW beantragen. Liander und Stedin veröffentlichen eigene RTI-Seiten, die Netbeheer Nederland verlinkt. Muss TenneT einen Standort im Verteilnetz begrenzen, beauftragt es die Leitstelle des Verteilnetzbetreibers. Dieser sendet den Sollwert über seine RTI.

Die RTI entstand wegen Netzengpässen. Seit November 2022 erlaubt die Netcode elektriciteit den Betreibern aktives Kapazitätsmanagement. Seit April 2024 verlangt der Rahmen außerdem, Erzeugung bis zu 150 % der Nennkapazität des Netzes anzuschließen. Die RTI ist das technische Mittel für einen sicheren Betrieb. Marktdaten über Preise, Mengen, GOPACS-Gebote und Verträge für Engpassdienste überträgt sie nicht.

Funktionsweise der RTI

Der Netzbetreiber installiert seinen Endpunkt im Mittelspannungsbereich der Kundenstation, den er bereits nutzt, oder in einem anderen gesicherten, nur ihm zugänglichen Bereich. Der Kunde stellt Platz und Stromversorgung bereit. Übergabepunkt ist der RJ-45-Port am Endpunkt des Netzbetreibers. Für alles dahinter, einschließlich Kabel, ist der Kunde verantwortlich.

Das Kabel bildet eine dedizierte Verbindung mit genau zwei Hosts. Auf Kundenseite muss es direkt an einer Netzwerkschnittstelle des Kundenendpunkts enden, nicht an einem Switch. Glasfaser-Ethernet-Umsetzer sind nur erlaubt, wenn sie ausschließlich dieser Verbindung dienen. IP-Adresse, Subnetz und Gateway für den Kundenendpunkt kommen vom Netzbetreiber.

Das Protokoll ist IEC 61850 MMS mit einem Datenmodell nach IEC 61850-7-4 Ed. 2 und IEC 61850-7-420 Ed. 2. Der Endpunkt des Netzbetreibers ist Client und verbindet sich mit dem Kundenendpunkt als Server. Spezifikation, Protocol Implementation Document und SCL-Datei bestimmen gemeinsam die Schnittstelle. Beide Endpunkte werden anhand derselben SCL-Datei gebaut. Der Kundenendpunkt kann ein Parkregler, Energiemanagementsystem oder separates Gerät sein, sofern er die Spezifikation erfüllt.

Version 1.1 steuert nur Wirkleistung. Es gibt keinen Sollwert für Blindleistung oder Spannung. Ein positiver Sollwert begrenzt Erzeugung, ein negativer Verbrauch. Prozentwerte gelten nur für Erzeugung. Jeweils nur ein Sollwert ist aktiv. Der Prozentwert bezieht sich auf die addierte Höchstleistung in den Power Generating Module Document (PGMD)-Formularen des Standorts, nicht auf die Wechselrichter-Nennleistung.

Jeder Sollwert braucht einen Grundcode. Die Reihenfolge ist streng: Der Netzbetreiber sendet zuerst den Grund als eigene Nachricht. Nur wenn der Sollwert innerhalb von 10 Sekunden danach eintrifft, nimmt der Endpunkt ihn an. Ein Grund gilt für genau einen Sollwert. Bei Frequenzstabilität muss der Standort die Grenze durch verringerte Erzeugung erreichen. Bei allen anderen Gründen darf er auch den Verbrauch erhöhen, um die Netzeinspeisung zu senken.

Zeitverhalten und Genauigkeit

Messwerte dürfen von einem Zähler hinter dem Netzanschlusspunkt stammen, müssen bezogen auf diesen Punkt jedoch weiterhin Klasse 1 erfüllen. Jeder Wert trägt ein Qualitätsmerkmal „gut“ oder „ungültig“. Verliert der Endpunkt seine Messquelle, muss er das Merkmal auf „ungültig“ setzen.

Sicherheitsmodus und Inbetriebnahme

Der Kundenendpunkt überwacht die IEC-61850-Verbindung. Beim Abbruch startet er den WMaxFto-Timer. Kehrt die Verbindung vor Ablauf der Frist zurück, ändert sich nichts. Läuft die Frist ab, geht der Endpunkt in den Sicherheitsmodus. Der Standort muss den Sollwert für diesen Modus halten, bis der Netzbetreiber einen neuen gültigen Grund und Sollwert sendet. Grenzwert und Timeout werden vom Netzbetreiber festgelegt und können von ihm zurückgelesen werden.

Bei der ersten Inbetriebnahme ohne gespeicherte Einstellungen für den Sicherheitsmodus darf der Standort erst dann Wirkleistung einspeisen, wenn drei Voraussetzungen erfüllt sind: Die IEC-61850-Verbindung steht, ein gültiger Grund samt Sollwert ist eingegangen, und Sollwert und Timeout für den Sicherheitsmodus sind eingetroffen. Eine neue Anlage darf deshalb nicht einspeisen, bevor der Endpunkt des Netzbetreibers betriebsbereit und konfiguriert ist.

Nach einem Neustart mit gespeicherten Werten, etwa nach Stromausfall oder Firmwareupdate, beginnt der Endpunkt im Reboot-Modus und hält die Grenze des Sicherheitsmodus, bis ein neuer Grund und Sollwert eintreffen. Ein geplantes Firmwareupdate begrenzt den Standort daher kurzzeitig auf diesen Wert.

Nach Wiederherstellung der Verbindung muss der Endpunkt gepufferte 15-Minuten-Mittel-, Höchst- und Tiefstwerte von TotW für bis zu 8 Stunden nachliefern, ebenso die Zustandswechsel in dieser Zeit. Er meldet Zustand 6, wenn alle Erzeugungseinheiten einem Sollwert folgen können, und Zustand 98, wenn mindestens eine dies nicht kann, etwa weil einer von mehreren Wechselrichtern offline ist.

Was Kunden integrieren müssen

Der Endpunkt empfängt die Grenze; die Anlage muss sie umsetzen. Für jede Installation ist festzulegen:

1. Welcher Regler die Einspeisung am Netzanschlusspunkt begrenzt: Parkregler, Regler der Wechselrichterflotte oder Batteriemanagementsystem.
2. Welchen Signalweg es vom Endpunkt zu diesem Regler gibt und welche Reaktionszeit nach dem Anwendungsrahmen des Standorts gilt.
3. Wo die MMXU-Messwerte herkommen, auf welcher Spannungsebene gemessen wird und welche Genauigkeitsklasse gilt.
4. Wie der Sicherheitsmodus arbeitet und welcher Test die Befolgung seines Sollwerts nach WMaxFto-Timeout und Neustart belegt.
5. Wie der Regler eine teilweise Nichtverfügbarkeit meldet, damit der Endpunkt Zustand 98 senden kann.
6. Welche Version jede Komponente in der Kette hat. Die Spezifikation verlangt nach Änderungen mit Einfluss auf RTI-Verhalten, etwa Firmware- oder Softwareupdates, eine Wiederholungsprüfung.

Beispiel: 5 MW PV mit Batterie

Eine PV-Anlage hat laut PGMD-Formularen 5,0 MW Höchstleistung. Hinter dem Netzanschlusspunkt liegen außerdem eine 1-MW-Batterie und Hilfs- und Prozesslasten von 0,4 MW.

Der Netzbetreiber sendet einen Grundcode für einen Engpass und innerhalb von 10 Sekunden WMaxSptPct = 40 %. Der Endpunkt akzeptiert das Paar und setzt WMaxSpt auf 2,0 MW, damit Prozentwert und absoluter Wert übereinstimmen. Der Parkregler muss TotW am Netzanschlusspunkt nun auf höchstens 2,0 MW halten. Bei 0,4 MW Last darf die PV-Anlage weiter 2,4 MW erzeugen. Lädt die Batterie mit 1 MW, sind 3,4 MW PV-Erzeugung möglich. Bei einem Engpassgrund sind beide Fälle zulässig. Bei einem Grund für Frequenzstabilität muss der Regler die Grenze durch verringerte Erzeugung einhalten; er darf dafür nicht zusätzlich die Batterie laden.

Zwei verbreitete Integrationsfehler werden deutlich. Sendet der Regler erstens 40 % an jeden Wechselrichter, statt den Regelkreis am Netzanschlusspunkt zu schließen, hängt das Ergebnis von deren Basisleistung und der Standortlast ab. Bei 5,5 MW AC-Nennleistung der Wechselrichter entsprechen 40 % 2,2 MW Erzeugung. Mit 0,4 MW Standortlast sind das 1,8 MW Nettoeinspeisung, also unter der Grenze von 2,0 MW. Fällt die Last bei unveränderter Erzeugung auf null, überschreitet die Einspeisung die Grenze um 0,2 MW. Ignoriert der Regler zweitens die Standortlast, drosselt er um 0,4 MW stärker als nötig.

Dann fällt die RTI-Verbindung aus. Angenommen, der Netzbetreiber hat WMaxFto auf 60 Sekunden und WMaxSetPct auf 30 % eingestellt. In den ersten 60 Sekunden bleibt der Endpunkt im Betriebsmodus, und die Grenze von 2,0 MW gilt weiter. Nach dem Timeout muss der Standort auf 1,5 MW sinken und diesen Wert halten, bis der Netzbetreiber einen neuen Grund und Sollwert sendet. Beide Einstellungen trifft der Netzbetreiber; die Werte sind hier nur Beispiele.

Sicherheit und Zulassung

Version 1.1 schützt die MMS-Sitzung mit gegenseitigem TLS. Der Endpunkt muss TLS 1.2 nach IEC 62351-3:2023 und IEC 62351-4 unterstützen. Eine spätere Ergänzung von Netbeheer Nederland strich die ursprüngliche Anforderung für NULL-Cipher und verschob die Pflicht zur TLS-1.3-Konformität auf ein Jahr nach Veröffentlichung des in dieser Ergänzung genannten IEC-62351-100-3-Konformitätsdokuments. Vor der Inbetriebnahme sind das Wirksamkeitsdatum für TLS 1.3 und die zulässigen Cipher Suites mit dem Netzbetreiber abzustimmen. Aktiviert sein dürfen nur die mit dem Netzbetreiber vereinbarte TLS-Version und Cipher Suites. Der Endpunkt erzeugt seinen privaten Schlüssel intern. Er darf das Gerät niemals verlassen; der Endpunkt muss dessen Import ablehnen. Der Kunde sendet sein Endpunktzertifikat an den Netzbetreiber, der es an seinem Endpunkt fest einträgt. Der Netzbetreiber gibt sein Stammzertifikat zur Prüfung an den Kunden. Die Gültigkeit legt der Netzbetreiber fest; die Spezifikation empfiehlt höchstens 15 Jahre. Zertifikatsereignisse müssen als Syslog nach RFC 5424 exportierbar sein.

Der Vertrag enthält zusätzliche Standortpflichten. Der Kundenendpunkt darf nicht direkt aus dem Internet erreichbar sein. Fernzugang erfolgt über VPN oder Sprungserver; die Lösung sollte Mehrfaktorauthentifizierung verlangen. Standardpasswörter müssen am Endpunkt und allen Geräten seines lokalen Netzes ersetzt werden. Der Kunde muss mindestens einmal jährlich Sicherheitsupdates installieren. Die administrierende Person benötigt eine grundlegende Sicherheitsschulung.

Ein neues Endpunktprodukt benötigt vor seiner ersten Nutzung eine Konformitätsprüfung gegen Protocol Implementation Document und IEC 62351. DNV führt die Labortests durch. Netbeheer Nederland veröffentlicht auf seiner RTI-Seite je Spezifikationsversion die erfolgreich geprüften Produkte für Netzbetreiber und Kunden. Der Netzbetreiber kann zusätzlich einen Inbetriebnahmetest am Standort verlangen.

RTI und Standortüberwachung

Die RTI liefert dem Netzbetreiber alle 5 Sekunden Gesamtwerte am Netzanschlusspunkt und nach Ausfällen gepufferte 15-Minuten-Werte. Dem Betreiber stellt sie keine eigene Historie bereit. Will er prüfen, ob die Anlage eine Grenze eingehalten hat, und die ausgefallene Erzeugung beziffern, braucht er eine getrennte Aufzeichnung: gültige Grenze, Leistung jedes Wechselrichters und Speichers, Standortlast und Einspeisung am Netzanschlusspunkt, alle auf derselben Zeitskala. Die abgeregelte Energie ist die Differenz zwischen verfügbarer und gelieferter Leistung. Zeichnen Sie deshalb auch ein Verfügbarkeitssignal auf, etwa die vom Parkregler gemeldete verfügbare Wirkleistung der Wechselrichter.

ZEM-Strommessgeräte können auf der Niederspannungsseite messen: an Wechselrichterausgängen, Batteriespeisungen und Standortlasten. Wird ein Standort auf Mittelspannung abgerechnet, ersetzen sie die RTI-Messquelle nicht; diese muss auf derselben Spannungsebene wie der Abrechnungszähler messen. Edge auf dem Gateway speichert die Werte lokal und sendet sie an die Plattform des Betreibers. Stellt der Parkregler Wirkleistungsgrenze und Betriebszustand über Modbus TCP bereit, kann Edge sie auf dessen Standortnetz-Schnittstelle als Client lesen. Edge wird niemals mit dem RTI-Kabel verbunden und ist nicht am Steuerpfad beteiligt.

Projektcheckliste

• Klären Sie mit dem Netzbetreiber, ob der Anschluss erfasst ist, welche Spezifikationsversion und welcher Anwendungsrahmen die Reaktionszeit bestimmt.
• Wählen Sie einen Endpunkt mit bestandener Konformitätsprüfung für diese Version und legen Sie fest, wer ihn mit der Anlagensteuerung verbindet.
• Stellen Sie Platz, Stromversorgung und dediziertes Kabel für den Netzbetreiber-Endpunkt bereit. Das Kabel muss an der eigenen Netzwerkschnittstelle des Kundenendpunkts enden.
• Schließen Sie den Regelkreis auf die gemessene Einspeisung am Netzanschlusspunkt, nicht auf Prozentwerte je Wechselrichter.
• Testen Sie bei der Inbetriebnahme einen Sollwertsprung: Halten Sie Zeitpunkte von Grundcode und Sollwert, Einschwingzeit der Anlage und Einspeisung am Netzanschlusspunkt relativ zur Grenze fest.
• Testen Sie den Sicherheitsmodus: Trennen Sie die Verbindung, bestätigen Sie das Erreichen der Grenze nach WMaxFto und die nachgelieferten Werte für 8 Stunden nach Wiederverbindung.
• Dokumentieren Sie Firmware- und Softwareversion jeder Komponente und prüfen Sie erneut nach Änderungen, die das RTI-Verhalten beeinflussen.
• Bewahren Sie für den Betreiber eine unabhängige Aufzeichnung von Grenzwerten, Anlagenleistung und Einspeisung am Netzanschlusspunkt auf.