VDE|FNN definiert Anforderungen für den Netzanschluss elektrischer Anlagen am Hochspannungsnetz, z.B. Windparks (VDE-AR-N 4120).
19.10.2018 Anwendungsregel TOP

Technische Anschlussregel Hochspannung (VDE-AR-N 4120)

Die TAR Hochspannung ist Teil der Ausgestaltung europäischer Network Codes für Deutschland.

In der neuen TAR Hochspannung (VDE-AR-N 4120) wurden die Anforderungen der 2015 veröffentlichten TAB Hochspannung europakonform weiterentwickelt. Konkret gestaltet die neue Anwendungsregel die Anforderungen des europäischen Network Codes „Requirements for Generators“ (RfG) für Erzeugungsanlagen an der Hochspannung aus.

Wichtige Neuerungen:

  • Wirkleistungsabgabe bei Über- und Unterfrequenz
  • Durchfahren von Netzfehlern (FRT)
  • Fähigkeit zur Bereitstellung von Regelleistung
  • Weiterentwickelte Nachweisprozesse

Erzeugungsanlagen müssen zukünftig bei Ungleichgewicht zwischen Last und Erzeugung (Frequenzänderungen) schneller reagieren. Die dämpfende Wirkung der derzeit noch zahlreich im Netz vorhandenen rotierenden Massen, vor allem in konventionellen Kraftwerken, bei Frequenzabweichungen wird künftig abnehmen. Daher fordert die neue TAR Hochspannung in diesen Situationen künftig von allen Erzeugungsanlagen eine schnellere Anpassung der Wirkleistung.

Auch das in Deutschland für die Hochspannung seit Jahren umgesetzte Durchfahren von Fehlern ist eine wichtige Fähigkeit von Erzeugungsanlagen zur Stützung des Gesamtsystems. Die daraus bereits bestehenden Anforderungen wurden aufgrund der europäischen Vorgaben leicht modifiziert.

Der in der TAB Hochspannung (2015) eingeführte Nachweisprozess wurde modifiziert. Neben dem Anlagenzertifikat ist nun auch ein Einzelnachweisverfahren beschrieben. Durch diese Änderung erhalten Errichter und Betreiber von Erzeugungsanlagen mehr Flexibilität bei der Wahl des Nachweisverfahrens. Netzbetreiber erhalten durch den Nachweis der Einhaltung der Anforderungen weiterhin Sicherheit.

Die neue Anwendungsregel ist Teil der Aktivitäten von VDE FNN, das System auf die zunehmende Einspeisung erneuerbarer Energien im Sinne der Energiewende vorzubereiten.

Zielgruppen

  • Netzbetreiber
  • Anlagenbetreiber
  • Anlagenhersteller
  • Komponentenhersteller

Nutzen und Verbesserung

  • Ausgestaltung des europäischen Network Codes „Requirements for Generators“ (RfG) für die Hochspannung
  • Neue Anforderungen an die Wirkleistungsabgabe von Erzeugungsanlagen bei Über- und Unterfrequenz
  • Technische Anforderungen an die Erbringung von Regelleistung
  • Weiterentwickelte Nachweisprozesse
  • Definiert Anforderungen an Speicher sowie Mischanlagen (Erzeuger und Verbraucher)
Status
Aktuell
Erscheinungsdatum
19.10.2018
Sprache
Deutsch

Kontakt

Shiqi Wang

FAQ zur TAR Hochspannung

Die VDE-AR-N 4120 bildet die technische Grundlage für den Anschluss und den Betrieb von Kundenanlagen an das Hochspannungsnetz. VDE FNN erreichen als für diese Anwendungsregel zuständigen Ausschuss des VDE zahlreiche Anfragen aus der Praxis. Um weitergehende Hilfestellung bei der Nutzung der Anwendungsregeln zu geben, veröffentlichen wir an dieser Stelle einen Teil der uns erreichenden Fragen nach Abschnittsnummern der VDE-AR-N 4120 geordnet als FAQ.

1 Anwendungsbereich Prüfstände

In welchem Umfang gelten die TAR’s auch für Prüfstände und vergleichbare Sonderanlagen mit einer temporären Rückspeisung, deren Hauptzweck die Wertschöpfung bei der Prüfung selbst ist und nicht die Stromerzeugung?

Sind konkret alle Anforderungen an Erzeugungsanlagen insbesondere auch die Zertifizierungsanforderungen einzuhalten oder gibt es Ausnahmen – vergleichbar mit denen bei Notstromanalagen?

In welchem Umfang gelten die TAR’s auch für Prüfstände und vergleichbare Sonderanlagen mit einer temporären Rückspeisung, deren Hauptzweck die Wertschöpfung bei der Prüfung selbst ist und nicht die Stromerzeugung?

Sind konkret alle Anforderungen an Erzeugungsanlagen insbesondere auch die Zertifizierungsanforderungen einzuhalten oder gibt es Ausnahmen – vergleichbar mit denen bei Notstromanalagen?

Beispiele für entsprechende Prüfstände hierfür sind:

  • Motorenprüfstände und Rollenprüfstände auf denen Verbrennungsmotore, Elektromotore bzw. auch komplette Fahrzeuge geprüft werden
  • Getriebeprüfstande, bei denen Verbrennungsmotor und Getriebe von einem umrichtergesteuerten Generator belastet und die Bremsenergie der Generatoren mittels eines Umrichters zurück gespeist wird
  • Batterie- bzw. Batteriezellenprüfstände sowie Brennstoffzellenstacks und Brennstoffzellensysteme, bei denen z.B. Lebenzyklustests gefahren werden und deren Energie beim Entladen zurückgespeist wird bzw. über das Kundennetz in andere Testsysteme umgeladen wird.

Antwort:

Sofern es sich bei der Kundenanlage eindeutig und nachweislich (vgl. Liste möglicher Kriterien) um Motoren- , Rollen- oder Brennstoffzellen-Prüfstände oder vergleichbare technische Sonderanlagen mit nur zeitweiser Rückspeisung (ohne Einspeisevertrag) ins Netz handelt, sind diese nicht als Erzeugungsanlagen im Sinne der VDE Anwendungsregeln zu behandeln (vergleichbar etwa zu Aufzugsanlagen).

Diese Sonderanlagen müssen alle Anforderungen für Bezugskunden sowie zusätzlich die Anforderungen an den Entkupplungsschutz für Erzeugungseinheiten erfüllen.

Für Testsysteme für Generatorsysteme, Umrichter sowie elektrochemische, elektrische oder vergleichbare Energiespeicher (z.B. Batteriezellen und Brennstoffzellen) gilt, dass diese in gleicher Weise von den Anforderungen an Speicher bzw. Erzeugungsanlagen entbunden sind, wenn sie alle nachfolgenden Kriterien erfüllen:

  • regelmäßig wechselnde Testobjekte (z.B. Motoren, Getriebe, Batteriezellen, Brennstoffzellen)
  • Verwendung der Anlage ausschließlich zum Zwecke der definierten Tests
  • keine durch externe Größen gesteuerte Betriebsweise, insb. keine Vermarktung/Stromhandel/Regelleistung, keine Steuerung nach Primärenergiedargebot oder Einspeise-/Bezugsleistung am Netzanschlusspunkt, keine Förderung der Energieerzeugung der Anlage z. B. nach EEG oder KWK-G.

5.4.2 Schnelle Spannungsänderungen

A. „Welche zulässige Spannungsänderung gilt für das Schalten einer Kompensationsanlage, die innerhalb einer EZA verbaut ist?“

B. „Muss beim Grenzwert hinsichtlich der Spannungsänderung durch das Schalten einer Kompensationsanlage zwischen Wirkleistungsbezug aus dem Netz (Grenzwert: Δ uBezug = 0,5 %) und Wirkleistungseispeisung in das Netz (Grenzwert: Δ uEinspeisung = 2 %) unterschieden werden, wenn die Kompensationsanlage in einer EZA verbaut ist?“

A. „Welche zulässige Spannungsänderung gilt für das Schalten einer Kompensationsanlage, die innerhalb einer EZA verbaut ist?“

B. „Muss beim Grenzwert hinsichtlich der Spannungsänderung durch das Schalten einer Kompensationsanlage zwischen Wirkleistungsbezug aus dem Netz (Grenzwert: Δ uBezug = 0,5 %) und Wirkleistungseispeisung in das Netz (Grenzwert: Δ uEinspeisung = 2 %) unterschieden werden, wenn die Kompensationsanlage in einer EZA verbaut ist?“

Antwort:

A. Für eine Kompensationsanlage einer EZA gilt die zulässige schnelle Spannungsänderung gemäß 5.4.2 zu bewerten. (siehe 10.2.2.1)

B. Für eine Kompensationsanlage in Verbindung mit Erzeugungsanlagen gelten die Grenzwerte gemäß 5.4.2. Für eine Kompensationsanlage in Bezugsanlagen und Mischanlagen gelten die Grenzwerte gemäß 5.5. Diese Werte beziehen sich auf den Netzverknüpfungspunkt.

10.2.1.2 Quasistationärer Betrieb

Darf eine Wirkleistungsreduzierung zur Vermeidung der Überlastungen der Betriebsmittel im dauerhaften quasistationären Betrieb (+-10% Uc bzw.96 kV bis 123 kV ) angewendet werden?

Darf eine Wirkleistungsreduzierung zur Vermeidung der Überlastungen der Betriebsmittel im dauerhaften quasistationären Betrieb (+-10% Uc bzw.96 kV bis 123 kV ) angewendet werden?

Antwort:
Eine Wirkleistungsreduktion bei Gefahr der Überlastung von Betriebsmitteln in der Erzeugungsanlage ist nur außerhalb des dauerhaften quasistationären Betriebs des Spannungsbereichs am NAP zulässig. Im normalen Spannungsbereich ist die direkte Wechselwirkung zwischen der Netzspannung und der Anlagenwirkleistung nicht zulässig.

10.3.3 Entkupplungsschutzeinrichtungen des Anschlussnehmers

Gibt es aus Sicht der TAR eine Anforderung dazu, wie groß der Messfehler der Frequenzschutzeinrichtungen des Anschlussnehmers maximal sein darf?

Gibt es aus Sicht der TAR eine Anforderung dazu, wie groß der Messfehler der Frequenzschutzeinrichtungen des Anschlussnehmers maximal sein darf?

Antwort:

Die Festlegungen bzgl. der Frequenzmessung in VDE-AR-N 4110 und VDE-AR-N 4120 betreffen nur die Fähigkeit der Erzeugungsanlage zur Wirkleistungsanpassung und betragen ±0,1% fN oder ±50 mHz.
Anforderungen an die Frequenzmessung für die Schutztechnik werden in VDE-AR-N 4110 und VDE-AR-N 4120 nicht gestellt. Solche Genauigkeitsanforderungen für die Schutztechnik sind in der VDE-AR-N 4142 (automatische Letztmaßnahmen) und FGW-TR3* mit ±30 mHz explizit festgelegt.

*FGW-TR3 in der aktuellen Kommentierungsversion für Rev. 26

11.2.4 Statische Spannungshaltung/Blindleistungsbereitstellung

Kann bei der Anforderung in Kap. 11.2.4 bzgl. des geforderten vermessenen Blindleistungsvermögens der EZE die Messtoleranz der Messtechnik berücksichtigt werden?

Kann bei der Anforderung in Kap. 11.2.4 bzgl. des geforderten vermessenen Blindleistungsvermögens der EZE die Messtoleranz der Messtechnik berücksichtigt werden?

Antwort:

Das vermessene Blindleistungsvermögen der Erzeugungseinheit muss größer gleich der Herstellerangabe sein.
Ist dieses kleiner als die Herstellerangabe, so wird im Bereich Pmom/PrE ≥ 0,10 bzw. ab der technischen Mindestleistung eine Abweichung zwischen gemessenem Wert und der Herstellerangabe von maximal - 1 % PrE akzeptiert, um die Messunsicherheit der genutzten Messgeräten Rechnungen zu tragen.

11.4.8.2 Polrad-/Netzpendelungen

Welche Kenngröße zieht man als Impedanz des Maschinentransformators heran?

Welche Kenngröße zieht man als Impedanz des Maschinentransformators heran?

Antwort:
Es ist bezugzunehmen auf die Längsimpedanz des Maschinentransformators.

11.4.8.2 Polrad-/Netzpendelungen

Wie ist zu verfahren, wenn es projektspezifisch in einer EZA keinen Maschinentransformator pro EZE gibt sondern sich mehrere EZE ggf. mit zusätzlichen Verbrauchern einen gemeinsamen Transformator „teilen“? Wie ist zu verfahren, wenn es projektspezifisch in einer EZA einen Bestandstransformator gibt, der diese Anforderung nicht erfüllt?

Wie ist zu verfahren, wenn es projektspezifisch in einer EZA keinen Maschinentransformator pro EZE gibt sondern sich mehrere EZE ggf. mit zusätzlichen Verbrauchern einen gemeinsamen Transformator „teilen“? Wie ist zu verfahren, wenn es projektspezifisch in einer EZA einen Bestandstransformator gibt, der diese Anforderung nicht erfüllt?

Antwort:
In diesen Fällen gilt die Anforderung an das Verhalten der EZA bei Polrad- / Netzpendelungen als erfüllt, wenn die Überprüfung (Simulationen) der Einhaltung der Anforderungen an die dynamische Netzstützung durch die EZA mit dem tatsächlich dort eingesetzten Transformator erfolgreich ist.

11.5.5 Betriebsphase – Umsetzungshilfe Protokoll zur Prüfung

Anmerkung:

Die Überführung des Protokolls in einen technischen Hinweis ist in der Vorbereitung.

Das Protokoll zur Prüfung in der Betriebsphase nach Kapitel 11.5.5 finden Sie hier.

11.5.4 Konformitätserklärung

Zitat „Der Ersteller der Konformitätserklärung muss gegenüber dem Ersteller der Inbetriebsetzungserklärung unabhängig sein (4-Augen Prinzip). Diese Unabhängigkeit kann bei Überprüfung durch eine akkreditierte Zertifizierungsstelle unterstellt werden.“

Darf man dies so verstehen: Bei Überprüfung durch eine akkreditierte Zertifizierungsstelle kann Mitarbeiter A der Zertifizierungsstelle die Inbetriebsetzungserklärung erstellen und Mitarbeiter B der Zertifizierungsstelle die Konformitätserklärung (4-Augen Prinzip)?

Zitat „Der Ersteller der Konformitätserklärung muss gegenüber dem Ersteller der Inbetriebsetzungserklärung unabhängig sein (4-Augen Prinzip). Diese Unabhängigkeit kann bei Überprüfung durch eine akkreditierte Zertifizierungsstelle unterstellt werden.“

Darf man dies so verstehen: Bei Überprüfung durch eine akkreditierte Zertifizierungsstelle kann Mitarbeiter A der Zertifizierungsstelle die Inbetriebsetzungserklärung erstellen und Mitarbeiter B der Zertifizierungsstelle die Konformitätserklärung (4-Augen Prinzip)?

Antwort:

Zwischen dem Ersteller der Inbetriebsetzungserklärung und dem Ersteller der Konformitätserklärung muss eine organisatorische Trennung vorhanden sein.

12 Prototypen-Regelung - Erweiterte Inbetriebsetzungserklärung

Was ist die abgestimmte Genehmigungsplanung?

Was ist die abgestimmte Genehmigungsplanung?

Antwort:
Die Genehmigungsplanung bezieht sich lediglich auf die Errichtungsplanung der Übergabestation und des nachgelagerten Netzes (vgl. Formblatt E.4 der VDE-AR-N 4110 und VDE-AR-N 4120).

Abschnitt 12 Prototypen-Regelung

Gemäß Abschnitt 12 der VDE-AR-N 4210 ist bei Prototypen mit der erweiterten Inbetriebsetzungserklärung die mit dem Netzbetreiber abgestimmte Genehmigungsplanung auszuweisen. Wie ist die Genehmigungsplanung (E4) im Rahmen der Erweiterten Inbetriebsetzungserklärung auszuweisen?

Gemäß Abschnitt 12 der VDE-AR-N 4210 ist bei Prototypen mit der erweiterten Inbetriebsetzungserklärung die mit dem Netzbetreiber abgestimmte Genehmigungsplanung auszuweisen. Wie ist die Genehmigungsplanung (E4) im Rahmen der Erweiterten Inbetriebsetzungserklärung auszuweisen?

10.2.4.1 Wirkleistungsabgabe

Ist die folgende Option zur Umsetzung der Anforderungen bzgl. der Wirkleistungsvorgabe im Kap. 10.2.4.1 im Sinne der Anwendungsregel?

Ist die folgende Option zur Umsetzung der Anforderungen bzgl. der Wirkleistungsvorgabe im Kap. 10.2.4.1 im Sinne der Anwendungsregel?

Das Netzbetreibersignal wird als Sollwert angesehen und von diesem Sollwert wird die Rampe gestartet.

Beispiel:

Ausgangssituation: Netzbetreiber Signal, wird von 100 % Pb inst auf 30 % Pb inst vorgegeben und die bei Primärenergie steht nur reduziert zur Verfügung (z.B. Wolkenzug bei PV) 65 % Pb inst.
Verhalten: Die Wirkleistung wird nicht sofort mit dem Netzbetreibersignal reduziert, sondern startet erst mit der Reduktion, wenn der Gradient die aktuell zur Verfügung stehende Wirkleistung, in diesem Fall 65 % Pb inst, unterschreitet.

Antwort:

Nein. Eine Verzögerung der Reduktion ist in diesem Fall nicht erwünscht, die Wirkleistungsreduzierung gemäß Kap. 10.2.4.1 soll direkt nach Vorgabe eines Reduktionssignals vom Netzbetreiber innerhalb der geforderten Gradienten erfolgen.

10.3.5 Anschluss der Erzeugungsanlagen im Mittelspannungsnetz

In VDE 4110 Kap. 10.3.5 Tabelle 12 (und Tabelle 10) wird der Frequenzschutz am NAP/EZA nicht empfohlen (nur an den EZE). Und in Bild 22 ist dieser nur gestrichelt „nach NB-Vorgabe zu realisieren“.

Abweichend dazu ist es im Vordruck E.9-Bogen Seite 3(7) als Empfehlung eingetragen. Bitte erläutern Sie die Vorgehensweise.

In VDE 4110 Kap. 10.3.5 Tabelle 12 (und Tabelle 10) wird der Frequenzschutz am NAP/EZA nicht empfohlen (nur an den EZE). Und in Bild 22 ist dieser nur gestrichelt „nach NB-Vorgabe zu realisieren“.

Abweichend dazu ist es im Vordruck E.9-Bogen Seite 3(7) als Empfehlung eingetragen. Bitte erläutern Sie die Vorgehensweise.

Antwort:

Die Vordrucke E.9 (4110) bzw. E.7 (4120) sind in diesem Punkt missverständlich. Gemäß Kap. 10.3.5. (bzw. 10.3.4) gilt, dass der Netzbetreiber berechtigt ist, am NAP zusätzlich Frequenzschutzfunktionen f< und f> zu fordern. Als Standard werden diese Funktionen am NAP grundsätzlich nicht gefordert.

Sie stellen lediglich eine mögliche Option dar, welche dann mit dem Netzbetreiber-Abfragebogen (Vordruck E.9 bzw. E.7) projektspezifisch durch den Netzbetreiber vorzugeben sind. Da die entsprechenden Einstellwerte im Vordruck nicht als Option gekennzeichnet sind, kann es hier zu Missverständnissen kommen.

Sofern der Netzbetreiber explizit Frequenzschutzfunktionen am NAP fordert, sollten die im Vordruck vorgeschlagenen Einstellwerte verwendet werden.

11.2.10 Schutztechnik und Schutzeinstellungen

Wie sind in dem folgenden Text aus Kapitel 11.2.10, die Wörter „unverzögerten Abschaltung“ zu verstehen: „ein Ausfall der Hilfsenergie der Schutzeinrichtungen bzw. der Anlagensteuerung zum unverzögerten Abschalten der Erzeugungseinheit führt“?

Wie sind in dem folgenden Text aus Kapitel 11.2.10, die Wörter „unverzögerten Abschaltung“ zu verstehen: „ein Ausfall der Hilfsenergie der Schutzeinrichtungen bzw. der Anlagensteuerung zum unverzögerten Abschalten der Erzeugungseinheit führt“?

Antwort:
Bei Ausfall der Hilfsenergie der Schutzeinrichtung der EZE muss diese unverzögert geregelt herunterfahren und dann abschalten. Eine sofortige Notabschaltung ist nicht erforderlich.