VDE|FNN definiert Technische Anschlussregeln für den Netzanschluss elektrischer Anlagen am Mittelspannungsnetz, z.B. Windparks.
19.10.2018 Anwendungsregel TOP

Technische Anschlussregel Mittelspannung (VDE-AR-N 4110)

Erneuerbare-Energien-Anlagen werden das Mittelspannungsnetz künftig stärker stützen. Die neue TAR Mittelspannung definiert auch Anforderungen an Speicher.

Das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (FNN) definiert mit seiner neuen Anwendungsregel TAR Mittelspannung (VDE-AR-N 4110) erstmals Anforderungen an Speicher in dieser Spannungsebene. Damit erhalten Hersteller dieser Anlagen frühzeitig technisch verbindliche Standards und stärken somit Netz und System langfristig.

Die VDE-Anwendungsregel legt technischen Anforderungen an Planung, Errichtung, Betrieb und Änderung von Kundenanlagen fest, die am Netzanschlusspunkt an das Mittelspannungsnetz eines Netzbetreibers angeschlossen werden. Kundenanlagen umfassen Bezugs- und Erzeugungsanlagen, Speicher sowie Mischanlagen.

Die TAR Mittelspannung gestaltet die Anforderungen des 2016 in Kraft getretenen europäischen Network Codes „Requirements for Generators“ (RfG) für Anlagen an der Mittelspannung in Deutschland aus. Die VDE-Anwendungsregel fordert vor diesem Hintergrund für neu errichtete dezentrale Erzeugungsanlagen erweiterte Fähigkeiten für das Durchfahren von kurzen Spannungseinbrüchen sowie für die Bereitstellung von Blindleistung. Diese neuen Anforderungen verbessern die Netzstabilität. Weitere Neuerungen:

  • Anforderungen an Mischanlagen (Erzeuger und Verbraucher)
  • Aktualisierte Schutzkonzepte
  • Anforderungen an Notstromaggregate im Mittelspannungsnetz

In Deutschland gewinnen die Mittelspannungsnetze im Zuge der Energiewende durch den Zubau erneuerbarer Energien massiv an Bedeutung. So werden hier neben großen Windparks, Photovoltaik-Freiflächenanlagen und Biogasanlagen künftig auch immer mehr Speicher angeschlossen. Das Mittelspannungsnetz wird mit einer Netzfrequenz von 50 Hertz und Netzspannungen zwischen 1.000 und 60.000 Volt betrieben.

Die neue Anwendungsregel ist Teil der Aktivitäten von VDE FNN, das System auf die zunehmende Einspeisung erneuerbarer Energien im Sinne der Energiewende vorzubereiten. Sie wird nach Inkrafttreten unter anderem die Richtlinien „Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz“ sowie die „Technischen Anschlussbedingungen Mittelspannung“ von 2008 ersetzen.

Zielgruppen

  • Netzbetreiber
  • Anlagenbetreiber
  • Anlagenhersteller
  • Komponentenhersteller

Nutzen und Verbesserung

  • Erweiterte Anforderungen für das Durchfahren von kurzen Spannungseinbrüchen sowie die Bereitstellung von Blindleistungan durch dezentrale Erzeugungsanlagen
  • Gestaltet den europäischen Network Code "Requirements for Generators" (RfG) aus
  • Definiert Anforderungen an Speicher sowie Mischanlagen (Erzeuger und Verbraucher)
  • Definiert Anforderungen an Notstromaggregate in der Mittelspannung
  • Anwenderfreundliches Regelwerk, da die TAR Mittelspannung  mehrere Dokumente ablöst

Status
Aktuell
Erscheinungsdatum
19.10.2018
Sprache
Deutsch

Kontakt

Silvian Radke

FAQ zur TAR Mittelspannung

Die VDE-AR-N 4110 bildet die technische Grundlage für den Anschluss und den Betrieb von Kundenanlagen an das Mittelspannungsnetz. 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 4110 geordnet als FAQ.

1 Anwendungsbereich

Gibt es eine Entscheidungshilfe, wann eine Energieerzeugungsanlage nach VDE-AR-N 4105 oder 4110 anzuschließen bzw. zu zertifizieren ist?

Gibt es eine Entscheidungshilfe, wann eine Energieerzeugungsanlage nach VDE-AR-N 4105 oder 4110 anzuschließen bzw. zu zertifizieren ist?

Antwort:
Ja, wir haben Ihnen eine Entscheidungshilfe bereitgestellt. Diese finden Sie hier.

1 Anwendungsbereich

Wie ist die Netzverträglichkeit einer 350 kWp PV-Anlage zu bewerten, wenn diese an das öffentliche Niederspannungsnetz angeschlossen werden soll? Sind bezüglich der elektrischen Eigenschaften die Vorgaben der VDE-AR-N 4105 oder die der VDE-AR-N 4110 zu beachten?

Wie ist die Netzverträglichkeit einer 350 kWp PV-Anlage zu bewerten, wenn diese an das öffentliche Niederspannungsnetz angeschlossen werden soll? Sind bezüglich der elektrischen Eigenschaften die Vorgaben der VDE-AR-N 4105 oder die der VDE-AR-N 4110 zu beachten?

Antwort:
Die von der TAR der Netzanschlussspannungsebene abweichende Anforderung aufgrund der Leistung (< oder ≥135 kW) bezieht sich auf die elektrischen Eigenschaften der Erzeugungseinheiten innerhalb der Erzeugungsanlage unabhängig vom Netzanschlusspunkt.

Wenn eine 350 kWp PV-Anlage an einem NS-Netz angefragt ist, ist der Anschluss nach der VDE-AR-N 4105 zu bewerten. Die Erzeugungsanlage muss aber MS-Eigenschaften mitbringen, d.h. ein Einheitenzertifikat oder zumindest eine Prototypenbestätigung nach VDE-AR-N 4110, da sie >= 135 kW ist. Der Anschlussaufbau erfolgt dann wieder nach VDE-AR-N 4105, d.h. der Aufbau der Übergabestelle und die MS-Voreinstellungen der Wechselrichter sind auf den konkreten Netzanschlusspunkt, hier Niederspannungsnetz, wieder umzustellen. Die Abgrenzung ist im Kapitel 8.4 der VDE-AR-N 4105 beschrieben.

1 Anwendungsbereich

Ist es notwendig ein Anlagenzertifikat zu erstellen, wenn ein an einem kundeneigenen Mittelspannungstransformator angeschlossenes 250 kW BHKW (Synchrongenerator, IB 2010) um einen < 30 kW Asynchrongenerator erweitert wird? Weitere Erzeugungseinheiten sind nicht installiert.

Ist es notwendig ein Anlagenzertifikat zu erstellen, wenn ein an einem kundeneigenen Mittelspannungstransformator angeschlossenes 250 kW BHKW (Synchrongenerator, IB 2010) um einen < 30 kW Asynchrongenerator erweitert wird? Weitere Erzeugungseinheiten sind nicht installiert.

Antwort:
Ist die Summe aller Asynchrongeneratoren an dem Netzanschlusspunkt < 30 kW, so kann gemäß Anwendungsbereich eine Bewertung nach der VDE-AR-N 4105 erfolgen. Die VDE-AR-N 4105 sieht keine Anlagenzertifizierung vor, somit ist kein Anlagenzertifikat erforderlich.

1 Anwendungsbereich

Handelt es sich um eine wesentliche Änderung, wenn in einer Übergabestation die MS-Schaltanlage gegen eine baugleiche Schaltanlage getauscht wird (bspw. nach einem irreparablen Defekt)?

Handelt es sich um eine wesentliche Änderung, wenn in einer Übergabestation die MS-Schaltanlage gegen eine baugleiche Schaltanlage getauscht wird (bspw. nach einem irreparablen Defekt)?

Antwort:
In der Regel bezieht sich der Begriff der „wesentlichen Änderung“ auf Änderungen an der Kundenanlage, die einen Einfluss auf das elektrische Verhalten dieser Anlage am Netzanschlusspunkt zur Folge hätten. Jedoch können auch Änderungen an der elektrischen Infrastruktur wesentliche Änderungen sein. Bei der in der Frage beschriebenen Konstellation ist aber kein Einfluss auf das elektrische Verhalten dieser Anlage am Netzanschlusspunkt zu erwarten, weshalb hier nicht von einer wesentlichen Änderung auszugehen ist. Allerdings muss nach Kapitel 1 jedes Betriebsmittel, dass modernisiert wird, für sich dem aktuellen Stand der Technik entsprechen, im vorliegenden Fall sind dabei z.B. die Störlichtbogensicherheit und das Schutzkonzept zu beachten. Dies gilt auch für alle gemeinsam mit der Schaltanlage getauschten Komponenten (z.B. Wandler, Schutzgeräte sofern sie ausgetauscht werden müssen).

1 Anwendungsbereich

Gilt eine Modernisierung als wesentliche Änderung, wenn eine Erzeugungsanlage in mehreren Zeitstufen modernisiert wird, z.B. über mehrere Jahre mit jeweils 10 bis 20 % der mit dem Netzbetreiber vereinbarten Leistung?

Gilt eine Modernisierung als wesentliche Änderung, wenn eine Erzeugungsanlage in mehreren Zeitstufen modernisiert wird, z.B. über mehrere Jahre mit jeweils 10 bis 20 % der mit dem Netzbetreiber vereinbarten Leistung?

Antwort:
Änderungen mit Auswirkungen auf die elektrischen Eigenschaften werden dem Netzbetreiber mitgeteilt. Der Netzbetreiber prüft, ob die Änderungen wesentlich sind und teilt dem Anschlussnehmer mit, welche Anforderungen aufgrund der Änderungen zu berücksichtigen sind. Wenn eine solch zeitlich versetzte Modernisierung der Erzeugungsanlage erfolgt, müssen in jedem Fall bei Überschreiten der 50% PAV,E – Grenze, die zukünftigen Modernsierungen als wesentliche Änderung betrachtet werden. Somit gelten dann die Anforderungen entsprechend der dann jeweils aktuellen TAR. Hinsichtlich der Nachweisführung ist Abschnitt 11.4 zu beachten.

1 Anwendungsbereich

Sind die Vorgaben gemäß VDE-AR-N 4110/20 grundsätzlich analog auf die Übergabe eines VNBs mit Betrieb eines HS- oder MS-Netzes zum vorgelagerten Netzbetreiber übertragbar?

Sind die Vorgaben gemäß VDE-AR-N 4110/20 grundsätzlich analog auf die Übergabe eines VNBs mit Betrieb eines HS- oder MS-Netzes zum vorgelagerten Netzbetreiber übertragbar?

Antwort:

Im Anwendungsbereich der Technischen Anwendungsregeln wird nur das Verhältnis zwischen Netzbetreiber und Einzelkunden beschrieben. Die Schnittstellen zwischen öffentlichen Netzbetreibern sind nicht enthalten, da hier insbesondere für den Betrieb und den Netzschutz andere Regeln gelten (z.B. VDE AR N 4141-1 und 2 [in Arbeit]; aber auch weitere gesetzliche Regelungen wie z.B. EnWG §13/14). Die Anwendungsregeln können jedoch indikativ auch auf Anschlussverhältnisse zwischen Netzbetreibern angewandt werden.

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.

Kapitel 1 Anwendungsbereich; Diese Antwort wird zur Zeit überarbeitet!

Bei einer Kundenanlage mit Netzanschlusspunkt am MS-Netz, die über einen Transformator verfügt, der zwei Typ-1-EZE mit jeweils eigener Zentralsteuerung und alle Verbrauchsanlagen (nicht nur für den Eigenbedarf der EZE) der Kundenanlage versorgt, stellt sich die Frage, ob die beiden Typ-1-EZE auch als jeweils eigene EZA betrachtet werden können.

Bei einer Kundenanlage mit Netzanschlusspunkt am MS-Netz, die über einen Transformator verfügt, der zwei Typ-1-EZE mit jeweils eigener Zentralsteuerung und alle Verbrauchsanlagen (nicht nur für den Eigenbedarf der EZE) der Kundenanlage versorgt, stellt sich die Frage, ob die beiden Typ-1-EZE auch als jeweils eigene EZA betrachtet werden können.

Können Erzeugungseinheiten des TYP1 nicht unabhängig voneinander betrieben werden, werden diese zu einer EZA zusammen gefasst.

Dies ist der Fall wenn:

  • eine gemeinsame Zentralsteuerung benutzt wird
  • gemeinsame Transformatoren genutzt werden und kein unabhängiger Betrieb möglich ist.

Dies ist unabhängig davon ob noch ein weiterer Verbraucher in der Anlage existiert oder nicht (d.H. ob die Kundenanlage als Mischanlage oder Erzeugungsanlage geführt wird).

Hier finden Sie eine Darstellung zur Antwort.

3.1.15.2 Begriffe

Wie sind die Anforderungen hinsichtlich der dynamischen Netzstützung für Typ-1-EZE innerhalb einer Typ-2-EZA nachzuweisen?

Wie sind die Anforderungen hinsichtlich der dynamischen Netzstützung für Typ-1-EZE innerhalb einer Typ-2-EZA nachzuweisen?

Antwort:
Hier erfolgt der Nachweis für die Typ-1-EZE in der Typ-2-EZA gemäß Kapitel 11.4.12.2 mit den Anforderungen nach 10.2.3.2.

3.1.46.9 Begriffe

Ist es zulässig für die vereinbarte Versorgungsspannung Uc einen von der Nennspannung Un leicht abweichenden Spannungswert z. B. aus der Netzberechnung anzugeben bzw. zu verwenden, um hiermit die am Netzanschlusspunkt zu erwartende Spannung (z.B. aufgrund Tansformatorstufung im UW, Spannungsänderung gem. Netzberechnung) auszudrücken?

Ist es zulässig für die vereinbarte Versorgungsspannung Uc einen von der Nennspannung Un leicht abweichenden Spannungswert z. B. aus der Netzberechnung anzugeben bzw. zu verwenden, um hiermit die am Netzanschlusspunkt zu erwartende Spannung (z.B. aufgrund Tansformatorstufung im UW, Spannungsänderung gem. Netzberechnung) auszudrücken?

Antwort:

Nein. Die vereinbarte Versorgungsspannung Uc wurde bereits in der DIN EN 50160 und der 4. Ergänzung der BDEW-Mittelspannungsrichtlinie definiert.

Die vereinbarte Versorgungsspannung Uc ist im Normallfall gleich der Nennspannung Un des Netzes wie z. B. 10 kV, 20 kV oder 30 kV.

Uc ist als fester Wert und nicht als Spannungsbereich zu verwenden, da die Spannung gem. DIN EN 50160 und auch VDE-AR-N 4110 im Spannungsbereich von +/- 10% Uc schwanken können und dürfen- zumal Erzeugungsanlagen dahingehend für einen dauerhaften Betrieb auszulegen sind (siehe VDE-AR-N 4110, Kap. 10.2.1.2).

Die vereinbarte Versorgungsspannung Uc wird zusätzlich als Referenzpunkt für das Blindleistungsvermögen einer Erzeugungsanlage, die FRT-Grenzkurven und für den Entkupplungsschutz verwendet, weswegen eine korrekte Verwendung von Uc zwingend erforderlich ist.

Hinweis 1: Sollte der Netzbetreiber z.B. im Zuge des Netzbetreiber-Abfragebogens E.9 dem Kunden die zu erwartende Spannung (z. B. aufgrund Transformatorstufung im UW oder aufgrund einer Netzberechnung) mitteilen wollen, ist eine von Uc klar zu unterscheidende Begrifflichkeit zu verwenden. Ein Hinweis an den Kunden, dass die Spannung Schwankungen von Uc +/- 10% unterliegt kann ggf. hilfreich sein.

Hinweis 2: Es muss beachtet werden, dass Hersteller von Betriebsmitteln und Endgeräten im Regelfall ihre Produkte auf einen Spannungsbereich um Un statt Uc auslegen bzw. konstruieren.

Hinweis 3: Die Unterscheidung zwischen Un und Uc ist historisch bedingt und trägt der Entwicklung der Stromnetze und der
Kundenanlagen Rechnung. So sind z.B. vereinbarte Versorgungsspannungen von 8,5 kV, 15 kV, 27 kV oder 33 kV bekannt.

4.2.1 Tabelle 1 Zeitplan zur Errichtung eines Netzanschlusses

Die VDE-AR-N 4110/20 sehen eine Einreichung der (Erweiterten) Inbetriebsetzungserklärung beim Netzbetreiber innerhalb von zwei Wochen nach tIBN der letzten EZE gemäß Tabelle 1 vor. Die Praxis hat gezeigt, dass diese Frist in vielen Fällen nicht eingehalten werden kann, weil die erforderliche umfangreiche Dokumentation gemäß E.11 (4110) bzw. E.9 (4120) meistens erst deutlich später vollumfänglich vorliegt (z.B. bedingt durch fehlende Primärenergie/Wetterverhältnisse oder auch Testkapazitäten beim Netzbetreiber). Wenn die Abgabefrist nicht eingehalten werden kann, ist jedes Mal eine Absprache mit den Netzbetreiber notwendig. Darf die Inbetriebsetzungserklärung zeitlich später und dann gemeinsam mit der Konformitätserklärung beim Netzbetreiber eingereicht werden?

Die VDE-AR-N 4110/20 sehen eine Einreichung der (Erweiterten) Inbetriebsetzungserklärung beim Netzbetreiber innerhalb von zwei Wochen nach tIBN der letzten EZE gemäß Tabelle 1 vor. Die Praxis hat gezeigt, dass diese Frist in vielen Fällen nicht eingehalten werden kann, weil die erforderliche umfangreiche Dokumentation gemäß E.11 (4110) bzw. E.9 (4120) meistens erst deutlich später vollumfänglich vorliegt (z.B. bedingt durch fehlende Primärenergie/Wetterverhältnisse oder auch Testkapazitäten beim Netzbetreiber). Wenn die Abgabefrist nicht eingehalten werden kann, ist jedes Mal eine Absprache mit den Netzbetreiber notwendig. Darf die Inbetriebsetzungserklärung zeitlich später und dann gemeinsam mit der Konformitätserklärung beim Netzbetreiber eingereicht werden?

Antwort:

Aufgrund des aktuell sehr umfangreichen Anschlussgeschäftes einerseits, bei Sicherung der Spannungsqualität andererseits, wird empfohlen, für Erzeugungsanlagen mit PAmax ≤ 950 kW die Inbetriebsetzungserklärung gemeinsam mit der Konformitätserklärung beim Netzbetreiber einzureichen.

Bei Erzeugungsanlagen mit PAmax > 950 kW soll nach 5-6 Wochen nach Inbetriebnahme der letzten EZE (Erlaubnis VDE-AR-N 4110, Tabelle1, Abschnitt 11.5.3.1) die erste Nachweisunterlage beim Netzbetreiber eingereicht werden. Nach Absprache mit dem Netzbetreiber kann die Abgabe der Inbetriebsetzungserklärung gemeinsam mit der Konformitätserklärung erfolgen.

5.3.2 Zulässige Spannungsänderung

Welche Blindleistung muss bei der Berechnung der zulässigen Spannungsänderung nach Abschnitt 5.3.2 von den Anlagen berücksichtigt werden?

Welche Blindleistung muss bei der Berechnung der zulässigen Spannungsänderung nach Abschnitt 5.3.2 von den Anlagen berücksichtigt werden?

Antwort:
Mit Blick auf eine verbesserte Netzintegration berücksichtigen nach unserem Kenntnisstand viele VNB bereits heute die Blindleistungsbereitstellung der EZA bei der Wahl des zulässigen Netzanschlusspunktes. Eine verbindliche Festlegung in technischen Regelwerken, die die Nutzung der Blindleistungsbereitstellung der EZA durch den Netzbetreiber fordert, gibt es jedoch nicht. Insofern bleibt es einem Netzbetreiber unbenommen, inwieweit er diese Möglichkeit nutzt. Bei FNN erarbeitet gerade eine PG einen entsprechenden technischen Hinweis. Allerdings sind bei der Wahl eines wirtschaftlich besten NAP auch mögliche Kosten aus einer Blindleistungsbereitstellung von EZA zu berücksichtigen. Kosten für eine Blindleistungsbereitstellung von EZA auch innerhalb der TAR - sowohl was das Vermögen der EZA (Kapazität) als auch was den Abruf betrifft - stehen gegenwärtig zur Diskussion. Die Frage nach dem wirtschaftlichsten NAP kann insofern gegenwärtig nicht beantwortet werden. Soweit der Netzbetreiber jedoch - außerhalb einer marktlichen Beschaffung - eine Blindleistungsbereitstellung der EZA fordert, ist die bei Nennleistung vorgegebene Blindleistungsbereitstellung bei der Wahl des zulässigen Netzanschlusspunktes entsprechend der jeweiligen Regelungskonzepte und lokalen Netzstrukturen zu berücksichtigen.

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.

6.2.2.7 Wandler

Welche Anforderungen gelten an ohmschen Spannungsteiler?

Welche Anforderungen gelten an ohmschen Spannungsteiler?

Antwort:
Ohmsche Spannungsteiler, inkl. deren Auswerte-/Umsetzungseinheit zur Spannungsanpassung für den übergeordneten Entkupplungsschutz, müssen die gleichen Anforderungen an die Klassengenauigkeit und Übertragungsverhalten erfüllen wie konventionelle Wandler.

6.4 Störschreiber

An welcher Stelle müsste der in diesem Abschnitt geforderte Störschreiber eingesetzt werden? Da in der Mittelspannung lediglich 3 Ströme und 3 Spannungen vorhanden sind, verstehen wir die Forderung einer 4-Leiter Messung nicht. Sind die Anforderungen gem. Anhang F informativ oder bindend zu verstehen? Sind geringe Abweichungen bei z.B. den Triggerkriterien oder binäre Ein- und Ausgangssignale zulässig?

An welcher Stelle müsste der in diesem Abschnitt geforderte Störschreiber eingesetzt werden? Da in der Mittelspannung lediglich 3 Ströme und 3 Spannungen vorhanden sind, verstehen wir die Forderung einer 4-Leiter Messung nicht. Sind die Anforderungen gem. Anhang F informativ oder bindend zu verstehen? Sind geringe Abweichungen bei z.B. den Triggerkriterien oder binäre Ein- und Ausgangssignale zulässig?

Antwort:

Grundsätzlich besitzt das Mittelspannungsnetz keinen 4. Leiter. Im Anhang F wird gefordert, dass die Ströme eines Nullsystems (z.B. Bildung eines Nullsystem im MS-Netz bei einem 1-poligen Fehler) zu überwachen sind. In Abhängigkeit von der Sternpunktbehandlung können Oberschwingungen (z.B. Oberschwingungsströme der 5. Ordnung im Fehlerfall bei Resonanzsternpunkterdung oder durch dreiteilbare Oberschwingungsströme in Verbindung mit einer niederohmigen Sternpunkterdung) auftreten, die dann die Schutzsysteme hinsichtlich einer Schutzüberfunktion unzulässig beeinflussen können. Für den Einbauort ist auch hier der Verknüpfungspunkt maßgeblich. Es ist zwischen Anschlussnehmer und Netzbetreiber abzustimmen, ob separate Wandler verbaut werden oder ob Kombiwandler mit mehreren Mess- bzw. Schutzkreisen eingesetzt werden sollen. Werden die Messkreise für die Verrechnungsmessung mitgenutzt, sind die Anforderungen des Messstellenbetreibers einzuhalten. Der vierte Messkanal kann auch zur Erfassung einer Verlagerungsspannung (en-Spannung) benötigt werden. Die Anforderungen im Anhang F sind als Leitlinie zu verstehen und sollten daher nicht minderwertiger ausgelegt werden. Abweichungen hiervon können sinnvoll sein, sind im Einzelfall aber zwischen den Parteien (Netzbetreiber und Kunden) abzustimmen.

8.9.1 Notstromaggregate

Wie ist die Angabe in Abschnitt 8.9. (Netzparallelbetrieb mit Notstromaggregaten) von den 100msec und den 10sec zu verstehen?

Wie ist die Angabe in Abschnitt 8.9. (Netzparallelbetrieb mit Notstromaggregaten) von den 100msec und den 10sec zu verstehen?

Antwort:
Wenn das Notstromaggregat auf das Netz synchronisiert wurde und das Kundennetz in die Insel geschaltet wird, darf das Notstromaggregat max. 100 ms im Netzparallelbetrieb sein (Umschaltung in den Inselnetznetzbetrieb).

Die 10 s Netzparallelbetrieb gelten, wenn das Inselnetz auf das Verbundnetz zurücksynchronisiert wurde und die Last vom Verbundnetz übernommen wird (10 sec für das Herunterfahren der Leistung des Notstromaggregates und dessen Netztrennung).

Für einen netzparallelen Probebetrieb sind die weiteren Regelungen nach Abschnitt 8.9.2 zu beachten.

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.

10.2.2.4 Verfahren zur Blindleistungsbereitstellung

Wie genau soll die Verschiebung der Kennlinie passieren? Im Bild 10 scheint es, dass sich die Steigungen mA und mB nicht ändern.

Wie genau soll die Verschiebung der Kennlinie passieren? Im Bild 10 scheint es, dass sich die Steigungen mA und mB nicht ändern.

Antwort:
Die Formel gilt nur bei Qref = 0. Allgemein ist das Bild anzuwenden. Die Steigungen sollen bei verschiedenen Qref unverändert bleiben.

10.2.3 Dynamische Netzstützung

Bezieht sich die maximale Scheinleistung SAmax aller Erzeugungsanlagen vom Typ 2 auf alle Anlagen, die direkt an diesem Mittelspannungsnetz angeschlossen sind oder nur auf die sich bereits an der dynamischen Netzstützung beteiligenden?

Bezieht sich die maximale Scheinleistung SAmax aller Erzeugungsanlagen vom Typ 2 auf alle Anlagen, die direkt an diesem Mittelspannungsnetz angeschlossen sind oder nur auf die sich bereits an der dynamischen Netzstützung beteiligenden?

Antwort:
Sie bezieht sich nur auf die Summe der EZA, die sich an der dynamischen Netzstützung mit Blindstromeinspeisung beteiligen, da es um das Nichtauslösen des U>>, U>-Schutzes durch die übererregten Strombeiträge bei der dynamischen Netzstützung geht.

Es handelt sich hierbei für Typ-2-Anlagen aber eine Anforderung, die erst bei tatsächlichen Ereignissen und nicht stabilen Verhalten der EZA zum Tragen kommt. In der Anschlussbewertung (Kap. 5.3.3) werden nur Typ-1-anlagen überprüft, dort aber nochmal mit zusätzlich 100 %-Sicherheit, also mit Faktor 10.

10.2.3 Dynamische Netzstützung

Müssen auch die Einspeiseleistungen der Anlagen die im unterlagerten öffentlichen 1 kV Netz einspeisen berücksichtigt werden oder müssen grundsätzlich nur diese Anlagen berücksichtigt werden die unter die neuen TAR 4110 fallen würden?

Müssen auch die Einspeiseleistungen der Anlagen die im unterlagerten öffentlichen 1 kV Netz einspeisen berücksichtigt werden oder müssen grundsätzlich nur diese Anlagen berücksichtigt werden die unter die neuen TAR 4110 fallen würden?

Antwort:
Die Anlagen in der Niederspannung müssen nicht berücksichtigt werden. Dies gilt weder für die nach altem noch die nach neuem Regelwerk, da von den EZA am NS-Netz bisher keine dynamische Netzstützung gefordert wurde und nun nur eine eingeschränkte dynamische Netzstützung gefordert wird.

10.2.3 Dynamische Netzstützung

Ist mit dem Modus der eingeschränkten dynamischen Netzstützung unter 10.2.3.3.3 das gleiche gemeint wie im Formular E 9 im Kapitel 2.2 der FRT-Modus?

Ist mit dem Modus der eingeschränkten dynamischen Netzstützung unter 10.2.3.3.3 das gleiche gemeint wie im Formular E 9 im Kapitel 2.2 der FRT-Modus?

Antwort:
Kapitel 10.2.3.3.3 Eingeschränkte dynamische Netzstützung entspricht im Netzbetreiberfragebogen E.9.

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.

10.2.4.3 Wirkleistungsanpassung bei Über- und Unterfrequenz

In Abschnitt 10.2.4.3 wird beschreiben, dass die Anlage die Leistung im Frequenzbereich 50,2 Hz bis 51,5 Hz permanent an die Frequenz anpasst (Fahren auf der Kennlinie). Wie ist dieser Abschnitt gemeint, wenn als Startfrequenz nicht der Regelfall von 50,2 Hz, sondern der in Deutschland nicht vorgesehene Fall 50,5 Hz, eingestellt ist?

In Abschnitt 10.2.4.3 wird beschreiben, dass die Anlage die Leistung im Frequenzbereich 50,2 Hz bis 51,5 Hz permanent an die Frequenz anpasst (Fahren auf der Kennlinie). Wie ist dieser Abschnitt gemeint, wenn als Startfrequenz nicht der Regelfall von 50,2 Hz, sondern der in Deutschland nicht vorgesehene Fall 50,5 Hz, eingestellt ist?

Antwort:
In Abschnitt 10.2.4.3 wird darauf hingewiesen, dass die frequenzabhängigen Wirkleistungseinspeisung ab einem einstellbaren Wert zwischen 50,2 - 50,5Hz beginnt. Damit beginnt auch das Fahren auf der Kennlinie erst ab diesem Wert und wird auch bei Rückgang der Netzfrequenz unter diesen Wert beendet. Das feste Toleranzband für den Rückkehr des Normalbetriebes von 50Hz +/- 200mHz gilt daher nur für die in Deutschland geforderte, feste Einstellung von 50,2Hz bzw. 49,8Hz.

10.2.4.3 Wirkleistungsanpassung bei Über- und Unterfrequenz

Das Fahren auf der Kennlinie wird in Bild 18 und 19 als frequenzabhängige ∆P-Kennlinie beschrieben. Worauf bezieht sich dieses ∆P?

Das Fahren auf der Kennlinie wird in Bild 18 und 19 als frequenzabhängige ∆P-Kennlinie beschrieben. Worauf bezieht sich dieses ∆P?

Antwort:
Mit Überschreiten der 50,2 Hz Grenze ist als Bezugswert für die Ermittlung des ∆P der Wirkleistungswert P zu diesem Zeitpunkt als "eingefrorener Wert" festzuhalten, solange bis die Frequenz wieder in den Bereich des Normalzustands von 49,8 Hz - 50,2 Hz zurückkehrt. Analog ist bei Unterfrequenz zu verfahren. Dies gilt gleichermaßen für Typ 1 und Typ 2 Anlagen.

10.2.4.3 Wirkleistungsanpassung bei Über- und Unterfrequenz

Welche Anschwing- und Einschwingzeiten gelten für Erzeugungsanlagen mit Verbrennungskraftmaschinen oder Gasturbinen bezüglich Wirkleistungseinspeisung bei Über- und Unterfrequenz?

Welche Anschwing- und Einschwingzeiten gelten für Erzeugungsanlagen mit Verbrennungskraftmaschinen oder Gasturbinen bezüglich Wirkleistungseinspeisung bei Über- und Unterfrequenz?

Antwort:
Die Technische Restriktion für Erzeugungsanlagen mit Verbrennungskraftmaschinen oder Gasturbinen auf Seite 107 letzter Absatz ist nur für die Leistungsreduktion gültig. Für die Leistungserhöhung gelten die Anforderungen mit den Werten aus Tabelle 9.

10.3 Schutzeinrichtungen und Schutzeinstellungen

Statt des Entkupplungsschutzes an allen Erzeugungseinheiten, darf ein „zwischengelagerter Entkupplungsschutz“ auf der Niederspannungsseite des Maschinentransformators zum Einsatz kommen. Dieser lässt sich sehr praktikabel durch den Stationsbauer im Werk einbauen, einstellen, prüfen und sichern und ist damit einsatzbereit. Muss trotzdem noch eine Schutzprüfung am tatsächlichen Einsatzort erfolgen?

Statt des Entkupplungsschutzes an allen Erzeugungseinheiten, darf ein „zwischengelagerter Entkupplungsschutz“ auf der Niederspannungsseite des Maschinentransformators zum Einsatz kommen. Dieser lässt sich sehr praktikabel durch den Stationsbauer im Werk einbauen, einstellen, prüfen und sichern und ist damit einsatzbereit. Muss trotzdem noch eine Schutzprüfung am tatsächlichen Einsatzort erfolgen?

Antwort:
Die Wirksamkeit der Schutzeinrichtungen ist elementar für die Sicherheit der Kundenanlage selber, anderer Kundenanlagen am Netz und der Betriebsmittel des Netzes. Um Beeinflussungen beim Stationstransport bzw. auf der Baustelle selber auszuschließen verlangt die VDE-AR-N 4110 im Abschnitt 4.2.5 eine Vor-Ort-Prüfung der Schutzeinrichtungen in der Übergabestation und im Abschnitt 6.3.4.7 generell aller Schutzeinrichtungen. Dies gilt somit auch für den zwischengelagerten Entkupplungsschutz.

10.3 Schutzeinrichtungen und Schutzeinstellungen

Eine Erzeugungsanlage mit PAmax >1MW beinhaltet lediglich eine Erzeugungseinheit.

Ist es zulässig, alle geforderten Schutzeinrichtungen auf einen gemeinsamen Leistungsschalter wirken zu lassen?

Eine Erzeugungsanlage mit PAmax >1MW beinhaltet lediglich eine Erzeugungseinheit.

Ist es zulässig, alle geforderten Schutzeinrichtungen auf einen gemeinsamen Leistungsschalter wirken zu lassen?

Antwort:

Es sind grundsätzlich zwei unabhängige Schaltgeräte gefordert (Reserveschutzfunktion). Der Entkupplungsschutz kann aber auch auf eine Lastrennschaltersicherungskombination wirken (Siehe FAQ Frage 10.2.5.3.1)

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

10.3.3.2 Entkupplungsschutzeinrichtungen des Anschlussnehmers

In Abschnitt 10.3.3.2 Spannungsschutzeinrichtungen gibt es die Anforderung, dass der Messfehler der verwendeten Schutzgeräte einen Wert von maximal 1 % bezogen auf den Nennwert (z.B. 100 V) nicht überschreiten darf. Gilt diese Anforderung nur für das Schutzgerät oder für das Schutzgerät + Wandler zusammen?

In Abschnitt 10.3.3.2 Spannungsschutzeinrichtungen gibt es die Anforderung, dass der Messfehler der verwendeten Schutzgeräte einen Wert von maximal 1 % bezogen auf den Nennwert (z.B. 100 V) nicht überschreiten darf. Gilt diese Anforderung nur für das Schutzgerät oder für das Schutzgerät + Wandler zusammen?

Antwort:
Die Anforderung in 10.3.3.2 gilt nur für das Schutzgerät.

10.3.4 und 10.3.5 Schutzeinrichtungen und Schutzeinstellungen

Wie ist der Übergeordnete Entkupplungsschutz auszuführen, damit er nicht bei längeren Stromausfällen ungewollt auslöst? Das problematische hierbei ist die Funktion U<0,8U; t=2,7s, da sie ohne weitere Ergänzung auch bei längeren Netzausfällen zu einer Auslösung des vorgelagerten Entkopplungsschutzes führt. Dieser muss aber normalerweise manuell eingelegt werden. Ist das so gewollt oder kann das anders gelöst werden?

Wie ist der Übergeordnete Entkupplungsschutz auszuführen, damit er nicht bei längeren Stromausfällen ungewollt auslöst? Das problematische hierbei ist die Funktion U<0,8U; t=2,7s, da sie ohne weitere Ergänzung auch bei längeren Netzausfällen zu einer Auslösung des vorgelagerten Entkopplungsschutzes führt. Dieser muss aber normalerweise manuell eingelegt werden. Ist das so gewollt oder kann das anders gelöst werden?

Antwort:
Der Schutz sollte mit dem Strom über den Schalter verriegelt werden. U< 0,8 & I > 0,1 IN (Wandlernennstrom); t=2,7s. Damit bleibt die Reserveschutzfunktion des übergeordneten Entkupplungsschutzes erhalten und eine Auslösung erfolgt nur, wenn der Entkupplungsschutz an der EZE nicht auslöst und diese weiter Strom einspeist oder bezieht.

Für die Erfassung des Stromkriteriums darf auch auf der NS gemessen werden. (Der Gesamte Strom über den Schalter; Nicht Teile an einzelnen Abgängen). Die Spannung muss weiterhin auf der MS-Seite gemessen werden.

10.3.5.3.1 Anschluss der Erzeugungsanlage im Mittelspannungsnetz - Übergeordneter Entkupplungsschutz

Ist eine Wirkung des übergeordneten Entkupplungsschutzes (U<, U>, f<, f>) auf einen Lasttrennschalter zulässig?

Ist eine Wirkung des übergeordneten Entkupplungsschutzes (U<, U>, f<, f>) auf einen Lasttrennschalter zulässig?

Antwort:

Eine Wirkung auf die Lasttrennschaltersicherungskombination allein ist zulässig. Damit keine unzulässige Beanspruchung des Lasttrennschalters erfolgt, ist eine Prüfung der Auslösezeiten der Sicherung und des Lasttrennschalters durch den übergeordneten Entkupplungsschutz im Schutzkonzept erforderlich. Alternativ kann zusätzlich eine Auslösung auf einen Leistungsschalter (auf NS- oder MS-Seite) erfolgen.

11.2.4 Einheitenzertifikat - Statische Spannungshaltung/Blindleistungsbereitstellung

Welches Blindleistungsvermögen soll bei PBinst ausgewiesen werden, wenn die Erzeugungseinheit ein starkes temperaturabhängiges Leistungsvermögen hat?

Welches Blindleistungsvermögen soll bei PBinst ausgewiesen werden, wenn die Erzeugungseinheit ein starkes temperaturabhängiges Leistungsvermögen hat?

Antwort:
Für Gasturbinen gilt PBinst muss temperaturabhängig ausgewiesen werden. Somit sind die Blindleistungsanforderungen ebenfalls temperaturabhängig. Der Nachweis ist ausreichend, wenn dieser für die höchste und niedrigste Temperatur sowie für die Nenntemperatur laut Datenblatt des Herstellers im Einheitenzertifikat ausgewiesen wird.

11.2.1 Allgemeines

Ist ein Einheitenzertifikat gemäß Kap.11.2.1 zulässig, wenn kein validiertes Softwaremodell existiert bzw. von der Zertifizierungsstelle bewertet wurde?

Ist ein Einheitenzertifikat gemäß Kap.11.2.1 zulässig, wenn kein validiertes Softwaremodell existiert bzw. von der Zertifizierungsstelle bewertet wurde?

Antwort :

Nein. Da dies explizit im Kapitel 11.2.1 gefordert wird, ist dies für alle Einheitenzertifikate notwendige Voraussetzung.

11.2.1 Allgemeines

Darf ein Anlagenzertifikat erstellt werden, welches als Grundlage ein/mehrere Einheitenzertifikat(e) verwendet, in dem kein validiertes Softwaremodell bewertet wurde und/oder die Einschränkung trägt, dass es nur für Erzeugungsanlagen mit PAmax < 950 kW gültig ist?

Darf ein Anlagenzertifikat erstellt werden, welches als Grundlage ein/mehrere Einheitenzertifikat(e) verwendet, in dem kein validiertes Softwaremodell bewertet wurde und/oder die Einschränkung trägt, dass es nur für Erzeugungsanlagen mit PAmax < 950 kW gültig ist?

Antwort:

Nein, da das zugrundegelegte Einheitenzertifikat nicht der TAR entspricht.

11.2.1 Allgemeines

Ist es zulässig, als Anlagenzertifizierer ein Anlagenzertifikat basierend auf einer Prototypenbescheinigung einer Komponente (z.B. EZA-Regler) auszustellen?

Ist hier ggf. weiter zu differenzieren (beispielsweise nach Anlagenzertifikat Typ A „nein“ oder B „ja“, oder EZA-Regler „ja“ und zwischengelagerter Schutz „nein“)?

Ist es zulässig, als Anlagenzertifizierer ein Anlagenzertifikat basierend auf einer Prototypenbescheinigung einer Komponente (z.B. EZA-Regler) auszustellen?

Ist hier ggf. weiter zu differenzieren (beispielsweise nach Anlagenzertifikat Typ A „nein“ oder B „ja“, oder EZA-Regler „ja“ und zwischengelagerter Schutz „nein“)?

Antwort:

Ein Anlagenzertifikat kann ausgestellt werden, sobald für mind. eine der in der Erzeugungsanlage verbauten Erzeugungseinheiten ein Einheitenzertifikat vorliegt. Dies gilt auch für den Fall, dass für die verbauten Komponenten zu diesem Zeitpunkt noch keine Komponentenzertifikate vorliegen, sondern nur Prototypenbestätigungen. Sobald für die Prototypen die Zertifikate vorliegen, ist das Anlagenzertifikat innerhalb eines Jahres zu revisionieren.

Für Komponenten mit Prototypenstatus gelten die gleichen Fristen wie für EZE mit Prototypenstatus gemäß Kapitel 12 der VDE-AR-N 4110 und 4120.

11.2.1 Allgemeines

Eine EZE mit Einheitenzertifikat soll zeitgleich mit einer EZE mit Prototypenbestätigung errichtet und in Betrieb gesetzt werden.

Welche Unterlagen sind beim Netzbetreiber einzureichen?

Eine EZE mit Einheitenzertifikat soll zeitgleich mit einer EZE mit Prototypenbestätigung errichtet und in Betrieb gesetzt werden.

Welche Unterlagen sind beim Netzbetreiber einzureichen?

Antwort:
Es wird ein Anlagenzertifikat der gesamten Erzeugungsanlage auf Basis des Einheitenzertifikates und der Prototypenbestätigung erstellt und eingereicht. Sobald für den Prototypen das Einheitenzertifikat vorliegt, ist das Anlagenzertifikat innerhalb eines Jahres zu revisionieren.

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.

11.2.5.3 Einheitenzertifikat - Dynamische Netzstützung für Typ-1-Erzeugungseinheiten

Müssen im Rahmen der Übertragung des validierten Modells der getesteten Erzeugungseinheit auf eine andere Erzeugungseinheit der gleichen Produktfamilie auch unsymmetrische Netzfehler simuliert werden?

Müssen im Rahmen der Übertragung des validierten Modells der getesteten Erzeugungseinheit auf eine andere Erzeugungseinheit der gleichen Produktfamilie auch unsymmetrische Netzfehler simuliert werden?

Antwort:
Es sind sowohl die symmetrischen wie auch unsymmetrischen Netzfehler zu simulieren.

11.2.5.3 Einheitenzertifikat - Dynamische Netzstützung für Typ-1-Erzeugungseinheiten

Welche Blindleistung muss bei der Simulation der Spannungseinbrüche zur Überprüfung der Übertragbarkeit des validierten Modells vor dem Fehler eingestellt werden?

Welche Blindleistung muss bei der Simulation der Spannungseinbrüche zur Überprüfung der Übertragbarkeit des validierten Modells vor dem Fehler eingestellt werden?

Antwort:
Die geforderten Versuche sind mit cos ϕ = 0,95 untererregt vor dem Fehler zu simulieren und nicht mit der Blindleistung, die sich aus der Bemessungsscheinleistung SrE ergibt.

11.2.5.3 Einheitenzertifikat - Dynamische Netzstützung für Typ-1-Erzeugungseinheiten

Welche Fehlerdauern sollen für die Simulationen zur Überprüfung der Übertragbarkeit des validierten Modells benutzt werden?

Welche Fehlerdauern sollen für die Simulationen zur Überprüfung der Übertragbarkeit des validierten Modells benutzt werden?

Antwort:
Der Verweis auf Bild 12 in dem Absatz ist falsch. Richtig ist der Verweis auf Bild 13. Entsprechend der Abbildung 13 sind die Fehlerdauern für die Simulationen zu ermitteln.

11.2.5.5 Einheitenzertifikat - Dynamische Netzstützung für Typ-2-Erzeugungseinheiten

In diesem Abschnitt ist folgender Satz angeführt: „Bei Inbetriebsetzung der Erzeugungsanlage ist ab dem 01.01.2021 zusätzlich in Form einer Herstellererklärung die Beherrschung eines symmetrischen Spannungssprunges um mindestens 15% Un auf einen Wert > 115% Un bzw. >=115% Un für >= 60 s nachzuweisen.“ Sollte hier „...für >= 5s bzw. >=110% Un für…“ stehen?

In diesem Abschnitt ist folgender Satz angeführt: „Bei Inbetriebsetzung der Erzeugungsanlage ist ab dem 01.01.2021 zusätzlich in Form einer Herstellererklärung die Beherrschung eines symmetrischen Spannungssprunges um mindestens 15% Un auf einen Wert > 115% Un bzw. >=115% Un für >= 60 s nachzuweisen.“ Sollte hier „...für >= 5s bzw. >=110% Un für…“ stehen?

Antwort:
Folgender Text ist gemeint: „…um mindestens 15% Un auf einen Wert > 115% Un für ≥ 5s bzw. ≥ 115% Un für ≥ 60 s…“

Dies gilt auch für die entsprechende Passage im Abschnitt 11.2.5.3 für die Typ-1-Erzeugungseinheiten.

Alternativ kann der Nachweis messtechnisch durch einen symmetrischen Spannungssprung um mindestens 15% Un auf einen Wert > 115% Un für ≥ 5s bzw. ≥ 110% Un für ≥ 60 s erbracht werden.

11.3.1 Komponentenzertifikat – Allgemeines

Ist für den übergeordneten Entkupplungsschutz der Erzeugungsanlage ein Komponentenzertifikat erforderlich?

Ist für den übergeordneten Entkupplungsschutz der Erzeugungsanlage ein Komponentenzertifikat erforderlich?

Antwort:

Ein Komponentenzertifikat für den übergeordneten Entkupplungsschutz ist nicht erforderlich. Für den Entkupplungsschutz (EKS) der Erzeugungseinheiten (EZE) ist jedoch ein Komponentenzertifikat erforderlich, sofern dieser nicht im Einheitenzertifikat mit geprüft wurde. Wird der EKS an den EZE durch einen zwischengelagerten EKS ersetzt, so benötigt dieser ein Komponentenzertifikat.

11.3.2 Komponentenzertifikat – EZA-Regler

Umsetzung der Wirkleistungsvorgaben Punkt c) ist widersprüchlich zu 10.2.4.2. Welche Anforderung ist hinsichtlich der Priorisierung anzuwenden?

Umsetzung der Wirkleistungsvorgaben Punkt c) ist widersprüchlich zu 10.2.4.2. Welche Anforderung ist hinsichtlich der Priorisierung anzuwenden?

Antwort:
Abweichend zur Angabe unter 11.3.2 Umsetzung der Wirkleistungsvorgaben - Auflistung c) gilt die Anforderung aus Kapitel 10.2.4.2, dass bei sich zeitlich überschneidenden Wirkleistungsbegrenzungen durch den Netzbetreiber und durch Dritte, in der Regel die betragsmäßige kleinere Leistung gilt.

11.3.4 Komponentenzertifikat - Spannungsregler inkl. des Erregersystems einer Typ-1-Erzeugungseinheit

Muss im Komponentenzertifikat für den Spannungsregler das Erregersystem enthalten sein?

Muss im Komponentenzertifikat für den Spannungsregler das Erregersystem enthalten sein?

Antwort:
Es reicht aus, wenn das Komponentenzertifikat den Spannungsregler und die Schnittstelle zum Erregersystem eindeutig beschreibt. Das Modell muss für den Spannungsregler validiert sein und hat eine Schnittstelle für das Erregersystem.

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 Nachweis der elektrischen Eigenschaften für Erzeugungsanlagen

Eine bestehende Erzeugungsanlage (660 kW) wird um eine weitere Erzeugungseinheit mit einer maximalen Wirkleistung laut Einheitenzertifikat von PEmax = 300 kW erweitert. Es ergibt sich somit ein PAMAX von 960 kW, was gemäß VDE-AR-N 4110 ein Anlagenzertifikat Typ A (Standard-Anlagenzertifikat) zur Folge hat. Die Leistung der neuen Erzeugungseinheit wird an diesem Standort allerdings dauerhaft auf eine maximale Leistung von 285 kW begrenzt. Es liegt eine projektspezifische Herstellererklärung für die Erzeugungseinheit vor, dass die Bemessungswirkleistung PrE 285 kW beträgt. Welche Auswirkungen hat dies auf den Nachweis der elektrischen Eigenschaften?

Eine bestehende Erzeugungsanlage (660 kW) wird um eine weitere Erzeugungseinheit mit einer maximalen Wirkleistung laut Einheitenzertifikat von PEmax = 300 kW erweitert. Es ergibt sich somit ein PAMAX von 960 kW, was gemäß VDE-AR-N 4110 ein Anlagenzertifikat Typ A (Standard-Anlagenzertifikat) zur Folge hat. Die Leistung der neuen Erzeugungseinheit wird an diesem Standort allerdings dauerhaft auf eine maximale Leistung von 285 kW begrenzt. Es liegt eine projektspezifische Herstellererklärung für die Erzeugungseinheit vor, dass die Bemessungswirkleistung PrE 285 kW beträgt. Welche Auswirkungen hat dies auf den Nachweis der elektrischen Eigenschaften?

Antwort

Erfolgt die Leistungsreduzierung dauerhaft (und passwortgeschützt) an der Erzeugungseinheit, kann zur Bestimmung von PAMAX die Bemessungswirkleistung dieser Erzeugungseinheit (hier 285 kW) verwendet werden. Ein vereinfachtes Anlagenzertifikat (Typs B) ist zu erstellen. Zusätzlich ist durch eine geeignete Überwachung am Netzanschlusspunkt sicherzustellen, dass die vereinbarte Einspeiseleistung von 945 kW nicht überschritten wird.

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.

11.4 Anlagenzertifikat

Wie sind die Einschaltströme bei Netztransformatoren nach TAB 4110 zu bewerten?

Wie sind die Einschaltströme bei Netztransformatoren nach TAB 4110 zu bewerten?

11.4 Anlagenzertifikat

Zu einer MS- Bestandsanlage TYP 1 > 135 kW, noch ohne Zertifizierungspflicht in Betrieb gegangen, wird neue eine EZA TYP2 < 135 kW zugebaut. Liegt nun eine Zertifizierungspflicht nach TAR-MS vor oder nicht?

Zu einer MS- Bestandsanlage TYP 1 > 135 kW, noch ohne Zertifizierungspflicht in Betrieb gegangen, wird neue eine EZA TYP2 < 135 kW zugebaut. Liegt nun eine Zertifizierungspflicht nach TAR-MS vor oder nicht?

Antwort:

Solange die Summe der Leistungen von EZA Typ2 < 135 kW ist, liegt keine Anlagenzertifizierungspflicht vor.

11.4.7 Netzrückwirkungen

Zur Bewertung gemäß Kapitel 11.4.17 (Schutztechnik und Schutzeinrichtung) beim vereinfachten Anlagenzertifikat (Anlagenzertifikat B) ist zu prüfen, ob der Eigenschutz der Erzeugungseinheiten und weitere nicht durch den Netzbetreiber vorgegebene Schutzeinrichtungen, sofern vorhanden, nicht die Anforderungen hinsichtlich der statischen Spannungshaltung und der dynamischen Netzstützung unterlaufen. Ist hierfür eine Netzberechnung notwendig?

Zur Bewertung gemäß Kapitel 11.4.17 (Schutztechnik und Schutzeinrichtung) beim vereinfachten Anlagenzertifikat (Anlagenzertifikat B) ist zu prüfen, ob der Eigenschutz der Erzeugungseinheiten und weitere nicht durch den Netzbetreiber vorgegebene Schutzeinrichtungen, sofern vorhanden, nicht die Anforderungen hinsichtlich der statischen Spannungshaltung und der dynamischen Netzstützung unterlaufen. Ist hierfür eine Netzberechnung notwendig?

Antwort:
Durch den Anlagenzertifizierer ist eine Bewertung durchzuführen. Für die Bewertung ist eine Lastflussberechnung nicht zwingend erforderlich.

11.4.24 Anlagenzertifikat B

Muss bei der Bewertung des Reglerverhaltens das dynamische Modell des EZA Reglers unter Beachtung der projektspezifischen Parameter wie im Abschnitt 11.4.11 beschrieben auch bei einem Anlagenzertifikat B herangezogen werden?

Muss bei der Bewertung des Reglerverhaltens das dynamische Modell des EZA Reglers unter Beachtung der projektspezifischen Parameter wie im Abschnitt 11.4.11 beschrieben auch bei einem Anlagenzertifikat B herangezogen werden?

Antwort:

Nein, eine Bewertung auf Basis eines Komponentenzertifikates ist ausreichend.

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.

11.4.8.2 Einheitenzertifikat

Was ist gemeint mit „im Einheitenzertifikat für die jeweilige Erzeugungseinheit verwendet"?

Was ist gemeint mit „im Einheitenzertifikat für die jeweilige Erzeugungseinheit verwendet"?

Hintergrund: Bitte um Klarstellung, ob dies die Impedanz der Maschinentransformatoren ist, die in 4110 nach 11.2.5.3 für die Simulation der Stabilität bei 5 * SrE = SkV benutzt werden, gerade im Hinblick auf EZE, die keinen eigenen Maschinentransformator umfassen.

Antwort:

Es handelt sich um die Impedanz der Maschinentransformatoren, die nach VDE-AR-N 4110 Abschnitt 11.2.5.3 für die Simulation der Stabilität bei 5 * SrE = SkV benutzt werden.

11.4.11 Anlagenzertifikat - Statische Spannungshaltung/Blindleistungsbereitstellung

Die Prüfpunkte 0,95 Uc und 1,05 Uc in Abschnitt 11.4.11 entsprechen nicht dem Diagramm gemäß Bild 5. Ist eine Prüfung an diesen Prüfpunkten gemäß Bild 5 auch zulässig?

Die Prüfpunkte 0,95 Uc und 1,05 Uc in Abschnitt 11.4.11 entsprechen nicht dem Diagramm gemäß Bild 5. Ist eine Prüfung an diesen Prüfpunkten gemäß Bild 5 auch zulässig?

Antwort:
Ja, eine Prüfung gemäß Bild 5 mit den Prüfpunkten 0,925 Uc und 1,075 Uc ist ebenso zulässig.

11.4.11 Anlagenzertifikat-Statische Spannungshaltung/Blindleistungsbereitstellung

Ist bei einer Erweiterung einer bestehenden EZA (z.B. IB 08/2017) für die Blindleistungsbewertung beim Bezug von Wirkleistung gemäß Kapitel 5.5 sowie der Bewertung der Blindleistungstoleranz in dem Bereich zwischen 0<=Pmom/Pbinst<0,1 bezüglich der neu zugebauten EZE eine anteilige Betrachtung unter Anwendung der Gleichung 17 bzw. 18 gemäß 11.4.11 der VDE-AR-N 4110 bzw. 4120 durchzuführen?

Ist bei einer Erweiterung einer bestehenden EZA (z.B. IB 08/2017) für die Blindleistungsbewertung beim Bezug von Wirkleistung gemäß Kapitel 5.5 sowie der Bewertung der Blindleistungstoleranz in dem Bereich zwischen 0<=Pmom/Pbinst<0,1 bezüglich der neu zugebauten EZE eine anteilige Betrachtung unter Anwendung der Gleichung 17 bzw. 18 gemäß 11.4.11 der VDE-AR-N 4110 bzw. 4120 durchzuführen?

Im Teillastbereich 0…10% Pbinst liegt der zulässige Betriebsbereich für das Blindleistungsverhalten zwischen max. 5% PAV,E untererregt und max. 2% PAV,E übererregt. Diesem Ziel muss sich jede Erweiterung oder Umbaumaßnahme anteilmäßig „nähern“. Bewertet wird im Beispiel der übererregte Bereich gemäß der Anforderungen der TAR 4110. Die Bestandsanlagen werden mit dem zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme vereinbarten Blindleistungsverhalten berücksichtigt werden. In diesem Beispiel wird für die Bestandsanlagen die BDEW Richtlinie von 2008 inkl. vierter Ergänzung angenommen.

11.4.12.3 Dynamische Netzstützung

In der Anlagenzertifizierung wirft der Prüfpunkt aus Kap.11.4.12.3, letzter Absatz Fragen auf. (Prüfung der Spanungsdifferenz zu den Kriterien des Fehlerbeginns und ggf. Abstimmung mit dem Netzbetreiber)

Dies zieht den Nachweisprozess unnötig in die Länge und bindet unnötig Ressourcen bei den Netzbetreibern.

Kann das Vorgehen in der Anlagenzertifizierung analog zur Ermittlung des k-Faktors am NAP (Anhang B.6) erfolgen, wie folgt?: Die Kriterien des Fehlerbeginns sind am NAP festgelegt (0,90 und 1,10 Uc). In der Anlagenzertifizierung wird der Spannungsanstieg bis zu den EZE berechnet und die erforderliche Einstellung des Fehlerbeginns an der EZE bestimmt.

In der Anlagenzertifizierung wirft der Prüfpunkt aus Kap.11.4.12.3, letzter Absatz Fragen auf. (Prüfung der Spanungsdifferenz zu den Kriterien des Fehlerbeginns und ggf. Abstimmung mit dem Netzbetreiber)

Dies zieht den Nachweisprozess unnötig in die Länge und bindet unnötig Ressourcen bei den Netzbetreibern.

Kann das Vorgehen in der Anlagenzertifizierung analog zur Ermittlung des k-Faktors am NAP (Anhang B.6) erfolgen, wie folgt?: Die Kriterien des Fehlerbeginns sind am NAP festgelegt (0,90 und 1,10 Uc). In der Anlagenzertifizierung wird der Spannungsanstieg bis zu den EZE berechnet und die erforderliche Einstellung des Fehlerbeginns an der EZE bestimmt.

Antwort:

Wird die Spannungsdifferenz (> 0,02 pu) nicht eingehalten, sollten die FRT Grenzen (<0,90 und >1,10 Uc) in aller Regel entsprechend angepasst werden. Auf eine projektspezifische Abstimmung mit dem Netzbetreiber kann nur verzichtet werden, wenn dieser dieses Vorgehen pauschal (z. B. in der TAB) freigegeben hat.

11.4.24 Anlagenzertifikat B

Es ist bei der Erstellung eines Anlagenzertifikates B (vereinfachtes Anlagenzertifikat) gemäß Tabelle 18 im Kapitel 11.4.24 der VDE-AR-N 4110 der quasistationäre Betrieb und die statischen Spannungshaltung an den EZE-Klemmen zu bewerten. Verschieben sich die Anforderungen aus 10.2.1.2 und 10.2.2 auf die Klemmen der EZE?

Es ist bei der Erstellung eines Anlagenzertifikates B (vereinfachtes Anlagenzertifikat) gemäß Tabelle 18 im Kapitel 11.4.24 der VDE-AR-N 4110 der quasistationäre Betrieb und die statischen Spannungshaltung an den EZE-Klemmen zu bewerten. Verschieben sich die Anforderungen aus 10.2.1.2 und 10.2.2 auf die Klemmen der EZE?

Antwort:
Die Anforderungen aus 10.2.1.2 und 10.2.2 bleiben am NAP bestehen, es reicht jedoch aus, diese an den Klemmen der EZE nachzuweisen. Eine Berücksichtigung des Einflusses weiterer Betriebsmittel (Kabel, Transformatoren) ist nicht notwendig.

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.

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 Inbetriebsetzungsphase - Konformitätserklärung

Welche Toleranzen sollen bei der Bewertung der Schutzprüfprotokolle für die Auslösewerte und Rückfallverhältnis angesetzt werden?

Welche Toleranzen sollen bei der Bewertung der Schutzprüfprotokolle für die Auslösewerte und Rückfallverhältnis angesetzt werden?

Antwort:
Es werden für die Bewertung der Auslösewerte aus den Schutzprüfprotokollen die zulässigen Toleranzen aus der FGW TR 3 herangezogen. Die Toleranzen der FGW TR 3 sind dem FNN-Lastenheft Blindleistungsrichtungs-Unterspannungsschutz (Q-U-Schutz) entnommen. Außerdem sind die FNN-Hinweise "Anforderungen an digitale Schutzeinrichtungen" und "Leitfaden zum Einsatz von Schutzsystemen" in elektrischen Netzen zu beachten.

11.5.4 Konformitätserklärung

In der VDE-AR-N 4110 ist eine Möglichkeit der Verlängerung der Gültigkeitsdauer eines Anlagenzertifikats nicht explizit beschrieben. In FGW-TR 8 (siehe Kapitel 3.8), welche im Formular E.15 als Zertifizierungsprogramm genannt wird, wird die Möglichkeit einer Verlängerung genannt.

Kann auch im Sinne der VDE-AR-N 4110 die Gültigkeitsdauer eines Anlagenzertifikats in Absprache zwischen dem Netzbetreiber und der Zertifizierungsstelle verlängert werden?

In der VDE-AR-N 4110 ist eine Möglichkeit der Verlängerung der Gültigkeitsdauer eines Anlagenzertifikats nicht explizit beschrieben. In FGW-TR 8 (siehe Kapitel 3.8), welche im Formular E.15 als Zertifizierungsprogramm genannt wird, wird die Möglichkeit einer Verlängerung genannt.

Kann auch im Sinne der VDE-AR-N 4110 die Gültigkeitsdauer eines Anlagenzertifikats in Absprache zwischen dem Netzbetreiber und der Zertifizierungsstelle verlängert werden?

Antwort:
Ja, eine Verlängerung der Gültigkeitsdauer eines Anlagenzertifikats ist in Absprache zwischen Netzbetreiber und Zertifizierungsstelle möglich.

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).

12 Prototypen-Regelung

Gemäß Abschnitt 12 der VDE-AR-N 4110 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 4110 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?

Anhang Bild D.8

Ist die Bezeichnung der mittelspannungseitigen Wandler auf Seite 215 im Bild D.8 nicht vertauscht?

Hier liefert der Spannungswandler auf der MS-Seite den Strom und der Stromwandler die Spannung.

Ist die Bezeichnung der mittelspannungseitigen Wandler auf Seite 215 im Bild D.8 nicht vertauscht?

Hier liefert der Spannungswandler auf der MS-Seite den Strom und der Stromwandler die Spannung.

Antwort:

Ja, korrekterweise müssen die Angaben 3 x I und 3 x U getauscht werden. Dies wird zur nächsten Revision korrigiert.

E.6 Erdungsprotokoll

Im Erdungsprotokoll E.6 bezieht man sich unter 2. Erdungsanlage auf die maximale Berührungsspannung. Aber in der dazugehörigen DIN EN 50522 (VDE 0101-2):2011-11 sind in den Abschnitten 3.4.14, 3.4.15 und 5.4.2 drei verschiedene Berührungsspannungen angegeben (Berührungsspannung UT, Leerlauf-Berührungsspannung UvT und Zulässige Berührungsspannung UTp). Welche ist in der VDE-AR-N 4110 gemeint?

Im Erdungsprotokoll E.6 bezieht man sich unter 2. Erdungsanlage auf die maximale Berührungsspannung. Aber in der dazugehörigen DIN EN 50522 (VDE 0101-2):2011-11 sind in den Abschnitten 3.4.14, 3.4.15 und 5.4.2 drei verschiedene Berührungsspannungen angegeben (Berührungsspannung UT, Leerlauf-Berührungsspannung UvT und Zulässige Berührungsspannung UTp). Welche ist in der VDE-AR-N 4110 gemeint?

Antwort:
Der Begriff „maximale Berührungsspannung“ aus dem Erdungsprotokoll (Anhang E.6) bezieht sich auf UTp „zulässige Berührungsspannung“ aus der DIN EN 50522 (VDE 0101-2):2011-11, dort Bild 4. Die zulässige Berührungsspannung ist abhängig von der Einwirkzeitdauer und damit auch von der Art der Sternpunktbehandlung im betrachteten Mittelspannungsnetz. Zum Beispiel ergeben sich für UTp = 80 V bei Erdschlusskompensation, da das fehlerbehaftete Mittelspannungsnetz üblicherweise bis zu 2 Stunden mit Erdschluss betrieben werden kann. Bei niederohmiger Sternpunkterdung mit deutlich kürzeren Schutzabschaltzeiten der dann einpoligen Fehler, ergibt sich eine entsprechend höhere zulässige Berührungsspannung. Im Anhang B.11 ist eine beispielhafte Befüllung des Erdungsprotokolls dargestellt.

Die VDE FNN Info "Erdungsanlagen von Gebäuden bieten Sicherheit und Kundennutzen" finden Sie hier.

E.14 Erdungsprotokoll

Auf Seite 250 (E.14 Komponentenzertifikat) ist die Bemessungsscheinleistung in kW angegeben. Muss die Angabe nicht in kVA erfolgen?

Auf Seite 250 (E.14 Komponentenzertifikat) ist die Bemessungsscheinleistung in kW angegeben. Muss die Angabe nicht in kVA erfolgen?

Antwort:
Ja, die korrekte Angabe muss unter kVA geschehen. Dies wird zur nächsten Revision korrigiert.