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

FAQ zur TAR Mittelspannung

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

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.

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.

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.

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.

10.2.2.4 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.

10.2.4.3 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 ∆P-Kennlinie 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.

10.3.3.2 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.

11.2.5.3 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.

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?

11.4.11 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.

11.5.4 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.

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 (vgl. Formblatt E.4 der VDE-AR-N 4110 und VDE-AR-N 4120).

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.

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.