VDE|FNN definiert Technische Anschlussregeln für den Netzanschluss elektrischer Anlagen am Mittelspannungsnetz, z.B. Windparks.
19.10.2018 Anwendungsregel 44477 3 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 TAR MS 4110

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 Kapitelnummern der VDE-AR-N 4110 geordnet als FAQ.

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

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

10.2.3 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?

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 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?

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 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?

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

10.2.4.3 In Kapitel 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 Kapitel 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.

10.3.4 und 10.3.5 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?

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.

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