Technische Anschlussregel Mittelspannung (VDE-AR-N 4110)

Antwort:

Damit Fragen in die FAQ aufgenommen werden, muss ein konkretes Anwendungsproblem der TAR vorliegen (z.B. durch unspezifische oder widersprüchliche Formulierungen/Anforderungen). Notwendige Bestandteile einer Frage sind:

• Bezug auf einen konkreten Abschnitt der technischen Anschlussregel oder FAQ
• Welcher Widerspruch / Unklarheit existiert in diesem Abschnitt aus Sicht des Anfragenden
• Welche konkrete Frage ist durch den VDE FNN zu beantworten

Die PG behält sich vor ähnlich gelagerte Fragen zu einem Thema zusammen zu fassen und hierzu beispielsweise die Formulierung zu ändern.

Fragen, welche sich nur aufgrund einer Projektkonstellation ergeben, können aus Zeitgründen nicht beantwortet werden.

Der VDE FNN wird zudem keine Anforderungen durch die TAB des Netzbetreibers bewerten, sofern diese nicht widersprüchlich zu den Anforderungen der TARs sind (der VDE FNN ist keine Beschwerdestelle).

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

Antwort:
Typ-2-Speicher, die über eigene Wechselrichter angeschlossen, sind werden als separate Kategorie neben den Typ-2-Erzeugungsheiten summiert. Das Bild A.2 (VDE-AR-N 4110) zeigt einen solchen separaten Speicher.

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.

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.

Antwort:
Ja, wir haben Ihnen eine Fallsammlung bereitgestellt.

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).

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% P_AV,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.

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.

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.

Antwort:

Erzeugungseinheiten Typ 1 werden zu einer gemeinsamen Erzeugungsanlage Typ1 zusammengefasst, sobald eines der genannten Kriterien erfüllt ist:

• Eine gemeinsame EZA-Regelung/Zentralsteuerung (Siehe Bilder 1-5)
• Ein gemeinsam genutzter Maschinentransformator

Ein gemeinsamer Netztransformator verbindet mehrere Erzeugungseinheiten vom Typ 1 nicht zu einer Erzeugungsanlage vom Typ 1. Entspricht die Oberspannungs-Seite des Transformators der Spannung am Netzanschlusspunkt legt der Hersteller/Errichter während seiner Planung fest, ob es sich in der Kundenanlage um einen Maschinen- oder Netztransformator handelt.

Verschiedene Beispiele für die Anwendung dieser FAQ finden sie hier.

Was ist eine EZA-Regelung/Zentralsteuerung?

Antwort:

• Eine EZA-Regelung/Zentralsteuerung ist es in jedem Fall, wenn folgende Funktion am Netzanschlusspunkt (NAP) geregelt werden:
  • Einhaltung der vereinbarten Einspeiseleistung PAV,E
  • Einhaltung Blindleistungsregelung für den NAP oder Erfüllungsort bei Mischanlagen*
  • Einhaltung der Leistungsgradienten am NAP
• Unabhängig von der technischen Realisierung sind folgende Funktionen für sich keine EZA-Regelung im Sinne der TAR:
  • Netzsicherheitsmanagement (NSM)
  • Wärmeregelung / Energiemanagement / Eigenverbrauchsoptimierung
  • Redispatch-Funktionen auf Basis der EZE/EZA oder unter Nutzung des NSM

_{* für EZE/EZA < 135 kW nicht durch VNB forderbar – hier wird nur auf die EZE-Klemmen geregelt}

Antwort:
Aktuell gibt es in der VDE-AR-N 4110 keine temporären Anlagen. Sobald ein Netzparallelbetrieb stattfindet sind alle Anforderungen vollumfänglich einzuhalten.

Wird für die temporäre Anlage ein nicht-netzparalleles AC-Netz aufgebaut (Inselnetz) so ist dies nicht im Anwendungsbereich der VDE-AR-N 4110. Eine gleichzeitige Nachladung aus dem öffentlichen Verteilnetz ist im Rahmen der technischen Anforderungen Bezugsanlagen möglich. Hierbei ist sicherzustellen, dass der Batteriespeicher gegenüber dem Verteilnetz nur als Bezugasanlage arbeitet. Ein Beispielschema für die Umsetzung finden Sie hier.

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.

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.

Antwort:
Kein Widerspruch ist nicht als Zustimmung auszulegen. Eine Abweichung von der TAR bzw. TAB muss explizit vom anschließenden Netzbetreiber genehmigt werden. Das Zertifikat bestätigt die Übereinstimmung mit den technischen Mindestanforderungen. Daher darf für eine Anlage die von den technischen Mindestanforderungen abweicht ohne explizite Ausnahmegenehmigung kein Zertifikat ausgestellt 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.

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.

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.

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.

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.

Antwort:
Die Leistungssteigerung bei einem Unterfrequenzereignis gemäß 10.2.4.3 hat entsprechend der Auflistung in 8.1 Priorität gegenüber der Leistungsvorgabe des Direktvermarkters bzw. generell Leistungsvorgaben Dritter (also nicht vom Netzbetreiber). Aktuell bestehen hierzu keine Anforderungen zum Konformitätsnachweis im Rahmen der Zertifizierung gemäß Kapitel 11. Mit der nächsten Revision der VDE-AR-N 4110 / 4120 werden Vorgaben zur Konformitätsnachweisführung hierzu in Kapitel 11 ergänzt. Die korrekte Umsetzung der Funktionalität ist ab diesem Zeitpunkt über Typprüfungen nach FGW-TR3 und darauf basierende Zertifikate nach FGW-TR8 nachzuweisen.

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.

Antwort:

• Ladeeinrichtungen müssen nach Vorgaben des Netzbetreibers hinsichtlich Wirkleistungsverhalten steuerbar sein (8.11.1 und 8.11.3).
  • Eine Begrenzung des Wirkleistungsbezugs findet im gesetzlich zulässigen Rahmen statt.
• Beim Entladevorgang (Energielieferung) sind die Anforderungen der statischen Spannungshaltung/ Blindleistungsbereitstellung nach Abschnitt 10.2.2 einzuhalten (Verhalten wie eine Erzeugungsanlage).
• Beim Ladevorgang (Energiebezug) an einem DC-Ladepunkt/induktivem Ladepunkt darf der Netzbetreiber ein Verfahren zur Blindleistungsbereitstellung nach Abschnitt 10.2.2.4 im Stellbereich cos φ ± 0,95 vorgeben. Die Vorgabe des Netzbetreibers erfolgt einmalig im Anschlussprozess oder laufend über eine fernwirktechnische Anbindung.
  • Blindleistungs-Spannungskennlinie Q(U) bei MS/HS-Netzanschlüssen
  • Kennlinie Blindleistung als Funktion der Wirkleistung Q(P) bei MS-Netzanschlüssen
  • Blindleistung mit Spannungsbegrenzungsfunktion bei MS/HS-Netzanschlüssen
  • Verschiebungsfaktor cos φ bei MS/HS-Netzanschlüssen
  • --> Zur Realisierung der Vorgaben ist ggf. ein übergeordneter Parkregler notwendig
• Beim Ladevorgang (Energiebezug) an einem AC-Ladepunkt ist ein Verschiebungsfaktor von cos φ ≥ 0,95 untererregt bei Pn und unterhalb Pn  von cos φ ≥ 0,90 untererregt bis 1,00 vorgeben.   
• Falls der Netzbetreiber keine Vorgaben zu dem Verfahren macht, ist ein konstanter Verschiebungsfaktor cos φ von 1 am Netzanschlusspunkt zugrunde zu legen.
• Die Umsetzung dieser Anforderungen ist elementar für die Spannungshaltung im Netz.
• Ladeeinrichtungen sind grundsätzlich (wirkleistungs-)regelbar auszuführen und müssen das P(f)-Verhalten für Speicher nach Abschnitt 10.2.4.3 umsetzen.

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.

Antwort:

(Eine Wirkleistungsreduzierung im quasistationären Betrieb ist nicht zulässig.) Im normalen Spannungsbereich (90% bis 110% Uc) ist die direkte Wechselwirkung zwischen der Netzspannung und der Anlagenwirkleistung nicht zulässig.

Hinweis: Die zulässige Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung zugunsten der Blindleistungsbereitstellung nach 10.2.2 bleibt hiervon unbenommen.

Es wird empfohlen:
Alle Anlagen mit letzter Anmeldung bis 01.07.2022 werden geduldet.
Dies gilt demnach auch für Erzeugungsanlagen, die bis zu diesem Datum installiert und in Betrieb genommen wurden.

Wird eine Anmeldung aufgrund einer Leistungsanpassung nach dem 01.07.2022 überarbeitet, gilt dies als neue Anmeldung. Damit müssen die Anforderungen vollumfänglich erfüllt werden.
Anmerkung: Die FGW TR 8 wird über ein Beiblatt anpasst. Dieses ist zu berücksichtigen.

Antwort:

Eine Wirkleistungsreduzierung im quasistationären Betrieb ist nicht zulässig. Im normalen Spannungsbereich (90% bis 110% U_c) ist die direkte Wechselwirkung zwischen der Netzspannung und der Anlagenwirkleistung nicht zulässig.

Der Anschlussnehmer hat mit dem Netzbetreiber eine vertraglich vereinbarte Wirkleistung zu vereinbaren, welche er im gesamten o.g. Spannungsband dauerhaft bereitstellen kann. Dies ist bereits bei der Antragstellung zu berücksichtigen, da dies Einfluss auf die Ermittlung des Netzanschlusspunkts haben kann.

Die Erfüllung der Anforderung lässt sich beispielsweise wie folgt umsetzen:

• durch die entsprechende Fähigkeit der Erzeugungseinheit
• dauerhafte projektspezifische Wirkleistungsbegrenzung der Erzeugungseinheiten, so dass im Spannungsband von 90% bis 110% U_c keine spannungsabhängige Wirkleistungsreduzierung notwendig wird; alternativ darf die dauerhafte Begrenzung auch auf EZA-Ebene (z.B. P_AV,E-Überwachung in der Mittelspannung) umgesetzt werden
• ausreichende Anzahl von Erzeugungseinheiten für die geplante Einspeiseleistung (unter Berücksichtigung des maximalen AC-Stromes der Erzeugungseinheit)

Hinweis: Die zulässige dynamische Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung zugunsten der Blindleistungsbereitstellung nach 10.2.2 bleibt hiervon unberührt.

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

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.

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.

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

Antwort:

Die Wahlmöglichkeit im E9 ist leider nicht ganz konsistent mit den Anforderungen in Abschnitt 10.2.3.3.3 formuliert. Gemeint ist hier die Auswahlmöglichkeit zwischen dem Verhalten der vollständigen und der eingeschränkten dynamischen Netzstützung
Keine Blindstrom- und Wirkstromeinspeisung erfolgt nur in einem Fehlerfall mit einem Spannungseinbruch < 0,7 UC.

Für den Bereich >0,7UC ist auch für die eingeschränkte dynamische Netzstützung ein k-Faktor anzugeben.

Antwort:

Die Definition 3.1.7 nach VDE-AR-N 4210/20 wie folgt angepasst:

3.1.7 Anschwingzeit

Tan_90 %

Zeit zwischen der sprunghaften Änderung eines Sollwertes und dem Zeitpunkt, an dem die Regelgröße erstmalig 90 % der Änderung des Sollwertes erreicht hat, im Falle der vollständigen dynamischen Netzstützung maximal jedoch die Zeit bis zum erstmaligen Erreichen einer Toleranzgrenze von ± 5% Ir um den rechnerisch aus der Spannungsabweichung mittels k-Faktor ermittelten stationären Endwert des zusätzlichen Blindstroms

Anmerkung 1 zum Begriff: Die Anschwingzeit ist eine charakteristische Größe der Sprungantwort. Sie umfasst auch die Zeit des Erkennens der Regelabweichung.

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.

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.

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.

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.

Antwort:
VDE FNN empfiehlt, für Erzeugungseinheiten mit dieser Technologie, eine Abweichung zu akzeptieren, sofern, nach einer anfänglichen Zeitverzögerung TV ≤ 2 s, die Leistungsgradienten für das Steigern und Reduzieren der Wirkleistungsabgabe gemäß Abschnitt 10.2.4.1 der VDE-AR-N 4110 (Wirkleistungsabgabe / Allgemeines) eingehalten werden.

Begründung:

Die Technologie der SOFC-Brennstoffzellen lässt, aufgrund der erforderlichen internen thermischen Prozesse, keine schnellen Leistungsänderungen zu. Eine Systemrelevanz ist, wegen der sehr geringen Population der SOFC Brennstoffzellen, derzeit nicht gegeben.

Einschränkung:

Überschreitet die Summenleistung der, im Geltungsbereich der VDE-AR-N 4105 sowie der VDE-AR-N 4110 und darüber installierten, Erzeugungseinheiten mit SOFC-Brennstoffzellentechnologie, einen Wert von 15 MW, könnte eine Systemrelevanz gegeben sein. Die Ausnahmeregelung gilt daher nicht für Erzeugungseinheiten mit SOFC-Brennstoffzellentechnologie, deren Anschluss nach Überschreiten dieses Grenzwertes beantragt wird.
Im Marktstammdatenregister können, nach „Technologie der Stromerzeugung entspricht Brennstoffzelle“ gefiltert, Brennstoffzellen EZE, die in den Geltungsbereich der VDE AR N 4105, VDE AR N 4110 und darüber fallen, selektiert und im CSV-Format exportiert werden. Da nur ein kleiner Teil (< 10 %*) dieser Brennstoffzellen auf der SOFC-Technologie basiert, ist davon auszugehen, dass bis zu einer Gesamtleistung der selektierten EZE von 150 MW, die Grenzleistung von 15 MW für Erzeugungseinheiten mit SOFC-Brennstoffzellentechnologie nicht überschritten ist.

(https://www.marktstammdatenregister.de/MaStR/Einheit/Einheiten/ErweiterteOeffentlicheEinheitenuebersicht)

*Stand 2019: 7 %, Quelle: http://www.fuelcellindustryreview.com
 

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.

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)

Antwort:

Die Ausfallerkennung der Messspannung als Überwachungsfunktion des übergeordneten Entkupplungsschutzes (üEkS) erfolgt in der Regel über einen Hilfskontakt am Sicherungsautomat der MS-Spannungswandler. Nach Ansprechen des Hilfskontakts wird ein Fehler am Schutzgerät detektiert, welcher zum unverzögerten Auslösen des zugeordneten Übergabeschalters führen muss. Bei analogen Schutzgeräten kann die Auslösung des Leistungsschalters z.B. über den Auslösekreis der Unterspannungsspule unverzögert realisiert werden. Eine Umsetzung der Ausfallerkennung über die standardmäßig geforderte U<-Schutzstufe des üEKS ist nicht erlaubt, da somit keine separate Überwachungsfunktion gegeben ist. Ein Nachweis über die Ausfallerkennung der Messspannung (unverzögertes Auslösen des zugeordneten Übergabeschalters) kann im Rahmen der Schutzprüfung oder mit einer separaten Bestätigung erfolgen.

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}

Vorgeschlagene Antworten:

1. Der Relaiseinstellwert: Relaiseinstellwerte = Netzbetreibervorgabe (Es wird davon ausgegangen, dass die Eigenzeit des Schutzgerätes auf den Relaiseinstellwert hinzukommt.)
2. Der Auslösewert der gesamten Schutzkette. Relaiseinstellwerte = Netzbetreibervorgabe – Eigenzeit

Antwort:

Antwort a) ist korrekt.

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

Antwort:
Der Spannungsabgriff für den übergeordneten Entkupplungsschutz darf auch über nicht-konventionelle Wandler (ohmsche Spannungsteiler) erfolgen. In diesem Fall sind mindestens gleiche Übertragungs-genauigkeit für die Summe aus Mess- und Umsetzeinheit und mindestens ein gleichwertiger Frequenzgang, wie bei konventionellen Wandlern, mittels Prüfprotokoll nachzuweisen. Ein definiertes dreiphasiges Spannungssignal 100/√3 ist für die Schutzeinrichtung auszugeben.
Eine anlagenspezifische Bestätigung ist nur dann erforderlich, wenn dies vom Netzbetreiber explizit gefordert wird (z.B. über die TAB).

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.

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.

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.

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.

Antwort:

Wenn technisch sichergestellt wird, dass der Erzeugungsmodus des Speichers im Netzparallelbetrieb nicht über die Dauer des erlaubten Netzparallebetriebes für Notstromaggregate nach Kap 8.9 hinausgehen, ist keine Zertifizierung als Erzeugungsanlage erforderlich. Der Batteriespeicher gilt dann als Last/Notstromaggregat im Sinne der TAR. Die entsprechenden Anforderungen hierfür sind einzuhalten.

Ein Netzparallelbetrieb im Erzeugungsmodus über die in Kap. 8.9 angegebenen Zeiten hinaus definiert den Batteriespeicher als Erzeugungsanlage im Sinne der TAR. Dann sind alle Anforderungen incl. Zertifizierung vollumfänglich einzuhalten.

Antwort:

Ja, im Rahmen der VDE-AR-N 4110:2018 ausgestellte Einheiten- und Komponentenzertifikate sind auch nach Einführung der VDE-AR-N 4110:2023 gültig, da sich die Anforderungen an die Erzeugungseinheiten und Komponenten nicht verändert haben.

Antwort :

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

Antwort:

Nein, da das zugrundegelegte Einheitenzertifikat nicht der TAR entspricht.

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.

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.

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.

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.

Antwort:

Bei NSM-Aufrufen des Netzbetreibers verlangt die VDE-AR-N 4110 eine entsprechende Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Erzeugungsanlage. Bei Mischanlagen ist die gleiche elektrische Wirkung im Vornetz alternativ durch eine Erhöhung des Leistungsbezuges erreichbar und gestattet. Dieses muss technisch und kaufmännisch nachvollziehbar sein und ist mit dem Netzbetreiber abzustimmen.

Die alleinige Betrachtung des Erzeugungszählers reicht in diesem Fall nicht aus.

Die Tabelle finden Sie hier.

Antwort:

VDE FNN empfiehlt auch die Alternativfolge als Nachweis zu akzeptieren.

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

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.

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.

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.

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

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.

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.

Antwort:
Eine ausführliche Erläuterung finden Sie unter nachfolgendem Link:
https://www.vde.com/resource/blob/1891294/7a9ace0e19acff8826c14ca346abea39/tar-mittelspannung-einschaltstroemenetztransformatoren-data.pdf

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

Antwort:

Für die Erteilung eines Anlagenzertifikates Typ A, Typ B oder Typ B unter Auflagen ist das Vorliegen eines gültigen Komponentenzertifikat oder alternativ eine gültige Prototypenbestätigung zwingend erforderlich, da dies u.a. Bestandteil zum Nachweis des Konzepts zur Wirkleistungssteuerung und Blindleistungsregelung gem. NELEV §2 (2b) ist.

Antwort:
Wenn ein Anlagenzertifikat Typ B oder zukünftig C2 vorliegt, muss dieses nicht aktualisiert werden. In allen anderen Fällen muss jetzt eines erstellt oder aktualisiert werden. Die neuen Einheiten müssen die aktuellen Anforderungen einhalten.

Antwort:
Nein, eine Bewertung auf Basis eines Komponentenzertifikates ist ausreichend.

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

Antwort:
Es ist ausreichend die Oberschwingungsströme- und Spannungen auf Basis von Messungen mit Messgeräten inklusive Wandler gemäß FGW Technische Richtlinie 3 in der aktuellen Revision auszuweisen und zu bewerten. Bei einer Erzeugungsanlage Typ 1 und Vorliegen von triftigen Gründen z.B. bei Spannungsebene größer als Mittelspannung, werden die Kosten für geeignete Wandler oft wirtschaftlich unzumutbar. Hier können dann unter Zustimmung aller Beteiligten im Nachweisprozess abweichende Wandler verwendet werden. Die abweichenden Wandler müssen mindestens Klasse 1 gemäß DIN EN 61869-3 für Spannungswandler und DIN EN 61869-2 für Stromwandler entsprechen. Die Messunsicherheit muss weiterhin im Prüfbericht ausgewiesen werden.

Antwort:
Es ist bezugzunehmen auf die Längsimpedanz des Maschinentransformators.

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.

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.

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

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.

Antwort:
Nein, für die Bewertung sind die Simulationsmodelle der Erzeugungseinheiten (EZE) und Komponenten heranzuziehen, der EZA-Regler selbst bildet nur einen Teil der Anforderung ab. Wenn eine Simulation nicht möglich oder zu aufwändig ist, weil z.B. die validierten Modelle nicht kompatibel sind oder ein iteratives Verfahren wirtschaftlich unzumutbar ist, sowie generell im Nachweisverfahren Anlagenzertifikat B, ist es ausreichend, dass eine Bewertung der Anforderungen unter der Berücksichtigung des Komponentenzertifikates für den EZA-Regler und des Einheitenzertifikates der EZE und der vorhandenen Modelle im Rahmen separater Simulationen erfolgt. Ist eine Bewertung nicht möglich oder wirtschaftlich unzumutbar kann die Anforderungen der Nachweise über einen messtechnischen Nachweis vor Ort erfolgen.

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.

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.

Antwort:
Wenn nach schriftlicher Aufforderung des Netzbetreibers durch den Anlagenbetreiber innerhalb von 4 Wochen nach Zuschaltung der EZA kein Termin für eine Prüfung der Gesamtwirkungskette zustande kommt, kann eine Prüfung von der Übergabestation bis zu den Erzeugungseinheiten ohne die fernwirktechnische Vorgabe des Netzbetreibers akzeptiert werden.

Dafür ist in der FWA die Schnittstelle zum Netzbetreiber zu simulieren und die Ergebnisse des Reglungstests zu dokumentieren. Die Ausstellung der Konformitätserklärung ist auf Grundlage dieser Prüfung ebenfalls zulässig.

Antwort:

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

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.

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

Anmerkung:

Die Überführung des Protokolls erfolgte im FNN Hinweis "Prüfung der Einhaltung der elektrischen Anforderungen während der Betriebsphase einer Erzeugungsanlage" (Abschnitt 11.5.5 der VDE-AR-N 4110 & 4120 ).
Das Protokoll zur Prüfung in der Betriebsphase nach Kapitel 11.5.5 finden Sie hier .

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).

Antwort:
Den Mindestumfang der Elektroplanung bei Erzeugungsanlagen mit Prototypen können Sie dieser PDF entnehmen.

Antwort:
Mit der ausgefüllten und vollständig unterschriebenen Vorlage des Formblattes E.7 der VDE-AR-N 4110 ist dieser Prüfpunkt erfüllt.

Antwort:
Ja

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

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.

Antwort:
Hierbei handelt es sich um einen Fehler, der zeitnah durch eine Berichtigung der VDE-AR-N 4110:2023-09 korrigiert wird. Das Inbetriebsetzungsprotokoll für Übergabestationen ist lediglich aus der Nummerierung der Anhänge gefallen. Es befindet sich auf Seite 239 der VDE-AR-N 4110:2023-09. Die Verweise innerhalb des Dokumentes auf den Anhang E.7 (mit Ausnahme des Inhaltsverzeichnisses) beziehen sich weiterhin auf das Inbetriebsetzungsprotokoll für Übergabestationen. Entsprechend muss die Nummerierung der E-Formulare (inkl. des Inhaltsverzeichnisses) wie folgt angepasst werden: 
E.7   Inbetriebsetzungsprotokoll für Übergabestationen 
E.8   Datenblatt einer Erzeugungsanlage/eines Speichers – Mittelspannung
E.9   Netzbetreiber-Abfragebogen 
E.10 Inbetriebsetzungsprotokoll für Erzeugungseinheiten und Speicher 
E.11 Inbetriebsetzungserklärung Erzeugungsanlagen/Speicher
E.12 Konformitätserklärung für Erzeugungsanlagen/Speicher
E.13 Einheitenzertifikat 
E.14 Komponentenzertifikat 
E.15 Anlagenzertifikat 
E.16 Betriebserlaubnisverfahren 
E.17 Beschränktes Betriebserlaubnisverfahren 

Antwort:
Die Wahlmöglichkeit im E9 ist leider nicht ganz konsistent mit den Anforderungen in Abschnitt 10.2.3.3.3 formuliert. Gemeint ist hier die Auswahlmöglichkeit zwischen dem Verhalten der vollständigen und der eingeschränkten dynamischen Netzstützung.
Keine Blindstrom- und Wirkstromeinspeisung erfolgt nur in einem Fehlerfall mit einem Spannungseinbruch < 0,7 UC

Für den Bereich > 0,7UC gilt auch für die eingeschränkte dynamische Netzstützung ein k-Faktor von 2 an der Einheit sofern der Netzbetreiber keinen anderen Wert vorgibt.

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