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01.09.2023 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.

01.09.2023			Neue VDE-Anwendungsregel zur Mittelspannung (VDE-AR-N 4110:2023-09) mit Anwendungsbeginn am 01. September vereinfacht das Einzelnachweisverfahren (Anlagenzertifikat C) für Anlagen mit einer installierten Leistung zwischen 135 kW und 950 kW. Sie legt damit den Grundstein für wirtschaftlichere und beschleunigte Netzanschlüsse von Erzeugungsanlagen in der Mittelspannung, die über das Einzelnachweisverfahren ihre Konformität bestätigen.
15.08.2023			Neue VDE FNN Hinweise unterstützen bei der korrekten Anwendung der VDE-AR-N 4110. Der VDE FNN Hinweis „P_{AV, E}-Überwachung“ beschreibt die Einspeiseüberwachung bei Anschlüssen am Mittel- und Hochspannungsnetz und der VDE FNN Hinweis „Erläuterungen zu Netzrückwirkungen“ räumt Unklarheiten im Abschnitt 5.4 der VDE-AR-N 4110 aus.
30.07.2022			Mit Inkrafttreten der NELEV-Änderung können Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz zügiger in Betrieb genommen werden. Neben des in der TAR Mittelspannung (VDE-AR-N 4110) definierten Standardverfahrens für Zertifizierungen ist nun auch ein „Anlagenzertifikat unter Auflage“ möglich.

Aufgrund gehäufter Anfragen zur Abgrenzung der Anwendungsregeln "Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz" (VDE-AR-N 4105) und der TAR Mittelspannung (VDE-AR-N 4110), bietet VDE FNN mit einer Entscheidungshilfe nun Klarheit.

Das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (FNN) definiert mit seiner Anwendungsregel TAR Mittelspannung (VDE-AR-N 4110) Anforderungen an insb. Erzeugungsanlagen, Speicher, Mischanlagen und Ladeinrichtungen für Elektrofahrzeuge in der Mittelspannung. Damit erhalten Hersteller dieser Anlagen frühzeitig technisch verbindliche Standards und stärken somit Netz und System langfristig.

Die VDE-Anwendungsregel legt technische 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 Anforderungen verbessern die Netzstabilität.

Eine Neuerung gibt es mit der VDE-AR-N 4110:2023-09 hinsichtlich des Einzelnachweisverfahrens für Erzeugungsanlagen mit einer installierten Leistung zwischen 135 kW und 950 kW. Das Einzelnachweisverfahren beschreibt den Nachweisprozess zur Einhaltung der Mindestanforderungen für den Anschluss von Erzeugungsanlagen in der Mittelspannung, für die eine Einheitenzertifizierung, die anschließende Anlagenzertifizierung und die abschließende Erzeugungsanlagen-Konformitätserklärung nicht angewendet werden kann. Stattdessen wird für diese Anlagen nach dem Einheitenverfahren das Anlagenzertifikat C ausgestellt. Das vereinfachte Anlagenzertifikat C trägt nun zu einem wirtschaftlicheren und beschleunigten Netzanschluss für die betroffenen Erzeugungsanlagen bei.

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.

Zielgruppen

Netzbetreiber
Anlagenbetreiber
Anlagenhersteller
Komponentenhersteller

Nutzen und Verbesserung

Erweiterte Anforderungen für das Durchfahren von kurzen Spannungseinbrüchen sowie die Bereitstellung von Blindleistungen durch dezentrale Erzeugungsanlagen
Gestaltet den europäischen Network Code "Requirements for Generators" (RfG) aus
Definiert Anforderungen an Speicher, Mischanlagen (Erzeuger und Verbraucher) sowie Ladeeinrichtungen für Elektrofahrzeuge
Definiert Anforderungen an Notstromaggregate in der Mittelspannung
Vereinfachtes Einzelnachweisverfahren für Anlagen im Bereich 135 kW – 950 kW

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.

0 Allgemeines zu den FAQ (13.04.2022)

Welche Fragen kann man an FNN stellen, damit diese als FAQ für die TAR beantwortet und veröffentlicht werden?

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).

1 Anwendungsbereich

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 - Speicher (21.09.2022)

Werden die installierten Leistungen von Speichern Typ-2 und Erzeugungseinheiten Typ-2 zur Ermittlung der relevanten VDE-AR-N 41XX addiert?

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.

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?

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.

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 – Wesentliche Änderungen (13.06.2022)

Gibt es Beispiele, welche Änderungen als „wesentlich“ gelten?

Antwort:
Ja, wir haben Ihnen eine Fallsammlung bereitgestellt.

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)?

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?

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.

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?

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?

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.

1 Anwendungsbereich (Überarbeitete Version vom 25.11.2021) FAQ-NEU mit zusätzl. FRAGE

Wann werden Erzeugungseinheiten Typ 1 zu einer gemeinsame Erzeugungsanlage Typ 1 nach VDE-AR-N 4110 zusammengefasst?

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}

1 Anwendungsbereich - Temporäre Batteriespeicher (21.03.2023)

Inwieweit müssen Batteriespeicher, welche an einem Mittelspannungs-Netzanschluss temporär zum Einsatz kommen (z.B. im Rahmen einer Baustelle oder eines Festivals) die gesamten Anforderungen der VDE-AR-N 4110 erfüllen?

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.

3.1.15.2 Begriffe

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?

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.

4.1 Bestimmungen und Vorschriften

Wie tief muss der Netzbetreiber das Anlagenzertifikat prüfen und bestätigt er Abweichungen zur VDE-AR-N 4110 bzw. zu seinen entsprechenden Ergänzungen, wenn er die Abweichungen nicht bemängelt?

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.

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?

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?

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?“

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?

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?

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.

8.1 Priorisierung von Wirkleistungsvorgaben

Die Priorisierung bei sich widersprechenden technischen Vorgaben der TARs ist in Kapitel 8.1 geregelt, demnach hat eine Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung einer Erzeugungsanlage über das NSM Vorrang vor der P(f)-Regelung nach 10.2.4.3. Relevant ist dies natürlich nur bei Unterfrequenzereignissen, dort wird dann die Leistungserhöhung bei Unterfrequenz blockiert.

Keine Priorität nach Kapitel 8.1 ist hingegen marktgetriebenen Vorgaben zugewiesen, wie z.B. die Leistungsvorgabe durch einen Direktvermarkter. Ist die Priorisierung marktgetriebener Vorgaben nachranging zu den 6 mit Prioritäten benannten Punkte aus Kapitel 8.1?

Dann würde z.B. gelten: Wenn eine EZA aufgrund der Leistungsvorgabe des Direktvermarkters leistungsbegrenzt betrieben wird und dann ein Unterfrequenzereignis eintritt, müsste die EZA die Leistung entsprechend der P(f)-Kennlinie aus 10.2.4.3 im Falle eines Unterfrequenzereignisses (f < 49,8 Hz) steigern (ausreichendes Primärenergiedargebot vorausgesetzt).

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.

8.9.1 Notstromaggregate

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 (05.04.2022)

Darf eine Wirkleistungsreduzierung zur Vermeidung der Überlastungen der Betriebsmittel im dauerhaften quasistationären Betrieb (+-10% Uc in der TAR Mittelspannung oder 96 kV bis 123 kV in der TAR Hochspannung) 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.

10.2.1.2 Quasistationärer Betrieb (05.04.2022)

Ist eine Wirkleistungsreduzierung im quasistationären Spannungsbereich (90% bis 110% Uc ) 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.

10.2.1.2 Quasistationärer Betrieb (29.06.2023)

Wie wird damit umgegangen, dass Anlagen im Quasistationären Betrieb keine spannungsabhängige Wirkleistungsreduktion vornehmen dürfen?

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.

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.

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

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?

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?

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

10.2.3.3. Eingeschränkte dynamische Netzstützung

Im Anhang E9 der VDE AR N 4110 besteht in Kap 2.2 die Möglichkeit den FRT Modus auszuwählen. Eine Wahlmöglichkeit ist: „keine Bildstromeinspeisung und keine Wirkstromeinspeisung im Fehlerfall“. Bei der eingeschränkten Dynamischen Netzstützung nach TAR wird jedoch oberhalb von 70% eine Blindstromeinspeisung gefordert. Damit entspricht die Wahlmöglichkeit im E9 nicht den Anforderungen in der TAR. Da in der Vergangenheit (BDEW) seitens Netzbetreiber eine vollständige Unterbindung der Blindleistung während FRT gefordert und gewünscht wurde (z.B. ZeroPowerMode), kommt es teilweise zu Unklarheiten sowohl auf der Seite der Netzbetreiber als auch der Projektierer.

Daraus ergibt sich die Frage, ob es überhaupt noch zulässig ist, keine Blindstrom und keine Wirkleistungseinspeisung im Fehlerfall zu fordern (auch oberhalb von 70%).

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.

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?

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?

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?

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?

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.

10.2.4.3 Wirkleistungsanpassung bei Über- und Unterfrequenz (13.06.2022)

Die im Abschnitt 10.2.4.3 geforderten Regelzeiten für Erzeugungseinheiten und Speicher können von Brennstoffzellen mit SOFC-Technik nicht eingehalten werden. Wie ist hier zu verfahren?

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

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?

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?

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 Entkupplungsschutzeinrichtungen des Anschlussnehmers

Welcher Schutz-Einstellwert muss im E9 Bogen vom Netzbetreiber vorgegeben werden?

Vorgeschlagene Antworten:

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

Antwort:

Antwort a) ist korrekt.

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?

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

10.3.3.5 Entkupplungsschutzeinrichtungen des Anschlussnehmers (05.04.2022)

Darf der mittelspannungsseitige Spannungsabgriff für den übergeordneten Entkupplungsschutz durch den Einsatz von Mittelspannungssensoren realisiert werden und muss dafür in jedem Anwendungsfall eine anlagenspezifische Bestätigung des jeweiligen Netzbetreibers erfolgen?

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).

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?

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 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.

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.

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?

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 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?

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.

11.1 Gesamter Nachweisprozess

Es wird ein Batterie-Speicher mit Anschluss an die MS geplant. Dieser soll über das Stromnetz geladen werden. Im Netzfehlerfall trennt sich die Anlage automatisch vom Netz und sichert so die Versorgung eines Verbrauchers im Inselbetrieb. Die Anlage wird nicht Netzparallel einspeisen.

Muss dieser Speicher nach TAR 4110 zertifiziert werden?

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.

11.2.1 Allgemeines

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?

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 Einheitenzertifikat - Statische Spannungshaltung/Blindleistungsbereitstellung

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.

11.2.4 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?

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.

11.2.4.2 Netzsicherheitsmanagement

Unter 10.2.4.2 wird von der Nachvollziehbarkeit beim Abregeln von Einspeisern bei Mischanlagen gesprochen. Bedeutet dies eine Messung der wirklichen Leistung am Einspeiser zur Nachvollziehbarkeit oder ist eine Bestätigung durch bspw. Fernwirktechnik ohne Messung ausreichend?

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.

11.2.5.2 Mehrfachfehler (13.04.2022)

Ist auch die in der Tabelle dargestellte Alternativfolge als Nachweis für den Mehrfachfehler zulässig?

Die Tabelle finden Sie hier.

Antwort:

VDE FNN empfiehlt auch die Alternativfolge als Nachweis zu akzeptieren.

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?

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?

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?

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?

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.

11.2.10 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“?

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

11.3.1 Komponentenzertifikat – Allgemeines

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?

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?

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?

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

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?

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

11.4 Anlagenzertifikat unter Auflagen (28.09.2023)

Ist es zulässig, ein Anlagenzertifikat Typ B unter Auflagen gem. NELEV vom 30.07.2022 auszustellen, wenn für den EZA-Regler weder ein Komponentenzertifikat noch eine Prototypenbestätigung vorliegt?

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.

11.4.1 Anlagenzertifikat (15.07.2022)

Unter welchen Bedingungen kann bei der Erweiterung einer bestehenden Anlage, die weniger als 5 % P_Amax ausmacht, auf ein neues Anlagenzertifikat verzichtet werden?

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.

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?

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

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?

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

11.4.7.4 Oberschwingungen und Zwischenharmonische und Supraharmonische

Typ-1 EZA sind ausschließlich Oberschwingungs-Spannungsquellen deren Oberschwingungsströme sich am NAP/NVP, verursacht durch ggfls. vorhandene Oberschwingungsspannungen der EZE in Verbindung mit den, in der Regel unbekannten, frequenzabhängigen Impedanzen des vorgelagerten Netzes ausprägen und sich mit den dort bereits vorhandenen Oberschwingungsströmen am NAP überlagern. Die Bewertung der Oberschwingungsströme ist damit fraglich, insbesondere auch im Zusammenhang mit den Erfordernissen einer DIN/EN/ISO 17025 – konformen Vermessung inkl. Gewährleistung der Rückführbarkeit und Darstellung der Messunsicherheit. In der Praxis würde dies einen unangemessen hohen bzw. teilweise nicht realisierbaren Aufwand für die Vermessung einer in der Praxis für Typ 1-EZA unerheblichen Größe bedeuten. Wie ist bei der Ermittlung und Bewertung der Oberschwingungsströme- und Spannungen von Typ-1 EZA im Einzelnachweisverfahren vorzugehen?

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.

11.4.8.2 Polrad-/Netzpendelungen

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?

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"?

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?

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?

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.

11.4.11 Statische Spannungshaltung/Blindleistungsbereitstellung (13.06.2022)

Kann für den Nachweis der geforderten Zeiten nach 10.2.2.4 für den Blindleistungssprung auf die Bewertung anhand der Simulationsmodelle der Erzeugungseinheiten und Komponenten verzichtet werden, wenn im Komponentenzertifikat des EZA-Reglers das Reglerverhalten beschrieben ist?

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.

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.

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

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?

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.

11.5.3.1 Inbetriebsetzung der EZA

Kann, bei nicht Verfügbarkeit des Netzbetreibers, auf die Funktionsprüfung der Wirkleistungssteuerung und Blindleistungsregelung der EZA, im Rahmen der Inbetriebsetzungserklärung verzichtet werden und trotzdem die Konformitätserklärung ausgestellt werden?

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.

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)?

Antwort:

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

11.5.4 Inbetriebsetzungsphase - Konformitätserklärung

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?

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

11.5.5 Betriebsphase – Umsetzungshilfe Protokoll zur Prüfung

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 .

12 Prototypen-Regelung - Erweiterte Inbetriebsetzungserklärung

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

Welchen Umfang muss die Elektroplanung der Erzeugungsanlage mit Prototypen, entsprechend Kapitel 12, haben?

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

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?

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

Anhang B.6 Ermittlung des k-Faktors am Netzanschlusspunkt (19.04.2023)

Soll im Falle vieler kleiner EZE an einem gemeinsamen Transformator die Summe der EZE Leistungen mit der Leistung des Transformators ins Verhältnis gesetzt werden?

Antwort:
Ja

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.

Anhang 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?

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.

Anhang E.7 Inbetriebsetzungsprotokoll für Übergabestationen

Warum fehlt das Inbetriebsetzungsprotokoll für Übergabestationen (bisher Anhang E.7) in der VDE-AR-N 4110:2023-09?

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

Anhang E.9 Netzbetreiber-Abfragebogen

Ist die Forderung Zero-Power-Mode zulässig und eine Anpassung der Darstellung im E9 Bogen erforderlich?

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.

Anhang E.14 Erdungsprotokoll

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.

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