umwelt-online: Mittelspannungsrichtlinie 2008 - Technische Richtlinie Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz (4)

(Anm. d. Red.: Nummer der Tabelle an Reihenfolge der Richtigkeit halber angepasst

Die 5 %-Grenze für die Abschaltung aller Erzeugungsanlagen wird nicht überschritten.

Die Richtlinie bestimmt die zulässigen von der PV-Anlage eingespeisten Oberschwingungsströme mach der Gleichung 2.4.3-2.

Die Werte für den bezogenen Strom i"zul sind in Tabelle 2.4.3-1 angegeben. Die so für den Windpark zulässigen Einspeise-Oberschwingungsstrome sind in der 3. Spalte der Tabelle D.1-4 aufgeführt.

Die 4. Spalte der Tabelle D.1-4 zeigt die im Einheiten-Zertifikat angegebenen Oberschwingungsströme bezogen auf den Bemessungsstrom einer Erzeugungseinheit (1 Wechselrichter). Da die Erzeugungseinheit mit pulsmodulierten Umrichtern arbeitet, wird ein kontinuierliches Oberschwingungsspektrum erzeugt, wobei die für die einzelnen Ordnungszahlen geltenden Amplituden des Stroms gering sind. Der Prüfbericht hat daher keine Werte angegeben, wenn der Oberschwingungsstrom unter 0,05 % liegt. Dies hat zur Konsequenz, dass oberhalb der 19. Ordnung bei ungeraden Ordnungszahlen und oberhalb der 6. Ordnung bei geraden Ordnungszahlen keine Messwerte mehr vorhanden sind.

Die Richtlinie empfiehlt in den Erläuterungen, für ganzzahlige Ordnungen die von mehreren Erzeugungseinheiten erzeugten Oberschwingungsströme nur für die 2. Ordnung arithmetisch zu addieren. Für höhere Ordnungen erfolgt die Überlagerung quadratisch.

Tabelle D.1-4: Vergleich der nach Richtlinie für die PV-Anlage zulässigen mit den sich aus dem Einheiten-Zertifikat ergebenden Einspeise-Oberschwingungsströmen.

(Anm. d. Red.: Nummer der Tabelle an Reihenfolge der Richtigkeit halber angepasst)

Die Tabelle zeigt, dass die eingespeisten Oberschwingungsströme für alle Ordnungen zulässig sind. Die gemessenen Werte für die Zwischenharmonischen des Stroms werden im Auszug aus dem Einheiten-Zertifikat gewöhnlich nicht aufgeführt. Der Antragsteller hat jedoch den gesamten Bericht des Prüfinstituts zur Verfügung gestellt. Da die Überlagerung der 4 Erzeugungseinheiten hier quadratisch erfolgt, liegen die gemessenen Ströme stets unterhalb der zulässigen Ströme, solange sich die Beurteilung auf den Bereich oberhalb der Messgrenze von 0,05 % des Bemessungsstrom beschränkt.

Als abschließende Beurteilung wird entschieden, die Oberschwingungen und Zwischenharmonische im Einspeisestrom als zulässig zu bewerten.

Der Anschluss der 800-kW-Photovoltaik-Anlage an das ländliche 20-kV-Netz kann zugelassen werden, wenn die Erzeugungsanlage mit einem Verschiebungsfaktor einspeist, der der vorgegebenen cosΦ (P)-Kennlinie entspricht.

Ein Anlagenzertifikat ist bei dieser Erzeugungsanlage nicht erforderlich, da die Anschlussleistung S_A ≤ 1 MVA ist und die Anschlusskabel der PV-Anlage eine Länge von 2 Kilometern nicht überschreitet.

Es wird die Ausführung der Übergabestation entsprechend Bild C.6 mit Lasttrennschalter und Kurzschlussschutz durch HH-Sicherung auf der Mittelspannungsseite des Kundentransformators (Netzanschlusspunkt) vorgesehen.

Hierbei ist sicherzustellen, dass ein Kurzschluss auf der Anschlussleitung oder im Kundentransformator in weniger als 100 ms abgeschaltet wird.

Der Kurzschluss auf der NS-Seite des Netztransformators (worst case)ist zu betrachten. Die Gesamtimpedanz ergibt sich somit aus der Impedanz am Netzanschlusspunkt, des Anschlusskabels und des Netztransformators.

Somit ergibt sich an der Unterspannungsseite des Kundentransformators eine Kurzschlussleistung (nur netzseitig) von:

Die HH-Sicherung muss also bei einem Strom von 341 A innerhalb von 100 ms auslösen. Gegebenenfalls wird der Einsatz eines Leistungsschalters mit UMZ-Schutz erforderlich.

10 Windenergieanlagen der Fa. Windpower Typ WEA 2000, 2 MW pro Einheit WEA Netz in zwei Strängen, Übergabestation im UW.

Es werden die Werte des Kurzschlussstromes I''_k3 gem. DIN VDE 0102, bezogen auf den Bemessungsstrom der Erzeugungseinheit bei Kurzschlusseintritt, sowie bei 150 ms und 1000 ms nach Kurzschlusseintritt angegeben:

Das UW Müllerdorf wird über zwei 31,5-MVA-Netztransformatoren aus dem 110-kV-Netz gespeist. Die 20-kV-Anlage hat zwei Sammelschienen 1 und 2, die getrennt betrieben werden können. Das UW dient gleichzeitig der Energieversorgung der Stadt Müllerdorf.

An dem UW ist bereits ein Windpark mit der Nennleistung von 6 MW angeschlossen, dessen Leistung bei Nennwind nicht reduziert werden kann, da dieser Windpark nach den früher geltenden Richtlinien genehmigt und errichtet wurde. Am UW-Abgang, an dem dieser Windpark angeschlossen ist, sind auch Netzstationen mit Verbrauchern vorhanden. Die Kabelverbindung ist mit NA2XSY 240 mm² Al ausgeführt. Die Entfernung vom UW zum Verknüpfungspunkt beträgt dieses Windpark 6 km.

Es ist zu überprüfen, unter welchen Bedingungen der neue Windpark mit der MS-Sammelschienenzuordnung

Der neue Windpark soll entsprechend den Forderungen des Netzbetreibers des übergeordneten 110-kV-Netzes der Spannungshaltung im 110-kV-Netz sowohl im Normalbetrieb des Netzes als auch im Fehlerfall dienen.

Die vereinbarte Versorgungsspannung beträgt 20 kV. Die Spannungsregelung ist auf ein Spannungsband zwischen 20,0 kV und 20,5 kV eingestellt.

Überprüfung der Bemessungsleistungen der Betriebsmittel nach Kapitel 2.2

Die Abgänge der MS-Anlage im Umspannwerk sind für den Bemessungsstrom 630 A, Sammelschiene und Transformatoreinspeisefeld entsprechend der Transformatorleistung für den Bemessungsstrom von 1250 A ausgelegt. Die aus der Erzeugerleistung zu erwartende Belastung beträgt:

Für den neu beantragten Windpark sind zwei Abgangsfelder erforderlich. Die Anlage muss um diese beiden Felder erweitert werden.

Die Gesamtlänge der Kabel des neuen Windparks beträgt 22 km mit einer Ladeleistung von 1,3 MVA. Das Netz wird gelöscht betrieben und die am Netztransformator vorhanden Erdschlusslöschspule muss verstärkt werden.

Es sind die in den Erläuterungen angegebenen Formeln B.1-3 und B.1-4 anzuwenden, wobei die einzelnen Leitungsabschnitte getrennt zu behandeln sind.

Da der neue Windpark zur Spannungsstützung eingesetzt werden soll, sind die Spannungsänderungen für den gesamten Bereich des geforderten Verschiebungsfaktors zu bestimmen. Der Netztransformator des UW ist mit einer Stufenschalterregelung versehen, der die Oberspannungswicklung in konstanten Stufen von 1,5 kV auf 110 kV ±15 kV verändern kann. Zunächst wird die Spannungsänderung zwischen der UW-Sammelschiene 2 und dem Verknüpfungspunkt V in Bild D.2-1 berechnet. Hierzu liegen Berechnungsprogramme vor, es können aber auch aus den üblicherweise bekannten Daten ausreichend genaue Werte ermittelt werden.

Wenn das Verhältnis Reaktanz zu Widerstand nicht bekannt ist, kann als Richtwert ein Wert von 6 eingesetzt werden. Es ergeben sich dann die Werte:

Der Widerstand des Netztransformators kann in der Regel vernachlässigt, aber auch gegebenenfalls aus den Kurzschlussverlusten des Netztransformators berechnet werden.

Die für die UW-Sammelschiene 2 maßgebenden Impedanzen ergeben sich aus der Summe der zwei Einzelwerte zu

Die Einspeisung des WP 1 mit 6 MVA, cosΦ = 1, hebt die Spannung am Verknüpfungspunkt V gegenüber der an der UW-Sammelschiene 2, unabhängig von der Einspeisung des geplanten WP neu, nach Gleichung B.1-4, um 1,17 % an.

Weiterhin ist es erforderlich, die Spannungsänderung an der UW-Sammelschiene 2 zu ermitteln und zwar ohne Wirkung der Stufenschalterregelung, da der zulässige Regelbereich durch Verbrauch oder Einspeisung auf der MS-Seite begrenzt ist. Dabei sind Wirk- und Blindleistungen der beiden Windparks phasengerecht zu addieren und der sich daraus ergebende Verschiebungsfaktor zu ermitteln. Die sich für volle Einspeisung und Schwachlast ergebenden Verhältnisse sind in Tabelle D.2-1 zusammengestellt.

Tabelle D.2-1: Spannungsänderungen an der UW-Sammelschiene 2 ohne Berücksichtigung der Stufenschalterregelung bei voller WEA-Einspeisung und Schwachlast, hier zu 0 angenommen.

Für den Verschiebungsfaktor cos Φ =1 ergibt sich eine Spannungsänderung an der Sammelschiene von 0,59 %. Bei einer solchen Spannungsänderung wird die Regelung nicht in jedem Fall eingreifen, da die Stufung 1,5 % beträgt und die Spannung auf der MS-Seite nicht unbedingt in der oberen Hälfte des Regelbereichs sein muss. Da die Spannung am Verknüpfungspunkt V um 1,17 % über der Spannung an der Sammelschiene liegt, ergibt sich dort eine Spannungsanhebung von 1,76%, ist also zulässig.

Für die von 1 abweichenden Verschiebungsfaktoren gilt die in Kapitel 2.4.1 angegebene Grenze von 5 % für die Abschaltung des gesamten Windparks WP neu bzw. für die Abschaltung beider Windparks gleichzeitig. Die Ergebnisse zeigen, dass der Windpark diese Bedingung für den gesamten in Kapitel 2.5.4 geforderten Bereich von 0,95untererregt bis 0,95überregt erfüllt.

Bei untererregtem Betrieb des neuen Windparks tritt an der Sammelschiene des UW eine negative Spannungsänderung, also eine Spannungsabsenkung auf. Diese Spannungsabsenkung wird spätestens dann durch den Stufenschalter ausgeregelt, wenn sie die Stufung der Regelwicklung von -1,5 % unterschreitet. Das Übersetzungsverhältnis des Transformators wird hierdurch erniedrigt, d.h. die Spannung des 110-kV-Netzes liegt über der Nennspannung der Oberspannungswicklung.

Die Normen des Verbands Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik (VDE) haben in der Norm VDE 0532 Teil 1 die zulässige Übererregung festgelegt:

Der Transformator muss seinen Nennstrom auch bei einer angelegten Spannung, die 105 % der Nennspannung beträgt, sekundärseitig abgeben können.

Die geringe Temperaturerhöhung, die bei 105 % der Nennspannung durch die erhöhten Leerlaufverluste entsteht, ist vernachlässigbar. Die Stufenschalterregelung kann demnach eine Spannungsabsenkung von 5 % ohne Leistungseinbußen ausregeln.

Bei übererregtem Betrieb tritt eine Spannungsanhebung auf, die durch die Stufenschalterregelung durch Wahl eines größeren Übersetzungsverhältnisses ausgeglichen wird. Die Nennspannung der OS-Wicklung liegt dann oberhalb der Netzspannung und der in das Netz gespeiste Strom wird erniedrigt.

Bei übererregtem Betrieb kann es am Verknüpfungspunkt V zu Spannungsanhebungen kommen, die trotz Stufenschalterregelung über 2 % liegen. Dies liegt an der Stufung der Regelwicklung von 1,5 % sodass die Spannung am Verknüpfungspunkt V mit und ohne Einspeisung um bis zu 1,5 % +1,17 % = 2,67 % differieren kann. Es ist zu überprüfen, ob dies unter Berücksichtigung der auf der Niederspannungsseite vorhandenen Einspeiser zu einer Überschreitung der Niederspannungstoleranzen am Verknüpfungspunkt V führt. Ist dies nicht der Fall, kann auch der übererregte Betrieb des Windparks zugelassen werden.

Die Bemessungsscheinleistung des Einzelgenerators der Anlage ist mit 2,2 MVA im Datenblatt angegeben. Den Wert für k_imax wird aus dem Datenblatt mit 1,5 entnommen.

Der Verknüpfungspunkt ist die Sammelschiene im UW mit einer Kurzschlussleistung von S_kSS = S_kV = 190 MVA. Es ergibt sich somit für das Einschalten einer einzelnen WEA eine schnelle Spannungsänderung von:

Die Durchsicht des Einheiten-Zertifikates ergibt, dass unter beiden für Windenergieanlagen angegebenen Faktoren k_f und k_u für die Netzimpedanz mit dem Winkel von 87,5° der höchste Wert beim Einschalten bei Nennwind mit k_u = 1,1 vorliegt. Nach Gleichung B.2-3 ergibt sich damit eine Ersatzspannung von

Der Wert liegt unter dem zulässigen Wert von 2 %. Er bedeutet, nach Gleichung B.2-4, dass die Anlagen bei Nennwind nur in Abständen von mehr als 47 s nacheinander eingeschaltet werden dürfen.

Der Faktor k_{f(ψ )} für eine Netzimpedanz mit einem Winkel von 87,5° ist im Einheiten-Zertifikat mit einem Wert von 0,93 angegeben. Hierfür ergibt sich nach Gleichung B.2-6 eine Langzeitflickerstärke von

wobei angenommen ist, dass jede Erzeugungseinheit innerhalb 2 Stunden nur einmal zugeschaltet wird. Die sich ergebende Flickerstärke liegt unter dem zulässigen Wert von 0,46 und das Zuschalten des Windparks innerhalb von 2 Stunden ist zulässig.

Im Einheiten-Zertifikat ist für den Winkel der Netzimpedanz von 87,5° bei Volllast ein Anlagenflickerbeiwert von 3,5 angegeben. Es ergibt sich mit diesem Wert die angegebene Langzeitflickerstärke für eine Erzeugungseinheit.

Da 10 gleiche Erzeugungseinheiten im Windpark betrieben werden sollen, ergibt sich die Langzeitflickerstärke insgesamt nach Gleichung 2.4.2-4 zu

Der insgesamt zulässige Wert an einem Verknüpfungspunkt beträgt P_ltzul = 0,46. Dem WP neu steht an der UW-Sammelschiene 2 der Anteil

zu. Dieser Wert liegt deutlich über dem erzeugten Flicker des Windparks, so dass dieses Kriterium eingehalten wird.

Überprüfung der Netzrückwirkung "Oberschwingungen und Zwischenharmonische"

Die Richtlinie bestimmt die zulässigen von dem Windpark eingespeisten Oberschwingungsströme mach der Gleichung 2.4.3-2.

Die Werte für den bezogenen Strom i_vzul sind in Tabelle 2.4.3-1 angegeben. Die so für den Windpark zulässigen Einspeise-Oberschwingungsstrome sind in der 3. Spalte der Tabelle D.2-3 aufgeführt.

Die 4. Spalte der Tabelle D.2-3 zeigt die im Einheiten-Zertifikat angegebenen Oberschwingungsströme bezogen auf den Bemessungsstrom einer Erzeugungseinheit. Da die Erzeugungseinheit mit pulsmodulierten Umrichtern arbeitet, wird ein kontinuierliches Oberschwingungsspektrum erzeugt, wobei die für die einzelnen Ordnungszahlen geltenden Amplituden des Stroms gering sind. Der Prüfbericht hat daher keine Werte angegeben, wenn der Oberschwingungsstrom unter 0,1 % liegt. Dies hat zur Konsequenz, dass oberhalb der 14. Ordnung keine Messwerte mehr vorhanden sind.

Tabelle D.2-3: Vergleich der nach Richtlinie für den Windpark neu zulässigen mit den sich aus dem Einheiten-Zertifikat ergebenden Einspeise-Oberschwingungsströmen

Tabelle D.2-3 zeigt, dass die eingespeisten Oberschwingungsströme für alle Ordnungen zulässig sind. Die gemessenen Werte für die Zwischenharmonischen des Stroms werden im Auszug aus dem Einheiten-Zertifikat gewöhnlich nicht aufgeführt. Der Antragsteller hat jedoch den gesamten Bericht des Prüfinstituts zur Verfügung gestellt. Da die Überlagerung der 10 Erzeugungseinheiten hier quadratisch erfolgt, liegen die gemessenen Ströme stets unterhalb der zulässigen Ströme, solange sich die Beurteilung auf den Bereich oberhalb der Messgrenze von 0,1 % des Generator-Bemessungsstrom beschränkt.

Als abschließende Beurteilung wird entschieden, die Oberschwingungen und Zwischenharmonische im Einspeisestrom als zulässig zu bewerten.

Kommutierungseinbrüche entstehen nur durch netzgeführte Umrichter mit Gleichstrom-Zwischenkreis. Pulsmodulierte Umrichter mit Gleichspannungs-Zwischenkreis erzeugen keine Kommutierungseinbrüche.

Die Verbrauchseinrichtungen auf dem bestehenden Abgang werden durch Tonfrequenz-Rundsteuersignale, Frequenz 217 Hz, geschaltet. Durch die Zuschaltung der 10 Erzeugungseinheiten im beantragten Windpark ist die Beeinflussung des Rundsteuersignals zu bewerten.

Abhängig vom Ergebnis der Bewertung könnte eine Tonfrequenzsperre gefordert werden, die entweder zentral für die beiden Einspeisekabel oder an jeder Einzelanlage auf der Niederspannungsseite des WEA-Transformators anzubringen ist.

Die MS-Schaltanlage des UW ist für den Bemessungs-Kurzzeitwechselstrom von 20 kA ausgelegt. Die dynamische Festigkeit der MS-Schaltanlage ist für den sich daraus ergebenden Stoßkurzschlussstrom von 50 kA geprüft.

Die Netzstationen am UW Müllerdorf sind für den Bemessungs-Kurzzeitwechselstrom von 16 kA ausgelegt. Die dynamische Festigkeit der Netzstationen ist für den sich daraus ergebenden Stoßkurzschlussstrom von 40 kA geprüft.

Der Netztransformator liefert einen Kurzschlussstrom von 6,0 kA und einen Stoßkurzschlussstrom aufgrund des hohen X/R-Verhältnisses mit dem 2,8-fachen Wert gleich 16,8 kA.

Der bestehende Windpark liefert einen Kurzschlussstrom von 0,64 kA, der im Fehlerfall bei Einspeisung induktiver Blindleistung ebenfalls induktiv ist.

Die im geplanten Windpark vorgesehenen Erzeugungseinheiten liefern laut Einheiten-Zertifikat einen schnell auf den Bemessungsstrom abklingenden Kurzschlussstrom gleich dem 3-fachen Wert des Bemessungsstroms der Erzeugungseinheit. Unter Berücksichtigung der Reaktanzen der Maschinentransformatoren ergibt sich für alle 10 WEA ein Kurzschlussstrom Ik'' von 1,7 kA. Der Stoßkurzschlussstrom wird entsprechend den Normen zum 2,5fachen Wert dieses Stroms, also zu 4,3 kA bestimmt. Dieser Wert ist zu dem für die dynamische Beanspruchung der Betriebsmittel zu dem durch den Netztransformator verursachten Stoßstrom zu addieren.

Die Summe der Anteile ergibt einen maximalen Kurzschlussstrom von 8,3 kA und einen Stoßkurzschlussstrom von 22,6 kA. Die Werte sind sowohl für die MS-Schaltanlage im UW als auch für die bestehenden Netzstationen unbedenklich.

Die Windenergieanlagen sind so ausgeführt, dass sie bei Spannungseinbrüchen im vorgelagerten Netz am Netz bleiben können. Bei Unterschreitung eines Pegel zwischen 0 und 0,8 U_n kann optional das Abschalten der Anlage innerhalb 0,3 s eingestellt werden. Alle Einstellungen beziehen sich auf die Niederspannungsseite der Maschinentransformatoren.

Wenn das Verbleiben am Netz für den Fehlerfall gefordert wird, stehen zwei Befehlspegel zur Verfügung:

1. Bei Unterschreitung einer einstellbaren Spannung zwischen 0,1 U_n und 0,8 U_n entscheidet das Regelsystem auf Fehler. Es bestehen zwei Optionen:

2. Bei Überschreitung eines zwischen 0,5 U_n und 0,9 U_n einstellbaren Pegels erkennt das System wieder auf Normalbetrieb.

Es wird entschieden, dass sich der WP neu an der dynamischen Netzstützung beteiligen soll.

Bei der Einstellung der Pegel ist zu berücksichtigen, dass die Einspeisung eines Blindstroms in Höhe des Bemessungsstroms an der Netzimpedanz der UW-Sammelschiene eine Spannungsanhebung von etwa 12 % verursacht. Da sich die Pegeleinstellungen auf die Niederspannungsseite des Maschinentransformators beziehen, sind die Spannungsabfälle der MS-Kabelverbindungen (etwa 3 %) und des Maschinentransformators (6 %) hinzuzählen, sodass sich die WEA-Niederspannung bei Umschaltung auf Blindstromeinspeisung um 21 % erhöht. Dieser Wert kann sich auf 24 % erhöhen, wenn der WP neu vor dem Fehler mit dem Verschiebungsfaktor 0,95 untererregt betrieben wurde.

Die Pegel müssen also so gewählt werden, dass die Spannung nach Umschalten auf Fehlerbetrieb auf der Niederspannungsseite nicht sofort über den Pegel Normalbetrieb ansteigt. Es werden die folgenden Pegel gewählt:

Der damit zur Verfügung stehende Unterschied zwischen den Umschaltpegeln von 25 % U_c vermeidet das Umschalten der WEA-Regelung während eines Fehlers aufgrund der entstehenden Spannungsanhebung um 24 %.

Überprüfung der Wirkleistungsabgabe und der Blindleistungsbereitstellung nach Kapitel 2.5.3 und 2.5.4

Für beide Punkte sind die Anforderungen der Richtlinie erfüllt und können realisiert werden.

Bei der Einstellung des Spannungssteigerungsschutzes ist zu berücksichtigen, dass sich die Spannung insbesondere bei übererregtem Betrieb mit voller Leistung gegenüber der Versorgungsspannung anheben kann.

Die Spannungsanhebung an der UW-Sammelschiene ist vernachlässigbar klein, da übererregter Betrieb nur dann gefordert wird, wenn Spannungsstützung im Normalbetrieb erforderlich ist.

Die Spannungsanhebung auf der Niederspannungsseite der Maschinentransformatoren beträgt 5 % bei übererregtem Betrieb mit dem Verschiebungsfaktor 0,95 aufgrund der Spannungsabfälle an den MS-Kabelverbindungen und den Maschinentransformatoren. Dazu kommt, dass die Spannung an der Sammelschiene des UW an der oberen Regelgrenze stehen kann, also 1,5 % über der vereinbarten Versorgungsspannung. Die Spannung kann somit im Normalbetrieb um 6,5 % über der Nennspannung der Niederspannungsseite liegen.

Bei Fehlern im Windpark oder auf der MS-Kabelverbindung vom Windpark zum UW liegt die Spannung auf der Niederspannungsseite der Maschinentransformatoren unter 20 %.

Die Ausführung der Anlage muss den Vorgaben der Richtlinie entsprechen. Datenleitungen zwischen Übergabestation und den einzelnen Erzeugungseinheiten für die geforderte Steuerung der Wirk- und Blindleistungen sind herzustellen.

Der WP neu bezieht Wirkleistung von etwa 30 kW in der Zeit ohne Erzeugung (etwa 2.000 Stunden). Während dieser Zeit wird auch die Ladeleistung der Kabel von etwa 1,3 MVA dem Netz entnommen. Der Verschiebungsfaktor beträgt also 0,023 kapazitiv. Mit dem Netzbetreiber ist zu klären, welche Anforderungen an den Verschiebungsfaktor an der Übergabestelle in den Zeiten von Wirkleistungsbezug bestehen.

Nach Ermittlung des vorläufigen Verknüpfungspunktes UW-Sammelschiene 2 für den neuen Windpark lässt der Anschlussnehmer ein Anlagenzertifikat erstellen. Auf Basis dieser Unterlage führt der Netzbetreiber eine abschließende Anschlussbewertung und Festlegung des Verknüpfungspunktes durch.

* Entfällt für Erzeugungsanlagen mit einer Anschlussscheinleistung SA von ≤ 1 MVA und einer Länge der Anschlussleitung vom Netzanschlusspunkt bis zu der/den Erzeugungseinheit(en) von ≤ 2 Kilometern.

Bekanntmachung des "TransmissionCodes 2007 - Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber" Version 1.1 August 2007 (TransmissionCode 2007)
und
der technischen Richtlinie "Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz", Ausgabe Juni 2008 (Mittelspannungsrichtlinie 2008)

In Hinblick auf die Verordnung nach § 64 Absatz 1 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 25. Oktober 2008 (BGBl. I S. 2074) werden der "TransmissionCode 2007 - Netz und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber", Version 1.1 August 2007 (TransmissionCode 2007) und die technische Richtlinie "Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz", Ausgabe 2008 (Mittelspannungsrichtlinie 2008) veröffentlicht.

In der Verordnung nach § 64 Absatz 1 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes wird auf den Transmission Code 2007 und die Mittelspannungsrichtlinie 2008 verwiesen. Vor diesem Hintergrund dient diese Veröffentlichung allein dem Zweck der Sicherstellung einer allgemein zugänglichen Möglichkeit der Kenntnisnahme von TransmissionCode 2007 und Mittelspannungsrichtlinie 2008. Es wird klargestellt, dass der Akt der Veröffentlichung ausschließlich der Publizitätsherstellung für die Verweise in der Verordnung nach § 64 Absatz 1 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes dient. Eine rechtliche Prüfung der beiden privatrechtlichen Regelungswerke für Anwendungsgebiete außerhalb der Verordnung nach § 64 Absatz 1 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes bleibt vorbehalten.

______________
1) In Überarbeitung; demnächst Technische Richtlinie "Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz", herausgegeben vom BDEW bzw. VDE-FNN.

2) Anmeldeunterlagen lt. Technischer Richtlinie "Technische Anschlussbedingungen Mittelspannung" des BDEW und denen des Netzbetreibers

3) Anhang B, "Technische Richtlinie für Windenergieanlagen" Teil 3: Bestimmung der Elektrischen Eigenschaften - Netzverträglichkeit (EMV) -

4) Anhang A, "Technische Richtlinie für Windenergieanlagen" Teil 3: Bestimmung der Elektrischen Eigenschaften - Netzverträglichkeit (EMV) -

5) "Technische Regeln zur Beurteilung von Netzrückwirkungen", 2. Ausgabe 2007, herausgegeben vom VDN

6) "Tonfrequenz-Rundsteuerung, Empfehlung zur Vermeidung unzulässiger Rückwirkungen", 3. Ausgabe 1997, herausgegeben vom VDEW

7) "Grundzüge zum Erzeugungsmanagement zur Umsetzung des § 4 Abs. 3 EEG (Stand vom 27.02.2006)", herausgegeben vom VDN

8) Siehe Technische Richtlinie "Technische Anschlussbedingungen Mittelspannung", herausgegeben vom BDEW.

9) Siehe Technische Richtlinie "Technische Anschlussbedingungen Mittelspannung", herausgegeben vom BDEW.

10) "Richtlinie für digitale Schutzsysteme", 1. Ausgabe November 2003, herausgegeben vom VDN

11) TransmissionCode 2007 "Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber", August 2007, herausgegeben vom VDN

12) MeteringCode 2006, herausgegeben vom VDN

13) DIN VDE 0105 - 100 (EN 50110-1) "Betrieb von elektrischen Anlagen"

14) BGV A3 "Elektrische Anlagen und Betriebsmittel"

15) DIN EN 45011 "Allgemeine Anforderungen an Stellen, die Produktzertifizierungssysteme betreiben", März 1998

16) Anhang B der "Technischen Richtlinie für Windenergieanlagen" Teil 3: Bestimmung der Elektrischen Eigenschaften - Netzverträglichkeit (EMV) -

17) DIN VDE 0105 - 100 (EN 50110-1) "Betrieb von elektrischen Anlagen"

18) DIN EN 60909-0 (VDE 0102) "Kurzschlussströme in Drehstromnetzen"

19) "Technische Regeln zur Beurteilung von Netzrückwirkungen", 2. Ausgabe 2007, herausgegeben vom VDN

20) Anhang B der "Technische Richtlinie für Windenergieanlagen" Teil 3: Bestimmung der elektrischen Eigenschaften - Netzverträglichkeit (EMV) -

21) DIN EN 60909-0 (VDE 0102) "Kurzschlussströme in Drehstromnetzen"

22) Anhang B der "Technischen Richtlinie für Windenergieanlagen" Teil 3: Bestimmung der Elektrischen Eigenschaften - Netzverträglichkeit (EMV) -

23) Anhang B der "Technischen Richtlinie für Windenergieanlagen" Teil 3: Bestimmung der Elektrischen Eigenschaften - Netzverträglichkeit (EMV) -

24) "Technische Regeln zur Beurteilung von Netzrückwirkungen", 2. Ausgabe 2007, herausgegeben vom VDN

25) Anhang B der "Technischen Richtlinie für Windenergieanlagen" Teil 3: Bestimmung der Elektrischen Eigenschaften - Netzverträglichkeit (EMV) -

26) "Technische Regeln zur Beurteilung von Netzrückwirkungen", 2. Ausgabe 2007, herausgegeben vom VDN

	Spannungsänderung in %
	UW SS	VP WKA	VP PV
BMA (cos Φ = 1)	-0,03	-0,03	-0,03
WKA (cos Φ = 1)	-0,13	-1,12	-1,12
PV (cos Φ = 0,95 _untererregt)	0,18	-0,06	-0,66
Summe	+0,02	-1,21	-1,81

Ordnungszahl	i_vzul	I_vAzul	(I_v /I_r)_WR	I_vWR	I_vPV-Anlage
υ	A/MVA	A	%	A	A

Ungerade
5	0,029	0,062	0,4	0,026	0,052
7	0,041	0,088	0,65	0,042	0,084
11	0,026	0,056	0,3	0,019	0,038
13	0,019	0,041	0,3	0,019	0,038
17	0,011	0,024	0,15	0,01	0,02
19	0,009	0,019	0,1	0,006	0,012
23	0,006	0,013	-	-	-

Gerade
2	0,015	0,032	0,1	0,006	0,024
4	0,008	0,017	0,05	0,003	0,006
6	0,005	0,011	0,05	0,003	0,006

2 km NA2XS2Y 3 x 1x 150 mm²:		X' =0,122 Ω /km	R' = 0,211 Ω /km
X_K = 0,24 Ω	R_K = 0,42 Ω

beantragte Anschlusswirkleistung:	20 MW
voraussichtliche Jahresenergie:	40.000 MWh
beantragter Eigenbedarf:	30 kW
genutzte Energie:	[x]	Wind
	[ ]	Wasser
	[ ]	Biomasse
	[ ]	Photovoltaik
	[ ]	......................

Hersteller: Windpower		Typ WEA 2000 ...
Bemessungsscheinleistung		S_rE = 2,2 MVA
Anzahl der Erzeugungseinheiten		10 Stück
Generator:	Asynchronmaschine
	Synchronmaschine
	Bemessungsspannung		690 V

Anlagen:	Lageplan, Anlage .....................................................................................................................
	Übersichtsskizze, Anlage .........................................................................................................

I''_k / I_rE1	U = 0	U = 30 % U_c	U = 80 % U_c
t = 0s	3,0	2,0	1,0
t = 150ms	1,0	1,0	1,0
t = 1000ms	1,0	1,0	1,0

das Mittelspannungsnetz
den Generator
Hersteller	SBC...Typ...AFB 700...
Einstellbereich	Frequenzsteigerung f>	50 - 52 Hz		0 - 10 s *)
	Frequenzrückgang f<	47 - 50 Hz		0 - 10 s *)
	Spannungssteigerung U>>	1,0 - 1,3 p.u.		0 - 5 s *)
	Spannungsrückgang U<	0,1 - 1,0 p.u.		0 - 5 s *)
	Spannungsrückgang U<<	0,1 - 1,0 p.u.		0 - 5 s *)
*) Die Summe aus Eigenzeit der Entkupplungsschutzeinrichtung und Schalteinrichtung beträgt 100 ms.
Maschinentransformator:
OS-Seite	Bemessungsspannung:	U_rT-OS =	20 kV
	Bemessungsleistung:	S_rT-OS1 =	2,5 MVA
	Stufenschalter max.	U_max1 =	21 kV
	Stufenschalter min.	U_min1 =	19 kV
	Anzahl der Stufen:		3
US-Seite	Bemessungsspannung:	U_rT-US =	0,69 kV
	Bemessungsleistung:	S_rT-US =	2,5 MVA
Schaltgruppe		Dy5
Kurzschlussspannung bei Mittelstellung des Stufenschalters: 6 %

gesamte Kabellänge:	22 km
Typ, Querschnitt des Kabels:	NA2XS(F)2Y, 800 mm²
gesamte Kabellänge:	2x8 km
Typ, Querschnitt des Kabels:	NA2XS(F)2Y, 150-500 mm²
	2x3km
gesamte Freileitungslänge:	.... km
Typ, Querschnitt der Leitung:	....
Prinzipieller Aufbau des Windparknetzes:

Sammelschiene 1:	Abgänge zur Versorgung der Stadt Müllerdorf
Sammelschiene 2:	Abgang zum bestehenden 6-MW-Windparks WP1 Einspeisung des neuen 20-MW-Windparks

Verschiebungsfaktor	Wirkleistung MW	Blindleistung MVA	Scheinleistung MVA	cos Φ	sin Φ	Δ u_SS %
0,9_untererregt	26,00	9,69	27,75	0,94	0,35	-4,50
0,95_untererregt	26,00	6,57	26,82	0,97	0,25	-2,87
1	26,00	0,00	26,00	1,00	0,00	0,59
0,95_übererregt	26,00	-6,57	26,82	0,97	-0,25	4,04
0,9_übererregt	26,00	-9,69	27,75	0,94	-0,35	5,67

Ordnungszahl	iυ _zul	Iυ _Azul	(Iυ ,/I_r)W_EA	Iυ _WP
υ	A/MVA	A	%	A

Ungerade
3	0,029	3,85	0,1	0,20
5	0,029	3,85	0,3	0,60
7	0,041	5,44	0,5	1,00
9	0,026	3,45	0,1	0,20
11	0,026	3,45	0,3	0,60
13	0,019	2,52	0,1	0,20
15	0,011	1,46	-	-
17	0,011	1,46	-	-
19	0,009	1,19	-	-
21	0,006	0,80	-	-
23	0,006	0,80	-	-

Gerade
2	0,015	1,99	0,2	1,27
4	0,008	1,00	0,1	0,20
6	0,005	0,66	0,1	0,20
8	0,004	0,50	0,1	0,20
10	0,003	0,40	0,1	0,20
12	0,003	0,33	0,1	0,20
14	0,002	0,28	0,1	0,20

Umschaltung auf Fehlerbetrieb:	Spannung < 0,65 U_n
Umschaltung zurück auf Normalbetrieb:	Spannung ≥ 0,9 U_n