umwelt-online: TransmissionCode 2007 - Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsbetreiber (1)

TransmissionCode 2007 - Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsbetreiber *)

Vom 17. März 2009
(BAnz. Nr. 67a vom 06.05.2009 S. 5)

(1) In Deutschland erfolgt die Nutzung der elektrischen Stromnetze nach dem System des regulierten Netzzugangs. Der vorliegende TransmissionCode 2007 entstand durch Weiterentwicklung des auf Basis des verhandelten Netzzuganges formulierten TransmissionCodes 2003 [Q13] durch Anpassung an die neuen energiepolitischen Rahmenbedingungen.

(2) Unter den Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) sind die Regeln zusammengefasst, die die wirtschaftliche und verfahrenstechnische Grundlage der Netznutzung bilden und der technischbetrieblichen Koordination zwischen den systemverantwortlichen ÜNB und den Netznutzern dienen.

(3) Zu den rechtlichen Rahmenbedingungen des TransmissionCodes zählen zum Beispiel die EG-Verordnung 1228/2003 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel auf internationaler Ebene [Q4] inklusive der Leitlinien zum Engpassmanagement [Q4] sowie das Zweite Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts am 07. Juli 2005 (EnWG) [Q1] und die entsprechenden Verordnungen auf Basis der Richtlinie 2003/54/EG über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt [Q3] sowie das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) [Q6].

(4) Gemäß § 19 EnWG sind die ÜNB verpflichtet, Mindestanforderungen festzulegen und im Internet zu veröffentlichen. Außerdem sind Netzbetreiber nach § 20 EnWG verpflichtet, diskriminierungsfreien Netzzugang zu gewähren und entsprechende Bedingungen für den Netzzugang zu veröffentlichen.

(5) Hintergrund des TransmissionCodes sind außerdem die innerhalb der UCTE festgelegten Regeln des "UCTE Operation Handbook" (UCTE-OH) [Q15] sowie beim VDN entwickelte und den aktuellen Marktbedingungen angepasste Regelwerke.

(6) Viele Regelungen aus dem TransmissionCode 2003 [Q13], der auf Grundlage der Verbändevereinbarung Strom II plus entwickelt wurde, werden auch unter dem neuen rechtlichen Rahmen des EnWG [Q1] fortgeführt. Wesentliche Regelungen ergeben sich auch direkt aus dem Energiewirtschaftsgesetz und den Verordnungen bzw. durch Festlegungen der BNetzA.

(7) Nach dem EnWG und unter Berücksichtigung des Artikels 9 der EG-Binnenmarktrichtlinie vom 26. Juni 2003 [Q4] sind Betreiber der Übertragungsnetze verpflichtet, ein sicheres, zuverlässiges und effizientes Elektrizitätsnetz zu unterhalten. Daher orientieren sich die technischen Regeln im TransmissionCode an einem störungsfreien Betrieb des Übertragungsnetzes und der Beherrschung von Störungen. Auf dieser Grundlage werden u.a. der grenzüberschreitende Austausch von elektrischer Leistung zwischen den synchron betriebenen Übertragungsnetzen sowie die diskriminierungsfreie Datenbereitstellung gehandhabt. Außerdem gewährleisten die ÜNB die vollständige Aufnahme von Strom aus Regenerativanlagen und eine bundesweite Verteilung gemäß EEG [Q6].

(8) Alle diese Aufgaben können nur bei Einhaltung technischer Mindestanforderungen und Verfahrensregeln für Zugang und Nutzung der Netze erfüllt werden.

(9) Nach dem Grundsatz der Subsidiarität können diese Mindestanforderungen durch die einzelnen ÜNB in begründeten Fällen detailliert werden.

(10) Der vorliegende TransmissionCode 2007 ersetzt den TransmissionCode 2003 - Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber [Q13]. Die entsprechenden aktuellen Regelungen für das Verteilungsnetz sind dem DistributionCode 2007 [Q12] zu entnehmen.

(11) Der TransmissionCode wird regelmäßig überprüft und bei Bedarf aktualisiert. Er unterliegt einer kontinuierlichen Weiterentwicklung entsprechend dem jeweiligen Stand der technischen sowie energiewirtschaftlichen Entwicklungen und der organisatorischen Regelungen nach den jeweils geltenden gesetzlichen Grundlagen.

(12) Die im Text kursiv dargestellten Begriffe sind im Kapitel 9 definiert. In eckigen Klammern sind Verweise auf entsprechende Literaturstellen des Kapitels 10 angegeben.

(1) Das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) vom 7. Juli 2005 [Q1] verpflichtet in § 13 die ÜNB zur Wahrnehmung der Systemverantwortung. Die ÜNB haben ein gemeinsames Verständnis für die Umsetzung der Systemverantwortung nach § 13 EnWG entwickelt. Dieses basiert auf folgenden Grundsätzen:

(2) Nach Maßgabe des EnWG sind zunächst netzbezogene und sodann marktbezogene Maßnahmen durch die ÜNB durchzuführen.

(3) Die möglichen netzbezogenen und marktbezogenen Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 EnWG sind in Anhang A.1 dargestellt.

(4) Auf Grund der gesetzlich klar geregelten Reihenfolge wird der ÜNB zuerst die Maßnahmen, die in § 13 Abs. 1 EnWG festgelegt sind, einleiten bzw. durchführen. Reichen die eingeleiteten oder die prinzipiell zur Verfügung stehenden Maßnahmen oder die Zeit bis zu ihrem Wirksamwerden nicht aus, so ist der ÜNB nach § 13 Abs. 2 EnWG berechtigt, sämtliche Stromeinspeisungen, Stromtransite und Stromabnahmen anzupassen oder eine Anpassung zu verlangen.

(5) Gemäß § 14 Abs. 1 EnWG gelten die Regelungen des § 13 EnWG für VNB hinsichtlich ihrer Verteilungsaufgaben in ihrem Netz entsprechend. Die Eigenverantwortlichkeit des VNB für sein Verteilungsnetz bleibt unberührt.

(6) Zur Erfüllung der Verpflichtung des ÜNB nach § 13 EnWG schließt dieser in der Regel vertragliche Regelungen mit den betroffenen VNB. Der VNB führt Unterstützungsmaßnahmen im Auftrag des ÜNB durch.

(7) Alle VNB (direkt am ÜNB angeschlossene und nachgelagerte VNB) sind nach § 14 Abs. 1a EnWG verpflichtet, den ÜNB nach dessen Vorgaben durch eigene Maßnahmen zu unterstützen.

(8) Den ÜNB obliegt im Rahmen der Systemführung und ihrer Systemverantwortung die Bewertung des Systemzustandes. Um alle notwendigen Informationen zur Bewertung des Systemzustandes zu erlangen, sind die in der Regelzone angeschlossenen VNB, Erzeuger und Lieferanten von Energie nach § 12 Abs. 4 EnWG verpflichtet, die vom ÜNB benötigten Informationen zur Verfügung zu stellen.

(9) Die in den nachstehenden Abschnitten beschriebenen Konzepte der Netzbetreiber zur operativen Realisierung dieser Maßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG gegenüber Netzkunden (direkt angeschlossenen und nachgelagerten VNB, Verbrauchern und Erzeugern) sollen in die unter Absatz 6 und Abschnitt 2.4 Absatz 1 aufgeführten vertraglichen Regelungen aufgenommen werden ¹⁾.

Schwerpunkte dabei sind die schnelle Wirksamkeit der Maßnahmen und gegenseitige Bereitstellung der dazu benötigten Informationen (z.B. durch Einbindung in die Leittechnik).

(1) Zu den Anpassungen in konkreten Situationen, die nach Einschätzung des ÜNB bei gleicher physikalischer Wirkung den geringst möglichen Eingriff nach § 13 Abs. 2 EnWG darstellen: Ist noch nicht belegt ²⁾.

2.2.1 Anpassungen zur Aufrechterhaltung oder Wiederherstellung der Systembilanz

(1) Für die Aufrechterhaltung der Systembilanz ist der ÜNB verantwortlich. Die Systembilanz wird im Verbundbetrieb durch Einhaltung des Leistungsgleichgewichtes in jeder Regelzone sichergestellt. Sie kann insbesondere gefährdet sein bei:

(2) Aus Gründen der Diskriminierungsfreiheit müssen bei Gefährdungen oder Störungen der Systembilanz möglichst alle Erzeuger, Transiteure und Verbraucher in der Regelzone gleichermaßen herangezogen werden, soweit dies technisch möglich oder verfahrenstechnisch verantwortbar und die Eignung gleichermaßen gegeben ist. Mögliche Anpassungen sind:

2.2.2 Anpassungen zur Aufrechterhaltung oder Wiederherstellung der Netzsicherheit

(1) Die Netzsicherheit wird überwiegend durch die lokalen Verhältnisse im Übertragungs- oder Verteilungsnetz beeinflusst. Gefährdungen oder Störungen der Netzsicherheit können insbesondere hervorgerufen werden durch:

(2) Für die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung trägt jeweils der Netzbetreiber die Verantwortung, in dessen Netz die Verletzung der Netzsicherheit vorliegt. Ist die Netzsicherheit im Übertragungsnetz lokal durch Abnahmen oder Einspeisungen gefährdet oder gestört, so muss der ÜNB lokal geeignete Maßnahmen zur Beseitigung ergreifen. Alle Anpassungen erfolgen grundsätzlich in der Reihenfolge der größten Wirksamkeit zur Aufrechterhaltung oder zur Wiederherstellung der Netzsicherheit. Anpassungsanforderungen ergehen an die VNB durch den ÜNB in der Regel differenziert nach galvanisch getrennten Verteilungsnetzen oder - soweit dies technisch möglich oder verfahrenstechnisch verantwortbar und die Eignung gleichermaßen gegeben ist - bezogen auf konkrete Netzanschlusspunkte.

(3) Ist die Netzsicherheit im Übertragungsnetz hingegen durch Lastflüsse, hervorgerufen durch Transite, gefährdet oder gestört, so muss der ÜNB geeignete Maßnahmen zur Beseitigung ergreifen. Mögliche Anpassungen sind:

(1) Für die Anforderung der Anpassungen durch den ÜNB und die Durchführung bei den VNB, BKV (u.a. Stromhändler) oder direkt angeschlossenen Erzeuger/Letztverbrauchern gilt entsprechend Können und Vermögen folgende Reihenfolge (analog auch von VNB zu nachgelagerten VNB operativ umzusetzen):

(3) Alle Schritte zur Durchführung und Rücknahme von Anpassungen sind nach Abschnitt 2.2.5 zu dokumentieren. Die Maßnahmen der VNB, die unabhängig von den Anforderungen des ÜNB in den Verteilungsnetzen gemäß § 14 Abs. 1 Satz 1 EnWG durchgeführt werden, bleiben hiervon unberührt.

(1) Gemäß § 13 Abs. 2 EnWG sind bei einer erforderlichen Anpassung von Stromeinspeisungen und Stromabnahmen insbesondere die betroffenen VNB und Stromhändler soweit möglich vorab zu informieren.

(2) Bei der Anwendung von Anpassungen nach § 13 Abs. 2 EnWG wird durch den ÜNB die folgende zeitliche Informations- und Nachweiskette realisiert:

(3) Für die Erfüllung der Berichts- und Informationspflichten werden die gesetzlichen Anforderungen entsprechend Tabelle 2.1 definiert. Hierin sind die wesentlichen Inhalte der Informationen enthalten. Dies gilt insbesondere für die Angabe von Gründen, die sich auf die vom jeweiligen ÜNB unmittelbar feststellbaren Ursachen beziehen. Ursachenketten werden von den ÜNB nicht entwickelt. Dies ist Bestandteil einer nachgelagerten Störungsaufklärung.

Tabelle 2.1: Informations- und Nachweiskette bei Anpassungen gemäß § 13 Abs. 2 EnWG

(4) Sollten die durchgeführten Anpassungen nicht ausreichen, eine Störung des lebenswichtigen Bedarfes abzuwenden, gelten gemäß § 13 Abs. 6 EnWG weiter reichende Informationspflichten.

(5) Zur Erfüllung dieser Informationspflicht ist ein entsprechendes Formblatt als Anhang A.6 beigefügt.

2.2.5 Anforderungen an die Dokumentation bei Anpassungen nach § 13 Abs. 2 EnWG

(1) Um im Nachhinein eine möglichst lückenlose Dokumentation aller zum Zeitpunkt von Entscheidungen vorliegenden Informationen des ÜNB zu haben, müssen nach Können und Vermögen der IST-Zustand und alle durchgeführten Maßnahmen zur Erreichung des SOLL-Zustandes nach § 13 Abs. 1 EnWG in Betriebsprotokollen, Tagesberichten o.ä. festgehalten werden. Es ist auch zu dokumentieren, wenn aus zeitlichen Gründen die operative Anwendung nicht möglich oder keine Maßnahmen vorhanden sind.

(2) Nach Möglichkeit sollen durch ein Abbild des aktuellen Netzzustandes (Snapshot) wichtige Informationsinhalte vor Aktivierung von Anpassungen archiviert werden.

(3) Die zur Anforderung einer Anpassung notwendige telefonische Aufforderung zum Handeln ist im Betriebsprotokoll, Tagesbericht o.ä. zu dokumentieren. Nachfolgend erhalten die VNB, BKV (u.a. Stromhändler) und direkt angeschlossenen Erzeuger/Letztverbraucher eine schriftliche Anforderung über die Anpassung inklusive Nennung des Grundes (Schlagwort per Fax oder E-Mail). Die erfolgte Durchführung ist durch sie schriftlich zu bestätigen (siehe Anhänge E.3 und E.4).

(4) Die Wirksamkeit der Anpassungen soll aus den regelmäßigen, automatisch abgelegten Betriebsinformationen bzw. händisch archivierten Snapshots nachvollziehbar sein.

(5) Die zur Rücknahme einer Anpassung notwendige telefonische Anforderung ist im Betriebsprotokoll, Tagesbericht o.ä. zu dokumentieren. Nachfolgend erhalten die VNB, BKV (u.a. Stromhändler) und direkt angeschlossenen Erzeuger/Letztverbraucher ebenfalls eine schriftliche Anforderung über die Aufhebung bzw. Teilaufhebung der Anpassung. Die erfolgte Durchführung ist durch sie schriftlich zu bestätigen. Der Zeitpunkt des Erreichens des normalen Betriebszustandes ist ebenfalls geeignet zu dokumentieren.

2.3 Erkennung von möglichen Gefährdungen oder Störungen im Übertragungsnetz

(1) Der ÜNB benötigt zur Erkennung von möglichen Gefährdungen oder Störungen im Übertragungsnetz nach Abschnitt 2.3.1 und 2.3.2 und zur Anforderung von geeigneten Anpassungen gemäß § 13 Abs. 2 EnWG Informationen aus den Verteilungsnetzen und von direkt angeschlossenen Erzeugern / Letztverbrauchern.

(2) Die Erkennung von Gefährdungen spätestens am Vortag beruht auf Daten für den (die) Folgetag(e) und durchgeführten Berechnungen gemäß Tabelle 2.2:

(3) Die Erkennung von Gefährdungen oder Störungen am laufenden Tag beruht auf der Überwachung von Daten und Durchführung von Berechnungen gemäß Tabelle 2.3:

Tabelle 2.3: Daten und Berechnungen zur Erkennung von Gefährdungen oder Störungen am laufenden Tag

(1) Die in den vorangegangen Kapiteln beschriebenen Konzepte erfordern teilweise technische Einrichtungen in den Netzen und Erweiterungen des Datenaustausches zwischen VNB/Erzeugern und ÜNB. Die aus diesen Konzepten abzuleitenden Anforderungen und die daraus resultierende Kostentragung sind zwischen den Vertragspartnern abzustimmen und im Wege einer Vereinbarung zu regeln.

(1) Die nachfolgend beschriebenen technischen Mindestanforderungen an den Netzanschluss von Erzeugungsanlagen, ElektrizitätsVerteilungsnetzen, Anlagen direkt angeschlossener Kunden und Verbindungsleitungen zu anderen Netzen dienen als Grundlage für die Auslegung und den Betrieb der Netzanschlussanlage.

(2) Sie haben zum Ziel, unter Beachtung physikalischer Gesetzmäßigkeiten und technischer Restriktionen den sicheren und zuverlässigen Betrieb des Übertragungsnetzes und aller angeschlossenen Kundenanlagen zu gewährleisten, Beeinflussungen und unvermeidliche Beeinträchtigungen in der Wechselwirkung der Kundenanlage sowohl mit dem Übertragungsnetz als auch untereinander zu minimieren und im Falle von Störungen oder Gefährdungen die Ausweitung der Störung zu verhindern, die Auswirkungen zu minimieren und einen schnellstmöglichen Übergang in einen erneuten sicheren und zuverlässigen Betriebszustand zu ermöglichen.

(3) Wenn die Kundenanlage oder auch nur Teile davon in das Übertragungsnetz technisch eingebunden sind, haben die Betreiber der Kundenanlage sicher zu stellen, dass alle Anforderungen der Netzanschluss- und Netzzugangsregeln eingehalten werden.

(1) Die Eigentumsgrenze des Netzanschlusses wird einvernehmlich zwischen dem ÜNB und dem Anschlussnehmer unter Beachtung der Vorgaben des Netzbetreibers festgelegt. Einzelheiten hierzu sind vertraglich zu regeln.

(2) Es gelten die technischen Regelungen zum Zeitpunkt des Abschlusses des Netzanschlussvertrages. Die jeweils aktuellen Regelungen finden bei Neuanlagen oder wesentlichen Änderungen der Anschlussparameter sowie im Fall einer rechtlichen Anpassungspflicht Anwendung.

(3) Der ÜNB prüft im Auftrag des Anschlussnehmers, ob die am bestehenden oder geplanten Netzanschlusspunkt vorherrschenden Netzverhältnisse (bereitstellbare Netzanschlusskapazität, Netzkurzschlussleistung etc.) ausreichen. Hierzu gehört die Prüfung, dass Anlagen ohne Gefährdung anderer Anlagen und ohne unzulässige Netzrückwirkungen (Stabilität, Flicker, Oberschwingungen, Spannungssprünge, Überschreitung von Kurzschlussgrenzwerten) an seinem Netz betrieben und die in sein Netz eingespeiste elektrische Leistung/Arbeit übertragen werden kann. Es sind die in EN 50160 [Q9] und in den Grundsätzen der Netzrückwirkungen [Q10] festgelegten Werte zur Spannungsqualität in unterlagerten Netzen zu berücksichtigen.

(4) Der Anschlussnehmer/Anschlussnutzer stellt dem ÜNB alle zur Beurteilung des Netzanschlusses erforderlichen technischen Daten (z.B. Nennleistungen, Leistungsgradienten, Blindleistungsbedarf, Netzrückwirkungen etc.) zur Verfügung und wirkt bei der Findung technischer Lösungen partnerschaftlich mit.

(5) Der Anschluss der Kundenanlage hat zur Bedingung, dass das (n-1)-Kriterium entsprechend Kapitel 6 für das Netz des ÜNB in jedem Fall erhalten bleibt. Hiervon ausgenommen ist die (n-1)-sichere Ausführung der Anschlussleitung zwischen der Kundenanlage und dem Netzanschlusspunkt. Diese bedarf gesonderter Vereinbarungen mit dem Anschlussnehmer/Anschlussnutzer im Einzelfall.

(6) Reichen die Netzverhältnisse am Netzanschlusspunkt aus, die Kundenanlage unter oben genannten Bedingungen zu betreiben, gibt der ÜNB in Abstimmung mit dem Anschlussnehmer/Anschlussnutzer das zur Aufrechterhaltung eines ordnungsgemäßen Systembetriebes erforderliche Netzanschlusskonzept vor.

(7) Sofern technische Anforderungen für den Anschluss der Kundenanlage an das Übertragungsnetz seitens des Netzes nicht erfüllt werden können (z.B. Kurzschlussleistung am Netzanschlusspunkt), ist dies durch den ÜNB in Form von Berechnungen nachzuweisen und zu begründen.

(8) Sind die Netzverhältnisse (z.B. Netzanschlusskapazität, Netzkurzschlussleistung) am Netzanschlusspunkt für einen bestimmungsgemäßen und rückwirkungsarmen Betrieb der Kundenanlage nicht ausreichend, so berät sich der ÜNB mit dem Anschlussnehmer/Anschlussnutzer über Anpassungsmaßnahmen an der Kundenanlage. Falls der Netzanschlusspunkt nicht geeignet ist, schlägt der ÜNB Maßnahmen zur Schaffung der Eignung des Netzanschlusspunktes bzw. den nächstgelegenen geeigneten Netzanschlusspunkt vor.

(9) Der ÜNB gibt dem Anschlussnehmer/Anschlussnutzer das Netzanschlusskonzept vor und begründet es nachvollziehbar. Hierbei sind unter Anderem folgende technische Daten abzustimmen:

(10) Bei der Festlegung der Netzanschlusskonzepte ist der technische Beurteilungsrahmen entsprechend Kapitel 6 zu berücksichtigen.

(11) Bezüglich des Netzanschlusses und der Anschluss- und Netznutzung werden die erforderlichen vertraglichen Vereinbarungen geschlossen.

(12) Der Nachweis der zwischen Anschlussnehmer/Anschlussnutzer und ÜNB vertraglich festgelegten Eigenschaften muss in bilateral zu vereinbarendem Umfang (z.B. durch Prüfungen) erbracht werden.

(13) Das vom Anschlussnehmer/Anschlussnutzer eingesetzte Personal für den Betrieb der Höchst- und Hochspannungsanlagenteile muss eine geeignete Qualifikation (gemäß VDE 0105 [Q11]) aufweisen sowie jederzeit für den ÜNB erreichbar sein.

(14) Technische Änderungen im Verantwortungsbereich des ÜNB oder des Anschlussnehmers/Anschlussnutzers mit wesentlichen Auswirkungen auf die bislang getroffenen Vereinbarungen sind bilateral neu vertraglich zu regeln.

(1) An die in das Übertragungsnetz einspeisenden Erzeugungseinheiten werden bestimmte Anforderungen (siehe Abschnitt 3.2) gestellt. Deren Einhaltung und die zugehörigen kommerziellen Rahmenbedingungen werden durch entsprechende bilaterale Verträge sichergestellt. Dazu sind Verträge zwischen dem zuständigen Netzbetreiber und dem Anschlussnehmer/Anschlussnutzer unter Berücksichtigung dieses TransmissionCodes abzuschließen.

(2) Erzeugungseinheiten müssen, um an das Übertragungsnetz angeschlossen werden zu können, technische Mindestanforderungen erfüllen.

(3) Die für den sicheren Betrieb des Übertragungsnetzes erforderlichen Systemdienstleistungen erbringt der ÜNB. Der Betreiber der Erzeugungseinheit muss entsprechende Vorleistungen anbieten.

(1) Alle technischen Einrichtungen zum Anschluss der Erzeugungseinheit müssen im Sinne des § 49 EnWG [Q1] den gesetzlichen und behördlichen Bestimmungen und den allgemein anerkannten Regeln der Technik (IEC-, EN- und VDE-Bestimmungen, DIN-Normen, Unfallverhütungsvorschriften, etc.) sowie den Planungs- und Betriebsgrundsätzen des ÜNB entsprechen. Netzbetreiber sind gemäß § 19 EnWG [Q1] verpflichtet, technische Mindestanforderungen festzulegen und zu veröffentlichen.

(2) Falls mehrere Netzanschlüsse vorhanden sind, ist eine Verbindung der Anschlüsse über das Eigenbedarfsnetz der Erzeugungseinheit auch für kurzzeitige Umschaltmaßnahmen nur nach Abstimmung mit dem ÜNB zulässig. Die Verantwortung für Auswirkungen auf die Erzeugungseinheit liegt beim Anschlussnehmer/Anschlussnutzer.

(3) Entsprechend vertraglicher Vereinbarungen errichtet der ÜNB die Anlagen des Netzanschlusses in seinem Verantwortungsbereich, in die die Anschlussleitungen der Erzeugungseinheit eingeführt werden.

(1) Für das Zuschalten des Generators sind nachfolgende Betriebszustände zu berücksichtigen und entsprechende Synchronisierungs- bzw. Parallelschalteinrichtungen vorzusehen:

(1) Der elektrische Schutz der Erzeugungseinheit ist den betrieblichen Steuerungen (z.B. Spannungsregler, Erregereinrichtung) überlagert und trennt die Erzeugungseinheit bei unzulässigen Betriebszuständen vom Netz.

(2) Die relevanten Schutzkonzepte und Einstellwerte für die elektrischen Schutzeinrichtungen im Netz und in der Erzeugungseinheit müssen zwischen den ÜNB und Betreibern der Erzeugungseinheit abgestimmt werden. Hierbei sind u.a. folgende Punkte zu beachten:

(1) Es müssen technische Einrichtungen vorgesehen werden, um Informationen in Echtzeit oder verzögert mit einem Zeitstempel versehen, auszutauschen. Der Umfang und die Art des Signalaustausches sind bilateral festzulegen. Hierzu zählen u.a. folgende Informationen:

(1) Für die von der Erzeugungseinheit geforderte Abgabeleistung an das Netz gemäß der Bilder 3.1 und 3.2 darf nur nach Vereinbarung mit dem ÜNB abgewichen werden.

(2) Jede Erzeugungseinheit muss mit reduzierter Leistungsabgabe betrieben werden können. Die Höhe der Mindestleistung wird bilateral zwischen dem Betreiber der Erzeugungseinheit und dem ÜNB vereinbart.

(3) Es müssen Leistungsänderungsgeschwindigkeiten von mindestens 1 %/min bezogen auf die Nennleistung über den gesamten Bereich zwischen Mindestleistung und Dauerleistung möglich sein. Kraftwerksspezifische Eigenheiten (z.B. zur Berücksichtigung von Mühlenschalt- oder Beharrungspunkten) werden berücksichtigt. Im Falle der Erbringung von Vorleistungen können diese Anforderungen gemäß Präqualifikation hiervon abweichen.

(4) Die Erzeugungseinheit darf bei Frequenzverläufen oberhalb der in Bild 3.2 stark ausgezeichneten Linie ihre vorgegebene Wirkleistungsabgabe nicht verringern, auch wenn sie mit Nennleistung betrieben wird.

Bild 3.1: Anforderungen an die Abgabeleistung der Erzeugungseinheiten an das Netz für bestimmte Zeitdauern in Abhängigkeit von Netzfrequenz und Netzspannung

(quasistationäre Betrachtung, d. h. Frequenzgradient < 0,5 %/min; Spannungsgradient 5 %/min)

Bild 3.2: Anforderungen an die Abgabeleistung der Erzeugungseinheiten an das Netz im dynamischen Kurzzeitbereich

(1) Jede Erzeugungseinheit mit einer Nennleistung von > 100 MW muss zur Abgabe von Primärregelleistung fähig sein. Dies ist Voraussetzung für einen Anschluss an das Netz. Der ÜNB ist berechtigt, einzelne Erzeugungseinheiten von dieser Pflicht zu befreien (z.B. siehe Kapitel 3.3.13.6).

(2) Erzeugungseinheiten mit einer Nennleistung von < 100 MW können nach Vereinbarung mit dem ÜNB ebenfalls zur Sicherstellung der Primärregelung herangezogen werden.

(4) Alle Erzeugungseinheiten, die den notwendigen technischen und betrieblichen Anforderungen gemäß des Präqualifikationsverfahrens (siehe Anlage D) entsprechen und einen Rahmenvertrag zur Erbringung von Vorleistungen abgeschlossen haben, sind zur Vermarktung der Primärregelleistung berechtigt.

(5) Beteiligt sich eine Erzeugungseinheit nicht an der Bereitstellung der Primärregelleistung, muss diese dennoch - auch wenn sie nicht primärregelfähig ist - ab einer Netzfrequenz von 50,2 Hz eingreifen und die Leistung reduzieren (siehe Bild 3.1). Diese Erzeugungseinheit beteiligt sich dann mit einer Statik im Bereich von 4 bis 8 % am Abbau des Leistungsüberschusses.

(1) Alle Erzeugungseinheiten, die den notwendigen technischen und betrieblichen Anforderungen gemäß des Präqualifikationsverfahrens (siehe Anlage D) entsprechen und einen Rahmenvertrag zur Erbringung von Vorleistungen abgeschlossen haben, sind zur Beteiligung an der Sekundärregelleistung und Minutenreserve berechtigt.

(2) Anforderungen zu Sekundärregelreserve, Minutenreserve, Sekundärregelband, Leistungsänderungsgeschwindigkeit / -häufigkeit, Bereitstellungsdauer und technische Verfügbarkeit etc. werden vom ÜNB festgelegt (siehe Anhang D).

(1) Jede anzuschließende neue Erzeugungseinheit muss im Nennbetriebspunkt die Anforderungen gemäß Bild 3.3 am Netzanschlusspunkt erfüllen.

(2) Die Auswahl einer der in den Bildern 3.3a bis 3.3c möglichen Variante trifft der ÜNB auf Grund der jeweiligen Netzanforderungen. Der vereinbarte Blindleistungsbereich muss wiederholt innerhalb weniger Minuten durchfahren werden können und ist im Betriebspunkt P=PN zu erbringen. Änderungen der Blindleistungsvorgaben innerhalb des vereinbarten Blindleistungsbereiches müssen jederzeit möglich sein. Bei Bedarf kann der Netzbetreiber einen anderen Bereich festlegen.

(3) Im Bedarfsfall müssen in Abstimmung mit dem Betreiber der Erzeugungseinheit zusätzliche Einrichtungen in der Erzeugungseinheit vorgesehen werden, um eine Spannungs-/ Blindleistungsregelung im Gebiet des jeweiligen Netzbetreibers durchführen zu können.

.Bild 3.3a: Mindestanforderung an die netzseitige Blindleistungsbereitstellung von Erzeugungseinheiten für das Netz (Variante 1)

Bild 3.3b: Mindestanforderung an die netzseitige Blindleistungsbereitstellung von Erzeugungseinheiten für das Netz (Variante 2)

Bild 3.3c: Mindestanforderung an die netzseitige Blindleistungsbereitstellung von Erzeugungseinheiten für das Netz (Variante 3)

(1) Neben den Anforderungen für die Blindleistungsbereitstellung im Nennauslegungspunkt der Erzeugungseinheit (P=P_n) bestehen auch Anforderungen für den Betrieb mit einer Wirkleistungsabgabe kleiner der Nennwirkleistung (P_n).

(2) Dabei muss der Generator der Erzeugungseinheit in jedem möglichen Arbeitspunkt gemäß Leistungsdiagramm betrieben werden können. Die Blindleistungsbereitstellung am Netzanschlusspunkt entspricht auch bei reduzierter Wirkleistungsabgabe unter Berücksichtigung der Eigenbedarfsleistung und der Verluste an Maschinentransformator und Maschinenleitung dem vollen Umfang des Generator-Leistungsdiagramms.

(3) Jede sich daraus ergebende Blindleistungsbereitstellung muss unverzüglich von der Erzeugungseinheit erbracht werden können. Die Anforderung dazu kann sich je nach der Situation im Netz ergeben und eine vorrangige Bereitstellung von Blindleistung vor der Wirkleistungsabgabe bedeuten. Die Fahrweise wird zwischen dem Betreiber der Erzeugungseinheit und dem ÜNB abgestimmt.

(1) Die Auslegung des Maschinentransformators sowie das Überspannungsschutzkonzept sind mit dem ÜNB abzustimmen. Auf Anforderung des ÜNB ist der Maschinentransformator mit einem unter Last stufbaren Schalter auszustatten. Die Anforderungen zur Blindleistungsbereitstellung werden in diesem Fall über die Stufung des Maschinentransformators und über die direkt eingreifende Generatorspannungsregelung eingestellt.

(1) Die Generatorspannungsregelung muss bei Spannungsänderungen direkt eingreifen und den vorgegebenen Sollwert der Generatorspannung einregeln.

(1) Die Anforderungen für die Kriterien Frequenz, Stabilität und Netzspannung werden vom Netzbetreiber vorgegeben soweit es dem Schutz des Netzes und der Systemsicherheit dient.

(1) Bei Frequenzen zwischen 47,5 Hz und 51,5 Hz ist eine automatische Trennung vom Netz auf Grund der Frequenzabweichung gegenüber 50 Hz nicht zulässig. In Einzelfällen können nach Abstimmung zwischen dem Betreiber der Erzeugungseinheit und dem ÜNB auch abweichende Vereinbarungen getroffen werden.

(2) Bei automatischer Trennung vom Netz muss ein sicheres Abfangen der Erzeugereinheit auf Eigenbedarf gewährleistet sein.

(3) Eine Synchronisierung bzw. ein Parallelschalten der Generatoren muss im Netzfrequenzbereich von über 48,5 Hz bis unter 51,5 Hz möglich sein.

(1) Bei Verlust der statischen oder transienten Stabilität muss sich die Erzeugungseinheit automatisch vom Netz trennen, um mehrfaches Durchschlüpfen zu vermeiden.

(1) Bei sinkender Netzspannung und bei Gefahr einer Generatorüberlastung ist nach Vorgabe des ÜNB der Maschinentransformator, falls ein Stufenschalter vorhanden ist, in Richtung kleineres Übersetzungsverhältnis zu stufen und eventuell die Wirkleistungsabgabe zu reduzieren, um die Erzeugungseinheit in dieser außergewöhnlichen Situation möglichst lange am Netz zu halten und das Netz stützen zu lassen.

(2) Erst bei einer quasistationären Netzspannung < 85 % der Bezugsspannungen (380/220/110 kV) am Netzanschlusspunkt darf eine Trennung der Erzeugungseinheit vom Netz erfolgen, um ein sicheres Abfangen auf Eigenbedarf zu ermöglichen.

(1) Stabilitätsrelevante Kenngrößen der Turbosatzregelung, d.h. die resultierende Wirkung von Turbinen und Generatorregelung, sind zwischen dem Betreiber der Erzeugungseinheit und dem Netzbetreiber abzustimmen.

(1) 3-polige Netzkurzschlüsse im Nahbereich der Erzeugungseinheit dürfen bei Fehlerklärungszeiten bis 150 ms im gesamten Betriebsbereich des Generators nicht zur Instabilität führen, wenn die an der Schnittstelle "Netz - Erzeugungseinheit" netzseitig anstehende Anfangskurzschlusswechselstromleistung (S"_kN) nach Fehlerklärung größer ist als der 6-fache Zahlenwert der Summe der Nennwirkleistungen aller am Netzanschlusspunkt dieser Erzeugungseinheit galvanisch verbundenen Erzeugungseinheiten.

Im Einzelfall ist in Absprache mit dem Netzbetreiber durch spezielle Stabilitätsberechnungen zu untersuchen und zu begründen, unter welchen Bedingungen eine Erzeugungseinheit bei netzseitig anstehenden geringeren Netzkurzschlussleistung an das Netz angeschlossen werden kann.

(2) Unter den in Abs. 1 genannten Voraussetzungen dürfen kraftwerksnahe Kurzschlüsse nicht zum Trennen der Erzeugungseinheit vom Netz führen. Es darf keine automatische Eigenbedarfsumschaltung auf Reserve-Netzanschlüsse eingeleitet werden.

(3) Zur Beherrschung des Spannungseinbruchs im Eigenbedarf wird zugelassen, in Abstimmung mit dem Netzbetreiber eine kürzere Fehlerklärungszeit (mindestens 100 ms) zu Grunde zu legen, bei der sich die Erzeugungseinheit nicht vom Netz trennen darf. Voraussetzung hierfür ist, dass die kürzere Fehlerklärungszeit durch geeignete Schutz- und Schaltereinrichtungen bei konzeptgemäßer Funktion gewährleistet werden kann.

Anmerkung: Im Grenzbereich der Stabilität kann es auf Grund der dynamischen Wechselwirkungen zwischen Generator und Netz zu einem über die Fehlerdauer hinaus andauernden Spannungseinbruch an den Generatorklemmen und im Eigenbedarf der Erzeugungseinheit kommen (siehe auch [Q18]). Dies muss bei der Auslegung der Eigenbedarfsversorgung berücksichtigt werden, so dass die obige Forderung erfüllt wird.

(4) Bei Kurzschlüssen, bei denen die Generatorspannung unter Einbeziehung der Deckenspannung der Erregung nicht unter 85 % ihres Nennwertes absinkt, darf es auch bei Fehlerklärung in Endzeit des Netzschutzes von bis zu 5 Sekunden weder zu einer Eigenbedarfsumschaltung noch zu einer Trennung einer Erzeugungseinheit vom Netz kommen.

(1) Polrad bzw. Netzpendelungen treten im UCTE-Synchrongebiet derzeit erfahrungsgemäß mit Frequenzen von 0,2 bis 1,5 Hz auf. Diese dürfen weder zu einer Auslösung des Schutzes der Erzeugungseinheit noch zu einer Leistungsabsteuerung führen.

(2) Für Generatoren können nach gegenseitiger Absprache Einrichtungen zur Dämpfung von Polrad- bzw. Netzpendelungen vorgesehen werden, sofern der Netzbetreiber dies aus netztechnischen Gründen benötigt und anfordert.

(3) Durch diese Maßnahme ist sicherzustellen, dass bei einer oberspannungsseitig anstehenden Anfangskurzschlusswechselstromleistung (S"_kN) von mindestens dem 4-fachen Zahlenwert der Summe der Nennwirkleistungen aller am Netzanschlusspunkt dieser Erzeugungseinheit galvanisch verbundenen Erzeugungseinheiten und einer oberspannungsseitig anstehenden Spannung von mindestens der Nennspannung des Netzes die statische Stabilität für jeden innerhalb des Generatorleistungsdiagramms liegenden Betriebspunkt gewahrt und ein stationärer Betrieb möglich ist.

(4) Alle stabilitätsrelevanten Kenngrößen müssen zwischen dem Betreiber der Erzeugungseinheit und dem Netzbetreiber vereinbart werden.

(5) Die Turbosatzregelung darf nicht anfachend bezüglich Polrad- bzw. Netzpendelungen sein.

(1) Weitergehende Erläuterungen sind im VDN-Leitfaden "EEG-Erzeugungsanlagen am Hoch- und Höchstspannungsnetz" [Q16] detailliert beschrieben.

(1) Die Nennleistung einer Erzeugungsanlage im Sinne dieser Regelungen ergibt sich aus der Summe der unter einem Netzanschlusspunkt (Netzverknüpfungspunkt) zusammengefassten Einzelanlagen (Erzeugungseinheiten). Demzufolge ist z.B. für Windenergieanlagen die installierte Leistung eines gesamten Windparks als Nennleistung anzusehen (ggf. ist diese Summierung auf galvanisch getrennt betriebene 110-kV-Netzgruppen anzuwenden).

(1) Erzeugungseinheiten mit regenerativen Energiequellen müssen in der Wirkleistungsabgabe nach Vorgabe der ÜNB steuerbar sein, um gemäß § 13 Abs. 2 EnWG einer Gefährdung oder Störung des Systemgleichgewichtes entgegenzuwirken. Dabei muss die Leistungsabgabe bei jedem Betriebszustand und aus jedem Betriebspunkt auf einen vom Netzbetreiber vorgegebenen maximalen Leistungswert (Sollwert) reduziert werden können. Dieser Sollwert wird durch den Netzbetreiber am Netzanschlussknoten vorgegeben und entspricht einem Prozentwert bezogen auf die Netzanschlusskapazität. Die Reduzierung der Leistungsabgabe auf den signalisierten Wert muss mindestens mit 10 % der Netzanschlusskapazität pro Minute erfolgen, ohne dass die Anlage vom Netz getrennt wird.

(2) Alle EEG-Erzeugungseinheiten müssen im Betrieb bei einer Frequenz von mehr als 50,2 Hz die momentane Wirkleistung mit einem Gradienten von 40% der momentan verfügbaren Leistung des Generators je Hertz absenken (Bild 3.4).

Bild 3.4: Wirkleistungsreduktion bei Überfrequenz bei Erzeugungsanlagen mit regenerativen Energiequellen

(3) Bei Rückkehr der Frequenz auf einen Wert von f < 50,05 Hz darf die Wirkleistung wieder gesteigert werden, solange die aktuelle Frequenz 50,2 Hz nicht überschreitet. Diese Regelung wird dezentral (an jedem einzelnen Generator) ausgeführt. Der Unempfindlichkeitsbereich muss kleiner 10 mHz sein.

(4) Für Windenergieanlagen, die sich bei Überfrequenz vom Netz getrennt haben, wird zurzeit ein Konzept für das Wiederchronisieren mit dem Netz erarbeitet.

(1) Alle Erzeugungseinheiten, die regenerative Energiequellen nutzen, müssen sich beim Blindleistungsaustausch so verhalten, wie es in Kapitel 3.3.8 beschrieben ist.

(2) Die Blindleistungsabgabe muss nach wenigen Minuten dem vom Netzbetreiber vorgegebenen Sollwert entsprechen.

(3) Der Arbeitspunkt für den stationären Blindleistungsaustausch wird je nach Erfordernis des Netzes festgelegt. Die Festlegung bezieht sich auf eine der drei folgenden Möglichkeiten:

(5) Für den Fall der Online-Sollwertvorgabe sind die jeweils neuen Vorgaben für den Arbeitspunkt des Blindleistungsaustausches spätestens nach einer Minute am Netzanschlusspunkt zu realisieren.

(1) Der Betreiber der Erzeugungsanlage hat selber Vorsorge zu treffen, dass Automatische Wiedereinschaltungen (AWE) im Netz des Netzbetreibers nicht zu Schäden an seinen Erzeugungsanlagen führen.

(2) Der Betreiber einer Erzeugungseinheit mit regenerativen Energiequellen hat dafür zu sorgen, dass ein möglicher Inselbetrieb der Anlage sicher erkannt und beherrscht wird, wenn die zulässigen genannten Grenzen für Spannung und Frequenz nicht über- oder unterschritten werden.

Neben den Systemfunktionen, wie Unter- und Überspannung oder Unter- und Überfrequenz, die in den meisten Fällen bereits in der Lage sind, eine Inselbildung zu erkennen, wird gefordert, dass von den Aus-Hilfskontakten der Leistungsschalter auf der Ober- oder Unterspannungsseite des Netztransformators ein Abfahr- und Ausschaltbefehl auf alle einzelnen Generatoren der Anlage gegeben wird, so dass spätestens nach 3 Sekunden der Inselbetrieb beendet ist. Auch andere Inselbetrieberkennungen sind erlaubt, wenn diese keine Überfunktionalität bei Systemfehlern aufweisen.

(3) Eine Erzeugungseinheit vom Typ 1 liegt vor, wenn ein Synchrongenerator direkt mit dem Netz gekoppelt ist. Eine Erzeugungseinheit vom Typ 2 liegt vor, wenn diese Bedingung nicht erfüllt ist.

(4) Für die Erzeugungseinheiten vom Typ 1 gelten grundsätzlich die Anforderungen aus den vorangehenden Abschnitten des Kapitels 3. Nachfolgend werden die Anforderungen an Erzeugungseinheiten vom Typ 2 dargelegt.

(5) Bei Fehlern im Netz, die außerhalb des Schutzbereiches der Erzeugungsanlage liegen, darf keine Trennung vom Netz erfolgen. Während der Fehlerdauer ist ein Kurzschlussstrom in das Netz einzuspeisen. Auf Grund der eingesetzten Anlagentechnik, z.B. Asynchrongeneratoren oder Frequenzumrichter ist im Einzelfall der Kurzschlussstrombeitrag mit dem Netzbetreiber zu vereinbaren.

(6) Bei Absinken und Verbleib der Spannung am Netzanschlusspunkt auf und unter einen Wert von 85 % der Bezugsspannung (380/220/110 kV, z.B. 110 kV x 0,85 = 93,5 kV) und gleichzeitigem Blindleistungsbezug am Netzanschlusspunkt (untererregter Betrieb) muss die Erzeugungsanlage mit einer Zeitverzögerung von 0,5 Sekunden vom Netz getrennt werden. Der Spannungswert bezieht sich auf den größten Wert der drei verketteten Netzspannungen. Die Trennung hat am Generatorleistungsschalter zu erfolgen. Diese Funktion erfüllt die Überwachung der Spannungsstützung.

(7) Bei Absinken und Verbleib der Spannung auf der Unterspannungsseite jedes einzelnen Maschinentransformators auf und unter einen Wert von 80 % des unteren Wertes des Spannungsbandes (z.B. 690 V x 0,95 x 0,8 = 525 V) muss sich je ein Viertel der Generatoren nach 1,5 s, nach 1,8 s, nach 2,1 s und nach 2,4 s vom Netz trennen. Der Spannungswert bezieht sich auf den größten Wert der drei verketteten Netzspannungen. Die Zeitstaffelung kann im Einzelfall anders vereinbart werden.

(8) Bei Anstieg und Verbleib der Spannung auf der Unterspannungsseite jedes einzelnen Maschinentransformators auf und über einen Wert von 120 % des oberen Wertes des Spannungsbandes (z.B. 690 V x 1,05 x 1,2 = 870 V) muss sich der betroffene Generator mit einer Zeitverzögerung von 100 ms vom Netz trennen. Der Spannungswert bezieht sich auf den kleinsten Wert der drei verketteten Netzspannungen.

(9) Das Rückfallverhältnis der Messeinrichtungen für die Unter- bzw. Überspannungssystemautomatik muss < 1,02 bzw. > 0,98 betragen.

(10) Bei Frequenzen zwischen 47,5 Hz und 51,5 Hz ist eine automatische Trennung vom Netz auf Grund der Frequenzabweichung gegenüber 50 Hz nicht zulässig. Bei Unterschreiten von 47,5 Hz muss unverzögert bzw. bei Überschreiten von 51,5 Hz darf eine automatische Trennung vom Netz erfolgen.

(11) Es wird empfohlen, die Funktionen Über- und Unterfrequenz, Über- und Unterspannung an den Generatoren in je einem Gerät auszuführen. Im Allgemeinen sind diese Funktionen einschließlich der Unterspannungsfunktion am Netzanschlusspunkt als Systemautomatik zu bezeichnen.

(12) Nach Trennung einer Erzeugungsanlage vom Netz auf Grund von Überfrequenz, Unterfrequenz, Unterspannung, Überspannung oder nach Beendigung eines Inselbetriebes ist das automatische Synchronisieren der einzelnen Generatoren mit dem Netz nur bei einer Spannung am Netzanschlusspunkt erlaubt, die im 110-kV-Netz größer als 105 kV, im 220-kV-Netz größer als 210 kV, und im 380-kV-Netz größer als 370 kV ist. Der Spannungswert bezieht sich auf den kleinsten Wert der drei verketteten Netzspannungen. Der Anstieg der an das Netz des jeweiligen Netzbetreibers abgegebenen Wirkleistung darf nach dieser Abschaltung einen Gradienten von maximal 10 % der Netzanschlusskapazität pro Minute nicht überschreiten.

Bild 3.5: Grenzkurven für den Spannungsverlauf am Netzanschluss für eine Erzeugungsanlage mit regenerativen Energiequellen vom Typ 2 bei einem Fehler im Netz

(13) Dreipolige Kurzschlüsse oder störungsbedingte symmetrische Spannungseinbrüche dürfen oberhalb der Grenzlinie 1 in Bild 3.5 nicht zur Instabilität oder zum Trennen der Erzeugungsanlage vom Netz führen.

(14) Innerhalb des schraffierten Bereiches und oberhalb der Grenzlinie 2 in Bild 3.5 gilt:

(15) Unterhalb der Grenzlinie 2 in Bild 3.5 ist eine KTE vom Netz immer erlaubt. Dabei sind in Ausnahmefällen in Abstimmung mit dem jeweiligen Netzbetreiber auch Resynchronisationszeiten größer als 2 Sekunden und eine Wirkleistungssteigerung nach Fehlerklärung von kleiner als 10 % der Nennleistung pro Sekunde möglich.

(16) Für alle Erzeugungsanlagen, die sich während des Fehlers nicht vom Netz trennen, muss die Wirkleistungsabgabe sofort nach Fehlerklärung fortgesetzt und mit einem Gradienten von mindestens 20 % der Nennleistung pro Sekunde auf den ursprünglichen Wert gesteigert werden.

(17) Die Erzeugungsanlagen müssen die Netzspannung während eines Spannungseinbruchs mit zusätzlichem Blindstrom stützen. Dazu ist bei einem Spannungseinbruch von mehr als 10 % des Effektivwertes der Generatorspannung eine Spannungsregelung gemäß Bild 3.6 zu aktivieren. Diese Spannungsregelung muss die Bereitstellung eines Blindstromes an der Unterspannungsseite des Maschinentransformators mit einem Beitrag von mindestens 2 % des Nennstromes je Prozent des Spannungseinbruches sicherstellen. Die Anlage muss in der Lage sein, innerhalb von 20 ms den gewünschten Blindstrom ins Netz zu speisen (Anregelzeit). Im Bedarfsfall muss eine Blindstromabgabe von mindestens 100 % des Nennstromes möglich sein.

(18) Nach Rückkehr der Spannung in den Bereich des Totbandes muss die Spannungsregelung gemäß der vorgegebenen Charakteristik mindestens über weitere 500 ms aufrechterhalten werden.

(19) Insbesondere im Höchstspannungsnetz kann auch eine kontinuierliche Spannungsregelung ohne Totband gefordert werden.

(20) Bei zu großen Entfernungen von den Generatoren der Erzeugungsanlage zum Netzanschlusspunkt, die zu einer Unwirksamkeit der Spannungsregelung führen, wird vom Netzbetreiber die Messung des Spannungseinbruchs am Netzanschlusspunkt und die Spannungsregelung dort abhängig von diesem Messwert gefordert.

Bild 3.6: Prinzip der Spannungsstützung bei Netzfehlern bei Erzeugungsanlagen mit regenerativen Energiequellen

(1) Erzeugungseinheiten mit regenerativen Energiequellen können von der Primärregelfähigkeit befreit werden.

(2) Entsprechend der Fähigkeiten konventioneller Erzeugungseinheiten bei Auftreten von plötzlichen Leistungsungleichgewichten durch Netzauftrennungen, Inselbildungen und zur Sicherstellung eines Netzaufbaus sollen Erzeugungsanlagen mit regenerativen Energiequellen Steuer- und Regelkonzepte einsetzen, die dem jeweiligen Stand der Technik entsprechen.

3.3.13.7 Spezielle Anforderungen beim Anschluss von EEG-Offshore-Erzeugungsanlagen

(1) Für den Anschluss und Betrieb von EEG-Offshore-Erzeugungsanlagen in Umsetzung des Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz 2006 werden spezifische, zusätzliche Anforderungen zu Grunde gelegt, die aus den Erfordernissen der Übertragungssysteme von den Offshore-Windparks zum Übertragungsnetz resultieren.

(1) Die Trennung einer Erzeugungseinheit vom Netz, sowohl im Eigenbedarfsfall, als auch im Fall bei Bildung eines Inselnetzes, muss durch dessen Regelung eigenständig intern erkannt und entsprechend ausgeregelt werden. Schalterstellungssignale von Netzschaltern können hier nur als zusätzliche Information betrachtet werden.

(1) Eine Erzeugungseinheit muss für das Abfangen auf Eigenbedarf aus jedem gemäß Generator-Leistungsdiagramm zulässigen Betriebspunkt ausgelegt sein.

(2) Die Abfangsicherheit muss auch gegeben sein, wenn die Erzeugungseinheit gemäß vereinbarter Schutzkonzepte bei Störungen im Netz vom Netz getrennt wird.

(3) Nach Abfangen auf Eigenbedarf muss die Erzeugungseinheit mindestens 2 Stunden nur mit dem Eigenbedarf belastet betrieben werden können.

(4) Ausnahmeregelungen für diese Anforderungen an spezielle Arten von Erzeugungseinheiten (z.B. Laufwasserkraftwerk) können vereinbart werden.

(1) Jede Erzeugungseinheit > 100 MW muss in der Lage sein, die Frequenz zu regeln unter der Voraussetzung, dass das entstandene Leistungsdefizit nicht größer als die in der Netzinsel vorhandene Primärregelreserve ist. Bei Leistungsüberschuss muss die Erzeugungseinheit bis zur Mindestleistung entlastet werden können.

(2) Ein derartiger (Netz-)Inselbetrieb muss mehrere Stunden aufrechterhalten werden können. Die Einzelheiten sind zwischen dem Betreiber der Erzeugungseinheit und dem ÜNB zu vereinbaren.

(3) Im (Netz-)Inselbetrieb muss die Erzeugungseinheit stoßartige Lastzuschaltungen in Höhe von bis zu 10 % ihrer Nennwirkleistung (maximal jedoch 50 MW) ausregeln können. Die Pausen zwischen zwei aufeinander folgenden Lastzuschaltungen betragen mindestens 5 Minuten.

(1) Die Schwarzstartfähigkeit stellt keine Mindestanforderung dar. Art und Umfang muss zwischen dem ÜNB und dem jeweiligen Anschlussnehmer/Anschlussnutzer der Erzeugungseinheit bilateral vereinbart werden. Sollten schwarzstartfähige Erzeugungseinheiten nicht direkt an das Übertragungsnetz angeschlossen sein, ist eine betriebliche Vereinbarung zwischen ÜNB, Betreiber der Erzeugungseinheit und dem VNB notwendig, an dessen Netz die Erzeugungsanlage angeschlossen ist.

(2) Die Schwarzstartfähigkeit muss vom Betreiber der Erzeugungseinheit angeboten werden, sofern der Netzbetreiber dies aus netztechnischen Gründen benötigt und anfordert. Die standortspezifischen Bedingungen sind zwischen dem Betreiber der Erzeugungseinheit und dem ÜNB zu vereinbaren.

(1) Der ÜNB erstellt ein Konzept zum Netzwiederaufbau und stimmt die relevanten Aktivitäten mit den Betreibern der jeweiligen Erzeugungseinheit ab. Sollten schwarzstartfähige Erzeugungseinheiten nicht direkt an das Übertragungsnetz angeschlossen sein, erstellt der ÜNB ein Netzwiederaufbaukonzept und stimmt die relevanten Aktivitäten mit dem Betreiber der Erzeugungseinheit und dem VNB, an dessen Netz die schwarzstartfähige Erzeugungsanlage angeschlossen ist, ab.

(1) Die ÜNB tragen Sorge dafür, dass das eigene Personal in den Leitstellen zur Beherrschung kritischer Netzsituationen geschult ist. Weiterhin ist ein Netzwiederaufbau-Konzept mit detaillierter Vorgehensweise für das Personal der Leitstellen zu erarbeiten und in zyklisch durchzuführenden Trainingsveranstaltungen zu üben.

(2) Gleiches gilt für die VNB, soweit schwarzstartfähige Erzeugungsanlagen an das Verteilungsnetz angeschlossen sind.

(3) Darüber hinaus haben die VNB und die Betreiber von Erzeugungsanlagen eine Mitwirkungspflicht bei den Trainingsmaßnahmen.

(1) Umfang und Inhalt der technischen Dokumentation, die zwischen dem Betreiber der Erzeugungsanlage und dem ÜNB auszutauschen ist, werden im Netzanschlussvertrag vereinbart. Ein Beispiel ist in Anhang B aufgeführt.

(2) Vor Änderungen an den Vertragsgegenständen sind mindestens diejenigen Teile der im Netzanschlussvertrag vereinbarten technischen Dokumentation, die betroffen sind, zu revidieren und den Vertragspartnern zur Verfügung zu stellen.

(3) Die Erfüllung der Anforderungen ist auf Verlangen des ÜNB in geeigneter Form nachzuweisen.

(1) Mit Betreibern unterlagerter Netze sind weitere vertragliche Vereinbarungen erforderlich. Diese umfassen z.B.:

(2) Bei Informationsbedarf des ÜNB über Erzeugungseinheiten > 100 MW (u.a. Daten gemäß Abschnitt 3.3.5) hat der jeweils unterlagerte Netzbetreiber die entsprechenden Informationen zur Verfügung zu stellen. Weitere Regelungen ergeben sich aus dem Abschnitt 2.3 bezüglich Informationsbedarf zur Erkennung von möglichen Gefährdungen oder Störungen im Übertragungsnetz.

(1) Im Folgenden werden die Mindestanforderungen an den selektiven Netzschutz bezüglich der Schnittstellen zum Übertragungsnetz festgelegt. Hierdurch wird die Abschaltung gestörter Betriebsmittel und Vermeidung von Störungsausweitungen ermöglicht.

(2) Für einen sicheren rückwirkungsarmen Betrieb der Kundenanlage am Übertragungsnetz ist es erforderlich, dass jeder Anschlussnehmer/Anschlussnutzer für seinen Teil des Netzes Schutzeinrichtungen installiert, die Folgendem entsprechen:

Die Schutzeinrichtungen müssen alle während des Betriebes auftretenden Spannungen, Ströme und Frequenzen beherrschen.

(3) Die Bedingungen an den Schnittstellen zwischen Anlagen des ÜNB und von Anschlussnehmern/Anschlussnutzern sind bilateral einvernehmlich so abzustimmen, dass die aneinandergrenzenden Anlagen nicht gefährdet werden.

(4) Zu diesem Zweck werden Umfang, Elemente und Zeitverhalten des Haupt- und Reserveschutzsystems vom ÜNB entsprechend ihrer spezifischen Bedingungen unter Beachtung langfristig entstandener Lösungskonzepte festgelegt und mit den Anschlussnehmern/Anschlussnutzern abgestimmt. Dies schließt die Abstimmung der elektrischen Kenngrößen für die Strom- und Spannungswandler ein, an die der Schutz angeschlossen wird.

(5) Kann im Falle eines Schalter- oder Schutzversagers nach Fehlern in der Kundenanlage eine sichere Anregung vorgeordneter Schutzgeräte nicht garantiert werden, so erfolgt mit dem ÜNB eine Abstimmung über die Installation eines Leistungsschalterversager-Schutzes bzw. eines geeigneten Reserveschutzes.

(6) Einrichtungen der Primärtechnik und daran angeschlossene sekundärtechnische Geräte müssen zur Vermeidung von Netzengpässen auf die zulässige Belastung des zu schützenden Betriebsmittels abgestimmt sein.

(1) Umfang, Mechanismus und Verfahren des Informationsaustausches (z.B. Begriffsbestimmungen, Formulare, Formate, Protokolle, zeitlicher Ablauf) werden verbindlich zwischen ÜNB und Anschlussnehmer/Anschlussnutzer festgelegt.

(2) Zur Beurteilung des Netzanschlusskonzeptes und zum Zwecke der Ausbauplanung durch den ÜNB müssen die Kundenanlagen geeignet beschrieben werden. Die hierfür an den ÜNB zu liefernden Daten und die erforderlichen Berechnungen werden zwischen ÜNB und Anschlussnehmer/Anschlussnutzer abgestimmt.

(3) Im Rahmen der Netzplanung muss der Nachweis der Einhaltung aller Netzkriterien einschließlich Spannungshaltung und Blindleistungshaushalt für relevante Belastungs- und Schaltzustände erbracht werden. Hierfür müssen Informationen über den Bedarf von Wirk- und Blindleistung an den Schnittstellen an bezüglich des Blindleistungshaushaltes kritischen Tagen und bei charakteristischen Schaltzuständen zur Verfügung gestellt werden. Für die Dokumentation der Sollwertvorgaben für Wirk- und Blindleistung ist der ÜNB verantwortlich.

(4) Zu Zwecken der Systembetriebsplanung und der Systemführung gemäß Kapitel 7 müssen mindestens Informationen über die erste Masche der horizontal und vertikal angrenzenden Netze dem jeweiligen ÜNB zur Verfügung gestellt werden.

(5) Die zur Aufklärung von Störungen erforderlichen technischen Detailinformationen sind zwischen ÜNB und Anschlussnehmer/Anschlussnutzer auszutauschen.

(1) Änderungen des Netzkonzeptes oder wesentlicher technischer Anlagenparameter beeinflussen den sicheren Systembetrieb und die Versorgungszuverlässigkeit. Unter Umständen bestehen Auswirkungen auf die Netze weiterer ÜNB.

(2) Anschlussnehmer/Anschlussnutzer und ÜNB müssen sich gegenseitig über Art, Umfang und Dauer einer Änderung, die den vereinbarten Rahmen verlässt, rechtzeitig vor deren Eintritt abstimmen und ggf. die Vereinbarung anpassen.

(3) Der ÜNB wird dem Anschlussnehmer/Anschlussnutzer alle Änderungen der Netzschaltung mit Auswirkungen auf den Betrieb der Kundenanlage (z.B. Änderung der Netzkurzschlussleistung) unverzüglich mitteilen. Bei planbaren Maßnahmen wird eine Abstimmung herbeigeführt.

(4) Der ÜNB und ggf. der VNB, dessen Netz von einer Änderung betroffen ist, prüft die Auswirkungen der Änderung auf den allgemeinen Systembetrieb einschließlich Versorgungssicherheit und Spannungsqualität und stellt die Zulässigkeit bzw. die ggf. erforderlichen Maßnahmen gemäß Abschnitt 3.2 fest.

(5) Ist eine Prüfung der Auswirkungen auf Grund einer kurzfristig geplanten Änderung mit den im Rahmen der Systemführung verfügbaren Mitteln nicht möglich, so kann der ÜNB bzw. der VNB dieser Änderung solange widersprechen, bis eine entsprechende planerische Betrachtung die Zulässigkeit der Änderung bestätigt.

(6) Der ÜNB und der Anschlussnehmer/Anschlussnutzer können nichttolerierbaren Änderungen widersprechen.

(7) Der ÜNB kann die Durchführung von Messungen zur Prüfung des vereinbarten Anlagenbetriebes beim Anschlussnehmer/Anschlussnutzer verlangen. Dies kann auch erforderlich sein, wenn ein Neuanschluss oder eine Änderung im Netz eines benachbarten ÜNB vorgenommen wurde.

(1) Die Stromwandler an der Zählstelle verfügen über getrennte Kerne für Schutz, Messung und Zählung. Die Spannungswandler verfügen, sofern technisch erforderlich, über getrennte Wicklungen. Die Stromwandlerkerne sowie die Spannungswandlerwicklungen für die Abrechnungszählung entsprechen der Genauigkeitsklasse 0,2 nach DIN EN 60044 und müssen geeicht sein.

(2) An den Zählstellen werden durch den ÜNB Abrechnungszähleinrichtungen zur Erfassung der Wirk- und, sofern technisch erforderlich, Blindenergie jeweils für Bezug und Lieferung errichtet. Die Energieflussrichtungen werden nach einem eindeutigen Kennzahlensystem gekennzeichnet. Die verwendeten Zähler entsprechen der Genauigkeitsklasse 0,2 nach DIN EN 60687. An diesen Zählstellen sind für die Energiemengenermittlung mindestens zwei gleichwertige Zähleinrichtungen erforderlich. Hierdurch ist auch bei Ausfall einer Zähleinrichtung eine stetige Energieflusserfassung gewährleistet.

(3) Für den Aufbau und Betrieb der Zähleinrichtungen und für die Erfassung und Bereitstellung von Zählwerten ist der MeteringCode [Q14] in der jeweils gültigen Fassung anzuwenden. Die Zähleinrichtungen entsprechen den eichrechtlichen Vorschriften in der jeweils gültigen Fassung.

(4) Soweit für betriebliche Aufgaben erforderlich, sind die Zähleinrichtungen so aufzubauen, dass die Bereitstellung von Zählwerten mit kurzzyklischer Messperiode (< 15 Minuten) und/oder von Zählimpulsen möglich ist.

(1) Der Netzzugang erfolgt auf Basis der gesetzlichen Regelungen, also insbesondere EnWG [Q1] und StromNZV [Q2] sowie unter Berücksichtigung der von der Bundesnetzagentur getroffenen Geschäftsprozessfestlegungen. Danach kann das Höchstspannungsübertragungsnetz dann genutzt werden, wenn die Abwicklung der Stromlieferung über einen Bilanzkreis erfolgt und für die ggf. genutzte Einspeise- und Entnahmestelle Vereinbarungen zur Netznutzung mit dem Anschlussnetzbetreiber bestehen.

(2) Die Details der Abwicklung regeln die bundeseinheitlichen, allgemeinverbindlichen Bilanzkreisverträge, die von der Bundesnetzagentur veröffentlichten Festlegungen zur Belieferung der Kunden mit Elektrizität - GPKE [Q8] sowie die Ausführungen der detaillierten DuM-Richtlinie [Q17].

(3) Sofern eine Endkundenversorgung erfolgt, gelten entsprechend die Regelungen des DistributionCode 2007 [Q12].

(1) Der fahrplanmäßige Austausch elektrischer Leistung mit ausländischen Regelzonen erfolgt gemäß UCTE nach dem "Multi Time Frame System (MTFS)". Danach werden die Abrechnungsperioden zwischen den jeweiligen Regelzonen bilateral festgelegt. Soweit die jeweilige Abrechnungsperiode des ausländischen ÜNB ein Vielfaches einer ¼-Stunde beträgt, sind innerhalb der Abrechnungsperiode identische 1/4-h-Leistungsmittelwerte anzugeben. Fahrpläne zum Ausland können nur bei einem ÜNB angemeldet werden, der eine direkte physikalische Kupplung zu dem ausländischen Netzbetreiber betreibt.

(2) Für Änderungen, die Fahrpläne ins Ausland betreffen, müssen mit den ausländischen ÜNB folgende Regelungen und Verfahrensweisen vereinbart und realisiert sein:

(1) Ein Engpass besteht, wenn durch den vorhandenen Lastfluss im betrachteten Netz das betriebliche (n-1)-Kriterium nicht eingehalten werden kann (siehe Anhang C).

(2) Ein Engpass besteht auch dann, wenn der ÜNB Grund zur Annahme hat, dass bei Akzeptanz aller angemeldeten bzw. prognostizierten Fahrpläne das betriebliche (n-1)-Kriterium nicht eingehalten werden kann (siehe Anhang C).

(3) Bei Engpässen im Übertragungsnetz wird Engpassmanagement durchgeführt, welches begrenzend auf Exporte und Importe zwischen Regelzonen wirken kann.

(4) Wenn Engpässe innerhalb einer Regelzone auftreten und das entsprechende Import-, Exportgebiet messtechnisch eindeutig abgrenzbar ist, kann auch ein solches Gebiet zum Engpass erklärt werden. Die Definition der Abgrenzung eines Gebiets erfolgt über die Netzbetriebsmittel (z.B. Leitungen). Der ÜNB veröffentlicht rechtzeitig, wie dieser Engpass bewirtschaftet wird.

(5) Engpässe können auf Grund unvorhergesehener betrieblicher Situationen oder bei Fahrplananmeldungen, die Lastflüsse erwarten lassen, die die verfügbare Kapazität überschreiten, auch kurzfristig auftreten.

(6) Der Standard-Bilanzkreisvertrag enthält Regelungen für das Engpassmanagement.

(1) Die Deckung der Wirkleistungsverluste wird ausschließlich von den Netzbetreibern für das jeweils eigene Netz durchgeführt.

(1) Die Abwicklung der EEG-Lieferungen des ÜNB an die Lieferanten wird in Form von Fahrplanlieferungen über die bestehenden Bilanzkreise vorgenommen.

(2) Die BKV sind für die inhaltlich korrekte Anmeldung der Abnahmefahrpläne zur Erfüllung der aus dem EEG resultierenden Abnahmeverpflichtungen verantwortlich.

(1) Als Systemdienstleistungen werden in der Elektrizitätsversorgung diejenigen für die Funktionstüchtigkeit des Systems unbedingt erforderlichen Leistungen bezeichnet, die Netzbetreiber für die Anschlussnehmer/Anschlussnutzer zusätzlich zur Übertragung und Verteilung elektrischer Energie erbringen und damit die Qualität der Stromversorgung bestimmen:

(2) Die Investitionen für die Auslegung der Anlagen (z.B. Erzeugungseinheit) zur Erbringung von Vorleistungen für die Frequenzhaltung (Primärregelung, Sekundärregelung und Minutenreserve) werden vom Anbieter getragen. Die Investitionen für die Auslegung der Anlagen zur Erfüllung der technischen Mindestanforderungen gemäß Kapitel 3 werden nicht vom Netzbetreiber vergütet.

(3) Im Rahmen der Erbringung von Systemdienstleistungen zahlt der ÜNB für die Lieferung der erforderlichen Vorleistungen den Anbietern/Erbringern gemäß vertraglichen Vereinbarungen entsprechende Vergütungen.

Zeitpunkt der Information	vorab, soweit möglich (Information) nach § 13 Abs. 2 letzter Satz		Unverzüglich (Gründe) nach § 13 Abs. 5 Satz 1		nachher auf Verlangen (Belege für Gründe) nach § 13 Abs. 5 Satz 2
	wer?	worüber?	wer?	worüber?	worüber?
1.) Fahrplankürzungen eines bereits akzeptierten Fahrplanes	Unmittelbar betroffene BKV	Voraussichtlicher Umfang und Dauer der Anpassung	Unmittelbar betroffene BKV und BNetzA	Umfang und Dauer der Anpassung und Gründe (U,I)	z.B. Netzsicherheitsrechnung
2.) Direkte Anweisung von Lasten im Verteilungsnetz	betroffene Netzbetreiber und direkt angeschlossene Kunden, alle BKV in der Regelzone *	Voraussichtlicher Umfang und Dauer der Anpassung	betroffene Netzbetreiber und direkt angeschlossene Kunden und BNetzA, alle BKV in der Regelzone *	Umfang und Dauer der Anpassung und Gründe (ΔP, f, U, I)	z.B. Netzsicherheitsrechnung
3.) Direkte Anweisung von Erzeugern einschließlich EEG	betroffene Netzbetreiber und direkt angeschlossene Erzeuger**	Voraussichtlicher Umfang und Dauer der Anpassung	betroffene Netzbetreiber und direkt angeschlossene Erzeuger ** und BNetzA	Umfang und Dauer der Anpassung und Gründe (ΔP, f, U, I)	z.B. Netzsicherheitsrechnung
* BKV nur bei Lastabschaltungen (Internet, Mailverteiler,...) ** Erzeuger informieren die jeweiligen BKV

	Information	Aktualisierungsintervall	Verantwortlich
Allgemein	Anmeldung der regelzoneninternen Fahrpläne aller BKV	täglich	BKV
	Erzeugungsprognose aller BKV in der Regelzone	täglich	BKV
	DACF-Daten der Verbundpartner	täglich	ÜNB
	Netzsicherheitsrechnungen / Ausfallsimulation	täglich	ÜNB
	Tages-/Wochenabschaltplanung von Netzelementen	täglich	ÜNB
	Nachrichten	täglich
Erzeugungsanlagen nach EEG	Installierte Leistung aller Erzeugungsanlagen	jährlich	VNB
	Verfügbare Leistung der Erzeugungsanlagen mit Online-Datenerfassung	jährlich	KW-Betreiber
	Windprognose und die daraus abgeleitete Prognose zu Stromeinspeisungen aus WEA (inkl. prognostiziertes Erzeugungsmanagement)	täglich	ÜNB
Konventionelle Erzeugungsanlagen (inkl. KWK)	Erzeugungsfahrpläne und Min-/Max-Grenzwerte für KW-Blöcke >100 MW (aus allen Verteilungsnetzen und von den direkt angeschlossenen Erzeugern)	täglich	KW-Betreiber
	Kraftwerksscharfe Revisionspläne von direkt angeschlossenen Kraftwerken (für Kraftwerksblöcke >100 MW)	monatlich	KW-Betreiber
	Aggregierte, vorhandene Revisionspläne von Kraftwerksblöcken > 15 MW und < 100 MW	monatlich	VNB
Importe, Exporte	Anmeldung / Berechnung (inkl. Horizontaler Belastungsausgleich) der Regelzonen übergreifenden Fahrpläne	täglich	BKV und ÜNB
Last	Lastprognose aller BKV in der Regelzone	täglich	BKV
Erzeugung	Erzeugungsprognose aller BKV in der Regelzone	täglich	BKV

	Information	Verantwortlich
Allgemein	Anmeldung der regelzoneninternen Fahrpläne aller BKV	BKV
	Netzsicherheitsrechnungen/Ausfallsimulation	ÜNB
	Daten aus den Leitsystemen	ÜNB
	Nachrichten (Politik, Wetter, Terror, ...)
Erzeugungsanlagen nach EEG	Aktualisierte Windprognosen und die daraus abgeleitete Prognose zu Stromeinspeisungen aus WEA Aktuelle Hochrechnungen zu Stromeinspeisungen aus WEA auf der Basis zeitnah erfasster Einspeisungen von EEG-Referenzanlagen in der Regelzone	ÜNB
	Aktuelle Hochrechnungen zu Stromeinspeisungen aus WEA auf der Basis zeitnah erfasster Einspeisungen von EEG-Referenzanlagen in der Regelzone	ÜNB
	Online-Daten zu Einspeisungen im Übertragungsnetz und den Verteilungsnetzen, d.h. von EEG-Anlagen mit Einspeisemanagement oder an deren Anschlusspunkt Fernwirktechnik vorhanden ist, die Leistungswerte	KW-Betreiber
Konventionelle Erzeugungsanlagen (inkl. KWK)	Mitteilung zu ungeplanten Ausfällen von direkt angeschlossenen Kraftwerken und Kraftwerken > 100 MW in Verteilungsnetzen	KW-Betreiber
	Online-Daten zu Einspeisungen im Übertragungsnetz und den Verteilungsnetzen	KW-Betreiber
	im Übertragungsnetz: alle direkt angeschlossenen KW, die Online-Werte übertragen (KW-scharf), Max-Min-Grenzen	KW-Betreiber
	im Verteilungsnetz: vorhandene Werte der Kraftwerke, die Online-Werte übertragen ab einer Leistung von 50 MW	VNB bzw. KW-Betreiber
Importe, Exporte	Intra-Day-Austauschfahrpläne	BKV