NEUE ENERGIEN 2020 - oegut.at 1: Grenzwerte der Frequenz nach EN 50160 [2] Neue Energien 2020 - 4....

Neue Energien 2020 - 4. Ausschreibung K l i m a- un d E n e r g i e fo n d s d es B u n de s – A b w i ck l un g d u r ch d i e Ö s t e r r e i c h i sc h e F o rs ch u n gs fö r d e r u n gs g es e l l s ch a f t F F G

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NEUE ENERGIEN 2020 Arbeitsbericht

Programmsteuerung:

Klima- und Energiefonds

Programmabwicklung:

Österreichische Forschungsförderungsgesellschaft GmbH (FFG)

Arbeitsbericht erstellt am

17.03.2012

Projekttitel:

Kleinwindkraft Kleinwindkraftanlagen: Qualitätssicherung, Netzeinbindung,

Geschäftsmodelle und Information

Projektnummer:

829731

Arbeitspaket/Task:

AP5 – Netzqualität, Wechselrichter


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Ausschreibung 4. Ausschreibung NEUE ENERGIEN 2020

Projektstart 10/2010

Projektende 12/2013

Gesamtprojektdauer

(in Monaten) 39 Monate

ProjektnehmerIn

(Institution) Österreichische Gesellschaft für Umwelt und Technik (ÖGUT)

AnsprechpartnerIn Dipl.-Ing. Andreas Veigl

Postadresse Hollandstraße 10/46, 1020 Wien

Telefon 01/315 63 93-23

Fax 01/315 63 93-22

E-mail [email protected]

Website www.oegut.at


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Bericht über nationale und internationale

Netzanschlussbedingungen für

Kleinwindkraftanlagen

Arbeitspaket/Task:

AP5: Netzqualität, Wechselrichter

Task 5.2: Netzanschlussbedingungen für Kleinwindkraftanlagen

Zusammengestellt von:

DI (FH) Roland Sterrer, BSc,

basierend auf der Master Thesis

„Wechselrichter für Kleinwindkraftanlagen - Anforde rungen, Auswahl und Erfahrungen“

von DI Roman Lechner, Mai 2011,

die im Zuge dieses Forschungsprojektes erstellt wu rde.


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1 Inhaltsverzeichnis

1 Inhaltsverzeichnis .............................................................................................................................. 4

2 Netzanschlussbedingungen (NAB) für Kleinwindkraftanlagen ............................................................ 5

2.1 Die Bedeutung von NAB............................................................................................................. 5

2.2 Methodik .................................................................................................................................... 5

2.3 Notwendige Inhalte von NAB ...................................................................................................... 7

2.4 Nationale NAB .......................................................................................................................... 11

2.5 Internationale NAB ................................................................................................................... 20

2.5.1 Einleitung .......................................................................................................................... 20

2.5.2 Deutschland ...................................................................................................................... 21

2.5.3 Schweiz ............................................................................................................................. 23

2.5.4 Tschechien ........................................................................................................................ 23

2.5.5 Belgien .............................................................................................................................. 24

2.5.6 Spanien ............................................................................................................................. 25

2.5.7 Frankreich ......................................................................................................................... 26

2.5.8 Italien ................................................................................................................................ 26

2.5.9 Niederlande ....................................................................................................................... 27

2.5.10 Kroatien ............................................................................................................................. 28

2.5.11 Großbritannien .................................................................................................................. 30

2.5.12 Zusammenfassung ............................................................................................................ 31

3 Literaturverzeichnis .......................................................................................................................... 34

4 Kontaktdaten .................................................................................................................................... 37


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2 Netzanschlussbedingungen (NAB) für Kleinwindkrafta nlagen

2.1 Die Bedeutung von NAB

Netzanschlussbedingungen (NAB) regeln im Wesentlichen die Pflichten, welche durch den

Anschlusswerber beim Anschluss von Erzeugungseinheiten zu erfüllen sind. Aufgrund von Normen und

Regelungen auf staatlicher Ebene und darüber hinaus auch länderübergreifenden Vorschriften werden

vertragliche Festlegungen getroffen, welche zur Einhaltung dieser notwendig sind.

In diesem Zusammenhang muss zwischen einer negativen Beeinflussung durch Netzrückwirkungen

(d.h. die physikalischen Parameter des Netzes im ungestörten Betrieb werden durch den Betrieb der

Anlage derart beeinflusst, dass vorgegebene Grenzwerte unter- bzw. überschritten werden) sowie durch

den Anschluss der Erzeugungsanlage an das Netz (d.h. die physikalischen Parameter des Netzes nach

dem Anschluss der Anlage unter- bzw. überschreiten festgelegte Grenzwerte) unterschieden werden.

Wie aus der vorherigen Aufzählung zu erkennen, müssen Netzanschlussbedingungen also einerseits

eine Regelung zum Anschluss der Anlagen, andererseits für den Netzparallelbetrieb der Anlage

beinhalten.

Im Vorfeld ist deshalb darauf zu achten, dass die Anlagen bzw. die zugehörigen Anlagenteile die

einschlägigen Normen und Richtlinien erfüllen. Entsprechende Prüfzeugnisse und

Konformitätserklärungen sind durch den Hersteller vorzulegen und bei Bedarf an den Netzbetreiber für

die Beurteilung der Anschlussanlage weiterzugeben. Konformitätserklärungen sind bei bestimmten

Produktgruppen von Gesetzes wegen vorgeschrieben, um überhaupt ein auf den Markt bringen zu

ermöglichen, und es wird darin bestätigt, dass das Erzeugnis den einschlägigen Vorschriften der EU

entspricht [1]. Diese Zeugnisse sind auf EU–Ebene gültig – da Geräte den EU Regelwerken genügen –

und brauchen damit nur einmal ausgestellt werden. Nur unter Einhaltung beider Voraussetzungen ist ein

ungestörter Betrieb möglich und damit eine negative Beeinflussung der anderen Kunden im Netz

möglich. Diese zwei Gruppen werden in der Folge näher betrachtet und dabei die derzeit gültigen

Regelwerke in Betracht gezogen.

2.2 Methodik

Für die Ermittlung der Anschlussbedingungen für Kleinwindkraftanlagen muss von einer Vielzahl von

verschiedenen Ausrichtungen und Dokumenten in den Ländern ausgegangen werden. Die Prozesse für

die Erlangung eines Anschlusses sind ebenso wie die technischen Voraussetzungen sehr

länderspezifisch und noch lange nicht harmonisiert. Im Zuge der Ausarbeitung werden die technischen

Voraussetzungen aber auch die Vorschriftenlage recherchiert und ermittelt. In diesem Zusammenhang

relevante Dokumente sind der jeweils gültige Gridcode sowie spezielle Anforderungen der jeweiligen

Netzbetreiber (Parallellaufbedingungen), welche auf nationalen und internationalen Normen beruhen.

Danach erfolgte die Sichtung der Dokumente nach netzrelevanten Themen, welche für die Auslegung

des Netzanschlusses sowie für den sicheren Netzbetrieb von Bedeutung sind.


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Der gesamte Prozess zur Ermittlung der Netzanschlussbedingungen untergliedert sich einerseits in die

Informationsgewinnung und andererseits in die Informationsauswertung Abbildung 1.

Abbildung 1: Methodik zur Recherche Netzanschlussbe dingungen

1. Informationsgewinnung: Der Gridcode des jeweiligen Landes, veröffentlicht durch die nationale

Regulierungsbehörde oder ein Ministerium, enthält unter anderem die Regeln für den Anschluss von

dezentralen Erzeugungsanlagen. Zusätzlich sind technische Voraussetzungen gegeben, welche zur

Einhaltung der einschlägigen Vorschriften dienen und in weiterer Folge den stabilen und sicheren

Netzbetrieb gewährleisten. Marktregeln und zusätzliche Inhalte zu Messung und Eigentum werden in

dieser Recherche nicht berücksichtigt. In Ergänzung dazu werden die Anschlussbedingungen bzw.

Parallellaufbedingungen vom Netzbetreiber oder den Netzbetreibern (in vielen Ländern agieren mehrere

und deren Regelwerk ist nicht harmonisiert) begutachtet, worin auf die nationalen Vorschriften und

Gesetze, welche von Bedeutung sind, referenziert wird. Diese nationalen Vorschriften beruhen zumeist

auf Normen welche auf europäischer oder internationaler Ebene publiziert und national übernommen

werden und damit in die Recherche einbezogen werden müssen.

2. Informationsauswertung: Um aus den gewonnen Informationen jene zu gewinnen, welche von

besonderer Bedeutung sind, werden Kategorisierungen vorgenommen. Folgende Kategorien haben sich

herausgestellt.


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• Leistungsgrenzen für ein- oder dreiphasige Einspeisung: Diese sind von großer Bedeutung für

die Auslegung von Anlagen, da sie auch ein Kostenfaktor für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung

sein können. Netzbetreiber bevorzugen grundsätzlich zwar dreiphasige Anschlüsse um

Unsymmetrien zu vermeiden, jedoch lassen einschlägige Vorschriften derzeit auch einphasige

zu. Die Grenzen sind von Land zu Land verschieden, was nicht zuletzt auf die unterschiedlichen

Interessen der Netzbetreiber, aber auch die Netztopologie zurückzuführen ist.

• Auslegungskriterien: Unterschiedliche Szenarien der Einspeisung sowie Anforderungen an die

Anlagen erfordern die individuelle Betrachtung jeder Anlage. Dazu gehört eine Betrachtung der

verschiedensten Vorschriften, um die Einhaltung der Grenzwerte sowie der Emissionen

gewährleisten zu können.

• Schutzeinstellungen: Im Netzparallelbetrieb einer Erzeugungsanlage kann es zu geplanten und

ungeplanten (Störungen) Abschaltungen des vorgelagerten Verteilnetzes kommen. Die

Beteiligung der Anlagen an der Fehlerklärung ist in den Ländern unterschiedlich geregelt, was

sich auf die Einstellungen für den Entkupplungsschutz, welcher als eigenständige

Schutzeinrichtung oder als in den Wechselrichter integrierte realisiert werden kann, auswirkt.

Diese Schutzeinrichtungen dienen auch der Sicherheit für im Netz arbeitende Personen, um

diese bei Abschaltungen durch Rückspannungen nicht zu gefährden. Die

Sicherheitsmaßnahmen, wie beispielsweise auf Spannungsfreiheit, prüfen wären auf Grund der

Volatilität des Primär- und damit verbunden des Sekundärenergieangebots nur mehr bedingt

anwendbar.

• Gültige Richtlinien und Vorschriften: In der Fülle der Vorschriften ist nicht immer klar, welche

Richtlinien und Vorschriften im jeweiligen Land gültig sind. Dazu zählen beispielsweise

Qualitätsnormen und Auslegungsvorschriften weshalb eine Recherche dahingehend notwendig

ist und wenn möglich eine Zuordnung der Gültigkeit zu den jeweiligen Ländern erfolgen kann.

• Betriebsführung: Wann darf eine Anlage nach einer Netzstörung oder einer geplanten

Unterbrechung wieder ans Netz gehen, welche Synchronisierbedingungen müssen eingehalten

werden oder welcher Beitrag zur Spannungshaltung muss geleistet werden. Alle diese Fragen

sind sehr individuell und bedürfen einer gesonderten Betrachtung im jeweiligen Land.

2.3 Notwendige Inhalte von NAB

Die Netzanschlussbedingungen müssen also die Interessen der Netzbetreiber und die der Kunden

vereinen. Dazu sind Beurteilungskriterien für die Netzqualität notwendig. Unterschiedliche Regelwerke

behandeln diese, wobei für Niederspannungsnetze wie sie in dieser Arbeit aufgrund der geringen

Einspeiseleistung von Bedeutung sind, unter anderem die Regeln aus der EN 50160 [2] Gültigkeit

haben. Diese Europanorm behandelt die Merkmale der Spannung in öffentlichen

Elektrizitätsversorgungsnetzen auf der Nieder-, Mittel- und Hochspannungsebene.


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Wird nun eine Erzeugungsanlage parallel zum Netz betrieben – d.h. es besteht eine physikalische

Verbindung zwischen der Anlage und dem Netz – kann es zu einer Beeinflussung der elektrischen

Größen des Netzes kommen.

Die elektrischen Größen im Wechselspannungsnetz sind durch sinusförmigen Verlauf mit einer

charakteristischen Frequenz und einem Scheitel- bzw. Effektivwert charakterisierbar. Diese

Betrachtungen stammen größtenteils aus [2], werden jedoch um Kommentare hinsichtlich

Erzeugungsanlagen am Netz ergänzt.

Wie erwähnt lassen sich die sinusförmigen Größen im dreiphasigen Netz durch

• Frequenz

• Höhe

• Kurvenform

• Symmetrie der drei Leiterspannungen

charakterisieren.

Die Frequenz f, definiert als die Rate der Wiederholungen der Grundschwingung einer physikalischen

Größe (im gegenständlichen Fall der Spannung und des Stromes) innerhalb eines bestimmten

Zeitintervalls, kann sich aufgrund der Änderungen im Energiebedarf der Verbraucher ändern. Der sich

ändernde Bedarf ruft ein Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch hervor weshalb sich

rotierende Erzeugungsmaschinen (große Einheiten) durch die Entlastung schneller oder durch

zusätzliche Belastung langsamer drehen und damit eine Frequenzvariabilität verursachen. In

Hochspannungsnetzen kann dies durch den Ausfall von Kraftwerken oder großen Netzteilen

weitreichende Konsequenzen haben, wie der Fall des Blackouts in Italien 2003 zeigte. Diese

Problematik wird aufgrund der eher geringen Kraftwerksleistungen in Niederspannungsnetzen weniger

Bedeutung haben. Diese Netze sind diese nach der gültigen Gesetzes- und Vorschriftenlage so

ausgelegt, dass sie eine hohe Netzsteifigkeit aufweisen und damit der Ausfall von Erzeugungseinheiten

zu keiner Zeit eine Frequenzänderung hervorrufen kann, die die betroffenen Netzteile instabil werden

lässt oder gegebene Toleranzen verlässt. Eine Beteiligung an der Primär- und Sekundärregelung der

Frequenz ist nicht realisiert, da dies von großen Kraftwerkseinheiten im übergelagerten Mittel- bzw.

Hochspannungsnetz bewerkstelligt wird. Im Inselnetzbetrieb muss die Anlage so ausgelegt sein, dass

die erlaubten Grenzwerte nicht überschritten werden. Die zulässigen Werte sind in Tabelle 1 ersichtlich,

wo auch noch unterschieden wird für welchen Zeitraum die Werte gültig sein müssen. Eine graphische

Übersicht ist in Abbildung 2 dargestellt.

Tabelle 1: Grenzwerte der Frequenz nach EN 50160 [2 ]


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Abbildung 2: Frequenzgrenzen nach EN 50160 [2]

Die Höhe der Versorgungsspannung mit einem Nennwert von 230/400 V im Niederspannungsnetz kann

durch dezentrale Erzeugungsanlagen negativ beeinflusst werden. In Schwachlastzeiten und bei voller

Einspeiseleistung ist eine Spannungserhöhung im zugehörigen Verteilnetz und damit beim Kunden nicht

auszuschließen. Der umgekehrte Fall, dass die Spannung die untere Toleranzgrenze in einem

Netzparallelbetrieb unterschreitet, ist aufgrund der heutigen Netzkonfigurationen eher unwahrscheinlich.

Im Inselnetzbetrieb muss eine Regelung dafür sorgen, dass eine Einhaltung der Toleranzen nach

Tabelle 2 möglich ist. Die Werte (für Dreileiternetze zwischen zwei Außenleitern, für Vierleiternetze

zwischen Außen- und Neutralleiter) gelten für die Niederspannung.

Tabelle 2: Grenzwerte der Versorgungsspannung nach EN 50160 [2]

Abbildung 3: Spannungsgrenzen nach EN 50160 [2]

Flicker, erkennbar an der zeitlichen Schwankung der Leuchtdichte, welche durch

Spannungsschwankungen hervorgerufen wird, wirken störend auf das Netz sofern ein vorgegebener

Grenzwert überschritten wird.


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Das bedeutet, dass beispielsweise durch Zuschaltung großer Verbraucher mit variablem Energiebedarf

(Schweißmaschinen, Sägen, Pumpen,...) in einem Netz mit geringer Kurzschlussleistung es zu

Spannungseinbrüchen kommen kann, welche störend wirken. Auch Frequenzumrichter und die

Umrichter als Kopplung der Erzeugungsanlage zum Netz können diese Art der Störung erwirken. Es ist

deshalb in der Auslegung dieser darauf zu achten, dass die Spannungsänderungen gering sind und

Flickerereignisse praktisch nicht messbar sind. Als Messgröße werden einerseits die Kurzzeit-

Flickerstärke Pst und die Langzeit-Flickerstärke Plt herangezogen. Diese unterscheiden sich im

Zeitfenster, in dem die Bewertung vorgenommen wird, wobei der Kurzzeitflicker in einem Zeitintervall

von 10 Minuten und der Langzeitflicker aus einer Folge von 12 Kurzzeitflickerwerten in einem 2–

Stundenintervall gewonnen wird. Der zulässige Grenzwert ist in Tabelle 3 angegeben. Veränderungen in

der Kurvenform können durch die Emission von Oberschwingungen in das Netz auftreten.

Tabelle 3: Grenzwert des Langzeitflicker nach EN 50 160 [2]

Der 50 Hz Grundschwingung werden hauptsächlich durch nichtlineare Lasten in verschiedenen

Spannungsebenen höher frequente Anteile überlagert, welche dann zu einer Verzerrung führen. Die

Oberschwingungsströme verursachen gemeinsam mit den Impedanzen die

Oberschwingungungsspannungen. Sind die angeschlossenen Geräte und das Netz entsprechend den

geltenden Vorschriften gebaut und errichtet darf es zu keinen störenden Verzerrungen und

Veränderungen in der sinusförmigen Kurvenform kommen. Tabelle 4 gibt den Grenzwert für THD an,

welcher aus allen Oberschwingungen bis zur Ordnungszahl 40 gebildet ist. Der THD-Wert ist definiert

als der Gesamtoberschwingungsgehalt einer physikalischen Größe x und beschreibt die nichtlineare

Verzerrung, welche durch die höher harmonischen hervorgerufen wird.

THD ≤ 8 %

Tabelle 4: Grenzwert THD (Total Harmonic Distortion ) nach EN 50160 [2]

(1)

Symmetrische Leiterspannungen sind eine Voraussetzung für einen stabilen Betrieb eines Netzes.

Durch eine Phasenverschiebung oder ungleichmäßige Belastungen der Phasen, welche zu einer

erhöhten Strombelastung des Systems führen, können Spannungsunsymmetrien auftreten. Von einem

symmetrischen Leiterspannungssystem spricht man, wenn 95 % der 10-Minuten Mittelwerte des

Effektivwerts des Gegensystems innerhalb eines beliebigen Wochenintervalls im Bereich 0 - 2 % des

zugehörigen Mitsystems liegen. Im Falle von Einspeisern führt eine ungleichmäßige Verteilung der

Anlagen, vor allem einphasige, auf die verschiedenen Phasenleiter zu Unsymmetrien und

Phasenverschiebungen. Es ist deshalb anzustreben, ausschließlich dreiphasige Einspeiser an das Netz

zu bringen, da der Mehrpreis nur ein Bruchteil der Kosten für die Gesamtanlage ist und damit ein

ungestörter Netz- und Anlagenbetrieb möglich ist.


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Bislang wurden Kennwerte auf Basis der EN 50160 [2] behandelt. Zur Erinnerung sei an dieser Stelle

noch einmal darauf hingewiesen, dass darin die Merkmale der Spannung in öffentlichen

Elektrizitätsversorgungsnetzen beschrieben sind. Das sind jene Qualitätsmerkmale die vom Netz erfüllt

werden müssen und den Kunden garantiert werden. Durch den Anschluss von dezentralen

Erzeugungsanlagen darf es zu keiner Verletzung der Grenzwerte kommen. Der Netzbetreiber hat darauf

zu achten, den technisch geeigneten Anschlusspunkt (welcher nach technischen und nicht nach

ökonomischen Kriterien festgelegt werden sollte) so zu wählen, dass eine dem Regelwerk

entsprechende Versorgung der Kunden möglich ist.

Neben den einzuhaltenden Größen, welche in [2] behandelt wurden, müssen

Netzanschlussbedingungen auch Vorkehrungen enthalten, welche den Schutz von Lebewesen und vor

allem Personen dienen. Die Schutzmaßnahme in Niederspannungsnetzen ist Nullung, gegebenenfalls

mit dem Zusatzschutz FI-Schutzschaltung. Dies ist in der Nullungsverordnung deren Umsetzung im

Bundesgesetzblatt Jahrgang 1998 Seite 2061ff geregelt ist [3] festgelegt. Weiters ist die

Schutzmaßnahme Nullung, wie auch alle anderen Schutzmaßnahmen, welche für den Inselbetrieb

relevant sein können, falls die Nullungsbedingungen dort nicht erfüllt sind in [4], beschrieben. Zur

ordnungsgemäßen Funktion der Schutzmaßnahme Nullung ist die Einhaltung der

• Ausschaltbedingung (die vorgelagerte Sicherung muss sicher auslösen)

• Erdungsbedingung (oftmalige Erdung des PEN Leiters und der Ausläufer)

• Verlegebedingung (Lage des PEN Leiters im Freileitungsnetz)

unbedingt notwendig. Wird nur eine Bedingung nicht erfüllt, ist die Nullung nicht mehr zulässig, und es

muss eine andere Schutzmaßnahme angewendet werden. In den meisten Inselnetzen wird dies nicht

möglich sein, da die Ausschaltbedingung aufgrund der zu geringen Kurzschlussleistung nicht

eingehalten werden kann. Um eine Erfüllung der beschriebenen Grenzwerte sicherstellen zu können

sind Netzanschlussbedingungen notwendig. Diese müssen Maßnahmen beschreiben, welche die

Einhaltung gewährleisten aber auch ermöglichen. Sowohl auf internationaler als auch auf nationaler

Ebene sind solche Bedingungen verfügbar, welche in den nächsten Abschnitten behandelt werden.

2.4 Nationale NAB

Auf Basis der Anforderungen aus Kapitel 2.3 wurden von der österreichischen Regulierungsbehörde e-

Control (www.e-control.at) ein Regelwerk für die Beurteilung von Einspeiseanlagen erstellt [5]. Diese

sind nach den Kriterien der aktuellen (europäischen) Normierung aufgebaut, um die Inhalte von

österreichischen Anforderungen ergänzt und halten die Bedingungen für den Netzparallelbetrieb fest. In

Anlehnung an dieses Dokument [5] sowie an [6] können von den jeweiligen Netzbetreibern noch

besondere Anforderungen hinsichtlich Parallelbetrieb in eigenen Dokumenten verabschiedet werden,

welche dann zumeist als Parallellaufbedingungen publiziert werden. Die in diesem Kapitel behandelten

Themen werden in Anlehnung an die Dokumente [5] und [6] ausgeführt. [5] geht davon aus, dass eine

Anlage, die er Erzeugung von elektrischer Energie dient, parallel zu einem Netzteil eines öffentlich

zugänglichen Netzes (Nieder- oder Mittelspannung) betrieben wird.


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Die Art der Energieerzeugung ist nicht von Bedeutung, sofern der Generator eine Synchronoder

Asynchronmaschine ist oder auch Gleichstromgeräte herangezogen werden, welche direkt oder indirekt

in das Netz einspeisen. Es ist darauf zu achten, dass durch die Erzeugungsanlage im Netzbetrieb keine

Einschränkungen hervorgerufen werden und die Sicherheit gewahrt bleibt. Dies betrifft einerseits den

Personenschutz für die im Netz oder an Netzteilen arbeitenden Personen im Störungs- und

Wartungsfall, aber auch den Schutz von elektrischen Betriebsmitteln. Dazu ist in Abstimmung mit dem

Netzbetreiber ein für beide Seiten verbindliches Schutzkonzept zu erarbeiten.

Im Störungsfall muss laut [5] die Anlage vom Netz getrennt werden, was bei kleinen Einheiten mit nicht

selbständig wirkender Freischaltstelle, d.h. ein zusätzliches Schaltorgan ist notwendig, oder mit

selbständig wirkender Freischaltstelle für Anlagen > 4,6 kVA bei einphasiger Einspeisung und ≤ 30 kVA

bei dreiphasiger Einspeisung erfolgt. Wird die gewonnene Energie direkt ohne einen Umrichter in das

Netz gespeist, sind die Überwachung von Frequenz, Spannung und gegebenenfalls Leistung und ein

Schaltgerät zur Abschaltung notwendig. Nach einer erfolgten Netztrennung aufgrund eines Fehlers oder

einem Ausfall des Netzes muss eine synchronisierte Zuschaltung erfolgen. Dies kann durch eine

automatische Synchronisiereinrichtung unter zuvor festgelegten Zuschaltbedingungen erfolgen. So

fordert [5] in Kapitel 11 für die Zuschaltung einer Erzeugungsanlage, dass kein Kriterium für eine

Auslösung des zugehörigen Einspeiseschalters und damit der Trennung vom Netz erfüllt sein darf. Die

Parallelschaltung einer Anlage ohne selbsttätig wirkende Freischaltstelle darf also erst dann erfolgen,

wenn die Spannung nach Tabelle 6 die Grenzwerte nicht über- bzw. unterschreitet. Der Wert für U >>

muss im Vorfeld mit dem jeweiligen Netzbetreiber abgestimmt werden. In Anlagen mit selbsttätig

wirkender Freischaltstelle muss neben dem Spannungskriterium auch ein Frequenzschutz und

Netzausfallschutz realisiert werden. Empfohlene Einstellwerte sind in diesem Fall in Tabelle 5 definiert.

Tabelle 5: Schutzeinstellungen nach [21] bei selbst tätig wirkender Freischaltstelle

Damit werden auch die in Tabelle 1 angegebenen Grenzwerte nach [2] eingehalten.

Tabelle 6: Schutzeinstellungen nach [5] bei nicht s elbsttätig wirkender Freischaltstelle

Wie in dieser Arbeit schon angeführt, ist eine Beteiligung der Kleinwindkraftanlagen am

Netzwiederaufbau im Störungsfall aufgrund der geringen Nennleistung nicht möglich, weshalb keine

Systemdienstleistung zwischen dem Betreiber des Netzes und dem Anlagenbetreiber vereinbart werden

muss. Im Normalfall wird reine Wirkleistungseinspeisung mit cos(φ) = 1 vereinbart.


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Der Anschlusswerber muss beim jeweilig zuständigen Verteilnetzbetreiber einen gültigen

Netzzugangsvertrag für seine Anlage beantragen. Um diesen zu erhalten muss im Vorfeld ein Antrag

zum Anschluss der Erzeugungsanlage [7] [8], [9], [10], [11], [12] vorliegen, welcher neben den

Standortdaten auch die genauen technischen Daten über die Anlage enthält. Erst unter

Berücksichtigung dieser ist es möglich einen technisch geeigneten Anschlusspunkt festzulegen. Die

Netzrückwirkungen – Oberschwingungen, Flicker, Spannungseinbrüche, -anhebungen und -änderungen

– dürfen festgelegte Grenzwerte nach [6] nicht verletzen.

Die in Kapitel 2.3 angegebenen Grenzwerte wurden auf europäischer normativer Ebene für die Qualität

der Versorgungsspannung festgelegt. Diese Grenzwerte dürfen auch durch Einspeiseanlagen nicht

überschritten werden, weshalb national die schon angeführten „Technisch Organisatorischen Richtlinien“

bei der Beurteilung von Einspeiseanlagen zur Anwendung kommen. Damit wird sichergestellt, dass die

Grenzwerte nicht verletzt werden. In [6] Kapitel 9 sind die Beurteilungskriterien für Erzeugungsanlagen

festgelegt und die Ermittlung dieser beschrieben. Sie dienen einer Beurteilung ob ein Anschluss in

einem bestimmten Punkt des Niederspannungsnetzes möglich ist. Dort ist die Einhaltung der

Grenzwerte notwendig damit die Versorgung der Kundenanlagen nicht negativ beeinflusst wird. Unter

einer unzulässigen Netzrückwirkung in Verbindung mit Kleinwindkraftanlagen versteht man (teilweise

übernommen aus [6] (Seite 95)

• Spannungsanhebungen

• Spannungsänderungen

• Flicker

• Oberschwingungen

• Kommutierungseinbrüche

• Unsymmetrie

Der Unterschied zwischen einer Spannungsanhebung – beschrieben durch die Kenngröße ∆uAn – und

einer Spannungsänderung, welche mit der Kennzahl dzul beschrieben werden kann, ist in Abbildung 4

ersichtlich und kann wie folgt erklärt werden. Ausgehend vom Niveau der Versorgungsspannung U kann

die Spannungsanhebung ∆uAn zur Beurteilung herangezogen werden, was auch für die

Spannungsänderung ∆U gilt. Die Unterscheidung hierbei liegt nicht im Wert der Spannung, sondern

bezogen auf die Zeit, wie lange sich der Wert der Spannung ändert. So ist eine Spannungsänderung

immer nur auf kurze Zeitintervalle bezogen, die Spannungsanhebung jedoch zumindest auf die Dauer

der Einspeisung, d.h. es wird von der Erzeugungsanlage Energie in das Netz geliefert. Nach der

Vorschrift erfolgt die Beurteilung der Grenzwerte mit Bezug auf die Versorgungsspannung, in der Praxis

ist jedoch der Bezug auf die Spannung am Verknüpfungspunkt – d.h. jenem Punkt an dem die

Erzeugungsanlage an das Netz angeschlossen ist – UV (Abbildung 4).


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Abbildung 4: Unterschied Spannungsanhebung – Spannu ngsänderung übernommen aus TOR D2

[6] Seite 96

Ändert sich der Leistungsbedarf an einem Punkt des Netzes führt dies zu einer sogenannten

Spannungsänderung, welche aufgrund der Netztopologie auch in anderen Knoten des Netzes

Auswirkungen hat. Das bedeutet also, dass die Spannung in einem Knoten auch vom Leistungsbedarf

anderer Knoten abhängig ist. Als Beurteilungsgrundlage sind die Belastungszustände des Netzes zu

berücksichtigen, d.h.

• maximale Last, minimale Einspeisung

• minimale Last, maximale Einspeisung,

in denen die Grenzwerte nach Tabelle 7 auf der Niederspannungsebene einzuhalten sind. Darin

bedeutet r die Wiederholrate (Schalthäufigkeit), welche vor allem im Falle von Netztrennungen und

Wiederaufschaltungen von Bedeutung ist.

In Abbildung 5 ist ein Beispiel für die Aufteilung des gesamt zur Verfügung stehenden

Spannungsbandes dargestellt, welches nach [2] Un ±10 % ist. Es muss in Abhängigkeit des aktuellen

Netzzustandes und der Netzkonfiguration eine Aufteilung dieses Bandes vom Einspeisepunkt bis zum

letzten Punkt des Netzes gefunden werden.

Tabelle 7: Grenzwerte für Spannungsanhebung und –Sp annungsänderung


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Abbildung 5: Beispiel für die Aufteilung des Spannu ngsbandes

Ausgehend vom Transformator (mit einem festgelegten Übersetzungsverhältnis), welcher die

Mittelspannungssammelschiene im Umspannwerk mit einem Spannungsniveau beaufschlägt, ergeben

sich entlang des Abzweiges Spannungsabfälle an den Betriebsmitteln und Leiterstücken. Wird eine

Erzeugungsanlage im Niederspannungsnetz angeschlossen muss gewährleistet sein, dass die zulässige

Spannungsanhebung von ∆uAn = 3 % nicht überschritten wird. Von dieser ersten Transformatorstation

führt ein Leitungsstück hin zur letzten. Dort wird wiederum über einen Transformator ein

Niederspannungsnetz betrieben, was wiederum einen Spannungsabfall am Transformator und entlang

des zugehörigen Netzes bedeutet. Auch dort darf der zulässige Grenzwert nicht überschritten werden.

Analog zur Spannungsanhebung existiert auch ein Spannungsabfall bei Starklast und keiner

Einspeisung, welcher im Diagramm nach unten weist. Es kann damit eine Aufteilung des

Spannungsbandes ±10 % laut den in Abbildung 5 rot und blau eingerahmten Zahlenwerten erfolgen.

Dies berücksichtigt wie schon erwähnt die Anhebung der Spannung im Niederspannungsnetz 3 % und

Mittelspannungsnetz 2 % laut [6] (blauer Rahmen). Der Rest des Spannungsbandes muss dann für den

Starklastbereich mit keiner Einspeisung aufgeteilt werden. Maßnahmen zur Minderung der

Spannungsänderungen aus netztechnischer Sicht sind vor allem die Erhöhung der

Netzkurzschlussleistung oder aber die Verlegung des technisch geeigneten Anschlusspunktes in einen

Netzbereich mit höherer Kurzschlussleistung.


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Die Langzeitflickerstärke hat den Plt hat den Grenzwert nach Tabelle 8, welcher der Summe der

Flickeremissionen aller Erzeugungsanlagen, welche am ungünstigsten Punkt des Netzes angeschlossen

sind entspricht.

Tabelle 8: Grenzwert des Langzeitflicker nach TOR D 2 [6]

Sind mehrere Anlagen im Netz, so berechnet sich der Wert des Langzeitflickers nach [6] unter

Anwendung der Formel wobei n für die Gesamtzahl der Einspeiser steht.

(2)

Kann aufgrund zu großer Flickeremission die Anlage nicht am Netz betrieben werden, sind neben der

Verwendung einer anderen Anlagentype mit geringeren Störaussendungen die Verlegung in einen Punkt

mit größerer Netzkurzschlussleistung sowie deren Erhöhung möglich. Im gegenständlichen

Zusammenhang zu Kleinwindkraftanlagen muss die Einhaltung der Grenzwerte einzig durch den

Umrichter gewährleistet sein. Die Verwendung von Asynchrongeneratoren ist nicht üblich, weshalb der

Flickerbeiwert der Anlage keinen Einfluss auf den Langzeitflicker hat.

Oberschwingungen verursachen eine Abweichung der Grundschwingung von der idealen Sinusform,

welche durch zusätzliche ganzzahlige höherfrequente Anteile zustande kommt. Dies steht eng in

Verbindung zu Pulsumrichtersystemen bei Kleinwindkraftanlagen. Ein Oberschwingungsanteil führt zu

einer erhöhten thermischen Belastung der Betriebsmittel, zu etwaigen Funktionsstörungen von Geräten,

aber auch in der Betriebsführung zu Problemen mit der Erdschlussbehandlung, wenn als

Sternpunkterdung die Petersenspule angewendet wird. Die Impedanz ist dann aufgrund des

Frequenzspektrums nicht mehr auf die 50 Hz Netzfrequenz abgestimmt. Sowohl in der Europanorm EN

50160 [2] als auch in der EN 61000-2-2 [13] sind die zulässigen Pegel der Oberschwingungen nach

gerad- und ungeradzahligen Oberschwingungen bis zur Ordnungszahl 40 als

Oberschwingungsspannung angegeben. Damit ist es möglich, die einzelnen

Oberschwingungsemissionen auf die Anlagen aufzuteilen und in Summe die zulässigen Grenzwerte

nicht zu überschreiten. Um dies zu ermöglichen ist die Beschränkung der Oberschwingungsströme

notwendig. Die Beurteilung erfolgt dann in der Form, dass über die Leistung der Verbraucheranlage und

der am Anschlusspunkt gegebenen Kurzschlussleistung des Netzes entschieden wird, ob

Oberschwingungen negative Auswirkungen auf das Netz haben können. Sofern die Leistung des Netzes

im Verhältnis (Abszissenwert in Abbildung 6) zur Anlagenleistung > 150 ist, kann eine Weiterbehandlung

entfallen. Ist dies nicht der Fall, muss der Oberschwingungslastanteil ermittelt werden. Damit ist eine

Beurteilung des Verhältnisses Oberschwingungslastanteil zur Anlagenleistung möglich (Ordinatenwert in

Abbildung 6). Für den gesamten Oberschwingungspegel ist analog zu [2] der in Tabelle 4 angegebene

Wert von THD = 8 % zulässig, welcher sich aus den Leistungsverhältnissen und definierten

Gewichtungswerten berechnen lässt.


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Im Stromrichter bzw. Umrichterbetrieb kommt es zu den schon behandelten Kommutierungseinbrüchen,

d.h. beim Stromübergang von einem Ventil zum nächsten bricht kurzfristig die Spannung am Ausgang

des Systems durch die Kurzschlussbildung ein. Dieses Phänomen ist in Abbildung 7 dargestellt. Der

Steuerwinkel in diesem Fall beträgt 45° und es zeigt sich einerseits bei 45° als auch bei der Übernahme

vom leitenden Zweig in einer anderen Phase ein Einbruch in den Spannungen der Außenleiter und des

Neutralleiters.

Abbildung 6: Oberschwingungsbeurteilung entnommen a us [6] Seite 53

Der sprunghafte Übergang ist aus signaltheoretischer Sicht nicht möglich, was eine Fourieranalyse

zeigen würde. Das als Gibbssche Phänomen bekannte Überschwingen ist in der Detailabbildung b)

dargestellt. Durch den Einsatz einer vorgeschalteten Drossel kann das Einbrechen gedämpft und damit

die Belastungen von Betriebsmitteln durch höherfrequente Anteile in der Spannung verringert werden.

Abbildung 7: Kommutierungseinbruch entnommen aus [6 ] Seite 76


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Ist die Anlage im Niederspannungsnetz angeschlossen, beträgt der zulässige Einbruch nach Tabelle 9

dKom = 0; 1 und berechnet sich aus dem Zusammenhang

Tabelle 9: Grenzwert des Kommutierungseinbruchs nac h TOR D2 [6]

(3)

Das bedeutet die höchste Abweichung der Netzspannung vom Augenblickswert der Grundschwingung

∆UKom und dem Scheitelwert der Grundschwingung ^U1 jeweils in V. Eine Betrachtung jedes

Umrichtersystems ist zulässig, sofern diese nicht synchron betrieben werden. Maßnahmen, die den

Einfluss der Kommutierung auf das Netz einschränken, sind die Erhöhung der Netzreaktanz am

Anschlusspunkt der Anlage durch Hinzuschalten einer sogenannten Kommutierungsdrossel,

Kompensationsanlagen welche die Einbrüche einschränken und auch die schon als Abhilfemaßnahme

angeführte Erhöhung der Kurzschlussleistung im Netz. Zuletzt bleibt noch die Auswahl einer anderen

Umrichtertype. Grundsätzlich ist eine Beurteilung von Rückwirkungen aufgrund von Kommutierung nur

bei netzgeführten Wechselrichtern notwendig [6]. Durch die Verwendung von selbstgeführten

Wechselrichtern, sind diese Beurteilungen nicht notwendig.

Die Unsymmetrie in den Leiterspannungen wird durch einphasige Erzeugungsanlagen verursacht. Nach

[6] ist deshalb ein Anschluss von solchen Anlagen nur bis zu einer maximalen Nennleistung von 4,6 kVA

zulässig. Diese Beschränkung der Leistung für einphasige Einspeiser stellt sicher, dass die

Spannungsunsymmetrie den in Kapitel 2.3 beschriebenen Grenzwert nicht überschreitet. Dieser Wert ist

auch maßgeblich dafür, ob eine selbsttätig wirkende Freischaltstelle gemäß [30] Anhang A, welche im

Wechselrichter integriert ist, Anwendung finden kann oder ob eine jederzeit zugängige Schaltstelle mit

Lastschalteigenschaften vorhanden sein muss. Erst durch diese Trennstelle ist die Einhaltung der 5

Sicherheitsregeln nach EN 50110-1 Abschnitt 6.2 möglich [15]. Grundsätzlich ist einer dreiphasigen

Einspeisung der Vorzug zu geben und sollte wenn möglich auch für kleinere Erzeugungseinheiten

angestrebt werden.

Im Unterschied zur Trennstelle dient die Entkupplungsstelle mit zumindest Lastschaltvermögen dazu,

das Netz und die Erzeugungsanlage allpolig galvanisch zu trennen, wobei die Trenn- bzw.

Abschaltfunktion unverzögert wirken muss. Im Inselbetrieb ist dies ein vom Generatorschalter

unabhängiger Schalter. Ansonsten kann der Generatorschalter in Doppelfunktion beide Aufgaben

erfüllen. Sofern Inselbetriebsfähigkeit gegeben ist und auch ein Inselnetz betrieben wird, ist auf die

Schutzmaßnahme im Inselnetz und auf den PEN-Leiter in genullten Netzen besonderes Augenmerk zu

legen. Die Schutzmaßnahme in Anlagen des Inselnetzes muss weiter ungestört funktionieren und der

Personen- und Anlagenschutz gewährleistet sein. An der Entkupplungsstelle muss ein Abschalten der

dort auftretenden Kurzschlussleistung, welche durch das Netz und die Erzeugungsanlage selbst

bestimmt ist, möglich sein und der Schalter entsprechend dimensioniert werden. Die Schalt und

Schutzgeräte sind immer gegeneinander abzustimmen. Im Zuge der Standortanalyse muss die zu

erwartende Kurzschlussleistung dem Kunden bekanntgegeben werden.


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Wie schon oben erläutert, muss jede Erzeugungsanlage grundsätzlich einen Beitrag zur

Spannungshaltung im Netz durch Blindleistungslieferung oder -bezug leisten. Um die Spannungshaltung

im Netz beurteilen zu können, muss durch den Netzbetreiber eine Beurteilung des Belastungszustandes

(Schwach- und Starklast) sowie von anderen Erzeugungseinheiten erfolgen. Eine Spannungsregelung

ist bis dato nur auf der Mittelspannung realisiert, weshalb das Spannungstoleranzband den

Betriebsmitteln und dem Belastungszustand angepasst werden muss (siehe dazu auch Abbildung 2.5).

In [5] ist der Beitrag an der Spannungshaltung durch Einspeiser über die Nennleistung der Anlage

definiert. Anlagen mit einer Nennleistung ≤10 kW werden mit einem Leistungsfaktor von λ = 1

berücksichtigt. Erst über 10 kW ist ein aktiver Beitrag an der Spannungshaltung erwünscht und es wird

zwischen einem Leistungsfaktor für Bezug und Lieferung unterschieden. Das bedeutet, dass eine

Anlage Blindleistung beziehen oder auch liefern kann und dies mit unterschiedlichem Leistungsfaktor.

Abbildung 8 zeigt den Ablauf der Beurteilung einer Einspeiseanlage. Nach der Übermittlung des

Datenblatts zur Beurteilung von Netzrückwirkungen oder auch anderen von Netzbetreibern geforderten

Formularen ([7] [8], [9], [10], [11], [12]) wird vom Netzbetreiber der aktuelle Netzzustand im Bereich der

Einspeiseanlage ermittelt. Es erfolgt eine Lastflussberechnung zur Beurteilung der

Spannungsanhebung, bei der die Fälle volle Einspeisung–Niedriglast und keine Einspeisung–Hochlast

berücksichtigt werden.

Abbildung 8: Beurteilung einer Einspeiseanlage am A nschlusspunkt nach TOR D2 modifiziert übernommen

aus [6]

Die Summe aller Einspeiseanlagen auf einem Abzweig darf den gegebenen Grenzwert nicht

überschreiten. Mit der Wiederholrate r der Schaltungen kann die Spannungsänderung berechnet

werden. Nach einer Kurzschlussberechnung nach EN 60909-0 [16], bei der die Kurzschlussleistung SK

nach Betrag und Winkel ermittelt wird, kann eine Flickerbeurteilung durchgeführt werden.


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Kommutierungseinbrüche, welche die Kenngröße THD beeinflussen, werden lediglich durch Vergleich

des Datenblatts der Anlage mit dem Grenzwert beurteilt. Werden die schon genannten Grenzwerte

eingehalten, ist ein Anschluss an das Netz zulässig. Ansonsten müssen entsprechende

Abhilfemaßnahmen getroffen werden. Die behandelten Netzanschlussbedingungen welche, in den

„Technisch Organisatorischen Richtlinien“ festgelegt sind, können auch bei der Beurteilung von

Kleinwindkraftanlagen Anwendung finden, da damit die Forderungen der EN 50160 [2] erfüllt werden.

Die Festlegung der Schutzeinstellungen kann ebenfalls entsprechend den gültigen Vorschriften erfolgen,

da kein Unterschied zu den bisher existenten Anlagen wie z.B. Photovoltaik besteht. Der Unterschied

liegt lediglich im zusätzlich notwendigen Gleichrichter, welcher aber auf die Netzqualität keinen Einfluss

hat.

2.5 Internationale NAB

2.5.1 Einleitung

Neben den in Österreich gültigen Empfehlungen zur Beurteilung von Netzrückwirkungen, welche in

Kapitel 2.4 behandelt wurden, gab es gleichzeitig auch in Deutschland mit den VDEW Grundsätzen für

die Beurteilung von Netzrückwirkungen und in der Schweiz die Norm SEV 3600, welche die

Begrenzungen von Beeinflussungen in Stromversorgungsnetzen behandelten.

Im Zuge eines Konsolidierungsprozesses wurden aufgrund von Entwicklungen auf dem Gebiet der

elektromagnetischen Verträglichkeit sowie auch mit Einführung einer europäischen Norm für die

Beurteilung der Spannungsqualität in öffentlichen Versorgungsnetzen [18] vorerst die schweizerischen

an die österreichischen Standards mit Hinweisen auf nationale Gesetze angeglichen. Einige Zeit später

folgte in einer Neuauflage eine Ausweitung auf die Länder Deutschland und Tschechien sowie die

Erstellung eines gemeinsamen Dokuments in Anlehnung an die österreichischen Technisch

Organisatorischen Richtlinien (TOR), welches 2004 zum ersten Mal unter dem Namen D-A-CH-CZ

Technische Regeln zur Beurteilung von Netzrückwirkungen publiziert wurde, welches in deutscher,

englischer, französischer, italienischer und tschechischer Sprache aufliegt.

Die folgenden Ausführungen orientieren sich an diesem Regelwerk [17] und sind, sofern nicht anders

vermerkt, mit diesem in Verbindung zu bringen. Die Definition

„Die Spannungsqualität an einem bestimmten Netzpunkt ist Resultat der Summenwirkung der in diesem

Netz von Betriebsmittelseite verursachten Netzrückwirkungen “

aus [33], Seite 17 beschreibt die Wechselwirkung zwischen dem Netz und den daran angeschlossenen

Betriebsmitteln. Es ist deshalb unumgänglich, um die Versorgungsqualität nach [18] sicherzustellen

entsprechende Beurteilungsmechanismen zu etablieren. Dazu ist es auch notwendig, die

anzuschließenden Geräte in ihren Störaussendungen einzuschränken und dementsprechend zu

fertigen.

Die Grenzwerte der Störaussendungen sowie der Beeinflussung des Netzbetriebs durch die

Erzeugungsanlagen sind in allen Punkten gleich den in Kapitel 2.4 erläuterten. Hinsichtlich der

Beurteilung von Erzeugungsanlagen gibt es in [17] Kapitel 10 Abweichungen bzw. nationale Vorschriften

in den Ländern.


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2.5.2 Deutschland

In Deutschland gelten weiterhin die VDEW Richtlinien für den Anschluss und Parallelbetrieb von

Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz bzw. Mittelspannungsnetz. Wiederum werden hier nur

Anschlüsse für Anlagen am Niederspannungsnetz betrachtet, deren Beurteilungsgrundlagen in [18]

beschrieben sind.

Zu Beginn steht eine Begriffsbestimmung analog der in den D-A-CH-CZ und TOR Regeln. Die

Spannungsanhebung ∆ua ist definiert die Differenz der Spannung in einem beliebigen Punkt des Netzes

mit und ohne Einspeisung. [18]. Der Wert der Spannungsanhebung berücksichtigt alle

Erzeugungsanlagen entlang des Abzweiges (auch jene auf der Mittelspannungsebene) und darf im

Gegensatz zur österreichischen Regelung (Tabelle 10) betragen. Dieser Grenzwert kann aber, falls dies

der Zustand des Netzes verlangt, nach unten gelegt werden, um die Grenzen der Versorgungsspannung

und auch deren Qualität einhalten zu können.

Tabelle 10: Grenzwert für die Spannungsanhebung

Spannungsänderungen haben den in Tabelle 11 angegebenen Grenzwert. Ähnlich wie in den TOR

Regeln können höhere Grenzwerte zugelassen werden, sofern die Spannungsänderung nur sehr selten

auftritt (verursachender Schaltvorgang nur beispielsweise einmal am Tag).

Tabelle 11: Grenzwert für die Spannungsänderung

TOR Regeln können höhere Grenzwerte zugelassen werden, sofern die Spannungsänderung nur sehr

selten auftritt (verursachender Schaltvorgang nur beispielsweise einmal am Tag). Sofern mehrere

Schaltvorgänge in einem Verknüpfungspunkt durch mehrere Anlagen gleichzeitig auftreten, ist denkbar,

diese zeitlich zu staffeln, um den geforderten Grenzwert der Spannungsänderung nach Tabelle 11

einhalten zu können.

Die Flickergrenzwerte sind analog zur TOR laut Tabelle 8 definiert. Ist die Anlage nachweislich nach den

Anforderungen der EN 61000-3-3 [19] und EN 61000-3-11 [20] gebaut und geprüft, ist ein Betrieb

grundsätzlich zulässig.

Für Oberschwingungen gilt, dass ein Betrieb grundsätzlich erlaubt ist, sofern EN 61000-3-2 [21] und EN

61000-3-12 [23] erfüllt sind. Ansonsten sind die Grenzwerte für Oberschwingungsströme – anders als in

den TOR wo Oberschwingungsspannungen behandelt werden – in Bezug auf deren Ordnungszahl

angegeben (siehe dazu [18] Seite 33).

Die in den TOR aber auch D-A-CH-CZ-Regeln behandelten Kommutierungseinbrüche sind in den

VDEW Richtlinien nicht angeführt, hingegen analog ist der Wert für einphasige Einspeisung bis zu einer

Leistung von 4,6 kVA zulässig. Eine Ausnahme wird für Photovoltaikanlagen gewährt, wo eine

einphasige Einspeisung bis zu 5 kWp erlaubt ist.


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Neben den Bedingungen für den Anschluss einer Erzeugungsanlage müssen auch die

Betriebsbedingungen definiert werden. Im deutschen Regelwerk sind die Zuschaltbedingungen nach

einem Netzausfall oder die Zuschaltung nach einem Stillstand genau festgelegt. Speziell für Anlagen mit

Wechselrichtern ist zu beachten, dass eine Zuschaltung erst unter den nach Tabelle 12 festgelegten

Kriterien erfolgen darf. Dies stellt sicher, dass während der Zuschaltung keine unzulässigen Störungen

auftreten.

Tabelle 12: Zuschaltbedingung für Frequenzumrichter nach [18]

Ist die Anlage in Betrieb und kommt es zu einer Störung muss diese mit Schutzorganen versehen, vom

Netz getrennt werden. Kriterien für die Abschaltung, entweder über eine eigenständige

Schutzeinrichtung oder über die schon erwähnte ENS (Einrichtung zur Netzüberwachung mit jeweils

zugeordnetem Schaltorgan), sind nach [18] in Tabelle 13 beschrieben. Die Vorschrift hinsichtlich

Entkupplung ist im Vergleich zur österreichischen dahingehend strenger als dass die Anlagen im

Fehlerfall länger am Netz bleiben müssen. Das wiederum ist eine Herausforderung für den Bau von

Wechselrichtersystemen, da damit gegebenenfalls auch Kurzschlussströme geliefert werden müssen.

Tabelle 13: Schutzeinstellungen nach [18] Seite 23

Vor Zuschaltung der Erzeugungsanlage an das Netz müssen sowohl die Spannung als auch die

Frequenz mindestens 30 s innerhalb der Grenzwerte sein, welche an den Schutzorganen eingestellt ist.

[23] Derzeit ist der Entwurf der neuen Niederspannungsrichtlinie in Begutachtung und sollte im Juli 2011

veröffentlicht werden. Die wesentlichen Änderungen betreffen die folgenden Punkte [24]:

• Spannungsanhebung: Im Entwurf ist eine Erhöhung auf 3 % anstatt der bisherigen in [18]

festgelegten 2 % vorgesehen. Dieser Wert gilt in jedem Punkt des Netzes und entspricht damit

dem in [17] und in Österreich, Tschechien und der Schweiz gültigen Wert.

• Einspeiseanlagen müssen in Zukunft Blindstrom bereitstellen können und damit auch im

Niederspannungsnetz zur Spannungshaltung, zur Bedämpfung von Schwankungen und zur

lokalen Kompensation von ohmsch-induktiven Lasten beitragen können. Einspeiser mit einer

Nennscheinleistung über 3,86 kVA Nennleistung müssen deshalb von cos(φ) = 0; 95untererregt bis

cos(φ) = 0; 95übererregt abdecken können. Anlagen über 13,8 kVA bis cos(φ) = 0; 90.


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• Erzeugungsanlagen sollen künftig bei einer Überfrequenz nicht mehr sofort vom Netz getrennt

werden, sondern es ist eine frequenzabhängige Leistungsreduktion vorgesehen, welche die

Stabilität des gesamten Netzes sicherstellt. Im Falle einer sofortigen Abschaltung der gesamten

Einspeiseleistung kann dies sonst zu ernsthaften Stabilitätsproblemen führen.

Die neue deutsche Niederspannungsrichtlinie berücksichtigt vor allem Photovoltaik- und Biogas-

Erzeugungsanlagen. Kleinwindkraftanlagen werden nicht gesondert behandelt weshalb Abstimmungen

mit den zuständigen Netzbetreibern notwendig sind. [25]

2.5.3 Schweiz

In der Schweiz werden für die Beurteilung der Einspeiseanlagen grundsätzlich die gültigen D-A-CHCZ-

Regeln [17] angewendet. Im Zuge der Antragsstellung auf Netzeinspeisung muss die zusätzliche

Einschränkung, dass Erzeugungsanlagen über 3 kVA einphasig und 10 kVA mehrphasig einem

Verfahren nach der Verordnung über das Planungsgenehmigungsverfahren für elektrische Anlagen vom

2. Februar 2000 Nr. 734.25 [26] unterliegen, berücksichtigt werden. Die selben Leistungsgrenzen gelten

auch für eine Meldepflicht beim ESTI (Eidgenössisches Starkstrominspektorat).

Der gesamte Prozess für den Anschluss einer Energieerzeugungsanlage ist in den Werkvorschriften der

Netzbetreiber - Ausgabe 2010 geregelt. Dort wird nicht zwischen verschiedenen Primärenergiequellen

unterschieden bzw. gibt es keine speziellen Regelungen für Kleinwindkraftanlagen. [27]. Diese

Werkvorschriften entsprechen den in Österreich publizierten Ausführungs- und

Netzanschlussbestimmungen. Aufgrund der Tatsache, dass in der Schweiz 120 Verteilnetzbetreiber tätig

sind können an dieser Stelle die Schutzeinstellungen und besonderen Forderungen für den Anschluss

von Erzeugungsanlagen nicht einzeln angeführt werden, doch kann gesagt werden, dass grundsätzlich

die Einstellungen analog denen in Deutschland vorgenommen werden. Dies ist auch in den

Parametersätzen von diversen Wechselrichterherstellern wiederzufinden (Tabelle 13).

2.5.4 Tschechien

Ebenso wie in Deutschland werden in Tschechien die gültigen D-A-CH-CZ-Regeln [17] zur Beurteilung

von Erzeugungsanlagen herangezogen. Aufgrund von Problemen mit hoher Einspeiseleistung im Netz

und den einhergehenden Stabilitätsproblemen wurden bis auf weiteres keine neuen Anlagen

zugelassen. Das Energetikgesetz steht vor einer Revision, welche den Anschluss wiederum ermöglichen

wird.

In Tschechien kommt für den Entkupplungsschutz von Kleinst-Generatoren ebenfalls die EN 50438 [23]

zur Anwendung. Der nationale Anhang gibt für die Schutzeinstellungen zur Entkupplung der Anlagen im

Störungsfall die Werte wieder.


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Tabelle 14: Schutzeinstellungen nach [23]

2.5.5 Belgien

In Belgien kommt zur Beurteilung von Erzeugungsanlagen im Parallelbetrieb mit dem Verteilnetz die

Vorschrift C10/11 [28 zur Anwendung. Diese beschreibt sowohl den Betrieb von Erzeugungsanlagen ≤ 1

MVA und > 1 MVA parallel zum Nieder- und Mittelspannungsnetz. Die Grenzwerte der Flicker und

Harmonischen auf der Niederspannungsebene werden in einer eigenen Vorschrift C10/19 beschrieben

[29].

Verschiedene Möglichkeiten der Ausführung von Anschlüssen sind in [30] angeführt. Einphasiger

Anschluss ist bis zu einer Nennleistung < 10 kW vorgesehen. Um die Trennung der Anlage vom Netz im

Fehlerfall sicherzustellen muss ein Schutzorgan vorgesehen werden, welches mit den Parametern aus

Tabelle 15 versehen werden muss [23]. Im Falle dass Inselnetzfähigkeit besteht muss noch ein

zusätzliches Kriterium für die Abschaltung herangezogen werden.


Bei nicht Inselnetzfähigen Erzeugungsanlagen kann die U <<-Stufe nach Tabelle 15 entfallen.

Tabelle 16: Schutzeinstellungen für Inselnetzfähigk eit nach [23]

Bei nicht Inselnetzfähigen Erzeugungsanlagen kann die U <<-Stufe nach Tabelle 15 entfallen. Für

kleinere Einheiten, die mit einer selbsttätig wirkenden Entkupplungseinrichtung versehen sind, gelten die

in Tabelle 2.17 angeführten Einstellwerte für den Schutz. Für einphasig angeschlossene

Erzeugungsanlagen ≤ 5 kW sind verbindlich die in Tabelle 17 angeführten Werte zu verwenden.


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2.5.6 Spanien

Die Netzbetreiber in Spanien bedienen sich neben der Niederspannungsrichtlinie RD 842/2002 [31] bei

der Beurteilung von Erzeugungsanlagen dem Anhang zum nationalen Gridcode für

Niederspannungsnetze mit der Bezeichnung ICT-BT 40 Niederspannung-Stromerzeugungsanlagen [33].

Darin ist festgehalten, dass bei dreiphasigem Anschluss maximal 100 kVA und bei einphasigem

Anschluss maximal 60 kVA Nennleistung je Abzweig in Summe installiert werden darf. Für

Nennleistungen über 5 kVA sind ein dreiphasiger Anschluss bzw. drei einphasige Anschlüsse

vorgeschrieben. Speziell für Synchrongeneratoren gilt, dass eine Zuschaltung an das Netz erst dann

erfolgen darf, wenn folgende Synchronisierbedingungen eingehalten werden:

Tabelle 17: Synchronisierbedingung nach [32]

Dies ist vergleichbar mit der Synchronisierbedingung für Deutschland Tabelle 12, ist jedoch bei der

Frequenzzuschaltbedingung strenger. Um die Spannungshaltung im Niederspannungsnetz zu sichern ist

von den Einlieferanlagen die Möglichkeit gefordert, den Leistungsfaktor im Bereich 0,8 - 1 variieren zu

können. Bezüglich Flickeremissionen werden in diesem Dokument keine Angaben gemacht, jedoch wird

auf die EN 61000 hingewiesen, welche die elektromagnetische Verträglichkeit behandelt und damit die

Grenzwerte für die Emissionen durch angeschlossene Geräte vorgibt [13], [19], [20], [21], [22]. Die

Qualität der Versorgungsspannung wird wie auch in anderen europäischen Ländern durch die EN 50160

[32] definiert. Die Entkupplungsbedingungen für angeschlossene Erzeugungseinheiten in spanischen

Netzen haben nach [33] die in Tabelle 19 festgelegten Werte.

Im Vergleich zu den Angaben für Photovoltaikanlagen in [23] fällt auf, dass zumindest Zeiten für die

Fehlerklärung bei Unter- und Überspannung angegeben sind und der Frequenzbereich enger ist. Es ist

davon auszugehen, dass für Kleinwindkraftanlagen dieselben Einstellungen wie bei Photovoltaik gelten,

da die Einspeisung auch über einen Wechselrichter erfolgt. Netzbetreiber publizieren ergänzende

Parallellaufbedingungen, welche Anschlussbedingungen an das jeweilige Netz konkretisieren [34]. Bei

den beiden anderen Betreibern wurden im Zuge der Recherche keine Dokumente aufgefunden.

Tabelle 18: Schutzeinstellungen für Anlagen nach [3 3]


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2.5.7 Frankreich

Frankreich hat als nationalen Standard die Vorschrift NF C15-100, welche im Wesentlichen einer Norm,

die den Anschluss an das Niederspannungsnetz regelt, entspricht. Weiters ist auch die Regelung NF

C14-100 gültig. Diese Normen für den Netzanschluss werden um die Parallellaufbedingungen von

Erzeugungsanlagen zum Netz [35] der EDRF ergänzt, welche die Werte für Flicker, Harmonische und

Leistungsfaktor beinhalten jedoch ist nicht vorgesehen, dass Erzeugungsanlagen Blindleistung liefern

oder beziehen. Unsymmetrien sind in den Anschlussbedingungen explizit nicht behandelt.

Bemerkenswert ist, dass ein einphasiger Anschluss für Anlagen bis 18 kVA und ein dreiphasiger

Anschluss bis zu 250 kVA im Niederspannungsnetz erlaubt sind. Der zulässige Langzeitflickerwert

beträgt

Tabelle 19. Grenzwert des Langzeitflicker [35]

Entkupplungsbedingungen für Erzeugungsanlagen sind in deren Beträgen in Anlehnung an die

deutschen Werte festgelegt worden, welche aber keine Zeiten vorgeben. Für Frankreich gültige Werte

sind Tabelle 2.21 zu entnehmen. Die angeführten Werte gelten für Anlagen mit einer Nennleistung >10

kVA (Type 2.1 Anlagen). Für Anlagen < 10 kVA (Type 2.2 Anlagen) entfällt das Frequenzkriterium.


2.5.8 Italien

Beurteilung von Erzeugungsanlagen in Italien erfolgt unter Berücksichtigung der Norm CE11-20 des

Comitato Elettrotecnico Italiano sowie den Parallellaufbedingungen DK 5949 des Verteilnetzbetreibers

ENEL [36]. Einphasiger Anschluss ist bis zu einer Nennleistung von 6 kW zulässig, wobei der Anschluss

an das Niederspannungsnetz mit einer maximalen Leistung von 50 kW je Anlage beschränkt ist. Bei

dreiphasigem Anschluss darf die Unsymmetrie nicht größer als 6 kW sein. Bei höheren Leistungen ist

ein Anschluss auf Mittelspannungsebene notwendig. Die beiden Vorschriften verlangen für die

Oberschwingungen einer Erzeugungsanlage <500 kVA THD und auch Flickeremissionen müssen den

Vorschriften der EN 61000 genügen [19], [20], [21], [22].

Tabelle 21: Grenzwert THD (Total Harmonic Distortio n) nach CE11-20 und DK 5949


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Die Spannung muss nach EN 50160 innerhalb von Un ± 10 % liegen, wobei bezüglich

Spannungsanhebung und Spannungsschwankungen keine Aussagen getroffen werden. Auch in Italien

gilt, dass die Einspeisung mit einem Leistungsfaktor 1 erfolgen muss. Die Entkupplungsstelle kann

entweder mit einer eigenständig wirkenden Freischalteinrichtung (für Anlagen bis 6 kW einphasig oder

20 kW dreiphasig) oder auch eigenständigen Schutzrelais erfolgen. Die Einstellparameter entnommen

aus [35] lauten


2.5.9 Niederlande

Ähnlich der Situation in der Schweiz sind in den Niederlanden auch viele Verteilnetzbetreiber tätig,

weshalb eine einheitliche Vorgehensweise in der Anschlussbeurteilung nicht gegeben ist. Der Gridcode,

veröffentlicht von der niederländischen Energiekammer (Regulierungsbehörde), wurde aktuell

überarbeitet [37]. Die Einspeisung darf demnach nur bis zu einer Leistung von 5,5 kVA einphasig und

darüber dreiphasig erfolgen und hat je nach Anforderung mit einem variablen Leistungsfaktor von 0,9

kapazitiv bis 0,9 induktiv zu erfolgen. Bezüglich Oberschwingungen der Generatoren müssen die

Grenzwerte aus EN 60034-1 [38] eingehalten werden. Da auch in den Niederlanden die EN 50160 gilt

und diese im Gridcode verankert ist muss die Einhaltung der Grenzwerte sichergestellt werden. Damit ist

es unumgänglich, auch die in der Normenreihe EN 61000 geforderten Werte einzuhalten.

Bei den Schutzeinstellungen wird nach Anlagen <5 kVA Nennleistung nach Tabelle 24 und >5 kVA

Tabelle 25 unterschieden. Eine Wiederzuschaltung ans Netz darf für Anlagen <5 kVA unmittelbar nach

der Spannungswiederkehr erfolgen. Anlagen über dieser Leistungsgrenze müssen einige Minuten (nicht

näher spezifiziert) warten, bevor eine Synchronisierung erfolgen darf.

Tabelle 23: Schutzeinstellungen nach [37] für Anlag en < 5 kVA Seite 16


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Tabelle 24: Schutzeinstellungen nach [37] für Anlag en >5 kVA Seite 15

2.5.10 Kroatien

Kroatien ist wie die Schweiz, im Gegensatz zu den anderen bisher behandelten Ländern, nicht Mitglied

in der Europäischen Union. Als Beitrittskandidat wird das Land jedoch danach trachten und auch die

Verpflichtung haben, europäische Legislative und damit verbundenes Normenwesen zu übernehmen

und lokale Normen und Vorschriften entsprechend anzupassen. Von der Regulierungsbehörde HERA

(www.hera.hr) wurde zur Erfüllung des gesetzlichen Auftrages der Gridcode [38] publiziert. Darin ist, wie

auch in allen anderen Ländern, die Prozedur bzw. auch technische Regelung zur Erlangung eines

Anschlusses von Erzeugungseinheiten beschrieben. Ebenfalls ist dort die Versorgungsqualität in

Verteilnetzen beschrieben. Alle in den folgenden Tabelle 26 und 27 angeführten Werte gelten seit dem

Jahr 2010. Die Nominalfrequenz beträgt 50 Hz und darf im Normalbetrieb um ±0,5 Hz, im Störungsfall

um -2,5 Hz/+1,5 Hz abweichen. Für die Frequenzhaltung und -regelung ist der

Übertragungsnetzbetreiber verantwortlich. Neben der Frequenz wird im Gridcode auch die

Spannungsqualität festgelegt. Die zulässigen Grenzwerte sind in Tabelle 26 angeführt.

Tabelle 25: Grenzwerte der Versorgungsspannung [39]

Für den Oberschwingungsgehalt und die damit verbundene Kenngröße des THD gilt, Flickeremissionen

in das Netz müssen in geeigneter Form begrenzt werden und innerhalb fest gelegter Grenzen gehalten

werden.

Tabelle 26: Grenzwert THD (Total Harmonic Distortio n) [39]

Die Grenzwerte liegen für den Langzeitflicker bei Plt < 0,5 und für Kurzzeitflicker bei Pst < 0,7.

Spannungsunsymmetrien dürfen 1,3 % der Nennspannung am Verknüpfungspunkt mit dem Verteilnetz

nicht überschreiten. Um dies messtechnisch erfassen zu können, müssen zur Bewertung 95 % der 10

Minuten-Mittelwerte der Effektivwerte der Spannung innerhalb einer Woche herangezogen werden, für

die dieser Wert gültig ist.


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Für den Netzanschluss von Erzeugungseinheiten sind 500 kW die Grenze welche entweder an der

Niederspannungsverteilung in der Transformatorstation oder im Netz eingespeist werden kann.

Limitierend wirken dabei der MS/NS-Transformator, die Kurzschlussleistung oder aber Überschreitungen

der vorhin angeführten Grenzwerte sowie unzulässige Beeinflussungen der anderen Kunden. Für die

Zuschaltung von Synchrongeneratoren in Kleinwindkraftanlagen gilt Tabelle 28.

Tabelle 27: Synchronisierbedingung nach [38]

Werden hingegen Asynchrongeneratoren verwendet, dürfen diese erst bei Erreichen einer Drehzahl von

±5 % der Synchrondrehzahl zugeschaltet werden. Anders als Photovoltaikanlagen (welche keinen

Beitrag leisten müssen) sollen sich Windenergieanlagen an der Spannungshaltung mit einem variablen

Leistungsfaktor zwischen cos(φ) = 0,85 induktiv und 1 beteiligen. Erzeugungsanlagen müssen im

Fehlerfall, sofern nicht anders vereinbart, vom Netz getrennt werden wobei die

Entkupplungsbedingungen gelten.


Im Zuge der Inbetriebsetzung sind Tests und Überprüfungen an der Anlage vorzunehmen, wobei

vor allem

• die Zu- und Wegschaltung

• die Entkupplung

• die Grenzwerte der elektrischen Größen

• die vereinbarten Werte an der Übergabestelle sowie die Qualität an dieser

getestet werden müssen [39]. Sogenannten Micro-Power Stations ist ein eigener Abschnitt gewidmet. Es

handelt sich dabei um kleinste Erzeugungseinheiten, welche einphasig (bis zu 5 kW) und dreiphasig (bis

zu 30 kW) an das Niederspannungsnetz angeschlossen werden können. Überschüssige Energie wird in

das Netz eingespeist. Minimumanforderungen sind, dass an der Übergabestelle eine Messung installiert

wird, mit welcher Spitzenwerte oder der Lastgang (in diesem Fall Erzeugungsgang) ermittelt werden

kann. Andere Anforderungen müssen vom jeweiligen Netzbetreiber festgelegt werden.


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2.5.11 Großbritannien

In Großbritannien wurde von der Energy Networks Association im November 2010 der Distributed

Generation Connection Guide [40] publiziert. Dieser beschreibt den Prozess für den Anschluss von

Erzeugungsanlagen (erneuerbare Energie, Müllverbrennungen und Kraft-Wärme-Kopplungen) an das

Verteilnetz und beruht auf der Engineering Recommendation G59/2 „Recommendations for the

Connection of Generating Plant to the Distribution Systems of Licensed Distribution Network Operators“,

welche ebenfalls von der Energy Networks Association herausgegeben wird. Es wird darin auf die

Recommendation G83/1-1 „Recommendations for the Connection of Small-scale Embedded Generators

(Up to 16 A per Phase) in parallel with Public Low-Voltage Distribution Networks“ verwiesen. Die

Grenzwerte der Einspeiseleistungen betragen 3,6 kW einphasig bzw. 11 kW dreiphasig für die

Behandlung nach der Vorschrift G83/1. Anlagen mit größerer Nennleistung brauchen grundsätzlich

einen dreiphasigen Anschluss und müssen über die Engineering Recommendation G59/1 abgehandelt

werden.

Die Nennspannung des Netzes bzw. die Nennfrequenz und deren Toleranzen betragen 230/400 V +10/-

6% und 50 Hz ±1 % [41]. Für die Harmonischen wird auf die Europanorm EN 61000-3-2 [21] Klasse A

und für Flickergrenzwerte auf EN 61000-3-3 [19] verwiesen. Im Betrieb müssen Anlagen auf einen

Leistungsfaktor von 0,95 kapazitiv bis 0,95 induktiv eingestellt werden können.

Im Falle eines Fehlers müssen die Schutzeinrichtungen dafür Sorge tragen, dass die Erzeugungsanlage

vom Netz getrennt wird. Die Einstellungen werden in Tabelle 30 angeführt.


Verwendete Geräte müssen einer Typprüfung nach dieser Vorschrift unterzogen werden welche im Zuge

des Bewilligungsverfahrens vorgelegt werden muss. Viele Hersteller von Wechselrichtern haben diese

Prüfzertifikate als Typprüfprotokolle bereits vorliegen. Bei Vorlage dieser ist ein vereinfachtes

Genehmigungsverfahren für Erzeugungsanlagen möglich. Speziell im Annex E Micro-Wind der

Engineering Recommendation [41] werden Anforderungen für den Anschluss von Kleinwindkraftanlagen

beschrieben. Der genaue Inhalt kann mangels Zugang nicht erläutert werden.


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2.5.12 Zusammenfassung

Tabelle 31 gibt einen Überblick über die Anschlussbedingungen von Kleinwindanalgen in den

unterschiedlichen Ländern. Im speziellen sei an dieser Stelle auch auf die European Distributed Energy

Resources Laboratories e.V. (DERlab) hingewiesen, welche sich mit der Integration von verteilten

Erzeugungssystemen in die Energieversorgungsnetze beschäftigen. Auf der Homepage dieser

Institution ist eine Datenbank installiert, die für verschiedenste Länder die einschlägig gültigen

Vorschriften und Regelungen enthält. Es besteht dort auch die Möglichkeit der Filterung nach

verschiedensten Primärenergiequellen, um an noch detailliertere Informationen zu gelangen. www.der-

lab.net (5.4.2011).


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Tabelle 30: Zusammenfassung Netzanschlussbedingunge n


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3 Literaturverzeichnis

[1] Bundesministerium für Wirtschaft, Familie und Jugend, “EG Konformitätserklärung,”

http://www.bmwfj.gv.at/Unternehmen/gewerbetechnik/Seiten/EG-

Konformit%C3%A4tserkl%C3%A4rung.aspx (26.3.2011).

[2] Merkmale der Spannung in öffentlichen Elektrizitätsversorgungsnetzen, Österreichischer Verband

für Elektrotechnik Std. EN50 160, 2011.

[3] Bundesgesetzblatt für die Republik Österreich, Republik Österreich Std. 322, September 1998.

[4] Errichtung von elektrischen Anlagen mit Nennspannungen bis AC 1000 V und DC 1500 V Teil 1:

Begriffe und Schutz gegen elektrischen Schlag (Schutzmaßnahmen), Österreichischer Verband für

Elektrotechnik Std. E 8001-1, 2010.

[5] Technische und Organisatorische Regeln für Betreiber und Benutzer von Netzen (TOR) -

Hauptabschnitt D4 Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen mit Verteilernetzen, e-control Std. D4,

Rev. 2.0.

[6] Technische und Organisatorische Regeln für Betreiber und Benutzer von Netzen (TOR) -

Hauptabschnitt D4 Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen mit Verteilernetzen, e-control Std. D2,

Rev. 2.2.

[7] BEWAG Netz, “Einspeiser werden,” http://www.bewagnetz.at/index.php?id=2500 (21.3.2011).

[8] EVN Netz GmbH, “Datenblatt einer Ökostromanlage,”

http://www.evn.at/Privatkunden/Produkte/Strom/Optima-

SonnenStrom/Datenblatt_Okostromanlage.aspx (21.3.2011).

[9] Salzburg Netz, “Formulare,” http://salzburg-netz.at/Formulare.1770.0.html (21.3.2011).

[10] VWK Netz AG, “Netzanschluss Erzeuger,” http://www.vkw-netz.at/inhalt/at/168.htm (21.3.2010).

[11] TIWAG Netz AG, “Datenblatt zur Beurteilung von Netzrückwirkungen,” http://www.tiwag-

netz.at/imperia/md/content/www_tiwag_netz_at/stromnetz/datenblatt_netzrueckwirkungen.pdf

(21.3.2011).

[12] Energie AG Oberösterreich, “Datenblatt zur Beurteilung von Netzrückwirkungen,”

http://www.energieag.at/eagat/resources/284094835607631929_326148684838171008.pdf

(21.3.2011).

[13] Elektromagnetische Verträglichkeit (EMV) Teil 2-2: Umgebungsbedingungen –

Verträglichkeitspegel für niederfrequente leitungsgeführte Störgrößen und Signalübertragung in

öffentlichen Niederspannungsnetzen, Österreichischer Verband für Elektrotechnik Std. EN61 000-

2-2, 2003.

[14] Photovoltaische Energieerzeugungsanlagen, Österreichischer Verband für Elektrotechnik Std.

E2750, 2004.


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[15] Betrieb von elektrischen Anlagen, Österreichischer Verband für Elektrotechnik Std. EN50 110,

2007.

[16] Kurzschlussströme in Drehstromnetzen Teil 0: Berechnung der Ströme, Österreichischer

Verband für Elektrotechnik Std. EN60 909-0, 2002.

[17] D-A-CH-CZ Technische Regeln zur Beurteilung von Netzrückwirkungen, VEÖ - Verband der

Elektrizitätsunternehmen Österreichs, VSE - Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen,

CSRES - Ceske sdruzeni regulovanych elektroenergetickych spolecnosti, VDN – Verband der

Netzbetreiber Std., Rev. 2, 2007.

[18] Eigenerzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz - Richtlinie für Anschluss und Parallelbetrieb

von Eigenerzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz, Verband der Elektrizitätswirtschaft -

VDEW - e.V. Std., Rev. 4, 2001.

[19] Elektromagnetische Verträglichkeit (EMV) Teil 3-3: Grenzwerte - Begrenzung von

Spannungsänderungen, Spannungsschwankungen und Flicker in öffentlichen Niederspannungs-

Versorgungsnetzen für Geräte mit einem Bemessungsstrom = 16 A je Leiter, die keiner

Sonderanschlussbedingung unterliegen, Österreichischer Verband für Elektrotechnik Std. EN61

000-3-3, 2006.

[20] Elektromagnetische Verträglichkeit (EMV) Teil 3-11: Grenzwerte Begrenzung von

Spannungsänderungen, Spannungsschwankungen und Flicker in öffentlichen Niederspannungs-

Versorgungsnetzen Geräte und Einrichtungen mit einem Bemessungsstrom = 75 A, die einer

Sonderanschlussbedingung unterliegen, Österreichischer Verband für Elektrotechnik Std., 2001.

[21] Elektromagnetische Verträglichkeit (EMV) Teil 3-2: Grenzwerte - Grenzwerte für

Oberschwingungsströme (Geräte-Eingangsstrom = 16 A je Leiter), Österreichischer Verband für

Elektrotechnik Std. EN61 000-3-2, 2006.

[22] Elektromagnetische Verträglichkeit (EMV) Teil 3-12: Grenzwerte - Grenzwerte für

Oberschwingungsströme, verursacht von Geräten und Einrichtungen mit einem Eingangsstrom >

16 A und = 75 A je Leiter, die zum Anschluss an öffentliche Niederspannungsnetze vorgesehen

sind, Österreichischer Verband für Elektrotechnik Std. EN61 000-3-12, 2005.

[23] Anforderungen für den Anschluss von Kleinst-Generatoren an das öffentliche

Niederspannungsnetz, Österreichischer Verband für Elektrotechnik Std. EN50 438, 2009.

[24] D. Kerber, “Empfehlungen zur Richtlinie zum Anschluss von Erzeugungsanlagen an das

Niederspannungsnetz,” Technische Universität München - Fachgebiet Elektrische

Energieversorgung, Tech. Rep., 2009.

[25] Wind-Ing Sachverständiger Jens Altemark ([email protected]), “Gutachten über kleine

Windenergieanlagen am Hausanschluss bzw. im Niederspannungsnetz,”

http://anlagengutachter.de/artikel/6916_wea_wka_kleine_windenergieanlage_bis_100kw_am_ha

usanschluss_neue_niederspannungsrichtlinie_ab_juli_2011_erwartet.html (3.4.2011).

[26] “Verordnung über das Planungsgenehmigungsverfahren für elektrische Anlagen vom 2. Februar

2000 Nr. 734.25,” http://www.admin.ch/ch/d/sr/7/734.25.de.pdf (3.4.3011).


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[27] “Werkvorschriften der Verteilnetzbetreiber,” http://www.werkvorschriften.ch/ (3.4.2011).

[28] Specifieke technische Voorschriften voor decentrale Productie-Installaties die in parallel werken

met het distributienet, Synergrid Std. C10/11, 2009.

[29] Aansluiten van storende belastingen in laagspanning, Synergrid Std. C1019, 2006.

[30] Technisch lastenboek - aanvullende Specifieke technische Voorschriften voor het aansluiten

van decentrale Productieinstallaties die in parallel werken met het het Distributienet, Sibelga Std.,

09 2009.

[31] Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento electrotécnico

para baja tensión, http://noticias.juridicas.com/base_datos/Admin/rd842-2002.html (4.4.2011),

Ministerio de ciencia y Tecnologia Std. 842/2002.

[32] Merkmale der Spannung in öffentlichen Elektrizitätsversorgungsnetzen, Österreichischer

Verband für Elektrotechnik Std. EN50 160, 2011.

[33] Instalaciones generadoras de baja tensión, http://www.tuveras.com/reglamentos/rebtic/itc-bt-

40.htm (4.4.2011), Ministerio de ciencia y Tecnologia Std. ICT-BT-40.

[34] Condiciones técnicas de la instalación de autoproductores, Iberdrola Std. MT 3.53.01, Rev. 02,

2007.

[35] Modèle de Contrat de Raccordement, d’Accès et d’Exploitation (CRAE) pour une installation de

production de puissance < 36 kVA raccordée au réseau public de distribution basse tension,

http://www.erdfdistribution.fr/medias/DTR_Racc_Prod/ERDF-FOR-CF_15E.pdf (4.4.2011),

Électricité Réseau Distribution France Std. ERDF-FOR-CF-15E, Rev. V 9.

[36] Criteri di allacciamento di impianti di produzione alla rete bt di Enel distribuzione,

http://www.enel.it/it-IT/doc/reti/enel_distribuzione/dk5940.pdf (4.4.2011), Enel S.p.A Std. DK

5940, Rev. Ed. 2.2 - 1/47, 2007.

[37] Netcode Elektriciteit,

http://www.energiekamer.nl/images/Netcode%20Elektriciteit%20per%2011%20januari%202011_t

cm7-140653.pdf (4.4.2011), NMa - Energiekamer Std., 2011.

[38] Drehende elektrische Maschinen Teil 1: Bemessung und Betriebsverhalten, Nederlands

Normalisatie-instituut Std. EN 60 034-1, 2004.

[39] Grid Code, http://www.hep.hr/ops/en/documents/Grid_Code.pdf (4.4.2011), Hrvatska energetska

regulatorna agencija Std.

[40] Distribuited Generation Connection Guide,

http://2010.energynetworks.org/storage/DGCG%20G59%20Nov%202010.pdf (4.4.2011), Energy

Networks Association Std., Rev. 3.

[41] Engineering Recommendation G83, Energy Networks Association Std. G83/1-1, 2008.


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4 Kontaktdaten

DI (FH) Roland Sterrer, BSc.

Fachhochschule Technikum Wien

Institut für Erneuerbare Energie

Giefinggasse 6

A-1210 Wien

Tel.: +43-(1)333-40-77-577

Mobil: +43-(0)680-1340063

E-mail: [email protected]

www.technikum-wien.at/fh/institute/erneuerbare_energie

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