Systemdienstleistungsverordnung – SDLWindV

Verordnung zu Systemdienstleistungen durch Windenergieanlagen

Eingangsformel anchor

Auf Grund des § 64 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 25. Oktober 2008 (BGBl. I S. 2074) verordnet die Bundesregierung:

Teil 1
Allgemeine Vorschriften
§ 1 Anwendungsbereich anchor

Diese Verordnung regelt

1.
die technischen und betrieblichen Vorgaben nach § 9 Absatz 6 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und
2.
die Anforderungen an den Systemdienstleistungs-Bonus nach § 66 Absatz 1 Nummer 8 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der am 31. Juli 2014 geltenden Fassung und wie der Nachweis zu führen ist.

Teil 2
Neue Windenergieanlagen
§ 2 Anschluss an das Mittelspannungsnetz anchor

(1) 1Betreiberinnen und Betreiber von Windenergieanlagen an Land nach § 3 Nummer 48 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, die an das Mittelspannungsnetz angeschlossen werden, müssen am Netzverknüpfungspunkt einzeln oder gemeinsam mit anderen Anlagen oder durch zusätzliche technische oder betriebliche Einrichtungen die Anforderungen der technischen Richtlinie des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft „Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz“, Ausgabe Juni 2008 (Mittelspannungsrichtlinie 2008) (BAnz. Nr. 67a vom 6. Mai 2009) in Verbindung mit „Regelungen und Übergangsfristen für bestimmte Anforderungen in Ergänzung zur technischen Richtlinie:
2Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz”, Stand 1. Januar 2013 (Ergänzung vom 1. Januar 2013) (BAnz AT 12.11.2014 B3) erfüllen, soweit in dieser Verordnung nichts Abweichendes geregelt ist.

(2) Abschnitt 2.5.1.2 der Mittelspannungsrichtlinie 2008 in Verbindung mit der Ergänzung vom 1. Januar 2013 gilt mit der Maßgabe, dass während eines Netzfehlers die Netzspannung durch Einspeisung eines Blindstroms in das Netz gemäß Nummer II.12.d und Nummer II.12.e der Anlage 1 sichergestellt werden muss.

§ 3 Anschluss an das Hoch- und Höchstspannungsnetz anchor

Betreiberinnen und Betreiber von Windenergieanlagen an Land nach § 3 Nummer 48 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, die an das Hoch- und Höchstspannungsnetz angeschlossen werden, müssen am Netzverknüpfungspunkt einzeln oder gemeinsam mit anderen Anlagen oder durch zusätzliche technische oder betriebliche Einrichtungen die Anforderungen des „TransmissionCodes 2007 – Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber“, Ausgabe Version 1.1 August 2007 (TransmissionCode 2007) (BAnz. Nr. 67a vom 6. Mai 2009) nach Maßgabe der Anlage 1 erfüllen.

§ 4 Anschluss verschiedener Anlagen an einem Netzverknüpfungspunkt anchor

1Die technischen und betrieblichen Vorgaben nach § 9 Absatz 6 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes gelten als erfüllt, wenn mehrere Windenergieanlagen an einen Netzverknüpfungspunkt angeschlossen werden, von denen mindestens eine bis zum 31. März 2011 in Betrieb genommen wurde, und die Anforderungen nach § 2 oder § 3 mit Maßgabe der folgenden Anforderungen erfüllt werden:

1.
die Anforderungen an die verfügbare Blindleistungsbereitstellung auch nach Maßgabe der Anlage 2 und
2.
die Anforderungen an die Blindstrombereitstellung zur dynamischen Netzstützung nach Maßgabe des TransmissionCodes 2007 auch an der Unterspannungsseite des Maschinentransformators oder einem in der Wirkung vergleichbaren Bezugspunkt.

Teil 3
Alte Windenergieanlagen
§ 5 Voraussetzungen für den Systemdienstleistungs-Bonus anchor

Betreiberinnen und Betreiber derjenigen Windenergieanlagen, die nach dem 31. Dezember 2001 und vor dem 1. Januar 2009 in Betrieb genommen worden sind, haben Anspruch auf den Systemdienstleistungs-Bonus nach § 66 Absatz 1 Nummer 8 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der am 31. Juli 2014 geltenden Fassung, wenn sie nach dem 31. Dezember 2011 und vor dem 1. Januar 2016 erstmals die in Anlage 3 festgelegten Anforderungen am Netzverknüpfungspunkt oder an einem anderen zwischen Netzverknüpfungspunkt und Windenergieanlage gelegenen Punkt erfüllen.

Teil 4
Nachweis und Schlussbestimmungen
§ 6 Zertifikate, Sachverständigengutachten und Prototypen anchor

(1) 1Der Nachweis, dass die Voraussetzungen der §§ 2 bis 4 in Verbindung mit den Anlagen 1 und 2 am Netzverknüpfungspunkt eingehalten werden, ist durch die Vorlage von Einheitenzertifikaten nach dem Verfahren des Kapitels 6.1 der Mittelspannungsrichtlinie 2008 in Verbindung mit der Ergänzung vom 1. Januar 2013 und durch das Gutachten einer oder eines Sachverständigen zu erbringen.
2Treten bei der Berechnung nach Nummer 2.6 der Ergänzung vom 1. Januar 2013 mehr als sechs Überschreitungen auf, gelten die Anforderungen dieser Verordnung solange als erfüllt, wie die für diesen Fall dort vorgesehenen Anforderungen eingehalten und dies nach dem dort beschriebenem Verfahren nachgewiesen wird.
3Für Anlagen im Sinne der Übergangsbestimmung des § 8 Absatz 1 gilt Nummer 2.6 der Ergänzung vom 1. Januar 2013 mit der Maßgabe, dass die Fristen nicht mit der Inbetriebsetzung der Anlage, sondern dem 1. April 2012 zu Laufen beginnen.
4Die Erstellung der Zertifikate und die Begutachtung müssen nach dem Stand der Technik durchgeführt werden.
5Zertifizierer müssen nach DIN EN 45011:1998
*) akkreditiert sein.

(2) 1Der Nachweis, dass die Voraussetzungen des § 5 in Verbindung mit Anlage 3 am Netzverknüpfungspunkt eingehalten werden, kann durch Einheitenzertifikate und durch das Gutachten einer oder eines Sachverständigen erbracht werden.
2Absatz 1 Satz 2 und 3 gelten entsprechend.

(3) 1Ist eine Windenergieanlage ein Prototyp, so gelten die Anforderungen der §§ 2 bis 4 in Verbindung mit den Anlagen 1 und 2 in einem Zeitraum von zwei Jahren ab der Inbetriebnahme der Anlage für den Vergütungsanspruch nach § 52 Absatz 2 Nummer 1 in Verbindung mit § 9 Absatz 6 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes als erfüllt.
2Abweichend von Absatz 1 muss für den Prototyp der Nachweis, dass die Voraussetzungen der §§ 2 bis 4 in Verbindung mit den Anlagen 1 und 2 am Netzverknüpfungspunkt eingehalten werden, binnen zwei Jahren nach der Inbetriebnahme erbracht werden.
3Wird der Nachweis nach Satz 2 erbracht, gelten die Anforderungen dieser Verordnung als seit der Inbetriebnahme der Anlage erfüllt.
4Prototypen sind die erste Windenergieanlage eines Typs, der wesentliche technische Weiterentwicklungen oder Neuerungen aufweist, und alle weiteren Windenergieanlagen dieses Typs, die innerhalb von zwei Jahren nach der Inbetriebnahme der ersten Windenergieanlage dieses Typs in Betrieb genommen werden.
5Dass eine wesentliche technische Weiterentwicklung oder Neuerung vorliegt, muss durch einen Zertifizierer bestätigt werden.

–
*) Zu beziehen bei der Beuth Verlag GmbH, Berlin, und beim Deutschen Patent- und Markenamt in München archiviert.
§ 7 Mehrere Windenergieanlagen anchor

Bei einem Anschluss mehrerer Windenergieanlagen an einen Netzverknüpfungspunkt gilt für die Zuordnung des Systemdienstleistungs-Bonus § 24 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes entsprechend.

§ 8 Übergangsbestimmungen anchor

(1) Für Strom aus Anlagen, die vor dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommen worden sind, ist die Systemdienstleistungsverordnung vom 3. Juli 2009 (BGBl. I S. 1734) in der am 31. Dezember 2011 geltenden Fassung anzuwenden.

(2) Absatz 1 ist nicht auf Anlagen im Sinne des § 66 Absatz 1 Nummer 8 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der am 31. Juli 2014 geltenden Fassung anzuwenden.

(3) Für Strom aus Anlagen, die nach dem 31. Dezember 2011 und vor dem 12. Februar 2015 in Betrieb genommen worden sind, ist die Systemdienstleistungsverordnung vom 3. Juli 2009 (BGBl. I S. 1734) in der am 11. Februar 2015 geltenden Fassung anzuwenden.

§ 9 Inkrafttreten anchor

Diese Verordnung tritt am Tag nach der Verkündung in Kraft.

Anlage 1 anchor

(Fundstelle: BGBl I 2009, 1736 - 1744; bzgl. einzelner Änderungen vgl. Fußnote)

I)
Der TransmissionCode 2007 muss am Netzverknüpfungspunkt mit folgenden Maßgaben eingehalten werden:
1.
Die Wörter „Erzeugungseinheit” und „Erzeugungseinheit mit regenerativen Energiequellen” sind durch das Wort „Windenergie-Erzeugungsanlage” zu ersetzen.
2.
Die Wörter „Energieerzeugungseinheiten” und „EEG-Erzeugungseinheiten” sind durch das Wort „Windenergie-Erzeugungsanlagen” zu ersetzen.
3.
Die Wörter „des Generators” sind durch die Wörter „der Windenergie-Erzeugungseinheit ” zu ersetzen.
4.
Die Wörter „Erzeugungseinheiten vom Typ 1” sind durch die Wörter „Windenergie-Erzeugungsanlagen, die Windenergie-Erzeugungseinheiten vom Typ 1 enthalten,” zu ersetzen.
5.
Die Wörter „Erzeugungseinheiten vom Typ 2” sind durch die Wörter „Windenergie-Erzeugungsanlagen, die Windenergie-Erzeugungseinheiten vom Typ 2 enthalten,” zu ersetzen.
6.
Das Wort „Netzanschlusspunkt” ist durch das Wort „Netzverknüpfungspunkt ” zu ersetzen.
II)
Kapitel 3 des TransmissionCodes 2007 gilt mit folgenden Maßgaben:
1.
In Abschnitt 3.3.6 werden in Bild 3.2 die Wörter „oberhalb der Kurve Anforderungen P = Pn” durch die Wörter „oberhalb der Kurve Anforderungen P = Pvb” ersetzt.
2.
Abschnitt 3.3.7.1 ist nicht anzuwenden.
3.
Vor dem Abschnitt 3.3.8.1 werden folgende Absätze eingefügt:
„(1) Die Blindleistung bezieht sich auf die Mitsystemkomponente der Strom-/Spannungs-Grundschwingung gemäß IEC 61400-21 Ed. 2*) Annex C.
(2) Die Anforderung an die netzseitige Blindleistungsbereitstellung entspricht einer langsamen Blindleistungsregelung im Minutenbereich.“
4.
Abschnitt 3.3.8.1 wird wie folgt gefasst:
„3.3.8.1. Blindleistungsbereitstellung bei Nennwirkleistung
(1) Jede anzuschließende neue Windenergie-Erzeugungsanlage muss im Nennbetriebspunkt (Pmom = Pbb inst ) die Anforderungen am Netzverknüpfungspunkt nach einer Variante von Bild 3.3 (3.3a, 3.3b oder 3.3c) erfüllen.
(2) Der Übertragungsnetzbetreiber wählt auf Grund der jeweiligen Netzanforderungen eine der möglichen Varianten aus. Der vereinbarte Blindleistungsbereich muss innerhalb von maximal vier Minuten vollständig durchfahren werden können und ist im Betriebspunkt Pmom = Pbb inst zu erbringen. Änderungen der Blindleistungsvorgaben innerhalb des vereinbarten Blindleistungsbereiches müssen jederzeit möglich sein.
(3) Der Netzbetreiber muss sich zum Zeitpunkt des Netzanschlusses der Windenergie-Erzeugungsanlage auf Grund der jeweiligen Netzanforderungen auf eine der drei Varianten nach den Bildern 3.3a bis 3.3c festlegen. Falls der Netzbetreiber zu einem späteren Zeitpunkt eine andere als die vereinbarte Variante fordert, bleibt der Anspruch auf den Systemdienstleistungs-Bonus davon unberührt.
Bild 3.3a: Mindestanforderung an die netzseitige Blindleistungsbereitstellung von Windenergie-Erzeugungsanlagen für das Netz (Variante 1)
Bild 3.3b: Mindestanforderung an die netzseitige Blindleistungsbereitstellung von Windenergie-Erzeugungsanlagen für das Netz (Variante 2)
Bild 3.3c: Mindestanforderung an die netzseitige Blindleistungsbereitstellung von Windenergie-Erzeugungsanlagen für das Netz (Variante 3)
5.
Abschnitt 3.3.8.2 wird wie folgt gefasst:
„Abschnitt 3.3.8.2. Blindleistungsbereitstellung im Teillastbetrieb
(1) Neben den Anforderungen für die Blindleistungsbereitstellung im Nennbetriebspunkt der Windenergie-Erzeugungsanlage (Pmom = Pbb inst ) bestehen auch Anforderungen an den Betrieb mit einer Momentanen Wirkleistung Pmom, die kleiner als die Betriebsbereite installierte Wirkleistung Pbb inst (Pvb < Pbb inst) ist.
(2) Dabei muss die Windenergie-Erzeugungsanlage in jedem möglichen Arbeitspunkt gemäß Leistungsdiagramm betrieben werden können. Die Bilder 3.3d bis 3.3f zeigen die Mindestanforderung an die Blindleistungsbereitstellung im Teillastbetrieb (10 % ≤ Pmom / ∣Pbb inst∣ < 100 %) am Netzverknüpfungspunkt. Die PQ-Diagramme sind den Bildern 3.3a bis 3.3c zugeordnet. In diesen Bildern sind jeweils der größte abzudeckende Blindleistungsbereich und das zugehörige Spannungsband angegeben. Die Abszisse gibt die zur Verfügung zu stellende Blindleistung Qvb, bezogen auf den Betrag der Betriebsbereiten installierten Wirkleistung Pbb inst in Prozent, an. Die Ordinate gibt die Momentane Wirkleistung Pmom (im Verbraucherzählpfeilsystem negativ) bezogen auf den Betrag der Betriebsbereiten installierten Wirkleistung Pbb inst in Prozent an.
(3) Jeder Punkt innerhalb der umrandeten Bereiche in den Bildern 3.3d, 3.3e oder 3.3f muss innerhalb von vier Minuten angefahren 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 den Betreiberinnen und Betreibern der Windenergie-Erzeugungsanlage und dem Betreiber des Übertragungsnetzes abgestimmt. In dem Bereich 0 % < Pmom/ ∣Pbb inst∣ < 10 % darf die Windenergie-Erzeugungsanlage nicht mehr Blindleistung als 10 % des Betrags der vereinbarten Anschlusswirkleistung PAV aufnehmen (untererregter Betrieb) oder abgeben (übererregter Betrieb). Sofern die Windenergie-Erzeugungsanlage über diese Mindestanforderung hinaus im Bereich 0 % < Pmom/ ∣Pbb inst∣ < 10 % mit einer Regelung der zur Verfügung stehenden Blindleistung betrieben werden kann, wird die Fahrweise zwischen den Betreiberinnen und Betreibern der Windenergie-Erzeugungsanlage und dem Betreiber des Übertragungsnetzes abgestimmt.
Bild 3.3d: PQ-Diagramm der Windenergie-Erzeugungsanlage am Netzverknüpfungspunkt im Verbraucherzählpfeilsystem (VZS) für Bild 3.3a (Variante 1)
Bild 3.3e: PQ-Diagramm der Windenergie-Erzeugungsanlage am Netzverknüpfungspunkt im Verbraucherzählpfeilsystem (VZS) für Bild 3.3b (Variante 2)
Bild 3.3f: PQ-Diagramm der Windenergie-Erzeugungsanlage am Netzverknüpfungspunkt im Verbraucherzählpfeilsystem (VZS) für Bild 3.3c (Variante 3)
6.
Abschnitt 3.3.9 wird wie folgt gefasst:
„3.3.9 Überspannungskonzept der Maschinentransformatoren
(1) Das Überspannungskonzept des Maschinentransformators ist mit dem Übertragungsnetzbetreiber abzustimmen.“
7.
Abschnitt 3.3.10 ist auf Windenergie-Erzeugungsanlagen nicht anzuwenden.
8.
Abschnitt 3.3.12 gilt mit folgenden Maßgaben:
a.
Absatz 1 ist auf Windenergie-Erzeugungsanlagen nicht anzuwenden.
b.
Abschnitt 3.3.12.1 gilt mit der Maßgabe, dass die Vorschrift für symmetrische und unsymmetrische (1,2- und 3-polige) Netzkurzschlüsse anwendbar ist und dass die Wirkstromeinspeisung während des Fehlers zugunsten der Blindstromeinspeisung sowie zur Sicherung der Stabilität der Windenergie-Erzeugungseinheiten abgesenkt werden muss.
c.
Abschnitt 3.3.12.2 gilt nur für Windenergie-Erzeugungsanlagen, die Windenergie-Erzeugungseinheiten vom Typ 1 enthalten.
9.
Abschnitt 3.3.13.1 ist auf Windenergie-Erzeugungsanlagen nicht anzuwenden.
10.
Abschnitt 3.3.13.3 gilt mit folgenden Maßgaben:
a.
In Bild 3.4 entsprechen die Wörter „Pm Momentane verfügbare Leistung” den Wörtern „Momentane Wirkleistung Pmom ohne Wirkleistungsreduktion bei Überfrequenz” .
b.
In Absatz 3 wird der Satz „Diese Regelung wird dezentral (an jedem einzelnen Generator) ausgeführt” gestrichen.
c.
Absatz 4 wird durch die folgenden Absätze 4 und 5 ersetzt:
„(4) Die Regelung nach Bild 3.4 und die Regelung zur Wiederkehr von Wirkleistung nach Rückkehr der Frequenz auf einen Wert f ≤ 50,05 Hz können im ungestörten Betrieb wahlweise dezentral oder zentral ausgeführt werden. Für den Fall von Störungen innerhalb der übergeordneten Regelung der Windenergie-Erzeugungsanlage sind bei Überfrequenz geeignete Maßnahmen zur Wirkleistungsreduktion von Windenergie-Erzeugungseinheiten dezentral bereitzuhalten.
(5) Auf Anforderung des Netzbetreibers (zum Beispiel per Funkrundsteuerung oder Ähnlichem) ist die Funktion zum automatischen Wiederankoppeln an das Netz zu blockieren.“
11.
Abschnitt 3.3.13.4 gilt mit folgenden Maßgaben:
a.
Die Vorgaben gelten für alle Windenergie-Erzeugungsanlagen.
b.
Die Blindleistungsabgabe muss innerhalb von vier Minuten dem vom Netzbetreiber vorgegebenen Sollwert entsprechen.
c.
Im Fall einer Online-Sollwertvorgabe sind die jeweils neuen Vorgaben für den Arbeitspunkt des Blindleistungsaustausches spätestens nach vier Minuten am Netzverknüpfungspunkt zu realisieren.
12.
Der Abschnitt 3.3.13.5 gilt mit folgenden Maßgaben:
a.
Vor Absatz 1 werden folgende Absätze eingefügt:
„(i) Die Blindleistung bezieht sich auf die Mitsystemkomponente der Strom-/Spannungs-Grundschwingung gemäß IEC 61400-21 Ed. 2*) Annex C.
(ii) Die Mindestanforderung entspricht der Erfüllung der nach den Absätzen 2, 7, 8, 11 und 17 festgelegten Anforderungen an der Unterspannungsseite des Maschinentransformators.
(iii) Es ist zulässig, diese Anforderungen unter Verwendung eines anderen Bezugspunkts (zum Beispiel der Oberspannungsseite des Maschinentransformators) zu erfüllen, wenn das gleiche Betriebsverhalten am Netzanschlusspunkt nachgewiesen wird.“
b.
Absatz 8 wird Absatz 8a. Nach Absatz 8a wird folgender Absatz 8b eingefügt:
„(8b) Die Bildunterschrift zu Bild 3.1, nach der Spannungsgradienten von kleiner/gleich 5 Prozent pro Minute innerhalb der im Bild 3.1 angegebenen Spannungsbänder zulässig sind und nicht zur Trennung der Windenergie-Erzeugungsanlagen führen dürfen, gilt auch hier.“
c.
Absatz 13 wird wie folgt gefasst:
„(13) Einpolige, zweipolige und dreipolige Kurzschlüsse (jeweils mit und ohne Erdberührung) oder störungsbedingte symmetrische und unsymmetrische Spannungseinbrüche dürfen oberhalb der Grenzlinie 1 in Bild 3.5 nicht zur Instabilität der Windenergie-Erzeugungsanlage oder zu ihrer Trennung vom Netz führen. Der Spannungswert bezieht sich, wie in Bild 3.5 dargestellt, auf den größten Wert der drei verketteten Netzspannungen.“
d.
Absatz 17 wird wie folgt gefasst:
„(17) Spannungsstützung bei Netzfehlern durch Blindstromeinspeisung
a)
Geltungsbereich
i)
Bei einem Verlauf des größten Wertes der drei verketteten Netzspannungen oberhalb der Grenzlinie 1 in Bild 3.5 müssen von allen Windenergie-Erzeugungseinheiten die Anforderungen an die Spannungsstützung bei Netzfehlern durch Blindstromeinspeisung nach den folgenden Buchstaben b und c erbracht werden.
ii)
Bei einem Verlauf des größten Wertes der drei verketteten Netzspannungen unterhalb der Grenzlinie 1 und oberhalb der Grenzlinie 2 in Bild 3.5 darf von den Anforderungen an die Spannungsstützung bei Netzfehlern nach den folgenden Buchstaben b und c in folgender Weise abgewichen werden:
•
Die folgenden Anforderungen an die Spannungsstützung bei Netzfehlern durch Blindstromeinspeisung müssen nur so weit erfüllt werden, wie es das Netzanschlusskonzept der Windenergie-Erzeugungseinheit ermöglicht.
•
Sollte beim Durchfahren des Fehlers die einzelne Windenergie-Erzeugungseinheit instabil werden oder der Generatorschutz ansprechen, ist in Abstimmung mit dem jeweiligen Netzbetreiber eine kurzzeitige Trennung der Windenergie-Erzeugungsanlage (KTE) vom Netz erlaubt.
iii)
Bei einem Verlauf des größten Wertes der drei verketteten Netzspannungen unterhalb der Grenzlinie 2 in Bild 3.5 ist eine KTE vom Netz immer erlaubt. Die Anforderungen nach den folgenden Buchstaben b und c an die Spannungsstützung bei Netzfehlern durch Blindstromeinspeisung müssen nur so weit erfüllt werden, wie es das Netzanschlusskonzept der Windenergie-Erzeugungseinheit ermöglicht.
b)
Grundsätzliches Verhalten:
i)
Bei Auftreten einer Signifikanten Spannungsabweichung müssen die Windenergie-Erzeugungseinheiten die Spannung durch Anpassung (Erhöhung oder Absenkung) des Blindstroms IB stützen.
ii)
Die Blindstromabweichung (ΔIB) der Windenergie-Erzeugungseinheit muss dabei proportional zur Relevanten Spannungsabweichung ΔUr (ΔIB / IN = K * ΔUr / UN) sein und in dem Bereich (definiert durch 0 ≤ K ≤ 10) liegen, der in Bild 3.6 gezeigt wird.
iii)
Die Konstante K muss zwischen 0 und 10 einstellbar sein.
iv)
Die Schwankungsbreite des eingespeisten Blindstroms, der sich aus der eingestellten Blindstrom-Spannungscharakteristik ergibt, muss zwischen –10 Prozent und +20 Prozent des Nennstroms liegen.
v)
An die Höhe des Blindstroms IB werden folgende Anforderungen gestellt:
a.
3-polige Fehler: Windenergie-Erzeugungseinheiten müssen technisch in der Lage sein, einen Blindstrom IB von mindestens 100 Prozent des Nennstroms einzuspeisen.
b.
1,2-polige Fehler: Windenergie-Erzeugungseinheiten müssen technisch in der Lage sein, einen Blindstrom IB von mindestens 40 Prozent des Nennstroms einzuspeisen. Die Einspeisung des Blindstroms darf die Anforderungen an das Durchfahren von Netzfehlern nicht gefährden.
vi)
Während Signifikanter Spannungsabweichungen Us kann der Wirkstrom IW zugunsten der Blindstromeinspeisung und zur Sicherung der Anlagenstabilität ausreichend abgesenkt werden.
c)
Zeitverlauf:
i)
Das dynamische Verhalten der Blindstromstützung wird durch die Sprungantwort des Blindstroms charakterisiert, wie sie näherungsweise infolge von Netzkurzschlüssen auftreten kann.
ii)
Im Fall einer Signifikanten Spannungsabweichung muss die Sprungantwort des Blindstroms folgende Werte einhalten:
a)
Anschwingzeit: 30 ms
b)
Einschwingzeit: 60 ms
iii)
Bei stetigem Spannungsverlauf darf der Blindstrom keine Unstetigkeiten aufweisen, die nicht durch die Blindstrom-Spannungscharakteristik nach Bild 3.6 vorgesehen sind und die die Netzqualität in negativer Weise beeinflussen können. Dies gilt insbesondere auch für den Übergang zwischen dem Betrieb bei Spannungsabweichungen ΔU innerhalb des Spannungstotbands Ut und dem Betrieb bei Signifikanter Spannungsabweichung Us.
Bild 3.6: Prinzip der Spannungsstützung bei Netzfehlern bei Windenergie-Erzeugungseinheiten
PDF-Datei in neuem Fenster/Tab öffnen“
e.
Absatz 18 ist nicht anzuwenden.
f.
Absatz 19 ist nicht anzuwenden.
g.
Absatz 20 wird wie folgt gefasst:
„Bei Entfernungen zwischen den Windenergie-Erzeugungseinheiten der Windenergie-Erzeugungsanlage und dem Netzverknüpfungspunkt, die zu einer Unwirksamkeit der Spannungsregelung führen, kann der Netzbetreiber von den Betreiberinnen und Betreibern der Windenergie-Erzeugungsanlage fordern, dass der Spannungseinbruch am Netzverknüpfungspunkt gemessen und die Spannung an demselben Punkt abhängig von diesem Messwert geregelt wird. Die Windenergie-Erzeugungseinheiten müssen daher in der Lage sein, statt der Spannung an der Unterspannungsseite des Maschinentransformators eine Bezugsspannung zu verwenden, die außerhalb der Windenergie-Erzeugungseinheit liegt. Diese kann messtechnisch oder in geeigneter Weise in Abstimmung mit dem Netzbetreiber rechnerisch ermittelt werden.”
h.
Abschnitt 3.3.13.6 ist nicht anzuwenden.
i.
Abschnitt 3.3.13.7 ist nicht anzuwenden.
III)
An Kapitel 9.2 werden folgende Definitionen angefügt:
„
1.
„Anschwingzeit“ ist die charakteristische Größe der Sprungantwort. Es handelt sich um die Zeit zwischen sprunghaftem Eintritt einer Signifikanten Spannungsabweichung Us und erstmaligem Erreichen des Toleranzbandes um den Stationären Endwert des Blindstroms IB. Die Anschwingzeit umfasst die Zeit des Erkennens einer Signifikanten Spannungsabweichung sowie die Anregelzeit der Blindstrom-Regelung.
2.
„Betriebsbereite installierte Wirkleistung Pbb inst“, auch als „Nennwirkleistung“ bezeichnet, ist die Summe der Nennwirkleistungen der betriebsbereiten Windenergie-Erzeugungseinheiten innerhalb einer Windenergie-Erzeugungsanlage. Ausgenommen sind Windenergie-Erzeugungseinheiten, die sich in Revision befinden oder defekt sind.
3.
„Blindstrom IB“ ist der gesamte Blindstrom, der aus den Mitsystemkomponenten (Indizierung mit „1”) des Grundschwingungsanteils von Strom und Spannung auf der Niederspannungsseite des Maschinentransformators ermittelt wird: PDF-Datei in neuem Fenster/Tab öffnen mit PDF-Datei in neuem Fenster/Tab öffnenunterstrichen: komplexe Größe; „*“: konjugiert komplexe Größe.
4.
„Blindstromabweichung ΔIB“ ist die Abweichung des Blindstroms IB vom 1-Minuten-Mittelwert.
5.
„Einschwingzeit“ ist die charakteristische Größe der Sprungantwort. Es handelt sich um die Zeit zwischen dem sprunghaften Eintritt einer Signifikanten Spannungsabweichung Us bis zu dem Zeitpunkt, an dem die Einschwingvorgänge so weit abgeklungen sind, dass der Blindstrom IB im Toleranzband um den Stationären Endwert liegt und dort verbleibt.
6.
„Gestörter Betrieb“ ist ein Betriebszustand der Windenergie-Erzeugungsanlage, bei dem ein oder mehrere ihrer Systeme nicht konzeptgemäß arbeiten.
7.
„Installierte Wirkleistung Pinst“ ist die Summe der Nennwirkleistungen der Windenergie-Erzeugungseinheiten innerhalb einer Windenergie-Erzeugungsanlage.
8.
„Leistungsdiagramm“ ist das Wirkleistungs-Blindleistungs-Diagramm (PQ-Diagramm) der Windenergie-Erzeugungsanlage am Netzverknüpfungspunkt.
9.
„Momentane Blindleistung Qmom“ ist der momentane Wert der Blindleistung einer Windenergie-Erzeugungsanlage am Netzverknüpfungspunkt im Verbraucherzählpfeilsystem.
10.
„Momentane Wirkleistung Pmom“ ist der momentane Wert der am Netzverknüpfungspunkt eingespeisten Wirkleistung.
11.
„Nennbetriebspunkt einer Windenergie-Erzeugungsanlage“ ist der Betrieb einer Windenergie-Erzeugungsanlage unter Abgabe von Betriebsbereiter installierter Wirkleistung Pbb inst bei Nennspannung und Nennfrequenz im Ungestörten Betrieb.
12.
„Netzverknüpfungspunkt“ ist der Netzpunkt, an dem die Windenergie-Anschlussanlage an das Netz des Netzbetreibers angeschlossen ist.
13.
„Relevante Spannungsabweichung ΔUr“ ist der Anteil der Spannungsabweichung ΔU, mit dem die Spannung U1 über die Grenzen des Spannungstotbands Ut hinaus abweicht. Innerhalb des Spannungstotbands Ut ist die Relevante Spannungsabweichung (ΔUr) gleich null:
•
Wenn: ΔU > Ut : ΔUr = ΔU – Ut
•
Wenn: ΔU < –Ut : ΔUr = ΔU + Ut
•
Sonst: ΔUr = 0
14.
„Signifikante Spannungsabweichung ΔUs“ ist eine Spannungsabweichung ΔU mit einem Betrag, der größer als das Spannungstotband Ut ist.
15.
„Spannung U1“ ist die Spannung, die aus den Mitsystemkomponenten des Grundschwingungsanteils von Strom und Spannung auf der Niederspannungsseite des Maschinentransformators ermittelt wird.
16.
„Spannungsabweichung ΔU “ ist die Abweichung der Spannung U1 vom 1-Minuten-Mittelwert. Eine Spannungsabweichung mit negativem Vorzeichen entspricht einem Spannungseinbruch. Eine Spannungsabweichung mit positivem Vorzeichen entspricht einer Spannungserhöhung.
17.
„Spannungstotband Ut“ entspricht 10 % der Nennspannung, kann aber mit Einverständnis des Netzbetreibers, zum Beispiel bei Anwendung einer kontinuierlichen Spannungsregelung, auch reduziert beziehungsweise gleich null gesetzt werden.
18.
„Sprungantwort des Blindstroms IB“ ist der zeitliche Verlauf des Blindstroms IB infolge einer sprunghaften Änderung der Spannung U1.
19.
„Stationärer Endwert“ des Blindstroms IB ist der Wert des Blindstroms IB in Abhängigkeit der Spannung U1 im eingeschwungenen Zustand.
20.
„Statische Blindleistungskompensation“ ist eine nicht rotierende Einrichtung, die als geregelte Blindleistungsquelle oder Blindleistungssenke eingesetzt werden kann.
21.
„Strom I1“ ist eine Mitsystemkomponente des Strangstroms an der Niederspannungsseite des Maschinentransformators.
22.
„Ungestörter Betrieb“ ist ein Betriebszustand der Windenergie-Erzeugungsanlage, bei dem alle Systeme der Windenergie-Erzeugungsanlage konzeptgemäß arbeiten.
23.
„Verbraucherzählpfeilsystem (VZS)“ ist ein einheitliches Zählpfeilsystem für Verbraucherinnen und Verbraucher sowie Erzeugerinnen und Erzeuger.
24.
„Vereinbarte Anschlusswirkleistung PAV” ist die zwischen Netzbetreiber und Anschlussnehmer vereinbarte Wirkleistung.
25.
„Verfügbare Blindleistung Qvb“ ist der maximal mögliche Wert der Blindleistung, den eine Windenergie-Erzeugungsanlage am Netzverknüpfungspunkt sowohl übererregt als auch untererregt zur Verfügung stellen kann; sie ist abhängig vom Betriebspunkt (Momentane Wirkleistung Pmom und Spannung am Netzverknüpfungspunkt ).
26.
„Verfügbare Wirkleistung Pvb“ ist der maximal mögliche Wert der Wirkleistungseinspeisung der Windenergie-Erzeugungsanlage am Netzanschlusspunkt.
27.
„Windenergie-Anschlussanlage“ ist die Gesamtheit aller Betriebsmittel, die erforderlich sind, um eine oder mehrere Einheiten zur Erzeugung elektrischer Energie aus Windenergie an das Netz eines Netzbetreibers anzuschließen.
28.
„Windenergie-Erzeugungsanlage“ ist eine Anlage, in der sich eine oder mehrere Einheiten zur Erzeugung elektrischer Energie aus Windenergie (Windenergie-Erzeugungseinheit ) befinden. Dies umfasst auch die Anschlussanlage und alle zum Betrieb erforderlichen elektrischen Einrichtungen.Windenergie-Erzeugungsanlagen sind Einheiten zur Erzeugung elektrischer Energie aus Windenergie. Diese können entweder einzeln oder über eine interne Windparkverkabelung verbunden an ein Netz angeschlossen werden. Eine Windenergie-Erzeugungsanlage kann aus unterschiedlichen Typen von Windenergie-Erzeugungseinheiten bestehen.
29.
„Windenergie-Erzeugungseinheit “ ist eine einzelne Anlage zur Erzeugung elektrischer Energie aus Windenergie. Eine Windenergie-Erzeugungseinheit vom Typ 1 liegt vor, wenn ein Synchrongenerator direkt mit dem Netz gekoppelt ist. Eine Windenergie-Erzeugungseinheit vom Typ 2 liegt vor, wenn diese Bedingung nicht erfüllt ist.
30.
„Wirkstrom IW“ ist der gesamte Wirkstrom, der aus den Mitsystemkomponenten (Indizierung mit „1“) des Grundschwingungsanteils von Strom und Spannung ermittelt wird: PDF-Datei in neuem Fenster/Tab öffnen mit PDF-Datei in neuem Fenster/Tab öffnenunterstrichen: komplexe Größe; „*“: konjugiert komplexe Größe.“

–
*) Amtlicher Hinweis: Zu beziehen bei IEC International Electrotechnical Commission, ISBN 2-8318-9938-9, www.iec.ch.
Anlage 2 anchor

(Fundstelle: BGBl. I 2009, 1745)

PDF-Datei in neuem Fenster/Tab öffnen mit Nneu = Anzahl aller neu errichteten oder repowerten Windenergie-Erzeugungseinheiten und der gesamten Betriebsbereiten installierten Wirkleistung.

PDF-Datei in neuem Fenster/Tab öffnen mit NWEA = Anzahl aller alten und neuen Windenergie-Erzeugungseinheiten in der erweiterten Windenergie-Erzeugungsanlage.

Qvb, gefordert ist die gemäß §§ 2 und 3 geforderte Verfügbare Blindleistung Qvb, wenn eine Windenergie-Erzeugungsanlage ausschließlich aus neu errichteten oder repowerten Windenergie-Erzeugungseinheiten bestehen würde.

Qvb, anteilig, NAP ist die anteilig am Netzverknüpfungspunkt geforderte Verfügbare Blindleistung Qvb, wenn eine erweiterte Windenergie-Erzeugungsanlage sowohl aus neu errichteten als auch aus alten Windenergie-Erzeugungseinheiten besteht:PDF-Datei in neuem Fenster/Tab öffnen

Anlage 3 anchor

(Fundstelle: BGBl. I 2009, 1746)

1.
Die Definitionen der Anlage 1 Nummer III sind auch im Rahmen der Anlage 3 anzuwenden.
2.
Symmetrische und unsymmetrische Fehler mit einem Spannungseinbruch oberhalb der Grenzlinie 1, die nach Bild 3.5 im Abschnitt 3.3.13.5 des TransmissionCodes 2007 (für Anlagen des Typs 2) beschrieben sind, müssen ohne Netztrennung durchfahren werden.
Der Blindleistungsbezug darf nicht zur Auslösung des Blindleistungs-Unterspannungsschutzes führen.
Nicht eingehalten werden muss die Anforderung im Abschnitt 3.3.13.5 Absatz 2 des TransmissionCodes 2007, dass von den Aus-Hilfskontakten der Leistungsschalter auf der Ober- oder der Unterspannungsseite des Netztransformators ein Abfahr- und Ausschaltbefehl auf alle einzelnen Generatoren der Anlage gegeben wird, so dass der Inselbetrieb spätestens nach drei Sekunden beendet ist.
3.
Ein Blindleistungs-Unterspannungsschutz (Q ➔ & U<) muss vorhanden sein. Seine Einstellwerte werden gemäß Mittelspannungsrichtlinie 2008 in Verbindung mit der Ergänzung vom 1. Januar 2013 festgelegt.
4.
Eine Trennung vom Netz bei Frequenzen zwischen 47,5 Hz und 51,0 Hz ist nicht erlaubt.
5.
Bei einer Verfügbaren Wirkleistung Pvb von größer oder gleich der Hälfte der Verfügbaren installierten Wirkleistung (Pvb ≥ 50 % Pbb inst), bei einer Frequenz von mehr als 50,2 Hz und weniger als 51,0 Hz muss die Momentane Wirkleistung Pmom jeder einzelnen Windenergie-Erzeugungseinheit mit einem Gradienten von 40 % der Verfügbaren Wirkleistung Pvb der Windenergie-Erzeugungseinheiten je Hz abgesenkt werden können.
Zwischen 51,0 Hz und 51,5 Hz sind die Überfrequenzschutzeinrichtungen der einzelnen Einheiten einer Windenergie-Erzeugungsanlage unter Ausnutzung des ganzen Bereichs gestaffelt so einzustellen, dass bei einer Frequenz von 51,5 Hz alle Windenergie-Erzeugungseinheiten vom Netz getrennt worden sind.
6.
Auf Anforderung des Netzbetreibers (zum Beispiel per Funkrundsteuerung oder Ähnlichem) ist die Funktion zum automatischen Wiederankoppeln an das Netz zu blockieren.
7.
Die zu ändernden Einstellungen des Entkupplungsschutzes werden vom Netzbetreiber vorgegeben.

Zuletzt geändert durch Art. 10 G v. 13.10.2016 I 2258
Seite zuletzt aktualisiert am 4. September 2026
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