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19.03.2024 Anwendungsregel TOP

Technische Anschlussregel Hochspannung (VDE-AR-N 4120 + VDE-AR-N 4120/A1))

Technische Regeln für den Anschluss von Kundenanlagen an das Hochspannungsnetz und deren Betrieb

25.10.2024		Im Entwurf der TAR Hochspannung (Novelle 2025) (E VDE-AR-N 4120) gehen Vereinfachung und Systemstabilität Hand in Hand. Der Entwurf kann bis 25. Dezember konsultiert werden.
01.04.2024		Für alle Anlagen an der Hochspannung mit einer installierten Leistung von unter 950 kW wird der Netzanschluss vereinfacht. Zur Anwendung kommt dafür die TAR Hochspannung (VDE-AR-N 4120/A1). Für alle anderen Anlagen an der Hochspannung ist nach wie vor die TAR Hochspannung (VDE-AR-N 4120) gültig. Beide Anwendungsregeln bilden zusammen die TAR Hochspannung.

In der TAR Hochspannung (VDE-AR-N 4120) wurden die Anforderungen der 2015 veröffentlichten TAB Hochspannung europakonform weiterentwickelt. Konkret gestaltet die Anwendungsregel die Anforderungen des europäischen Network Codes „Requirements for Generators“ (RfG) für Erzeugungsanlagen an der Hochspannung aus.

Wichtige Neuerungen

Wirkleistungsabgabe bei Über- und Unterfrequenz
Durchfahren von Netzfehlern (FRT)
Fähigkeit zur Bereitstellung von Regelleistung
Weiterentwickelte Nachweisprozesse

Erzeugungsanlagen müssen zukünftig bei Ungleichgewicht zwischen Last und Erzeugung (Frequenzänderungen) schneller reagieren. Die dämpfende Wirkung der derzeit noch zahlreich im Netz vorhandenen rotierenden Massen, vor allem in konventionellen Kraftwerken, bei Frequenzabweichungen wird künftig abnehmen. Daher fordert die neue TAR Hochspannung in diesen Situationen künftig von allen Erzeugungsanlagen eine schnellere Anpassung der Wirkleistung.

Auch das in Deutschland für die Hochspannung seit Jahren umgesetzte Durchfahren von Fehlern ist eine wichtige Fähigkeit von Erzeugungsanlagen zur Stützung des Gesamtsystems. Die daraus bereits bestehenden Anforderungen wurden aufgrund der europäischen Vorgaben leicht modifiziert.

Der in der TAB Hochspannung (2015) eingeführte Nachweisprozess wurde modifiziert. Neben dem Anlagenzertifikat ist nun auch ein Einzelnachweisverfahren beschrieben. Durch diese Änderung erhalten Errichter und Betreiber von Erzeugungsanlagen mehr Flexibilität bei der Wahl des Nachweisverfahrens. Netzbetreiber erhalten durch den Nachweis der Einhaltung der Anforderungen weiterhin Sicherheit.

TAR Hochspannung (VDE-AR-N 4120/A1)

Mit dem vereinfachten Anschluss von Erzeugungsanlagen mit einer Leistung unter 950 kW an den Netzanschlusspunkten in der Hochspannung wird deren Integration in das Hochspannungsnetz beschleunigt und wirtschaftlicher. Zur Anwendung kommt dafür die TAR Hochspannung (VDE-AR-N 4120/A1). Künftig werden die Anlagen im genannten Leistungsbereich von der TAR Mittelspannung (VDE-AR-N 4110) abgedeckt werden. Für alle anderen Anlagen an der Hochspannung ist nach wie vor die TAR Hochspannung (VDE-AR-N 4120) gültig.

Zielgruppen

Netzbetreiber
Anlagenbetreiber
Anlagenhersteller
Komponentenhersteller

Nutzen und Verbesserung

Ausgestaltung des europäischen Network Codes „Requirements for Generators“ (RfG) für die Hochspannung
Neue Anforderungen an die Wirkleistungsabgabe von Erzeugungsanlagen bei Über- und Unterfrequenz
Technische Anforderungen an die Erbringung von Regelleistung
Weiterentwickelte Nachweisprozesse
Definiert Anforderungen an Speicher sowie Mischanlagen (Erzeuger und Verbraucher)

FAQ zur TAR Hochspannung

Die TAR Hochspannung bildet die technische Grundlage für den Anschluss und den Betrieb von Kundenanlagen an das Hochspannungsnetz. Als weitergehende Hilfestellung bei der Nutzung der Anwendungsregeln hat VDE FNN einen Teil von Anwender-Fragen nach Abschnittsnummern der Anwendungsregel als FAQ zusammengestellt.

1 Anwendungsbereich Prüfstände

In welchem Umfang gelten die TAR’s auch für Prüfstände und vergleichbare Sonderanlagen mit einer temporären Rückspeisung, deren Hauptzweck die Wertschöpfung bei der Prüfung selbst ist und nicht die Stromerzeugung?

Sind konkret alle Anforderungen an Erzeugungsanlagen insbesondere auch die Zertifizierungsanforderungen einzuhalten oder gibt es Ausnahmen – vergleichbar mit denen bei Notstromanalagen?

Beispiele für entsprechende Prüfstände hierfür sind:

Motorenprüfstände und Rollenprüfstände auf denen Verbrennungsmotore, Elektromotore bzw. auch komplette Fahrzeuge geprüft werden
Getriebeprüfstande, bei denen Verbrennungsmotor und Getriebe von einem umrichtergesteuerten Generator belastet und die Bremsenergie der Generatoren mittels eines Umrichters zurück gespeist wird
Batterie- bzw. Batteriezellenprüfstände sowie Brennstoffzellenstacks und Brennstoffzellensysteme, bei denen z.B. Lebenzyklustests gefahren werden und deren Energie beim Entladen zurückgespeist wird bzw. über das Kundennetz in andere Testsysteme umgeladen wird.

Antwort:

Sofern es sich bei der Kundenanlage eindeutig und nachweislich (vgl. Liste möglicher Kriterien) um Motoren- , Rollen- oder Brennstoffzellen-Prüfstände oder vergleichbare technische Sonderanlagen mit nur zeitweiser Rückspeisung (ohne Einspeisevertrag) ins Netz handelt, sind diese nicht als Erzeugungsanlagen im Sinne der VDE Anwendungsregeln zu behandeln (vergleichbar etwa zu Aufzugsanlagen).

Diese Sonderanlagen müssen alle Anforderungen für Bezugskunden sowie zusätzlich die Anforderungen an den Entkupplungsschutz für Erzeugungseinheiten erfüllen.

Für Testsysteme für Generatorsysteme, Umrichter sowie elektrochemische, elektrische oder vergleichbare Energiespeicher (z.B. Batteriezellen und Brennstoffzellen) gilt, dass diese in gleicher Weise von den Anforderungen an Speicher bzw. Erzeugungsanlagen entbunden sind, wenn sie alle nachfolgenden Kriterien erfüllen:

regelmäßig wechselnde Testobjekte (z.B. Motoren, Getriebe, Batteriezellen, Brennstoffzellen)
Verwendung der Anlage ausschließlich zum Zwecke der definierten Tests
keine durch externe Größen gesteuerte Betriebsweise, insb. keine Vermarktung/Stromhandel/Regelleistung, keine Steuerung nach Primärenergiedargebot oder Einspeise-/Bezugsleistung am Netzanschlusspunkt, keine Förderung der Energieerzeugung der Anlage z. B. nach EEG oder KWK-G.

Kapitel 4.2.1. Tabelle 1 Zeitplan zur Errichtung eines Netzanschlusses

Die VDE-AR-N 4110/20 sehen eine Einreichung der (Erweiterten) Inbetriebsetzungserklärung beim Netzbetreiber innerhalb von zwei Wochen nach tIBN der letzten EZE gemäß Tabelle 1 vor. Die Praxis hat gezeigt, dass diese Frist in vielen Fällen nicht eingehalten werden kann, weil die erforderliche umfangreiche Dokumentation gemäß E.11 (4110) bzw. E.9 (4120) meistens erst deutlich später vollumfänglich vorliegt (z.B. bedingt durch fehlende Primärenergie/Wetterverhältnisse oder auch Testkapazitäten beim Netzbetreiber). Wenn die Abgabefrist nicht eingehalten werden kann, ist jedes Mal eine Absprache mit den Netzbetreiber notwendig. Darf die Inbetriebsetzungserklärung zeitlich später und dann gemeinsam mit der Konformitätserklärung beim Netzbetreiber eingereicht werden?

Antwort:
Aufgrund des aktuell sehr umfangreichen Anschlussgeschäftes einerseits, bei Sicherung der Spannungsqualität andererseits, wird empfohlen, für Erzeugungsanlagen mit PAmax ≤ 950 kW die Inbetriebsetzungserklärung gemeinsam mit der Konformitätserklärung beim Netzbetreiber einzureichen.
Bei Erzeugungsanlagen mit PAmax > 950 kW soll nach 5-6 Wochen nach Inbetriebnahme der letzten EZE (Erlaubnis VDE-AR-N 4110, Tabelle1, Abschnitt 11.5.3.1) die erste Nachweisunterlage beim Netzbetreiber eingereicht werden. Nach Absprache mit dem Netzbetreiber kann die Abgabe der Inbetriebsetzungserklärung gemeinsam mit der Konformitätserklärung erfolgen.

5.4.2 Schnelle Spannungsänderungen

A. „Welche zulässige Spannungsänderung gilt für das Schalten einer Kompensationsanlage, die innerhalb einer EZA verbaut ist?“

B. „Muss beim Grenzwert hinsichtlich der Spannungsänderung durch das Schalten einer Kompensationsanlage zwischen Wirkleistungsbezug aus dem Netz (Grenzwert: Δ uBezug = 0,5 %) und Wirkleistungseispeisung in das Netz (Grenzwert: Δ uEinspeisung = 2 %) unterschieden werden, wenn die Kompensationsanlage in einer EZA verbaut ist?“

A. „Welche zulässige Spannungsänderung gilt für das Schalten einer Kompensationsanlage, die innerhalb einer EZA verbaut ist?“

Antwort:
A. Für eine Kompensationsanlage einer EZA gilt die zulässige schnelle Spannungsänderung gemäß 5.4.2 zu bewerten. (siehe 10.2.2.1)

B. Für eine Kompensationsanlage in Verbindung mit Erzeugungsanlagen gelten die Grenzwerte gemäß 5.4.2. Für eine Kompensationsanlage in Bezugsanlagen und Mischanlagen gelten die Grenzwerte gemäß 5.5. Diese Werte beziehen sich auf den Netzverknüpfungspunkt.

10.2.1.2 Quasistationärer Betrieb (05.04.2022)

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

Antwort:
Eine Wirkleistungsreduktion bei Gefahr der Überlastung von Betriebsmitteln in der Erzeugungsanlage ist nur außerhalb des dauerhaften quasistationären Betriebs des Spannungsbereichs am NAP zulässig. Im normalen Spannungsbereich ist die direkte Wechselwirkung zwischen der Netzspannung und der Anlagenwirkleistung nicht zulässig.

10.2.2 Statische Spannungshaltung/Blindleistungsbereitstellung

Sind die Anforderung aus der VDE AR-N 4120 an den übererregten Betrieb bei kleiner 10% Pinst (gemäß Abs. 10.2.2) auch bereits während der Inbetriebsetzungsphase zu erfüllen?

Antwort:

Unabhängig von der Wirkleistungsrichtung (Bezug und unterhalb 10% Pinst ) ist übererregtes (kapazitives) Verhalten der Kundenanlage grundsätzlich nicht zulässig.
Die Anforderungen der TAR 4120 bezügl. der Blindleistungsbereitstellung zielen auf den dauerhaften Betrieb der Anlage ab.

Temporäre Überschreitungen (z.B. während der Inbetriebsetzungsphase) sind mit Zustimmung des jeweiligen Netzbetreibers möglich. Die Abstimmung mit dem Netzbetreiber sollte in Bezug zu Punkt 11 der Tabelle 1 frühestmöglich erfolgen.

10.2.3.3 / 11.2.5.5: Toleranzen der Anschwingzeit (16.01.2024)

Abschnitt 10.2.3.3 und 11.2.5.5 Definition und den Toleranzen der Anschwingzeit gemäß Dynamischer Netzstützung für Typ-2-Anlagen/Einheiten.

Die Definition der Anschwingzeit führt insbesondere bei 2-poligen sprunghaften Spannungsänderungen zu extrem kleinen Werten der Toleranzen.

Abschnitt 10.2.3.3 und 11.2.5.5 Definition und den Toleranzen der Anschwingzeit gemäß Dynamischer Netzstützung für Typ-2-Anlagen/Einheiten.

Die Definition der Anschwingzeit führt insbesondere bei 2-poligen sprunghaften Spannungsänderungen zu extrem kleinen Werten der Toleranzen.

Antwort:

Die Definition 3.1.7 nach VDE-AR-N 4210/20 wie folgt angepasst:

3.1.7 Anschwingzeit

Tan_90 %

Zeit zwischen der sprunghaften Änderung eines Sollwertes und dem Zeitpunkt, an dem die Regelgröße erstmalig 90 % der Änderung des Sollwertes erreicht hat, im Falle der vollständigen dynamischen Netzstützung maximal jedoch die Zeit bis zum erstmaligen Erreichen einer Toleranzgrenze von ± 5% Ir um den rechnerisch aus der Spannungsabweichung mittels k-Faktor ermittelten stationären Endwert des zusätzlichen Blindstroms

Anmerkung 1 zum Begriff: Die Anschwingzeit ist eine charakteristische Größe der Sprungantwort. Sie umfasst auch die Zeit des Erkennens der Regelabweichung.

10.2.4.1 Wirkleistungsabgabe

Ist die folgende Option zur Umsetzung der Anforderungen bzgl. der Wirkleistungsvorgabe im Kap. 10.2.4.1 im Sinne der Anwendungsregel?

Das Netzbetreibersignal wird als Sollwert angesehen und von diesem Sollwert wird die Rampe gestartet.

Beispiel:

Ausgangssituation: Netzbetreiber Signal, wird von 100 % Pb inst auf 30 % Pb inst vorgegeben und die bei Primärenergie steht nur reduziert zur Verfügung (z.B. Wolkenzug bei PV) 65 % Pb inst.
Verhalten: Die Wirkleistung wird nicht sofort mit dem Netzbetreibersignal reduziert, sondern startet erst mit der Reduktion, wenn der Gradient die aktuell zur Verfügung stehende Wirkleistung, in diesem Fall 65 % Pb inst, unterschreitet.

Antwort:

Nein. Eine Verzögerung der Reduktion ist in diesem Fall nicht erwünscht, die Wirkleistungsreduzierung gemäß Kap. 10.2.4.1 soll direkt nach Vorgabe eines Reduktionssignals vom Netzbetreiber innerhalb der geforderten Gradienten erfolgen.

10.2.4.3 Wirkleistungsanpassung bei Über- und Unterfrequenz (11.05.2022)

Welche Anschwing- und Einschwingzeiten gelten für Erzeugungsanlagen mit Verbrennungskraftmaschinen oder Gasturbinen bezüglich Wirkleistungseinspeisung bei Über- und Unterfrequenz?

Antwort:

Die Technische Restriktion für Erzeugungsanlagen mit Verbrennungskraftmaschinen oder Gasturbinen auf Seite 93 letzter Absatz ist nur für die Leistungsreduktion gültig. Für die Leistungserhöhung gelten die Anforderungen mit den Werten aus Tabelle 5.

10.3.3 Entkupplungsschutzeinrichtungen des Anschlussnehmers

Gibt es aus Sicht der TAR eine Anforderung dazu, wie groß der Messfehler der Frequenzschutzeinrichtungen des Anschlussnehmers maximal sein darf?

Antwort:

Die Festlegungen bzgl. der Frequenzmessung in VDE-AR-N 4110 und VDE-AR-N 4120 betreffen nur die Fähigkeit der Erzeugungsanlage zur Wirkleistungsanpassung und betragen ±0,1% fN oder ±50 mHz.
Anforderungen an die Frequenzmessung für die Schutztechnik werden in VDE-AR-N 4110 und VDE-AR-N 4120 nicht gestellt. Solche Genauigkeitsanforderungen für die Schutztechnik sind in der VDE-AR-N 4142 (automatische Letztmaßnahmen) und FGW-TR3* mit ±30 mHz explizit festgelegt.

_{*FGW-TR3 in der aktuellen Kommentierungsversion für Rev. 26}

10.3.5 Anschluss der Erzeugungsanlagen im Mittelspannungsnetz

In VDE 4110 Kap. 10.3.5 Tabelle 12 (und Tabelle 10) wird der Frequenzschutz am NAP/EZA nicht empfohlen (nur an den EZE). Und in Bild 22 ist dieser nur gestrichelt „nach NB-Vorgabe zu realisieren“.

Abweichend dazu ist es im Vordruck E.9-Bogen Seite 3(7) als Empfehlung eingetragen. Bitte erläutern Sie die Vorgehensweise.

Antwort:

Die Vordrucke E.9 (4110) bzw. E.7 (4120) sind in diesem Punkt missverständlich. Gemäß Kap. 10.3.5. (bzw. 10.3.4) gilt, dass der Netzbetreiber berechtigt ist, am NAP zusätzlich Frequenzschutzfunktionen f< und f> zu fordern. Als Standard werden diese Funktionen am NAP grundsätzlich nicht gefordert.

Sie stellen lediglich eine mögliche Option dar, welche dann mit dem Netzbetreiber-Abfragebogen (Vordruck E.9 bzw. E.7) projektspezifisch durch den Netzbetreiber vorzugeben sind. Da die entsprechenden Einstellwerte im Vordruck nicht als Option gekennzeichnet sind, kann es hier zu Missverständnissen kommen.

Sofern der Netzbetreiber explizit Frequenzschutzfunktionen am NAP fordert, sollten die im Vordruck vorgeschlagenen Einstellwerte verwendet werden.

11.2.1 Allgemeines

ist es zulässig, als Anlagenzertifizierer ein Anlagenzertifikat basierend auf einer Prototypenbescheinigung einer Komponente (z.B. EZA-Regler) auszustellen? Ist hier ggf. weiter zu differenzieren (beispielsweise nach Anlagenzertifikat Typ A „nein“ oder B „ja“, oder EZA-Regler „ja“ und zwischengelagerter Schutz „nein“)?

Antwort:
Ein Anlagenzertifikat kann ausgestellt werden, sobald für mind. eine der in der Erzeugungsanlage verbauten Erzeugungseinheiten ein Einheitenzertifikat vorliegt. Dies gilt auch für den Fall, dass für die verbauten Komponenten zu diesem Zeitpunkt noch keine Komponentenzertifikate vorliegen, sondern nur Prototypenbestätigungen. Sobald für die Prototypen die Zertifikate vorliegen, ist das Anlagenzertifikat innerhalb eines Jahres zu revisionieren.

Für Komponenten mit Prototypenstatus gelten die gleichen Fristen wie für EZE mit Prototypenstatus gemäß Kapitel 12 der VDE-AR-N 4110 und 4120.

11.2.1 Allgemeines

Eine EZE mit Einheitenzertifikat soll zeitgleich mit einer EZE mit Prototypenbestätigung errichtet und in Betrieb gesetzt werden.

Welche Unterlagen sind beim Netzbetreiber einzureichen?

Eine EZE mit Einheitenzertifikat soll zeitgleich mit einer EZE mit Prototypenbestätigung errichtet und in Betrieb gesetzt werden.

Welche Unterlagen sind beim Netzbetreiber einzureichen?

Antwort:
Es wird ein Anlagenzertifikat der gesamten Erzeugungsanlage auf Basis des Einheitenzertifikates und der Prototypenbestätigung erstellt und eingereicht. Sobald für den Prototypen das Einheitenzertifikat vorliegt, ist das Anlagenzertifikat innerhalb eines Jahres zu revisionieren.

11.2.4 Statische Spannungshaltung/Blindleistungsbereitstellung

Kann bei der Anforderung in Kap. 11.2.4 bzgl. des geforderten vermessenen Blindleistungsvermögens der EZE die Messtoleranz der Messtechnik berücksichtigt werden?

Antwort:

Das vermessene Blindleistungsvermögen der Erzeugungseinheit muss größer gleich der Herstellerangabe sein.
Ist dieses kleiner als die Herstellerangabe, so wird im Bereich Pmom/PrE ≥ 0,10 bzw. ab der technischen Mindestleistung eine Abweichung zwischen gemessenem Wert und der Herstellerangabe von maximal - 1 % PrE akzeptiert, um die Messunsicherheit der genutzten Messgeräten Rechnungen zu tragen.

11.2.10 Schutztechnik und Schutzeinstellungen

Wie sind in dem folgenden Text aus Kapitel 11.2.10, die Wörter „unverzögerten Abschaltung“ zu verstehen: „ein Ausfall der Hilfsenergie der Schutzeinrichtungen bzw. der Anlagensteuerung zum unverzögerten Abschalten der Erzeugungseinheit führt“?

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

11.4.1 Anlagenzertifikat (15.07.2022)

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

Antwort:

Wenn ein Anlagenzertifikat vorliegt, muss dieses nicht aktualisiert werden. Liegt kein Anlagenzertifikat vor, muss jetzt eines erstellt werden. Die neuen Einheiten müssen die aktuellen Anforderungen einhalten.

11.4.7 Netzrückwirkungen

Zur Bewertung gemäß Kapitel 11.4.17 (Schutztechnik und Schutzeinrichtung) beim vereinfachten Anlagenzertifikat (Anlagenzertifikat B) ist zu prüfen, ob der Eigenschutz der Erzeugungseinheiten und weitere nicht durch den Netzbetreiber vorgegebene Schutzeinrichtungen, sofern vorhanden, nicht die Anforderungen hinsichtlich der statischen Spannungshaltung und der dynamischen Netzstützung unterlaufen. Ist hierfür eine Netzberechnung notwendig?

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

11.4.12 Dynamische Netzstützung

Abschnitt 11.4.12.3 fordert das, „die Spannungsverhältnisse an den Klemmen der Erzeugungseinheiten im Normalbetrieb der Erzeugungsanlage eine ausreichend große Spannungsdifferenz zu den Kriterien des Fehlerbeginns (Spannungen > 1,1 UMS bzw. < 0,9 UMS) aufweisen.“ Welche Spannungsdifferenz ist hier als ausreichend groß zu betrachten?

Antwort:
Analog zur VDE-AR-N 4110 ist eine Spannungsdifferenz von mindestens 2 % als ausreichend groß zu betrachten.

11.4.8.2 Polrad-/Netzpendelungen

Welche Kenngröße zieht man als Impedanz des Maschinentransformators heran?

Antwort:
Es ist bezugzunehmen auf die Längsimpedanz des Maschinentransformators.

11.4.8.2 Polrad-/Netzpendelungen

Wie ist zu verfahren, wenn es projektspezifisch in einer EZA keinen Maschinentransformator pro EZE gibt sondern sich mehrere EZE ggf. mit zusätzlichen Verbrauchern einen gemeinsamen Transformator „teilen“? Wie ist zu verfahren, wenn es projektspezifisch in einer EZA einen Bestandstransformator gibt, der diese Anforderung nicht erfüllt?

Antwort:
In diesen Fällen gilt die Anforderung an das Verhalten der EZA bei Polrad- / Netzpendelungen als erfüllt, wenn die Überprüfung (Simulationen) der Einhaltung der Anforderungen an die dynamische Netzstützung durch die EZA mit dem tatsächlich dort eingesetzten Transformator erfolgreich ist.

11.4.11 Anlagenzertifikat-Statische Spannungshaltung/Blindleistungsbereitstellung

Ist bei einer Erweiterung einer bestehenden EZA (z.B. IB 08/2017) für die Blindleistungsbewertung beim Bezug von Wirkleistung gemäß Kapitel 5.5 sowie der Bewertung der Blindleistungstoleranz in dem Bereich zwischen 0<=Pmom/Pbinst<0,1 bezüglich der neu zugebauten EZE eine anteilige Betrachtung unter Anwendung der Gleichung 17 bzw. 18 gemäß 11.4.11 der VDE-AR-N 4110 bzw. 4120 durchzuführen?

Antwort:
Das Verfahren in der TAR MS ist anzuwenden (siehe die FAQ der TAR 4110). Im Teillastbereich 0…10% Pbinst liegt der zulässige Betriebsbereich für das Blindleistungsverhalten zwischen max. 5% PAV,E untererregt und max. 0% PAV,E übererregt. Diesem Ziel muss sich jede Erweiterung oder Umbaumaßnahme anteilmäßig „nähern“.

11.5.4 Konformitätserklärung

Zitat „Der Ersteller der Konformitätserklärung muss gegenüber dem Ersteller der Inbetriebsetzungserklärung unabhängig sein (4-Augen Prinzip). Diese Unabhängigkeit kann bei Überprüfung durch eine akkreditierte Zertifizierungsstelle unterstellt werden.“

Darf man dies so verstehen: Bei Überprüfung durch eine akkreditierte Zertifizierungsstelle kann Mitarbeiter A der Zertifizierungsstelle die Inbetriebsetzungserklärung erstellen und Mitarbeiter B der Zertifizierungsstelle die Konformitätserklärung (4-Augen Prinzip)?

Antwort:

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

12 Prototypen-Regelung - Erweiterte Inbetriebsetzungserklärung

Was ist die abgestimmte Genehmigungsplanung?

Antwort:
Die Genehmigungsplanung bezieht sich lediglich auf die Errichtungsplanung der Übergabestation und des nachgelagerten Netzes (vgl. Formblatt E.4 der VDE-AR-N 4110 und VDE-AR-N 4120).

Abschnitt 12 Prototypen-Regelung

Gemäß Abschnitt 12 der VDE-AR-N 4210 ist bei Prototypen mit der erweiterten Inbetriebsetzungserklärung die mit dem Netzbetreiber abgestimmte Genehmigungsplanung auszuweisen. Wie ist die Genehmigungsplanung (E4) im Rahmen der Erweiterten Inbetriebsetzungserklärung auszuweisen?

Antwort:

Mit der ausgefüllten und vollständig unterschriebenen Vorlage des Formblattes E.5 der VDE-AR-N 4120 ist dieser Prüfpunkt erfüllt.