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TenneT TSO GmbH | Offshore-Netzanschlussregeln (O-NAR) | Stand August 2019

Offshore-Netzanschlussregeln (O-NAR)

TenneT TSO GmbH Bernecker Straße 70, 95448 Bayreuth

Stand: August 2019

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Inhalt

TenneT TSO GmbH | Offshore-Netzanschlussregeln (O-NAR) | Stand August 2019 2/90

1 Inhalt 1 Inhalt ................................................................................................................................................. 2

2 Einleitung .......................................................................................................................................... 7

2.1 Übergeordnete Regeln beim Anschluss über HGÜ ................................................................ 7

2.2 Übergeordnete Regeln beim Anschluss über HDÜ ................................................................. 7

2.3 Anwendungsbereich ................................................................................................................ 7

2.4 Rechtlicher Rahmen ................................................................................................................ 8

2.5 Technischer Rahmen .............................................................................................................. 8

2.6 Normen, Richtlinien, Vorschriften ............................................................................................ 8

2.7 Mitgeltende Dokumente ........................................................................................................... 9

2.8 Abkürzungen............................................................................................................................ 9

3 Voraussetzungen für den Netzanschluss ...................................................................................... 12

4 Anforderungen am seeseitigen Netzanschluss .............................................................................. 13

4.1 Allgemeine Anforderungen .................................................................................................... 13

4.2 Netzanschluss und Anlagenbauweise ................................................................................... 14

4.3 Sternpunktbehandlung .......................................................................................................... 17

4.4 Spannungsmerkmale ............................................................................................................. 18

4.4.1 Spannungs- und Frequenzbereiche .................................................................................. 18

4.4.2 Überspannungen ............................................................................................................... 18

4.4.3 Schaltbedingte Spannungsänderungen ............................................................................ 19

4.4.4 Unsymmetrien .................................................................................................................... 19

4.5 Wirkleistungsbilanz ................................................................................................................ 19

4.5.1 Wirkleistungsaustausch ..................................................................................................... 19

4.5.2 Wirkleistungs-Frequenz-Regelung .................................................................................... 20

4.5.2.1 Frequenzabhängiger Modus (FSM-Modus) .............................................................. 20

4.5.2.2 Beschränkt frequenzabhängiger Modus, Unterfrequenz (LFSM-U-Modus) .............. 21

4.5.2.3 Beschränkt frequenzabhängiger Modus, Überfrequenz (LFSM-O-Modus)............... 21

4.5.2.4 Fähigkeit zur Frequenzwiederherstellung (Sekundärregelung und Minutenreserve) 21

4.6 Blindleistungsbilanz und Spannungshaltung ......................................................................... 21

4.6.1 Anforderungen an EZA ...................................................................................................... 21

4.6.1.1 Blindleistungs-Spannungskennlinie ........................................................................... 22

4.6.1.2 Blindleistungsregelungsmodus .................................................................................. 23

4.6.1.3 Leistungsfaktorregelungsmodus................................................................................ 23

4.6.2 Blindleistungsaustausch bei Wirkleistungsbezug .............................................................. 23

4.6.2.1 Allgemeine Vorgaben ................................................................................................ 23

4.6.2.2 Anschluss der EZA über HDÜ-NAS .......................................................................... 23

4.6.2.3 Anschluss der EZA über HGÜ-NAS .......................................................................... 24

4.6.3 Führung des Spannungssollwertes ................................................................................... 24

4.7 Netzrückwirkungen und Versorgungsqualität ........................................................................ 24

Inhalt


4.7.1 Allgemeines ....................................................................................................................... 24

4.7.2 Spannungsqualität ............................................................................................................. 24

4.7.3 Interaktion von EZA mit Netzresonanzen (Oberschwingungsstabilität) ............................ 25

4.8 Verhalten der Erzeugungsanlagen bei Störungen ................................................................ 25

4.8.1 Störungsbeseitigung und -aufklärung ................................................................................ 25

4.8.2 Verhalten bei Inselbetrieb .................................................................................................. 25

4.8.3 Verhalten bei Blockierung des HGÜ-Umrichters ............................................................... 25

4.8.4 Verhalten bei Frequenzabweichungen .............................................................................. 26

4.8.5 Verhalten bei Stabilitätsproblemen .................................................................................... 26

4.8.6 Verhalten bei fehlerbedingten Spannungsabweichungen ................................................. 26

4.8.6.1 Über-/Unterspannungsschutz .................................................................................... 26

4.8.6.2 FRT-Verhalten ........................................................................................................... 26

4.8.6.3 Wiederkehr der Wirkleistungsabgabe nach einem Fehler......................................... 27

4.8.6.4 Dynamische Spannungsregelung .............................................................................. 27

4.8.7 Störungsanalyse ................................................................................................................ 27

4.9 Netzwiederaufbau .................................................................................................................. 27

4.10 Erzeugungsmanagement ...................................................................................................... 27

4.10.1 Allgemeines ................................................................................................................... 27

4.10.2 Emergency Power Control (EPC) .................................................................................. 28

4.10.3 Transmission Capacity Management ............................................................................ 28

4.10.3.1 Allgemeines ........................................................................................................... 28

4.10.3.2 Transmission Capacity Management I .................................................................. 28

4.10.3.3 Transmission Capacity Management II ................................................................. 29

4.10.4 Stationäre maximale Wirkleistungseinspeisung und EISMAN ...................................... 29

4.11 Elektrischer Schutz ................................................................................................................ 30

4.12 Prozessdatenverarbeitung ..................................................................................................... 31

5 Betriebserlaubnisverfahren ............................................................................................................ 33

5.1 Überblick über den Ablauf ..................................................................................................... 33

5.2 Voraussetzungen für die Erlaubnis zur Zuschaltung (EZZ) .................................................. 33

5.2.1 Test und Inbetriebnahme der sekundärtechnischen Einrichtungen der TTG ................... 33

5.2.1.1 Test der sekundärtechnischen Einrichtungen-Schaltschränke der TTG vor der Lieferung an die Werft ................................................................................................................ 33

5.2.1.2 Test der sekundärtechnischen Einrichtungen der TTG in der Werft ......................... 33

5.2.2 Errichterbescheinigungen .................................................................................................. 34

5.3 Voraussetzungen für die vorübergehende Betriebserlaubnis ............................................... 34

5.3.1 Nachweis der Anforderungen ............................................................................................ 34

5.3.2 Systemstudien und Konformitätsnachweise ...................................................................... 35

5.3.3 Simulationssoftware .......................................................................................................... 36

5.4 Voraussetzungen für die endgültige Betriebserlaubnis ......................................................... 36

Inhalt


5.4.1 Test der Regelbarkeit der Wirkleistungsabgabe ............................................................... 36

5.4.2 Test der Blindleistungsbereitstellung ................................................................................. 37

5.4.3 Test der Blindleistungsregelmodi ...................................................................................... 37

5.4.3.1 Blindleistungs-Spannungs-Kennlinie ......................................................................... 37

5.4.3.2 Blindleistungsregelungsmodus .................................................................................. 37

5.4.3.3 Leistungsfaktorregelungsmodus................................................................................ 37

5.4.4 Tests zur Frequenzregelfähigkeit ...................................................................................... 38

5.4.4.1 Frequenzabhängiger Modus (FSM)........................................................................... 38

5.4.4.2 Überfrequenz LFSM-O .............................................................................................. 38

5.4.4.3 Unterfrequenz LFSM-U ............................................................................................. 38

5.4.5 Test der Systemautomatiken und der schnellen Signalreaktion ....................................... 38

5.4.6 Messung der Oberschwingungsemissionen ...................................................................... 38

5.5 Beschränkte Betriebserlaubnis .............................................................................................. 39

5.6 Freistellungsverfahren ........................................................................................................... 39

5.7 Wiederholungsprüfungen im Betrieb ..................................................................................... 40

6 Anschlusstechnik ............................................................................................................................ 41

6.1 Anforderungen bei Direktanschluss an die HGÜ-Stromrichterstation ................................... 41

6.1.1 Konzept der Schaltanlage ................................................................................................. 41

6.1.2 Umfang der Lieferungen und Leistungen .......................................................................... 41

6.1.2.1 Allgemeine Anforderungen ........................................................................................ 42

6.1.2.2 Allgemeine Bedingungen für die Verlegung und Installation der HDÜ-Seekabel ..... 42

6.1.2.3 Sekundärtechnische Einrichtungen und Eigenbedarf ............................................... 43

6.1.2.4 Umfang der Lieferungen und Leistungen durch TTG ................................................ 43

6.1.2.5 Umfang der Lieferungen und Leistungen des Anschlussnehmers ............................ 43

6.1.3 Auslegung der Primärtechnik ............................................................................................ 44

6.1.4 Sekundärtechnische Einrichtungen und Eigenbedarf ....................................................... 44

6.1.4.1 Eigenbedarfsversorgung ........................................................................................... 44

6.1.4.2 Schutz ........................................................................................................................ 44

6.1.4.3 Steuerungssystem ..................................................................................................... 45

6.1.4.4 Systemautomatiken ................................................................................................... 45

6.1.4.5 Messung .................................................................................................................... 45

6.2 Anforderungen bei eigener Umspannstation des Anschlussnehmers .................................. 46

6.2.1 Konzept der Schaltanlage ................................................................................................. 46

6.2.2 Umfang der Lieferungen und Leistungen .......................................................................... 46

6.2.2.1 Allgemeine Anforderungen ........................................................................................ 46

6.2.2.2 Allgemeine Bedingungen für die Verlegung und Installation der HDÜ-Kabel ........... 47

6.2.2.3 Kompensationsdrosselspulen .................................................................................... 48

6.2.2.4 Sekundärtechnische Einrichtungen und Eigenbedarf ............................................... 49

6.2.2.5 Umfang der Lieferungen und Leistungen durch TTG ................................................ 49

Inhalt


6.2.2.6 Umfang der Lieferungen und Leistungen des Anschlussnehmers ............................ 50

6.2.3 Auslegung der Primärtechnik ............................................................................................ 50

6.2.4 Anforderungen an die Plattform des Anschlussnehmers .................................................. 52

6.2.4.1 Personaleinrichtungen und Notunterkünfte ............................................................... 52

6.2.4.2 Nebenarbeiten ........................................................................................................... 52

6.2.4.3 Logistik und Arbeitsbedingungen .............................................................................. 52

6.2.4.4 Konzept für den Zugang zu den Anlagen auf der Plattform ...................................... 53

6.2.4.5 Brandschutzvorschriften ............................................................................................ 53

6.2.5 Allgemeine Bedingungen für die Verlegung und Installation der HDÜ-Kabel ................... 53

6.2.5.1 Anforderungen an die Umspannstation des Anschlussnehmers .............................. 53

6.2.5.2 Technische Parameter .............................................................................................. 53

6.2.5.3 J-tube ......................................................................................................................... 54

6.2.5.4 Hang-Off .................................................................................................................... 57

6.2.5.5 Spleißbox ................................................................................................................... 57

6.2.5.6 Anschluss der HDÜ-Seekabel ................................................................................... 58

6.2.5.7 Kabelführungen für die HDÜ-Kabeladern .................................................................. 58

6.2.5.8 Erdungspunkte........................................................................................................... 59

6.2.5.9 Installation HDÜ-Kabel .............................................................................................. 60

6.2.6 Kompensationsdrosselspulen ............................................................................................ 62

6.2.6.1 Abmessungen und Gewichte ..................................................................................... 63

6.2.6.2 Betriebs- und Transportbedingungen ........................................................................ 64

6.2.6.3 Kühlsystem ................................................................................................................ 64

6.2.6.4 Erdungspunkte für Kompensationsdrosselspulen ..................................................... 65

6.2.6.5 Instandhaltung ........................................................................................................... 65

6.2.7 Sekundärtechnische Einrichtungen und Eigenbedarf ....................................................... 65

6.2.7.1 Installation von Glasfaser- und Signalkabeln ............................................................ 66

6.2.7.2 Platzbedarf für die Installation der sekundärtechnischen Einrichtungen................... 67

6.2.7.3 Anforderungen an den Raum für die Installation der sekundärtechnischen Einrichtungen .............................................................................................................................. 68

6.2.7.4 Anforderungen an die Eigenbedarfs-Stromversorgung ............................................. 72

6.2.7.5 Schutz ........................................................................................................................ 75

6.2.7.6 Steuerungssystem ..................................................................................................... 77

6.2.7.7 Systemautomatiken ................................................................................................... 79

6.2.7.8 Messung .................................................................................................................... 79

6.3 Miete von Glasfaserkabeln durch den Anschlussnehmer ..................................................... 82

7 Operativer Betrieb und Netzführung .............................................................................................. 83

7.1 Betrieb der Schaltanlagen ..................................................................................................... 83

7.1.1 Allgemeines ....................................................................................................................... 83

7.1.2 Weisungsrecht der TTG .................................................................................................... 83

Inhalt


7.1.3 Schalthandlungen im Notfall .............................................................................................. 84

7.2 Betriebsplanung ..................................................................................................................... 84

7.3 Instandhaltung ....................................................................................................................... 84

7.4 Netzführung ........................................................................................................................... 84

7.5 Betriebsführungsvereinbarung .............................................................................................. 85

7.6 Konformitätsüberwachung im Betrieb ................................................................................... 85

8 Literaturverzeichnis ........................................................................................................................ 87

9 Verzeichnis der Anhänge ............................................................................................................... 89

Einleitung


2 Einleitung Diese Offshore-Netzanschlussregeln (O-NAR) beschreiben in den Kapiteln 2 bis 5 die tech-nischen und organisatorischen Mindestanforderungen, die bei der Errichtung und beim Be-trieb von seeseitigen Netzanschlüssen am Hoch- oder Höchstspannungsnetz der TTG zu erfüllen sind. Weiterhin werden in diesen Kapiteln auch Eigenschaften des Offshore-Netzes sowie ergänzende Hinweise als Information für den Anschlussnehmer bereitgestellt.

In den Kapiteln 6 und 7 werden seitens TTG Anforderungen an die bauliche Ausführung der Anlagen von Anschlussnehmer und TTG sowie den operativen Betrieb und die Netzführung definiert. Diese bilden die Grundlage für entsprechende vertragliche Regelungen zwischen TTG und dem Anschlussnehmer gemäß VDE-Anwendungsregel VDE-AR-N 4131 Techni-sche Anschlussregeln für HGÜ-Systeme und über HGÜ-Systeme angeschlossene Erzeu-gungsanlagen (nachfolgend kurz TAR HGÜ) [1] bzw. VDE-Anwendungsregel VDE-AR-N 4130 Technische Anschlussregeln für den Anschluss von Kundenanlagen an das Höchst-spannungsnetz und deren Betrieb (nachfolgend kurz TAR HöS) [2].

2.1 Übergeordnete Regeln beim Anschluss über HGÜ Die O-NAR konkretisieren die Anforderungen der Verordnung (EU) 2016/1447 der Kommis-sion zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für Hochspannungs-gleichstrom-Übertragungssysteme und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleich-stromanbindung (nachfolgend kurz NC HVDC) [3] und der TAR HGÜ [1].

Zwölf Monate nach Inkraftsetzung der TAR HGÜ müssen alle neu in Betrieb gesetzten, über HGÜ-Systeme angeschlossenen Erzeugungsanlagen (nachfolgend kurz Erzeugungsanlage) die technischen Anforderungen der TAR HGÜ ergänzt durch die Anforderungen dieser O-NAR erfüllen. Erzeugungsanlagen, die vor Ablauf der zuvor genannten zwölf Monate in Be-trieb gesetzt werden, dürfen nach den bis zum Zeitpunkt der Inkraftsetzung der TAR HGÜ geltenden technischen Regelungen errichtet und betrieben werden.

Wenn der Anschlussnehmer binnen zwei Jahren nach Inkrafttreten des NC HVDC (also bis zum 26. August 2018) einen endgültigen und bindenden Vertrag für den Erwerb der Haupt-komponenten der Erzeugungsanlage abschließt und TTG binnen 30 Monaten nach Inkraft-treten des NC HVDC (also bis zum 26. Februar 2019) über den Abschluss des Vertrages informiert, dann gilt die geplante Erzeugungsanlage, unabhängig des Inbetriebsetzungsda-tums, als Bestandsanlage. In diesem Fall muss die Erzeugungsanlage die zum Zeitpunkt des Vertragsabschlusses zum Erwerb der Hauptkomponenten gültigen Netzanschlussregeln er-füllen.

2.2 Übergeordnete Regeln beim Anschluss über HDÜ Die O-NAR konkretisieren die Anforderungen der Verordnung (EU) 2016/631 der Kommissi-on zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für Stromerzeuger (nachfolgend kurz NC RfG) [4] und der TAR HöS [2].

2.3 Anwendungsbereich Die Bestimmungen dieses Dokuments gelten für alle Erzeugungsanlagen (EZA), die neu an das Netz der TTG angeschlossen werden. Bestehende EZA unterliegen den Regelungen der

Einleitung


O-NAR nur unter den in Artikel 4 des NC HVDC bzw. NC RfG beschriebenen Voraussetzun-gen.

2.4 Rechtlicher Rahmen Als Übertragungsnetzbetreiber hat TTG die Verantwortung für den Betrieb, die Wartung so-wie erforderlichenfalls den Ausbau seines Übertragungsnetzes.

Gemäß §19 Abs. 1 EnWG [5] sind Betreiber von Übertragungsnetzen verpflichtet, technische Mindestanforderungen unter anderem für Anschlüsse von OWP an das Übertragungsnetz des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers festzulegen. Dieser Verpflichtung wird mit den vorliegenden O-NAR nachgekommen.

Die Verpflichtung des Anschlussnehmers ist es, die vorliegenden O-NAR einzuhalten. Er gewährleistet, dass auch diejenigen, die den Anschluss nutzen, dieser Verpflichtung nach-kommen. Die Einhaltung ist im Rahmen des in Kapitel 5 beschriebenen Betriebserlaubnis-verfahrens geeignet nachzuweisen.

Die Geschäfts- und Kommunikationssprache ist Deutsch.

2.5 Technischer Rahmen TTG betreibt Drehstromübertragungsnetze an Land und auf See mit unterschiedlichen Spannungsebenen und einer Nennfrequenz von 50 Hz.

Mit dem Begriff seeseitige Netzanschlussnehmer (im Folgenden kurz Anschlussnehmer) werden Offshore Windparks (OWP) bezeichnet, die am seeseitigen Netz der TTG betrieben werden.

Die vorliegenden Anforderungen an Anschlussnehmer legen die Mindestanforderungen für das Errichten und das Betreiben eines oder mehrerer Anschlüsse am seeseitigen Netz fest. Sie orientieren sich an den objektiven Erfordernissen eines störungsfreien Betriebes der Netze bei TTG auf der einen Seite und an den Belangen eines bedarfsgerechten Anlagenbe-triebes beim Anschlussnehmer auf der anderen Seite. Sie stützen sich auf die allgemein an-erkannten, dem technischen Fortschritt kontinuierlich angepassten Regeln der Technik und die sie konkretisierenden Richtlinien bei TTG, zu denen u. a. das "Technische Handbuch Netz" [6] gehört.

Grundlage für den Betrieb des Übertragungsnetzes sind darüber hinaus die Mindestanforde-rungen (Regeln) des Verbands der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) und der Europäischen Kommission (vgl. [3], [4], [7], [8], [9], [10], [11] und [12]).

2.6 Normen, Richtlinien, Vorschriften Die in diesem Dokument angegebenen Anlagen und Geräte müssen den anerkannten tech-nischen Normen und insbesondere den verordnungsrechtlichen und gesetzlichen Vorschrif-ten entsprechen. Die Anforderungen der anzuwendenden anerkannten Normen, Richtlinien und Empfehlungen müssen beachtet werden, soweit in diesem Dokument keine anderen Anforderungen definiert werden.

Soweit für einen sicheren und wirtschaftlichen Betrieb erforderlich, können die in diesem Do-kument beschriebenen Anforderungen auch über die Anforderungen der Normen und Richt-linien hinausgehen.

Einleitung


Grundsätzlich sind alle in Deutschland anzuwendenden Normen, Vorschriften und Gesetze zu beachten, auch wenn sie nicht ausdrücklich hierin angegeben werden. Die Installation von EZA auf See unterliegt darüber hinaus international anerkannten Vorschriften, Richtlinien und Empfehlungen. Dies umfasst beispielsweise das Internationale Übereinkommen zum Schutz des menschlichen Lebens auf See (SOLAS), die Normen des Bundesamts für See-schifffahrt und Hydrographie (BSH) und die für Offshore-Bauprojekte anzuwendenden Vor-schriften und Normen (z. B. Vorschriften und Richtlinien des Germanischen Lloyd, die NOR-SOK-Normen oder die DNV-Offshore-Codes).

Sofern der Anschlussnehmer der Ansicht ist, dass Widersprüche zwischen diesen Normen, Vorschriften, Bestimmungen, Erlassen und Gesetzen und diesem Dokument bestehen, muss er dies TTG mitteilen.

2.7 Mitgeltende Dokumente Nachfolgend wird eine nicht abschließende Übersicht über die weiteren mitgeltenden Doku-mente der TTG gegeben.

Je nach Anschlusskonzept sind die nachfolgenden Dokumente in der angegebenen hierar-chischen Reihenfolge für den Anschlussnehmer relevant.

Bei Anschluss über HGÜ:

1. NC HVDC [3]

2. TAR HGÜ [1]

3. O-NAR

Bei Anschluss über HDÜ:

1. NC RfG [4]

2. TAR HöS [2]

3. O-NAR

Ergänzend zu den O-NAR stellt TTG dem Anschlussnehmer im Rahmen des Betriebser-laubnisverfahrens die nachfolgenden Dokumente auszugsweise zur Verfügung (vgl. Ab-schnitte 4.2, 4.12 und 7.1.1):

• Technisches Handbuch Netz, Abschnitt Bauen und Errichten (BuE) [6]

• Technisches Handbuch Netz; Abschnitt Netzführung und Arbeiten am Netz (NAN) [13]

2.8 Abkürzungen Für die Anwendung dieser Netzanschlussregeln gelten die folgenden Abkürzungen.

AWE Automatische Wiedereinschaltung

BAK Batterieanschlusskasten

BBE Beschränkte Betriebserlaubnis

BGV Berufsgenossenschaftliche Vorschrift

Einleitung


BNetzA Bundesnetzagentur

CLV Cable Laying Vessel (Kabelverlegeschiff)

DC Direct Current (de: Gleichstrom)

EBE Endgültige Betriebserlaubnis

EISMAN Einspeisemanagement

ENTSO-E European Network of Transmission System Operators

EnWG Energiewirtschaftsgesetz

EPC Emergency Power Control

EZA Erzeugungsanlage

EZE Erzeugungseinheit

EZZ Erlaubnis zur Zuschaltung

FACTS Flexible-AC-Transmission-System

FOC Fibre-Optic Cable (Glasfaserkabel)

FRT Fault Ride-Through

FSM Frequency Sensitive Mode

GIS Gasisolierte Schaltanlage

HDÜ Hochspannungs-Drehstrom-Übertragung

HGÜ Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung

HöS Höchstspannung

HS Hochspannung

LFSM-O Low Frequency Sensitive Mode Overfrequency

LFSM-U Low Frequency Sensitive Mode Underfrequency

LS Leistungsschalter

MBR Minimum Bending Radius (Mindestbiegeradius)

MCB Miniature Circuit Breaker (Sicherungsautomaten)

MS Mittelspannung

NAP Netzanschlusspunkt

Einleitung


NAS Netzanschlusssystem

NC HVDC Verordnung (EU) 2016/1447

NC RfG Verordnung (EU) 2016/631

NS Niederspannung

OFWF Ölkühlung mit erzwungener Konvektion im inneren und erzwungener Wasser-kühlung im äußeren Kühlkreislauf (Oil Natural Water Forced)

ONAF Ölkühlung mit natürlicher Konvektion im inneren und erzwungener Konvektion im äußeren Kühlkreislauf (Oil Natural Air Forced)

ONAN Ölkühlung mit natürlicher Konvektion im inneren und äußeren Kühlkreislauf (Oil Natural Air Natural)

OS Oberspannungsseite

RCD Residual-Current-Operated Protective Device (Fehlerstrom-Schutzeinrichtung)

ROV Remotely Operated Vehicle (ferngesteuertes Unterwasserfahrzeug)

SLD Single Line Diagram (Übersichtsschaltbilder)

TAB Technische Anschlussbedingungen

TCM Transmission Capacity Management

THD Total Harmonic Distortion

TOG TenneT Offshore GmbH

TR Technische Richtlinie

TSO Transmission System Operator

TTG TenneT TSO GmbH

UMZ unabhängiger Maximalstromzeitschutz

UPS Uninterruptible Power Supply (Unterbrechungsfreie Stromversorgung)

US Unterspannungsseite

ÜNB Übertragungsnetzbetreiber

VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V.

VBE Vorübergehende Betriebserlaubnis

VDN Verband der Netzbetreiber e.V.

Voraussetzungen für den Netzanschluss


3 Voraussetzungen für den Netzanschluss Voraussetzung für einen neuen Netzanschluss ist die Einhaltung der in der TAR HGÜ bzw. TAR HöS festgelegten und in diesen O-NAR detaillierten Grund- und ggf. Zusatzanforderun-gen. Der Anschlussnehmer muss die Einhaltung dieser Anforderungen nicht nur im Betrieb, sondern auch bereits während der Herstellung des Netzanschlusses sicherstellen.

Zwischen TTG und dem Anschlussnehmer wird entsprechend der Vorgaben nach §17d Abs. 2 EnWG [5] ein individueller Realisierungsfahrplan festgelegt. Dieser richtet sich an den Vor-gaben zum Betriebserlaubnisverfahren gemäß TAR HGÜ mit den Ergänzungen gemäß Kapi-tel 5 dieser O-NAR aus. Dieser Realisierungsfahrplan umfasst alle zwischen TTG und An-schlussnehmer zur Beurteilung des Netzanschlusses erforderlichen Daten und Informationen sowie die Zeitpunkte für deren Austausch. Soweit beim Anschlussnehmer Prüfungen durch-geführt werden müssen oder dies zur Anlagenauslegung erforderlich ist, erhält dieser von TTG die hierfür notwendigen Daten und Informationen. Ein beispielhafter Realisierungsfahr-plan sowie die Grundanforderungen an die auszutauschenden Daten sind in der TAR HGÜ, ergänzt durch Abschnitt 5.1 dieser O-NAR, zusammengestellt.

Geplante Änderungen an Anlagenteilen mit Auswirkungen auf den Netzanschluss stimmen TTG und der Anschlussnehmer frühzeitig miteinander ab. Die technische Dokumentation ist im Vorfeld vorzulegen.

Weitergehende Regelungen sind vertraglich zu vereinbaren und dürfen nicht zum Nachteil anderer Anschlussnehmer gereichen.

Ein Nachweis für die Anlagen des Anschlussnehmers bezüglich der zwischen Anschluss-nehmer und TTG festgelegten Eigenschaften und der Einhaltung der O-NAR muss zu den in der TAR HGÜ angegebenen Zeitpunkten in geeigneter, von TTG vorgegebener, Form er-bracht werden. Soweit verfügbar können dazu auch Zertifikate der Anlage dienen, sofern diese für den oben genannten Nachweis geeignet sind.

Anforderungen am seeseitigen Netzanschluss


4 Anforderungen am seeseitigen Netzanschluss Nachfolgend werden die vom Anschlussnehmer am NAP zu erfüllenden Grund- und Zusatz-anforderungen dargestellt.

4.1 Allgemeine Anforderungen Der Anschluss von Anlagen eines Anschlussnehmers zum Zweck der Einspeisung oder zur Deckung dessen Eigenbedarfs auch der Entnahme von elektrischer Energie erfolgt über Schaltstellen mit Trennfunktion (Leistungsschalter und Trennschalter), deren Anschlusspunk-te je nach Netzanschlusskonzept (vgl. Abbildung 1, Abbildung 2 und Abbildung 3) entwe-der auf der seeseitigen Umspannplattform des Anschlussnehmers oder auf der Umrichter-Plattform der TTG liegen können.

Sofern der seeseitige Anschlussnehmer über eine eigene Umspannstation verfügt, muss er hierin ausreichend Platz für primär- und sekundärtechnische Einrichtungen von TTG zur Ver-fügung stellen und diese für TTG zugänglich halten. Auf der Grundlage des mit TTG verein-barten Netzanschlusskonzepts veranlasst der Anschlussnehmer die Ausführung der ggf. notwendigen Übergabestationen, für die der Anschlussnehmer verantwortlich ist. Die Schalt-anlagen sind als abgeschlossene elektrische Betriebsstätten (vgl. VDE 0105-100 [14]) ge-mäß den einschlägigen Vorschriften und den anerkannten Regeln der Technik zu planen, zu errichten und zu betreiben.

Der Anschlussnehmer und TTG tauschen als Grundanforderung die im Anhang B1 der TAR HGÜ aufgeführten Dokumentationen und Unterlagen aus und halten diese für die Dauer des Betriebs des Netzanschlusses auf dem aktuellen Stand. Sie werden jeweils bei Änderung dem anderen Partner ohne Anfrage zur Verfügung gestellt.

Planungsgrundlage für einen durch TTG erstellten seeseitigen Netzanschluss sind das (n-0)-Kriterium sowie die Kabelauslegung bezüglich 2K-Kriterium wie in Anhang B0 beschrieben.

In folgenden Fällen ist TTG berechtigt, eine vorübergehende Begrenzung der vereinbarten Anschlusswirkleistung oder eine Anlagenabschaltung vorzunehmen:

• höhere Gewalt

• potenzielle Gefahr für den sicheren Systembetrieb

• Engpass bzw. Gefahr von Überlastungen von Betriebsmitteln

• Gefährdung der statischen oder der dynamischen Netzstabilität

• systemgefährdende Frequenzabweichung

• unzulässige Netzrückwirkungen

• Wartung, Instandsetzung bzw. Durchführung von Baumaßnahmen

• Störungen des vorgelagerten Netzes der öffentlichen Energieversorgung

• Störungen des NAS, die zu dessen Beschädigung führen können

Die vereinbarte Anschlusswirkleistung bestimmt sich je nach Rechtsgrundlage nach der un-bedingten Netzanbindungszusage, der zugewiesenen Anschlusswirkleistung oder der bezu-schlagten Gebotsmenge.



Die thermische Auslegung der Seekabel in Bezug auf das sogenannte 2K-Kriterium erfolgt basierend auf den Planungsgrundsätzen des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrografie (vgl. Anhang B0).

TTG ist frühzeitig über den Stand und die Ausbauplanung von EZA zu informieren. Die tech-nischen Daten einer EZA sind TTG mitzuteilen. Das Verfahren sowie der Umfang der zu übergebenden Daten sind in dem in Kapitel 5 beschriebenen Betriebserlaubnisverfahren festgelegt.

Falls mehrere Netzanschlusspunkte vorhanden sind, ist die betriebliche Kopplung der An-schlüsse über die Anlagen des Anschlussnehmers ausschließlich nach Freigabe durch TTG zulässig.

4.2 Netzanschluss und Anlagenbauweise Nachfolgend wird informativ der grundsätzliche Aufbau von Offshore-NAS dargestellt. Diese können entweder als Einzel- oder Mehrfachanschluss in Verbindung mit Hochspannungs-Drehstrom-Übertragungssystemen (HDÜ) oder Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungssystemen (HGÜ) ausgeführt werden. Unter einem Mehrfachanschluss wird die Anbindung mehrerer Offshore-Windparks über ein gemeinsames NAS verstanden.

Derzeit erfolgt die Auslegung der NAS in Form von Standardsystemen als HDÜ-Einzelanschluss oder HGÜ-Mehrfachanschluss. Diese sind in der Abbildung 1, Abbil-dung 2 und Abbildung 3 dargestellt. Das genaue Netzanschlusskonzept kann projektab-hängig von den hier dargestellten Standardsystemen abweichen und wird durch TTG festge-legt.

Der für die Gewährleistung eines sicheren Systembetriebs durch die Netzführung der TTG beobachtbare Netzbereich (z. B. Spannungen und Ströme nach Betrag und Phase) ist den untenstehenden Abbildungen zu entnehmen (grau hinterlegt). Der durch den Anschlussneh-mer beobachtbare Netzbereich der TTG wird in der Betriebsführungsvereinbarung nach Ab-schnitt 7.5 festgelegt.

Durch TTG beobachtbar~

~Netzanschlusspunkt (NAP) Netzverknüpfungspunkt (NVP)

Mittelspannung

Abbildung 1: Standardsystem eines Einzelanschlusses in HDÜ-Technik



~

~

Generator-Block AOWP 1, Umspannstation

Netzanschlusspunkt 2 (NAPA2)

~

~

Generator-Block B

Netzanschlusspunkt 1 (NAPB1)

~= DC ± 320 kV

150/220/380 kVUmrichter-Plattform, offshore

HGÜ-System

NKPDCoff,A

NKPACoffNKPACoff,B

NKPACoff,A

EZA2

EZA1

~

~Netzanschlusspunkt 2 (NAPB2)

EZA2

~

~Netzanschlusspunkt 1 (NAPA1)

EZA1

OWP 2, Umspannstation

OWP 3, Umspannstation

~=

380 kV

NKPACon,B

Umrichter-Plattform, onshore

Netzverknüpfungspunkt 2 (NVP 2)

NKPACon

NKPDCon

NKPACon,A


Durch TTG beobachtbar

Abbildung 2: Standardsystem eines Mehrfachanschlusses in HGÜ-Technik mit eigenen Umspannsta-tionen des Anschlussnehmers

~

Generator-Block AOWP 1

~=

~=

380 kV

NKPACon,B

DC ± 320 kV

66 kVUmrichter-Plattform, offshore

HGÜ-System

Umrichter-Plattform, onshore


NKPACon

NKPDConNKPDCoff

NKPACoff

NKPACoff,A

~

OWP 2

~

OWP 3

NKPACoff,B

NAPB1NAPB2NAPB3NAPB4NAPB5NAPB6

Generator-Block B

NKPACon,A


EZA1EZA2EZA3EZA4EZA5EZA6

EZA1EZA2EZA3EZA4

EZA1EZA2

Durch TTG beobachtbar

Abbildung 3: Standardsystem eines Mehrfachanschlusses in HGÜ-Technik mit Direktanschluss der EZA an die HGÜ-Umrichter-Plattform

In Abbildung 1, Abbildung 2 und Abbildung 3 wurden die in der O-NAR verwendeten Be-zeichnungen der verschiedenen Netzknoten eingeführt. Zu unterscheiden sind hierbei zu-nächst der Netzanschlusspunkt (NAP) zur Verbindung der EZA mit dem seeseitigen Netz und der Netzverknüpfungspunkt (NVP) zur Verbindung des NAS mit dem landseitigen Netz.

Jede EZA wird über eine Seekabelverbindung mit dem landseitigen Netz bzw. Mehrfachan-schluss-NAS verbunden. Der NAP stellt die technische Schnittstelle zwischen dem An-schlussnehmer/EZA und TTG/NAS dar. Die Anzahl der NAP eines Anschlussnehmers ist von der installierten Erzeugungsleistung abhängig und wird durch TTG festgelegt.

Unabhängig von der Technologie des NAS gelten am NAP alle in den O-NAR definierten Netzeigenschaften und Netzdienstleistungen des Offshore-Netzes. Der Betrieb der NAP und die hiermit verbundene Bereitstellung von notwendigen Führungsgrößen erfolgt pro NAP



getrennt voneinander. Ein weiteres wichtiges Merkmal eines NAP ist, dass er dem jeweiligen Einbauort für die Übergabezähleinrichtungen (Messpunkt) entspricht.

Der NVP ist die technische Schnittstelle zwischen dem NAS und dem landseitigen Energie-versorgungsnetz. Er befindet sich in einer dem NAS vorgelagerten Schaltanlage des Betrei-bers des landseitigen Energieversorgungsnetzes, so dass an diesem Netzknoten dessen Netzanschlussregeln gelten.

Werden mehrere seeseitige Anschlussnehmer über ein gemeinsames Offshore-NAS (HDÜ oder HGÜ) mit dem landseitigen Energieversorgungsnetz verbunden, so sind zusätzlich noch Netzkoppelpunkte (NKP) zu unterscheiden. Hierunter werden interne Netzknoten des NAS verstanden, welche bei geplanten oder ungeplanten Betriebsereignissen (onshore und offshore) zur Sicherung der vereinbarten Anschlusswirkleistung an den NAP eine seeseitige Längs- oder Querkopplung paralleler NAS bzw. mit ggf. Fremdnetzen ermöglichen. In der Regel handelt es sich bei den NKP um die Sammelschienen auf der seeseitigen Sammel-plattform der TTG (siehe Abbildung 2 und Abbildung 3)

Bei Mehrfachanschlüssen werden die EZE der Anschlussnehmer wie in Abbildung 2 und Abbildung 3 dargestellt zu Generatorblöcken zusammengefasst, die an einen gemeinsamen NKP angeschlossen sind. TTG sendet Soll- bzw. Grenzwerte für Wirk- und Blindleistung so-wohl pro NAP als auch pro Generatorblock. Besitzt der Anschlussnehmer mehrere NAP in einem Generatorblock, kann er die für diesen Generatorblock gesendeten Soll- bzw. Grenz-werte frei auf die NAP verteilen, sofern auch die individuellen Grenzwerte pro NAP eingehal-ten werden.

Die Anhänge B2 bis B5 zu diesen O-NAR enthalten Übersichtsschaltbilder (SLD) mit Emp-fehlungen für die Schaltanlagenkonfiguration der Hoch- und Mittelspannungsschaltanlagen für den HGÜ-Mehrfachanschluss mit eigener Umspannstation des Anschlussnehmers. Der reguläre Schaltzustand der Mittelspannungssammelschienenabschnitte ist längsgetrennt. In Abhängigkeit vom Betriebszustand des seeseitigen Netzes der TTG oder des internen Net-zes des Anschlussnehmers, können abweichende Schaltzustände von der Betriebsführung der TTG festgelegt werden.

Die Übersichtsschaltbilder für den HGÜ-Mehrfachanschluss mit Direktanschluss der EZA an die HGÜ-Umrichter-Plattform können den Anhängen B6 und B7 entnommen werden.

Die in den Anhängen B2 bis B5 dargestellte Messinstrumentierung erfasst auch Spannungen und Ströme im internen Netz des Anschlussnehmers und liefert TTG zur Wahrung eines si-cheren Systembetriebs notwendige Informationen über dessen Netzzustand. Zusätzlich sind TTG der Schaltzustand (einschließlich Stufensteller und Erdungsschalter) und die Anzahl der angeschlossenen und betrieblich verfügbaren EZE an jeder Sammelschiene für die Betriebs-führung des seeseitigen Netzes zu übermitteln.

Von der Betriebsführung des Anschlussnehmers sind diese Informationen, einschließlich einer Rückmeldung pro Sammelschiene und NAP über anliegende Signale (Sollwertspiegel, z. B. EPC, TCM usw.) an der Schnittstelle des Stationsleitsystems des seeseitigen Netzes am NAP bereitzustellen.

In Abbildung 4 ist anhand einer beispielhaften Darstellung der Höchstspannungsschaltanla-ge am NAP angegeben, welcher Partner für welches Schaltgerät den Schaltbetrieb durch-führt und an welcher Stelle die Messwandler für die Übergabezählung zu positionieren sind.



Eigentumsgrenze am Netzanschlusspunkt

Anschluss an die Mittelspannungsschaltanlagedes Offshore-Windparks

Anschluss an den Netzkoppelpunkt des Offshore-Netzanbindungssystems

Stationsleittechik

Schutzsystem der Schaltanlage am NAP

Verrechnungsmessung

Stationsleittechik

Vergleichsmessung

Schutzsystem der Kabelleitung zwischen

NAP und NKP

1) 1)

1)

1)

1)

1)3)

4)

2)

Netzanschlusspunkt

Farb-Code:

MittelspannungsebeneElemente der SekundärtechnikEigentumsgrenze

HöchstspannungsebenePosition:

1): Nur für Wartungszwecke. Im Betrieb nicht schaltbarund in seiner Stellung mechanisch blockiert.

2): Ausführung der Kompensationsdrosselspule ist von der Längeder Kabelleitung zwischen dem Netzanschlusspunkt undNetzkoppelpunkt abhängig.

3): Schaltverfügung obliegt TOG.4): Schaltverfügung obliegt dem Anschlussnehmer.

Sekundäre Ausschaltfunktion wird vom Schutzsystemder Kabelleitung ausgelöst

Abbildung 4: Beispielhafte Darstellung der Höchstspannungsschaltanlage am NAP einschließlich Sekundärtechnik (Anschlussnehmer und TTG)

Das Anlagenkonzept, einschließlich der zu erfassenden Messgrößen und der zu verarbei-tenden Signale, sowie die Kenndaten der Betriebsmittel (z. B. Nennspannung, Kurzschluss-festigkeit, Erdungskonzept, Mindestabmessungen, etc.), sind in dem bei TTG geltenden „Technischen Handbuch Netz, Kapitel: Bauen und Errichten“ [6] festgelegt. Die für den Netz-zugang zur Anwendung kommende Anlagenkonfiguration ist zwischen dem Anschlussneh-mer und TTG abzustimmen und wird zwischen TTG und dem Anschlussnehmer vereinbart.

Anlagen und Anlagenteile der TTG, insbesondere Hochspannungsgeräte, müssen bezüglich den technischen Anforderungen und ihrer Ausführung dem "Technischen Handbuch Netz" [6] der TTG entsprechen. Für Anlagen und Anlagenteile des Anschlussnehmers gelten ebenfalls Mindestanforderungen gemäß TTG-Vorgaben, wie zum Beispiel für elektrische Kenndaten. Die entsprechenden Auszüge aus dem "Technischen Handbuch Netz" [6] werden dem An-schlussnehmer im Zuge des Betriebserlaubnisverfahrens zur Verfügung gestellt.

Für alle elektrischen Hilfseinrichtungen (z. B. für Steuerung, Meldung, Schutz, Messung oder die Antriebe von Schaltgeräten) ist eine unabhängige, unterbrechungsfreie Stromversorgung vorzusehen.

4.3 Sternpunktbehandlung Die seeseitigen Drehstromnetze der TTG werden als wirksam geerdete Netze betrieben.



Die Sternpunktbehandlungen für die Netze der TTG werden von TTG festgelegt. Daraus ergibt sich auch eine entsprechende Vorgabe für die Behandlung von Sternpunkten, die zur Spannungsebene des Netzes der TTG gehören, auch wenn sie nicht im Netz der TTG lie-gen. Dies gilt insbesondere für Transformatoren und andere sternpunktbildende Betriebsmit-tel, die sich nicht im Eigentum von TTG befinden. Die Behandlung von Sternpunkten, die nicht zum Netz der TTG gehören, ist im Einzelfall abzustimmen und wird zwischen TTG und dem Besitzer des sternpunktbildenden Betriebsmittels vereinbart.

Die gleichzeitige Sternpunkterdung (starr oder strombegrenzend) auf mehr als einer Seite eines Transformators ist in der Regel nicht erlaubt. Beim Bedarf der gleichzeitigen Benut-zung mehrerer Sternpunkte an einem Transformator ist ein entsprechendes Konzept mit TTG abzustimmen und zu vereinbaren.

Grundsätzlich hat jeder Anschlussnehmer die Vorgaben der TTG bezüglich der Erdung der Sternpunkte seiner Anlagenteile selbstständig umzusetzen.

4.4 Spannungsmerkmale

4.4.1 Spannungs- und Frequenzbereiche Die Netznennspannung und die sich hieraus ergebene Dauerbetriebsspannung für den Nor-malbetrieb werden für jeden NAP von TTG festgelegt. Eine Übersicht über die Vorzugsspan-nungen befindet sich in der TAR HGÜ.

Bezüglich der im stationären und quasistationären Betrieb zu beherrschenden zeitabhängi-gen Spannungsbereiche gelten je nach Netzanschlusskonzept die Anforderungen der TAR HGÜ oder TAR HöS. Für eine Netznennspannung von 66 kV gelten als Zusatzanforderung die Vorgaben der Tabelle 1.

Tabelle 1 Mindestzeiträume für den Betrieb von EZA bei 66 kV Netznennspannung

Netznennspannung U n in kV Spannungsbereich in kV Mindestzeitraum für den Betrieb

66

56,1 bis 59,4 60 min

59,4 bis 72,5 Unbegrenzt

72,5 bis 75,9 30 min

Bezüglich der im stationären und quasistationären Betrieb zu beherrschenden zeitabhängi-gen Frequenzbereiche gelten je nach Netzanschlusskonzept die Anforderungen der TAR HGÜ oder TAR HöS.

TTG und der Anschlussnehmer können als Zusatzanforderung breitere Frequenzbereiche, längere Mindestzeiträume für den Betrieb oder spezifische Anforderungen hinsichtlich kom-binierter Frequenz- und Spannungsabweichungen vereinbaren.

Der quasistationäre Betrieb ist definiert durch einen Spannungsgradienten von weniger als 5 % der Nennspannung pro Minute und einen Frequenzgradienten von weniger als 0,5 % der Nennfrequenz pro Minute.

4.4.2 Überspannungen Für die Auslegung der EZA sind die genormten Isolationspegel nach DIN EN 60071-1 (VDE 0111-1) [15] zu verwenden.



4.4.3 Schaltbedingte Spannungsänderungen Die durch Schaltungen in der EZA bzw. deren Synchronisation mit dem Drehstromnetz her-vorgerufenen Spannungsänderungen müssen auf die in der TAR HGÜ bzw. TAR HöS fest-gelegten Werte begrenzt sein.

4.4.4 Unsymmetrien Durch den Anschlussnehmer ist sicherzustellen, dass der Beitrag der EZA zur Unsymmetrie so gering wie möglich ist. Bezüglich des max. zulässigen Gegensystemstromes werden die Anforderungen aus Abschnitt 5.4.6 der TAR HöS auf alle EZA angewendet, gleich ob sie über HDÜ oder über HGÜ an den NVP angebunden werden.

Sofern die EZA technisch dazu in der Lage ist, geregelt einen Gegensystemstrom einzuspei-sen, so dass am NAP eine symmetrierende Wirkung auf die Netzspannung erreicht wird, sind Abweichungen vom o. g. Quotienten in Absprache mit TTG zulässig.

4.5 Wirkleistungsbilanz

4.5.1 Wirkleistungsaustausch Bei der Zuschaltung von EZA sind nachfolgende Betriebszustände zu berücksichtigen und entsprechende Synchronisierungs- bzw. Parallelschalteinrichtungen sowie Einrichtungen zum Schutz vor Überspeisung des NAP vorzusehen:

• Normalbetrieb (inkl. Anfahren der EZA)

• Betrieb mit Einspeisebeschränkung (siehe Abschnitt 4.9)

Als Zusatzanforderungen können weiterhin die nachfolgenden Betriebszustände erforderlich werden:

• Synchronisieren nach einem Abfangen im Eigenbedarf, soweit diese Betriebsart mit der EZA technisch möglich ist (vgl. Abschnitt 4.8.2 der O-NAR, sowie Abschnitte 10.2.21, 10.2.22 und 10.2.23 der TAR HGÜ)

• Zuschalten auf ein spannungsloses Teilnetz, um dieses unter Spannung zu setzen (vgl. Abschnitt 10.2.20 der TAR HGÜ)

Das Zuschalten einer EZA durch den Anschlussnehmer ist nur nach Freigabe durch TTG 1 zulässig. Weiterhin muss die Spannung am NAP die in Abschnitt 4.4 festgelegten Span-nungsmerkmale aufweisen. Die genauen Einstellwerte der Synchronisierungs- bzw. Parallel-schalteinrichtungen (z. B. hinsichtlich Phasenwinkelbereich, Spannungs- und Frequenzab-weichungen, etc.) werden zwischen TTG und dem Betreiber der EZA vereinbart.

Jede EZA muss mit reduzierter Leistungsabgabe betreibbar sein und eine stetige Leistungs-regelung über den gesamten Bereich zwischen der technischen Mindestleistung und Dauer-leistung ermöglichen (vgl. Abschnitt 4.10.4). Manuelle Maßnahmen vor Ort sind in Absprache mit TTG zulässig, wenn automatische Fernbedienungseinrichtungen außer Betrieb sind.

Bei Anschluss über eine HGÜ sind die dynamischen Anforderungen an die Wirkleistungsab-gabe gemäß TAR HGÜ einzuhalten

1 Näheres dazu wird in Kapitel 7 geregelt.



Der Anschlussnehmer ist verpflichtet TTG umfassend über die technischen Grundlagen des Wirkleistungsaustausches zwischen EZA und dem Netz zu informieren. Hierzu sind z. B. Leistungsdiagramme 2 an TTG zu übermitteln, die die Abhängigkeit vom jeweiligen Primär-energieträger (z. B. Windgeschwindigkeit) darstellen.

EZA müssen bei Einhaltung der in diesen O-NAR festgelegten Netzmerkmale im gesamten Bereich zwischen minimaler und maximaler Kurzschlussleistung stabil betrieben werden können. TTG stellt entsprechend der Vorgaben der TAR HGÜ auf Ersuchen des Anschluss-nehmers hinsichtlich der FRT-Fähigkeit zu berücksichtigende Bedingungen am NAP vor und nach einem Fehler bereit. Ohne weitere Angabe durch TTG kann von den in Tabelle 2 zu-sammengestellten Werten ausgegangen werden.

Tabelle 2 Allgemeine Annahmen bezüglich der Kurzschlussleistung im Offshore-Netz vor und nach einem Fehler

Fehlerfall Min. Kurzschlussleistung am NAP

Max. Kurzschlussleistung am NAP

Fehler ohne Blockieren bzw. Ausfall der HGÜ 1,1 ∙ P max, HGÜ 2,2 ∙ P max, HGÜ

Fehler mit Blockieren bzw. Ausfall der HGÜ 0 MVA 2,2 ∙ P max, HGÜ

4.5.2 Wirkleistungs-Frequenz-Regelung Die EZA müssen an der Wirkleistungs-Frequenz-Regelung teilnehmen können. Hierbei wer-den die drei nachfolgenden Regelungsmodi unterschieden:

• Frequenzabhängiger Modus (FSM-Modus)

• Beschränkt frequenzabhängiger Modus, Unterfrequenz (LFSM-U-Modus)

• Beschränkt frequenzabhängiger Modus, Überfrequenz (LFSM-O-Modus)

Die Umsetzung aller drei Regelmodi muss je nach Netzanschlusskonzept den Vorgaben der TAR HGÜ bzw. TAR HöS entsprechen.

4.5.2.1 Frequenzabhängiger Modus (FSM-Modus) Die exakten Parameter des frequenzabhängigen Modus werden durch TTG in dem durch die TAR HGÜ bzw. TAR HöS festgelegten Bereich vorgegeben. Werden durch TTG keine ab-weichenden Anforderungen gestellt, sind die Standardwerte gemäß Tabelle 3 einzustellen. Das Totband der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe und die Statik müssen fernwirktechnisch wiederholt neu gewählt werden können.

Tabelle 3: Parameter für die frequenzabhängige Wirkleistungsanpassung im FSM-Modus

Parameter Standardwerte Wirkleistungsregelbereich, bezogen auf die momentan verfügbare Wirkleistung |ΔP 1 |/P mom

2 %

Zulässige Toleranz Δf toleranz ≤ 30 mHz Totband |Δf tot | 200 mHz Statik s 1 6 %

2 Bei Windenergieanlagen gehören hierzu sowohl die Leistungs- als auch die Schubbeiwertkurve.



Die EZA muss in der Lage sein, die vollständige frequenzabhängige Anpassung der Wirkleis-tungsabgabe bei ausreichendem Primärenergieangebot für einen Zeitraum von 15 Minuten vorzunehmen.

4.5.2.2 Beschränkt frequenzabhängiger Modus, Unterfrequenz (LFSM-U-Modus) Je nach Netzanschlusskonzept gelten die Anforderungen der TAR HGÜ oder TAR HöS.

4.5.2.3 Beschränkt frequenzabhängiger Modus, Überfrequenz (LFSM-O-Modus) Je nach Netzanschlusskonzept gelten die Anforderungen der TAR HGÜ oder TAR HöS.

4.5.2.4 Fähigkeit zur Frequenzwiederherstellung (Sekundärregelung und Minutenre-serve)

Jede EZA muss Funktionen bieten, die dazu beitragen, die Frequenz auf den Frequenzsoll-wert zurückzuführen bzw. die Leistungsbilanzen der Regelzonen auf die Sollwerte (Fahrplä-ne) zurückzuführen 3.

Die Fähigkeit zur Bereitstellung von Sekundärregelleistung und Minutenreserve muss im gesamten Betriebsbereich zwischen technischer Mindestleistung und vereinbarter An-schlussleistung der Anlage gegeben sein. Für die Erbringung aus Betriebspunkten unterhalb der technischen Mindestleistung sind höhere Zeiten für die maximale Verzögerung der Akti-vierung zulässig.

Die EZA muss die technische Fähigkeit aufweisen, im Rahmen der Sekundärregelleistung und Minutenreserve 4 entsprechend der Parameter nach Tabelle 4, die Wirkleistungsabgabe anzupassen. Die Anforderungen an Sekundärregelleistung und Minutenreserve müssen nicht zeitgleich erfüllt werden.

Tabelle 4: Parameter für die Fähigkeit zur Bereitstellung von Sekundäregelleistung und Minuten-reserve

Parameter Sekundärregelung Minutenreserve

min. Regelband (nicht zeitgleich) ±10 % P AV ±20 % P AV

max. Verzögerung der Aktivierung 30 s 7,5 min

Zeit bis zur vollen Aktivierung 2-7,5 min 7,5-15 min

4.6 Blindleistungsbilanz und Spannungshaltung

4.6.1 Anforderungen an EZA Der notwendige Betriebsbereich für die Blindleistungsbereitstellung der EZA am NAP bei Leistungseinspeisung wird durch TTG entsprechend der Vorgaben der TAR HGÜ bzw. TAR HöS festgelegt.

3 Die Fähigkeit zur Bereitstellung von Sekundärregelleistung und Minutenreserve berechtigt nicht zur Teilnahme am Regelenergiemarkt. Hierfür sind zusätzlich die aktuell gültigen Präqualifikationsanforde-rungen der ÜNB zu erfüllen. 4 Zur besseren Verständlichkeit werden in diesem Dokument die Namen der Systemdienstleistung „Sekundärregelleistung“ und „Minutenreserve“ auch für die Fähigkeiten der EZA verwendet. Tatsäch-lich werden diese Systemdienstleistungen durch den ÜNB erbracht und die Anforderung an die EZA besteht in der Fähigkeit zu einer signalgeführten Wirkleistungsanpassung.



Bezüglich der Blindleistungsbereitstellung am NAP stellen die Anforderungen der TAR HGÜ bzw. TAR HöS eine Grundanforderung dar. Eine darüber hinausgehende Fähigkeit zum Blindleistungsaustausch mit dem Netz ist grundsätzlich nicht untersagt. Diese wird aber in den vorliegenden Anforderungen an Anschlussnehmer nicht definiert.

Der bevorzugte Arbeitspunkt für den stationären Blindleistungsaustausch bei Wirkleistungs-abgabe wird durch TTG je nach Erfordernis des Netzes festgelegt und kann zu jeder Zeit entsprechend der Bedürfnisse des Netzbetriebs durch TTG verändert werden. Jede EZA muss technisch dafür eingerichtet sein, Sollwertvorgaben von TTG bezüglich des Blindleis-tungsaustausches mit dem Netz umzusetzen. Die Sollwertvorgabe bezieht sich auf eine der drei folgenden Möglichkeiten:

• Vorgabe einer Referenzspannung (U ref in kV) und einer Referenzblindleistung (Q ref in Mvar), vgl. Abschnitt 4.6.1.1

• Direkte Blindleistungs-Sollwertvorgabe (Q soll in Mvar), vgl. Abschnitt 4.6.1.2

• Vorgabe eines Soll-Leistungsfaktors (cos φ soll ), vgl. Abschnitt 4.6.1.3

Die betriebliche Vorgabe von Arbeitspunkten erfolgt durch folgende Möglichkeiten:

• Vereinbarung eines Wertes oder ggf. eines Fahrplans

• Online-Sollwertvorgabe über eine definierte Schnittstelle

Die EZA muss in der Lage sein, nach Erhalt eines neuen Blindleistungssollwertes, jeden be-liebigen Arbeitspunkt innerhalb des durch TTG festgelegten Bereiches bei gegebener Span-nung am NAP in maximal 30 s anzufahren. Dieser Vorgang muss im Betrieb jederzeit mög-lich sein.

In Bezug auf das Regelverhalten gelten die nachfolgenden Anforderungen:

• Die Anschwingzeit Tan_90 % beträgt ohne weitere Vorgabe durch TTG maximal 5 s.

• Die Einschwingzeit T ein beträgt ohne weitere Vorgabe durch TTG maximal 30 s.

• Die Einschwingtoleranz ∆Q beträgt maximal ±5 % der maximalen Blindleistungsab-gabe.

• Die zulässige Überschwingweite beträgt maximal ∆Qmax = (25 %(2 s/Tan_90 %)+ 5 %) des Sollwertsprunges.

Die Anpassung des Blindleistungsaustausches am NAP muss rückwirkungsarm erfolgen. Bei diskret geschalteten Blindleistungsquellen darf die hierdurch verursachte schlagartige Blind-leistungsänderung höchstens 10 MVAr betragen, sofern die Vorgaben an die maximal zuläs-sige Spannungsänderung gemäß Abschnitt 4.4.3 eingehalten werden. In begründeten Fällen kann TTG auch einen größeren Bereich zulassen, z. B. in Form von durch TTG freigegebe-nen Sonderbetriebsschaltmaßnahmen.

4.6.1.1 Blindleistungs-Spannungskennlinie In diesem Modus wird die geforderte Blindleistung Q soll als Eingang für den in Abschnitt 4.6.1 beschriebenen Blindleistungsregler entsprechend der in der TAR HGÜ bzw. TAR HöS vorgebenenen Blindleistungs-Spannungskennlinie aus der Spannung am NAP bestimmt.



Bei Ausfall der Fernwirkverbindung über einen Zeitraum von mehr als 1 Minute ist der Be-trieb mit den zuletzt eingestellten Werten für die Referenzspannung U ref und die Referenz-blindleistung Q ref fortzufahren.

4.6.1.2 Blindleistungsregelungsmodus In diesem Modus wird dem in Abschnitt 4.6.1 beschriebenen Blindleistungsregler direkt ein Blindleistungssollwert (Q soll ) übergeben, wobei die Vorgaben der TAR HGÜ bzw. TAR HöS gelten.

Bei Ausfall der Fernwirkverbindung zwischen TTG und EZA über einen Zeitraum von mehr als 1 Minute, ist der letzte übermittelte Sollwert beizubehalten.

4.6.1.3 Leistungsfaktorregelungsmodus In diesem Modus muss die EZA in der Lage sein, den Leistungsfaktor am NAP entsprechend der Vorgaben der TAR HGÜ bzw. TAR HöS zu regeln.

In diesem Modus wird die geforderte Blindleistung Q soll als Eingang für den in Abschnitt 4.6.1 beschriebenen Blindleistungsregler nach der folgenden Gleichung berechnet:

𝑄𝑄soll = 𝑃𝑃 ∙ tan(arccos(cos𝜑𝜑soll))

mit:

P aktuelle Wirkleistung am NAP

𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 𝜑𝜑soll positiv bedeutet kapazitive Blindleistung (übererregt)

𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 𝜑𝜑soll negativ bedeutet induktive Blindleistung (untererregt)

Diesen Definitionen liegt das Verbraucherzählpfeilsystem (VZS) zugrunde.

Bei Ausfall der Fernwirkverbindung zwischen TTG und EZA über einen Zeitraum von mehr als 1 Minute, ist der letzte übermittelte Sollwert beizubehalten.

4.6.2 Blindleistungsaustausch bei Wirkleistungsbezug

4.6.2.1 Allgemeine Vorgaben Falls der Anschlussnehmer die nachfolgenden Grenzwerte nicht einhalten kann, führt er in Abstimmung mit TTG auf seine Kosten eine seinen tatsächlichen Belastungsverhältnissen angepasste, ausreichende Blindleistungskompensation durch. Durch das Schalten von Kompensationsanlagen darf eine betriebsfrequente Spannungsänderung von 0,5 % der Netznennspannung U n am NAP nicht überschritten werden.

Ungeachtet der Vorgaben dieser O-NAR wird empfohlen, eine ausreichend dimensionierte Blindleistungskompensation vorzuhalten, mit dem Ziel das interne Netz der Erzeugungsanla-ge bei Ausfall des NAS zur Sicherstellung des Eigenbedarfs der Erzeugungseinheiten unter Spannung setzen zu können.

4.6.2.2 Anschluss der EZA über HDÜ-NAS Sofern keine anderslautenden vertraglichen Regelungen vereinbart wurden, gelten bei Be-zug von Wirkleistung die Vorgaben der TAR HöS.



4.6.2.3 Anschluss der EZA über HGÜ-NAS Sofern keine anderslautenden vertraglichen Regelungen vereinbart wurden, gelten die Vor-gaben der TAR HGÜ.

4.6.3 Führung des Spannungssollwertes Die Festlegung eines Spannungssollwerts für den Normalbetrieb und eines Spannungsban-des am NAP obliegt TTG.

Sieht das Betriebskonzept des Anschlussnehmers an den HöS/MS-Transformatoren am NAP einen Stufenschalter vor, wird empfohlen, diesen so auszulegen, dass er über ±6 Stu-fen und einen Spannungsstellbereich von ±13 % verfügt. Hierbei ist eine Mittelstellung (be-zeichnet als Stufe 0) vorzusehen, welche der Nennübersetzung entspricht. Das genaue technische Konzept für den Stufenschalter wird zwischen TTG und dem Anschlussnehmer abgestimmt.

Dieser Stufenschalter ist im Regelungskonzept des Anschlusses zu integrieren. Das Rege-lungskonzept und die Einstellwerte sind mit TTG vor der Inbetriebnahme abzustimmen.

Weitere Informationen zum Stufenschalter sind in Abschnitt 6.2.3 beschrieben.

4.7 Netzrückwirkungen und Versorgungsqualität

4.7.1 Allgemeines Die elektrischen Anlagen des Anschlussnehmers sind so auszulegen und zu errichten, dass während ihres Betriebes unzulässige Rückwirkungen auf das Netz von TTG und Dritte ver-mieden und Informations- und Signalübertragungen nicht in unzulässiger Weise beeinflusst werden. Auch die Zuschaltung von EZA durch den Anschlussnehmer erfolgt so, dass Netz-rückwirkungen auf ein Mindestmaß begrenzt bleiben.

Die hierfür geltenden Anforderungen werden im Folgenden festgelegt und können weiterhin einschlägigen internationalen Normen und Technischen Regeln (vgl. z. B. DIN EN 50160 [16] und D-A-CH-CZ [17]) entnommen werden. Der Anschlussnehmer hat auf dieser Grund-lage den Nachweis der Netzverträglichkeit seiner Anlage zu führen und ggf. für Abhilfemaß-nahmen zu sorgen. Die Einzelheiten ggf. notwendiger Abhilfemaßnahmen werden zwischen TTG und Anschlussnehmer abgestimmt und unter Berücksichtigung der im Einzelfall gege-benen spezifischen Rückwirkungsgrößen im Rahmen des Netzanschlusskonzeptes festge-legt. Dazu stellt TTG dem Anschlussnehmer im Rahmen des in Kapitel 5 beschriebenen Be-triebserlaubnisverfahrens geeignete Netzmodelle zur Verfügung, die das frequenzabhängige Verhalten des Netzes im Normalbetrieb mit allen angeschlossenen Anschlussnehmern hin-reichend genau wiedergeben.

Sofern dies mit den eingesetzten EZE oder ggf. vorhandenen anderen aktiven Betriebsmit-teln (z. B. Flexible AC Transmission Systems (FACTS)) technisch möglich ist, sind in Ab-stimmung mit TTG Maßnahmen zur aktiven Dämpfung umzusetzen.

4.7.2 Spannungsqualität Bezüglich der Spannungsqualität gelten die Anforderungen der TAR HGÜ bzw. TAR HöS.



4.7.3 Interaktion von EZA mit Netzresonanzen (Oberschwingungsstabilität) Die seeseitigen Netze der TTG besitzen systembedingt verschiedene Netzresonanzen, de-ren Anregung zu Überspannungen und -strömen und in der Folge zu Betriebsmittelüberlas-tungen und Schutzabschaltungen führen kann. Aufgrund der Nichtlinearität des Netzes kann sich bei Auftreten von Instabilitäten auch ein eingeschwungener Zustand einstellen, bei dem Spannungen und Ströme mit einer oder mehreren Frequenzen dauerhaft schwingen.

Eine weitere wesentliche Eigenschaft der seeseitigen Netze der TTG ist, dass sie eine hohe Durchdringung mit aktiv geregelten Betriebsmitteln, im Wesentlichen Umrichter, aufweisen. Um in allen Betriebspunkten ein stabiles Systemverhalten zu gewährleisten, ist es ggf. not-wendig, eine Optimierung bzw. Abstimmung der Regelungen der aktiven Betriebsmittel vor-zunehmen. Hierbei ist auch das frequenzabhängige Verhalten der passiven Betriebsmittel zu berücksichtigen.

Der Anschlussnehmer hat sicherzustellen, dass sich eine EZA bzw. die darin enthaltenen EZE stabil verhalten und im Normalbetrieb durch Interaktion mit Netzresonanzen oder eine Wechselwirkung der EZE untereinander keine unzulässigen Netzrückwirkungen verursa-chen.

4.8 Verhalten der Erzeugungsanlagen bei Störungen

4.8.1 Störungsbeseitigung und -aufklärung Sowohl TTG als auch der Anschlussnehmer informieren sich gegenseitig unverzüglich über bekannt gewordene besondere Ereignisse, soweit diese von Belang für den anderen sein können.

TTG und Anschlussnehmer werden im Rahmen der Störungsbeseitigung und -aufklärung kooperativ zusammenarbeiten.

4.8.2 Verhalten bei Inselbetrieb Als Grundanforderung wird keine Inselbetriebsfähigkeit der EZA gefordert. Der Anschluss-nehmer hat durch geeignete Maßnahmen sicherzustellen, dass ein möglicher Inselbetrieb der Anlage sicher erkannt und nach spätestens 3 s durch Trennung der EZA vom Netz be-endet wird.

Als Zusatzanforderung kann es projektabhängig erforderlich werden, dass die EZA inselbe-triebsfähig ist, also die Regelung von Frequenz und Spannung innerhalb der zulässigen Grenzen gewährleistet ist und am NAP Funktionen zur Synchronisierung mit dem Netz vor-handen sind. In diesem Fall ist dann eine Abschaltung der EZA bei einer Inselbildung der EZA nicht zulässig.

Stellt der Anschlussnehmer aus eigenem Antrieb die Inselbetriebsfähigkeit der EZA sicher, ist eine Abschaltung der EZA bei einer Inselbildung nicht erforderlich.

In beiden vorgenannten Fällen, werden die Details solcher Lösungen zwischen TTG und dem Anschlussnehmer abgestimmt.

4.8.3 Verhalten bei Blockierung des HGÜ-Umrichters Bei EZA, die über ein HGÜ-NAS mit dem NVP an Land verbunden sind, ist durch den An-schlussnehmer sicherzustellen, dass entsprechend der Vorgaben für die dynamische Span-nungsregelung gemäß Abschnitt 4.8.6.4 bei einer Blockierung des HGÜ-Umrichters die



durch die EZA verursachte grundfrequente Überspannung U/U n am NAP nicht zu einer Ver-letzung der oberen Grenze des Spannungsbandes gemäß Abschnitt 4.4 bzw. des FRT-Profils gemäß Abschnitt 4.8.6.2 führt.

Die Bestimmung der grundfrequenten Überspannung für den Nachweis erfolgt unter Berück-sichtigung einer möglichen Frequenzerhöhung durch eine geeignete Filterung (z. B. Band-pass) des Messsignals. Bei der Filterung ist insbesondere darauf zu achten, dass vor und nach dem Fehler eine gute Übereinstimmung des Messsignals mit dem gefilterten Signal erzielt wird. Die genaue technische Umsetzung der Filterung ist mit TTG abzustimmen.

4.8.4 Verhalten bei Frequenzabweichungen Bei Überschreitung der in Abschnitt 4.4.1 angegebenen Mindestzeiträume für Frequenzab-weichungen, muss die EZA mit einer Verzögerungszeit von 300 ms und einem Rückfallwert von 50±1 Hz automatisch vom Netz der TTG getrennt werden. TTG kann im Einzelfall ande-re Einstellwerte (Frequenz/Zeit) vorgeben.

Es wird empfohlen, diese Schutzfunktion dezentral auszuführen und jeden betroffenen Ge-nerator bei Frequenzabweichungen außerhalb des Frequenzbandes (gemessen auf der Un-terspannungsseite jedes Maschinentransformators) abzuschalten. Details hierzu können Anhang B8 entnommen werden.

4.8.5 Verhalten bei Stabilitätsproblemen Sofern anwendbar, müssen sich EZE bei Verlust der transienten Stabilität automatisch vom Netz trennen. Die Kriterien und das Trennungskonzept werden projektabhängig zwischen TTG und Anschlussnehmer abgestimmt.

Die Stelle, an der die Trennung erfolgt, ist stets die Klemme jeder einzelnen EZE. Ein Tren-nen von mehr EZE als notwendig, ist zu vermeiden.

4.8.6 Verhalten bei fehlerbedingten Spannungsabweichungen Nachfolgend sind die Funktionalitäten und Systemautomatiken für fehlerbedingte Span-nungsabweichungen (Über- und Unterspannung) beschrieben.

4.8.6.1 Über-/Unterspannungsschutz In der EZA ist ein Über-Unterspannungsschutz entsprechend Anhang B8 zu implementieren. Die Zeitstaffelung kann projektabhängig abweichend vereinbart werden.

4.8.6.2 FRT-Verhalten Bezüglich der FRT-Fähigkeit gelten die Anforderungen der TAR HGÜ bzw. TAR HöS als Zusatzanforderung auch für die Netznennspannung 66 kV.

Die Schutzsysteme und ‐einstellungen für elektrische Fehler innerhalb der EZE dürfen die dynamische Spannungsstützung gemäß Abschnitt 4.8.6.4 nicht gefährden.

Eine kurzzeitige Blockierung des Umrichters einer EZE aufgrund eines Überstromes in die-sem Bereich ist nur in begründeten Ausnahmefällen zulässig, und soll eine Dauer von 10 ms nicht überschreiten. Unterhalb der Grenzlinie darf der Umrichter einer EZE länger blockiert werden falls technische Gründe dies erfordern. Eine endgültige Trennung mit dem Leis-tungsschalter ist entsprechend der Vorgaben nach Abschnitt 4.8.6.1 erst nach frühestens 1,5 s erlaubt.



4.8.6.3 Wiederkehr der Wirkleistungsabgabe nach einem Fehler Es gelten die Anforderungen der TAR HGÜ bzw. TAR HöS.

4.8.6.4 Dynamische Spannungsregelung Entsprechend den Vorgaben der TAR HGÜ bzw. TAR HöS müssen EZA als Grundanforde-rung eine Fähigkeit zur dynamischen Spannungsregelung besitzen.

Ohne weitere Vorgabe durch TTG ist die dynamische Spannungsregelung ohne Blindstrom-vorgabe umzusetzen. Die dynamische Spannungsregelung ist zum Datum des Inkrafttretens dieser O-NAR nicht Stand der Technik. Die Umsetzung muss spätestens nach dem in Ab-schnitt 10.1.9.2 der TAR HGÜ genannten Zeitpunkt erfolgen. Sofern die notwendige Techno-logie früher zur Verfügung steht, prüfen TTG und Anschlussnehmer eine frühere Umsetzung.

Die Vorgabe der Referenzspannung erfolgt durch den in 4.6.1 beschriebenen Blindleistungs-regler.

Anmerkung: Aktuell wird durch den VDE/FNN ein FNN-Hinweis zur Dynamischen Span-nungsregelung erarbeitet. Dieser FNN-Hinweis ist durch den Anschlussnehmer zu beachten.

4.8.7 Störungsanalyse Die TTG führt eine systematische Analyse von Störungen der NAS durch. Auf Grundlage der Ergebnisse erarbeitet TTG in Zusammenarbeit mit den Betroffenen geeignete Lösungsan-sätze für vorbeugende und korrektive Maßnahmen.

Die TTG ist berechtigt, die zur Ursachenanalyse und Fehleraufklärung notwendigen Informa-tionen von allen Anschlussnehmern anzufordern. Dies beinhaltet auch über die im Rahmen des Netzanschlussprozesses auszutauschenden Informationen hinausgehende Detailinfor-mationen über die entsprechenden Anlagen. Nach Abschluss der Störungsanalyse informiert die TTG die betroffenen Anschlussnehmer sowie ggf. weitere betroffene Parteien über die Ergebnisse.

4.9 Netzwiederaufbau Die Wiederzuschaltung einer EZA nach einer Trennung vom Netz ist nur nach Freigabe durch TTG zulässig (vgl. hierzu auch Abschnitt 4.5.1). Eine automatische Wiederzuschaltung der EZA ist nicht vorgesehen.

4.10 Erzeugungsmanagement

4.10.1 Allgemeines Im Betrieb kann zeitlich begrenzt oder auf Dauer die Teilnahme am Erzeugungsmanagement notwendig sein, um den sicheren Netzbetrieb zu gewährleisten und Betriebsmittel vor Be-schädigung zu schützen. Jeder Anschlussnehmer muss auf Anweisung von TTG am Erzeu-gungsmanagement teilnehmen und die dafür erforderlichen Informationen übermitteln. Dabei muss die Leistungsabgabe in jedem Betriebszustand und aus jedem Betriebspunkt auf einen von TTG vorgegebenen maximalen Leistungswert (Grenzwert) reduziert werden können. Die Festlegung des maximalen Wirkleistungsgrenzwertes erfolgt über die nachfolgend aufgeführ-ten und in der aufgeführten Reihenfolge priorisierten Netzregelverfahren:

1. Schutzfunktion (z. B. Emergency Power Control)



2. Dynamische maximale Wirkleistungseinspeisung (z. B. Transmission Capacity Ma-nagement)

3. Stationäre maximale Wirkleistungseinspeisung (z. B. EISMAN)

4.10.2 Emergency Power Control (EPC) Beim Einsatz von HGÜ-NAS sind das seeseitige und das landseitige Netz durch den Gleich-spannungs-Zwischenkreis in Bezug auf die Frequenzhaltung voneinander entkoppelt. Die Systemautomatik EPC dient vor diesem Hintergrund zur schnellen Leistungsreduzierung der eingespeisten Wirkleistung bei Störungen im landseitigen Übertragungsnetz (vgl. Abschnitt 10.2.5.5 der TAR HGÜ [1]).

Eine genaue Beschreibung der EPC Systemautomatik kann Anhang B8 entnommen werden.

4.10.3 Transmission Capacity Management

4.10.3.1 Allgemeines In Abhängigkeit vom konkreten Netzanschlusskonzept kann als Schadensminderungsmaß-nahme ggf. das sogenannte Transmission Capacity Management (TCM) eingesetzt werden, wenn die an ein NAS oder einen NAP angeschlossene Erzeugungsleistung, z.B. aufgrund von Schäden oder betrieblichen Schaltungen, die Übertragungsleistung des NAS bzw. NAP übersteigt. Abbildung 5 zeigt am Beispiel eines HGÜ-Mehrfachanschlusses mit eigener Umspannstation des Anschlussnehmers potentiell mögliche Betriebsschaltungen für den Einsatz von TCM und die zu beachtenden Grenzen.

Abbildung 5 Mögliche Betriebsschaltungen mit Einsatz von TCM und zu beachtende Grenzen am Beispiel eines HGÜ-Mehrfachanschlusses mit eigener Umspannstation des Anschlussnehmers.

Das TCM kann entweder über eine statische oder systemautomatische Begrenzung der an das NAS angeschlossenen Generatorleistung (TCM I) oder eine systemautomatische Opti-mierung durch Grenzwertvorgabe an die NAP (TCM II) erfolgen.

4.10.3.2 Transmission Capacity Management I Bei TCM I wird durch TTG über ein manuelles oder systemautomatisches Verfahren sicher-gestellt, dass die an ein NAS bzw. einen NAP angeschlossene Generatorleistung nicht die geplante Leistung des NAS bzw. NAP übersteigt. Beim bevorzugten systemautomatischen



Verfahren werden von den Anschlussnehmern die pro NAP verfügbaren Erzeugungseinhei-ten über die Prozessdatenschnittstelle an TTG übermittelt. Eine Erzeugungseinheit gilt dabei als verfügbar, wenn sie bei ausreichendem Primärenergieangebot Leistung erzeugen würde. Beim manuellen Verfahren werden die notwendigen Daten über andere zwischen TTG und dem Anschlussnehmer vereinbarte Wege ausgetauscht (z.B. per E-Mail). Dieses Verfahren ist in Anhang B1 beschrieben und wird nur verwendet, wenn das systemautomatische Ver-fahren nicht zur Verfügung steht, z.B. als Rückfallebene für das systemautomatische Verfah-ren.

Auf Basis der von den Anschlussnehmern übermittelten Daten berechnet TTG pro NAP die Anzahl der zur Einspeisung freigegebenen Erzeugungseinheiten und übermittelt diese je nach Verfahren entweder über die Prozessdatenschnittstelle oder einen anderen vereinbar-ten Weg an den Anschlussnehmer.

4.10.3.3 Transmission Capacity Management II Bei TCM II übersteigt die an das NAS bzw. den NAP angeschlossene Generatorleistung die geplante Leistung. Eine Überlastung von Betriebsmitteln wird bei diesem systemautomati-schen Verfahren über von TTG dynamisch für jeden NAP ermittelte Leistungsgrenzwerte (vgl. 4.5.1) vermieden. Bei diesem Verfahren ist zwingend notwendig, dass durch den An-schlussnehmer die pro NAP verfügbaren Erzeugungseinheiten über die Prozessdaten-schnittstelle an TTG übermittelt werden.

4.10.4 Stationäre maximale Wirkleistungseinspeisung und EISMAN Bei der stationären maximalen Wirkleistungseinspeisung wird dem Anschlussnehmer durch TTG am und pro NAP ein Grenzwert für die maximal zulässige Wirkleistungseinspeisung vorgegeben. Dieser Grenzwert entspricht einem Prozentwert bezogen auf die vereinbarte Anschlusswirkleistung.

Die EZA muss in der Lage sein, etwaige Grenzwertvorgaben für die Wirkleistungseinspei-sung bei entsprechendem Angebot an Primärenergie mit einem vorgegebenen Gradienten umzusetzen. Die Gradienten werden durch TTG vorgegeben, wobei ohne weitere Vorgabe durch TTG ein Wert von 10 % der vereinbarten Anschlusswirkleistung pro Minute gilt. Die EZA ist so auszulegen, dass eine Reduzierung der Leistungsabgabe auf den signalisierten Wert mit einem Gradienten von mindestens 10 % der vereinbarten Anschlusswirkleistung pro Minute erfolgen kann, ohne dass die Anlage vom Netz getrennt wird.

Die stationäre maximale Wirkleistungseinspeisung wird insbesondere für die Realisierung des sogenannten Einspeisemanagements (EISMAN) zur Beseitigung von Netzengpässen im landseitigen Netz der TTG verwendet, kann aber auch für weitere Funktionalitäten (z. B. TCM) genutzt werden. Durch den Anschlussnehmer ist sicherzustellen, dass das von TTG gesendete Steuersignal vorrangig vor den Steuersignalen anderer Zugriffsberechtigter (z. B. Direktvermarkter) behandelt wird. Eine auch nur kurzzeitige Überschreitung des von TTG vorgegebenen maximalen Leistungswertes unter Zugrundelegung der dynamischen Anforde-rungen an die Wirkleistungsabgabe gemäß Abschnitt 4.5.1 ist durch die Anschlussnehmer unbedingt zu verhindern, da dies in Abhängigkeit des aktuellen Systemzustandes zu einer sofortigen Schutzabschaltung des NAS und damit zu einem Ausfall der Leistungsübertra-gung führen kann. Eine Unterschreitung des von TTG vorgegebenen Grenzwertes ist jeder-zeit zulässig.



Für marktbedingte Leistungsänderungen (z. B. Eingriff aufgrund einer Nichtvermarktung durch den zuständigen Stromhändler) ist ohne weitere Vorgabe durch TTG die Wirkleis-tungseinspeisung am NAP mit einer Rampe anzupassen, die fünf Minuten vor einem Viertel-stundenwechsel beginnt und fünf Minuten nach dem Viertelstundenwechsel endet.

4.11 Elektrischer Schutz Der Netzschutz ist für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb von erheblicher Bedeu-tung. Konzepte und Schutzeinstellungen an den Schnittstellen zwischen TTG auf der einen Seite und dem Anschlussnehmer auf der anderen Seite werden einvernehmlich so abge-stimmt, dass eine Gefährdung der aneinander grenzenden Netze oder Anlagen ausge-schlossen ist. Hierfür sind durch den Anschlussnehmer am NAP geeignete Schutzeinrich-tungen vorzusehen. Der elektrische Schutz der EZA hat Vorrang vor betrieblichen Regelun-gen, wobei die Sicherheit des Netzes, die Gesundheit und Sicherheit der Mitarbeiter und der Öffentlichkeit sowie die Begrenzung etwaiger Schäden an der EZA zu berücksichtigen sind.

Daraus können sich Vorgaben für den Schutz von Anlagen ergeben, die für den sicheren Betrieb des seeseitigen Drehstromnetzes relevant sind. TTG setzt am NAP eine Schutzein-richtung für die Betriebsmittel der TTG ein. Darüber hinaus kann TTG eine Schutzeinrichtung einsetzen, welche die EZA bei unzulässigen Betriebszuständen vom Netz trennt.

Der Anschlussnehmer ist für den zuverlässigen Schutz seiner Anlagen selbst verantwortlich. Zur Sicherstellung einer dauerhaften Funktionsfähigkeit werden die Schutzeinrichtungen von TTG und die des Anschlussnehmers in regelmäßigen Abständen überprüft. Die Schutzprü-fungen und ihre Ergebnisse werden durch Prüfprotokolle nachgewiesen. Wesentliche Ände-rungen an den Schutzeinrichtungen bzw. deren Einstellung werden zwischen TTG und dem Anschlussnehmer rechtzeitig abgestimmt.

Für die seeseitigen Höchstspannungsnetze sehen die bei TTG geltenden Schutzkonzepte folgende Kriterien vor:

• den Schutz aller Anlagenteile zu 100 % in Schnellzeit (Abschaltzeiten ≤150 ms)

• 100 %-ige Selektivität

• einen Schalterversagerschutz (Beim Versagen eines Leistungsschalters erhöht sich die Fehlerklärungszeit dann auf maximal 250 ms.)

Die vom Anschlussnehmer am NAP realisierten Schutzkonzepte müssen bezüglich Auslöse-zeiten, Verfügbarkeit, Redundanz etc. zu den Konzepten von TTG gleichwertig sein. Dabei muss der Anschlussnehmer bei der Wahl seiner Schutzkonzepte davon ausgehen und sich darauf einstellen, dass:

• TTG die zulässigen Endzeiten am NAP vorgibt, wobei die Endzeiten im überlagerten Netz ggf. niedriger als im unterlagerten Netz eingestellt sein können,

• für die Anlagen des Anschlussnehmers die Funktion des ortsfernen Reserveschutzes von TTG nicht immer und insbesondere nicht für Fehler auf der Unterspannungsseite von Transformatoren (anschlussnehmerseitig) gewährleistet werden kann,

• bei Versagen einer Schutzeinrichtung oder eines Leistungsschalters auch im Höchst-spannungsnetz wesentlich höhere Fehlerklärungszeiten als 150 ms auftreten können.



Die Priorisierung der Schutz- und Regelvorrichtungen erfolgt in der nachfolgenden abstei-genden Reihenfolge:

1. Schutz des Netzes und der EZA 5

2. ggf. synthetische Schwungmasse (Zusatzanforderung)

3. Frequenzregelung (Anpassung der Wirkleistungsabgabe)

4. Leistungsbegrenzung/Erzeugungsmanagement

5. Begrenzung des Leistungsgradienten

Der Anschlussnehmer hat selbst dafür Sorge zu tragen, dass Schalthandlungen, Span-nungsschwankungen, automatische Wiedereinschaltungen (AWE) oder andere Vorgänge im Netz der TTG nicht zu Schäden an seinen Anlagen führen. EZA, die über Drehstrom an den NVP angebunden sind, dürfen sich während einer ein- oder dreiphasigen AWE auf Leitungen des vermaschten Netzes nicht vom Netz trennen. Die Einzelheiten dieser Fähigkeit werden zwischen TTG und dem Anschlussnehmer vereinbart.

Die Verantwortung für Konzeption, Einstellung und Betrieb von Schutzeinrichtungen liegt jeweils bei demjenigen Partner, für dessen Betriebsmittel die Schutzeinrichtungen den Erst-schutz darstellen. Dessen ungeachtet, ist insbesondere bei Direktanschluss an die HGÜ-Stromrichterstation (vgl. Abschnitt 6.1.4.2) eine enge Abstimmung zwischen dem Anschluss-nehmer und TTG erforderlich.

Über ggf. erforderliche Einrichtungen, die über die Standardkonzepte hinausgehen, sind zwi-schen TTG und dem Anschlussnehmer entsprechende Regelungen zu vereinbaren. In der Ausführung des elektrischen Schutzes und in der betrieblichen Dokumentation ist eine klare Trennlinie zwischen Schutzeinrichtungen und Systemautomatiken zu gewährleisten.

4.12 Prozessdatenverarbeitung Bei TTG und auf Seiten des Anschlussnehmers sind technische Einrichtungen zu installie-ren, um folgende Informationen für die Netzführungssysteme mit Echtzeitstempel versehen zu übertragen:

• Befehle und Rückmeldungen von Schaltbetriebsmitteln, z. B. Leistungsschalter, Trennschalter, Erdungsschalter, Stufenschalter soweit sie für den Betrieb oder für die Systembeurteilung erforderlich sind

• Befehle, Rückmeldungen, Meldungen und Messwerte für vereinbarte Steuerungs- und Regelungseinrichtungen (z. B. Steuerung von Kompensationsanlagen, Fre-quenzregler, etc.)

• Messwerte, z. B. Strom, Spannung, Frequenz, Wirkleistung, Blindleistung

• Schutz-, Betriebs- und Warnmeldungen

• Soll- und Stellwerte von und für EZA

5 Anmerkung: Der elektrische Schutz der Erzeugungsanlage ist stets den betrieblichen Steuerungen, z. B. Spannungsregler, Erregereinrichtung, überlagert und trennt die Erzeugungsanlage bei unzuläs-sigen Betriebszuständen vom Netz.



Hierbei sind die bei TTG geltenden internen Standards einzuhalten, wie sie sich aus dem derzeit gültigen „Technischen Handbuch Netz, Kapitel: Bauen und Errichten“ [6] und den technischen Anforderungen zu den Netzführungssystemen ergeben. Insbesondere sind die Prozessdatenschnittstellen und die Reaktionszeiten zu berücksichtigen. Der genaue Umfang der auszutauschenden Prozessdaten wird gemeinsam festgelegt. Die entsprechenden Aus-züge aus dem "Technischen Handbuch Netz" [4] werden dem Anschlussnehmer im Zuge des Betriebserlaubnisverfahrens zur Verfügung gestellt.

Projektablauf und Inbetriebnahme


5 Betriebserlaubnisverfahren

5.1 Überblick über den Ablauf Das vom Anschlussnehmer zu durchlaufende Betriebserlaubnisverfahren entspricht den An-forderungen der TAR HGÜ bzw. TAR HöS. Es ist gültig für alle EZA.

Die zu erfüllenden Voraussetzungen zur Erlangung der Stufen des Betriebserlaubnisverfah-rens sind im Detail in Abschnitt 5.2 bis 5.4 beschrieben. Die zwischen TTG und dem An-schlussnehmer auszutauschenden Unterlagen, Daten und Informationen müssen den Vor-gaben aus Anhang B.1 der TAR HGÜ entsprechen.

Ergeben sich während der Projektphase oder im späteren Betrieb Änderungen an der EZA oder treten Betriebsmittelausfälle auf, welche Einfluss auf die im Rahmen des Betriebser-laubnisverfahrens bereitgestellten Informationen haben, sind diese TTG unverzüglich mitzu-teilen.

5.2 Voraussetzungen für die Erlaubnis zur Zuschaltung (EZZ) TTG stellt eine EZZ aus, wenn alle Vorarbeiten für eine sichere Zuschaltung der EZA abge-schlossen sind.

Hierfür sind zunächst verschiedene Inbetriebnahmetests der je nach Anschlusskonzept (vgl. Abschnitte 5.1 und 5.2) ggf. von TTG zum Einbau in die EZA gelieferten sekundärtechni-schen Anlagen entsprechend der Vorgaben in Abschnitt 5.2.1 durchzuführen.

Weiterhin sind die in Abschnitt 5.2.2 aufgelisteten Bescheinigungen vorzulegen und von TTG bestätigen zu lassen.

Außerdem ist vor erstmaliger Zuschaltung ein Signaltest in Kooperation mit TTG durchzufüh-ren. Die zugehörigen Prüfprotokolle (Anhang C9 und C10) werden durch TTG ausgefüllt.

5.2.1 Test und Inbetriebnahme der sekundärtechnischen Einrichtungen der TTG Die nachfolgenden Anforderungen gelten nur, wenn der Anschlussnehmer eine eigene Um-spannstation errichtet und auf dieser sekundärtechnische Einrichtungen der TTG installiert werden.

5.2.1.1 Test der sekundärtechnischen Einrichtungen-Schaltschränke der TTG vor der Lieferung an die Werft

Die sekundärtechnischen Einrichtungen der TTG werden vor der Lieferung an die Werft in einem Umspannwerk in Deutschland getestet. Hierbei wird unter anderem der Signalaus-tausch mit der Netzleitstelle der TTG und dem Kontrollsystem des Anschlussnehmers ge-prüft. Der Anschlussnehmer kann grundsätzlich mit seinem Steuerungssystem an diesen Tests teilnehmen, um die Funktionsbereitschaft der Schnittstellen zu prüfen. Darüber hinaus kann die Schnittstelle mit allen Funktionen während einer Werksabnahme in der Schalt-schrank-Produktionsstätte des Anschlussnehmers geprüft werden.

5.2.1.2 Test der sekundärtechnischen Einrichtungen der TTG in der Werft Die sekundärtechnischen Einrichtungen der TTG werden in Anwesenheit aller Parteien in der Werft getestet, bevor die Plattform die Werft verlässt. Hierbei werden alle Kabelanschlüsse an der Schaltanlage, das Messsystem, die EPC-Signale und, sofern verfügbar, die Kompen-sationsdrosselspulen geprüft. Darüber hinaus muss das Schutzsystem von TTG einer Funk-



tionsprüfung unterzogen werden. TTG wird dementsprechend alle Signale der IEC60870-5-101-Schnittstelle zusammen mit dem Anschlussnehmer prüfen. Für weitere Informationen zu dem tatsächlichen Umfang der Inbetriebnahmetests der sekundärtechnischen Einrichtungen in der Werft kann ein Inspektionsprüfprotokoll von TTG angefordert werden.

5.2.2 Errichterbescheinigungen Nachfolgend sind in Tabelle 5 die zur Erlangung einer EZZ durch den Anschlussnehmer vorzulegenden Bescheinigungen aufgeführt.

Tabelle 5: Errichterbescheinigungen

Dokument Anhang Vorschriften und Normen 1 Anhang C0 Vorschriften und Normen 2 Anhang C1 Primärtechnische Daten 1 Anhang C2 Primärtechnische Daten 2 Anhang C3 Sekundärtechnische Daten 1 Anhang C4 Sekundärtechnische Daten 2 Anhang C5 Zählung Anhang C6 Inbetriebsetzungsanmeldung Anhang C7 Berechtigungsliste Anhang C8

5.3 Voraussetzungen für die vorübergehende Betriebserlaubnis

5.3.1 Nachweis der Anforderungen TTG stellt eine VBE aus, sofern eine EZZ erteilt wurde und die Prüfung der in diesem Ab-schnitt beschriebenen Daten und Studien abgeschlossen ist. Die folgenden Daten und Stu-dien sind TTG durch den Anschlussnehmer zu übergeben:

1. die in Anhang B.1 der TAR HGÜ spezifizierten, für den Netzanschluss wichtigen de-taillierten technischen Daten zu der EZA;

2. von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestellte Anlagenzertifikate zur EZA, sofern diese Teil des Konformitätsnachweises sind;

3. die in Anhang B.6 der TAR HGÜ spezifizierten Simulationsmodelle für die System-studien gemäß den Anhängen B.2 bis B.5 der TAR HGÜ;

4. Systemstudien zum Nachweis des erwarteten statischen und dynamischen Betriebs-verhaltens. Dieses sind:

a. Stationäre Untersuchungen (Anhang B.2 der TAR HGÜ)

b. Dynamische Untersuchungen und Systemautomatiken (Anhang B.3 der TAR HGÜ)

c. Oberschwingungsanalyse und Reglerstabilität (Anhang B.4 der TAR HGÜ)

d. Schutzauslegung (Anhang B.5 der TAR HGÜ)

5. Bescheinigungen zur Bestätigung der Funktionsfähigkeit der Systemautomatiken. Diese sind:

a. Errichterbescheinigung Systemautomatik Spannungs- und Frequenzschutz (Anhang C11)



b. Errichterbescheinigung Systemautomatik Untererregungsüberwachung (An-hang C12)

c. Errichterbescheinigung Systemautomatik Wirkleistungsabgabe bei Frequenz-abweichung (Anhang C13)

d. Errichterbescheinigung Systemautomatik Emergency Power Control (Anhang C14)

6. Detaillierte Beschreibung der gemäß Abschnitt 5.4 für die EBE notwendigen Konfor-mitätstests

5.3.2 Systemstudien und Konformitätsnachweise Die im Rahmen des Betriebserlaubnisverfahrens vom Anschlussnehmer durchzuführenden Studien und Konformitätsnachweise dienen dem Zweck, die Erfüllung der gemäß O-NAR erforderlichen Grund- und ggf. Zusatzanforderungen an das Systemverhalten gegenüber TTG nachzuweisen und zu dokumentieren:

1. Die Ergebnisse der Systemstudien und Konformitätsnachweise sind ein bindender Bestandteil im Rahmen des Betriebserlaubnisverfahrens. Die Erstellung der erforder-lichen Dokumentation hat entsprechend den in den O-NAR festgelegten Anforderun-gen zu erfolgen.

2. TTG behält sich vor Dritte für die Auswertung der Systemstudien und Konformitäts-nachweise zu beauftragen.

3. Die gemäß der O-NAR auszutauschenden Modelle und ihre Eigenschaften sind ein-schließlich ggf. vorgenommener Modellvereinfachungen und dazugehöriger Messun-gen vom Anschlussnehmer gegenüber TTG zu dokumentieren und zur Prüfung vor-zulegen.

Modellvereinfachungen sind nur dann erlaubt, wenn diese für die Belange der Systemstudien bzw. des Nachweises zu keiner Ergebnisverfälschung führen. Dieses ist vom Anschluss-nehmer gegenüber TTG in Form von Berichten zu dokumentieren. Hierin ist eine der exakten Nachbildung gleichwertige Funktion des vereinfachten Modells nachzuweisen.

Die Ergebnisse der Systemstudien und Modellbeschreibungen sind in separaten Berichten entsprechend der in den Anhängen B.2 bis B.6 der TAR HGÜ beschriebenen Vorgaben zu dokumentieren. Daneben ist TTG ein Dokument zu übergeben, in dem alle in den Anhängen B.2 bis B.6 der TAR HGÜ aufgeführten Daten und Betriebsmittelparameter geforderten An-gaben zusammengefasst werden.

Auf Anfrage kann TTG dem Anschlussnehmer gestatten, alternative Systemstudien und Kon-formitätsnachweise durchzuführen, sofern diese Simulationen geeignet sind, die Anforderun-gen dieser O-NAR nachzuweisen. Über die Eignung der alternativen Untersuchungen ent-scheidet TTG.

Ergeben sich im Verlauf des Projektes Änderungen bzgl. der Daten und Betriebsmittelpara-meter, welche Einfluss auf bereits vorgelegte Dokumente und Modelle besitzen, sind diese zu aktualisieren und der TTG zur erneuten Prüfung vorzulegen.

Unbeschadet der Grundanforderungen an die Konformitätssimulation dieses Kapitels kann TTG vom Anschlussnehmer als Zusatzanforderung verlangen, in den Fällen, in denen die an



TTG übermittelten Angaben zur Konformitätssimulation gemäß den Anhängen B.2 bis B.5 der TAR HGÜ nicht ausreichen, um die Erfüllung der Anforderungen der O-NAR nachzuwei-sen, zusätzliche oder alternative Simulationsreihen durchzuführen.

5.3.3 Simulationssoftware Die Durchführung der für die Systemstudien notwendigen Simulationen ist jeweils mit einer für den konkreten Anwendungsfall geeigneten und allgemein anerkannten Simulationssoft-ware durchzuführen. Die für die unterschiedlichen Untersuchungen eingesetzte Simulations-software ist einschließlich der Versionsnummer im jeweiligen Ergebnisbericht anzugeben.

Unabhängig von der eingesetzten Software sind TTG vom Anschlussnehmer für die Prüfung der durchgeführten Studien ein geeignetes stationäres Modell der gesamten EZA, ein Modell für die Oberschwingungsberechnungen und dynamische Modelle der eingesetzten EZE zu übergeben. Die Dateiformate der verschiedenen Modelle sind, soweit nicht in den in mitgel-tenden Dokumenten vorgegeben, mit TTG abzustimmen.

5.4 Voraussetzungen für die endgültige Betriebserlaubnis TTG stellt eine EBE aus, sofern eine VBE erteilt wurde und die in der TAR HGÜ beschriebe-nen und in den nachfolgenden Abschnitten detaillierten Konformitätstests erfolgreich durch-geführt und von TTG abgenommen wurden.

Alternativ hierzu wird dem Anschlussnehmer gestattet alternative Testreihen durchzuführen. sofern diese Tests effizient sind und ausreichend, um nachzuweisen, dass die EZA die An-forderungen erfüllt. Diese Testreihen sind mit TTG abzustimmen.

TTG behält sich vor, in den Fällen, in denen die an TTG übermittelten Angaben zu den in diesem Abschnitt beschriebenen Konformitätstests nicht ausreichend sind um die Erfüllung der Anforderungen der O-NAR nachzuweisen, zusätzliche oder alternative Testreihen durch-zuführen.

Auf Aufforderung werden TTG zudem aktualisierte anwendbare technische Daten, Simulati-onsmodelle und Studien gemäß Abschnitt 5.3, einschließlich der bei den Konformitätstests gemessenen Werte bereitgestellt.

TTG kann an den Konformitätstests entweder vor Ort oder von seinem Kontrollzentrum aus teilnehmen. Zu diesem Zweck stellt der Anschlussnehmer die Überwachungseinrichtung be-reit, die notwendig ist, um alle relevanten Testsignale und Messwerte aufzuzeichnen, und stellt sicher, dass die erforderlichen Vertreter des Anschlussnehmers während der gesamten Testlaufzeit vor Ort verfügbar sind. Die zur Beurteilung der verschiedenen Tests notwendi-gen Signale werden TTG übermittelt, wenn TTG bei ausgewählten Tests die Leistung mit seiner eigenen Ausrüstung aufzeichnen möchte. Die Teilnahme von TTG liegt in TTGs allei-nigem Ermessen.

Der Anschlussnehmer ist dafür verantwortlich, dass die Tests im Einklang mit den Bedingun-gen von Abschnitt 5.3 durchgeführt werden.

5.4.1 Test der Regelbarkeit der Wirkleistungsabgabe Es ist nachzuweisen, dass die EZA mit dem von TTG festgelegten Grenzwert betrieben wer-den kann. Hierbei sind die in Abschnitt 4.5.1 und 4.10.4 genannten Anforderungen an die Wirkleistungsregelung nachzuweisen.



Dieser Test hat auch die in Abschnitt 4.10.1 beschriebenen Anforderungen hinsichtlich der Priorität der Wirkleistungsgrenzwertvorgabe durch TTG nachzuweisen.

Der Test wird als erfolgreich erachtet, wenn die Nachweise gemäß TAR HGÜ erbracht und von TTG bestätigt wurden. Weiterhin muss ein ausgefülltes Prüfprotokoll entsprechend An-hang C15 vorliegen.

Die Rahmenbedingungen für einen Nachweis werden zwischen TTG und dem Anschluss-nehmer im Vorfeld des Tests auf Basis der Vorgaben der TAR HGÜ bzw. TAR HöS verein-bart.

5.4.2 Test der Blindleistungsbereitstellung Es ist nachzuweisen, dass die EZA unter den in Abschnitt 4.6.1 genannten Bedingungen betrieben werden kann.

Beim Test der Blindleistungsbereitstellung sind als Grundanforderung die in der TAR HGÜ vorgegebenen Parameter zu überprüfen.


5.4.3 Test der Blindleistungsregelmodi

5.4.3.1 Blindleistungs-Spannungs-Kennlinie Es ist nachzuweisen, dass die EZA unter den in Abschnitt 4.6 genannten Bedingungen im Blindleistungsregelmodus mit Blindleistungs-Spannungskennlinie betrieben werden kann.

Beim Test dieses Modus sind als Grundanforderung die in der TAR HGÜ vorgegebenen Pa-rameter zu überprüfen.

Der Test wird als erfolgreich erachtet, wenn die Nachweise gemäß TAR HGÜ erbracht und von TTG bestätigt wurden. Weiterhin müssen ausgefüllte Prüfprotokolle entsprechend den Anhängen C16 und C18 vorliegen.

5.4.3.2 Blindleistungsregelungsmodus Es wird nachgewiesen, dass die EZA unter den in Abschnitt 4.6.1.2 genannten Bedingungen im Blindleistungsregelungsmodus betrieben werden kann.

Im Rahmen dieses Tests ist auch die Blindleistungsbereitstellung gemäß Abschnitt 4.6.1 (vgl. Test der Blindleistungsbereitstellung gemäß Abschnitt 5.4.2) nachzuweisen.



5.4.3.3 Leistungsfaktorregelungsmodus Es ist nachzuweisen, dass die EZA unter den in Abschnitt 4.6.1.3 genannten Bedingungen im Leistungsfaktorregelungsmodus betrieben werden kann.





5.4.4 Tests zur Frequenzregelfähigkeit

5.4.4.1 Frequenzabhängiger Modus (FSM) Der Test des FSM-Modus erfolgt entsprechend der Vorgaben der TAR HGÜ.

Die Auswertung der Testergebnisse muss sowohl für die dynamischen als auch für die stati-schen Parameter die Anforderungen gemäß Abschnitt 4.5.2.1 nachweisen, sowie das in An-hang C13 bereits bestätigte Verhalten der EZA bei Frequenzabweichungen verifizieren.


5.4.4.2 Überfrequenz LFSM-O Der Test des LFSM-O-Modus erfolgt entsprechend der Vorgaben der TAR HGÜ.


5.4.4.3 Unterfrequenz LFSM-U Der Test des LFSM-U-Modus erfolgt entsprechend der Vorgaben der TAR HGÜ.


5.4.5 Test der Systemautomatiken und der schnellen Signalreaktion Die in Abschnitt 4.9 beschriebenen Anforderungen an die EPC-Systemautomatiken sind durch Konformitätstests nachzuweisen. Dies umfasst auch die Verifizierung der Funktionali-täten, welche bereits im Rahmen der VBE durch die vorgelegte Bescheinigung nach Anhang C14 bestätigt wurden.

Weiterhin sind die im Rahmen der VBE durch die vorgelegten Bescheinigungen nach An-hang C11, C12 und C13 durch Konformitätstests zu verifizieren.

5.4.6 Messung der Oberschwingungsemissionen Es wird durch Messung nachgewiesen, dass beim Betrieb der EZA die am NAP gemäß TAR HGÜ bzw. TAR HöS zulässigen Netzrückwirkungen eingehalten werden.

Das Messverfahren muss den Anforderungen der TAR HGÜ bzw. TAR HöS entsprechen.

Der Test wird als erfolgreich betrachtet, wenn die am NAP zulässigen Netzrückwirkungen eingehalten werden.



5.5 Beschränkte Betriebserlaubnis Für die Ausstellung einer BBE gelten die Vorgaben der TAR HGÜ.

Wenn der Antrag des Anschlussnehmers auf Ausstellung einer BBE abgelehnt wurde, kann TTG den Betrieb der EZA so lange untersagen, bis der Anschlussnehmer und TTG die Un-vereinbarkeit beseitigt haben und die EZA die Anforderungen nach Ansicht von TTG erfüllt.

Wenn TTG die Wirksamkeitsdauer der BBE nicht wie, in der TAR HGÜ beschrieben, verlän-gert oder nach Ablauf der BBE den Betrieb der EZA verweigert, kann der Anschlussnehmer binnen sechs Monaten nach Mitteilung des Beschlusses von TTG die Regulierungsbehörde mit der Angelegenheit befassen.

5.6 Freistellungsverfahren Der Anschlussnehmer kann Freistellungen von einer oder mehrerer Anforderungen dieser Netzanschlussregeln beantragen.

Ein Freistellungsantrag wird an TTG gerichtet und enthält:

• Angaben zur Identität des Anschlussnehmers und zu einer Kontaktperson für Mittei-lungen

• eine Beschreibung der EZA, für die eine Freistellung beantragt wird

• einen Hinweis auf die Bestimmungen dieser Netzanschlussregeln, in Bezug auf die eine Freistellung beantragt wird, und eine eingehende Beschreibung der beantrag-ten Freistellung

• eine eingehende Begründung mit den entsprechenden Belegen und einer Kosten-Nutzen-Analyse gemäß den im NC HVDC bzw. NC RfG festgelegten Grundsätzen;

• den Nachweis, dass die beantragte Freistellung den grenzüberschreitenden Handel nicht beeinträchtigen würde

Innerhalb von zwei Wochen nach dem Eingang eines Freistellungsantrags bestätigt TTG dem Anschlussnehmer, ob sein Antrag vollständig ist. Ist der Antrag nach Auffassung von TTG unvollständig, so hat der Anschlussnehmer die zusätzlich angeforderten Angaben in-nerhalb eines Monats nach Eingang des Ersuchens nachzureichen. Übermittelt der An-schlussnehmer die angeforderten Angaben nicht fristgerecht, gilt der Freistellungsantrag als zurückgezogen.

TTG prüft den Freistellungsantrag und die übermittelte Kosten-Nutzen-Analyse unter Be-rücksichtigung der von der Regulierungsbehörde festgelegten Kriterien.

Innerhalb von sechs Monaten nach Eingang eines Freistellungsantrags leitet TTG den An-trag an die Regulierungsbehörde weiter und legt eine Bewertung vor. Diese Frist kann um einen Monat verlängert werden, wenn TTG weitere Angaben vom Anschlussnehmer oder möglichen Anschlussnehmer der Stromerzeugungseinrichtung anfordert.

Die Regulierungsbehörde erlässt eine begründete Entscheidung über den Freistellungsan-trag. Bei der Gewährung der Freistellung legt die Regulierungsbehörde ihre Dauer der Wirk-samkeit fest.



5.7 Wiederholungsprüfungen im Betrieb TTG prüft während der gesamten Lebensdauer der Erzeugungsanlage deren Konformität mit den Anforderungen dieser O-NAR. Der Anschlussnehmer wird über die Ergebnisse dieser Prüfung informiert.

Darüber hinaus führt der Anschlussnehmer nicht nur während des in den Abschnitten 5.1 bis 5.4 beschriebenen Betriebserlaubnisverfahrens, sondern wiederholt während der gesamten Lebensdauer der Erzeugungsanlage Konformitätstests und -simulationen durch. Diese erfol-gen anlassbezogen bei allen Änderungen, die die Erfüllung der Anforderungen dieser O-NAR beeinflussen können.

Für die Durchführung aller Wiederholungsprüfungen gelten die in Kapitel 5.1 genannten Rahmenbedingungen für das Betriebserlaubnisverfahren.

Anschlusstechnik


6 Anschlusstechnik Entsprechend TAR HGÜ bzw. TAR HöS werden Einzelheiten zur baulichen Ausführung der wechselseitig genutzten Flächen und/oder Räume vertraglich zwischen TTG und dem An-schlussnehmer geregelt. In diesem Kapitel sind als Grundlage für diese vertragliche Einigung die seitens TTG:

• getroffenen allgemeinen Annahmen,

• beabsichtigten Schnittstellen und

• beabsichtigte Leistungsbeschreibung für TTG und den Anschlussnehmer

dargestellt. Kapitel 6 bietet den Anschlussnehmern somit für die Planung und Bemaßung ihrer Umspannwerk-Plattformen in einer frühen Projektentwicklungsphase die seitens TTG getroffenen Annahmen.

Der Inhalt dieses Kapitels gilt für beide Parteien als Grundlage für die Planung. Abweichun-gen hiervon werden zwischen TTG und dem Anschlussnehmer vereinbart.

Detaillierte Informationen zu den angeschlossenen Lasten, dem Eigenbedarf, dem Strom-verbrauch vor Ort, den Maßen und Gewichten, den Abmessungen oder Anforderungen für die Kabelinstallation (Biegeradien, Kabelziehgeräte) über die in diesem Kapitel hinaus ange-gebenen Richt- oder Höchstwerte sind zwischen Anschlussnehmer und TTG rechtzeitig ab-zustimmen. Insbesondere sind alle Parameter mit Einfluss auf das Design der Umspann-werk-Plattform des Anschlussnehmers frühzeitig abzustimmen, da deren Fertigung üblicher-weise der Auftragsvergabe für die Kabelinstallation seitens TTG vorauseilt. Anpassungen im Design nach Auftragserteilung der Kabelinstallation sowie für die ggf. erforderlichen Kom-pensationsdrosselspulen sind problematisch und daher zu vermeiden.

Beide Parteien informieren sich gegenseitig frühzeitig über bauliche Planungen.

6.1 Anforderungen bei Direktanschluss an die HGÜ-Stromrichterstation

6.1.1 Konzept der Schaltanlage Beim Direktanschluss an die HGÜ-Stromrichterstation verfügt der Anschlussnehmer über keine eigene Schaltanlage. Übersichtsschaltbilder der Hochspannungsschaltanlage können Anhang B6 und B7 entnommen werden. Die endgültige Schaltanlagenkonfiguration erfolgt projektabhängig durch TTG.

Im Übersichtsschaltbild sind auch die Betriebsführungsgrenzen dargestellt.

6.1.2 Umfang der Lieferungen und Leistungen Das Übersichtsschaltbild des Hochspannungssystems am NAP (Anhang B6) zeigt die vorge-sehene Eigentumsgrenze zwischen TTG/NAS und dem Anschlussnehmer/EZA. Der Umfang der Lieferungen und Leistungen wird zusätzlich zu den technischen Lieferleistungen ausführ-lich in den nachfolgenden Abschnitten beschrieben. Tabelle 6 bietet einen Überblick über die Aufteilung der Verantwortung für die wichtigsten Lieferungen. Weitere Informationen finden sich in den folgenden Abschnitten.

Anschlusstechnik


Tabelle 6: Aufteilung der Verantwortungsbereiche von TTG und Anschlussnehmer bei Direktan-schluss an die HGÜ-Stromrichterstation

6.1.2.1 Allgemeine Anforderungen TTG Anschlussnehmer

Lieferung von Anlagen und Dienstleistungen in Verbin-dung mit der Plattform und Logistik gemäß dieses Do-kuments sowie allgemeinen baufachlichen Standards

X

Lieferung der notwendigen permanenten Kabelführun-gen und Kabelgestelle für die Installation aller notwen-digen Kabel auf der Plattform, einschließlich des J-Tubes oder eines alternativen Systems zur Einführung des Seekabels

X

Lieferung der notwendigen Gesundheits-, Sicherheits- und Notfalleinrichtungen und -maßnahmen für alle auf den Plattformen auszuführenden Arbeiten

X

Beistellung der Stromversorgung für die zum Anschluss der Seekabel des Anschlussnehmers notwendigen In-stallationsarbeiten offshore

X

6.1.2.2 Allgemeine Bedingungen für die Verlegung und Installation der HDÜ-Seekabel

Lieferung, Verlegung und Installation der HDÜ-Seekabel zum seeseitigen Umspannwerk der TTG

X

Lieferung und Installation der Flansche für Zugentlas-tung (Hang-off) (an die Plattform oder das J-tube ge-schweißt)

X

Lieferung und Installation der Hang-off X

Lieferung geeigneter Montagevorrichtungen für die Ka-belziehvorrichtungen, z. B. Deckaugen und Deckver-stärkungen für die Winde und Lieferung anderer not-wendiger Geräte

X

Bereitstellung des Plattformzugangs für Kabelzieharbei-ten für Geräte und Personal vor Ort einschließlich Kran-vorrichtungen zum Kabeldeck sowie aller notwendigen Arbeitsbereiche

X

Lieferung der Winde für die Kabelzieharbeiten X

Bereitstellung Kranvorrichtung und Logistik zum Offsho-re-Austausch der Kabeleinzugswinde

X

Anschlusstechnik


Lieferung und Installation der Anschlüsse, Anschluss und Test der Kabel

X

Lieferung und Installation der Geräteanschlussteile (einschließlich Transportflansch) der Gasisolierten Schaltanlage (GIS)

X

6.1.2.3 Sekundärtechnische Einrichtungen und Eigenbedarf

Lieferung der erforderlichen Schutz-, Steuerungs- und Telekommunikationseinrichtungen für die HDÜ-Seekabel für die Steuerung und die Glasfaserschnitt-stelle der EZA

X

Lieferung und Installation der Glasfaserkabel (FOC) von der Repeater-Station an Land bis zur Seestation der TTG sowie der Spleißboxen

X

Installation der Glasfaserkabel von der EZA zur Spleiß-box auf der Seestation der TTG

X

6.1.2.4 Umfang der Lieferungen und Leistungen durch TTG Der Umfang der Lieferungen und Leistungen der TTG ist auf die Errichtung des HGÜ-Systems bis einschließlich der seeseitigen HGÜ-Stromrichterstation und der damit verbun-denen Komponenten (z. B. primär- und sekundärtechnische Einrichtungen) beschränkt. Alle nicht in diesen O-NAR angegebenen Komponenten sind durch den Anschlussnehmer bereit-zustellen.

6.1.2.5 Umfang der Lieferungen und Leistungen des Anschlussnehmers Der Umfang der Lieferungen und Leistungen des Anschlussnehmers umfasst die Installation der HDÜ-Seekabel zwischen der EZA und der seeseitigen HGÜ-Stromrichterstation der TTG einschließlich aller damit verbundenen Dienstleistungen. Die genauen Anforderungen und ihre Implementierung werden zwischen dem Anschlussnehmer, TTG und den beteiligten Lieferanten projektabhängig vereinbart.

In diesem Zusammenhang ist es besonders wichtig, dass der Anschlussnehmer die in die-sen O-NAR geforderten Dokumente vorlegt bzw. die Einhaltung der beschriebenen Anforde-rungen während der Projektplanungs- und Projektimplementierungsphase sicherstellt:

• Koordination des Zeitplans (z. B. MS-Project) und Benennung der für die Aktivitäten verantwortlichen Personen.

• Vorlage der für die Kabelinstallation auf der Plattform der TTG erforderlichen Projekt-planungsdokumente zur Prüfung vor dem Abschluss der Planung.

• Frühzeitige Abstimmung notwendiger Anforderungen bzgl. HSE-Qualifikationen für die Arbeiten offshore.

Anschlusstechnik


Das Konzept und die tatsächliche Auslegung der EZA sowie der hierin enthaltenen Be-triebsmittel („As-Built“-Zustand) müssen den vom Anschlussnehmer der TTG im Rahmen des Betriebserlaubnisverfahrens vorgelegten Dokumenten entsprechen.

6.1.3 Auslegung der Primärtechnik Die Auslegung der Hochspannungs-Schaltanlage erfolgt projektabhängig basierend auf den im Übersichtsschaltbild (Anhang B6) angegebenen Daten. Das Übersichtsschaltbild enthält darüber hinaus Angaben zu den vorgesehenen Messwandlern der Hochspannungs-Schaltanlage. In Anhang B7 sind darüber hinaus Grundanforderungen an die Hochspan-nungsschaltanlage am Ende des ersten Kabelsegmentes dargestellt.

Der Anschlussnehmer hat bei der Auslegung seiner HDÜ- und LWL-Seekabel die projekt-spezifischen Vorgaben der TTG zu berücksichtigen.

Vor der ersten Inbetriebnahme bzw. dem Zuschalten der EZA muss der Anschlussnehmer eine Beschreibung der Ein-/Abschaltstrategie vorlegen und diese mit TTG abstimmen.

6.1.4 Sekundärtechnische Einrichtungen und Eigenbedarf Sämtliche sekundärtechnischen Einrichtungen auf der seeseitigen HGÜ-Stromrichterstation werden durch TTG bereitgestellt.

6.1.4.1 Eigenbedarfsversorgung Eine Eigenbedarfsversorgung für Anlagen des Anschlussnehmers bei Ausfall des HGÜ-Systems oder Abschaltungen des HGÜ-Systems im Zuge von Wartungs- und Instandhal-tungsmaßnahmen wird durch TTG nicht zur Verfügung gestellt.

6.1.4.2 Schutz Der Eigentümer einer Hochspannungsanlage ist grundsätzlich auch für die damit verbunde-nen sekundärtechnischen Einrichtungen verantwortlich.

Die Schutzkerne der Stromwandler auf der HGÜ-Stromrichterstation können grundsätzlich auch von den Schutzvorrichtungen des Anschlussnehmers genutzt werden. Hierbei besteht ein Zugriff auf die Messwerte ausschließlich über die standardisierte Schnittstelle gemäß Abschnitt 6.1.4.3.

Die Schutzanlagen der TTG verfügen über separate Auslösekontakte für drei separate Leis-tungsschalterpole in den beiden redundanten Schutzsystemen der TTG. Es genügt, nur ei-nen der drei Kontakte zu verwenden, wenn ein Leistungsschalter mit nur einem Schutzkreis für alle drei Pole vorhanden ist.

Eine automatische Wiedereinschaltung eines Leistungsschalters durch ein Schutzrelais ist nicht vorgesehen.

Abschaltbefehle des Anschlussnehmers werden bei Bedarf über die standardisierte Schnitt-stelle gemäß Abschnitt 6.1.4.3. an die Leistungsschalter auf der Plattform der TTG übertra-gen.

Grundsätzlich ist der Eigentümer des Schutzrelais auch für die Einstellungen des Relais ver-antwortlich. Eine weitere Koordination der Einstellungen ist während der ausführlichen Kon-zeptphase erforderlich.

Anschlusstechnik


6.1.4.3 Steuerungssystem

6.1.4.3.1 Signalaustausch zwischen dem Anschlussnehmer und TTG Hochspannungsgeräte und alle anderen Geräte im Besitz des Anschlussnehmers sind an das Steuerungssystem des Anschlussnehmers anzuschließen.

Die Signalübertragung zwischen dem Steuerungssystem des Anschlussnehmers und dem Steuerungssystem der TTG muss über eine redundant ausgelegte Protokollschnittstelle er-folgen. TTG gibt vor, welches Protokoll (z.B. IEC 60870-5-101 oder IEC 61850) verwendet wird. Eine Beschreibung der Schnittstelle wird dem Anschlussnehmer im Zuge des Betriebs-erlaubnisverfahrens zur Verfügung gestellt.

Der Anschlussnehmer kann für den von TTG gelieferten IP-Konverter eine technische Richt-linie anfordern („Technische Richtlinie Funktionsbeschreibung IP-Konverter“).

Alle über die Protokollschnittstelle zu übertragenden Signale sind während der ausführlichen Planungsphase zu vereinbaren. Eine Signalliste wird dem Anschlussnehmer im Zuge des Netzanschlussverfahrens zur Verfügung gestellt.

Darüber hinaus ist ein Erzeugungsmanagementsystem zur Reduzierung der von der EZA eingespeisten Wirkleistung zu implementieren (vgl. Abschnitt 4.9). Die Signale dieses Erzeu-gungsmanagementsystems sind ebenfalls über die Protokollschnittstelle zu übertragen. De-tails zu diesen Signalen müssen mit TTG vereinbart werden (insbesondere hinsichtlich der genauen Implementierung). Die Signale werden separat für jeden NAP übertragen. Zur kor-rekten Umsetzung des Erzeugungsmanagements ist es erforderlich, dass das Steuerungs-system der EZA die einzelnen EZE den verschiedenen NAP zuweist.

Die Koordination zwischen den Leitstellen des Anschlussnehmers und der TTG muss telefo-nisch erfolgen.

6.1.4.3.2 Genauigkeit und Auflösung der Messwerte Grundsätzlich genügt die Verarbeitung und Weitergabe der Messwerte an TTG ohne Dezi-malstellen. Dies gilt insbesondere für Spannungs-, Strom- und Leistungswerte.

Ungeachtet dessen sind Frequenzen mit zwei Dezimalstellen zu verarbeiten (z. B. 50,20 Hz). Leistungsfaktoren müssen mit drei Dezimalstellen verarbeitet werden (z. B. cos φ = 0,950).

6.1.4.4 Systemautomatiken Anhang B8 enthält eine detaillierte Erläuterung zur Umsetzung der Systemautomatiken. Dar-über hinaus enthält Anhang B8 eine Erläuterung der ebenfalls erforderlichen Emergency-Power-Control-Systemautomatik.

Abweichend von den Vorgaben in Anhang B8 kann die Umsetzung der Emergency-Power-Control-Systemautomatik ggf. auch über die standardisierte Schnittstelle gemäß Abschnitt 6.1.4.3 erfolgen.

6.1.4.5 Messung

6.1.4.5.1 Allgemeines Die Messsysteme auf der seeseitigen HGÜ-Stromrichterstation bestehen aus zwei separaten Messgeräten für jedes HDÜ-Seekabel. Diese werden im weiteren Verlauf als Messgeräte für Abrechnungs- und Vergleichszwecke bezeichnet.

Anschlusstechnik


TTG fungiert grundsätzlich als verantwortlicher Netzbetreiber des Offshore-Netzes. TTG ist daher der Betreiber des Messbereichs und der Messdienstleistungen bzgl. des NAP. Beide Funktionen sind in der deutschen WiM-Richtline (Wechselprozesse im Messwesen) [18] ver-ordnungsrechtlich miteinander verknüpft.

TTG ist für die Installation und den Betrieb der Messgeräte für die Abrechnungs- und Ver-gleichszählung am NAP verantwortlich („Hausherrenmodell“).

6.1.4.5.2 Messgeräte- und Zählung Für die Messungen werden durch TTG Präzisionsmessgeräte mit Lastprofilerkennung für die Wirkleistung (Klasse 0.2) und Blindleistung (als Grundanforderung Klasse 2.0) verwendet.

Jedes Messgerät verfügt über Datenschnittstellen mit einem Standardprotokoll, über die dem Anschlussnehmer die Messdaten bereitgestellt werden.

Für jeden Übergabemesspunkt wird von TTG eine Zählpunktbezeichnung (Identifikations-code) vergeben.

6.2 Anforderungen bei eigener Umspannstation des Anschlussnehmers

6.2.1 Konzept der Schaltanlage Die Anhänge B2 bis B5 zu diesen O-NAR enthalten Übersichtsschaltbilder (SLD) mit Emp-fehlungen für die Schaltanlagenkonfiguration der Hoch- und Mittelspannungsschaltanlagen. Für Anschlüsse mit einem HDÜ-Kabel wird die in Anhang B2 beschriebene Konfiguration der Hochspannungsschaltanlage ohne Sammelschienen empfohlen. Für Anschlüsse mit zwei oder mehr HDÜ-Kabeln sollte die H-Schaltung (Anhang B3) oder Polygon-Schaltung (An-hang B4) verwendet werden. Die vorgeschlagene Mittelspannungs-Schaltanlage (Anhang B5) besteht aus vier separaten Blöcken. Die geplante Struktur der Schaltanlage ist so früh-zeitig wie möglich zwischen dem Anschlussnehmer und TTG zu vereinbaren.

6.2.2 Umfang der Lieferungen und Leistungen Die Übersichtsschaltbilder des Hochspannungssystems (Anhang B2, B3 und B4) zeigen die vorgesehene Eigentumsgrenze zwischen TTG/NAS und dem Anschlussnehmer/EZA. Der Umfang der Lieferungen und Leistungen wird zusätzlich zu den technischen Lieferleistungen ausführlich in den nachfolgenden Abschnitten beschrieben. Tabelle 7 bietet einen Überblick über die Aufteilung der Verantwortung für die wichtigsten Lieferungen. Weitere Informationen finden sich in den folgenden Abschnitten.

Tabelle 7: Aufteilung der Verantwortungsbereiche von TTG und Anschlussnehmer bei eigener Umspannstation des Anschlussnehmers

6.2.2.1 Allgemeine Anforderungen TTG Anschlussnehmer

Lieferung von Anlagen und Dienstleistungen in Verbin-dung mit der Plattform und Logistik gemäß dieses Do-kuments sowie allgemeinen baufachlichen Standards

X

Anschlusstechnik


Lieferung der notwendigen permanenten Kabelführun-gen und Kabelgestelle für die Installation aller notwendi-gen Kabel auf der Plattform, einschließlich des J-Tubes oder eines alternativen Systems zur Einführung des Seekabels

X

Lieferung der notwendigen Gesundheits-, Sicherheits- und Notfalleinrichtungen und -maßnahmen für alle auf den Plattformen auszuführenden Arbeiten

X

Beistellung der Stromversorgung sowohl auf der Werft als auch offshore für die zum Anschluss der TTG Kom-ponenten und HDÜ-Seekabel notwendigen Installati-onsarbeiten

X

6.2.2.2 Allgemeine Bedingungen für die Verlegung und Installation der HDÜ-Kabel

Lieferung, Verlegung und Installation der HDÜ-Seekabel zum Umspannwerk

X

Lieferung und Installation der Flansche für Zugentlas-tung (Hang-off) (an die Plattform oder das J-tube ge-schweißt)

X

Lieferung und Installation der Hang-off X

Lieferung geeigneter Montagevorrichtungen für die Ka-belziehvorrichtungen, z. B. Deckaugen und Deckver-stärkungen für die Winde und Lieferung anderer not-wendiger Geräte

X

Bereitstellung des Plattformzugangs für Kabelzieharbei-ten für Geräte und Personal vor Ort einschließlich Kran-vorrichtungen zum Kabeldeck sowie aller notwendigen Arbeitsbereiche

X

Lieferung der Winde für die Kabelzieharbeiten X

Bereitstellung Kranvorrichtung und Logistik zum Offsho-re-Austausch der Kabeleinzugswinde

X

Lieferung und Installation der Anschlüsse, Anschluss und Test der Kabel

X

Lieferung und Installation der Geräteanschlussteile (ein-schließlich Transportflansch) in der GIS

X

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6.2.2.3 Kompensationsdrosselspulen Bereitstellung des benötigten Platzes für die Installation der Kompensationsdrosselspulen und Kühlanlagen inkl. Lagerung sowie Seetransportsicherung

X

Lieferung der Kompensationsdrosselspulen an eine Werft

X

Entladen an der Werft, Heben auf die Plattform und me-chanische Befestigung der Kompensationsdrosselspu-len auf der Plattform (wird durch den TTG-Verantwortlichen geprüft)

X

Seefeste Befestigung einschließlich des Rückbaus der hierfür notwendigen Komponenten nach Beendigung des Seetransports

X

Abschließende Installation der Kompensationsdrossel-spulen (sekundärtechnische Einrichtungen etc.)

X

Lieferung und Verlegung der sekundären Kabel für die Kompensationsdrosselspulen (wird von TTG während der vorläufigen Inbetriebnahme geprüft)

X

Lieferung, Installation und Test der HDÜ-Kabel zur Ver-bindung der Kompensationsdrosselspulen mit der GIS und dem Erdanschlusspunkt, einschließlich Kabelan-schlüssen

X

[Im Fall eines Wasserkühlungssystems:]

Lieferung, Installation und Wartung des Wasserküh-lungssystems

X

Lieferung der Wärmetauscher an eine Werft X

[Im Fall separat installierter Radiatorreihen:]

Lieferung der Radiatoren an eine Werft X

Entladen an der Werft, Heben auf die Plattform und me-chanische Befestigung/Errichtung der Radiatorreihen auf der Plattform, einschließlich Leitungen und Rohrlei-tungen (wird durch den TTG-Verantwortlichen geprüft)

X

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6.2.2.4 Sekundärtechnische Einrichtungen und Eigenbedarf Bereitstellung des erforderlichen Platzes für die Schutz-, Steuerungs- und Telekommunikationssysteme für die Überwachung und Prüfung der Kabel und der Kompen-sationsdrosselspulen

X

Lieferung der erforderlichen Schutz-, Steuerungs- und Telekommunikationseinrichtungen für die HDÜ-Seekabel und die Kompensationsdrosselspulen sowie für die Steuerung und die Glasfaserschnittstelle der EZA

X

Lieferung des Eigenbedarfs für die sekundärtechnischen Systeme der TTG

X

Anschluss der sekundärtechnischen Einrichtungen der TTG an die Eigenbedarfsversorgung, die Schaltanlage, die Kompensationsdrosselspulen, das Steuerungssys-tem der EZA und Verbindung der Schaltschränke der sekundärtechnischen Einrichtungen untereinander.

X

Lieferung der Glasfaserkabel (FOC) von der Spleißbox zum Glasfaserverteilerschrank

X

Lieferung und Installation der Spleißboxen und der Ka-belverbindungen in den Spleißboxen

X

Installation der Glasfaserkabel von der Spleißbox zum Glasfaserverteilerschrank sowie Bereitstellung der Be-festigungsmöglichkeit für die Spleißbox

X

Lieferung der Schaltschränke für die sekundärtechni-schen Einrichtungen gemäß Abschnitt 5.4

X

Entladen und Installation der Schaltschränke für die se-kundärtechnischen Einrichtungen gemäß Abschnitt 5.4

X

6.2.2.5 Umfang der Lieferungen und Leistungen durch TTG Der Umfang der Lieferungen und Leistungen der TTG ist auf das HDÜ-Seekabel einschließ-lich der damit verbundenen Komponenten (z. B. sekundärtechnische Einrichtungen, Kom-pensationsdrosselspule) wie nachfolgend definiert beschränkt und endet mit dem Anschluss des Kabels an die Schaltanlage des Anschlussnehmers. Alle nicht in diesen O-NAR angege-benen Komponenten sind durch den Anschlussnehmer bereitzustellen.

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6.2.2.6 Umfang der Lieferungen und Leistungen des Anschlussnehmers Der Umfang der Lieferungen und Leistungen des Anschlussnehmers umfasst die Installation eines seeseitigen Umspannwerks einschließlich aller damit verbundenen Dienstleistungen.

Die O-NAR stellen dem Anschlussnehmer weiterhin auch Richtlinien zur Planung des eige-nen Umspannwerks zur Verfügung, um die sich aus dem Anschlusskonzept ergebenden Aspekte bereits in einer frühen Planungsphase berücksichtigen zu können. Die genauen Anforderungen und ihre Implementierung werden zwischen dem Anschlussnehmer, TTG und den beteiligten Lieferanten projektabhängig vereinbart.

In diesem Zusammenhang ist es besonders wichtig, dass der Anschlussnehmer die in die-sen O-NAR geforderten Dokumente vorlegt bzw. die Einhaltung der beschriebenen Anforde-rungen während der Projektplanungs- und Projektimplementierungsphase sicherstellt:

• Koordination des Zeitplans (z.B. MS-Project) und Benennung der für die Aktivitäten in der Werft und offshore verantwortlichen Personen.

• Vorlage der für die Kabelführungen und Komponenteninstallation auf der Plattform er-forderlichen Projektplanungsdokumente zur Prüfung vor dem Abschluss der Planung.

• Berücksichtigung der Abmessungen, Gewichte und anderen von TTG und seinen Lie-feranten zur Verfügung gestellten technischen Parameter und der Montage-, Be-triebs- und Wartungsanforderungen während der Planung der Plattform des An-schlussnehmers.

• Frühzeitige Abstimmung notwendiger Anforderungen bzgl. HSE-Qualifikationen für die Arbeiten in der Werft sowie Offshore.

Das Konzept und die tatsächliche Auslegung der EZA sowie der hierin enthaltenen Be-triebsmittel („As-Built“-Zustand) müssen den vom Anschlussnehmer der TTG im Rahmen des Betriebserlaubnisverfahrens vorgelegten Dokumenten entsprechen.

Der Anschlussnehmer ist in Abstimmung mit TTG für die seefeste Transportfixierung der durch TTG bereitgestellten Betriebsmittel (z. B. Kompensationsspule, Sekundärtechnik-Schaltschränke, etc.) verantwortlich. Der Anschlussnehmer ist verpflichtet, eine Beschrei-bung der geplanten Vorkehrungen zur Freigabe an TTG übermitteln. An den Sekundärtech-nik-Schaltschränken darf nichts verändert oder entfernt werden, da am Offshore-Standort nur ein kurzer Funktionstest erfolgt.

6.2.3 Auslegung der Primärtechnik Die Hochspannungs-Schaltanlage muss den in dem Übersichtsschaltbild (Anhang B2, An-hang B3 und Anhang B4) angegebenen Daten entsprechen.

Darüber hinaus ist zu beachten, dass einige der Erdungsschalter als isolierte bzw. einschalt-feste Erdungsschalter (Hochgeschwindigkeit) ausgeführt werden müssen. Dies wird in An-hang B2, Anhang B3 und Anhang B4 durch die entsprechenden Symbole angezeigt.

Einige der Trennschalter und Erdungsschalter sind ausschließlich für Wartungszwecke vor-gesehen (gekennzeichnet durch eine entsprechende Fußnote in Anhang B2, Anhang B3 und Anhang B4). Diese Geräte müssen so ausgelegt werden, dass sie während des Betriebs nicht geschaltet werden können und in ihrer Position mechanisch verriegelt sind. Eine Fern-steuerung dieser Geräte darf nicht möglich sein. Die nur für Wartungszwecke verwendeten

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Trennschalter und Erdungsschalter dürfen keine der Verfügungserlaubnis der TTG unterlie-genden Schaltvorrichtungen verriegeln. Ansonsten würde dies die Fernsteuerung durch TTG stören. Diese Trennschalter und Erdungsschalter dürfen vom Anschlussnehmer nur nach Rücksprache mit TTG und Erhalt einer Schalterlaubnis von TTG geschaltet werden.

Die Übersichtsschaltbilder enthalten darüber hinaus die Spezifikationen und Angaben zur vorgesehenen Nutzung der Messwandler der Hochspannungs-Schaltanlage. Abweichungen von den Spezifikationen der Messwandler und insbesondere der Schaltfelder der Seekabel und der Kompensationsdrosselspulen sind mit TTG abzustimmen. Die Spezifikationen der Überspannungsableiter in der Schaltanlage sind ebenfalls mit TTG zu vereinbaren.

Die Leistungsschalter für den Anschluss der Transformatoren am NAP müssen mit gesteuer-ten Schaltsystemen ausgestattet sein. Dies ist erforderlich, um den Einschaltstrom des Transformators auf ein Minimum zu reduzieren. Das Schließen des Leistungsschalters ohne kontrollierte Schaltung ist nicht zulässig und kann durch die hohen Einschaltströme zu Schutzauslösungen bis hin zu einer Abschaltung des NAS führen. Auch die Öffnung des Leistungsschalters sollte über eine gesteuerte Schaltung erfolgen. Hiervon unbeachtet wir-ken Schutzrelais immer direkt auf den Leistungsschalter. Nachfolgend sind die sich hieraus ergebenden Anforderungen aufgeführt:

1. Die Leistungsschalter müssen mit einpoligen Antrieben ausgestattet sein, sodass die drei Pole separat (nicht gleichzeitig) geschaltet werden können.

2. Die verwendeten Geräte müssen die Möglichkeit eines einpoligen Antriebs des Leis-tungsschalters sowie der adaptiven Steuerung beinhalten. Es soll daher möglich sein, nicht vorhersehbare bzw. nicht berechenbare Veränderungen der Eigenzeit des Leis-tungsschalters (z. B. Alterung der Pole) bei der Steuerung des Schaltzeitpunktes zu berücksichtigen. Dies kann mithilfe von Referenzkontakten realisiert werden, die das Schließen (Öffnen) der Hauptschaltstrecke des Leistungsschalters nachbilden.

3. Eine Zuschaltung der Transformatoren am NAP im Spannungsmaximum wird emp-fohlen, wobei eine optimale Einstellung von den Randbedingungen und Möglichkeiten des verwendeten Schaltgeräts beeinflusst werden kann.

4. Um eine nahezu vollständige Eliminierung des Einschaltstroms zu erreichen, wird empfohlen, die Remanenz (Restfluss) jedes Kerns durch eine Spannungsmessung bei der vorherigen Abschaltung oder durch eine Berechnung aus dem registrierten Abschaltzeitpunkt zu ermitteln. Die erste Phase mit höchster Remanenz wird im opti-mierten Zeitpunkt (Remanenz = stationärer Fluss „prospective flux“) zuerst zuge-schaltet (gemäß [19]).

5. Sofern die oben beschriebene Option nicht praktikabel ist, wird zumindest eine ge-steuerte Abschaltung des Transformators empfohlen, um die Remanenz des Trans-formators möglichst minimal zu halten.

Eine weitere Empfehlung in Bezug auf das Einschalten der Transformatoren am NAP nach einer ungesteuerten Abschaltung besteht darin, diese (vor dem Einschalten) mit einem Die-selgenerator zu entmagnetisieren. Hierbei empfiehlt TTG, den Transformator am NAP vor dem hochspannungsseitigen Zuschalten über den Dieselgenerator unter Spannung zu set-zen und den Transformator anschließend durch langsames Absenken der Spannung bis auf einen Wert nahe Null zu entmagnetisieren. Diese Methode dient dazu, den Transformator

Anschlusstechnik


vor dem Einschalten in einen definierten Zustand zu versetzen. Die Details sind mit TTG im Vorfeld zu besprechen.

Eine weitere Möglichkeit besteht darin, den Einschaltstrom des Transformators durch opti-male Einstellung des Stufenschalters zu reduzieren. Eine höhere Anzahl von angeregten Windungen erzeugt einen niedrigeren Fluss im Transformatorkern und somit einen geringe-ren Inrush-Effekt.

Vor der ersten Inbetriebnahme bzw. dem Zuschalten der EZA muss der Anschlussnehmer eine Beschreibung der Ein-/Abschaltstrategie vorlegen und diese mit TTG abstimmen.

6.2.4 Anforderungen an die Plattform des Anschlussnehmers

6.2.4.1 Personaleinrichtungen und Notunterkünfte Die Mitarbeiter und Lieferanten der TTG müssen während ihres Aufenthalts in der Werft bzw. auf der Plattform des Anschlussnehmers Zugang zu geeigneten Personaleinrichtungen ha-ben (Duschen, Toiletten, Umkleideräume, Kantine etc.). Darüber hinaus müssen auf der Plattform mindestens Notunterkünfte zur Verfügung gestellt werden. Die gleichen Bestim-mungen gelten, wenn vor der Installation der Plattform-Topside Kabeleinzieharbeiten am Jacket erforderlich sind.

TTG erwartet, dass der Anschlussnehmer die folgenden Unterbringungsmöglichkeiten für TTG und seine Lieferanten nach der Installation der Plattform an ihrem endgültigen Standort zur Verfügung stellt:

• während der Kabelinstallation für bis zu 10 Personen (Kabellieferant und 1-2 Perso-nen der TTG)

• während der Inbetriebnahme und des Testbetriebs für ca. 3-5 Personen

Kabelinstallations- und insbesondere Kabeleinzieharbeiten werden üblicherweise 24 Stun-den an sieben Tagen pro Woche durchgeführt. Während der Arbeiten müssen vom An-schlussnehmer bereitgestellte Einrichtungen zur Verfügung stehen.

6.2.4.2 Nebenarbeiten Alle notwendigen Schweiß-, Bau-, Schutz- bzw. Anstricharbeiten unterliegen der Verantwor-tung des Anschlussnehmers. Dies gilt für alle Arbeiten, die während der Kabeleinzieh- und Installationsarbeiten sowie Reparaturen – unabhängig davon, ob der Anschlussnehmer für den Schaden verantwortlich ist.

6.2.4.3 Logistik und Arbeitsbedingungen Der Anschlussnehmer ist für die Logistik in der Schiffswerft sowie auf und von bzw. zu der Offshore-Plattform und sichere Arbeitsbedingungen an allen Standorten des Anschlussneh-mers verantwortlich. Dies umfasst insbesondere:

• den Transport von Werkzeugen, Maschinen, Materialien und Personal zu und von der Offshore-Plattform

• die Bereitstellung der Stromversorgung für die Installationswerkzeuge und -maschinen für die gesamte Dauer der Arbeiten

• das Entladen und den Transport aller Komponenten zum endgültigen Installationsort (nach der Lieferung durch TTG)

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• die Bereitstellung und der Betrieb aller notwendigen Hebezeuge

• die Bereitstellung der Ausrüstung auf der Plattform und die ordnungsgemäße Entsor-gung von Abfällen während der und nach den Arbeiten auf der Offshore-Plattform

• den Abgleich und die Einhaltung aller Unfallverhütungs-, Gesundheitsschutz- und Si-cherheitsvorschriften (siehe [20])

• die Beachtung aller anzuwendenden Normen und Bestimmungen während der Pla-nung und Ausführung der Arbeiten

• die Begleitung der Mitarbeiter der TTG und deren Lieferanten zu und von der Offsho-re-Plattform durch Mitarbeiter des Anschlussnehmers entsprechend den Unfallverhü-tungs-, Gesundheits- und Sicherheitsvorschriften

• die Bereitstellung einer ausreichenden Beleuchtung gemäß den (deutschen) Arbeits-platzrichtlinien und einer angemessenen Belüftung, geeigneter Umgebungsbedin-gungen (onshore/offshore) sowie ausreichender Arbeitsbereiche für die Durchführung der Installation

6.2.4.4 Konzept für den Zugang zu den Anlagen auf der Plattform Das Konzept und die Auslegung der Plattform müssen die gesetzlichen Anforderungen erfül-len. Dies gilt insbesondere für die anzuwendenden Normen und verordnungsrechtlichen Vor-schriften. Die erste Installation, die Entfernung und der potenzielle Austausch von Anlagen der TTG sind bei der Planung des Zugangs zu den Kabeldecks und anderen Bereichen mit Anlagen der TTG zu berücksichtigen.

Hierbei muss der ungehinderte Zugang und insbesondere eine ausreichende Breite der Zu-gangswege zu den Montage- und Installationsorten für die TTG-Anlagen sichergestellt wer-den. Darüber hinaus muss das Plattformkonzept die gesetzlichen Anforderungen an die Fluchtwege erfüllen.

6.2.4.5 Brandschutzvorschriften Der Anschlussnehmer ist für den Brandschutz der TTG-Anlagen verantwortlich. TTG emp-fiehlt Schaumlöschsysteme für die Kompensationsdrosselspulen. Darüber hinaus muss das Tragwerk unter diesen Anlagen im Brandfall mit Wasser gekühlt werden. Für die sekundär-technischen Einrichtungen und andere Schaltanlagen werden Inertgas-Löschsysteme emp-fohlen.

6.2.5 Allgemeine Bedingungen für die Verlegung und Installation der HDÜ-Kabel

6.2.5.1 Anforderungen an die Umspannstation des Anschlussnehmers Der Einzug der HDÜ-Kabel in die Umspannstation des Anschlussnehmers sowie die Aufbe-reitung der Kabelenden für den Kabelanschluss müssen im Design des Auftragnehmers aus-reichend berücksichtigt sein. Während der Kabeleinzugsarbeiten ist das Umspannwerk des Anschlussnehmers für TTG zugänglich zu halten. Die Details hierzu werden zwischen TTG und dem Anschlussnehmer vereinbart.

6.2.5.2 Technische Parameter Der Durchmesser der HDÜ-Kabel für den Anschluss seeseitiger EZA richtet sich nach der maximalen Übertragungsleistung, der Kabeltrassenlänge und dem Kabelhersteller.

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Für eine Übertragungsleistung von 200 MW bei einer Bemessungsspannung von 155 kV gilt ein dreiadriges Seekabel mit einem Leiterquerschnitt von 800 mm² als typisch. Für dieses Kabel gelten die in Tabelle 8 angegebenen Richtwerte für den Durchmesser, den Mindest-biegeradius und die maximale Zugbelastung etc.. Tabelle 8 enthält darüber hinaus auch ty-pischen Werte für einadrige HDÜ-Kabel. Diese Werte dienen lediglich als Beispiel. Die end-gültigen Werte werden durch den Kabellieferanten der TTG im Rahmen des Austauschs der ausführlichen Planungsdaten vorgelegt.

Alle mit dem Kabel verbundenen baulichen Strukturen (J-tubes, Aufhänger etc.) sind für ar-mierte Kabel auszulegen. Die Verbindungen zwischen den Hang-off und der Schaltanlage sind als einadrige Kupferleiter ohne Verstärkung bzw. Armierung zu installieren. Für die Ver-bindung der Kompensationsdrosselspulen mit der Schaltanlage werden grundsätzlich Adern mit gleichem Querschnitt verwendet.

Tabelle 8: Richtwerte für 155-kV-HDÜ-Kabel

Typ Armiertes Kabel Einadrig (nicht armiert)

Leiterquerschnitt 3 x 800 mm² 3 x 1000 mm² 1 x 800 mm² 1 x 1000 mm²

Bemessungsspannung 155 kV 155 kV 155 kV 155 kV

Max. Dauerbetriebs-spannung (U m )

170 kV 170 kV 170 kV 170 kV

Außendurchmesser 220 mm 220 mm 89 mm 92 mm

Mindestbiegeradius (MBR)

3000 mm 3400 mm 2220 mm 2000 mm

Gewicht (in Luft) 89,0 kg/m 97,0 kg/m 19,3 kg/m 19,0 kg/m

Gewicht (in Wasser) 59,0 kg/m 73,3 kg/m Nicht anwendbar

Nicht anwendbar

Maximale zulässige Zugkraft ohne Biegung

200 kN 483 kN ca. 50 kN ca. 50 kN

6.2.5.3 J-tube Der Anschlussnehmer ist für die Installation der J-tubes zur Führung der Seekabel in die Plattform verantwortlich. Für jedes HDÜ-Seekabel wird ein J-tube benötigt.

Der Abstand zwischen den Einlauftrichtern zweier benachbarter J-tubes muss als Grundan-forderung 3 m betragen. Der Mittenabstand zwischen allen J-tubes muss als Grundanforde-rung 5 m zur Kante des Jacket-Pfahls betragen, um Unterspülungen so weit wie möglich zu vermeiden. In diesem Zusammenhang ist sicherzustellen, dass die Kabel mit marktüblichen Kabeleinspülgeräten (Trencher) einspülbar sind.

Untersuchungsberichte bzgl. Kolkbildung an der Plattform sind der TTG frühzeitig zu über-geben.

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Mit dem Plattformdesign muss sichergestellt werden, dass keine freien Kabelspannweiten, die nicht durch einen Knickschutz (25 m) geschützt sind, auftreten.

Bei der Konzeption des J-tubes ist die Wärmefestigkeit des Kabels in dem J-tube zu berück-sichtigen. Zu diesem Zweck sind die folgenden, in Tabelle 9 zusammengefassten, thermi-schen Eigenschaften des Kabels zu berücksichtigen:

Tabelle 9: Thermische Eigenschaften der HDÜ-Kabel

Wärmeemission 100 W/m Maximal zulässige Kabeltemperatur 90 °C

Die Position des J-tubes ist so zu wählen, dass eine längere direkte Sonneneinstrahlung (auch auf das Kabel) vermieden wird. Dementsprechend sollte vorzugsweise eine Position auf der Nordseite der Plattform gewählt werden. Sollte dies nicht möglich sein, sind Schutz-maßnahmen in Form eines Sonnenschutzes vorzusehen. Die Konstruktion des Sonnen-schutzes ist zwischen dem Anschlussnehmer und TTG abzustimmen.

Die untere Öffnung des J-tubes (Einlauftrichter) sowie das J-Tube selbst sind so zu konstru-ieren, dass eine Beschädigung des Seekabels während der Kabeleinzieharbeiten ausge-schlossen werden kann. Insbesondere die Oberflächen, auf denen das Kabel während der Installation oder Wartung ruhen kann, müssen dem Mindestbiegeradius des Kabels entspre-chen.

Der Innendurchmesser des J-tubes muss als Grundanforderung dem 2,5-fachen des Min-destbiegeradius und dem 15-fachen des Gesamtkabeldurchmessers entsprechen. Die in Tabelle 10 genannten Grundanforderungen sind bei der Konzeption des J-tubes ungeachtet des Kabeldurchmessers zu beachten. Die endgültigen Werte werden durch den Kabelliefe-ranten der TTG im Rahmen des Austauschs der ausführlichen Planungsdaten vorgelegt und bestätigt.

Tabelle 10: Grundanforderungen für die Bemaßung der J-tubes

Mindestinnendurchmesser 560 mm

Mindestbiegeradius 5000 mm

Anschlusstechnik


Abbildung 6: Zeichnung der J-tube-Spezifikationen

Das untere Segment des J-tubes muss in einem Winkel zwischen 30° und 45° zur Horizonta-len geneigt sein. Der Abstand zwischen der Mitte des Einlauftrichters und dem Meeresbo-den/Kolkschutz soll bei 30° 1,3 m und bei 45° 2,0 m betragen.

Der Abstand zwischen dem Anfang der ersten J-tube-Krümmung und dem Anfang des Einl-auftrichters darf maximal 8 m und minimal 3,0 m betragen.

Der Anschlussnehmer muss ein sogenanntes Verbindungsseil (Messenger Wire) in jedem J-tube für den Einzug des Windenseils zu dem Kabellegeschiff installieren. Das Messenger Wire muss aus einem flexiblen Stahlseil bestehen, dessen Länge die Länge des J-tubes als Grundanforderung um ca. 5 m überschreitet und eine Nennbruchlast von mindestens 50 kN aufweisen.

Die J-tubes sind vom Anschlussnehmer mit einem Abdeckblech (Bellmouth Cover) auszu-statten, um zu verhindern, dass vor dem Kabeleinzug Schutt oder Sediment in die Rohre eindringt. Das Abdeckblech muss von der Plattformseite aus zur Bergung durch das Kabel-verlegeschiff (CLV) mit minimaler Unterstützung durch ein ferngesteuertes Unterwasserfahr-zeug (ROV) unter den vorherrschenden Meeresbodenbedingungen gelöst werden können. Abbildung 6 zeigt ein hierfür geeignetes Verfahren. In diesem Fall wird das Abdeckblech mit dem Verbindungsseil gesichert, das gespannt und an dem Aufhänger befestigt wird (siehe Detail A in Abbildung 6). Sobald die Spannung gelöst wird, kann das Abdeckblech herunter-fallen und vom Kabelverlegeschiff mithilfe eines ROV geborgen werden.

Im Fall der abgebildeten Schwimmerkonstruktion müssen ROV-taugliche Drahtschlaufen an beiden Seiten des Abdeckblechs befestigt werden.

Nicht wasserdicht

Abdeckblech

Detail A

Detail A

Max. 30°

(der Mindestbiegeradius des Kabels muss beibehalten werden)

Verbindungsseil (unter Span-

nung und am Aufhänger befes-

tigt)

Mindestbiegeradius des Kabels

(siehe Tabelle 9)

Meeresbodenhöhe

Kunststoffschwimmer 1.

3-2.

0 m

Anschlusstechnik


Der Kabel-Lieferant der TTG wird ein Kabelschutzsystem inkl. Zentriereinrichtung (Centrali-zer) liefern und installieren, der für das Kabel geeignet ist und am Boden des J-tubes ange-setzt wird. Der Zentrierkorb darf nicht zu einer wasserdichten Versiegelung führen.

Das J-tube muss so ausgelegt sein, dass es einer physischen Belastung eines Kabelein-zugswinkels von maximal ± 10° zur horizontalen Ebene standhält.

Der Anschlussnehmer muss dafür Sorge tragen, dass der Bereich vor dem Einlauftrichter frei von Hindernissen einschließlich Sedimentanhäufungen, die den uneingeschränkten Zugang zu dem Einlauftrichter blockieren, ist, um eine sichere Anfahrt des Kabelverlegeschiffs und ROV und einen sicheren Meeresbodenbereich für den Kabeleinzug sicherzustellen.

Die endgültige Ausführung des J-tubes und des Einlauftrichters einschließlich der Höhe über dem Meeresboden und dem Winkel zum Meeresboden sowie die Ausführung des Abdeck-blechs sind zwischen TTG, dem Anschlussnehmer und dem Kabel-Lieferanten der TTG so früh wie möglich auf der Grundlage der vorgenannten Spezifikationen/Anforderungen abzu-stimmen.

6.2.5.4 Hang-Off Der Hang-Off ist ein stabiler Punkt, an dem ein Seekabel auf der Plattform verankert wird. Hierbei handelt es sich normalerweise um einen runden Flansch am oberen Ende des J-tubes. Für jedes auf der Plattform installierte HDÜ-Seekabel wird ein Hang-Off benötigt.

Der Anschlussnehmer muss die Flansche für die Hang-off während der Bauphase der Platt-form zur Verfügung stellen. Diese werden dann an die Plattform oder die Oberseite des J-tubes geschweißt. Die Ausführung der Flansche ist mit TTG und deren Kabellieferanten ab-zustimmen, unterliegt aber grundsätzlich der Verantwortung des Anschlussnehmers. Stan-dard-ISO-Flansche mit geeigneten Lochgrößen für handelsübliche Schraubengrößen sind zu bevorzugen.

Der Kabellieferant der TTG wird die Seekabel einziehen und an den Hang-Off-Flanschen mit einer Verstärkungsklemme befestigen. Die Klemmenbaugruppe wird vom Kabellieferanten der TTG konzipiert und hergestellt. Die Hang-Off können grundsätzlich an die Ausführung des Flansches angepasst werden.

Der Anschlussnehmer muss einen Haltepunkt wie etwa ein Deckauge in der Nähe der Ober-seite des J-tubes bereitstellen, an dem der Kabellieferant der TTG das Kabel während der Einzieharbeiten vorübergehend aufhängen kann. Die Position und Ausführung des Halte-punkts ist mit TTG und deren Kabellieferanten abzustimmen. Grundsätzlich ist dieser Punkt direkt über dem Hang-Off zu positionieren.

Die auf die Hang-Off einwirkenden Kräfte können anhand der in Tabelle 8 angegebenen Werte eingeschätzt werden.

6.2.5.5 Spleißbox In jedes dreiadrige HDÜ-Seekabel werden ein oder mehrere Glasfaserkabel integriert. Auf der Plattform werden diese Glasfaserkabel in Spleißboxen an Glasfaserkabel angeschlos-sen, die zum Glasfaserverteilerschrank im Sekundärtechnikraum führen.

Die Wandmontagepositionen und Wandhalterungen sind vom Anschlussnehmer in der Nähe der J-tubes oder der Hang-Off für die Spleißboxen vorzusehen (maximal zwei Boxen für je-des HDÜ-Seekabel). Die Spleißboxen werden von TTG geliefert und installiert. Die genauen

Anschlusstechnik


Abmessungen, Positionen und Befestigungsmethoden werden im Rahmen der ausführlichen Koordination/Planung vereinbart.

6.2.5.6 Anschluss der HDÜ-Seekabel Die Position der Schaltanlage auf der Plattform und daher auch die Position der Kabelan-schlüsse muss in der Nähe des jeweiligen J-tubes vorgesehen werden. Dies dient dazu, den direkten Einzug der Kabel in ihre endgültige Position zu ermöglichen. Biegungen und Ver-kantungen im Kabelweg sind zu vermeiden, um die Installation der Kabeladern in der Schalt-anlage zu vereinfachen.

Sofern die Kabelanschlüsse nicht in der Nähe des jeweiligen J-tubes angebracht werden können, kann es erforderlich sein, vorab separate Kabelenden von der Schaltanlage in die Nähe der Oberseite der J-tubes zu installieren, solange sich die Plattform noch in der Werft befindet. Die Kabelenden werden mit den Seekabeladern verbunden, wenn diese auf die Plattform gezogen werden. Neben dem Hang-Off ist ausreichend Platz für die Verbindung mit den Seekabeln vorzusehen. Die Einzelheiten sind mit TTG abzustimmen.

Der Anschlussnehmer ist für die Beschaffung und Installation der erforderlichen Steckbuch-sen (einschließlich der Transportverriegelungen) sowie die Montage an der Schaltanlage verantwortlich. Ein Mindestabstand zwischen Steckbuchse und erster Biegung von 1,2 m ist einzuhalten. Die Details werden projektabhängig mit TTG abgestimmt.

Die Kabelverbinder werden von dem Kabellieferanten der TTG geliefert, an die Kabeladern montiert und mit der Schaltanlage verbunden. Die Entfernung der Transportverriegelung und der Anschluss der Kabel an der Schaltanlage werden ausschließlich durch TTG oder den von TTG beauftragten Kabellieferanten vorgenommen.

6.2.5.7 Kabelführungen für die HDÜ-Kabeladern Der Anschlussnehmer muss Kabelführungen für die Hochspannungskabeladern zwischen den dauerhaften Aufhängern und der Schaltanlage sowie zwischen den Kompensations-drosselspulen und der Schaltanlage bei der Planung des Umspannwerks und der Plattform vorsehen. Die Kabelführungen müssen so ausgeführt werden, dass:

• ausreichender Abstand zwischen den Kabelführungen und den Aufhängern zur Schaltanlage und zwischen den Kompensationsdrosselspulen und der Schaltanlage unter Berücksichtigung der notwendigen Trennung zwischen den Adern besteht.

• eine gerade Einführung der Kabeladern von der Unterseite der Schaltanlage möglich ist (falls möglich, ist ein gerader Zugang mit einer Länge von 3 m vorzusehen).

• eine gerade Einführung der Kabeladern von der Unterseite der Kompensationsdros-selspulen möglich ist (falls möglich, ist ein gerader Zugang mit einer Länge von 3 m vorzusehen).

• der zulässige Mindestbiegeradius eingehalten wird (beachten Sie hierzu die Grund-anforderungen in Tabelle 8), entsprechende Arbeitsbereiche sind freizuhalten.

• eine Backup-Schleife für das Hochspannungskabel installiert werden kann (alternativ ist ein gerader und zugänglicher Bereich mit ausreichender Länge in der Kabelfüh-rung vorzusehen, um die Installation einer Reparaturverbindung zu ermöglichen).

Anschlusstechnik


• ausreichend Arbeitsfläche neben den Kabelführungen und insbesondere an Biegun-gen oder Durchgängen durch Schottwände oder Decks besteht, um die Kabeladern in die richtige Position für die Befestigung zu bewegen.

• sich keine baulichen Strukturen oder Geräte in der Nähe der Kabelführungen befin-den oder die Kabelführungen oder den Zugang zur Oberseite der J-tubes versperren.

• eine mögliche Überhitzung der Kabel verhindert wird, indem diese von Wärmequellen einschließlich Sonneneinstrahlung abgeschirmt werden.

Der Anschlussnehmer muss in Abstimmung mit TTG im Rahmen der Planung der Plattform Vorschläge für die Führung der verschiedenen Kabelsysteme erarbeiten und diese TTG zur Genehmigung vorlegen.

Der Kabellieferant der TTG wird die HDÜ-Seekabeladern ab den Aufhängern und bis zur Schaltanlage installieren. Der Anschlussnehmer muss die HDÜ-Kabel von den Kompensati-onsdrosselspulen zur Schaltanlage installieren. Die Installation der HDÜ-Kabeladern ist vom Anschlussnehmer wie folgt durchzuführen:

• Kabelstrecke entlang des gesamten Kabelwegs vom Aufhänger zur Schaltanlage und von den Kompensationsdrosselspulen zur Schaltanlage mit Kabelbefestigungspunk-ten mindestens alle 1,0 m auf geraden Strecken und 0,5 m in Kurven oder gemäß den Empfehlungen des Kabellieferanten. Der Anschlussnehmer muss die Kabelge-stelle liefern und installieren. Hierbei ist ausreichend Platz zu lassen, um die Gestelle bei Bedarf an die installierten Kabeladern anpassen zu können.

• Die mechanische Festigkeit der Kabelgestelle muss für einen Kurzschlussstrom von 31,5 kA ausgelegt sein.

• Es sind Haltepunkte wie etwa Deckaugen an zu vereinbarenden Positionen vorzuse-hen, um die Installation der Adern an dem Gestell zu unterstützen.

• Es sind Schottwand- oder Deckdurchführungen für jede Kabelader zu liefern und zu installieren.

6.2.5.8 Erdungspunkte Erdungspunkte sind für TTG an den folgenden Stellen vorzusehen:

• in der Nähe der Aufhänger

• in der Nähe der Anschlussbuchsen für die Kabeladern

• in der Nähe der Glasfaser-Spleißboxen

Die Erdungspunkte müssen geeignet sein, die armierten Adern der Seekabel, die metalli-schen Abschirmungen der Stromkabeladern und die Kabelummantelungen der Glasfaserka-bel mit der baulichen Struktur des Umspannwerks an den entsprechenden Stellen in geeig-neter Weise zu verbinden, beispielsweise über ein Kupferkabel und einen Schraubkabel-schuh.

Anschlusstechnik


6.2.5.9 Installation HDÜ-Kabel

6.2.5.9.1 Allgemeine Vorgaben Der Einzug der HDÜ-Seekabel auf die Plattform und die Installation der Adern in der Schalt-anlage sind komplexe industrielle Arbeiten, die schweres Gerät und hohe Zugbelastungen erfordern.

TTG wird ergänzend zu den Kabeln selbst nur die Kabelklemmen liefern. Alles weitere Equipment, wie das Kabelgerüst etc., ist vom Anschlussnehmer bereitzustellen. Der An-schlussnehmer hat frühzeitig Skizzen der vorgeschlagenen Kabelrouten zur Freigabe vorzu-legen.

Der Anschlussnehmer muss Folgendes für den Kabeleinzug, die Installation, den Anschluss und den späteren Betrieb der HDÜ-Kabel auf seiner Umspannwerkplattform zur Verfügung stellen:

• uneingeschränkter Zugang für das Installationspersonal und -gerät entlang des ge-samten Kabelwegs, insbesondere während des Einzugs, des Aufhängens und der Befestigung der Kabel.

• ausreichende Tragkraft des Decks für das vom Kabellieferanten der TTG gelieferte Kabelinstallationsgerät wie etwa Rollenbogen (Roller Sectors) oder Arbeitsbrücken zur Unterstützung des Kabelbiegeradius.

• Decksmaterial oder Beschläge, die eine ausreichende Arbeitsoberfläche für die Ka-beleinzieharbeiten wie etwa die Handhabung und die Entfernung der Armierung des Seekabels bieten.

• ein Deckauge mit einer zulässigen Zugkraft von 300 kN über jedem J-tube, ausge-stattet mit einem für das Windendrahtseil und die zulässige Nutzlast geeigneten lau-fenden Block.

• freie Verfügbarkeit der Betriebsmittel, Anlagen und Ausstattung des Anschlussneh-mers zur Unterstützung der Kabelinstallation, einschließlich, aber nicht darauf be-schränkt, Kräne, Druckluft, Frischwasser, Hilfs-Deckaugen, Zugangsgerüste oder Türme, Beleuchtung und Witterungsschutz.

• Stromversorgung (z. B. dreiphasig (Leiter-Leiter-Spannung) 400 V/63 A, einphasig (Leiter-Erde-Spannung): 230 V/16 A) für die Installationsgeräte des Kabelinstalla-teurs.

• Ablagefläche neben den Oberseiten der J-tubes zur Nutzung während der Entfernung der Armierung des Seekabels, der Abisolierung der Adern, der Begradigung und der Anschlussarbeiten.

• wetterfester Lagerraum für das Kabeleinzugs- und Installationsgerät.

• Lager für Werkzeug und Material während der Kabelarbeiten.

6.2.5.9.2 Kabeleinzugswinde Der Anschlussnehmer liefert und installiert in Abstimmung mit TTG eine Winde für den Ein-zug aller TTG-Kabel von allen installierten J-tubes direkt zur Schaltanlage des Anschluss-nehmers. Sofern ein direkter Kabelzug aus baulichen Gründen nicht möglich ist, sind vom

Anschlusstechnik


Anschlussnehmer geeignete Maßnahmen zu treffen. Die alternativen Maßnahmen sind früh-zeitig an TTG heranzutragen und abzustimmen

Der Anschlussnehmer hat die Winde so auszulegen, dass der Einzug des Seekabels unter den gegebenen baulichen Randbedingungen zu jeder Zeit möglich ist. Alle Winden müssen als Grundanforderung die folgenden Spezifikationen/Anforderungen aufweisen:

• Zylindrisch wickelndes Windensystem

• Lastmesssystem

• Windendrahtlänge entsprechend der Weglänge von der Winde zum am weitesten entfernten J-tube-Einlauftrichter plus der doppelten Wassertiefe plus 100 m Reserve

• Die Kabelzugwinde muss durch ein geeignetes Gehäuse vor eindringendem Meer-wasser und Feuchtigkeit einschließlich Kondensation geschützt werden.

Die Winden sind vom Anschlussnehmer vollständig zu installieren, in Betrieb zu nehmen und zu testen und müssen ohne weitere Arbeiten unmittelbar vom Kabellieferanten der TTG für die Einzieharbeiten genutzt werden können.

Der Anschlussnehmer ist für den fachgerechten Betrieb der Winde während des Seekabe-leinzugs verantwortlich. Der Betrieb der Winde muss von einer ausreichend für den Betrieb und die Reparatur der Winde qualifizierten Person vollzogen werden, die vom Hersteller der Winde entweder geschult oder zur Verfügung gestellt wurde. Diese Person oder ein ausrei-chend qualifizierter Ersatz müssen während der Einzieharbeiten vor Ort zur Verfügung ste-hen.

Die Position der Winde auf der Plattform, die betreffenden Einziehwege und die notwendigen Deckaugen, Blöcke und Laufwerk sind vom Anschlussnehmer unter Berücksichtigung der folgenden Anforderungen auszuwählen und zu installieren:

• Lastaufnahme des Windenfundamentes für eine maximale Seil-Zugkraft von 300 kN.

• Die Position der Winde und der Kabelziehweg müssen ein sicheres und direktes Ein-ziehen der Kabel (in einem Zug) zu der Anschluss- oder Verbindungsposition ermög-lichen.

• Der Kabelziehweg zwischen Winde und Hang-Off darf nicht länger als 30 m sein.

• Der Kabelziehweg darf nicht mehr als eine horizontale 90°-Umlenkung aufweisen.

• Der Zugdraht darf nicht mehr als zweimal von der direkten Linie abgelenkt werden.

• An jedem Umlenkpunkt müssen Zahnbögen zur Unterstützung des Kabels unter Last und Einhaltung des Mindestbiegeradius installiert werden (sofern bei indirekten Stre-cken anwendbar).

• Ein Mindestabstand von 0,5 m um den Zugdraht bzw. das Kabel unter Spannung zu bestehenden baulichen Strukturen und Kabeln ist über die gesamte Länge des Zieh-wegs einzuhalten.

• Der Anschlussnehmer ist für den mechanischen Schutz kritischer Bereiche im Verlauf des Zugweges verantwortlich

Anschlusstechnik


• Über den J-tube-Flanschen muss eine lichte Arbeitshöhe von 5 m eingehalten wer-den.

• Der Anschlussnehmer muss geeignete Hebepunkte für Umlenkrollen vorsehen, um den Kabeleinzug problemlos zu ermöglichen.

• Das Manövrieren der Winde auf der Topside sowie die Montage/Demontage (Veran-kerung und elektrischer Anschluss) ist Aufgabe des Anschlussnehmers

Im Rahmen der Detailplanung stellt TTG alle für den Anschlussnehmer notwendigen techni-schen Spezifikationen zur Verfügung.

6.2.5.9.3 Prüfung Die Art des Kabelanschlusses an der Schaltanlage (direkter Kabeleinzug oder Zwischenka-bel mit Verbindung zum HDÜ-Seekabel) beeinflusst die Art des Kabeltests.

Direkte Seekabelverbindung zur Schaltanlage:

Aufgrund der praktischen Durchführbarkeit wird der Hochspannungstest durch einen Dauer-belastungstest (U 0 für 24 Stunden) ersetzt. Dieser Test simuliert die realen Bedingungen mit Ausnahme der Last. Aus diesem Grund besteht kein eigener Testschaltstatus – alle Über-spannungsschutzvorrichtungen und Messwandler sind angeschlossen und alle Schutzvor-richtungen eingeschaltet. Die Einzelheiten sind mit TTG abzustimmen.

Kabelanschluss über ein Zwischenkabel zwischen der Schaltanlage und dem HDÜ-Seekabel:

Im Fall eines Zwischenkabels zwischen der Schaltanlage und dem HDÜ-Seekabel muss das Zwischenkabel vor dem Anschluss an das HDÜ-Seekabel einem Hochspannungstest unter-zogen werden. Es wird empfohlen, diesen Test während des Hochspannungstests der Schaltanlage in der Werft durchzuführen, um den Vorgang zu vereinfachen. Die Ausführung der Schaltanlage muss die Durchführung dieses Tests mit dem angeschlossenen Kabel er-möglichen. Es muss daher beispielsweise möglich sein, den Messwandler und den Über-spannungsschutz zu trennen oder abzuschalten. Die Einzelheiten sind zwischen dem An-schlussnehmer und TTG abzustimmen.

Nach dem Einziehen und der Installation der Verbindung zwischen dem HDÜ-Seekabel und dem Zwischenkabel wird ein Dauerbelastungstest (U 0 für 24 Stunden) wie bei der direkten Kabelverbindung durchgeführt. Die Einzelheiten sind zwischen dem Anschlussnehmer und TTG abzustimmen.

6.2.6 Kompensationsdrosselspulen Es kann unter Umständen erforderlich sein, dreiphasige Kompensationsdrosselspulen (Ei-gentum der TTG) für jedes HDÜ-Seekabel auf der Plattform des Anschlussnehmers zu in-stallieren. Die genaue Bemaßung und technische Planung der Kompensationsdrosselspulen ist projektspezifisch und richtet sich grundsätzlich nach:

• der Leistung der EZA

• den technischen Daten des ausgewählten Kabels

• der Länge des Kabels

• der Art der Kühlung (Luft oder Wasser)

Anschlusstechnik


Die vollständige Installation und Öl-Befüllung der Kompensationsspule ist in der Werft auszu-führen.

Der Standort der Kompensationsdrosselspulen ist so zu wählen, dass diese vor direkter Sonneneinstrahlung und direktem Beregnen geschützt sind.

6.2.6.1 Abmessungen und Gewichte Um die Anfangsplanung zu vereinfachen, beschreibt die folgende Tabelle 11 drei Blindleis-tungsbereiche, die für die meisten Anwendungen im Offshore-Netz geeignet sind. Werte für größere Kompensationsdrosselspulen können bei Bedarf mitgeteilt werden.

Tabelle 11: Maximale Abmessungen und Gewichte für 155-kV-Kompensationsdrosselspulen (Kom-pensationsdrosselspule ohne Kühleinrichtung)

Leistungsklasse

[Mvar]

Länge

[mm]

Breite

[mm]

Höhe mit Ausdeh-nungsgefäß

[mm]

Gewicht der Ölfül-

lung

[t]

Gesamtgewicht mit Öl

[t]

bis zu 10 5000 4300 4500 19 50

bis zu 20 5500 4600 5000 21 65

bis zu 30 6000 4800 5000 28 80

Die zusätzlichen Abmessungen der Radiatoren (ONAN) hängen in hohem Maße von den Umgebungsbedingungen sowie davon ab, ob diese direkt an die Drosselspulen montiert o-der durch Leitungen getrennt werden, wo sich die Radiatoren auf der Plattform befinden etc. Aus diesem Grund werden die Abmessungen speziell für jeden Einzelfall angegeben. Für die Ausführung der Radiatorkühlung sind spezielle Aspekte zu berücksichtigen, sodass die Do-kumente und Abmessungen nur kurzfristig zur Verfügung gestellt werden können.

Um jede Kompensationsdrosselspule ist ein ebenerdiger Wartungssteg mit einer Breite von mindestens einem Meter zu installieren. Für den Austausch des Hydrokompensators im Ausdehnungsgefäß im Fall eines Defekts, wird über dem Ausdehnungsgefäß eine lichte Hö-he von zwei Metern benötigt. Der Anschlussnehmer muss für einzelne Komponenten der Kompensationsdrosselspulen (z. B. Radiatoren, Hydrokompensator, etc.) geeignetes Hebe-zeug zur Verfügung stellen.

Der Austausch der Kompensationsdrosselspulen im Fall eines Defekts ist bei der Planung der Installation der Kompensationsdrosselspulen auf der Plattform zu berücksichtigen. Der Anschlussnehmer muss geeignete Konzepte für den Austausch der Kompensationsdrossel-spulen in gegenseitiger Absprache mit TTG entwickeln.

Bei der Auslegung ist eine Fläche von ein mal zwei Metern für einen abschließbaren Schrank in der Halle am Installationsort der Kompensationsdrosselspule vorzusehen, in dem Ersatz-teile für die Kompensationsdrosselspule aufbewahrt werden können.

Anschlusstechnik


6.2.6.2 Betriebs- und Transportbedingungen Die Kompensationsdrosselspulen werden für den Betrieb bei einer Umgebungstemperatur zwischen -30 °C und +40 °C ausgelegt. Dieser Temperaturbereich muss zu jeder Zeit einge-halten werden.

Die bindenden Umgebungsbedingungen für den Transport und die Installation der vormon-tierten Plattform (mit bereits installierten Kompensationsdrosselspulen) und den Betrieb der Kompensationsdrosselspulen sind im Detail bei der Planung der Plattform abzustimmen. Diese Bedingungen müssen auf den nachfolgend angegebenen und vom Anschlussnehmer bzw. seinen Lieferanten einzuhaltenden Grenzbedingungen basieren:

• Umgebungstemperatur -30 °C bis 40 °C

• Beschleunigung in alle Richtungen (max.) 0,8 g

• Neigungswinkel (max.) +/- 4°

• Neigungsfrequenz (max.) 0,6 - 6 rad/sec., 0,2 - 2 Hz

Die Einhaltung der zulässigen maximalen Beschleunigung wird während des Transports und der Installation der Plattform durch Stoßschreiber nachgewiesen. Die Stoßschreiber werden von TTG geliefert, montiert, demontiert und ausgewertet.

6.2.6.3 Kühlsystem Die Kühlmethode ist zu Beginn des Projekts festzulegen. Eine nachträgliche Änderung der Kühlmethode ist mit erheblichen finanziellen Aufwendungen verbunden und gefährdet den fristgemäßen Abschluss des Projekts.

Soweit nicht anders festgelegt, ist das Kühlsystem der Kompensationsdrosselspulen als Luftkühlungssystem (ONAN) auszuführen. Je nach Nennleistung der Kompensationsdros-selspule und der Montageposition im Innen- oder Außenbereich werden flanschmontierte oder separat montierte Radiatorbänke verwendet. Es muss sichergestellt werden, dass die Kompensationsdrosselspule und das Kühlsystem das gleiche Höhenniveau haben, um die Notwendigkeit einer Pumpe im Kühlsystem zu vermeiden.

Soll abweichend davon eine wassergekühlte Ausführung der Kompensationsdrosselspule (OFWF) eingesetzt werden, ist dies vertraglich zwischen TTG und dem Anschlussnehmer zu vereinbaren.

Im Fall einer Wasserkühlung ist der Anschlussnehmer für das Kühlsystem verantwortlich (Seewasserpumpen, Filter, Haupt-Seewasser-Kühlwasserkreislauf). TTG benötigt Wärme-tauscher und einen geschlossenen Frischwasserkühlkreislauf für die Kühlung der Primär-technik. Nur die Öl-Wasser-Wärmetauscher sind Teil der Kompensationsdrosselspulen und somit im Lieferumfang von TTG enthalten. In diesem Fall besteht die Baugrenze in den Flan-schen für den Anschluss der Frischwasserkühlkreisläufe für die Wärmetauscher.

Für jede Kompensationsdrosselspule werden zwei redundante Öl-Wasser-Wärmetauscher verwendet. Während des Betriebs müssen eine vorgegebene maximale Eintrittstemperatur und Mindestströmungsrate eingehalten werden. Die genauen Werte sind projektspezifisch und werden im Verlauf der ausführlichen Planung vereinbart (Beispielwerte: maximale Ein-trittstemperatur von 22 °C. Die Strömungsrate muss 20 % über der technisch für jeden Öl-Wärmetauscher bei 20 MVar Nennleistung der Kompensationsdrosselspule liegen). Die

Anschlusstechnik


Wasserströmungsrate und -temperatur wird von TTG an den Flanschen der Öl-Wasser-Wärmetauscher der Kompensationsdrosselspulen überwacht. Im Fall eines Ausfalls des Kühlsystems behält sich TTG das Recht vor, die EZA vom Netz zu trennen.

Im Fall einer, von TTG bevorzugten, Installation im Innenbereich, üblicherweise in Kombina-tion mit separat installierten Radiatoren, ist die Wärmeabgabe über die Außenwand der Kompensationsdrosselspulen im Verhältnis zur Klimatisierung/Belüftung des Raums zu be-rücksichtigen. Die genauen Werte (in kW) werden von TTG nach der abschließenden Defini-tion der Nennleistung der Kompensationsdrosselspule zur Verfügung gestellt.

6.2.6.4 Erdungspunkte für Kompensationsdrosselspulen Der Anschlussnehmer muss eine geeignete Erdung der Drosselspulenkessel und die Erdung der Sternpunkte an den entsprechenden Installationsorten der Kompensationsdrosselspulen sicherstellen. Die Details sind im Verlauf der ausführlichen Planung zwischen dem An-schlussnehmer und TTG abzustimmen.

6.2.6.5 Instandhaltung Für die Wartung und Reparatur der Spule muss ein uneingeschränkter Zugang möglich sein. Eine Abschaltung ist für die Sichtprüfung der Kompensationsdrosselspule nicht erforderlich. Die Kompensationsdrosselspule muss aber zu Wartungszwecken abgeschaltet werden.

An den Öl-/Öl-Durchführungen der Kompensationsdrosselspule müssen wiederkehrende Kapazitäts- und Verlustfaktormessungen durchgeführt werden. Um die Messung zu vereinfa-chen, erfolgt diese nicht direkt an der Kompensationsdrosselspule, sondern über die Schalt-anlage (siehe Anhang B10).

6.2.7 Sekundärtechnische Einrichtungen und Eigenbedarf Der Eigentümer der Primärtechnik ist grundsätzlich auch für die damit verbundenen sekun-därtechnischen Einrichtungen verantwortlich. TTG ist daher für die sekundärtechnischen Einrichtungen in Verbindung mit den HDÜ-Seekabeln und den Kompensationsdrosselspulen verantwortlich. Hierzu wird TTG verschiedene sekundärtechnische Einrichtungen auf der Plattform des Anschlussnehmers installieren.

Der Anschlussnehmer ist aus betrieblichen Gründen für den Anschluss der sekundärtechni-schen Einrichtungen der TTG an die Eigenbedarfsversorgung, die Schaltanlage, die Kom-pensationsdrosselspulen, das Steuerungssystem der EZA und die Verbindung der Schalt-schränke der sekundärtechnischen Einrichtungen untereinander verantwortlich. Dies umfasst auch die Verbindungen zwischen den Schaltschränken der TTG. Alle notwendigen Nieder-spannungskabel müssen vom Anschlussnehmer geliefert und installiert werden.

Standardschaltpläne werden dem Anschlussnehmer im Rahmen des Betriebserlaubnisver-fahrens zur Verfügung gestellt und bieten einen Überblick über die erforderliche Verkabe-lung. Die projektspezifischen Dokumente werden von TTG nach der ausführlichen Planung zur Verfügung gestellt.

Die Standardschaltpläne enthalten die folgenden Elemente:

• =Y00TSO Telekommunikationssystem (einschließlich externer Glasfaserkabel)

Anschlusstechnik


• =U00TSO Allgemeines Stationssteuerungs- und Überwachungssystem. Am Ende des Dokuments finden sich einige Seiten, die andere Seiten in dem Dokument für den Fall von Kompensationsdrosselspulen ohne Wasserkühlung ersetzen.

• =Q12TSO Vergleichsmesssystem/-zählung

• =E01TSO Steuerung, Überwachung und Schutz eines HDÜ-Seekabels. Muss für ein zweites Kabel dupliziert werden.

• =L101TSO Steuerung, Überwachung und Schutz einer Kompensationsdrosselspu-le. Dieses muss für eine zweite Kompensationsdrosselspule dupliziert werden. Am Ende des Dokuments befinden sich einige Erläuterungen, die für den Fall einer Ver-wendung einer Kompensationsdrosselspule ohne Wasserkühlung die vorherigen Er-läuterungen in dem Dokument ersetzen.

• =L101TSO.L Die Kompensationsdrosselspule selbst und alle direkt an ihr montierten Anlagen (Buchholz-Relais, Luftentfeuchter, Steuerschrank etc.). Von diesem Doku-ment steht je eine Version für eine Kompensationsdrosselspule mit Wasserkühlung und ohne Wasserkühlung zur Verfügung.

• =U00LWLTSO Elektrische und Glasfaser-Bussysteme zwischen TTG-Schaltschränken

Der Kabeltyp für alle Niederspannungskabel ist mit TTG projektabhängig abzustimmen. Der Anschlussnehmer ist für die Lieferung und Installation aller Niederspannungskabel verant-wortlich. Die folgenden Aderzahlen und Kabelquerschnitte werden für die Verbindung zwi-schen den Sekundärtechnik-Schaltschränken der TTG benötigt:

• 3 G 2,5 mm² („G“ bezeichnet die grün/gelbe Leitung)

• 4 x 2.5 mm²

• 7 x 2.5 mm²

• 19 x 2.5 mm²

• 4 x 4 mm²

Alle für die sekundärtechnischen Einrichtungen der TTG benötigten Netzwerkkabel (CAT5- und Glasfaser-Patchkabel) werden von TTG geliefert. Der Anschlussnehmer ist für die Instal-lation dieser Kabel verantwortlich.

6.2.7.1 Installation von Glasfaser- und Signalkabeln Alle Signalkabel sind auf Kabeltrassen oder in einem vom Anschlussnehmer zu liefernden und installierenden Kabelkanal zu führen und zu fixieren. Kabelkanäle sind insbesondere erforderlich:

• vom Schaltanlagenraum zum Sekundärtechnikraum der TTG

• von den Kompensationsdrosselspulen zum Sekundärtechnikraum der TTG

• von der Eigenbedarfsversorgung zum Sekundärtechnikraum der TTG und zum Kom-pensationsdrosselspulenraum

• vom Sekundärtechnikraum des Anschlussnehmers zum Sekundärtechnikraum der TTG (sofern separate Räume genutzt werden)

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Der Anschlussnehmer muss zwei redundante Kabelführungen für Glasfaserkabel zwischen den Spleißboxen neben den Aufhängern der HDÜ-Seekabel und dem Sekundärtechnikraum der TTG liefern. Die Installation der Glasfaserkabel von der Spleißbox zum Glasfaservertei-lerschrank und dem Spleiß in dem Verteilerschrank unterliegen der Verantwortung des An-schlussnehmers. Diese Glasfaserkabel sind von TTG zu liefern. TTG ist für den Spleiß in der Spleißbox verantwortlich.

Die Kabelführungen für die Glasfaserkabel sind auf der Grundlage der folgenden Grenzbe-dingungen zu bemaßen:

• Kabeldurchmesser: 12 mm

• Kabelgewicht: 120 kg/km

• Biegeradius 0,4 m

Die Kabelführungen für Mittelspannungskabel, Hochspannungskabel und Steuer-/Glasfaserkabel sind getrennt voneinander zu installieren.

6.2.7.2 Platzbedarf für die Installation der sekundärtechnischen Einrichtungen Tabelle 12 beschreibt die Grundanforderungen für die Schaltschränke der sekundärtechni-schen Einrichtungen der TTG. Als Zusatzanforderung sind Erweiterungsmöglichkeiten für zukünftige Anforderungen gemäß den Angaben der Tabelle 12 vorzusehen.

Details zur Anordnung der Räume und der Installation der Schaltschränke sind zu vereinba-ren. Der Anschlussnehmer muss insbesondere sicherstellen, dass die Anforderungen an die Zugangswege und die Fluchtwege erfüllt werden. Tabelle 12 enthält eine Liste aller derzeit erforderlichen Schaltschränke. Sofern nicht anders angegeben, sind die Schaltschränke mit einer Türöffnung auf der Vorderseite und einer festen Rückwand für die Wandmontage aus-gestattet.

Tabelle 12: Grund- und Zusatzanforderungen für Schaltschränke im Sekundärtechnikraum der TTG

Anzahl Abmessungen

(B x T x H) Name Beschreibung/Bemerkungen

1 810 x 600 x 2200 mm =Y00TSO+YX01 Kabelverteilerschrank (Glasfa-ser und Kupfer)

2 810 x 600 x 2200 mm =Y00TSO+YY11

=Y00TSO+YY21 Telekommunikationssystem

1 810 x 600 x 2200 mm =Y00TSO+XY11 Dokumentati-on/Werkzeuge/Ersatzteile

1 920 x 600 x 2200 mm =U00TSO+XW01 Hauptschaltschrank für das Steuerungs- und Überwa-chungssystem

1 920 x 600 x 2200 mm =Q12TSO+QQ01 Messung zu Vergleichszwe-cken; im Fall von mehr als zwei HDÜ-Kabeln kann sich

Anschlusstechnik


die Anzahl der benötigten Schaltschränke erhöhen.

1 für jedes HDÜ-

Seekabel 920 x 600 x 2200 mm =E0xTSO+SW01

Kabelschutz, -steuerung und -überwachung

1 für jede Kompensati-onsdrossel-

spule

920 x 600 x 2200 mm =L10xTSO+SW01 Schutz-, Steuerungs- und Überwachungssystem der Kompensationsdrosselspule

Als Zusatzanforderung:

1 für jede Kompensati-onsdrossel-

spule

920 x 600 x 2200 mm

Reserve für zukünftige Auto-matisierungssysteme

3 920 x 600 x 2200 mm

Backup; im Fall von mehr als zwei HDÜ-Kabeln kann sich die Anzahl der benötigten Ba-ckup-Schaltschränke erhöhen.

Bei der Anordnung des Raums ist weiterhin zu beachten, dass die Schaltschränke mit einer Breite von 920 mm mit einem Gelenkrahmen ausgestattet sind. Diese Schaltschränke verfü-gen über zwei Türen: eine Tür mit Linksanschlag mit einer Breite von 600 mm und eine Tür mit Rechtsanschlag mit einer Breite von 300 mm. Bei diesen Schaltschränken ist zu beach-ten, dass die linke Tür um mehr als 90° (ca. 100°) geöffnet werden können muss. Nur dann kann der Gelenkrahmen ausreichend geöffnet werden. Dementsprechend dürfen die Schränke nicht mit der linken Seite in Wandnähe aufgestellt werden. Die Türen der 810 mm breiten Schaltschränke haben eine Breite von 400 mm.

Die genaue Reihenfolge der Schaltschränke der TTG muss zwischen dem Anschlussnehmer und TTG nach Klärung der Anordnung des Sekundärtechnikraums vereinbart werden.

6.2.7.3 Anforderungen an den Raum für die Installation der sekundärtechnischen Ein-richtungen

Die sekundärtechnischen Einrichtungen sind eine wesentliche Voraussetzung für den Betrieb des NAS. Aus diesem Grund müssen die Räume, in denen die sekundärtechnischen Einrich-tungen installiert werden, alle Anforderungen an einen zuverlässigen Betrieb dieser sekun-därtechnischen Einrichtungen erfüllen. Die Funktionalität und Nutzungsdauer der sekundär-technischen Einrichtungen hängt im Wesentlichen von den Umgebungsbedingungen wie der Temperatur, der Luftfeuchtigkeit, Kondensation, dem Salzgehalt der Luft etc. ab.

Die folgenden Anforderungen dienen der Sicherstellung einer geeigneten Anordnung der Systeme und bilden daher die Grundlage für:

Anschlusstechnik


• die Konformität mit den Sicherheitsvorschriften

• die einwandfreie Funktion und Betriebssicherheit der Anlage

• die problemlose Zugänglichkeit

• die problemlose Wartung und Störungsbeseitigung

• das sichere Systemmanagement

Die zentralen sekundärtechnischen Einrichtungen müssen grundsätzlich in separaten und ausschließlich für diesen Zweck vorgesehenen Räumen installiert werden. Die sekundär-technischen Einrichtungen der TTG können grundsätzlich in separaten Sekundärtechnik-räumen für TTG oder in gemeinsam mit dem Anschlussnehmer genutzten Sekundärtechnik-räumen installiert werden.

6.2.7.3.1 Allgemeine bauliche Anforderungen Bei der Planung der Räume für die Installation der sekundärtechnischen Einrichtungen sind insbesondere die folgenden Aspekte zu berücksichtigen und das Konzept ist mit TTG abzu-stimmen:

• Die Abmessungen und die Form des Raums müssen für die Anforderungen an die Arbeiten an Elektroanlagen und insbesondere im Hinblick auf die Sicherheitsabstän-de und Fluchtwege geeignet sein. Die Anforderungen der zuständigen Bau- und Ge-werbeaufsichtsbehörden sowie der relevanten staatlichen Sicherheitsbehörden und der DIN IEC 60364-7-729 und die speziellen Anforderungen an den Betrieb auf See müssen jederzeit eingehalten werden.

• Identifizierung von Hindernissen und Gefahrenbereichen

• Die Raumhöhe muss eine lichte Höhe von mindestens 200 mm über den Steuer-schränken umfassen. Für Transportzwecke ist es nicht erlaubt die Steuerschränke zu kippen, der Transport muss in einer vertikalen Position erfolgen.

• Die Zugänge zu den Räumen müssen so konzipiert werden, dass ein späterer Trans-port vorgesehener sekundärtechnischer Einrichtungen (z. B. bei einem Austausch) möglich ist. Die Korridore müssen eine Mindestbreite von 1,5 m haben. Darüber hin-aus muss der Boden der Korridore eine ausreichende Tragkraft für den Transport der Schaltschränke der sekundärtechnischen Einrichtungen aufweisen. Die Breite und Höhe der Türen muss für den Transport der sekundärtechnischen Einrichtungen ge-eignet sein.

• Der Zugang zu den Offshore-Plattformen muss so konzipiert werden, dass selbst bei geöffneter Tür keine großen Mengen potenziell salzhaltiger Luft in den betreffenden Raum eindringen können. Der Raum für die Installation der sekundärtechnischen Ein-richtungen darf daher keine direkten Außentüren haben.

• Die Türschwellen sind so zu konstruieren, dass kein Wasser oder andere Flüssigkei-ten in den Sekundärtechnikraum eindringen können. Das Gleiche gilt für technische Defekte (z. B. Rohrbruch im Kühlkreislauf etc.). Auslaufende Flüssigkeiten müssen durch geeignete Mittel aufgenommen oder abgeleitet werden.

Anschlusstechnik


• Alle Räume müssen umfassend verschlossen und der Zugang durch geeignete Maß-nahmen eingeschränkt werden (vorzugsweise Schließsysteme). In besonderen Fäl-len müssen die Türen durch Alarmkontakte überwacht werden.

• Alle Sekundärtechnikräume müssen durch massive Wände (beispielsweise Metall-wände auf der Offshore-Plattform) von der Außenseite und anderen Räumen abge-trennt werden. Einfache und leicht zu entfernende Raumteiler (z. B. Vorhänge) sind nicht zulässig.

• Durch die Sekundärtechnikräume dürfen keine Stromkabel (mit Ausnahme zur Stromversorgung der sekundärtechnischen Einrichtungen) und Leitungen wie etwa für Wasser oder Gas geleitet werden.

• Die Installation zentraler Luftkanäle in den Sekundärtechnikräumen ist nicht zu emp-fehlen.

• Für den Bau der Räume sind feuerfeste bzw. schwer entflammbare Materialien zu verwenden.

• Geeignete Brandschutzmaßnahmen sind zu implementieren. Alle Sekundärtechni-kräume müssen mit einem Feuermeldesystem verbunden werden. Für die Sekundär-technikräume wird die Installation eines Feuerlöschsystems unter Verwendung von Schutzgas als Löschmittel empfohlen. Das Löschgas darf keine unmittelbare Gefahr für in den Räumen anwesende Personen darstellen. Schaumlöschsysteme werden nicht empfohlen. Der Anschlussnehmer ist für die Brandschutzmaßnahmen verant-wortlich (siehe auch Abschnitt 6.2.4.5).

• In den Räumen ist eine ausreichende Beleuchtung zu installieren. Die Lichtstärke muss mindestens 100 Lux betragen. Die anzuwendenden Normen und gesetzlichen Vorschriften sind zu beachten. Zusätzlich sind Richtungshinweisschilder bzw. eine Notbeleuchtung zu installieren.

• Zu Wartungs- und Instandhaltungszwecken ist eine ausreichende Anzahl von Steck-dosen (Schutzkontaktsteckdosen) zu installieren. Alle Steckdosen sind durch eine Fehlerstrom-Schutzeinrichtung (RCD) auszustatten, deren Bemessungsdifferenz-strom 30 mA nicht überschreitet (Analog [21], Abschnitt 411.3.3). Prüfprotokolle über die Erstprüfung der Schutzeinrichtungen gemäß [22] sind an TTG zu übergeben.

• Räume für die Installation von Schaltschränken sind mit einem Doppelbodensystem (Gitter 600 x 600 mm, Höhe des Doppelbodens mindestens 600 mm) auszustatten. Die Tragkraft des Doppelbodens muss für den Transport der Schaltschränke und die durch das Betriebspersonal ausgeführten Arbeiten ausreichend sein. In dem Doppel-boden ist ein separater Tragrahmen für die Installation der Schaltschränke vorzuse-hen. Die Nenntragkraft des Tragrahmens muss mindestens dem Höchstgewicht der Schaltschränke (ca. 300 kg pro Schaltschrank) entsprechen. Alle Schaltschränke müssen mit dem Tragrahmen verschraubt werden.

• Der Doppelboden ist mit einem antistatischen Linoleum-Bodenbelag zu verkleiden. Dieser Bodenbelag muss einen Erdungswiderstand von ≥ 107 Ω (nicht leitend) auf-weisen.

Anschlusstechnik


• Die Kabel sind in dem Doppelboden zu verlegen. Eine Trennung der verschiedenen Kabelarten (z. B. Stromkabel und Glasfaserkabel) muss möglich sein.

• Die Klimatisierung der Schaltschränke (Telekommunikationssysteme – SDH Cross-connects) muss ebenfalls durch den Doppelboden erfolgen.

• Alle Durchführungen und Kabelkanäle sind so zu isolieren, dass kein Wasser eindrin-gen kann. Kabeleintritte von der Außenseite sind durch Dichtelemente (mindestens IP65) zu versiegeln.

• Die sekundärtechnischen Einrichtungen müssen insbesondere in der Nähe von Stromübertragungssystemen gegen elektromagnetische Störungen von der Außen-seite geschützt werden. Dies ist durch geeignete Abschirmungen in den Räumen und an den Kabeln sicherzustellen.

• Die Anforderungen an die elektrostatische Entladung, den Schutz vor elektromagne-tischer Strahlung, schnelle transiente elektrische Störgrößen/Burst und Überspan-nungen gemäß den anzuwendenden Normen müssen erfüllt werden.

• Der gesamte Raum muss an ein Erdungssystem angeschlossen werden. In den Räumen sind geeignete Potentialausgleichsanschlüsse zu installieren. Ein Erdungs-kabel aus Kupfer 70 mm² (ohne Isolierung) ist unter den Schaltschränken im Doppel-boden zu verlegen. Die Schaltschränke sind ebenfalls auf dem kürzest möglichen Weg durch einen unisolierten Kupferdraht 70 mm² mit diesem Erdungskabel zu ver-binden.

6.2.7.3.2 Anforderungen an die Klimaanlage Jedes Gerät der sekundärtechnischen Einrichtungen hat einen zulässigen Betriebsbereich, beispielsweise für die Temperatur und die Luftfeuchtigkeit. Diese Bereiche müssen an den jeweiligen Installationsorten der Geräte eingehalten werden. Um die Einhaltung dieser Be-triebsbereiche zu gewährleisten, werden die folgenden Temperatur- und Luftfeuchtigkeitsbe-reiche empfohlen. Abweichungen von diesen Anforderungen sind mit TTG abzustimmen.

• Temperaturbereich: +10 °C bis +30 °C

• Maximales Temperaturgefälle: ± 0,5 °C/min

• Relative Luftfeuchtigkeit; 5 % bis 75 %

Darüber hinaus sollen in den Räumen auch Arbeiten über einen längeren Zeitraum ermög-licht werden. Zu diesem Zweck muss es möglich sein, die für Arbeitsplätze und Wohngebäu-de übliche Temperatur von ca. 20 °C zu erreichen. Entsprechende Systeme für die Kühlung und Beheizung der Räume sind zu installieren. Diese Anforderung gilt sowohl bei zu- als auch abgeschalteter EZA.

Um die Verfügbarkeit zu erhöhen, sollten die Klimaanlage und ihr Anschluss an den Eigen-bedarf redundant ausgeführt werden. Die Klimaanlage muss vom Anschlussnehmer unbe-dingt mit Hilfe seines Steuerungs- und Überwachungssystems überwacht werden.

Kondensation muss in den für die Installation der sekundärtechnischen Einrichtungen vorge-sehenen Räumen grundsätzlich ausgeschlossen werden. Darüber hinaus sind die Räume vor dem Eindringen salzhaltiger Luft zu schützen. Zu diesem Zweck muss die Klimaanlage mit einem geeigneten Luftaufbereitungssystem bzw. Filter ausgestattet werden.

Anschlusstechnik


6.2.7.4 Anforderungen an die Eigenbedarfs-Stromversorgung Die Lieferung des Eigenbedarfsstroms für den Betrieb (für die Versorgung der sekundär-technischen Einrichtungen und anderen Anlagen der TTG nach Bedarf) ist über die Eigen-bedarfsversorgung der EZA sicherzustellen. Die Eigenbedarfs-Stromversorgung ist vom An-schlussnehmer zu installieren und zu betreiben.

6.2.7.4.1 Erforderliche Versorgungsspannungen Die folgenden Versorgungsspannungen werden benötigt:

1. 110 oder 220 V Gleichstrom (wird im Rahmen der ausführlichen Planung vereinbart)

• Zwei redundante Systeme sind erforderlich

• Spannungsbereich am Verbraucher zwischen 85 und 110 % der Nennspannung (auch bei Ausfällen des Mittel- und Hochspannungsbetriebs ohne Gleichrichter)

• Stromverbrauch der sekundärtechnischen Einrichtungen der TTG: max. 2 kW, nahe-zu gleichmäßig auf die beiden Systeme verteilt

• Im Fall des Ausfalls eines Systems muss ein Teil der angeschlossenen Last der TTG automatisch auf das zweite System umgeschaltet werden

• Isoliertes Netz mit Erdschlussüberwachung (vom Anschlussnehmer zu liefern)

2. 400 V Drehstrom

• Je nach Struktur des Kühlsystems der Kompensationsdrosselspule benötigen die Kompensationsdrosselspulen ggf. einen redundanten 400-V-Drehstromanschluss für die Ölpumpen, den automatischen Luftentfeuchter etc. Ohne Wasserkühlung reicht eine nicht redundante Einspeisung aus. Dies ist im Detail mit TTG zu klären.

• Systemkonfiguration: TN-S ohne RCD

• Eine unterbrechungsfreie Stromversorgung durch ein UPS-System wird üblicherweise nicht benötigt. Es ist jedoch zu beachten, dass wassergekühlte Kompensationsdros-selspulen bei einem Ausfall beider Drehstrom-Versorgungssysteme nicht gekühlt werden. In diesem Fall müssen die Kompensationsdrosselspulen und die Hochspan-nungskabel nach einiger Zeit abgeschaltet werden.

• Spannungsbereich am Verbraucher zwischen 85 und 110 % der Nennspannung

3. 230 V Einphasen-Wechselstrom

• Ein Versorgungsstromkreis wird für die Schaltschrankbeleuchtung im Unterverteiler-system des Raumes für die sekundärtechnischen Einrichtungen benötigt.

• Ein UPS wird für die angeschlossene Last von TTG nicht benötigt.

• Systemkonfiguration: TN-S ohne RCD

• Spannungsbereich am Verbraucher zwischen 85 und 110 % der Nennspannung

6.2.7.4.2 Gleichstrom-Systemkonfiguration Die weiteren Details der Batteriekapazität (Stromausfallpufferzeit) und Notstromdieselgene-ratoren sind zwischen dem Anschlussnehmer und TTG zu vereinbaren. Die Planung der Bat-teriekapazität sollte eine Anfangspufferzeit von 3 Stunden vorsehen.

Anschlusstechnik


Um Probleme mit der Batterieversorgung zu minimieren, sind durch den Anschlussnehmer geschlossene Bleisäurebatterien zu verwenden. Der Einsatz anderer Batteriearten, wie z. B. ventilregulierter Bleisäurebatterien, ist nur nach Freigabe durch TTG zulässig.

TTG empfiehlt die in Abbildung 7 dargestellte Konfiguration für die Struktur der 110- oder 220-V-Gleichstromeigenbedarfsversorgung.

Abbildung 7: Empfehlung für die Struktur der Gleichstrom-Eigenbedarfsversorgung

Es wird grundsätzlich empfohlen, die Batteriesysteme mit dem Gleichstrom-Hauptverteilerkreis durch geeignete Batterieanschlusskästen zu verbinden. Es ist zu beach-ten, dass die Verkabelung in dem ungeschützten Bereich, d. h. von dem Batteriepol bis zur ersten Sicherung im Batterieanschlusskasten kurzschlusssicher gemäß [23] sein muss.

Die Batterieverteilerstruktur muss so ausgelegt sein, dass ein Betrieb des Systems nur mit den Gleichrichtern und abgeschalteter Batterie nicht möglich ist. Nur auf diese Weise kann

MCB für Endstromkreise MCB für Endstromkreise

Versorgungsstromkreise

Versorgungsstromkreise

Diodenstecker

BAK (Batterieanschlusskasten) 1 BAK (Batterieanschlusskasten) 2

Batterie-

Batterie-

Batterie 1

Batterie 2

Überwachung

(Steuerungssystem)

Überwachung

(Steuerungssystem)

Anschlusstechnik


sichergestellt werden, dass im Fall eines Kurzschlusses ausreichend Kurzschlussstrom zur Verfügung steht, um die Sicherungen oder die Sicherungsautomaten (MCB) rechtzeitig aus-zulösen.

Es wird empfohlen, eine Koppeldiode für die Verbindung der beiden Sammelschienenprofile des Gleichstrom-Hauptverteilers zu verwenden. Dies ermöglicht die unterbrechungsfreie Kopplung der beiden Gleichstrom-Sammelschienen, wenn die Spannung einer Sammel-schiene unter einen bestimmten Schwellenwert fällt (6,4 V Differenzspannung für 110-V-Gleichstromsysteme und 12,8 V Differenzspannung für 220-V-Gleichstromsysteme). Der Kupplungsschalter ermöglicht zudem die Trennung der beiden Gleichstrom-Sammelschienen im Fall eines Fehlers; beispielsweise, um einen Erdschluss zu lokalisieren (selektive Fehler-erkennung).

In Gleichstromschaltkreisen kann eine solche Selektivität mit zwei oder mehr in Reihe ge-schalteten MCB nicht erreicht werden. Aus diesem Grund dürfen zwei MCB nicht in Reihe geschaltet werden. Nur die letzte in Reihe geschaltete Sicherungsvorrichtung kann ein Si-cherungsautomat sein. Diese Sicherungsautomaten befinden sich in den Schaltschränken der TTG. Der Anschlussnehmer muss daher Sicherungslasttrennschalter im Verteilerschrank verwenden.

6.2.7.4.3 Versorgungsstromkreise für Betriebsmittel der TTG Die folgende Liste beschreibt die Ausgangsschaltkreise in der Eigenbedarfs-Hauptverteilung für die sekundärtechnischen Einrichtungen der TTG gemäß dem aktuellen Planungsstatus und den zur Verfügung gestellten Schaltungsbüchern. Die Bemessungsstromwerte und Ei-genschaften der größten Sicherungsautomaten im Schaltschrank der TTG sind in der nach-folgenden Liste in Klammern angegeben. Die Sicherung in dem Eigenbedarfs-Hauptverteilerschrank muss selektiv für diesen Sicherungsautomaten sein.

• 110- oder 220-V-Gleichstromsystem 1

o Messstromversorgung (für Abrechnungszwecke) 1 (B 6A)

o Stromversorgung des zentralen Schaltschranks des Steuerungs- und Über-wachungssystems 1 (B 6A)

o Stromversorgung für den Schutz, die Steuerung und die Überwachung des HDÜ-Seekabels 1 (B 6A 1x pro Kabel)

o Stromversorgung für den Schutz, die Steuerung und die Überwachung der Kompensationsdrosselspule 1 (B 6A 1x pro Kompensationsdrosselspule)

o Stromversorgung des Telekommunikationssystems A 1 (K 6A)

o Stromversorgung des Telekommunikationssystems B 1 (K 6A)

• 110- oder 220-V-Gleichstromsystem 2

o Messstromversorgung (für Abrechnungszwecke) 2 (B 6A)

o Stromversorgung des zentralen Schaltschranks des Steuerungs- und Über-wachungssystems 2 (B 6A)

o Stromversorgung für den Schutz, die Steuerung und die Überwachung des HDÜ-Seekabels 2 (B 6A 1x pro Kabel)

Anschlusstechnik


o Stromversorgung für den Schutz, die Steuerung und die Überwachung der Kompensationsdrosselspule 2 (B 6A 1x pro Kompensationsdrosselspule)

o Stromversorgung des Telekommunikationssystems A 2 (K 6A)

o Stromversorgung des Telekommunikationssystems B 2 (K 6A)

• 230 V Einphasen-Wechselstrom und 400 V Drehstrom

o Eine 230-V-Wechselstromversorgung für die Beleuchtung in den Sekundär-technik-Schaltschränken der TTG (B 6A).

o Ein oder zwei 400-V-Drehstromversorgungsleitungen für die Kompensations-drosselspule (je nach Kühlmethode und Größe der Kompensationsdrossel-spule).

Der genaue Bemessungsstrom der Sicherungen ist während der ausführlichen Planungs-phase des Projekts zu vereinbaren. Es wird dringend empfohlen, eine ausreichende Anzahl an Backup-Ausgangsstromkreisen (z. B. 20 %) und eine Leistungsreserve vorzusehen.

Die Schnittstelle zu den sekundärtechnischen Einrichtungen der TTG muss aus den Sam-melschienen in den Steuerschränken der TTG bestehen. Für Kompensationsdrosselspulen besteht die Schnittstelle an den Sammelschienen im Anschlussschrank der Kompensations-drosselspulen.

6.2.7.5 Schutz Der Eigentümer der Hochspannungsanlage ist grundsätzlich auch für die damit verbundenen sekundärtechnischen Einrichtungen verantwortlich. Der Schutz der HDÜ-Kabel und der Kompensationsdrosselspulen der TTG muss vollständig redundant ausgelegt sein und be-steht aus den Schutzsystemen 1 und 2. Schutzsystem 1 ist mit der Gleichstromversorgung 1 und dem Schutzkreis 1 des Leistungsschalters verbunden. Schutzsystem 2 ist mit der Gleichstromversorgung 2 und dem S 2 des Leistungsschalters verbunden. Beide Schutzsys-teme verwenden unterschiedliche Kerne des Stromwandlers. Sie sind über separate Span-nungswandler-Sicherungsautomaten mit demselben Spannungswandler verbunden.

Für die HDÜ-Kabel und die Kompensationsdrosselspulen werden die Schaltschränke ein-schließlich der Schutzsysteme von TTG geliefert. Der Anschlussnehmer ist für den An-schluss an die Messwandler und Leistungsschalter (Eigentum des Anschlussnehmers) ver-antwortlich.

Die Schutzkerne der Stromwandler können grundsätzlich von den Schutzvorrichtungen des Anschlussnehmers (z. B. Transformatorschutz) und TTG (z. B. Kabelschutz) genutzt werden. In diesem Fall muss der Sternpunkt in den Schutzschaltschränken von TTG installiert wer-den. Das bedeutet, dass die Schutzvorrichtungen des Anschlussnehmers vor den Schutzvor-richtungen von TTG eingeschliffen werden müssen. Alle mit demselben Kern verbundenen Schutzvorrichtungen müssen aus demselben Schutzsystem (Gleichstromversorgung und Schutzkreis) stammen.

Der Kabelquerschnitt der sekundärtechnischen Leitungen des Stromwandlers muss ausrei-chend sein, um eine Überlastung des Stromwandlers oder jede unzulässige Kernsättigung im Fall des höchsten zu erwartenden Kurzschlussstroms zu vermeiden. Aufgrund der hohen erforderlichen Festigkeit sollte der Mindestquerschnitt der Kabel in den Sekundärtechnik-schaltkreisen des Stromwandlers 4 mm² betragen.

Anschlusstechnik


Alle ungesicherten Wandlerwicklungen sind in getrennten Kabeln und auf kürzestem Wege zu den Sicherungsautomaten zu führen. Diese sind in einem Spannungswandlerzwischen-kasten in der Nähe der Wandler untergebracht. Dort sind die Stromkreise für Erstschutz, Zweitschutz, Messung und Zählung getrennt voneinander abzusichern und auch anschlie-ßend in getrennten Kabeln zu führen. Für die Absicherung ist ein Spannungswandler-Schutzschalter zu verwenden. Der durch den Anschlussnehmer einzusetzende Typ wird durch TTG vorgegeben

Der Kabelquerschnitt der sekundärtechnischen Leitungen des Spannungswandlers ist so zu bemessen, dass der Spannungsverlust der Versorgungsleitung nicht mehr als 1 % beträgt. Aus Gründen der mechanischen Festigkeit sollte der Mindestquerschnitt der Kabel im Se-kundärtechnikschaltkreis des Spannungswandlers 4 mm² betragen.

Die Leistungsschalter müssen mit zwei unabhängigen Schutzkreisen ausgestattet sein. Alle Schutzrelais im Schutzsystem 1 müssen den ersten Schutzkreis und alle Schutzrelais im Schutzsystem 2 den zweiten Schutzkreis ansteuern.

Nur der Plus-Pol ist geschaltet. Für diesen Zweck stehen in den Schaltschränken des Schutzsystems der TTG potentialfreie Kontakte zur Verfügung. Die Hilfsspannung ist daher vom Anschlussnehmer bereitzustellen. Eine direkte Verbindung wird zwischen den geschal-teten Kontakten des betreffenden Schutzkreises des Leistungsschalters hergestellt. Auf-grund der damit verbundenen Verzögerungen sind zusätzliche Koppelrelais ohne Freigabe durch TTG nicht zulässig. Wenn eine externe Kontaktvervielfältigung nicht vermeidbar ist, sind dafür monostabile oder bistabile Schnell-Relais zu verwenden. Die hierfür zulässigen Relaistypen werden dem Anschlussnehmer auf Anfrage durch TTG mitgeteilt.

Die Schutzanlagen der TTG verfügen über separate Auslösekontakte für drei separate Leis-tungsschalterpole in beiden Schutzsystemen. Es genügt, nur einen der drei Kontakte zu ver-wenden, wenn ein Leistungsschalter mit nur einem Schutzkreis für alle drei Pole vorhanden ist.

Eine automatische Wiedereinschaltung eines Leistungsschalters durch ein Schutzrelais ist nicht vorgesehen. Die Einschaltspulen werden daher nicht mit den Schutzrelais verbunden. Die Kabel und die Verkabelung des Steuersignals der Schutzkreise müssen einen Mindest-querschnitt von 1,5 mm² haben.

Darüber hinaus ist eine Leistungsschalter-Ausfallsicherung für die Leistungsschalter im Fall eines (Teil-)Ausfalls der EZA (z. B. Funktionsstörungen im Transformator) erforderlich. Dies muss vom Anschlussnehmer installiert werden. Die Schnittstelle zu den Leistungsschaltern auf der Plattform der TTG für die Abschaltbefehle der Leistungsschalter-Ausfallsicherung befindet sich auf der Plattform des Anschlussnehmers. Die Abschaltbefehle werden über die Schutzsystemkommunikation der TTG an die Leistungsschalter auf der Plattform der TTG übertragen.

Grundsätzlich ist der Eigentümer des Schutzrelais auch für die Einstellungen des Relais ver-antwortlich. Eine weitere Koordination der Einstellungen kann während der ausführlichen Konzeptphase erforderlich sein. TTG nutzt ein Distanzschutzrelais für den Schutz des HDÜ-Seekabels. Die ungerichtete Endzeit dieses Fernschutzrelais beträgt 1,5 s.

TTG hat darüber hinaus die Möglichkeit, eine Distanzzone zu implementieren, die bis zum Transformator der EZA reicht. Der Anschlussnehmer muss TTG einen Vorschlag für die Re-

Anschlusstechnik


laiseinstellungen vorlegen. TTG übernimmt keine Garantie für diese Schutzzone. Wenn das Distanzschutzrelais defekt ist, wird das Seekabel durch ein Differentialschutzrelais geschützt.

6.2.7.6 Steuerungssystem

6.2.7.6.1 Position der Steuerungssysteme und der Verriegelung Für die Steuerung des HDÜ-Seekabel-Trennschalters und des Erdungsschalters wird als Grundanforderung zwischen der Ortssteuerung, Nahsteuerung und Fernsteuerung unter-schieden. Die Ortssteuerung ist in jedem relevanten Schaltfeld zu installieren (z. B. Feld-steuerungsgerät). Die Nahsteuerung erfolgt über eine zentrale Mensch-Maschine-Schnittstelle im Kontrollraum der Plattform oder dezentral über die Leitstelle des Anschluss-nehmers. Die Fernsteuerung darf nur über die Netzleitstelle der TTG erfolgen.

Aus Sicherheitsgründen kann nur einer dieser drei Steuerstandorte jeweils gleichzeitig aktiv sein. Der entsprechende Steuerstandort hat in diesem Fall die Steuerungshoheit und die Befehle der anderen Steuerstandorte werden blockiert. Es gilt die folgende Prioritätsreihen-folge:

1. Ortssteuerung (Schaltfeld)

2. Nahsteuerung (Mensch-Maschine-Schnittstelle in der lokalen Leitstelle des An-schlussnehmers)

3. Fernsteuerung (Netzleitstelle der TTG)

Die Ortssteuerung hat die höchste Priorität. Die Ortssteuerung benötigt zur Übernahme der Steuerungshoheit keine Freigabe von der Nahsteuerung oder Fernsteuerung. Umgekehrt kann die Fernsteuerung die Steuerungshoheit nicht übernehmen, solange die Ortssteuerung aktiv ist. Im Normalbetrieb unterliegt die Steuerungshoheit der Fernsteuerung. Wenn bei-spielsweise die Steuerungshoheit von der Nahsteuerung zurückgegeben wird, erfolgt die Übergabe automatisch an die Fernsteuerung. Insbesondere die Schaltfelder mit dem Hoch-spannungskabeltrennschalter und dem Kabelerdungsschalter müssen während des Normal-betriebs durch die Fernsteuerung gesteuert werden.

Die Netzleitstelle der TTG muss die Möglichkeit haben, das HDÜ-Seekabel während des normalen Betriebs zu trennen und zu erden. Aus diesem Grund muss ebenfalls die Möglich-keit bestehen, die Trennschalter und Erdungsvorrichtungen zu schalten, auch wenn die Steuerungsbefugnis für die Mittelspannungsanlage bei der Ortssteuerung oder der Nahsteu-erung liegt. Die Ausführung der Nah- und Ortssteuerung unterliegt der Verantwortung des Anschlussnehmers (die lokale Betriebsbefugnis muss telefonisch von der Netzleitstelle der TTG angefordert werden). Die Fernsteuerung aller anderen Schaltgeräte unterliegt der Be-fugnis des Anschlussnehmers. Der Anschlussnehmer ist darüber hinaus für alle erforderli-chen Verriegelungen verantwortlich. Die Verriegelungen für den Kabeltrennschalter und den Kabelerdungsschalter in den Hochspannungs-Eingangsschaltfeldern sind mit TTG zu ver-einbaren.

6.2.7.6.2 Signalaustausch zwischen dem Anschlussnehmer und TTG Hochspannungsgeräte und alle anderen Geräte im Besitz des Anschlussnehmers sind an das Steuerungssystem des Anschlussnehmers anzuschließen. Im Gegensatz hierzu sind die Kompensationsdrosselspulen, die Schutzrelais für die Kompensationsdrosselspulen und die HDÜ-Seekabel (Eigentum von TTG) an das Steuerungssystem von TTG anzuschließen.

Anschlusstechnik


Die Signalübertragung zwischen dem Steuerungssystem des Anschlussnehmers und dem Steuerungssystem der TTG muss über eine redundant ausgelegte Protokollschnittstelle er-folgen. TTG gibt vor, welches Protokoll (z.B. IEC 60870-5-101 oder IEC 61850) verwendet wird. Eine Beschreibung der Schnittstelle wird dem Anschlussnehmer im Zuge des Betriebs-erlaubnisverfahrens zur Verfügung gestellt.

Der Anschlussnehmer kann für den von TTG gelieferten IP-Konverter eine technische Richt-linie anfordern („Technische Richtlinie Funktionsbeschreibung IP-Konverter“).

Der Schnittstellenanschluss erfolgt über eine multimodale Glasfaserverbindung. Sofern sich das Steuerungssystem des Anschlussnehmers in der Nähe des Steuerungssystems der TTG und nicht auf einem anderen Plattformdeck befindet, sollte die Verbindung von dem An-schlussnehmer mit einem geschützten internen multimodalen faseroptischen Kabel direkt zum Medienkonverter erfolgen. Sofern sich das Steuerungssystem des Anschlussnehmers auf einem anderen Plattformdeck befindet, muss der Anschlussnehmer ein für den Außen-einsatz geeignetes Glasfaserkabel verlegen und eine Spleißbox für die Schienenmontage im =U00TSO+XW01-Schrank installieren. Um eine optimale Kompatibilität zu gewährleisten, muss der Anschlussnehmer die Auswahl des Medienkonverters im Vorfeld mit TTG bespre-chen.

Für die Spleißbox und den Medienkonverter können Datenblätter von TTG angefordert wer-den.

Alle über die Protokollschnittstelle zu übertragenden Signale sind während der ausführlichen Planungsphase zu vereinbaren. Eine Signalliste wird dem Anschlussnehmer im Zuge des Netzanschlussverfahrens zur Verfügung gestellt.

Die Fernsteuerung bzw. der Betrieb der Trennschalter und der Erdungsschalter an den HDÜ-Kabeln über die Protokollschnittstelle darf nur über die Netzleitstelle der TTG erfolgen. Eine Reihe von Status-, Fehler- und Messsignalen werden ebenfalls über die Protokollschnittstelle übertragen. Der Informationsaustausch ist auf der Grundlage des Layouts der EZA im Detail anzupassen. Für TTG sind insbesondere die Daten des gesamten Hochspannungssystems und einiger Teile des Mittelspannungssystems von Bedeutung. Umgekehrt kann TTG dem Anschlussnehmer die Meldungen der Schutzvorrichtungen des HDÜ-Seekabels zur Verfü-gung stellen.

Darüber hinaus ist ein Erzeugungsmanagementsystem zur Reduzierung der von der EZA eingespeisten Wirkleistung zu implementieren (vgl. Abschnitt 4.9). Die Signale dieses Erzeu-gungsmanagementsystems sind ebenfalls über die Protokollschnittstelle zu übertragen. De-tails zu diesen Signalen müssen mit TTG vereinbart werden (insbesondere hinsichtlich der genauen Implementierung). Die Signale werden separat für jeden NAP übertragen. Zur kor-rekten Umsetzung des Erzeugungsmanagements ist es damit erforderlich, dass das Steue-rungssystem der EZA die einzelnen EZE den verschiedenen NAP zuweist.

Zusätzlich zu der Signalübertragung über die Protokollschnittstelle werden einige Signale auch über Kupferschnittstellen übertragen. Dies umfasst die Signale für die EPC-Systemautomatiken (siehe Abschnitt 6.2.7.7) und ein Leistungsschalter-AUS-Signal für jeden Leistungsschalter. Dieses AUS-Signal des Leistungsschalters ist als Ausnahme nicht über das Steuerungssystem der EZA zu leiten.

Das Leistungsschalter-AUS-Signal darf nur in Ausnahmefällen verwendet werden. Im Nor-malbetrieb erfolgt die Steuerung der Leistungsschalter durch den Anschlussnehmer über

Anschlusstechnik


dessen Steuerungssystem (Eigenbedarfsspannung 1). TTG muss in Ausnahmefällen (z. B. im Fall besonders kritischer Netzbedingungen oder bei einem Ausfall des Steuerungssys-tems der EZA) die Möglichkeit haben, den Leistungsschalter zu öffnen. Zu diesem Zweck ist ein entsprechendes Signal (mit Eigenbedarfsspannung 2) für jeden Leistungsschalter im Steuerungssystem-Schaltschrank der TTG zu übertragen. Der Schutzkreis 2 des Leistungs-schalters ist von dort über ein Koppelrelais (ohne Einbindung des Steuerungssystems der EZA) zu steuern. Dies ermöglicht das Öffnen des Leistungsschalters über das Steuerungs-system der TTG auch im Fall eines vollständigen Ausfalls der Eigenbedarfsspannung 1.

Zum Einschalten der Leistungsschalter der Transformatoren am NAP über das Steuerungs-system der EZA muss gesteuertes Schalten implementiert werden. Weitere Informationen hierzu finden Sie in Abschnitt 6.2.3.

Alle Schnittstellen des Steuerungssystems müssen sich auf der Offshore-Plattform befinden. Es werden keine Onshore-Schnittstellen zur Verfügung gestellt. Die Koordination zwischen den Leitstellen des Anschlussnehmers und der TTG muss telefonisch erfolgen.

6.2.7.6.3 Genauigkeit und Auflösung der Messwerte Grundsätzlich genügt die Verarbeitung und Weitergabe der Messwerte an TTG ohne Dezi-malstellen. Dies gilt insbesondere für Spannungs-, Strom- und Leistungswerte.

Ungeachtet dessen sind Frequenzen mit zwei Dezimalstellen zu verarbeiten (z. B. 50,20 Hz). Leistungsfaktoren müssen mit drei Dezimalstellen verarbeitet werden (z. B. cos φ = 0,950).

6.2.7.7 Systemautomatiken Anhang B8 enthält eine detaillierte Erläuterung zur Umsetzung der Systemautomatiken. Dar-über hinaus enthält Anhang B8 eine Erläuterung der ebenfalls erforderlichen Emergency-Power-Control-Systemautomatik.

6.2.7.8 Messung

6.2.7.8.1 Allgemeines Die Messsysteme auf der Plattform des Anschlussnehmers bestehen aus zwei separaten Messgeräten für jedes HDÜ-Seekabel. Diese werden im weiteren Verlauf als Messgeräte für Abrechnungs- und Vergleichszwecke bezeichnet.

Für die Messung werden zwei separate Schaltschränke installiert. Ein Schaltschrank enthält die Abrechnungsmessgeräte und der andere die Vergleichsmessgeräte. Die Vergleichs-messgeräte werden grundsätzlich vom Anschlussnehmer installiert. Die Abrechnungsmess-geräte müssen von TTG installiert werden. Die Messgeräte für Vergleichszwecke werden in einem separaten vom Anschlussnehmer zu liefernden Schaltschrank installiert. Der An-schlussnehmer ist für den Anschluss der Messwandler (Eigentum des Anschlussnehmers) und der Eigenbedarfsstromversorgung an die Klemmleisten in dem Schaltschrank verant-wortlich.

TTG fungiert grundsätzlich als verantwortlicher Netzbetreiber des Offshore-Netzes. TTG ist daher normalerweise der Betreiber des Messbereichs und der Messdienstleistungen bzgl. des NAP. Beide Funktionen sind in der deutschen WiM-Richtline (Wechselprozesse im Messwesen) [18] verordnungsrechtlich miteinander verknüpft.

Anschlusstechnik


TTG ist daher für die Installation und den Betrieb der Messgeräte für Abrechnungszählung am NAP verantwortlich.

Die derzeit in Deutschland anwendbaren Kalibrierungsvorschriften müssen bei der gesamten Auslegung und Installation des Messsystems beachtet werden. Darüber hinaus ist die deut-sche VDE-Anwendungsregel VDE-AR-N 4400:2011-09 Messwesen Strom [24] die ebenfalls einige Vorgaben enthält, zu beachten.

Neben der beschriebenen Zählung am NAP wird empfohlen, dass der Anschlussnehmer ebenfalls das Messequipment für die Aufzeichnung des Energieverbrauchs der sekundär-technischen Einrichtungen und der vom Dieselgenerator gelieferten Energie bereitstellt.

6.2.7.8.2 Messgeräte Für die Messungen sind Präzisionsmessgeräte mit Lastprofilerkennung für die Wirkleistung (Klasse 0.2) und Blindleistung (als Grundanforderung Klasse 2.0) zu verwenden. Für die Ab-rechnung und den Vergleich sind Messgeräte verschiedener Hersteller zu verwenden. Die für Abrechnungs- und Vergleichszwecke zu verwendenden Messgerätetypen sind im Einzel-nen während der ausführlichen Planungsphase abzustimmen.

Jedes Messgerät muss über Datenschnittstellen mit einem Standardprotokoll für die Fernab-lesung des Lastprofils über Kommunikationsmodule ausgestattet sein. Hierfür wird ein Proto-koll gemäß DIN EN 62056-21 (Duplex-Übertragungsmodus mit 9600 Baud) verwendet.

TTG wird beide Messgeräte für Abrechnungs- und Vergleichszwecke per Fernablesung über diese Schnittstelle ablesen. TTG ist darüber hinaus bereit, dem Anschlussnehmer eine Schnittstelle für die Fernablesung der Messgeräte zu Vergleichszwecken zur Verfügung zu stellen. Die Messgeräte verfügen grundsätzlich über zwei Schnittstellen (eine für TTG und eine für den Anschlussnehmer). Diese Schnittstelle ermöglicht eine automatische Ablesung aller Messgeräte (für Abrechnungs- und Vergleichszwecke) durch das Messdatenmanage-mentsystem der TTG und damit eine schnelle Abrechnung. Die Registrierperiode ist eine Viertelstunde.

Für jeden Übergabemesspunkt wird von TTG eine Zählpunktbezeichnung (Identifikations-code) vergeben.

Eine Übersicht über die von TTG verwendeten Standardzählertypen für Abrechnungs- und Vergleichszwecke wird dem Anschlussnehmer auf Anfrage zur Verfügung gestellt.

6.2.7.8.3 Anschluss der Messwandler an das Messsystem Die Schaltkreise der Spannungs- und Stromwandler sind in separaten Kabeln zu verlegen. Zwischen der Klemmenleiste des Messwandlers, der Zwischenanschlussdose und dem Messschaltschrank sind durchgehende (ungeschnittene) Kabel zu verlegen. Die Querschnit-te sind anhand der folgenden Spezifikationen auszuwählen. Der Mindestquerschnitt muss aufgrund der erforderlichen mechanischen Festigkeit 4 mm² (Kupfer) betragen.

6.2.7.8.3.1 Spannungswandler

Für die Messung sind induktive Spannungswandler zu verwenden. Die Verwendung kapazi-tiver Spannungswandler ist aufgrund von Problemen mit der langfristigen Stabilität nicht zu-lässig.

Anschlusstechnik


Das Messsystem ist im Allgemeinen über 4 Kabel mit den Spannungswandlern verbunden. Ein Anschluss der Messwicklungen (Wicklungen 2 und 3) ist an den Spannungswandlern (Anschlussdose) auf kürzest mögliche Weise mit Hilfe von Erdungsbändern, die vom Herstel-ler des Wandlers zu diesem Zweck mitgeliefert werden, zu erden.

Die weiterhin ungeschützten Sekundärtechnikleitungen des Spannungswandlers verlaufen von der Klemmenleiste des Wandlers zu den Leistungsschaltern des Spannungswandlers in den Zwischendosen auf dem kürzest möglichen Weg in separaten Kabeln. Der Überlast- und Kurzschlussschutz ist hier durch spezielle Sicherungsautomaten für Spannungswandler si-cherzustellen.

Der für Spannungswandler zulässige Schutz wird durch TTG vorgegeben. Im Rahmen seiner Planung kann der Anschlussnehmer von der nachfolgenden Spezifikation ausgehen:

• Abmessungen: 45 X 102,5 x 101 mm (Breite x Tiefe x Höhe)

• Spannung: 690 V AC (Effektivwert)

• Thermische Auslösung: 12 A effektiv (Auslösung nach 60 ms)

• Thermischer Auslöser: 1 A (Überlastauslösung)

• Widerstand: < 11 mΩ

Der Querschnitt der Sekundärtechnikkabel muss so dimensioniert werden, dass der auftre-tende Spannungsverlust zwischen den Wandleranschlüssen und den Messanschlüssen un-ter Volllast nicht mehr als 0,05 % beträgt. Der erforderliche Querschnitt (Mindestquerschnitt 4 mm²) wird anhand der folgenden Gleichung berechnet:

𝐴𝐴 =𝑆𝑆 ∙ 𝑙𝑙 ∙ 3

0,0005 ∙ 𝑈𝑈𝑛𝑛2 ∙ 𝑘𝑘 [mm2]

𝐴𝐴 = Querschnitt [mm2]

𝑆𝑆 = Leistung [VA]

𝑙𝑙 = Leitungslänge [m]

𝑈𝑈𝑛𝑛 = Bemessungsspannung (Leiter-Leiter-Spannung) [V]

𝑘𝑘 = Leitfähigkeit

Für Kupfer und bei +35 °C ist ein Leitfähigkeitswert von 53 m/(Ω mm²) zu verwenden.

6.2.7.8.3.2 Stromwandler

Der Anschluss der Messgeräte für Abrechnungs- und Vergleichszwecke muss grundsätzlich mit 6 Kabeln erfolgen. Alle Adern des Messwandlers sind direkt in der Anschlussdose des Wandlers an der Anschlussklemme S2 zu erden.

Die Betriebslast des Stromwandlers muss weniger als 100 % der Nennlast betragen. Zusätz-liche Lasten werden nicht angewendet. Der erforderliche Querschnitt (Mindestquerschnitt 4 mm²) wird anhand der folgenden Gleichung berechnet:

𝐴𝐴 =𝐼𝐼2 ∙ 2 ∙ 𝑙𝑙

𝑆𝑆Transformer − 𝑆𝑆Meter ∙ 𝑘𝑘 [mm2]

Anschlusstechnik


𝐴𝐴 = Querschnitt [mm²]

𝑙𝑙 = Leitungslänge [m]

𝑆𝑆Transformer = Leistung (Last) des Wandlers [VA]

𝑆𝑆Meter = Leistungsaufnahme des Messgeräts [VA]

𝑘𝑘 = Leitfähigkeit

Für die Leistungsaufnahme des Messgeräts kann ein Wert von weniger als 3 VA angenom-men werden. Für Kupfer und bei +35 °C ist ein Leitfähigkeitswert von 53 m/(Ω mm²) zu ver-wenden.

6.3 Miete von Glasfaserkabeln durch den Anschlussnehmer Der Anschlussnehmer kann von TTG Glasfaserkabel für die Onshore-Offshore-Kommunikation mieten. Die geschäftlichen Details werden durch den Glasfaserkabelmietver-trag geregelt. Dieser kann von TTG angefordert werden.

Die Miete der Glasfaserkabel umfasst keine aktive Technologie (d. h. ausschließlich das rei-ne Kabel). Die vom Anschlussnehmer verwendete Technologie muss daher in der Lage sein, die gesamte Strecke zwischen der Offshore-Plattform und dem Onshore-Übertragungspunkt abzudecken. Die Dämpfung des Glasfaserkabels wird auf Anfrage des Anschlussnehmers für das jeweilige Projekt ermittelt (berechneter Wert).

TTG wird einen Kabelanschlussschrank (Glasfaserverteiler) auf der Plattform des An-schlussnehmers installieren. TTG wird die Kabelanschlussvorrichtungen in dem Anschluss-schrank installieren, in dem die Glasfaserkabel der TTG angeschlossen werden. Die Kon-zeption der Anschlusslitzen erfolgt in Abstimmung mit TTG. Der Anschlussnehmer kann dar-über hinaus eine Kabelanschlussvorrichtung mit einer Höheneinheit in dem Anschluss-schrank installieren und die Glasfaserkabel von dort zu dem gewünschten Ort zu leiten. Die Verbindung zwischen den Kabelanschlussvorrichtungen des Anschlussnehmers und TTG ist mit einem Glasfaser-Patchkabel herzustellen.

Der Übergabepunkt an Land befindet sich normalerweise in der Nähe der Deichüberquerung und wird von TTG für das jeweilige Projekt mitgeteilt. TTG wird einen weiteren Kabelan-schlussschrank an seinem Übergabepunkt an Land aufstellen, in dem die Kabelanschluss-vorrichtung (1 Rahmeneinheit) des Anschlussnehmers installiert werden kann. TTG stellt keine Bodenfläche bzw. Stromversorgung und oder andere Dienstleistungen für die eigenen Übertragungssysteme des Anschlussnehmers zur Verfügung. Der Anschlussnehmer ist für die Beschaffung aller geeigneten Bedingungen und Dienstleistungen verantwortlich.

Operativer Betrieb und Netzführung


7 Operativer Betrieb und Netzführung Operativer Betrieb und Netzführung bei TTG sind Teil der zu erfüllenden Pflichten für einen ordnungsgemäßen Netzbetrieb. Sie umfassen die Gesamtheit der Aufgaben der Planung des Netzeinsatzes und der Systembilanz sowie der Netzführung und Systemregelung. Die Details zum operativen Betrieb und der Netzführung werden zwischen TTG und dem An-schlussnehmer vertraglich in einer Betriebsführungsvereinbarung auf Basis der durch TTG in diesem Kapitel bereitgestellten Anforderungen geregelt.

7.1 Betrieb der Schaltanlagen

7.1.1 Allgemeines Der Betrieb von elektrischen Anlagen umfasst alle technischen und organisatorischen Tätig-keiten, die erforderlich sind, damit die Anlagen funktionstüchtig und sicher sind. Zu den Tä-tigkeiten gehören sämtliche Bedienungsmaßnahmen sowie elektrotechnische und nichtelekt-rotechnische Arbeiten, wie sie in einschlägigen Vorschriften und Regeln beschrieben sind.

Das für den Betrieb der Schaltanlagen eingesetzte Personal muss gemäß [14] und [25] quali-fiziert sein.

Zutritt zu den Schaltanlagen haben nur Elektrofachkräfte und elektrotechnisch unterwiesene Personen. Für den Zutritt von Anlagen oder Anlagenteilen der TTG ist zusätzlich eine ent-sprechende Unterweisung durch TTG erforderlich. Laien im Sinne der Vorschriften [14] und [25] dürfen Anlagen nur in Begleitung von Elektrofachkräften oder elektrotechnisch unterwie-senen Personen betreten.

Ein Ansprechpartner des Anschlussnehmers mit Schaltberechtigung und Verantwortung für seinen Anlageneinsatz am Netzanschluss muss für TTG jederzeit erreichbar sein. Für jedes Netzelement ist ein Anlagenverantwortlicher festzulegen, der die Funktion des Ansprech-partners übernimmt. Für die Durchführung von Schalthandlungen sind entsprechend schalt- und weisungsberechtigte Personen zu benennen.

Der Betrieb des Netzanschlusses, insbesondere Schalthandlungen und Arbeiten am Netzan-schluss, werden gemäß dem "Technisches Handbuch Netz, Kapitel: Netzführung und Arbei-ten im Netz" (NAN) [13] durchgeführt. Die entsprechenden Auszüge werden dem Anschluss-nehmer im Zuge des Betriebserlaubnisverfahrens zur Verfügung gestellt.

Hat ein Anschlussnehmer mehr als einen NAP am Netz der TTG oder bei anderen Netzbe-treibern, so dürfen diese ohne Freigabe durch TTG grundsätzlich nicht durch Anlagen des Anschlussnehmers elektrisch miteinander verbunden betrieben werden. Die Anschlussneh-mer haben Schalthandlungen von direkt an das TTG Netz angeschlossenen Anlagen mit TTG zu koordinieren. Eine Schalthandlung im Netz des Anschlussnehmers mit möglichen Auswirkungen auf das Netz der TTG ist erst nach Zustimmung durch TTG zulässig. Es kann auch für bestimmte Betriebszustände und Betriebsmittel eine generelle Zustimmung zwi-schen dem Anschlussnehmer und TTG vereinbart werden.

7.1.2 Weisungsrecht der TTG Die TTG ist berechtigt und verpflichtet zu folgenden Zwecken Maßnahmen (auch in unterla-gerten Spannungsebenen) anzuordnen:

• zur Erhaltung oder zur Wiederherstellung eines sicheren Netzzustandes,



• zur Rückführung des Systems aus einem kritischen in einen unkritischen Zustand.

7.1.3 Schalthandlungen im Notfall Die Bestimmungen der vorangehenden Abschnitte berühren nicht das Recht und die Pflicht jeder verantwortlichen Stelle, im Notfall oder bei Gefahr im Verzuge unverzüglich die not-wendigen Maßnahmen zur Abwendung unmittelbarer Gefahren für Personen und Sachen zu treffen. Anschlussnehmer und TTG haben sich in einem solchen Falle umgehend gegensei-tig über die Lage und die getroffenen Maßnahmen zu informieren.

7.2 Betriebsplanung Die Betriebsplanung stellt sicher, dass kurz- und mittelfristig eintretende Ereignisse, wie War-tungs- und Instandhaltungsarbeiten an Betriebsmitteln, Baumaßnahmen in den Netzen oder kurzfristig angemeldete Übertragungen, in das tägliche Betriebsgeschehen eingeplant und sicher durch die Netzführung beherrscht werden.

Die Betriebsplanung berücksichtigt - im Unterschied zur Netzausbauplanung und der dort zu beachtenden Zuverlässigkeit - die Netzsicherheit, z. B. durch Betrachtung von konkreten Ausfallsituationen und geplanten Abschaltungen.

Grundlage der Betriebsplanung für den betrachteten Zeitbereich sind alle Übertragungen gemäß den Netznutzungsbedingungen unter Einschluss der Reserveeinspeisungen sowie der geplante Netzzustand. Der zu Grunde gelegte Netzzustand schließt geplante Abschal-tungen von Netzbetriebsmitteln und EZA ein.

Geplante Abschaltungen sind seitens des Anschlussnehmers für die Folgewoche spätestens bis Mittwoch 16:00 h bei der Betriebsplanung schriftlich anzumelden.

7.3 Instandhaltung Die TTG und der Anschlussnehmer sind jeder für in seinem Eigentum stehende Betriebsmit-tel und Anlagenteile verantwortlich.

Alle Anlagenteile sind nach dem Stand der Technik instand zu halten, um einen ordnungs-gemäßen und netzanschlussregelkonformen Betrieb zu gewährleisten.

Sicherheitsrelevante Anlagenteile, z. B. Leistungsschalter, Batterien, Schutzeinrichtungen, usw. sind nach einem Inspektionsplan regelmäßig zu überprüfen.

7.4 Netzführung Zu den wichtigsten Aufgaben der Netzführung gehören die Systemdienstleistungen (Fre-quenzhaltung, Spannungshaltung und Versorgungswiederaufbau), die Netzüberwachung, die Sicherstellung der Netzsicherheit in Verbindung mit der statischen und transienten Stabi-lität sowie der Sternpunktbehandlung, die Anweisung und Durchführung von Schalthandlun-gen, die Durchführung der Spannungs-Blindleistungs-Regelung.

Die Netzführung folgt dabei den Vorgaben der Betriebsplanung und sorgt im Rahmen der kontinuierlichen Sicherheitsbetrachtung mit den verfügbaren betrieblichen Möglichkeiten für die Beherrschung bzw. Begrenzung der Auswirkung von Störungen.

Die jeweils zuständige Netzführungsstelle bei TTG ist für den sicheren Betrieb des Netzes und für die Erfüllung der Systemdienstleistungsaufgaben schaltauftrags- und weisungsbe-rechtigt gegenüber Anschlussnehmern.



Der gestörte Betrieb umfasst alle vom Normalbetrieb abweichenden Systemzustände. TTG hat im Rahmen des Störungsmanagements die Pflicht, die zur Störungsbegrenzung bzw. zum Netzwiederaufbau erforderlichen technischen Maßnahmen durchzuführen. Der sichere Systembetrieb und seine Wiederherstellung hat damit Vorrang vor den Interessen der An-schlussnehmer.

Sind korrektive Maßnahmen nicht erfolgreich bzw. besteht weiterhin die Gefahr einer Stö-rungsausweitung, ist TTG berechtigt, zur Aufrechterhaltung des sicheren Systembetriebs bzw. zum schnellen Netzwiederaufbau Netzbereiche kurzzeitig abzuschalten. Entsprechende Handlungsanweisungen durch TTG sind im Störungsfall unverzüglich umzusetzen.

Zur Störungsaufklärung oder Ähnlichem sind Betriebsdaten, Messwerte, Störungs- und Mel-dungsprotokolle, Aufzeichnungen usw. auszutauschen.

7.5 Betriebsführungsvereinbarung Der Abschluss einer Betriebsführungsvereinbarung ist notwendig. Die Betriebsführungsver-einbarung umfasst insbesondere folgende Punkte:

• Benennung der verantwortlichen Ansprechpartner für den Anlageneinsatz und den Schaltbetrieb, der jederzeit erreichbar ist

• Weisungsbefugnisse von TTG bzgl. der Fahrweise der Anlage des Anschlussneh-mers (Wirk- und Blindleistung) und für Schalthandlungen

• Beschreibung der Zuständigkeiten der Netzführung zwischen Anschlussnehmer und TTG

• Abwicklung Schaltungen im Normalbetrieb und bei Störungen sowie Probeschaltun-gen

• anzuwendende Vorschriften und Sicherheitsbestimmungen

• Einräumung von ergänzenden Zugangsberechtigungen

• Zusammenarbeit mit der Betriebsplanung

• Festlegung des durch den Anschlussnehmer beobachtbaren Netzbereiches der TTG

7.6 Konformitätsüberwachung im Betrieb Der Anschlussnehmer:

• stellt sicher, dass jede EZA während der gesamten Lebensdauer der Anlage die nach den O-NAR geltenden Anforderungen erfüllt

• unterrichtet TTG über jede geplante Änderung der technischen Möglichkeiten einer EZA, die die Erfüllung der nach den O-NAR geltenden Anforderungen beeinträchti-gen könnte, bevor er diese Änderung in die Wege leitet

• unterrichtet TTG über alle Störungen oder Ausfälle einer EZA, die ihre Erfüllung der Anforderungen der O-NAR beeinträchtigt, unverzüglich nach Eintreten der Störungen

• unterrichtet TTG rechtzeitig über die geplanten Testprogramme und -verfahren, die bei der Prüfung der Erfüllung der Anforderungen der O-NAR durch eine EZA durch-zuführen sind, bevor er sie einleitet. Die geplanten Testprogramme und -verfahren bedürfen der vorherigen Erlaubnis von TTG



TTG kann an solchen Tests teilnehmen und das Betriebsverhalten der EZA aufzeichnen.

Literatur- und Quellenverzeichnis


8 Literaturverzeichnis [1] Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V., Technische Regeln für den

Anschluss von HGÜ-Systemen und über HGÜ-Systeme angeschlossene Erzeugungsanlagen (VDE-AR-N 4131:2019-03), Berlin, 01.03.2019.

[2] Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V., Technische Anschlussregeln Höchstspannung (VDE-AR-N 4130:2018-11), Berlin, 01.11.2018.

[3] Europäische Kommission, VERORDNUNG (EU) 2016/1447 DER KOMMISSION vom 26. August 2016 zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungssysteme und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, Brüssel, 08.09.2016.

[4] Europäische Kommission, VERORDNUNG (EU) 2016/631 DER KOMMISSION vom 14. April 2016 zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für Stromerzeuger, Brüssel, 27.04.2016.

[5] Bundesrepublik Deutschland, Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz-EnWG), vom 07. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), zuletzt geändert durch das Gesetz vom 21. Juli 2014 (BGBl. I S. 1066).

[6] TenneT TSO GmbH, Technisches Handbuch Netz, Kapitel: Bauen und Errichten, Bayreuth, ständig aktualisiert.

[7] Europäische Kommission, VERORDNUNG (EU) 2016/1388 DER KOMMISSION vom 17. August 2016 zur Festlegung eines Netzkodex für den Lastanschluss, Brüssel, 18.08.2016.

[8] Europäische Kommission, VERORDNUNG (EU) 2017/2196 DER KOMMISSION vom 24. November 2017 zur Festlegung eines Netzkodex über den Notzustand und den Netzwiederaufbau des Übertragungsnetzes, Brüssel, 28.11.2017.

[9] Europäische Kommission, VERORDNUNG (EU) 2017/1485 DER KOMMISSION vom 2. August 2017 zur Festlegung einer Leitlinie für den Übertragungsnetzbetrieb, 25.08.2017.

[10] Europäische Kommission, VERORDNUNG (EU) 2017/2195 DER KOMMISSION vom 23. November 2017 zur Festlegung einer Leitlinie über den Systemausgleich im Elektrizitätsversorgungssystem, Brüssel, 28.11.2017.

[11] Europäische Kommission, VERORDNUNG (EU) 2016/1719 DER KOMMISSION vom 26. September 2016 zur Festlegung einer Leitlinie für die Vergabe langfristiger Kapazität, Brüssel, 27.09.2016.

[12] Europäische Kommission, VERORDNUNG (EU) 2015/1222 DER KOMMISSION vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement, Brüssel, 25.07.2015.

[13] TenneT TSO GmbH, Technisches Handbuch Netz, Kapitel: Netzführung und Arbeiten im Netz, kurz: NAN, Bayreuth, ständig aktualisiert.

[14] Deutsches Institut für Normung (DIN), DIN VDE 0105-100 "Betrieb von elektrischen Anlagen". [15] Deutsches Institut für Normung (DIN), DIN EN 60071-1 (VDE 0111-1) "Isolationskoordination". [16] Deutsches Institut für Normung (DIN), DIN EN 50160 "Merkmale der Spannung in öffentlichen

Elektrizitätsversorgungsnetzen". [17] Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V., „DACHCZ: Technische Regeln

zur Beurteilung von Netzrückwirkungen“. [18] Bundesnetzagentur, „Wechselprozesse im Messwesen, WiM-Richtlinie,“ 2011. [19] CIGRE C4.307, „Transformer Energization in Power Systems: A Study Guide,“ Februar 2014. [20] TenneT TSO GmbH, SHE-Richtlinie der TenneT Offshore GmbH und deren

Beteiligungsgesellschaften, www.tennet.eu, ständig aktualisiert. [21] Deutsches Institut für Normung (DIN), DIN VDE 0100-410: Errichten von

Literatur- und Quellenverzeichnis


Niederspannungsanlagen – Teil 4-41: Schutzmaßnahmen – Schutz gegen elektrischen Schlag. [22] Deutsches Institut für Normung (DIN), DIN VDE 0100-600: Errichten von

Niederspannungsanlagen – Teil 6: Prüfungen. [23] Deutsches Institut für Normung (DIN), DIN VDE 0100 "Errichten von Niederspannungsanlagen". [24] Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V., VDE-AR-N 4400:2011-09 -

Messwesen Strom (Metering Code), 01.09.2011. [25] BG ETEM, DGUV Vorschrift 3 - Unfallverhütungsvorschrift Elektrische Anlagen und

Betriebsmittel.

Verzeichnis der Anhänge


9 Verzeichnis der Anhänge Nachfolgend sind alle mitgeltenden Anhänge aufgeführt. Da einige dieser Anhänge sensible Daten enthalten, sind die entsprechenden Dokumente nicht öffentlich verfügbar. Sie werden dem Anschlussnehmer im Verlauf des Betriebserlaubnisverfahrens rechtzeitig zur Verfügung gestellt.

Anhang Bezeichnung

A Allgemeine Erläuterungen und Begriffe

A0 Glossar

B Verfahren, Schnittstellen und Technische Anforderungen für Erzeu-gungsanlagen

B0 Grundlagen der Auslegung von Netzanschlusssystemen

B1 Transmission Capacity Management I

B2 Empfehlung Blockeinschaltung Netzanschlusspunkt

B3 Empfehlung H-Schaltung Netzanschlusspunkt

B4 Empfehlung Polygoneinschaltung Netzanschlusspunkt

B5 Empfehlung Mittelspannungsschaltanlage auf der OWP Plattform (Skizze)

B6 Netzanschlusspunkt Direktanschluss

B7 Schaltanlage Anschlussnehmer Direktanschluss

B8 Systemautomatiken

C Inbetriebnahmetests

C0 Errichterbescheinigung Vorschriften und Normen 1

C1 Errichterbescheinigung Vorschriften und Normen 2

C2 Primärtechnische Daten 1

C3 Primärtechnische Daten 2

C4 Sekundärtechnische Daten 1

C5 Sekundärtechnische Daten 2

C6 Errichterbescheinigung Zählung

Verzeichnis der Anhänge


C7 Inbetriebsetzungsanmeldung

C8 Berechtigungsliste

C9 Prüfprotokoll Fernsteuerbarkeit Schaltgeräte

C10 Prüfprotokoll Überprüfung Fernwirkeinrichtungen

C11 Errichterbescheinigung Systemautomatik Spannungs- und Frequenzschutz

C12 Errichterbescheinigung Systemautomatik Untererregungsüberwachung

C13 Errichterbescheinigung Systemautomatik Wirkleistungsabgabe bei Frequenz-abweichung

C14 Errichterbescheinigung Systemautomatik Emergency Power Control

C15 EisMan Test

C16 Prüfprotokoll Steuerung und Regelbarkeit Blindleistungsaustausch

C17 Konformitätstests der Blindleistungsbereitstellung

C18 Konformitätstests der Blindleistungsregelmodi

C19 Konformitätstests der Frequenzregelfähigkeit

Netzanschlussregeln TenneT TSO GmbH

NAR-O-B8

Titel (Title) Anhang B8: Anforderungen an die Systemautomatiken

Seite (Page): 1 of 9

Stand (Date): 09.04.2019

Anwendungsbereich (Area of Application):

Offshore- Netzanschlüsse

Hinweise und Bemerkungen (Notes and remarks):

Ansprechstelle (Contact): TenneT TSO GmbH Bernecker Straße 70 95448 Bayreuth


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Stand (Date): 09.04.2019

Inhaltsverzeichnis

Inhaltsverzeichnis ........................................................................................................................ 2

1 Anlass und Einleitung ........................................................................................................... 3

2 Allgemein .............................................................................................................................. 3

3 Frequenzschutz ..................................................................................................................... 3

4 Über-/Unterspannungsschutz ............................................................................................... 4

5 EPC (Emergency Power Control) .......................................................................................... 5

6 Prüfung .................................................................................................................................. 7

7 Literaturverzeichnis ............................................................................................................... 8


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Stand (Date): 09.04.2019

1 Einleitung Im Rahmen dieses Dokuments sollen die in den O-NAR beschriebenen Systemautomatiken de-taillierter beschrieben und zusätzliche Festlegungen getroffen werden. Zusätzlich wird die Emergency Power Control (EPC) Systemautomatik definiert.

2 Allgemein Die Systemautomatiken sollen unter anderem bei einem Fehlverhalten der Regelung bzw. Steue-rung einer Erzeugungseinheit bzw. der gesamten Erzeugungsanlage eingreifen. Deshalb wird empfohlen alle Systemautomatiken unabhängig von der Regelungs- bzw. Steuerungstechnik der Erzeugungseinheit bzw. Erzeugungsanlage auszuführen. Ein Ausfall bzw. eine Fehlfunktion der Regelung bzw. Steuerung darf die Funktionsfähigkeit der Systemautomatiken nicht beeinträchti-gen. Gegebenenfalls können die Systemautomatiken mit in den sowieso erforderlichen Schutzre-lais realisiert werden.

3 Frequenzschutz Es ist eine Systemautomatik zur Reaktion bei Über- oder Unterfrequenz einzusetzen. Dabei wird die Frequenz dezentral in der Erzeugungseinheit gemessen. Die Anregeschwellen und Zeitver-zögerungen sind in Tabelle 1 festgelegt.

Tabelle 1 Stufen, Anregeschwellen und Zeitverzögerungen für den Frequenzschutz

Stufe Anregeschwelle Zeitverzögerung

f< 47,5 Hz 20 s

f<< 47 Hz 0,3 s

f> 51,5 Hz 15 min

f>> 52 Hz 0,3 s

Folgende Auslösungen sind vorzusehen:

• Bei den Stufen f< oder f> muss die jeweilige Erzeugungseinheit abgeschaltet werden. Dabei muss der Generator bzw. Umrichter vom Netz getrennt werden (Generatorleis-tungsschalter). Der Eigenbedarf kann falls gewünscht und technisch möglich weiterhin aus dem Netz bezogen werden.

• Bei den Stufen f>> oder f<< muss die gesamte Erzeugungseinheit abgeschaltet werden. Dies gilt auch für ggf. separat aufgebaute Eigenbedarfsversorgung.


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Stand (Date): 09.04.2019

4 Über-/Unterspannungsschutz 4.1 Allgemeines Gemessen wird die Spannung in jeder Erzeugungseinheit auf der Unterspannungsseite des Ma-schinen-Transformators. Alternativ wird eine Messung auf der Oberspannungsseite des Maschi-nen-Transformators ebenfalls zugelassen. Es sind eine zweistufige Systemautomatik gegen Überspannungen und eine einstufige Systemautomatik gegen Unterspannungen vorgesehen.

Zur Klarstellung soll noch darauf hingewiesen werden, dass natürlich die gemessenen Spannun-gen in den einzelnen Erzeugungseinheiten abhängig von den Impedanzen der Betriebsmittel und dem aktuellen Stromfluss alle unterschiedlich sind. Das heißt, dass die einzelnen Über-/Unterspannungsschutzeinrichtungen auch nicht gleichzeitig anregen und damit auch nicht gleichzeitig auslösen. Eine zeitgleiche Auslösung ist auch nicht erforderlich.

Bei einer Auslösung muss die jeweilige Erzeugungseinheit abgeschaltet werden. Dabei muss der Generator bzw. Umrichter vom Netz getrennt werden (Generatorleistungsschalter). Der Eigenbe-darf kann falls gewünscht und technisch möglich weiterhin aus dem Netz bezogen werden.

Hinweis: Bei einem Mehrfachanschluss in HGÜ-Technik mit eigener Umspannstation des An-schlussnehmers gibt es innerhalb des Netzschutzes der TTG einen Überspannungsschutz. Das ist jedoch ein Schutz für die HDÜ-Seekabel und keine Systemautomatik. Verantwortlich für die-sen Schutz ist TTG.

4.2 Systemautomatik bei Unterspannung Für die Systemautomatik bei Unterspannung soll die Anregeschwelle 85 % der Netznennspan-nung betragen (größter Wert der drei verketteten Spannungen). Das Rückfallverhältnis beträgt 1,02 bzw. die Hysterese beträgt 2 %.

Die Auslösung soll mehrstufig gemäß folgendem Schema erfolgen:

• ¼ der Erzeugungseinheiten nach 1,5 s




4.3 Systemautomatik bei Überspannung Für die Systemautomatik bei Überspannung soll die 1. Anregeschwelle 125 % der Nennspan-nung Un betragen (kleinster Wert der drei verketteten Spannungen). Das Rückfallverhältnis be-trägt 0,98 bzw. die Hysterese beträgt 2 %. Die Zeitverzögerung für die Auslösung soll hier ein-heitlich bei allen Erzeugungseinheiten 0,2 s betragen.

Für die Systemautomatik bei Überspannung soll die 2. Anregeschwelle 120 % der Nennspan-nung Un betragen (kleinster Wert der drei verketteten Spannungen). Das Rückfallverhältnis be-


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trägt 0,98 bzw. die Hysterese beträgt 2 %. Die Zeitverzögerung für die Auslösung soll hier ein-heitlich bei allen Erzeugungseinheiten 2 s betragen.

5 EPC (Emergency Power Control) 5.1 Allgemeines Gemäß Abschnitt 4.10.2 O-NAR ist durch den Anschlussnehmer eine Emergency Power Control (EPC) Systemautomatik zu realisieren, falls der Netzanschluss über eine HGÜ-Verbindung er-folgt. Zum Start bzw. zur Auslösung dieser Systemautomatik werden die Signale EPC2, EPC3 und EPC4 von TTG an den seeseitigen Anschlussnehmer übergeben. Es ist keine Messung elektrischer Größen durch den seeseitigen Anschlussnehmer erforderlich. EPC 1 ist eine TTG interne Automatik ohne weitere Auswirkungen für den seeseitigen Anschlussnehmer.

5.2 EPC 2 und EPC 3 Beim Empfang eines EPC2 Signals soll die Wirkleistungsabgabe auf 50 % der vereinbarten An-schlusswirkleistung begrenzt werden. Der durch das EPC-Signal vorgebenene Endwert muss so schnell wie technisch möglich erreicht werden. Als Mindestanforderung muss die Wirkleistungs-reduzierung entsprechend der Vorgaben der TAR HGÜ Abschnitt 10.2.5.5 (vgl. [1]) erfolgen und eine durchschnittliche Geschwindigkeit von mindestens 25 % der vereinbarten Anschlusswirkleis-tung PAV pro Sekunde aufweisen.

Beim Empfang eines EPC3 Signals soll die Wirkleistungsabgabe auf 25 % der vereinbarten An-schlusswirkleistung begrenzt werden. Der durch das EPC-Signal vorgebenene Endwert muss so schnell wie technisch möglich erreicht werden. Als Mindestanforderung muss die entsprechend der Vorgaben der TAR HGÜ Abschnitt 10.2.5.5 (vgl. [1]) erfolgen und eine durchschnittliche Ge-schwindigkeit von mindestens 25 % der vereinbarten Anschlusswirkleistung PAV pro Sekunde aufweisen.

In Bezug auf die Signale EPC2 und EPC3 hat die Leistungsreduktion auch zu erfolgen, wenn das jeweilige Signal nur kurzzeitig (z. B. 1 s) ansteht. Die Reaktion ist also unabhängig von der Dauer oder späteren Wiederholungen des Signals. Weiterhin ist keine Reaktion erforderlich, wenn die momentane Leistung der Erzeugungsanlage geringer als die maximal zulässige Leistung der jeweiligen Stufe (50 % bei EPC2 und 25 % bei EPC3) ist. Dann ist aber sicherzustellen, dass die Leistung zukünftig nicht über den jeweiligen Maximalwert ansteigt (z. B. durch eine höhere Windgeschwindigkeit).

Wird ein EPC3 Signal gesendet, nachdem zuvor bereits ein EPC2 Signal gesendet wurde, erfolgt eine Reduzierung von 50 auf 25 % der vereinbarten Anschlusswirkleistung. Das EPC3 Signal ist höherwertiger als das EPC2 Signal. Das heißt, dass bei einem EPC3 Signal und einem ggf. zeit-gleich aktiven EPC2 Signal immer eine Wirkleistungsreduzierung auf 25 % erfolgen muss.

5.3 EPC 4 Mit dem EPC4 Signal wird die Wirkleistungsreduktion wieder aufgehoben. Die Wirkleistung darf dann mit einer Geschwindigkeit von maximal 10 % der vereinbarten Anschlusswirkleistung pro


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Minute ansteigen. Das EPC4 Signal ist höherwertig als das EPC2 oder das ECP3 Signal. Das heißt, dass bei anstehendem ECP 4 Signal keine Wirkleistungsbegrenzung (mehr) erforderlich ist.

5.4 Priorisierung der EPC-Signale Die Emergency Power Control Systemautomatiken EPC2 und EPC3 stehen in der Rangfolge über den Signalen des Einspeisemanagements. Erst nach Erhalt des Signals EPC4 sind die Sig-nale des Einspeisemanagements wieder gültig.

5.5 Übergabe der EPC-Signale Für die Übergabe der Signale EPC2 bis 4 stellt TTG in den Sekundärtechnikschränken Kontakte gemäß der Darstellung in der folgenden Abbildung zur Verfügung.

BE1

BE2

BA1

BA2

7XV5653-0BA00

EPC2

EPC3

Leistungsregelung des Offshore Windparks

BE

BE

BE1

BE2

BA1

BA2

7XV5653-0BA00

EPC4BE

LWL

LWL

7XV5662-0AD00

LWL

E1

Binärsignal-übertrager

Kommunika-tionsumsetzer

+

-

Realisierung und Eigentum Offshore WindparkRealisierung und Eigentum TenneT

S5Hbetz

Abbildung 1: Signalweitergabe EPC2, EPC3 und EPC4 am Netzanschlusspunkt

Die EPC Signale werden je Netzanschlusspunkt übergeben und müssen auf die am jeweiligen Netzanschlusspunkt angeschlossenen Erzeugungsanlagen wirken. Wenn alle EZA des An-schlussnehmers an den gleichen NKP angeschlossen sind, ist es nach Rücksprache mit TTG möglich die Signale jeweils parallel zu schalten bzw. ODER zu verknüpfen.

Für eine mögliche Erweiterung der EPC-Funktionalität ist die benötigte Nachrichtentechnik für mindestens ein weiteres Signal (z.B. EPCx) gemäß obiger Abbildung vorzuhalten. Weitere De-tails sind im Vorfeld mit TTG abzustimmen.

Abweichend von den Vorgaben in diesem Dokument kann die Umsetzung der Emergency-Power-Control-Systemautomatik ggf. auch über die standardisierte Schnittstelle gemäß Abschnitt 6.1.4.3.1 der O-NAR erfolgen.


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Stand (Date): 09.04.2019

6 Prüfung Die Funktion der Systemautomatiken muss im Rahmen der Nachweisführung und der Inbetrieb-nahmetests gemäß Kapitel 5 der O-NAR nachgewiesen werden. Zusätzlich wird im Rahmen der Schnittstellentests die Weitergabe der EPC-Signale von der TTG Sekundärtechnik bis zum Binä-reingang des Reglers des seeseitigen Anschlussnehmern geprüft.


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Stand (Date): 09.04.2019

7 Literaturverzeichnis

[1] Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V., Technische Regeln für den Anschluss von HGÜ-Systemen und über HGÜ-Systeme angeschlossene Erzeugungsanlagen (VDE-AR-N 4131, Berlin, ständig aktualisiert.

[2] Europäische Kommission, VERORDNUNG (EU) 2016/1447 DER KOMMISSION vom 26. August 2016 zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungssysteme und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, Brüssel, 2016.

[3] Tennet TSO GmbH, Technisches Handbuch Netz, Kapitel: Bauen und Errichten, Bayreuth, ständig aktualisiert.

[4] TenneT TSO GmbH, Technisches Handbuch Netz, Kapitel: Netzführung und Arbeiten im Netz, kurz: NAN, Bayreuth, ständig aktualisiert.

[5] Bundesrepublik Deutschland, Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz-EnWG), vom 07. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), zuletzt geändert durch das Gesetz vom 21. Juli 2014 (BGBl. I S. 1066).

[6] Europäische Kommission, VERORDNUNG (EU) 2016/631 DER KOMMISSION vom 14. April 2016 zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für Stromerzeuger, Brüssel, 2016.

[7] Europäische Kommission, VERORDNUNG (EU) 2017/1485 DER KOMMISSION vom 2. August 2017 zur Festlegung einer Leitlinie für den Übertragungsnetzbetrieb, 2017.

[8] Europäische Kommission, VERORDNUNG (EU) 2016/1388 DER KOMMISSION vom 17. August 2016 zur Festlegung eines Netzkodex für den Lastanschluss, Brüssel, 2016.

[9] Europäische Kommission, VERORDNUNG (EU) 2017/2196 DER KOMMISSION vom 24. November 2017 zur Festlegung eines Netzkodex über den Notzustand und den Netzwiederaufbau des Übertragungsnetzes, Brüssel, 2017.

[10] Europäische Kommission, VERORDNUNG (EU) 2017/2195 DER KOMMISSION vom 23. November 2017 zur Festlegung einer Leitlinie über den Systemausgleich im Elektrizitätsversorgungssystem, Brüssel, 2017.

[11] Europäische Kommission, VERORDNUNG (EU) 2016/1719 DER KOMMISSION vom 26. September 2016 zur Festlegung einer Leitlinie für die Vergabe langfristiger Kapazität, Brüssel, 2017.

[12] Europäische Kommission, VERORDNUNG (EU) 2015/1222 DER KOMMISSION vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement, Brüssel, 2015.

[13] CIGRE C4.307, „Transformer Energization in Power Systems: A Study Guide,“ Februar 2014.

[14] Deutsches Institut für Normung (DIN), DIN VDE 0100 "Errichten von


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Stand (Date): 09.04.2019

Niederspannungsanlagen", ständig aktualisiert.

[15] Bundesnetzagentur, „Wechselprozesse im Messwesen, WiM-Richtlinie,“ 2011.

[16] Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V., „DACHCZ: Technische Regeln zur Beurteilung von Netzrückwirkungen,“ 2007.

[17] BG ETEM, DGUV Vorschrift 3 - Unfallverhütungsvorschrift Elektrische Anlagen und Betriebsmittel, 2005.

[18] Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V., Technische Anschlussregeln Höchstspannung (VDE-AR-N 4130:2018-11), Berlin, 01.11.2018.

[19] Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V., Technische Regeln für den Anschluss von HGÜ-Systemen und über HGÜ-Systeme angeschlossene Erzeugungsanlagen (VDE-AR-N 4131:2019-03), Berlin, 01.03.2019.

[20] Deutsches Institut für Normung (DIN), DIN VDE 0105-100:2015-10 "Betrieb von elektrischen Anlagen", 01.10.2015.

[21] Deutsches Institut für Normung (DIN), DIN EN 60071-1 (VDE 0111-1):2010-09 "Isolationskoordination", 01.09.2010.

[22] Deutsches Institut für Normung (DIN), DIN EN 50160:2011-02 "Merkmale der Spannung in öffentlichen Elektrizitätsversorgungsnetzen", Berlin, 01.02.2011.

[23] Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V., VDE-AR-N 4400:2011-09 - Messwesen Strom (Metering Code), 01.09.2011.


NAR-O-C16

Titel (Title) Anhang C16: Prüfprotokoll Steuerung und Regelbarkeit des Blindleistungsaustausches

Seite (Page): 1 of 2 Stand (Date): 15.08.2019

Anwendungsbereich (Area of Application): Offshore-Netzanschlüsse




NAR-O-C16

Titel (Title) Anhang C16: Prüfprotokoll Steuerung und Regelbarkeit des Blindleistungsaustausches


Dieses Prüfprotokoll wird von TenneT ausgefüllt. Die Prüfung ist nach Errichtung und Inbetriebnahme aller Erzeugungseinheiten durchzuführen.

Das gesamte Dokument besteht (inkl. diesem Deckblatt, Anlagenverzeichnis und Anlagen) aus …Seiten. Überprüfung der Steuerbarkeit und Regelbarkeit des Blindleistungsaustausches Die Prüfung wird der von Schaltleitung ausgehend mit aktiver Beteiligung der Erzeugungsanlage durchgeführt. Die Spannung am Netzanschlusspunkt darf dabei nur soweit verändert werden, wie seitens der Netzführung erlaubt. Durchfahren vom minimalen Sollwert bis zum maximalen Sollwert

funktioniert funktioniert nicht

- Die maximale Blindleistungslieferung der EZA im

Quadrant III beträgt …………. Mvar bzw. der Leistungsfaktor ist ………….

- Die maximale Blindleistungsaufnahme der EZA im Quadrant II beträgt …………. Mvar bzw. der Leistungsfaktor ist ………….

(Anmerkung: es gilt das Verbraucherzählpfeilsystem nach DIN EN 62053-23)

Name in Druckbuchstaben ……………………………….. Bereich ……………………………….. Datum ……………………………….. Unterschrift ………………………………..


NAR-O-C02

Titel (Title) Anhang C2: Errichterbescheinigung

Primärtechnische Daten 1 Seite (Page): 1 of 2 Stand (Date): 15.08.2019





NAR-O-C02



An die Errichter / Betreiber TenneT TSO GmbH Firmenname: ……………….…….. ………………….. Sitz der Gesellschaft: …………………..…. ………………….. Anschrift: ……………………… Das gesamte Dokument besteht (inkl. diesem Deckblatt, Anlagenverzeichnis und Anlagen) aus …Seiten. Als Errichter und/oder Betreiber der o. g. Erzeugungsanlage haben wir die Anschlussanlage überprüft und in Betrieb gesetzt. Die Anschlussanlage ist funktionsfähig und entspricht den Vorgaben der O-NAR. Spannungsbereiche Die Erzeugungsanlage ist ausgelegt für eine

- Obere Dauerbetriebsspannung von ………. kV

- Untere Dauerbetriebsspannung von ………. kV

Kurzschlussfestigkeit Die Hochspannungsanlage und die Betriebsmittel sind ausgelegt für einen

- Bemessungs-Stoßstrom von ………. kA

- Bemessungs-Kurzzeitstrom (1 Sekunde) ………. kA

Elektrische Kenndaten Die elektrischen Kenndaten entsprechen den Vorgaben der O-NAR. Der Unterzeichnende bestätigt hiermit der TenneT TSO GmbH, dass die Angaben vollständig sind und den tatsächlichen Gegebenheiten entsprechen.

Name in Druckbuchstaben ……………………………….. Ort ……………………………….. Datum ……………………………….. …………………………….. Unterschrift ……………………………….. Firmenstempel

W4

-T5

-T1L1-L3600/1/1/1/1/1 A

M

-Q8

M-Q9

M

-Q5.2

kV31,0/

31,0/

31,0/

31,0/

3155

K1

K2

K3

K4

K5

W3W2W1

P1

P2

M-Q0

M

-Q5.1-F1

-T13x155/33/33 kVYNd5d5±13 %± 6 Stufen

-Q9P(1)

-Q8P(1)

-T1L1-L3K1

K2

-T2L1-L3 K1

-L10x

TSO Eigentum

OWP Eigentum

=E0x -T1

Kern 1

Kern 2

Technische Daten

0,5 FS5, 200 %, 10 VA

5PR60, 200 %, 10 VA

Kern 3

Kern 4

Kern 5

0,1 FS5, eichfähig 200 %, 5 VA


Verwendung TSO

Messung

Kabel Dist.-Schutz

Kabel Diff.-Schutz

Vergleichszählung

Verwendung OWP

Verrechnungszählung

Äußerer Trafo-Diff Schutz

Trafo Distanz Schutz

=L10x -T1

Kern 1

Kern 2

Technische Daten

5PR20, 200 %, 10 VA

Verwendung TSOSpule UMZ-Schutz, Messung

5PR20, 200 %, 10 VA Spule Diff.-Schutz

=L10x -T2

Kern 1

Technische Daten

5PR20, 200 %, 10 VA

Verwendung TSO

Spule Diff.-Schutz,

=T13x -T1.1, T2, T3

Kern 1

Technische Daten

5PR60, 200 %, 10 VA

Verwendung TSOInnerer Trafo-Diff Schutz

Verwendung OWP

=E0x -T5

Wicklung 1

Wicklung 2

Technische Daten

0,5 / 3P 50 VA

Wicklung 3

Wicklung 4

0,1 eichfähig 10 VA

Verwendung TSO

Messung, Schutz

Verwendung OWP


Vergleichszählung

Kabel Dist.- & U>-Schutz


3P 30 VA

(1)

(1): nur für Wartungszwecke, im Betrieb nicht schaltbar und in seiner Stellung mechanisch blockiert

P2

P1

P1

P2

Dämpfung mit Sättigungsdrossel

TSO Schaltanlage

=L10x

=T13x

=E0x

K1

-T1.2600/1 A

P2 P1

-T1.1600/1 A

K1P2

P1

-T2xyz/1 A

K1P1

P2

K1P1

P2

-T3xyz/1 A

=T13x -T1.2

Kern 1

Technische Daten

5PR20, 200 %, 10 VA

Verwendung TSOEmpfindlicher Erdstrom-Diff.-Schutz Trafo

Verwendung OWP

5PR60, 200 %, 10 VA

Technische Daten GIS- Bemessungsspannung- Bemessungsfrequenz- Bemessungs-Kurzzeit-Stehwechselspannung (Effektivwert)

• Leiter gegen Erde, Leiter gegen Leiter, über Schaltstrecke• über Trennstrecke

- Bemessungs-Steh-Blitzstoßspannung (Scheitelwert)• Leiter gegen Erde, Leiter gegen Leiter, über Schaltstrecke• über Trennstrecke

- Bemessungs-Betriebsstrom- Bemessungs-Kurzschlussdauer- Bemessungs-Kurzzeitstrom- Bemessungs-Stoßstrom- Kabelanschluss - gemäß DIN EN 62271-209

170 kV50 Hz

325 kV375 kV

750 kV860 kV2000 A

1 s31,5 kA

80 kA

Verfügungserlaubnis – Berechtigung TenneT

(2)

(2): Durchführung von Not-Aus (Öffnung des LS) durch TenneT möglich

-F2

NR. DATUM BESCHREIBUNG

REVISIONEN

Anhang B2 O-NAR: Empfehlung Blockeinschaltung

Netzanschlusspunkt

DATUM ORIGINAL MASSSTAB

08.04.2009

LETZTE ÜBERARBEITUNG

02.04.2015PROJEKT

OWPGEPRÜFT ERSTELLT

03.06.20094 Sternpunktbehandlung Transformator22.06.20095 Änderung Betriebsmittelbenennung06.07.20096 Änderung Firmenlogo

7 25.01.2011 Firmenumbenennung, Anpassung Erdungsschalt.8 05.08.2013 Stromwandler9 12.01.2015 Änderung Eichpflicht

10 02.04.2015 Ergänzung VE-Bereich, Anpassung Überspannungsableiter F2


REVISIONENAnhang B5 O-NAR:Empfehlung

Mittelspannungsschaltanlage auf der OWP Plattform (Skizze)


01.10.2009 XXXXXXXXXXXXXXXXXX


05.08.2013PROJEKT


01.10.20091 Neuerstellung25.01.20112 Umbenennung transpower -> TenneT05.08.20133 Anschaltung der Trafos an die SS, Trafo Details06.07.20096 Änderung Firmenlogo31.07.20097 Anpassung Schutz05.08.20098 Ergänzung Darstellung Schutz

M

M

Block 1

Windkraft-anlagen

M

M

M

M

M M

M

M

Block 2

Windkraft-anlagen

M

M

M

M

M M

M M

M

Block 3

Windkraft-anlagen

M

M

M

M

M M

M M

M

Block 4

Windkraft-anlagen

M

M

M

M

M

Kuppelschalter zwischen den vier Blöcken sind im Normalbetrieb geöffnet!

TenneT empfiehlt für die Sternpunktbehandlung im 33 kV Netz eine wirksame (starre) niederohmige Sternpunkterdung.Diese läßt sich am Besten durch direktes Erden einer ausgewählten Anzahl der 33 kV Sternpunkte an den Maschinentransformatoren der Windkraftanlagen erreichen. Eine Kombination von geerdeten Maschinentransformatoren und Sternpunktbildnern an der Hauptsammelschiene ist ebenfalls möglich.

-T131155/33/33 kVYNd5d5±13 %± 6 Stufen

=T131

K1

-T1.2600/1 A

P2 P1

-T1.1600/1 A

K1P2

P1

-T2xyz/1 A

K1P1

P2

K1P1

P2

-T3xyz/1 A

-T132155/33/33 kVYNd5d5±13 %± 6 Stufen

=T132

K1

-T1.2600/1 A

P2 P1

-T1.1600/1 A

K1P2

P1

-T2xyz/1 A

K1P1

P2

K1P1

P2

-T3xyz/1 A


NAR-O-A0

Titel (Title) Anhang A0: Glossar






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Inhaltsverzeichnis 1 Einleitung ...................................................................................................................... 5

2 Glossar .......................................................................................................................... 5

2.1 Abfangen im Eigenbedarf ....................................................................................... 5

2.2 Abrechnungszählung .............................................................................................. 5

2.3 Anlagenbetreiber .................................................................................................... 5

2.4 Anlagenerrichter ..................................................................................................... 5

2.5 Anlagenverantwortlicher ......................................................................................... 5

2.6 Anschlussnehmer ................................................................................................... 5

2.7 Automatische Wiedereinschaltung (AWE) .............................................................. 5

2.8 Betrieb .................................................................................................................... 5

2.9 Betriebsführung ...................................................................................................... 6

2.10 Betriebsführungsvereinbarung ........................................................................... 6

2.11 Eigenbedarf ....................................................................................................... 6

2.12 Erzeugungsmanagement ................................................................................... 6

2.13 Fehlerklärungszeit .............................................................................................. 6

2.14 Flicker ................................................................................................................ 6

2.15 Frequenzregelung .............................................................................................. 6

2.16 Gradient ............................................................................................................. 6

2.17 Hochspannung (HS) .......................................................................................... 7

2.18 Höchstspannung (HöS) ...................................................................................... 7

2.19 Instandhaltung ................................................................................................... 7

2.20 Kurzschlussleistung ........................................................................................... 7

2.21 Last .................................................................................................................... 7

2.22 Leistungsbegriffe................................................................................................ 7 2.22.1 Blindleistung Q .......................................................................................... 7 2.22.2 Wirkleistung P ........................................................................................... 7 2.22.3 Scheinleistung S ....................................................................................... 7 2.22.5 Bemessungsscheinleistung Sr .................................................................. 8

2.23 Mittelspannung (MS) .......................................................................................... 8

2.24 Netz ................................................................................................................... 8

2.25 Netzanschluss ................................................................................................... 8

2.26 Netzanschlusssystem ........................................................................................ 8

2.27 Netzbetreiber ..................................................................................................... 8

2.28 Netzführung ....................................................................................................... 8

2.29 Netznutzung ....................................................................................................... 8


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2.30 Netzrückwirkungen ............................................................................................ 8

2.31 Netzsicherheit .................................................................................................... 9

2.32 Netzverknüpfungspunkt ..................................................................................... 9

2.33 Niederspannung (NS) ........................................................................................ 9

2.34 Normalbetrieb .................................................................................................... 9

2.35 Parallelschalteinrichtung .................................................................................... 9

2.36 Prozessdatenverarbeitung ................................................................................. 9

2.37 Quadrant ............................................................................................................ 9

2.38 Regelzone........................................................................................................ 10

2.39 Rückfallverhältnis ............................................................................................. 10

2.40 Schaltberechtigung .......................................................................................... 10

2.41 Schaltbetrieb .................................................................................................... 10

2.42 Schaltverfügung ............................................................................................... 10

2.43 Schutzsystem .................................................................................................. 11

2.44 Spannungsbegriffe ........................................................................................... 11 2.44.1 Betriebsspannung Ub .............................................................................. 11 2.44.2 Höchste Spannung für Betriebsmittel Um ................................................ 11 2.44.5 Spannungshaltung .................................................................................. 11

2.45 Stabilität ........................................................................................................... 11

2.46 Synchronisierungseinrichtung .......................................................................... 11

2.47 Systemautomatiken ......................................................................................... 12

2.48 Systemdienstleistungen ................................................................................... 12

2.49 Trennen vom Netz ........................................................................................... 12

2.50 Untererregt....................................................................................................... 12

2.51 Übererregt........................................................................................................ 12

2.52 Übergabestation .............................................................................................. 12

2.53 Übergabezähleinrichtung ................................................................................. 12

2.54 Übersetzungsverhältnis ü ................................................................................. 12

2.55 Übertragungsnetz ............................................................................................ 12

2.56 Verbundnetz .................................................................................................... 13

2.57 Vergleichszählung ............................................................................................ 13

2.58 Verschiebungsfaktor cos φ ............................................................................... 13

2.59 Versorgungswiederaufbau ............................................................................... 13

2.60 Verteilungsnetz ................................................................................................ 13

2.61 Zähleinrichtung ................................................................................................ 13

2.62 Zähler .............................................................................................................. 13


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2.63 Zertifikate ......................................................................................................... 14

2.63.1 Anlagenzertifikat...................................................................................... 14 2.63.2 Einheitenzertifikat .................................................................................... 14

2.64 Zuverlässigkeit ................................................................................................. 14


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1 Einleitung Die O-NAR verwenden grundsätzlich die in der TAR HGÜ und TAR HöS verwendeten Begriffe und Definitionen. Anhang A0 enthält darüber hinausgehende Begriffe und Definitionen, die in diesen übergeordneten Regeln nicht enthalten sind.

2 Glossar 2.1 Abfangen im Eigenbedarf Eine Erzeugungsanlage, die auf Grund einer Netzstörung gemäß vereinbarter Schutzkonzepte vom Netz getrennt wird, soll unverzüglich einen stabilen Betriebszustand erreichen, indem sie alle für ihren eigenen Weiterbetrieb notwendigen Anlagen und Einrichtungen bis zur Wiederzuschaltung an das Netz des Netzbetreibers weiterversorgt (Abfangen auf Eigenbedarf).

2.2 Abrechnungszählung Wandler, Zähler mit Erfassungsgerät einschließlich zugehöriger Hilfseinrichtungen zur Erfassung elektrischer Arbeit am Netzanschluss.

2.3 Anlagenbetreiber Person mit der Gesamtverantwortung für den sicheren Betrieb der elektrischen Anlage, die Regeln und Randbedingungen der Organisation vorgibt (siehe auch DIN VDE 0105-100).

2.4 Anlagenerrichter Personen oder Unternehmen, die eine elektrische Anlage errichten, erweitern, ändern oder unterhalten.

2.5 Anlagenverantwortlicher Person, die beauftragt ist, während der Durchführung von Arbeiten die unmittelbare Verantwortung für den Betrieb der elektrischen Anlage bzw. der Anlagenteile zu tragen, die zur Arbeitsstelle gehören.

2.6 Anschlussnehmer Ein Anschlussnehmer ist diejenige natürliche oder juristische Person, deren Anlage an das Netz der TenneT TSO GmbH angeschlossen ist.

2.7 Automatische Wiedereinschaltung (AWE) Eine 1-polige oder 3-polige kurze Abschaltung eines Betriebsmittels durch Auslösung eines oder mehrerer Leistungsschalter mit einer anschließenden automatischen Wiedereinschaltung nach einer festgelegten Pause.

2.8 Betrieb alle technischen und organisatorischen Tätigkeiten, die erforderlich sind, damit die elektrische Anlage funktionieren kann, wobei das Schalten, Steuern, Regeln, Überwachen und Instandhalten, sowie elektrotechnische und nichtelektrotechnische Arbeiten eingeschlossen sind (siehe auch DIN VDE 0105-100)


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2.9 Betriebsführung Die Betriebsführung ist der Oberbegriff für die Netzführung und die Wartung und Instandhaltung aller Betriebsmittel des Netzes. Zur "Betriebsführung als Systemdienstleistung" zählen alle Aufgaben im Rahmen des koordinierten Einsatzes der Kraftwerke (z. B. für die Frequenzhaltung) und der Netzführung sowie des nationalen/internationalen Verbundbetriebes durch zentrale, jeweils eigenverantwortliche Leitstellen.

2.10 Betriebsführungsvereinbarung Vereinbarung, in der die Verantwortlichkeit für die Netzüberwachung und für das Schaltgeschäft festgelegt wird. Die Betriebsführungsvereinbarung entspricht der Netzführungsvereinbarung gem. TAR HGÜ und TAR HöS.

2.11 Eigenbedarf Der Eigenbedarf (Eigenverbrauchsleistung) eines Umspannwerkes oder einer Erzeugungsanlage ist die elektrische Leistung, die für den Betrieb ihrer Neben- und Hilfsanlagen benötigt wird, zuzüglich der Verlustleistung der Transformatoren. Unterschieden wird zwischen der Eigenverbrauchsleistung im Betrieb, im Stillstand und für das Anfahren.

2.12 Erzeugungsmanagement Das Erzeugungsmanagement ist Bestandteil des Netzführungssystems bei TTG und dient zur Steuerung der Abgabewirkleistung von Erzeugungsanlagen. Das Ziel des Erzeugungsmanagements ist es die vorhandene Netzinfrastruktur bestmöglich auszunutzen und vor einspeisebedingten Überlastungen von Netzbetriebsmitteln zu schützen.

2.13 Fehlerklärungszeit Die Fehlerklärungszeit ist die Zeit, die benötigt wird, um einen Fehler im Netz zu erkennen und ihn abzuschalten.

2.14 Flicker Eindruck der Unstetigkeit visueller Empfindungen, hervorgerufen durch Lichtreize mit zeitlicher Schwankung der Leuchtdichten oder der spektralen Verteilung.

2.15 Frequenzregelung Die Frequenzregelung wirkt Frequenzabweichungen infolge von Ungleichgewichten zwischen Erzeugung und Verbrauch (Wirkleistungsregelung) entgegen und erfolgt durch die Primär- und Sekundärregelung sowie unter Nutzung von Minutenreserve in den Kraftwerken.

2.16 Gradient Ein Gradient beschreibt die Veränderung einer elektrischen Größe innerhalb eines bestimmten Zeitintervalls. Der Gradient gilt im Mittel für dieses Zeitintervall und muss nicht linear verändert werden.


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2.17 Hochspannung (HS) Umfasst bei TTG die Spannungsebenen 60 bis 110 kV.

2.18 Höchstspannung (HöS) Umfasst bei TTG die Spannungsebenen 150 kV und größer.

2.19 Instandhaltung Instandhaltung besteht aus Inspektion und Wartung, die regelmäßig durchgeführt werden, um Ausfälle zu verhüten und die Betriebsmittel in ordnungsgemäßem Zustand zu erhalten und Instandsetzung, z.B. Reparatur, Austausch eines fehlerhaften Teils.

2.20 Kurzschlussleistung für die Berechnung nach DIN EN 60909-0 (VDE 0102) auf dem Anfangs-Kurzschlusswechselstrom beruhende Leistung. Hierbei wird zwischen maximaler Kurzschlussleistung (Bemessung in Bezug auf Kurzschlussfestigkeit) und minimaler Kurzschlussleistung (Schutzauslegung) unterschieden.

2.21 Last Die in Anspruch genommene Leistung wird im elektrizitätswirtschaftlichen Sprachgebrauch "Last" genannt. Sie kann die Summe der momentanen Leistungsentnahme aus einem, mehreren oder allen Netzen einer Regelzone zum Zwecke des Verbrauchs sein.

2.22 Leistungsbegriffe

2.22.1 Blindleistung Q Derjenige Anteil elektrischer Leistung, mit dem elektrische und magnetische Felder aufgebaut werden und der zwischen den Feldern ausgetauscht wird. Die Blindleistung ist das Produkt der sich aus den Grundschwingungen ergebenden Scheinleistung und dem Sinus des Phasenverschiebungswinkels φ zwischen der Leiter-Sternpunkt-Spannung U und dem Strom I in diesem Leiter.

2.22.2 Wirkleistung P Elektrische Leistung, die für den Verbrauch oder die Erzeugung elektrischer Energie maßgebend ist und die für die Umwandlung in andere Leistungen (z. B. mechanische, thermische oder chemische) verfügbar ist. In diesem Dokument wird unter dem Begriff der Grundschwingungsanteil der Wirkleistung verstanden.

2.22.3 Scheinleistung S Produkt der Effektivwerte aus Betriebsspannung, Strom und dem Faktor.

2.22.4 Nennleistung Pn Vom Hersteller angegebene Wirkleistung einer Erzeugungs-, Übertragungs- oder Verbrauchsanlage bei Nennbedingungen.


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2.22.5 Bemessungsscheinleistung Sr Scheinleistung, für die elektrische Komponenten bemessen sind

2.23 Mittelspannung (MS) Die Mittelspannung umfasst bei TTG die Spannungsebenen kleiner 60 kV und größer 1 kV.

2.24 Netz Das Netz der Elektrizitätsversorgung ist die Gesamtheit der miteinander verbundenen Anlagenteile zur Übertragung oder Verteilung elektrischer Energie. Es kann zur Abgrenzung u. a. nach Aufgaben, Betriebsweise, Spannungen oder nach Besitzverhältnissen benannt werden. Häufig werden einheitliche Nennspannung und Stromart (Gleichstrom oder Wechsel-/Drehstrom) als zusätzliche Kriterien für die Abgrenzung eines Netzes verwendet.

2.25 Netzanschluss Der Netzanschluss bezeichnet die technische Anbindung von Anlagen der Anschlussnehmer an ein Netz der allgemeinen Elektrizitätsversorgung.

2.26 Netzanschlusssystem Der Begriff Netzanschlusssystem beschreibt die Gesamtheit aller Verbindungen zwischen dem Netzverknüpfungspunkt und dem Netzanschlusspunkt. Je nach Anschlusskonzept kann eine Netzanbindung mit teilweiser Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) oder direkt über eine Drehstrom-Verbindung erfolgen.

2.27 Netzbetreiber Betreiber eines Netzes der allgemeinen Versorgung für elektrische Energie.

2.28 Netzführung Das operative Überwachen und Steuern eines Netzes durch eine Schaltleitung oder Netzleitstelle.

2.29 Netznutzung Die Inanspruchnahme eines Übertragungs- oder Verteilnetzes zum Transport elektrischer Energie.

2.30 Netzrückwirkungen Netzrückwirkungen sind leitungsgebundene Störgrößen in Form von Spannungsänderungen, Spannungsschwankungen, Flicker, Oberschwingungen, Zwischenharmonischen und Spannungsunsymmetrien infolge des Anschlusses von Geräten, Anlagen oder Betriebsmitteln mit einer nicht-linearen Strom-Spannungscharakteristik oder mit einem nicht-stationären Betriebsverhalten an das Netz. Das Auftreten von Netzrückwirkungen beeinflusst die Qualität von Spannung und Signalübertragung und kann zu Störungen bzw. Unterbrechungen der Versorgung angeschlossener Geräte oder Anlagen führen.


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2.31 Netzsicherheit Die Netzsicherheit im Sinne von "Versorgungssicherheit" und "sicherer Systembetrieb" bezeichnet die Fähigkeit eines elektrischen Versorgungssystems zu einem bestimmten Zeitpunkt seine Versorgungsaufgabe zu erfüllen.

2.32 Netzverknüpfungspunkt Der Netzverknüpfungspunkt ist die Stelle, an der die Netzanbindung von Offshore-Windparks mit dem Übertragungsnetz der TTG an Land verbunden ist.

2.33 Niederspannung (NS) Umfasst bei TTG die Spannungsebenen kleiner oder gleich 1kV.

2.34 Normalbetrieb Der Normalbetrieb ist wie folgt gekennzeichnet:

• Alle Kunden versorgt, • alle Grenzwerte eingehalten (z. B. keine Überlastungen), • ausreichende Kraftwerks- und Übertragungsreserven vorhanden.

2.35 Parallelschalteinrichtung Elektrotechnische Messeinrichtung, die dazu dient, die Bedingungen für das Synchronisieren von Erzeugungseinheiten oder –anlagen an das Netz über einen Kuppelschalter zu ermitteln. Es werden dabei in der Regel zwei Parameter, der Betrag der Spannung und die (Netz-)Frequenz an den beiden Enden der offenen Schaltstrecke des Kuppelschalters gemessen. Wenn die Größen sich innerhalb der zulässigen Abweichungen gegeneinander befinden und Phasengleichheit der Spannungsvektoren im Zuschaltaugenblick vorliegt, wird ein Signal zum Schließen an den Kuppelschalter gegeben.

2.36 Prozessdatenverarbeitung Leittechnische Verarbeitung von Signalen für Rückmeldungen, Steuerung, Warnmeldungen, Messwerte, usw.

2.37 Quadrant Für den Austausch von Leistung zwischen dem Anschlussnehmer und dem Netz werden je nach Lastflussrichtung der Wirk- und Blindleistung vier Quadranten unterschieden.


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2.38 Regelzone Die Regelzone ist das Gebiet, für dessen Primärregelung, Sekundärregelung und Minutenreserve ein ÜNB im Rahmen der ENTSO-E verantwortlich ist. Jede Regelzone wird physikalisch durch die Orte der Verbundübergabemessungen des Sekundärreglers festgelegt.

2.39 Rückfallverhältnis Verhältnis des Rückfallwertes einer charakteristischen Größe bei einem Schutzrelais zum Ansprechwert dieser Größe, beispielsweise Urück/Uan bei einem Spannungsrelais.

2.40 Schaltberechtigung Berechtigung, Schaltungen durchzuführen.

2.41 Schaltbetrieb Durchführung von Schalthandlungen in Schaltleitungen und Schaltanlagen und die Überwachung elektrischer Netze.

2.42 Schaltverfügung Zuständigkeit und Verantwortlichkeit für die Durchführung von betrieblichen Maßnahmen, z. B. Schalthandlungen.


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2.43 Schutzsystem Anordnung aus einer oder mehreren Schutzeinrichtungen sowie weiteren Geräten, die vorgesehen sind, um eine oder mehrere vorgegebene Schutzfunktionen auszuführen.

2.44 Spannungsbegriffe

2.44.1 Betriebsspannung Ub Spannungen bei Normalbetrieb zu einem bestimmten Zeitpunkt an einer bestimmten Stelle des Netzes. In diesen O-NAR der Effektivwert (10-min-Mittelwert) der verketteten Spannung

2.44.2 Höchste Spannung für Betriebsmittel Um Höchster Effektivwert der verketteten Spannung, auf den ein Betriebsmittel betreffend seiner Isolation dauerhaft ausgelegt ist

2.44.3 Spannungsänderung ΔU Erhöhung oder Abnahme der Spannung in einem Zeitabschnitt Anmerkung zum Begriff: Bei Angabe einer relativen Spannungsänderung wird die Spannungsänderung der verketteten Spannung auf die Betriebsspannung des Netzes Ub bezogen. Bei der Anschlussprüfung wird anstelle der Betriebsspannung die Nennspannung Un zugrunde gelegt.

2.44.4 Spannungsband Spannungs-Effektivwerte zwischen einer oberen und unteren Betriebsspannung des Netzes.

2.44.5 Spannungshaltung Die Spannungshaltung dient der Aufrechterhaltung eines akzeptablen Spannungsprofils im gesamten Netz. Dies wird durch eine ausgeglichene Blindleistungsbilanz in Abhängigkeit vom jeweiligen Blindleistungsbedarf des Netzes und der Anschlussnehmer erreicht.

2.45 Stabilität Der Ausdruck der Stabilität ist hier im Sinne eines Oberbegriffs für statische oder transiente Stabilität verwendet: Stabilität ist die Fähigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems, den Synchronbetrieb der Generatoren aufrecht zu erhalten. Der Synchronbetrieb eines Generators im praktischen Sinne liegt vor, wenn kein Polschlüpfen und keine Dauerschwingungen auftreten. Die transiente Stabilität ist in Bezug auf Art, Ort und Dauer einer Störung gewährleistet, wenn alle Generatoren diese Störung ohne Verlust des Synchronismus überstehen.

2.46 Synchronisierungseinrichtung Parallelschalteinrichtung, die zusätzlich bei Verletzung der Bedingungen für das Synchronisieren von Erzeugungseinheiten oder -anlagen an das Netz Signale an die Regelung der Erzeugungseinheiten gibt, um vollautomatisch durch Veränderung der


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relevanten Parameter auf der Seite der Erzeugungseinheiten die Bedingungen für die Zusammenschaltung herzustellen.

2.47 Systemautomatiken Die Umsetzung spezieller Systemautomatiken dient zur Vermeidung und Eingrenzung eines gestörten Netzbetriebs, Wiederherstellung der Netzstabilität, Eingrenzung der Gefahr eines Spannungskollapses bei gleichzeitiger Minimierung des Ausfalls von Erzeugung.

2.48 Systemdienstleistungen Als Systemdienstleistungen werden in der Elektrizitätsversorgung diejenigen für die Funktionstüchtigkeit des Systems zum Teil unvermeidlichen Dienstleistungen bezeichnet, die Netzbetreiber für die Anschlussnehmer erbringen und damit die Qualität der Stromerzeugung bestimmen. Die wichtigsten dieser Systemdienstleistungen sind:

• Frequenzhaltung • Spannungshaltung • Versorgungswiederaufnahme • Betriebsführung

2.49 Trennen vom Netz Das Trennen vom Netz meint im hier verwendeten Sinn das Ausschalten eines Leistungsschalters, insbesondere bei Fehlern im Netz.

2.50 Untererregt Betriebszustand einer Erzeugungsanlage bzw. einer Erzeugungseinheit, bei dem sich die Erzeugungsanlage bzw. die Erzeugungseinheit wie eine Induktivität verhält.

2.51 Übererregt Betriebszustand einer Erzeugungsanlage bzw. einer Erzeugungseinheit, bei dem sich die Erzeugungsanlage bzw. die Erzeugungseinheit wie eine Kapazität verhält.

2.52 Übergabestation Teil eines elektrischen Netzes, welches der Verbindung einer Kundenanlage mit dem Netz eines Netzbetreibers dient. Sofern in der Übergabestation Leistungstransformatoren enthalten sind, wird häufig auch der Begriff Umspannwerk verwendet.

2.53 Übergabezähleinrichtung Oberbegriff für Abrechnungs- und Vergleichszählung.

2.54 Übersetzungsverhältnis ü Quotient aus Bemessungsspannungen der Ober- zur Unterspannung von Transformatoren.

2.55 Übertragungsnetz Das Übertragungsnetz dient der Übertragung elektrischer Energie zu nachgeordneten Verteilungsnetzen und der Einbindung großer Kraftwerke. Ein Übertragungsnetz ist dadurch


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gekennzeichnet, dass der Leistungsfluss im Netz im Wesentlichen durch den Kraftwerkseinsatz bestimmt ist. Im Allgemeinen beschränken sich deutsche Übertragungsnetze auf die Spannungsebenen 220 und 380 kV; sowie seeseitig 155 kV. In besonderen Fällen kann auch ein 110-kV-Netz seiner Aufgabe nach ein Übertragungsnetz sein.

2.56 Verbundnetz Das Verbundnetz ist die Gesamtheit aller synchron verbundenen Übertragungsnetze.

2.57 Vergleichszählung Wandler, Zähler und ggf. Erfassungsgerät, einschließlich zugehöriger Hilfseinrichtungen zur Erfassung elektrischer Arbeit am Netzanschluss. Sie dient als Vergleichszählung zur Abrechnungszählung.

2.58 Verschiebungsfaktor cos φ Cosinus des Phasenwinkels zwischen den Grundschwingungen einer Leiter-Sternpunkt-Spannung und des Stromes in diesem Leiter.

2.59 Versorgungswiederaufbau Als Versorgungswiederaufbau werden diejenigen technischen und organisatorischen Maßnahmen bezeichnet, die zur Störungseingrenzung und nach Störungseintritt zur Aufrechterhaltung bzw. Wiederherstellung der Versorgungsqualität durchgeführt werden. Auch Maßnahmen zur Ausrüstung der Erzeugungsanlagen und Netzanlagen im Hinblick auf eventuelle Großstörungen (Wiederaufbaukonzepte) sind dem Versorgungswiederaufbau zuzurechnen.

2.60 Verteilungsnetz Das Verteilungsnetz dient innerhalb einer begrenzten Region der Verteilung elektrischer Energie zur Speisung von Stationen bzw. Anlagen von Anschlussnehmern. In Verteilungsnetzen ist der Leistungsfluss im Wesentlichen durch die Anschlussnehmer

bestimmt. In Deutschland werden Nieder-, Mittel- und Hochspannungsnetze ( 110 kV) als

Verteilungsnetze genutzt; in besonderen Fällen kann auch ein 380- und 220-kV-Netzteil als Verteilungsnetz betrachtet werden.

2.61 Zähleinrichtung Der Begriff Zählung umfasst den Zähler und alle zugehörigen Anlagenteile wie Wandler, Kabel, Stromversorgung, Registrierung, usw. Es wird zwischen Abrechnungs- und Vergleichszähleinrichtung unterschieden.

2.62 Zähler Ein Zähler ermittelt auf Basis der sekundären Messwandlergrößen der Ströme und Spannungen die Wirkarbeit in eine oder beide Richtungen und ggf. die Blindarbeit. Die Ausgabe der Energiemengen erfolgt "quantisiert" als Impuls oder als digitaler Wert.


NAR-O-A0



2.63 Zertifikate

2.63.1 Anlagenzertifikat Zertifikat, das die Erfüllung der geplanten Erzeugungsanlage mit den Anforderungen dieser O-NAR sowie ggf. mit den ergänzenden Anforderungen des Netzbetreibers ausweist. Basis für das Anlagenzertifikat bilden Einheitenzertifikate, ggf. Komponentenzertifikate sowie Netzberechnungen und Simulationen. Im Gegensatz zum Einheitenzertifikat und zum Komponentenzertifikat handelt es sich bei dem Anlagenzertifikat nicht um ein überwachungspflichtiges Produktzertifikat nach DIN EN ISO/IEC 17067, sondern um eine zertifizierte Netzanschlussplanung.

2.63.2 Einheitenzertifikat Typenspezifisches Zertifikat für jede Erzeugungseinheit, in dem die elektrischen Eigenschaften der Erzeugungseinheit ausgewiesen werden, um die Konformität einer geplanten Erzeugungsanlage mit den Anforderungen der vorliegenden O-NAR nachzuweisen Anmerkung zum Begriff: Ein Einheitenzertifikat ist ein überwachungspflichtiges Produktzertifikat nach DIN EN ISO/IEC 17067 für alle Erzeugungseinheiten. In ihm werden typspezifisch die elektrischen Eigenschaften der betreffenden Erzeugungseinheit ausgewiesen.

2.64 Zuverlässigkeit Die Zuverlässigkeit (der Versorgung) ist die Fähigkeit eines Elektrizitätsversorgungssystems, seine bestimmungsgemäße Aufgabe unter vorgegebenen Bedingungen während einer bestimmten Zeitspanne zu erfüllen.


NAR-O-C06


Zählung Seite (Page): 1 of 2 Stand (Date): 15.08.2019




Netzanschlussregeln TenneT TSO GmbH NAR-O-C06


Zählung

Ausgabe (Revision): 1 Seite (Page): 2 of 2 Stand (Date): 15.08.2019

*) nicht zutreffendes streichen

**) vom Netzbetreiber auszufüllen

An die Betreiber TenneT TSO GmbH Firmenname: ……………….…….. ………………….. Sitz der Gesellschaft: …………………..…. ………………….. Anschrift: ……………………… Das gesamte Dokument besteht (inkl. diesem Deckblatt, Anlagenverzeichnis und Anlagen) aus …Seiten. Wir sind Betreiber der Abrechnungs- / Vergleichszählung*) der o. g. Erzeugungsanlage. Wir versichern, dass die Zähleinrichtungen den gesetzlichen Vorgaben (Eichrecht) und den Anforderungen der O-NAR entsprechen. Wir setzen ausschließlich geeichte Geräte ein. Die Zähleinrichtungen wurden ordnungsgemäß überprüft und in Betrieb genommen. Abrechnungszähler/ Vergleichzähler*)

Zählpunktbezeichnung**) DE ..,..,..,..,..,.. ..,..,..,..,.. ..,..,..,..,.. ..,..,..,..,..,..,..,..,..,.. ..,..,..,..,.. Hersteller ………………………… Fabriknummer oder Eigentumsnummer …………………………………………… Zählereinbaumeldung liegt bei Eichschein liegt bei

Stromwandler / Stromwandlerteil des Kombiwandlers *) Hersteller / Typ ..................................................................................................... Aktuelles Übersetzungsverhältnis ……….A / 1 A Fabriknummer (L1, L2, L3) ……………………. .……………………. ………..................... Eichschein liegt bei (L1) (L2) (L3)

Spannungswandler / Spannungswandlerteil des Kombiwandlers *) Hersteller / Typ ..................................................................................................... Übersetzungsverhältnis ………….. 3V .. 3V Fabriknummer (L1, L2, L3) …………………….. .……………………. ……….................... Eichschein liegt bei (L1) (L2) (L3)

Inbetriebnahme Ein separates Inbetriebnahmeprotokoll liegt bei ja Der TK-Anschluss wurde überprüft und ist funktionstüchtig ja Die Zählereinbaumeldung liegt bei ja Die Sollmerkmalsliste liegt bei ja

Der Unterzeichnende bestätigt hiermit der TenneT TSO GmbH, dass die Angaben vollständig sind und den tatsächlichen Gegebenheiten entsprechen. Name in Druckbuchstaben ……………………………….. Ort ……………………………….. Datum ……………………………….. …………………………….. Unterschrift ……………………………….. Firmenstempel


NAR-O-C12

Titel (Title) Anhang C12: Errichterbescheinigung Systemautomatik

Untererregungsüberwachung Seite (Page): 1 of 2 Stand (Date): 15.08.2019





NAR-O-C12


Untererregungsüberwachung Seite (Page): 2 of 2 Stand (Date): 15.08.2019

An die Errichter / Betreiber TenneT TSO GmbH Firmenname: ……………….…….. ………………….. Sitz der Gesellschaft: …………………..…. ………………….. Anschrift: ……………………… Das gesamte Dokument besteht (inkl. diesem Deckblatt, Anlagenverzeichnis und Anlagen) aus …Seiten. Als Errichter und/oder Betreiber der o. g. Erzeugungsanlage haben wir die Systemautomatik am Netzanschlusspunkt überprüft und in Betrieb gesetzt. Die Systemautomatik entspricht den Vorgaben der O-NAR. Systemautomatik am Netzanschlusspunkt oder an der Erzeugungseinheit Untererregungsüberwachung

- Der Ansprechwert der Unterspannungserfassung beträgt …… % der Netznennspannung

- Die Auslösezeiten (Stufe 1 und Stufe 2) bei Blindleistungsbezug betragen ……….. s

- Die Untererregungsüberwachung löst bei Blindleistungslieferung nicht aus

Separate Prüfprotokolle liegen bei ja

Die Prüfprotokolle sind sowohl im original Omicron-Format (Dateiendung .occ) zu übergeben, wie auch im PDF-Format. Das gesamte Dokument besteht (inkl. Anlagen und diesem Deckblatt) aus …….. Seiten. Der Unterzeichnende bestätigt hiermit der TenneT TSO GmbH, dass die Angaben vollständig sind und den tatsächlichen Gegebenheiten entsprechen. Name in Druckbuchstaben ……………………………….. Ort ……………………………….. Datum ……………………………….. …………………………….. Unterschrift ……………………………….. Firmenstempel

W4

-T5

-T3600/1/1/1/1/1 A

M

-Q8

kV31,0/

31,0/

31,0/

31,0/

3155

K1

K2

K3

K4

K5

W3W2W1

P1

P2

M

-Q8-F1

-Q9P(1)

-Q8P(1)F

-T1L1-L3K1

K2

-T2L1-L3 K1

-L101

TSO Eigentum

OWP Eigentum


REVISIONENAnhang B4 O-NAR:

Empfehlung Polygoneinschaltung Netzanschlusspunkt




02.04.2015PROJEKT


01.10.20091 Neuerstellung25.01.20112 Firmenumbenennung, Anpassung Erdungsschalt.05.08.20133 Stromwandler12.01.20154 Änderung Eichpflicht





170 kV50 Hz

325 kV375 kV

750 kV860 kV2000 A

1 s31,5 kA

80 kA

=E0x -T1 & -T2

Kern 1

Kern 2

Technische Daten

0,5 FS5, 200 %, 10 VA

5PR60, 200 %, 10 VA

Kern 3 5PR60, 200 %, 10 VA

Verwendung TSO

Messung

Verwendung OWP

Schutz 1

Schutz 2

=L10x -T1

Kern 1

Kern 2

Technische Daten

5PR20, 200 %, 10 VA



=L10x -T2

Kern 1

Technische Daten

5PR20, 200 %, 10 VA

Verwendung TSO

Spule Diff.-Schutz,

=E01 & =E03 -T5

Wicklung 1

Wicklung 2

Technische Daten

0,5 / 3P 50 VA

Wicklung 3

Wicklung 4


Verwendung TSO

Messung

Verwendung OWP


Vergleichszählung



3P 30 VA

(1)


P2

P1

P1

P2


TSO Schaltanlage=L101

=T132

=E01

31.07.20097 Anpassung Schutz05.08.20098 Ergänzung Darstellung Schutz

M-Q0

P2

-T1xyz/1/1/1 A

K1

K2

K3

P1

P2

M-Q1

M

-Q51

M

-Q52

M-Q2

M

-Q2

K2K1

P2

M-Q52M

-Q0

K2K1

P2P1

-T1xyz/1/1/1 A

K3

M-Q51M

-Q1

M-Q0

P2

-T1xyz/1/1/1 A

K1

K2

K3

P2

P1

M-Q2

M

-Q52

M

-Q51

M-Q1

M

-Q1P2

M-Q51M

-Q0

K2K1

P1P2

-T1xyz/1/1/1 A

K3

M-Q52M

-Q2

M

-Q53M

-Q9

W4

-T5

-T3600/1/1/1/1/1 A

M

-Q8

K1

K2

K3

K4

K5

W3W2W1

P1

P2

-Q9P(1)

-Q8P(1) -F1

-T1L1-L3K1

K2

-T2L1-L3 K1

-L102

(1)

P2

P1

P1

P2

TSO Schaltanlage=L102

M

-Q53M

-Q9

M-Q9

M-Q53

-T5W1 W2

kV31,0/

31,0/

3nU

=E04

M

-Q8-F1

=T131

M-Q9

M-Q53

-T5W1 W2

kV31,0/

31,0/

3nU

=E03

=E02

=E03

P1

-T2xyz/1/1/1 A

K3

K2K1

P1

-T2xyz/1/1/1 A

K3

-T2xyz/1/1/1 A

K1

K2

K3

P1

-T2xyz/1/1/1 A

K2

K3

P1

=E01 & =E03 -T3

Kern 1

Kern 2

Technische Daten

0,5 FS5, 200 %, 10 VA

Kern 3

Kern 4

Kern 5



Verwendung TSO

Messung

Kabel Dist.-Schutz

Kabel Diff.-Schutz

Vergleichszählung

Verwendung OWP


=E02 & =E04 -T5

Wicklung 1

Wicklung 2

Technische Daten

0,5 / 3P 50 VA

Verwendung TSO

Messung & Schutz

Verwendung OWP

3P 30 VA Dämpfung mit Sättigungsdrossel

=T13x -T1.1, T2, T3

Kern 1

Technische Daten

5PR60, 200 %, 10 VA


Verwendung OWP

=T13x -T1.2

Kern 1

Technische Daten

5PR20, 200 %, 10 VA


Verwendung OWP

5PR60, 200 %, 10 VA Schutz 1

Schutz 25PR60, 200 %, 10 VA

-T13x155/33/33 kVYNd5d5±13 %± 6 Stufen

K1

-T1.2600/1 A

P2 P1

-T1.1600/1 A

K1P2

P1

-T2xyz/1 A

K1P1

P2

K1P1

P2

-T3xyz/1 A

-T13x155/33/33 kVYNd5d5±13 %± 6 Stufen

K1

-T1.2600/1 A

P2 P1

-T1.1600/1 A

K1P2

P1

-T2xyz/1 A

K1P1

P2

K1P1

P2

-T3xyz/1 A


5 02.04.2015Ergänzung VE-Bereich, Anpassung Überspannungsableiter F1

(2)

(2)

(2)

(2)



NAR-O-C09

Titel (Title) Anhang C9: Prüfprotokoll Fernsteuerbarkeit der Schaltgeräte / korrekte Rückmeldungen Anlagenzustand






NAR-O-C09



Dieses Prüfprotokoll wird von TenneT ausgefüllt. Die aufgeführten Prüfungen werden durch TenneT im Rahmen der Offshore-Inbetriebnahmetests (Schutz- und Leittechnik) auf der Plattform des Windparks durchgeführt.

Erzeugungsanlage:

Netzanschlusspunkt:

Anschlussnehmer:

Warnmeldungen / Messwerte / Netzschutzeinrichtungen

Die Warnmeldungen der Erzeugungsanlage wurden überprüft

Die Meldungen der Netzschutzeinrichtungen wurden überprüft

Die Messwerte der Anschlussanlage wurden überprüft

Fernsteuerbarkeit durch Schaltleitung Die Überprüfung erfolgt ausgehend von der Schaltleitung unter aktiver Beteiligung der jeweiligen Schaltgeräte.

Gerät Funktionalität erfolgreich

Feld

/ AC

-Kab

el

= …

……

……

/ …

……

……

Leistungsschalter

=Q…………………

Korrekte Rückmeldung Schaltzustand

Not-Aus

Abgangstrenner

=Q…………………


Steuerbarkeit durch Schaltleitung

Abgangserder

=Q…………………


Steuerbarkeit duch Schaltleitung

Ort / Fern Umschaltung Korrekte Funktion und Rückmeldung


NAR-O-C09




Feld

/ AC

-Kab

el

= …

……

……

/ …

……

……

Leistungsschalter

=Q…………………


Not-Aus

Abgangstrenner

=Q…………………



Abgangserder

=Q…………………





Feld

/ AC

-Kab

el

= …

……

……

/ …

……

……

Leistungsschalter

=Q…………………


Not-Aus

Abgangstrenner

=Q…………………



Abgangserder

=Q…………………






NAR-O-C08

Titel (Title) Anhang C8: Berechtigungsliste






NAR-O-C08

Titel (Title) Anhang C8: Berechtigungsliste


Berechtigungsliste Schaltberechtigung (SB) / Prüfgenehmigungsberechtigung (PGB) Der Anlageneigentümer bestätigt mit der Übergabe der Berechtigungsliste, dass den benannten Mitarbeitern die Vorgaben gemäß NAN bewusst sind, Schulungen für die benannten Mitarbeiter erfolgt sind und die Grundsätze der NAN sowie der einschlägigen Normen (u.a. DIN VDE 0105-100) in Bezug auf den Betrieb von elektrischen Anlagen eingehalten werden. Das gesamte Dokument besteht (inkl. diesem Deckblatt, Anlagenverzeichnis und Anlagen) aus …Seiten.

Externe SB / PGB gemäß NAN

Anlage: Plattform __________________________

Firma Vor- und Nachname Gültigkeitsdauer*

SB PGB Tel. Erreichbarkeit Von: Bis:

*Gültigkeitsdauer für externe Firmen ist begrenzt auf 1 Jahr

Freigegeben durch die zuständige Organisationseinheit TenneT ___________________________ (OE / Name / Unterschrift)

Anlageneigentümer Firma: Anschrift: Datum, Name, Unterschrift und Firmenstempel des Anlageneigentümers


NAR-O-C11


Spannungs- und Frequenzschutz Seite (Page): 1 of 3 Stand (Date): 15.08.2019





NAR-O-C11



An die Errichter / Betreiber TenneT TSO GmbH Firmenname: ……………….…….. ………………….. Sitz der Gesellschaft: …………………..…. ………………….. Anschrift: ……………………… Das gesamte Dokument besteht (inkl. diesem Deckblatt, Anlagenverzeichnis und Anlagen) aus …Seiten. Als Errichter und/oder oder Betreiber der o. g. Erzeugungsanlage haben wir die Systemautomatik an den Erzeugungseinheiten überprüft und in Betrieb gesetzt. Die Systemautomatik entspricht den Vorgaben der O-NAR. Unterspannungsschutz Der Unterspannungsschutz ist auf …… % der Netznennspannung eingestellt

- nach 1,5s lösen …………….MW der installierten Erzeugungsleistung aus




- abweichende Einstellwerte …………………………………………………….

Überspannungssschutz

- Stufe 1 des Überspannungsschutz ist auf …… % der Netznennspannung eingestellt, die Verzögerungszeit beträgt ………… s.

- Stufe 2 des Überspannungsschutz ist auf …… % der Netznennspannung eingestellt, die Verzögerungszeit beträgt ………… s.

Unterfrequenzschutz

- Die Stufe f< des Unterfrequenzschutzes ist auf ……….. Hz eingestellt, die Verzögerungszeit beträgt ………… s.

- Die Stufe f<< des Unterfrequenzschutzes ist auf ……….. Hz eingestellt, die Verzögerungszeit beträgt ………… s.

Überfrequenzschutz

- Die Stufe f> des Überfrequenzschutzes ist auf ……….. Hz eingestellt, die Verzögerungszeit beträgt ………… s.

- Die Stufe f>> des Überfrequenzschutzes ist auf ……….. Hz eingestellt, die Verzögerungszeit beträgt ………… s..

Separate Prüfprotokolle liegen bei ja werden nachgereicht


NAR-O-C11



Der Unterzeichnende bestätigt hiermit der TenneT TSO GmbH, dass die Angaben vollständig sind und den tatsächlichen Gegebenheiten entsprechen. Name in Druckbuchstaben ……………………………….. Ort ……………………………….. Datum ……………………………….. …………………………….. Unterschrift ……………………………….. Firmenstempel


NAR-O-C18

Titel (Title) Anhang C18: Konformitätstests der Blindleistungsregelmodi






NAR-O-C18



An die Errichter / Betreiber TenneT TSO GmbH Firmenname: ……………….…….. ………………….. Sitz der Gesellschaft: …………………..…. ………………….. Anschrift: ……………………… Das gesamte Dokument besteht (inkl. diesem Deckblatt, Anlagenverzeichnis und Anlagen) aus …Seiten. Spannungsregelung

Beim Test des Spannungsregelmodus wurden folgende Parameter1 gemessen:

• die eingestellte Statik k: ___

• Totband ε: ___

• Genauigkeit der Regelung: ___

• Unempfindlichkeit der Regelung: ___

• Zeitverhalten der Blindleistungsaktivierung

o Anschwingzeit: ___

o Einschwingzeit: ___

o Überschwingweite: ___

Bei einem Spannungssprung werden ___ % der Änderung der Blindleistungsabgabe inner-halb der o.g. Zeiten und Toleranzen erreicht.

1 gemäß O-NAR Kapitel 4.6


NAR-O-C18



Blindleistungsregelmodus Beim Test des Blindleistungsregelungsmodus wurden folgende Parameter2 gemessen:

• Schrittweite der Blindleistungseinstellung: ___

• die Genauigkeit der Regelung: ___

• Zeitverhalten der Blindleistungsaktivierung




• maximale Blindleistungskapazität der Erzeugungsanlage: ___

Bei einem Sollwertsprung werden ___ % der Änderung der Blindleistungsabgabe innerhalb der o.g. Zeiten und Toleranzen erreicht.

Es wurde geprüft, dass die Erzeugungsanlage innerhalb der im Blindleistungskapazitätsdia-gramm definierten Betriebsbereichsgrenzen im Blindleistungsregelmodus betrieben werden kann.



NAR-O-C18



Leistungsfaktorregelmodus

Beim Test des Leistungsfaktorregelungsmodus wurden folgende Parameter3 gemessen:

• Einstellungsbereich des Leistungsfaktors: ____

• die Genauigkeit der Regelung: ___

• Zeitverhalten der Blindleistung aufgrund einer sprunghaften Änderung der Wirkleis-tungsabgabe




Bei einem Sollwertsprung werden ___ % der Änderung der Blindleistungsabgabe innerhalb der o.g. Zeiten und Toleranzen erreicht.

Es wurde geprüft, dass die Erzeugungsanlage innerhalb der im Blindleistungskapazitätsdia-gramm definierten Betriebsbereichsgrenzen im Leistungsfaktorregelmodus betrieben werden kann.

Die Messergebnisse o.g. Konformitätstests liegen bei.




NAR-O-C04


Sekundärtechnische Daten 1 Seite (Page): 1 of 2 Stand (Date): 15.08.2019





NAR-O-C04



An die Errichter / Betreiber TenneT TSO GmbH Firmenname: ……………….…….. ………………….. Sitz der Gesellschaft: …………………..…. ………………….. Anschrift: ……………………… Das gesamte Dokument besteht (inkl. diesem Deckblatt, Anlagenverzeichnis und Anlagen) aus …Seiten. Als Errichter und/oder Betreiber der o. g. Erzeugungsanlage haben wir die Sekundärtechnik überprüft und in Betrieb gesetzt. Die Sekundärtechnik erfüllt die Anforderungen der O-NAR. Eigenbedarf / Hilfsspannungsversorgung Der Eigenbedarf entspricht den Anforderungen der O-NAR. Die Batterie ist bei Betrieb ohne Gleichrichter für eine Volllastdauer von …….. h ausgelegt. Schutz der Kundenanlage Der Schutz der Kundenanlage entspricht den Anforderungen der O-NAR.

ja

Bürdenmessung Eine Bürdenmessung der Strom- und Spannungswandlerkreise für Zählungs- und Schutz-einrichtungen wurde durchgeführt.

Separate Prüfprotokolle liegen bei ja Der Unterzeichnende bestätigt hiermit der TenneT TSO GmbH, dass die Angaben vollständig sind und den tatsächlichen Gegebenheiten entsprechen. Name in Druckbuchstaben ……………………………….. Ort ……………………………….. Datum ……………………………….. …………………………….. Unterschrift ……………………………….. Firmenstempel


NAR-O-B0

Titel (Title) Anhang B0: Grundlagen der Auslegung von Netzanschlusssystemen






NAR-O-B0



Inhaltsverzeichnis 1 Grundlagen der Auslegung des Netzanschlusssystems (NAS) ..................................... 3

1.1 Redundanz ............................................................................................................. 3

1.2 Übertragungsleistung ............................................................................................. 3

1.3 Aktuelle Seekabelauslegung nach dem 2K-Kriterium ............................................. 4

1.4 Blindleistungskompensation ................................................................................... 5


NAR-O-B0



1 Grundlagen der Auslegung des Netzanschlusssystems (NAS)

Abhängig von der geforderten Übertragungsleistung sowie der räumlichen Entfernung zwischen NKP und NVP können Netzanschlusssysteme als Hochspannungs-Drehstrom- (HDÜ) oder Hochspannungs-Gleichstrom-Verbindung (HGÜ) realisiert werden.

Die Auslegung eines NAS erfolgt gemäß den gesetzlichen und genehmigungsrechtlichen Vorgaben. Nachfolgend werden die Grundlagen dieser Auslegung für den Anschlussnehmer informativ bereitgestellt.

1.1 Redundanz

Über das NAS wird ein n-0 sicherer Netzanschluss realisiert. Dies hat zur Folge, dass ein Betriebsmittelausfall stets den teilweisen oder vollständigen Ausfall der Übertragungsleistung zur Folge hat.

Unabhängig von der n-0-sicheren Auslegung des NAS können sich in Abhängigkeit des Netzausbauzustandes und der aktuellen Betriebs- und Umweltbedingungen Möglichkeiten für betriebliche Umschaltungen ergeben. So verfolgt TTG bei der Errichtung von Umrichterplattformen in einem Cluster üblicherweise das sogenannte Mutter-Tochter-Plattformkonzept: Um technische sowie logistische Synergien nutzen zu können, werden hierbei mehrere Umrichterplattformen möglichst in unmittelbarer räumlicher Nähe zueinander errichtet. Die Plattformen werden dann über eine Brücke durch Drehstrom- und Steuerkabel sowie Rohrverbindungen miteinander verbunden. Durch die Verbindung der eigentlich getrennten Netzanbindungssysteme der jeweiligen Umrichterplattformen durch die Drehstrom- und die Steuerkabel kann die Zuverlässigkeit bzw. Verfügbarkeit des Gesamtsystems erhöht werden und es können (Teil)-Redundanzen realisiert werden. So kann beim Ausfall eines Netzanbindungssystems (z. B. durch Wartung oder einen Fehler) je nach Einspeisesituation gegebenenfalls freie Leistung des benachbarten NAS genutzt oder zumindest eine Eigenstromversorgung der TTG-Umrichterplattform sowie der Umspannplattformen der EZA und der daran angeschlossenen EZE gewährleistet werden.

1.2 Übertragungsleistung

Die maximale Übertragungsleistung des NAS entspricht im Regelfall exakt der summierten vereinbarten Anschlusswirkleistungen aller angeschlossenen NAP, bzw. in der Folge i.d.R. der Summenleistung aller an das NAS angeschlossenen Erzeugungseinheiten. Das NAS ist zu keiner Zeit überlastfähig.

Dieses gilt insbesondere für HGÜ-NAS. Hier stellt die maximale Stromtragfähigkeit der Insulated Gate Bipolar Transistors (IGBT) im Umrichter eine Grenze dar. Da bereits kurzzeitige Überströme zu einer unwiderruflichen Zerstörung der IGBT führen können, wird


NAR-O-B0



das HGÜ-NAS im Falle einer Überlast durch den Umrichterschutz unverzüglich abgeschaltet. Um einen Ausfall des NAS zu verhindern, ist durch die Netzanschlussnehmer daher sicherzustellen, dass Überschreitungen der vereinbarten Anschlusswirkleistung am NAP (Leistungsspitzen), auch wenn diese nur kurzzeitig auftreten, zu jedem Zeitpunkt ausgeschlossen werden können. Die Vorgaben in Bezug auf die dynamische Wirkleistungsabgabe am NAP gemäß O-NAR sind daher durch den Anschlussnehmer unbedingt einzuhalten.

1.3 Aktuelle Seekabelauslegung nach dem 2K-Kriterium

Zusätzlich zu der oben beschriebenen Leistungsgrenze sind auch Einschränkungen zu beachten, welche sich aus der Auslegung der Seekabel entsprechend des sogenannten 2K-Kriteriums ergeben. Dieses Kriterium gibt an, dass sich der Seeboden durch die thermischen Verluste der Kabel in einem vorgegebenen Aufpunkt um maximal 2 K gegenüber dem ungestörten Zustand erwärmen darf.

Bei der Berechnung der Aufpunkttemperatur wird die in IEC 60287 vorgeschlagene Berechnungsmethode verwendet. Hierbei wird zunächst ausgehend vom Zeitmittelwert der Kabelverluste der Zeitmittelwert der Aufpunkterwärmung berechnet. Gemäß Vorgabe des Bundesamtes für Seeschifffahrt und Hydrografie (BSH) sind dabei sowohl die fluktuierende Einspeiseleistung der angeschlossenen EZA als auch die konkrete Auslegung der Übertragungsleitung (einschließlich der Lage und Dimensionierung der Kompensationsanlagen bei Drehstrom-Kabeln) zu berücksichtigen. Für den Zeitmittelwert der Aufpunkterwärmung wird aktuell ein Wert von 77 % der vereinbarten Anschlusswirkleistung angenommen.

Hieran anschließend wird der mittleren Aufpunkterwärmung zur Berücksichtigung mehrtägiger Volllastphasen der EZA eine transiente Erwärmung überlagert. Hierbei kommt das in IEC 60853-2 beschriebene Berechnungsverfahren zur Anwendung. An diese Höchstlastphase von sieben Tagen Dauer mit 99 % der vereinbarten Anschlusswirkleistung schließt sich eine Abkühlungsphase von 45 Tagen mit mittleren Kabelverlusten an.

Die thermische Belastbarkeit der Kabel entspricht nach diesem Planungsgrundsatz nicht der technisch maximal zulässigen Dauerstrom-Belastbarkeit, welche üblicherweise in den Kabeldatenblättern angegeben wird. Im Gegensatz zu dem oben beschriebenen Berechnungsverfahren würde diese dadurch bestimmt, dass bei der dauerhaft auftretenden Kabelverlustleistung nicht die maximal zulässige Leitertemperatur überschritten wird.

Die thermische Auslegung der Kabel auf das oben genannte Profil hat einen erheblichen Einfluss auf die im Schadensfall ggf. möglichen Betriebsschaltungen, da Verfahren entwickelt werden müssen, um eine Überschreitung des 2K-Kriteriums auch bei einer auslegungsüberschreitenden Belastung der Kabel sicher verhindern zu können. Diese


NAR-O-B0



Verfahren des sogenannten Erzeugungsmanagements (TCM-Transmission Capacity Management) werden in Abschnitt 4.10 der O-NAR beschrieben.

1.4 Blindleistungskompensation

Bei einem Einzelanschluss in HDÜ-Technik sowie beim Mehrfachanschluss in HGÜ-Technik mit eigener Umspannstation des Anschlussnehmers sind abhängig von der Länge der Höchstspannungs-Drehstromkabel aufgrund deren kapazitiver Ladeleistung ggf. Maßnahmen zur Blindleistungskompensation notwendig. Diese wird nach dem aktuellen Konzept bei Höchstspannungs-Drehstromkabeln mit mehr als fünf Kilometern Länge zwingend erforderlich.

Bei NAS in HGÜ-Technik werden für die Drehstrom-Seekabel zwischen dem NKP und dem NAP die Kompensationseinrichtungen möglichst einseitig am NAP auf der Umspannplattform der EZA aufgestellt.

Letztere besteht aus einer Kompensationsdrosselspule, die elektrisch unmittelbar am Anschluss des Höchstspannungs-Drehstromkabels an die Höchstspannungsschaltanlage angeschlossen wird. Im Betrieb ist diese untrennbar mit dem Höchstspannungs-Drehstromkabel verbunden. Die Notwendigkeit der untrennbaren Verbindung gilt für alle Betriebszustände der EZA.

Für die Auslegung der Blindleistungskompensation gelten die nachfolgenden Planungsgrundsätze:

• Die passive Blindleistungskompensation der Drehstrom-Seekabel wird konzeptgemäß für Leitungslängen größer 5 km mit einem Kompensationsgrad von minimal 0,4 und maximal 0,6 am NAP ausgeführt.

• Die Kompensationsdrosselspulen sind während des Betriebes nicht regelbar. • Die Kompensationsdrosselspulen sind nicht schaltbar mit den jeweiligen Kabelenden

verbunden. • Die einseitige Kabelkompensation am NAP ist zu bevorzugen, sofern netzplanerische

und/oder systemtechnische Aspekte nicht dagegen sprechen.

Die Auslegung der Kabelkompensation erfolgt durch TTG insbesondere auch mit Blick auf das dynamische Netzverhalten, das Verhalten im Fehlerfall, das Schalten kapazitiver Ströme sowie die Längskopplung des NKP zu benachbarten HGÜ-Seestationen.

W4

-T5

-T1L1-L3600/1/1/1/1/1 A

M

-Q8

M-Q9

M

-Q5.2

kV31,0/

31,0/

31,0/

31,0/

3155

K1

K2

K3

K4

K5

W3W2W1

P1

P2

M-Q0

M

-Q5.1-F1

-T131155/33/33 kVYNd5d5±13 %± 6 Stufen

-Q9P(1)

-Q8P(1)

-F2

-T1L1-L3K1

K2

-T2L1-L3 K1

-L10x

TSO Eigentum

OWP Eigentum


REVISIONENAnhang B3 O-NAR:Empfehlung H-Schaltung

Netzanschlusspunkt




02.04.2015PROJEKT


05.08.20131 Sternpunktbehandlung Transformator12.01.20152 Änderung Eichpflicht06.07.20096 Änderung Firmenlogo

=E01/E04 -T1

Kern 1

Kern 2

Technische Daten

0,5 FS5, 200 %, 10 VA

5PR60, 200 %, 10 VA

Kern 3

Kern 4

Kern 5



Verwendung TSO

Messung

Kabel Dist.-Schutz

Kabel Diff.-Schutz

Vergleichszählung

Verwendung OWP


Schutz 1

Schutz 2

=L10x -T1

Kern 1

Kern 2

Technische Daten

5PR20, 200 %, 10 VA



=L10x -T2

Kern 1

Technische Daten

5PR20, 200 %, 10 VA

Verwendung TSO

Spule Diff.-Schutz,

=T13x -T1.1, T2, T3

Kern 1

Technische Daten

5PR60, 200 %, 10 VA


Verwendung OWP

=E01/E04 -T5

Wicklung 1

Wicklung 2

Technische Daten

0,5 / 3P 50 VA

Wicklung 3

Wicklung 4


Verwendung TSO

Messung, Schutz

Verwendung OWP


Vergleichszählung



3P 30 VA

(1)


P2

P1

P1

P2


TSO Schaltanlage

=L101

=T131

=E01

K1

-T1.2600/1 A

P2 P1

7 25.01.2011 Firmenumbenennung, Anpassung Erdungsschalt.8 05.08.2013 Stromwandler

-T1.1600/1 A

K1P2

P1

-T2xyz/1 A

K1P1

P2

K1P1

P2

-T3xyz/1 A

=T13x -T1.2

Kern 1

Technische Daten

5PR20, 200 %, 10 VA


Verwendung OWP

M-Q1

-T1L1-L3600/1/1/1/1/1 A

K1

K2

K3

P2

P1-T5

W2W1

M-Q1

(1)

kV31,0/

31,0/

3nU

M

-Q5.1

=E02

M-Q15

M-Q11

M-Q16

M-Q12

M-Q17

=E03

W4

-T5

-T1L1-L3600/1/1/1/1/1 A

M

-Q8

M-Q9

M

-Q5.2

kV31,0/

31,0/

31,0/

31,0/

3155

K1

K2

K3

K4

K5

W3W2W1

P1

P2

M-Q0

-Q9P(1)

-Q8P(1)

-T1L1-L3K1

K2

-T2L1-L3 K1

-L10x

(1)

P2

P1

P1

P2

TSO Schaltanlage

=L102

=E04

M-Q1 M

-Q5.1

M

-Q5.1-F1

-T132155/33/33 kVYNd5d5±13 %± 6 Stufen

=T132

K1

-T1.2600/1 A

P2 P1

-T1.1600/1 A

K1P2

P1

-T2xyz/1 A

K1P1

P2

K1P1

P2

-T3xyz/1 A

M-Q1

-T1L1-L3600/1/1/1/1/1 A

K1

K2

K3

P2

P1-T5

W2W1(1)

kV31,0/

31,0/

3nU

=E05

5PR60, 200 %, 10 VA

=E02/E05 -T1

Kern 1

Kern 2

Technische Daten

0,5 FS5, 200 %, 10 VA

5PR60, 200 %, 10 VA

Kern 3

Verwendung TSO

Messung

Verwendung OWP

Schutz 1

Schutz 25PR60, 200 %, 10 VA

=E02/E05 -T5

Wicklung 1

Wicklung 2

Technische Daten

0,5 / 3P 50 VA

Verwendung TSO

Messung

Verwendung OWP

3P 30 VA Dämpfung mit Sättigungsdrossel





170 kV50 Hz

325 kV375 kV

750 kV860 kV2000 A

1 s31,5 kA

80 kA


(2) (2)


02.04.20153Ergänzung VE-Bereich, Anpassung Überspannungsableiter F2

-F2

TSO Eigentum

OWP Eigentum

.F0XX.T1

Kern 1

Kern 2

Technische Daten

0,2 FS5, 200 %, 5 VA

0,2 FS5, 200 %, 5 VA

Kern 3

Kern 4 TPZ 5 W

Verwendung Verwendung OWP

Schutz

Schutz

.FS1X.T15

Wicklung 1

Wicklung 2

Technische Daten

0,5 / 3P 30 VA

Verwendung TSO

SCADA

3P 30 VA Schutz / Dämpfung

.F0XX.T5

Wicklung 1

Wicklung 2

Technische Daten

0,5 / 3P 30 VA

Wicklung 3 3P 30 VA

Verwendung TSO

Schutz

Verwendung OWP

Schutz / Dämpfung

Schutz/Zählung



5PR20 200 %, 5 VA

Technische Daten GIS- Bemessungsfrequenz- Bemessungs-Kurzzeit-Stehwechselspannung (Effektivwert)

• Leiter gegen Erde• Leiter gegen Leiter

- Bemessungs-Steh-Blitzstoßspannung (Scheitelwert)• Leiter gegen Erde• Leiter gegen Leiter

- Bemessungs-Betriebsstrom Anschlussfeld- Bemessungs-Kurzschlussdauer- Bemessungs-Kurzzeitstrom- Bemessungs-Stoßstrom- Kabelanschluss - gemäß DIN EN 62271-209

50 Hz

175 kV193 kV

350 kV385 kV2000 A

1 s31,5 kA

63 kA



REVISIONEN

Anhang B6 O-NAR: Netzanschlusspunkt Direktanschluss


01.04.2019


01.04.2019PROJEKT


01.04.20191 Ersterstellung

SS 2

SS 1

.F0XXM.Q1

M.Q0

M.Q9

PPM Kabel

M.Q2

.FS2X

.FS1X

.T25

W1 W2

(1)

.T15

W1 W2

(1)

.F1(1)

.T5

(1)

W1W2W3

.T1

K1

K2

P1

P2

K3

K4

M.Q15

M.Q25

.Q8

M

M

.Q51

M

.Q52

Zählung

Zählung

Schutz / SCADA

Schutz / SCADA

Zählung

(2)

.FS2X.T25

Wicklung 1

Wicklung 2

Technische Daten

0,5 / 3P 30 VA

Verwendung TSO

SCADA

3P 30 VA Schutz / Dämpfung

TSO Betriebsführungsgrenze

OWP Betriebsführungsgrenze

.F0XYM.Q1

M.Q0

M.Q9

PPM Kabel 1

M.Q2

.F1(1)

.T5

(1)

W1W2W3

.T1

K1

K2

P1

P2

K3

K4

.Q8

M

M

.Q51

M

.Q52

(2)

PPM Kabel 2

Einfachstich Doppelstich


NAR-O-C03







NAR-O-C03



An die Errichter / Betreiber TenneT TSO GmbH Firmenname: ……………….…….. ………………….. Sitz der Gesellschaft: …………………..…. ………………….. Anschrift: ……………………… Das gesamte Dokument besteht (inkl. diesem Deckblatt, Anlagenverzeichnis und Anlagen) aus …Seiten. Als Errichter und/oder Betreiber der o. g. Erzeugungsanlage haben wir die Anschlussanlage überprüft und in Betrieb gesetzt. Die Einrichtungen sind funktionsfähig und erfüllen die Anforderungen der O-NAR. Die Erzeugungsanlage entspricht dem aktuellen Stand der Technik. Anhang C03 „Errichterbescheinigung Primärtechnische Daten“ ist für jeden Netzanschlusspunkt separat einzureichen. Transformator Hersteller ………………… Typ ………………… Fabriknummer ………………… Baujahr ………………… Bemessungsscheinleistung ………. MVA Bemessungsspannung Hochspannungsseite ………. kV Stufenstellbereich +……. % -…….% Bemessungsspannung Mittelspannungsseite ………. kV Schaltgruppe ………………… Kurzschlussspannung ………. % Sternpunktbehandlung Hochspannungsseite …starr geerdet Sternpunktbehandlung Mittelspannungsseite ………………… Trennschalter Hersteller ...................................... Typ ...................................... Fabriknummer ...................................... Baujahr ………. Bemessungsspannung ………. kV Bemessungsstrom ………. A Bemessungs-Kurzzeitstrom ………. kA Bemessungs-Stoßstrom ………. kA


NAR-O-C03



Erdungsschalter Hersteller ...................................... Typ ...................................... Fabriknummer ...................................... Baujahr ………. Bemessungsspannung ………. kV Bemessungs-Kurzzeitstrom ………. kA Bemessungs-Stoßstrom ………. kA

Leistungsschalter Hersteller ...................................... Typ ...................................... Fabriknummer ...................................... Baujahr ………. Bemessungsspannung ………. kV Bemessungsstrom ………. A Bemessungs-Kurzschluss-Ausschaltstrom

………. kA

Bemessungs-Stoßstrom ………. kA Überspannungsableiter Hersteller ...................................... Typ ...................................... Baujahr ……….

L1 L2 L3 Sternpunkt Fabriknummer ………. ………. ………. ………. Bemessungsspannung ………. kV ………. kV ………. kV ………. kV Bemessungsableitstrom ………. kA ………. kA ………. kA ………. kA


NAR-O-C03



Spannungswandler (Leitungsfeld) Hersteller ...................................... Typ ...................................... Baujahr ………. Bemessungsspannung

………. kV / 3 Fabriknummer L 1 ...................................... L 2 ...................................... L 3 ......................................

Wicklung 1 Wicklung 2 Wicklung 3 Wicklung 4 Sekundäre Bemessungsspannung

………V/ …. ………V/ ….. ………V/ …. ………V/ ….

Bemessungsleistung ………. VA ………. VA ………. VA ………. VA thermische Grenzleistung

………. VA ………. VA ………. VA ………. VA

Genauigkeitsklasse ………. ………. ………. ………. Zulassungszeichen ………. ………. ………. ………. Beglaubigung ja nein ja nein ja nein ja nein

Spannungswandler oder Spannungswandlerteil Kombiwandler (Trafofeld) Hersteller ...................................... Typ ...................................... Baujahr ………. Bemessungsspannung

………......... kV/ 3 Fabriknummer L 1 ...................................... L 2 ...................................... L 3 ......................................

Wicklung 1 Wicklung 2 Wicklung 3 Wicklung 4 Sekundäre Bemessungsspannung

………V/ …. ………V/ …. ………V/ …. ………V/ ….

Bemessungsleistung ………. VA ………. VA ………. VA ………. VA thermische Grenzleistung

………. VA ………. VA ………. VA ………. VA

Genauigkeitsklasse ………. ………. ………. ………. Zulassungszeichen ………. ………. ………. ………. Beglaubigung ja nein ja nein ja nein ja nein

Zählkerne müssen beglaubigt sein.


NAR-O-C03



Stromwandler oder Stromwandlerteil Kombiwandler (Trafofeld) Hersteller ...................................... Typ ...................................... Baujahr ………. Bemessungsspannung ………. kV Prim. Bemessungsstrom ………. ………. A Prim. Bemessungsstrom - geschaltet ………. A Fabriknummer L 1 ...................................... L 2 ...................................... L 3 ......................................

Kern 1 Kern 2 Kern 3 Kern 4 Kern 5 Sek. Bem.-Strom ……….A ……….A ……….A ……….A ……….A Bemessungsleistung ……….VA ……….VA ……….VA ……….VA ……….VA Genauigkeitsklasse ………. ………. ………. ………. ………. Überstromfaktor ………. ………. ………. ………. ………. Zulassungszeichen ………. ………. ………. ………. ………. Beglaubigung ja

nein ja nein

ja nein

ja nein

ja nein

Zählkerne müssen beglaubigt sein. Ein Datenblatt sowie Wandlerprüfprotokolle sind beizufügen. Das Protokoll besteht aus ….. Seiten. Der Unterzeichnende bestätigt hiermit der TenneT TSO GmbH, dass die Angaben vollständig sind und den tatsächlichen Gegebenheiten entsprechen.


Netzanschlussregeln TenneT TSO GmbH NAR-O-B01

Titel (Title) Anhang B1: Transmission Capacity Management I (TCM I)


Anwendungsbereich (Area of Application): Offshore- Netzanschlüsse Hinweise und Bemerkungen (Notes and remarks):





1 Inhaltsverzeichnis 1 Inhaltsverzeichnis ...........................................................................................................................2

2 Transmission Capacity Management I (TCM I)..............................................................................3

2.1 Betriebsstrategie .....................................................................................................................3

2.2 Detaildefinition des TCM I – Verfahrens .................................................................................3

2.3 Datenerfassung für TCM-Intervall ..........................................................................................4

2.4 Anschlussszenario für das TCM-Intervall ...............................................................................4

2.5 Anpassung des Kraftwerkseinsatzplans .................................................................................5

2.6 Anforderungen an die Schaltmaßnahmen ..............................................................................6




2 Transmission Capacity Management I (TCM I) Nachfolgend werden die Definitionen und Regeln für das Transmission Capacity Management I festgelegt.

Betriebsstrategie 2.1Die Strategie für die Netzbetriebsführung mit Management der Übertragungskapazität am NKP während eines interimen oder temporären (nachfolgend aus sprachlichen Gründen in beiden Fällen temporär genannt) Netzanschlusses ist wie folgt definiert:

• Zunächst wird die Erzeugungsleistung des temporären Anschlusses limitiert.

• Die Limitierung der Erzeugungsleistung der regulär angeschlossenen Anschlussnehmer beginnt erst, wenn die Einspeiseleistung aller temporären und interimen Anschlüsse zu Null limitiert ist.

• Die verfügbare Übertragungskapazität des NAS wird stets zuerst den regulär angeschlossenen Anschlussnehmern bereitgestellt.

• Wenn die angeforderte Übertragungskapazität des NAS den regulär angeschlossenen Anschlussnehmern bereitgestellt ist, wird die verbleibende Übertragungskapazität temporären Anschlüssen zur Verfügung gestellt.

Bei einer Limitierung der absoluten maximalen Übertragungskapazität des NAS, welche beispielsweise durch externe oder interne Einflüsse auftreten kann, wird zuerst die Leistung der temporären angeschlossenen Netzanschlussnehmer reduziert.

Detaildefinition des TCM I – Verfahrens 2.2Das Funktionsprinzip des TCM I - Verfahrens ist nachfolgend beschrieben. Hierin gelten die nachfolgenden Definitionen:

„Netz-Zeit“

Für die Zeitangaben im TCM I - Verfahren gilt die Festlegung der gesetzlichen Zeit, mitteleuropäische Zeit (MEZ) und mitteleuropäische Sommerzeit (MESZ).

Art des Anschlusses

Die Netzanschlussnehmer werden je nach Art des Anschlusses klassifiziert. Netzanschlussnehmer, die dauerhaft einen Netzanschluss am jeweiligen NAS besitzen gelten als reguläre Netzanschlussnehmer. Ein Netzanschlussnehmer gilt als temporär angeschlossen, wenn der Anschluss ausschließlich aufgrund betrieblicher Schaltungen zustande kommt. Letztlich handelt es sich um einen interimen Anschluss, wenn ein Netzanschlussnehmer aufgrund der verzögerten Fertigstellung des eigentlichen NAS übergangsweise an ein anderes NAS angeschlossen wird.

TCM-Intervall

Die Festlegung des Einspeiseszenarios erfolgt für ein TCM-Intervall. Die Länge des TCM-Intervalls beträgt eine Woche. Es beginnt am Freitag um 0:00 Uhr und endet am Donnerstag




um 24:00 Uhr. Bei Bedarf kann die Dauer, Beginn und Ende eines TCM-Intervalls durch TTG kurzfristig neu festgelegt werden.

Datenerfassung für TCM-Intervall 2.3Die Erfassung der Daten für die Bestimmung des Anschlussszenarios im TCM-Intervall erfolgt planmäßig wenige Tage vor dem Start des TCM Intervalls. Abweichend davon kann im Falle einer Störung die Datenerfassung auch kurzfristig erfolgen.

• Alle betroffenen Netzteilnehmer sind aufgefordert der TTG für jedes TCM-Intervall die je Netzanschlusspunkt verfügbare Anzahl der Erzeugungseinheiten und deren Nennleistung verbindlich zu melden.

• Die verfügbare installierte Generatorleistung ist hierbei pro Tag, in der Regel von Freitag bis Donnerstag, in einem Stundenraster, von 0:00 Uhr bis 24:00 Uhr, zu melden. Bei der Umstellung der Zeit von Sommer- auf Winter- bzw. Winter- auf Sommerzeit wird das Stundenraster um einen zusätzlichen Wert ergänzt bzw. um einen Wert vermindert.

• Die Netzanschlussnehmer übergeben die genannten Daten in der Regel spätestens bis Mittwoch 12:00 Uhr. Ausnahmen sind bundesweite Feiertage und Feiertage in Niedersachsen. In diesen Fällen ist die Meldung bis 12:00 Uhr des vorangegangenen Werktags zu übermitteln.

• Die Übermittlung der genannten Daten erfolgt mit einem standardisierten Formular per E-Mail an ein Funktionspostfach der TTG.

Anschlussszenario für das TCM-Intervall 2.4Basierend auf den gemeldeten Daten der Netzanschlussnehmer und ggf. unter Berücksichtigung einer vorliegenden Limitierung der Übertragungskapazität des NAS wird auf Basis der Betriebsstrategie ein Einspeiseszenario in Form eines Kraftwerkseinsatzplans erstellt.

• Analog der Datenerfassung der Netzanschlussnehmer besteht der Kraftwerkseinsatzplan für einen bestimmten NAP des Netzanschlussnehmers aus der Festlegung der max. Anzahl der an diesem NAP betreibbaren Erzeugungseinheiten für das TCM-Intervall pro Tag in einem Stundenraster.

• Die Verantwortung für die Erstellung des Kraftwerkseinsatzplans obliegt TTG.

• TTG übermittelt innerhalb einer Zeitspanne von 24 Stunden, beginnend mit Ablauf der Frist für die Datenmeldung durch den Anschlussnehmer, den verbindlichen Einsatzplan an alle Netzanschlussnehmer. Die Übermittlung des Kraftwerkseinsatzplans erfolgt mit einem standardisierten Formular zur Beschreibung des Einspeiseszenarios per E-Mail an eine Funktions-E-Mailadresse, die von dem Netzanschlussnehmer bereitgestellt wird.




Anpassung des Kraftwerkseinsatzplans 2.5

Für die Änderung des Kraftwerkseinsatzplans im laufenden TCM-Intervall („Nachmeldung“) gilt die folgende Prozedur:

• Die Meldung bzw. eine Anpassung des gültigen Kraftwerkeinsatzplanes erfolgt mit dem standardisierten Datenerfassungsformular und ist werktags bis 8:00 Uhr für die Umsetzung an folgenden Tagen von dem antragstellenden Netzanschlussnehmer an das TTG-Funktionspostfach zu übermitteln.

• Die Anpassung des Kraftwerkseinsatzplans wird, vorbehaltlich einer Prüfung gemäß der Betriebsstrategie, von TTG an alle Netzanschlussnehmer, zur Bestätigung bis 9:00 Uhr für die Umsetzung für Folgetage übermittelt. Die Übermittlung des angepassten Kraftwerkseinsatzplans erfolgt mit dem standardisierten Formular, das zur planmäßigen Beschreibung des Einspeiseszenarios angewendet wird, an die Funktions-E-Mailadressen der Netzanschlussnehmer. Änderungen die Vergangenheit betreffend sind nicht möglich.

• Alle Netzteilnehmer, mindestens jedoch diejenigen bei denen eine Reduktion der Übertragungskapazität geplant ist, übermitteln eine formlose Bestätigung der Gültigkeit des angepassten Kraftwerkseinsatzplans per E-Mail an das TTG-Funktionspostfach bis 10:00 Uhr für die Umsetzung an Folgetagen.

• Basierend auf der Überprüfung der genannten Bestätigungen erklärt TTG verbindlich die Gültigkeit des geänderten Einspeiseszenarios bis 11:00 Uhr für die Umsetzung an Folgetagen und informiert ggf. die Netzteilnehmer darüber, dass Zwangsmaßnahmen durchgeführt werden:

o Alle Netzteilnehmer haben den Empfang bestätigt:

o Erneuter Versand des zur Bestätigung vorgelegten angepassten Kraftwerkseinsatzplans.

o Ausbleiben der Bestätigung der temporär angeschlossenen Anschlussnehmer:

o Im Falle einer notwendigen Reduzierung der Übertragungskapazität für den temporären Anschluss erfolgt zu den entsprechenden Zeitpunkten eine Abregelung über das IEC 101 Protokoll auf den jeweils niedrigeren, möglichen Sollwert. Im Extremfall ist auch eine Abschaltung des OWPs möglich.

o Es erfolgt der erneute Versand des angepassten Einsatzplans. Die kommende Maßnahme wird dem OWP per E-Mail angekündigt. Sollte dem temporären angeschlossenen OWP mehr Übertragungskapazität zugeteilt worden sein, bleibt diese Änderung erhalten.

o Ausbleiben der Bestätigung des regulär angeschlossenen OWP

o Im Falle einer gemeldeten Reduzierung der Übertragungskapazität für die regulären Anschlussnehmer wird der ursprüngliche Fahrplan erneut versandt.




Dementsprechend ergeben sich keinerlei Änderungen. Sollte den regulär angeschlossenen Anschlussnehmern mehr Übertragungskapazität zugeteilt worden sein, bleibt diese Änderung erhalten und es erfolgt der Versand eines entsprechend angepassten Einsatzplans.

Hinweis:

Der Prozess zur Anpassung der Kraftwerkseinsatzplanung kann an regulären Arbeitstagen von Montag bis Freitag für jeden noch nicht begonnenen Tag des laufenden TCM Intervalls durchgeführt werden. An Samstagen, Sonntagen, bundesweit einheitlichen und niedersächsischen Feiertagen wird keine Anpassung der Kraftwerkseinsatzplanung vorgenommen.

Anforderungen an die Schaltmaßnahmen 2.6An die Schaltmaßnahmen zur Herstellung des festgelegten Einspeiseszenarios gelten die folgenden Anforderungen:

• Synchronisation der Netzanschlussnehmer mit dem seeseitigen Netz wird stets begleitet mit einem Schaltgespräch zwischen der TTG-Schaltleitung und des Netzanschlussnehmers.

• Änderung des Einspeiseleistung bzw. die Zu- oder Abschaltung von Erzeugungseinheiten gemäß der Vorgabe nach dem Kraftwerkseinsatzplan eines synchronisierten OWP erfolgt automatisch ohne gesonderte Anweisung der TTG-Schaltleitung.

• Die Herstellung des geforderten Einspeiseszenarios durch Abschaltung von Erzeugungseinheiten muss zum Zeitpunkt, der in dem Kraftwerkseinsatzplan bestimmt ist, vollständig abgeschlossen sein.

• Analog der Abschaltplanung beginnt die Zuschaltung der Erzeugungseinheiten erst zum festgelegten Zeitpunkt




Netzanschlussnehmer (NAN) erhält temporären oder Interimsanschluss

Start des TCM I

i.d.R. Mittwoch 12: 00 Uhr:Meldefrist für regulär

angeschlossene Netzanschlussnehmer

NAN hat die Anzahl einsatzbereiter WEA

gemeldet

Versand der erstellten Einsatzpläne an alle

beteiligten OWPs innerhalb von 24 Stunden

Vergabe der restlichen Übertragungskapazität an die NAN mit temporärem

oder Interimsanschluss

ja

nein

change request am Werktag bis 8:00 Uhr

Anpassung des Einsatzplans bis 9:00 Uhr

Versand des geänderten Einsatzplans bis 10:00 Uhr

Gültigkeit am Folgetag um 0:00 Uhr

Bestätigung des Empfangs durch die NAN bis 10:00 Uhr

Weitere Anpassungsanfrage

Ende des TCM I Verfahrens

NAN erhält regulären Anschluss

Bestätigung des NAN der Leistung

reduzieren soll fehlt

Abregelung des NAN mittels definierter Schnittstellen oder

Abschaltung falls notwendig

ja

ja

ja

ja

ja

nein

nein

nein

nein


NAR-O-C15

Titel (Title) Anhang C15: Prüfprotokoll Einspeisemanagement Test






NAR-O-C15

Titel (Title) Anhang C15: Prüfprotokoll Einspeisemanagement Test


*) Die Funktionen wurden mit aktiver Beteiligung der Erzeugungsanlage(n) getestet. Dazu wurden von der (TenneT)-Schaltleitung aus Wirkleistungssollwerte von 100% bis 0% vorgegeben.

Erzeugungsanlage: Netzanschlusspunkt: Anschlussnehmer:: Dieses Prüfprotokoll ist von TenneT auszufüllen. Der Anschlussnehmer erhält eine Kopie. Das gesamte Dokument besteht (inkl. diesem Deckblatt, Anlagenverzeichnis und Anlagen) aus …Seiten.

Überprüfung der Funktionalität der Einspeisemanagement Fernsteuerung. Bei Erzeugungsanlagen die über mehrere Netzanschlusspunkte (NAP) verfügen, ist der Test je NAP (eventuell ein weiteres Mal für die gesamt Anlage) durchzuführen. Bei wesentlichen Änderungen an der Erzeugungsanlage oder Störung der Funktionalität der Fernsteuerbarkeit ist durch einen erneuten Test die Wiedereinhaltung der Fernsteuerbarkeit nachzuweisen. Datum/Uhrzeit des Tests

Errichtete Erzeugungsanlagen _ _ _ MW von _ _ _ MW (100 % Wert)

Einspeiseleistung (vor Beginn des Tests) _ _ _ , _ _ MW

Netzanschlusspunkt ______________(Anschlussname) Anfahren verschiedener maximaler Wirkleistungswerte (Sollwerte)*. Die vorgegebenen Sollwerte werden erreicht.

Prüfung bestanden Prüfung nicht bestanden

Die „maximal verfügbare Wirkleistung“ wird korrekt angezeigt. ja nein

Trennung der Verarbeitung des Signals für Einspeisemanagement gegenüber Wirkleistungs-änderungen anderer Beteiligter ist gegeben.

ja nein

Anmerkungen: Name in Druckbuchstaben Bereich Datum Unterschrift


REVISIONEN

Anhang B7 O-NAR: Schaltanlage Anschlussnehmer

Direktanschluss


02.04.2019


02.04.2019PROJEKT


02.04.20191 Ersterstellung

M

M

TSO Schaltanlage

Die Mindestanforderung an die Schaltanlage des Anschlussnehmers sieht einen Trennschalter und einen Erdungsschalter am Ende des ersten Kabelsegmentes vor. Diese Mindestanforderungen sind notwendig um ein sicheres Arbeiten in der TSO Schaltanlage zu gewährleisten.

Windkraft-anlagen


NAR-O-C13


Wirkleistungsabgabe bei Frequenzabweichung Seite (Page): 1 of 2 Stand (Date): 16.08.2019





NAR-O-C13


Wirkleistungsabgabe bei Frequenzabweichung Seite (Page): 2 of 2 Stand (Date): 16.08.2019

An die Errichter / Betreiber TenneT TSO GmbH Firmenname: ……………….…….. ………………….. Sitz der Gesellschaft: …………………..…. ………………….. Anschrift: ……………………… Das gesamte Dokument besteht (inkl. diesem Deckblatt, Anlagenverzeichnis und Anlagen) aus …Seiten. Als Errichter und/oder Betreiber der o. g. Erzeugungsanlage haben wir die Systemautomatik an den Erzeugungseinheiten überprüft und in Betrieb gesetzt. Die Systemautomatik entspricht den Vorgaben der O-NAR. Systemautomatiken am jeweiligen Netzanschlusspunkt

Reduktion der Wirkleistungsabgabe bei Frequenzanstieg

- Wirkleistungsreduktion mit … % der momentan verfügbaren Leistung pro Sekunde bei 50,2 Hz ≤ fNetz ≤ 52,7 Hz, ohne dass die Erzeugungsanlage vom Netz getrennt wird.

- Im Bereich 47,5 Hz ≤ fNetz ≤ 50,2 speist die Erzeugungsanlage ohne Einschränkungen Wirkleistung ins Netz ein.

- Wirkleistungsreduktion mit … % der momentan verfügbaren Leistung pro Hertz bei 50,2 Hz ≤ fNetz ≤ 52,7 Hz

Separate Prüfprotokolle liegen bei ja Das gesamte Dokument besteht (inkl. Anlagen und diesem Deckblatt) aus …….. Seiten. Der Unterzeichnende bestätigt hiermit der TenneT TSO GmbH, dass die Angaben vollständig sind und den tatsächlichen Gegebenheiten entsprechen. Name in Druckbuchstaben ……………………………….. Ort ……………………………….. Datum ……………………………….. …………………………….. Unterschrift ……………………………….. Firmenstempel


NAR-O-C14


Emergency Power Control Seite (Page): 1 of 2 Stand (Date): 15.08.2019





NAR-O-C14


Emergency Power Control Seite (Page): 2 of 2 Stand (Date): 15.08.2019

An die Errichter / Betreiber *) TenneT TSO GmbH Firmenname: ……………….…….. ………………….. Sitz der Gesellschaft: …………………..…. ………………….. Anschrift: ……………………… Das gesamte Dokument besteht (inkl. diesem Deckblatt, Anlagenverzeichnis und Anlagen) aus …Seiten. Als Errichter und/oder Betreiber der o. g. Erzeugungsanlage haben wir die Systemautomatik an den Erzeugungseinheiten überprüft und in Betrieb gesetzt. Die Systemautomatik entspricht den Vorgaben der O-NAR. Systemautomatiken am jeweiligen Netzanschlusspunkt Reduktion der Wirkleistungsabgabe bei Emergency Power Control (EPC) Signal

- Bei eingehendem EPC 2 Signal reduziert die Erzeugungsanlage ohne Verzögerung die Wirkleistungseinspeisung auf 50 % der vereinbarten Anschlusswirkleistung mit einer durchschnittlichen Geschwindigkeit von ≥ …… MW pro Sekunde.

- Bei eingehendem EPC 3 Signal reduziert die Erzeugungsanlage ohne Verzögerung die Wirkleistungseinspeisung auf 25 % der vereinbarten Anschlusswirkleistung mit einer durchschnittlichen Geschwindigkeit von ≥ …… MW pro Sekunde Bei EPC 3 Signal und gleichzeitig aktivem EPC 2 Signal erfolgt die Wirkleistungseinspeisung auf 25 % der vereinbarten Anschlusswirkleistung: ja nein

- Bei eingehendem EPC 4 Signal wird die durch EPC 2 bzw. EPC 3 veranlasste Reduktion der Wirkleistungsabgabe aufgehoben und die Erzeugungsanlage erhöht die Wirkleistungseinspeisung mit einer durchschnittlichen Geschwindigkeit von ≥ …… MW pro Sekunde.

Separate Prüfprotokolle liegen bei ja Der Unterzeichnende bestätigt hiermit der TenneT TSO GmbH, dass die Angaben vollständig sind und den tatsächlichen Gegebenheiten entsprechen. Name in Druckbuchstaben ……………………………….. Ort ……………………………….. Datum ……………………………….. …………………………….. Unterschrift ……………………………….. Firmenstempel


NAR-O-C00


Vorschriften und Normen 1 Seite (Page): 1 of 2 Stand (Date): 15.08.2019

Anwendungsbereich (Area of Application): Offshore- Netzanschlüsse




NAR-O-C00



An die Errichter / Betreiber TenneT TSO GmbH Firmenname: ……………….…….. ………………….. Sitz der Gesellschaft: …………………..…. ………………….. Anschrift: ……………………… Das gesamte Dokument besteht (inkl. diesem Deckblatt, Anlagenverzeichnis und Anlagen) aus …Seiten. Als Errichter oder Betreiber der o. g. Erzeugungsanlage haben wir die Anschlussanlage überprüft und in Betrieb gesetzt. Die Einrichtungen sind funktionsfähig und genügen den gesetzlichen Anforderungen. Die Arbeiten haben wir unter Einhaltung der allgemein anerkannten Regeln der Technik unter Beachtung der geltenden behördlichen Vorschriften und Verfügungen sowie nach den DIN-, VDE- sowie für Offshore Installationen relevante Vorschriften (DNV, NORSOK, …) ausgeführt. Die für den sicheren und ordnungsgemäßen Betrieb der Anschlussanlage erforderlichen BSH-Genehmigungen liegen vor. Wir bestätigen, dass die von uns errichtete elektrische Anlage bzw. Anlagenteile den Bestimmungen der Unfallverhütungsvorschrift „Elektrische Anlagen und Betriebsmittel“ – DGUV Vorschrift 3 – entsprechend beschaffen sind und von uns geprüft wurden. Die TenneT TSO GmbH ist davon entbunden, die elektrische Anlage vor der ersten Inbetriebnahme zu prüfen bzw. prüfen zu lassen. Der Unterzeichnende bestätigt hiermit der TenneT TSO GmbH, dass die Angaben vollständig sind und den tatsächlichen Gegebenheiten entsprechen. Name in Druckbuchstaben ……………………………….. Ort ……………………………….. Datum ……………………………….. ……………………………..

Unterschrift ……………………………….. Firmenstempel


O-NAR-C19

Titel (Title) Anhang C19: Konformitätstests der Frequenzregelfähigkeit






O-NAR-C19



An die Errichter / Betreiber TenneT TSO GmbH Firmenname: ……………….…….. ………………….. Sitz der Gesellschaft: …………………..…. ………………….. Anschrift: ……………………… Das gesamte Dokument besteht (inkl. diesem Deckblatt, Anlagenverzeichnis und Anlagen) aus …Seiten. Frequenzabhängiger Modus (FSM)

Beim Test des frequenzabhängigen Modus (FSM) wurden folgende Parameter1 gemessen:

• Wirkleistungsregelbereich ΔP1/Pn bezogen auf die Nennleistung: ___

• Unempfindlichkeit der frequenzabhägigen Reaktion: ___

• Totband der frequenzabhängigen Reaktion: ___

• Statik s: ___

Reaktion auf Frequenzsprung:

• Verzögerung t1:___

• Zeit t2: ___

Beschränkt frequenzabhängiger Modus, Unterfrequenz (LFSM-U-Modus)

Beim Test des beschränkt frequenzabhängigen Modus (LFSM-U-Modus) wurden folgende Parameter2 gemessen:


• Statik s: ___

• Frequenzschwellwert: ___


• Anschwingzeit:___

• Einschwingzeit: ___

1 gemäß O-NAR Kapitel 4.5.2 2 gemäß O-NAR Kapitel 4.5.2


O-NAR-C19



Beschränkt frequenzabhängiger Modus, Überfrequenz (LFSM-O-Modus)

Beim Test des beschränkt frequenzabhängigen Modus (LFSM-O-Modus) wurden folgende Parameter3 gemessen:

• Statik s: ___


• Frequenzschwellwert: ___


• Anschwingzeit:___

• Einschwingzeit: ___

Die Messergebnisse o.g. Konformitätstests liegen bei. Name in Druckbuchstaben ……………………………….. Ort ……………………………….. Datum ……………………………….. …………………………….. Unterschrift ……………………………….. Firmenstempel

3 gemäß O-NAR Kapitel 4.5.2


NAR-O-C01







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An die Errichter / Betreiber TenneT TSO GmbH Firmenname: ……………….…….. ………………….. Sitz der Gesellschaft: …………………..…. ………………….. Anschrift: ……………………… Das gesamte Dokument besteht (inkl. diesem Deckblatt, Anlagenverzeichnis und Anlagen) aus …Seiten. Als Errichter und/oder Betreiber der o. g. Erzeugungsanlage haben wir die Anschlussanlage überprüft und in Betrieb gesetzt. Die Einrichtungen sind funktionsfähig und genügen den gesetzlichen Anforderungen. Erdungsmessung Wir haben eine Erstprüfung der Niederspannungsinstallation gemäß DIN VDE 0100-600 Kapitel 61 durchgeführt. ja Die Erdungsverhältnisse genügen den gesetzlichen Vorschriften und den anerkannten Regeln der Technik. Insbesondere wurde die Niederohmigkeit (Durchgangswiderstand) ja der Erdungsanlage geprüft. Hinweis: In Abhängigkeit des Designs des Erdungssystems (dediziertes (Kupfer-) Erdungsnetz oder Nutzung der Platformstruktur selbst) können ggf. keine belastbaren Messungen durchgeführt werden. Für den Fall, dass die Plattformstruktur selbst als Erdungsnetz verwendet wird und keine belastbaren Messungen durchgeführt werden können, ist mindestens ein Nachweis der Effektivität des Erdungssystems mittels Berechnungen zu erbringen. Ggf. ist das Prüfprotokoll der Erdungsmessung als Anlage beizufügen. Der Unterzeichnende bestätigt hiermit der TenneT TSO GmbH, dass die Angaben vollständig sind und den tatsächlichen Gegebenheiten entsprechen. Name in Druckbuchstaben ……………………………….. Ort ……………………………….. Datum ……………………………….. …………………………….. Unterschrift ……………………………….. Firmenstempel


NAR-O-C05





Ansprechstelle (Contact): TenneT TSO GmbH Bernecker Straße 70, 95448 Bayreuth


NAR-O-C05



An die Errichter / Betreiber TenneT TSO GmbH Firmenname: ……………….…….. ………………….. Sitz der Gesellschaft: …………………..…. ………………….. Anschrift: ……………………… Das gesamte Dokument besteht (inkl. diesem Deckblatt, Anlagenverzeichnis und Anlagen) aus …Seiten. Als Errichter und/oder Betreiber der o. g. Erzeugungsanlage haben wir die Sekundärtechnik überprüft und in Betrieb gesetzt. Die Sekundärtechnik erfüllt die Anforderungen der O-NAR. Vor-Ort-Steuerung und Meldungen Die Vor-Ort-Steuerung, die Rückmeldungen, Warnmeldungen und Messeinrichtungen entsprechen den Anforderungen der O-NAR. Anlagenverriegelung Die Anlagenverriegelung entspricht den Absprachen mit der TenneT TSO GmbH im Rahmen der Anlagenprojektierung.

Separates Prüfprotokoll liegt bei ja

Das Prüfprotokoll muss mit den vorab eingereichten Verriegelungsbedingungen abgleichbar sein. Fernsteuerung und Meldungen des Netzbetreibers Die Fernsteuerung der Schaltgeräte mit Schalthoheit der TenneT TSO GmbH (gem. O-NAR), der Not-Aus-Befehl des Leistungsschalters, die Rückmeldungen und Warnmeldungen, die Messwerte und die Einrichtungen für das Erzeugungsmanagement /Netzsicherheitsmanagement wurden in der Anlage des Anschlussnehmers überprüft und sind funktionstüchtig.

Separates Prüfprotokoll liegt bei ja Der Unterzeichnende bestätigt hiermit der TenneT TSO GmbH, dass die Angaben vollständig sind und den tatsächlichen Gegebenheiten entsprechen. Name in Druckbuchstaben ……………………………….. Ort ……………………………….. Datum ……………………………….. …………………………….. Unterschrift ……………………………….. Firmenstempel


NAR-O-C10

Titel (Title) Anhang C10: Prüfprotokoll Fernwirkeinrichtungen Blindleistung / Erzeugungsmanagement






NAR-O-C10

Titel (Title) Anhang C10: Prüfprotokoll Fernwirkeinrichtungen Blindleistung / Erzeugungsmanagement


Dieses Prüfprotokoll wird von TenneT ausgefüllt. Die aufgeführten Prüfungen werden durch TenneT im Rahmen der Offshore-Inbetriebnahmetests (Schutz- und Leittechnik) auf der Plattform des Windparks durchgeführt.

Erzeugungsanlage:

Netzanschlusspunkt:

Anschlussnehmer:

Fernwirkeinrichtungen zur Steuerbarkeit der Blindleistungssteuerung

Durchfahren vom minimalen Sollwert bis zum maximalen Sollwert des Blindleistungsbereichs

Kontrolle der korrekten Rückmeldungen in der Schaltleitung

Fernwirkeinrichtungen zur Teilnahme am Erzeugungsmanagement

Vorgabe verschiedener maximaler Wirkleistungswerte

Kontrolle der korrekten Rückmeldung der vorgegebenen Wirkleistungswerte in der Schaltleitung



NAR-O-C07

Titel (Title) Anhang C7: Inbetriebsetzungsanmeldung






NAR-O-C07

Titel (Title) Anhang C7: Inbetriebsetzungsanmeldung


An die Errichter / Betreiber TenneT TSO GmbH Firmenname: ……………….…….. ………………….. Sitz der Gesellschaft: …………………..…. ………………….. Anschrift: ……………………… Das gesamte Dokument besteht (inkl. diesem Deckblatt, Anlagenverzeichnis und Anlagen) aus …Seiten. Inbetriebsetzungsanmeldung der Anschlussanlage einer Erzeugungsanlage für den Betrieb mit dem Netz der TenneT TSO GmbH Erzeugungsanlage: __________________ Antrag auf Inbetriebsetzung der Anschlussanlage der Erzeugungsanlage im Sinne des § 13 AVBEltV. Dieser Antrag ist 4 Wochen vor Inbetriebsetzung der TenneT TSO GmbH zuzusenden. Die Erzeugungsanlage darf nur nach Absprache mit der TenneT TSO GmbH an das Netz geschaltet werden.

Die aufgeführte(n) Installationsanlage(n) ist/sind unter Beachtung der geltenden behördlichen Vorschriften oder Verfügungen und nach den anerkannten Regeln der Technik, insbesondere nach den DIN VDE Normen, den Technischen Anschlussbedingungen (TAB) und sonstigen Vorschriften des oben genannten EVU von mir/uns errichtet, geprüft und fertig gestellt worden. Die Ergebnisse sind dokumentiert.

Ich beantrage die Inbetriebsetzung mit Parallelschaltung für nachfolgend genannten Zeitraum: Anfang Datum: Uhrzeit: Uhr

Ende Datum: Uhrzeit Uhr

Ort, Datum Ort, Datum

Betreiber (Name, Unterschrift) Anlagenerrichter (Name, Unterschrift)

Anlageneigentümer Anlagenanschrift Name Geogr. Länge Straße, Hausnummer Geogr. Breite PLZ, Ort Geschäftspartner-Nr. Telefon Telefon (wenn vorhanden) Telefax

Anlagenbetreiber Name Straße, Hausnummer PLZ, Ort Telefon Telefax


NAR-O-C17

Titel (Title) Anhang C17: Konformitätstests der Blindleistungsbereitstellung






NAR-O-C17

Titel (Title) Anhang C17: Konformitätstests der Blindleistungsbereitstellung


An die Errichter / Betreiber TenneT TSO GmbH Firmenname: ……………….…….. ………………….. Sitz der Gesellschaft: …………………..…. ………………….. Anschrift: ……………………… Das gesamte Dokument besteht (inkl. diesem Deckblatt, Anlagenverzeichnis und Anlagen) aus …Seiten. Blindleistungskapazität am jeweiligen Netzanschlusspunkt

Folgende Parameter wurden bei maximaler kapazitiver und maximaler induktiver Blindleistung überprüft:

• Betrieb bei mehr als 60 % der vereinbarten Anschlusswirkleistung während 30 min

• Betrieb bei 30 bis 50 % der vereinbarten Anschlusswirkleistung während 30 min

• Betrieb bei 10 bis 20 % der vereinbarten Anschlusswirkleistung während 60 min

Es wird bestätigt, dass es innerhalb der im P/Q-Diagramm definierten Betriebsbereichsgrenzen zu keiner Schutzauslösung kam.

Die Messergebnisse o.g. Konformitätstests liegen bei. Name in Druckbuchstaben ……………………………….. Ort ……………………………….. Datum ……………………………….. …………………………….. Unterschrift ……………………………….. Firmenstempel

Download - Offshore-Netzanschlussregeln – O-NAR TenneT TSO GmbH · Diese Offshore-Netzanschlussregeln (O-NAR) beschreiben die technischen und organisato- rischen Mindestanforderungen, die

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