In einem unserer letzten Blogposts haben wir uns mit dem aktuellen Positionspapier des BDEW zum Thema Zertifizierung von Erzeugungsanlagen beschäftigt. Will man Erzeugungsanlagen an das Nieder- Mittel- oder Hochspannungsnetz anschließen, gelten bestimmte technische Anschlussrichtlinien plus die Vorgaben der jeweiligen Netzbetreiber.
Welches Zertifikat für was?
Basis der sicheren Stromversorgung ist die sogenannte „Netzverträglichkeit“ und seit 2009 sind sowohl Hersteller als auch Betreiber verpflichtet die Netzverträglichkeit ihrer Anlagen von einem unabhängigen Prüfinstitut zertifizieren zu lassen. Es gibt grundsätzlich zwei verschiedene Arten von Zertifikaten: Das Einheitenzertifikat, das für jeden Typ pro Serie einer Erzeugungsanlage erforderlich ist und vom Hersteller beauftragt wird. Und das Anlagenzertifikat, das der jeweilige Betreiber (oder Planer) benötigt, um seine Anlage planen und in Betrieb nehmen zu können. Das Anlagenzertifikat ist also immer projekt- und anlagenspezifisch.
Das Einheitenzertifikat weist insbesondere die elektrischen Eigenschaften der Erzeugungseinheit aus. Die Hersteller von Winderzeugungseinheiten unterliegen an den Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsnetzen in Deutschland einer Zertifizierungspflicht gemäß BDEW MSR 2008 und TC 2007. Akkreditierte Zertifizierungsstellen überprüfen, ob der jeweilige Typ einer bestimmten Serie richtlinienkonform ist und den entsprechenden Grid-Codes, das sind die Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber, übereinstimmt.
Das Anlagenzertifikat überprüft die elektrischen Eigenschaften der Erzeugungsanlage im Hinblick auf die gesetzlichen Grundlagen. Es ist also ein reines Planungszertifikat. Der Betreiber sollte sich möglichst früh in der Planungsphase mit den Anforderungen der Anlagenzertifizierung befassen. Je früher, desto besser. Denn dadurch kann ein Planer oder Betreiber seine Anlage noch an die neuesten Richtlinien und gültigen Netz-Codes anpassen. Später nachzubessern, wie es vielfach passiert, ist in jeder Hinsicht aufwendig und teuer.
Ein solches Zertifikat, das der Anlagenbetreiber über eine zugelassene Zertifizierungsstelle bekommt, bestätigt anhand von etwa 50 Kriterien, dass die Elektroplanung netzkonform ist. Nur wenn er ein solches Zertifikat erhalten hat, darf der Betreiber seine Anlage/n an das Stromnetz anschließen und die erzeugte Energie einspeisen.
Das zertifizierende Unternehmen führt die Daten des Herstellers mit den Informationen des Netzbetreibers zum Netzanschlusspunkt zusammen. Neben der reinen Analyse, werden auch komplexe Simulationen zum elektrischen Verhalten einer Anlage durchgeführt. Der Bewertungsbericht fasst sie abschließend zusammen. Fällt er positiv aus wird final bestätigt, dass alle Kriterien erfüllt sind und der Zertifizierer stellt das Anlagenzertifikat aus. Damit sind die Voraussetzungen erfüllt und der Betreiber kann die Erzeugungsanlage in Betrieb nehmen.
Dann fehlt allerdings noch ein weiterer Baustein, nämlich die EZA-Konformitätserklärung. Sie bestätigt, nach der Überprüfung vor Ort, dass die real fertiggestellte Anlage mit den Planungsdaten übereinstimmt. Das gilt auch für die Netzschutzeigenschaften.
TR8 Rev.6 – Voraussetzungen und Umsetzung
Grundlegend sind dafür die Technischen Richtlinien der FGW. Zertifizierungsstellen bewerten nach der neuesten Revision, die am 1. Mai 2013 in Kraft getreten ist. Die betreffende Revision 6 berücksichtigt die aktuellen Ergänzungen der BDEW-Mittelspannungsrichtlinie mit den entsprechenden Fristen sowie genauere Konformitätserklärungen.
Schon mit der Revision 5 der Technischen Richtlinie hat die FGW erstmalig ein unabhängiges Zertifizierungsverfahren für die elektrischen Eigenschaften bereitgestellt. Die Richtlinie vereint dabei die EEG- und SDLWindV-Anforderungen sowie den Transmission Code 2007 und die BDEW-Änderungen für den Betrieb am Mittelspannungsnetz.
Berücksichtigt werden insbesondere die folgenden technischen Parameter:
- Anforderungen an die Wirkleistung
- Blindleistung Reaktionszeit
- LVRT (Low Voltage Ride Through) nach bestimmten Erfolgskriterien wie:
- Anschwing- und Einschwingzeiten
- Blindstromhöhe
- Unstetigkeiten
- Wirkleistungssteigerung und bestimmte Fehlertoleranzen
- Erzeugungsanlagen im Netz, die ihren Netzanschlusspunkt im Mittelspannungsnetz haben, müssen technisch und baulich alle Anforderungen zur Teilnahme an der dynamischen Netzstützung (dem LVRT-Modus) erfüllen. Je nach Netzanschlusspunkt und Betreiber wird die eingeschränkte dynamische Netzstützung oder die dynamische Netzstützung gefordert.
- Netzschutz
- Funktion von EZA-Reglern
Das Ganze wird dokumentiert, geprüft und bewertet. Dann führt die Zertifizierungsstelle eine Modellvalidierung durch, bei der alle wesentlichen Anforderungen erfüllt sein müssen.
Vor Ort wird das planerische Anlagenzertifikat daraufhin überprüft wie es konkret umgesetzt wurde. Der Zeitraum beträgt sechs Monate nachdem die letzte Erzeugungseinheit einer Anlage in Betrieb genommen worden ist. Erfüllt die Anlage die Anforderungen gemäß SDLWindV (Verordnung zu Systemdienstleistungen durch Windenergieanlagen) wird eine EZA-Konformitätserklärung ausgestellt. Sie muss dem Netzbetreiber vorgelegt werden und bildet gleichzeitig die Voraussetzung für eine Vergütung nach EEG. Nach der erteilten Konformitätserklärung wird das Anlagengutachten ungültig. Eine Re-Zertifizierung beziehungsweise Anlagenüberwachung inklusive einer alle fünf Jahre neu auszustellenden Konformitätserklärung ist im Gespräch und soll kommen. Noch ist das allerdings nicht final beschlossen.
Fazit
Prüfinstitute und Verbände hatten inzwischen ausreichend Gelegenheit, mit solchen Zertifizierungsprozessen Erfahrungen zu sammeln. Keiner der Beteiligten ist besonders verwundert darüber, dass viele Erzeugungsanlagen derzeit nicht oder noch nicht in der Lage sind den umfangreichen Anforderungskatalog zu erfüllen. Der aber gewährleistet erst Netzverträglichkeit und bildet die Grundlage für die Versorgungssicherheit. Nur auf der Grundlage von Einheiten- und Anlagezertifikat erhält der einzelne Betreiber ja überhaupt eine Einspeiseerlaubnis und mit der Konformitätserklärung, hat er auch Anspruch auf Vergütung gemäß EEG.
Dazu kommt die Kostensituation in der Windenergiebranche. Die sogenannten Hauptinvestitionskosten schlagen zwar mit 73 bis 78 Prozent der Gesamtinvestitionskosten zu Buche – zu diesen Kosten zählen Aufwendungen für die WEA selbst, die Transportkosten zum Aufstellungsort und die Installation. Dazu kommen aber zahlreiche Investitionsnebenkosten. So auch für die Zertifizierung und eventuelle Nachbesserungen. Hier verweisen wir noch einmal auf das aktuelle Positionspapier des BDEW, der einen Kompromiss vorschlägt.
