VDE-AR-N 4110: Anschlussregeln für die Mittelspannung erklärt

Die VDE-AR-N 4110 ist die technische Anschlussregel für Kundenanlagen am Mittelspannungsnetz, die TAR Mittelspannung. Sie legt die Anforderungen an Planung, Errichtung, Betrieb und Änderung von Erzeugungsanlagen, Speichern, Bezugsanlagen und Mischanlagen fest, die über 1 kV und unter 60 kV angeschlossen sind, und setzt die europäischen Netzkodizes für Erzeugungsanlagen (NC RfG, Typ B und C) und für Verbrauchsanlagen (NC DCC) in Deutschland um. Die aktuelle Ausgabe ist die VDE-AR-N 4110:2023-09, anzuwenden seit dem 1. September 2023.

VDE-AR-N 4110 im Überblick

Quellen: Seite und FAQ des VDE FNN zur TAR Mittelspannung, Produktseite des VDE Verlags und die Liste der VDE-Anwendungsregeln des VDE FNN. Die vollständige Anwendungsregel ist beim VDE Verlag erhältlich.

Welche Ausgabe der VDE-AR-N 4110 ist aktuell?

Der VDE FNN führt die VDE-AR-N 4110:2023-09 als gültig. Ihre einzige technische Änderung gegenüber der Ausgabe 2018-11 ist das neue Einzelnachweisverfahren für Anlagen von 135 kW bis 950 kW. Die Anforderungen an Erzeugungseinheiten und Komponenten haben sich nicht geändert, deshalb bleiben Einheiten- und Komponentenzertifikate nach der Ausgabe 2018 gültig.

Eine vollständige Überarbeitung läuft. Der VDE FNN hat den Entwurf E VDE-AR-N 4110:2024-11 am 25. Oktober 2024 veröffentlicht und Stellungnahmen bis 25. Dezember 2024 entgegengenommen. Die FAQ zur VDE-AR-N 4105:2026-03 verweisen bereits auf Anhangsnummern einer künftigen VDE-AR-N 4110:2026, weil die Mittelspannungsregel nach der Niederspannungsregel veröffentlicht wird. Bis die neue Ausgabe in der Liste des VDE FNN als gültig erscheint: nach der Ausgabe 2023-09 planen, die im Netzanschlussangebot genannte Ausgabe dokumentieren und beim Netzbetreiber erfragen, wie er ein Projekt behandelt, das nach Erscheinen der neuen Ausgabe in Betrieb geht.

VDE-AR-N 4105, 4110 oder 4120: Welche Regel gilt?

Zuerst entscheidet die Spannungsebene am Netzanschlusspunkt. Die deutschen technischen Anschlussregeln sind nach Spannungsebenen gegliedert:

Zwei Regelungen verwischen die Grenze für kleine Anlagen an der Mittelspannung. Die Anwendungshilfe des VDE FNN vom 10. März 2023 erlaubt für ein Mittelspannungsprojekt die VDE-AR-N 4105 mit übergeordnetem Entkupplungsschutz, wenn die umrichterbasierten Erzeugungseinheiten (Typ 2) und Speicher jeweils unter 135 kW und insgesamt unter 270 kW bleiben. Darüber gilt der Weg nach 4110 mit Einheiten- und Anlagenzertifikaten nach 4110. Die Ausgabe 2026 der VDE-AR-N 4105 erweitert ihr eigenes Verfahren auf Mittelspannungsanlagen mit einer Summe der Wechselrichterleistungen von 135 kW bis 500 kW und einer vereinbarten Einspeiseleistung bis 270 kW, eingestellt mit einem Mittelspannungs-Parametersatz.

Auch die Leistungsklasse zählt. Nach den deutschen Schwellenwerten, die die Bundesnetzagentur am 24. April 2018 genehmigt hat, ist eine Erzeugungsanlage ab 135 kW (etwa 150 kVA) vom Typ B, ab 36 MW vom Typ C und ab 45 MW oder ab 110 kV vom Typ D. Die VDE-AR-N 4110 setzt die Anforderungen an Typ B und Typ C um.

Bestandsanlagen zählen mit. Laut Anwendungshilfe sind bestehende Erzeugungseinheiten am selben Netzanschlusspunkt in die Summe einzurechnen. Kommen 100 kW PV zu einem Standort mit 200 kW BHKW hinzu, ist das für diese Entscheidung eine Anlage mit 300 kW.

Einheiten-, Komponenten- und Anlagenzertifikate

Der Nachweis der elektrischen Eigenschaften hat drei Ebenen:

1. Einheitenzertifikat: ein typgeprüfter Wechselrichter, Generator oder Speicher, geprüft nach FGW TR3 und bewertet nach FGW TR8.
2. Komponentenzertifikat: eine Komponente, die das Anlagenverhalten beeinflusst, etwa der EZA-Regler oder das Schutzgerät.
3. Anlagenzertifikat: die gesamte Anlage an ihrem Netzanschlusspunkt, ausgestellt von einer akkreditierten Zertifizierungsstelle auf Grundlage der Einheiten- und Komponentenzertifikate und der Vorgaben des Netzbetreibers.

§ 2 der Elektrotechnische-Eigenschaften-Nachweis-Verordnung (NELEV) macht Anlagenzertifikat und Konformitätserklärung zum erforderlichen Nachweis für Anlagen des Typs B und C. Zwei Gruppen von Typ-B-Anlagen sind ausgenommen:

• eine Anlage mit höchstens 270 kW Einspeiseleistung am Verknüpfungspunkt und höchstens 270 kW kumulierter installierter Leistung, wenn für jede Einheit ein gültiges Einheitenzertifikat und für jede Komponente ein Komponentenzertifikat nach der Niederspannungsregel vorliegt; und
• eine Anlage über 270 kW bis 500 kW installierter Leistung an der Mittelspannung oder darüber, die ihre Einspeiseleistung ebenfalls auf 270 kW begrenzt, wenn ein Prüfprotokoll belegt, dass der erforderliche Entkupplungsschutz ordnungsgemäß errichtet und in Betrieb genommen ist.

Der VDE FNN unterscheidet drei Anlagenzertifikate:

Ein Zertifikat unter Auflage erlaubte die vorläufige Inbetriebnahme; die vollständigen Nachweise sind innerhalb von 18 Monaten nach Inbetriebnahme der ersten Erzeugungseinheit fällig. Projekte mit einem solchen Zertifikat sollten diese Frist überwachen.

Rechenbeispiel: vier Anlagen am Mittelspannungsanschluss

Die Einspeisebegrenzung der zweiten Anlage ist Teil des genehmigten Konzepts. Sie muss zertifiziert und gegen Veränderung geschützt sein, weil die Ausnahme davon abhängt. Eine Begrenzung, die nur als Einstellung in einem Monitoringsystem existiert, zählt nicht.

Blindleistung und statische Spannungshaltung

Eine Anlage an der Mittelspannung beteiligt sich mit Blindleistung an der Spannungshaltung. Der Netzbetreiber wählt das Verfahren in seinem Abfragebogen (Formular E.9, Netzbetreiber-Abfragebogen) und legt die Werte für den Anschluss fest. Die Verfahren sind:

• eine Blindleistungs-Spannungs-Kennlinie, Q(U);
• Blindleistung abhängig von der Wirkleistung, Q(P), oder eine Verschiebungsfaktor-Kennlinie, cos φ(P);
• ein fester Verschiebungsfaktor cos φ; oder
• eine feste Blindleistung in kvar oder Mvar.

Bezugsgröße ist Uc, die vereinbarte Versorgungsspannung. Laut FAQ des VDE FNN entspricht Uc im Normalfall der Nennspannung des Netzes und ist als fester Wert, nicht als Spannungsbereich zu verwenden. Im normalen Spannungsbereich von 90 % bis 110 % Uc darf die Anlage ihre Wirkleistung nicht in Abhängigkeit von der Spannung reduzieren.

Die Wahl hängt vom Netz ab. Die Ergänzungen von Stromnetz Berlin aus dem Jahr 2024 verlangen zum Beispiel, dass Anlagen in einem offen betriebenen 10-kV-Ring einer Q(P)-Kennlinie folgen und Anlagen im geschlossen betriebenen Ring oder an einem Stich mit festem cos φ von 1 betrieben werden. Die geltenden Werte stehen in den TAB Mittelspannung des jeweiligen Netzbetreibers.

Rechenbeispiel: Blindleistung einer 2-MW-PV-Anlage

Eine PV-Anlage hat eine vereinbarte Wirkleistung von 2.000 kW. Der Netzbetreiber verlangt, dass sie bei voller Wirkleistung mit einem Verschiebungsfaktor von 0,95 betrieben werden kann. Die Blindleistung ist P × tan(arccos 0,95):

Q = 2.000 kW × 0,3287 = 657 kvar

Die Scheinleistung am Netzanschlusspunkt ist P ÷ cos φ:

S = 2.000 kW ÷ 0,95 = 2.105 kVA

Wechselrichter und Transformator müssen 2.105 kVA führen können, nicht 2.000 kVA, sonst muss die Anlage Wirkleistung reduzieren, um Platz für die Blindleistung zu schaffen. Bei 20 kV entsprechen 2.105 kVA etwa 60,8 A je Leiter. Magnetisierung des Transformators und Ladeleistung der Kabel erzeugen oder beziehen zwischen Wechselrichtern und Netzanschlusspunkt ebenfalls Blindleistung. Deshalb misst und regelt der EZA-Regler am Netzanschlusspunkt, nicht an den Wechselrichtern.

Wirkleistung: Vorgaben des Netzbetreibers und Frequenzverhalten

Reduzierung durch den Netzbetreiber. Laut FAQ des VDE FNN zu Abschnitt 10.2.4.1 ist ein Reduktionssignal des Netzbetreibers direkt umzusetzen, ohne verzögerte Rampe. Abschnitt 8.1 regelt den Vorrang: Eine Reduzierung für das Netzsicherheitsmanagement geht dem frequenzabhängigen Verhalten vor, und eine Leistungserhöhung bei Unterfrequenz geht dem Sollwert eines Direktvermarkters vor. § 9 EEG verlangt zusätzlich, dass der Netzbetreiber bei Erneuerbare-Energien- und KWK-Anlagen ab 100 kW jederzeit die Ist-Einspeisung abrufen und die Einspeiseleistung ferngesteuert reduzieren kann, bis intelligente Messsysteme diese Aufgabe übernehmen.

Überfrequenz. Die frequenzabhängige Wirkleistungsreduktion beginnt oberhalb eines Schwellenwerts. Der RfG erlaubt einen Schwellenwert von 50,2 bis 50,5 Hz; die TAB des Netzbetreibers legt den Wert fest. Die Steigung der Reduktion ist in der Anwendungsregel und in den Vorgaben des Netzbetreibers festgelegt.

Mischanlagen. Bei einem Standort mit Erzeugung, Bezug und Speicher reicht nach Aussage des VDE FNN die alleinige Betrachtung des Erzeugungszählers nicht aus, um die Umsetzung einer Netzsicherheitsmaßnahme nachzuweisen. Der Nachweis muss vom Netzanschlusspunkt kommen.

Schutz und Fehlerdurchfahren

Der Schutz an einem Mittelspannungsanschluss besteht aus mehreren Ebenen mit unterschiedlichen Verantwortlichen:

• dem Schutz des Netzbetreibers und dem Kurzschlussschutz des Kunden in der Übergabestation;
• dem übergeordneten Entkupplungsschutz am Netzanschlusspunkt, der die Anlage bei Spannungsabweichungen und, wenn der Netzbetreiber es verlangt, bei Frequenzabweichungen vom Netz trennt; und
• dem Entkupplungsschutz an jeder Erzeugungseinheit.

Die FAQ des VDE FNN ergänzen praktische Punkte. Der Ausfall der Mittelspannung wird über einen Hilfskontakt am Mittelspannungs-Leistungsschalter erkannt, nicht über die Unterspannungsstufe. Ein Frequenzschutz am Netzanschlusspunkt ist optional und nur nötig, wenn der Netzbetreiber ihn verlangt. Die Einstellwerte kommen aus der Anwendungsregel und dem Abfragebogen des Netzbetreibers, und das Schutzgerät hat ein eigenes Zertifikat.

Anlagen müssen außerdem Netzfehler durchfahren und die Spannung währenddessen stützen. Die VDE-AR-N 4110 unterscheidet Typ-1-Einheiten, direkt mit dem Netz gekoppelte Synchrongeneratoren, von Typ-2-Einheiten, zu denen umrichterbasierte PV-, Wind- und Batteriesysteme gehören. Typ-2-Einheiten speisen während eines Fehlers zusätzlichen Blindstrom ein. Das Fehlerdurchfahren wird über Einheiten- und Anlagenzertifikat nachgewiesen, nicht über Messungen vor Ort.

Ladeparks und andere Bezugsanlagen

Die VDE-AR-N 4110 ist keine reine Erzeugungsregel. Ein Ladepark, ein Kühlhaus oder ein Werk am Mittelspannungsnetz ist eine Kundenanlage nach derselben Regel. Laut FAQ des VDE FNN zu Abschnitt 8.11 müssen Ladeeinrichtungen nach Vorgaben des Netzbetreibers hinsichtlich ihres Wirkleistungsverhaltens steuerbar sein; macht der Netzbetreiber keine Vorgabe zum Verfahren, ist ein konstanter cos φ von 1 am Netzanschlusspunkt zugrunde zu legen.

Steuerbare Verbrauchseinrichtungen am Niederspannungsnetz, etwa Wärmepumpen und nicht öffentlich zugängliche Ladepunkte, fallen dagegen unter § 14a EnWG: Dort darf der Verteilnetzbetreiber ihren Netzbezug gegen reduzierte Netzentgelte begrenzen. Prüfen Sie die Spannungsebene des Anschlusses, bevor Sie die Regel wählen.

Inbetriebsetzung: Erklärungen und Formulare

Anhang E der VDE-AR-N 4110 enthält die Formulare, die der VDE FNN als ausfüllbare Dateien und die Netzbetreiber auf ihren eigenen Seiten veröffentlichen. Dazu gehören E.9 (Netzbetreiber-Abfragebogen), E.11 (Inbetriebsetzungserklärung für Erzeugungsanlagen und Speicher) und E.12 (Konformitätserklärung für Erzeugungsanlagen und Speicher).

Die FAQ des VDE FNN nennen die Fristen:

Bewahren Sie den genehmigten Übersichtsschaltplan, die Zertifikatsnummern, die Schutzeinstellungen und Prüfprotokolle, den Parametersatz des EZA-Reglers und die Abnahme des Netzbetreibers zusammen auf. Eine spätere Änderung, etwa eine zusätzliche Batterie oder getauschte Wechselrichter, kann eine wesentliche Änderung mit neuen Nachweisen sein. Die FAQ des VDE FNN nennen zum Beispiel, dass eine schrittweise Modernisierung über 50 % von P_AV,E spätere Schritte zu einer wesentlichen Änderung macht.

Was am Mittelspannungsanschluss gemessen werden sollte

Eigentümerseitiges Monitoring beantwortet Betriebsfragen, die die zertifizierten Ebenen dem Eigentümer nicht melden:

Erfassen Sie Wirk- und Blindleistung je Leiter, Spannung, Frequenz, die Vorzeichenkonvention und ein Datenqualitätskennzeichen, mit Zeitstempeln aus einer Uhr. Protokollieren Sie jedes Reduktionssignal und jeden Sollwert, den der EZA-Regler erhalten hat, neben der gemessenen Reaktion, damit sich ein strittiges Ereignis rekonstruieren lässt. Mit den Rechnern Dreiphasenleistung und Transformatorstrom lassen sich die erwarteten Ströme prüfen, bevor Stromwandler ausgewählt werden.

Dasselbe Muster gilt in anderen Ländern mit anderen Regeln: G99 in Großbritannien und CEI 0-16 in Italien. Der Leitfaden zu erneuerbaren Energien und Netzstabilität erklärt, warum das Netz überhaupt Spannungs- und Frequenzstützung verlangt.

Die Rolle von EpiSensor

EpiSensor kann eigentümerseitige Messung rund um eine Mittelspannungsanlage bereitstellen: Strommessgeräte auf der Niederspannungsseite der Transformatoren und an Erzeugungs-, Speicher- und Verbraucherabgängen sowie ein Gateway mit Edge, das zeitgestempelte Daten vor Ort vorhält und freigegebene Daten an die Plattform des Eigentümers weiterleitet. Edge kann EZA-Regler und Wechselrichter über Modbus auslesen, um deren gemeldete Werte mit unabhängigen Messungen zu vergleichen.

Diese Ebene zertifiziert weder Einheit noch Anlage, dient nicht als Entkupplungsschutz, ersetzt nicht den EZA-Regler, stellt keine Fernwirkanbindung des Netzbetreibers bereit und ersetzt nicht den Abrechnungszähler. Legen Sie zuerst Anschlussregel, Zertifikate und Vorgaben des Netzbetreibers fest und planen Sie dann mit dem System Builder die betriebliche Messung darum herum.