Teknisk forskrift 3.2.5
for vindkraftværker større end 11 kW
3 Høringsdokument 03.06.2016 06.06.2016 06.06.2016 06.06.2016 DATE
KDJ LOC/IMA BJA PBU NAME
REV. DESCRIPTION PREPARED CHECKED REVIEWED APPROVED
13/96336-11
© Energinet.dk
Teknisk forskrift 3.2.5 Revisionsoversigt
Revisionsoversigt
Afsnit nr. Tekst Rev. Dato
Alle afsnit Figur 18, 19, 20, 21 Afsnit 4.4.2.1, 4.4.3.1, 4.5.2.1, 4.5.3.3, 4.6.2.1, 4.6.3.1, 4.7.2.1, 4.7.3.1 Afsnit 5.8
Afsnit 7.4, 7.5 Afsnit 8
Bilag 1
Høringsdokument:
Redaktionelle fejl rettet i flere afsnit i dokumentet.
Fejl i teksten på Y- og X-akserne i figur 18, 19, 20 og 21 rettet.
I afsnit 4.4.2.1 - Krav indført for kategori A2 I afsnit 4.4.3.1 - Krav indført for kategori A2 I afsnit 4.5.2.1 - Krav indført for kategori A2 I afsnit 4.5.3.3 - Krav indført for kategori A2 I afsnit 4.6.2.1 - Krav indført for kategori A2 I afsnit 4.6.3.1 - Krav indført for kategori A2 I afsnit 4.7.2.1 - Krav indført for kategori A2 I afsnit 4.7.3.1 - Krav indført for kategori A2
Afsnit 5.8 – note om typegodkendelse fjernet, da den ofte har givet anledning til misforståelse.
Afsnit 7.4 og 7.5 – præcisering af, hvordan parametre skal kunne opsættes.
Afsnit 8 er tilrettet, så det afspejler ændringen i ansvars- forhold omkring positivlisterne.
Tekst i Bilag 1 tilrettet, så kravene til dokumentation til anlægskategori A2 er specificeret i to grupper – én med anlægskomponenter på positivlisten, og én hvor anlægs- komponenter ikke optræder på positivlisten.
3 07.06.2016
Alle afsnit Redaktionelle rettelser. Nummerering af tabeller tilrettet. 2 12.06.2015
Afsnit 2.2, 2.6, 2.8
Tekst tilrettet på baggrund af kommentarer fra
Energitilsynet. 1 09.03.2015
Nyt dokument, endelig udgave 0 15.12.2014
Indholdsfortegnelse
Revisionsoversigt ... 2
Indholdsfortegnelse ... 3
Oversigt over figurer og tabeller ... 4
Læsevejledning ... 6
1. Terminologi, forkortelser og definitioner ... 7
2. Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser... 21
3. Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser ... 27
4. Elkvalitet ... 33
5. Styring og regulering ... 45
6. Beskyttelse ... 65
7. Udveksling af signaler og datakommunikation... 68
8. Verifikation og dokumentation ... 74
9. Elektrisk simuleringsmodel ... 78
Bilag 1 Dokumentation ... 81
Teknisk forskrift 3.2.5 Oversigt over figurer og tabeller
Oversigt over figurer og tabeller
Liste over figurer:
Figur 1 Definition af fortegn for aktiv og reaktiv effekt samt effektfaktor- setpunkter [ref. 24, 25 samt 26]. ... 13 Figur 2 Typisk installationstilslutning af en husstandsmølle. ... 16 Figur 3 Typisk nettilslutning af vindkraftværker. ... 17 Figur 4 Krav til aktiv effekt ved frekvens- og spændingsvariationer for
vindkraftværker i kategori A2. ... 28 Figur 5 Krav til aktiv effekt ved frekvens- og spændingsvariationer for
vindkraftværker kategori B, C og D. ... 29 Figur 6 Krav til tolerance over for spændingsdyk for vindkraftværker
kategori C og D. ... 30 Figur 7 Krav til levering af reaktiv tillægsstrøm IQ under spændingsdyk for
vindkraftværker kategori C og D. ... 31 Figur 8 Skitse for en vindkraftværksregulator. ... 47 Figur 9 Frekvensrespons for et vindkraftværk... 48 Figur 10 Frekvensregulering for vindkraftværker skitseret med en mindre
nedregulering PDelta. ... 50 Figur 11 Frekvensregulering for vindkraftværker skitseret med en stor
nedregulering PDelta. ... 50 Figur 12 Skitse af begrænsningsfunktioner for aktiv effekt... 52 Figur 13 Reaktiv effektreguleringsfunktioner for et vindkraftværk, Q-
regulering. ... 53 Figur 14 Reaktiv effektreguleringsfunktioner for et vindkraftværk,
effektfaktorregulering. ... 54 Figur 15 Spændingsregulering for et vindkraftværk. ... 55 Figur 16 Nedregulering af aktiv effekt ved høje vindhastigheder. ... 58 Figur 17 Krav til levering af reaktiv effekt i forhold til aktiv effekt niveau ved Uc for vindkraftværker i kategori B. ... 60 Figur 18 Krav til levering af reaktiv effekt i forhold til aktiv effekt niveau ved Uc for vindkraftværker i kategori C. ... 61 Figur 19 Krav til levering af reaktiv effekt i forhold til Uc for vindkraftværker i kategori C. ... 62 Figur 20 Krav til levering af reaktiv effekt i forhold til aktiv effekt niveau ved Uc for vindkraftværker i kategori D. ... 63 Figur 21 Krav til levering af reaktiv effekt i forhold til Uc for vindkraftværker i kategori D. ... 64
Liste over tabeller:
Tabel 1 Definition af spændingsniveauer anvendt i denne forskrift. ... 27
Tabel 2 Fejltyper og varighed i det kollektive elforsyningsnet. ... 32
Tabel 3 Oversigt over krav til elkvalitet for anlægskategorier. ... 33
Tabel 4 Grænseværdier for hurtige spændingsændringer d (%) – A2. ... 35
Tabel 5 Grænseværdier for hurtige spændingsændringer d (%) – B, C, D.36 Tabel 6 Grænseværdier for korttids-flicker Pst og langtids-flicker Plt. ... 37
Tabel 7 Grænseværdier for harmonisk strøm Ih/In (% af In). ... 39
Tabel 8 Grænseværdier for harmonisk strøm Ih/In (%). ... 39
Tabel 9 Grænseværdier for samlet harmonisk strømforvrængning (% af Ih) for alle harmoniske forstyrrelser. ... 40
Tabel 10 Værdier for eksponenten α. ... 41
Tabel 11 Grænseværdier for emission af interharmoniske forstyrrelser. ... 42
Tabel 12 Grænseværdier for emission af interharmoniske forstyrrelser. ... 43
Tabel 13 Krav til styrings- og reguleringsfunktioner for vindkraftværker. ... 46
Tabel 14 Styrings- og reguleringsfunktioner for aktiv effekt. ... 57
Tabel 15 Styrings- og reguleringsfunktioner for reaktiv effekt. ... 59
Tabel 16 Krav til vindkraftværker i kategori A2. ... 66
Tabel 17 Krav til vindkraftværker i kategori B. ... 66
Tabel 18 Krav til vindkraftværker i kategori C. ... 67
Tabel 19 Krav til vindkraftværker i kategori D. ... 67
Tabel 20 Krav til informationsudveksling med et vindkraftværk kategori A2. ... 69
Tabel 21 Krav til informationsudveksling med et vindkraftværk kategori B. 70 Tabel 22 Krav til informationsudveksling med et vindkraftværk kategori C. 71 Tabel 23 Krav til informationsudveksling med et vindkraftværk kategori D. 72 Tabel 24 Krav til dokumentation for alle anlægskategorier. ... 74
Teknisk forskrift 3.2.5 Læsevejledning
Læsevejledning
Denne forskrift indeholder de tekniske og funktionelle minimumskrav, som vindkraftværker med en mærkeeffekt over 11 kW skal overholde ved nettilslut- ning i Danmark.
Forskriften er bygget op således, at afsnit 1 indeholder anvendte terminologi og anvendte definitioner, afsnit 2 beskriver de forvaltningsmæssige bestemmelser og relevante referencer, mens afsnit 3 til og med afsnit 7 indeholder de tekni- ske og funktionelle minimumskrav til vindkraftværker i Danmark. Afsnit 8 inde- holder kravene til dokumentation, og afsnit 9 indeholder kravene til den elektri- ske simuleringsmodel for de respektive kategorier af vindkraftværker.
De tekniske krav i forskriften er opdelt i forhold til fire anlægskategorier, som beskrevet i afsnit 1.2.5 og 2.2.
Der gøres i forskriften udstrakt brug af terminologi og definitioner. I afsnit 1 er de væsentligste beskrevet. Brugen af terminologi og definitioner i forskriften er i teksten tydeliggjort med kursiv skrift.
Forskriften udgives også på engelsk. I tvivlstilfælde er den danske udgave gæl- dende.
Forskriften er udgivet af den systemansvarlige virksomhed og kan hentes på hjemmesiden www.energinet.dk.
1. Terminologi, forkortelser og definitioner
1 2
1.1 Forkortelser 3
I dette afsnit er anført de forkortelser, der benyttes i dokumentet.
4 5
1.1.1 cf
6
Flickerkoefficienten angives med betegnelsen cf. 7
8
1.1.2 Ψk
9
Ψk benyttes som forkortelse for kortslutningsvinklen i nettilslutningspunktet.
10
Værdier for flicker beregnes for hver elproducerende enhed med Ψk som para- 11
meter.
12 13
1.1.3 d(%) 14
d(%) er betegnelsen for hurtige spændingsændringer i % af Un. Nærmere be- 15
skrivelse i afsnit 1.2.21.
16 17
1.1.4 df/dt 18
df/dt er betegnelsen for frekvensændringen som funktion af tiden. Nærmere 19
beskrivelse, jf. afsnit 6.
20 21
1.1.5 f<
22
f< er betegnelsen for den driftsmæssige indstilling for underfrekvens i relæbe- 23
skyttelsen. Nærmere beskrivelse, jf. afsnit 6.
24 25
1.1.6 f>
26
f> er betegnelsen for den driftsmæssige indstilling for overfrekvens i relæbe- 27
skyttelsen. Nærmere beskrivelse, jf. afsnit 6.
28 29
1.1.7 fR
30
fR er betegnelsen for den frekvens, hvor et vindkraftværk skal påbegynde ned- 31
regulering med den aftalte statik. Nærmere beskrivelse, se afsnit 5.2.1.
32 33
1.1.8 fx
34
fx, hvor x kan være 1 til 7 eller min og max er punkter, der benyttes til fre- 35
kvensregulering, og som er nærmere beskrevet i afsnit 5.2.2.
36 37
1.1.9 Glt
38
Glt er betegnelsen for planlægningsværdien for flickeremissionen fra et anlæg.
39 40
1.1.10 Ih
41
Ih er betegnelsen for summen af de individuelle harmoniske strømme.
42 43
1.1.11 Ik
44
Ik er betegnelsen for kortslutningsstrøm. Nærmere definition, se afsnit 1.2.27.
45 46
1.1.12 In
47
Mærkestrømmen In er den maksimale kontinuerte strøm, som et vindkraftværk 48
eller en vindmølle er designet til at levere.Nærmere definition, se afsnit 1.2.31.
49 50
Teknisk forskrift 3.2.5 Terminologi, forkortelser og definitioner
1.1.13 IQ
51
Den reaktive strøm, der leveres eller absorberes af den elproducerende enhed, 52
betegnes med IQ. 53
54
1.1.14 ku
55
Spændingsændringsfaktoren angives med betegnelsen kU. Spændingsændrings- 56
faktoren beregnes som funktion af Ψk. 57
58
1.1.15 Paktuel
59
Paktuel er betegnelsen for det aktuelle niveau for aktiv effekt.
60 61
1.1.16 Pdelta
62
Pdelta er betegnelsen for rullende reserve. Nærmere beskrivelse, se afsnit 5.2.2.
63 64
1.1.17 Plt
65
Plt er betegnelsen for langtids-flickeremissionen fra et anlæg. Plt står for "long 66
term" og er evalueret over en periode på 2 timer. Nærmere definition, se IEC 67
61000-3-7 [ref. 32].
68 69
1.1.18 PM
70
PM angiver den aktive effekt, det er muligt at producere under de givne om- 71
stændigheder.
72 73
1.1.19 Pmin
74
Pmin er betegnelsen for nedre grænse for aktiv effektregulering.
75 76
1.1.20 Pn
77
Pn er betegnelsen for mærkeeffekten for en elproducerende enhed. Nærmere 78
definition, se afsnit 1.2.29.
79 80
1.1.21 Pst
81
Pst er betegnelsen for korttids-flickeremissionen fra et anlæg. Pst står for "short 82
term" og er evalueret over en periode på 10 minutter. Nærmere definition, se 83
IEC 61000-3-7 [ref. 32].
84 85
1.1.22 Ptilgængelig
86
Ptilgængelig er betegnelsen for den tilgængelige aktive effekt.
87 88
1.1.23 PCC 89
Point of Common Coupling. Leveringspunktet (PCC). Nærmere definition, se 90
afsnit 1.2.28.
91 92
1.1.24 PCI 93
Point of Connection in Installation. Installationstilslutningspunktet (PCI) er det 94
sted i installationen, hvor det elproducerende anlæg er tilsluttet, og hvor der er 95
tilsluttet forbrug. Nærmere definition, se afsnit 1.2.22.
96 97
1.1.25 PCOM 98
Point of Communication. Kommunikationstilslutningspunktet (PCOM) er nærme- 99
re defineret i afsnit 1.2.24.
100 101 102
1.1.26 PF 103
Power Factor. Effektfaktor (PF). Nærmere definition, se afsnit 1.2.10.
104 105
1.1.27 PGC 106
Point of Generator Connection. Generatortilslutningspunktet (PGC) er det punkt, 107
som leverandøren af en vindmølle eller et vindkraftværk definerer som en 108
vindmølle eller vindkraftværkets terminaler. Nærmere definition, se afsnit 109
1.2.18.
110 111
1.1.28 POC 112
Point of Connection. Nettilslutningspunktet (POC) er nærmere defineret i afsnit 113
1.2.34.
114 115
1.1.29 PWHD 116
Partial Weighted Harmonic Distortion er betegnelsen for de partielt vægtede 117
harmoniske forstyrrelser. Nærmere definition, se afsnit 1.2.39.
118 119
1.1.30 Qmax
120
Qmax er betegnelsen for den maksimale reaktive effekt, som en elproducerende 121
enhed kan levere.
122 123
1.1.31 Qmin 124
Qmin er betegnelsen for den minimale reaktive effekt, som en elproducerende 125
enhed kan optage.
126 127
1.1.32 Qn
128
Qn er betegnelsen for den reaktive mærkeeffekt for en vindmølle eller et vind- 129
kraftværk.
130 131
1.1.33 Si 132
Si er betegnelsen for den tilsyneladende effekt for en elproducerende enhed nr.
133
i. Nærmere definition, se afsnit 1.2.33.
134 135
1.1.34 Sk
136
Sk er betegnelsen for kortslutningseffekt. Nærmere definition, se afsnit 1.2.25.
137 138
1.1.35 Slast
139
Slast er betegnelsen for den tilsyneladende effekt for den totale belastning på en 140
radial.
141 142
1.1.36 Sn
143
Sn er betegnelsen for den nominelle tilsyneladende effekt for en elproducerende 144
enhed.
145 146
1.1.37 Sprod
147
Sprod er betegnelsen for den tilsyneladende effekt for den totale produktion på 148
en radial.
149 150
1.1.38 SCR 151
SCR (Short Circuit Ratio) er forkortelsen, der benyttes for kortslutningsforholdet 152
i nettilslutningspunktet.
153 154
Teknisk forskrift 3.2.5 Terminologi, forkortelser og definitioner
1.1.39 THD 155
Total Harmonic Distortion (THD) er betegnelsen for den totale harmoniske for- 156
styrrelse. Nærmere definition, se afsnit 1.2.50.
157 158
1.1.40 Uc
159
Uc er den betegnelse, der benyttes for normal driftsspænding. Nærmere defini- 160
tion, se afsnit 1.2.36.
161 162
1.1.41 Uh
163
Uh er den betegnelse, der benyttes for summen af de harmoniske spændinger.
164 165
1.1.42 Umax
166
Umax er den betegnelse, der benyttes for den maksimale værdi af den nominelle 167
spænding, Un, som en elproducerende enhed kan blive udsat for.
168 169
1.1.43 Umin
170
Umin er den betegnelse, der benyttes for den minimale værdi af den nominelle 171
spænding, Un, som en elproducerende enhed kan blive udsat for.
172 173
1.1.44 Un
174
Un er den betegnelse, der benyttes for nominel spænding. Spændingen måles 175
som fase til fase. Nærmere definition, se afsnit 1.2.35.
176 177
1.1.45 UPGC
178
UPGC er den betegnelse, der benyttes for spændingen målt på vindmøllens ter- 179
minaler. Nærmere definition, se afsnit 1.2.18.
180 181
1.1.46 UPOC
182
UPOC er den betegnelse, der benyttes for normal driftsspænding i POC. Nærmere 183
definition, se afsnit 1.2.34.
184 185
1.1.47 Ux
186
Ux, hvor x angiver relæopsætning for underspændingtrin 1 (<) eller 2 (<<) 187
samt overspændingtrin 1 (>), 2 (>>) eller 3(>>>). Nærmere beskrivelse, jf.
188
afsnit 6.
189 190
1.1.48 UTC 191
UTC er en forkortelse for Coordinated Universal Time (Universal Time, Coordi- 192
nated). På dansk bruges også betegnelsen universel tid eller verdenstid.
193 194
1.1.49 va 195
Average annual velocity. Den årlige middelvindhastighed betegnes med va. 196
197 198
1.2 Definitioner 199
I dette afsnit er anført de definitioner, der benyttes i dokumentet. Flere af defi- 200
nitionerne har udgangspunkt i IEC 60050-415:1999 [ref. 27], men er modifice- 201
ret til formålet.
202 203
1.2.1 Absolut-effektbegrænser 204
Regulering af aktiv effekt til et maksimalt niveau angives med et setpunkt. Set- 205
punktsreguleringens +/- tolerance benævnes absolut-effektbegrænser.
206
Nærmere beskrivelse, se afsnit 5.2.3.1.
207 208
1.2.2 Anlæg 209
Et anlæg er en samling af elproducerende enheder, som er nærmere defineret i 210
afsnit 1.2.13. I vindkraftsammenhæng benyttes oftest termen vindkraftværk for 211
et anlæg, som er nærmere defineret i afsnit 1.2.51.
212 213
1.2.3 Anlægsejer 214
Anlægsejer er den, der juridisk ejer vindkraftværket. I visse sammenhænge 215
anvendes termen selskab i stedet for anlægsejer. Anlægsejer kan overdrage det 216
driftsmæssige ansvar til en vindmølleoperatør.
217 218
1.2.4 Anlægsinfrastruktur 219
Anlægsinfrastruktur er den elektriske infrastruktur, der forbinder generatortil- 220
slutningspunktet (PGC) på de enkelte elproducerende enheder (vindmøller) i et 221
anlæg (vindkraftværk) og frem til nettilslutningspunktet (POC).
222 223
1.2.5 Anlægskategorier 224
Anlægskategorier i forhold til den samlede mærkeeffekt i nettilslutningspunktet:
225 226
A. A1-Vindkraftværker til og med 11 kW 227
A2-Vindkraftværker over 11 kW og til og med 50 kW 228
B. Vindkraftværker over 50 kW og til og med 1,5 MW 229
C. Vindkraftværker over 1,5 MW og til og med 25 MW 230
D. Vindkraftværker over 25 MW.
231 232
1.2.6 Anlægskomponent 233
En anlægskomponent er en komponent eller et delsystem, der indgår i et sam- 234
let anlæg.
235 236
1.2.7 Anlægsoperatør 237
Anlægsoperatøren er den virksomhed, der har det driftsmæssige ansvar for 238
vindkraftværket via ejerskab eller kontraktmæssige forpligtelser.
239 240
1.2.8 COMTRADE 241
COMTRADE (Common Format for Transient Data) er et standardiseret filformat 242
specificeret i IEEE C37.111-2013 [ref. 43]. Formatet er designet til udveksling 243
af information omkring transiente fænomener i forbindelse med fejl og koblin- 244
ger i elsystemer.
245 246
Standarden inkluderer beskrivelse af de krævede filtyper samt kilderne til tran- 247
siente data så som beskyttelsesrelæer, fejlskrivere og simuleringsprogrammer.
248
I standarden er desuden defineret sample rates, filtre og konvertering af transi- 249
ente data, som skal udveksles.
250 251
Teknisk forskrift 3.2.5 Terminologi, forkortelser og definitioner
1.2.9 Delta-effektbegrænser 252
Regulering af aktiv effekt med en setpunktsbestemt afvigelse (delta) imellem 253
mulig og aktuel effekt benævnes delta-effektbegrænser. Nærmere beskrivelse 254
ses i afsnit 5.2.3.2.
255 256
1.2.10 Effektfaktoren (PF) 257
Effektfaktoren, cosinus φ, for vekselspændingssystemer angiver forholdet imel- 258
lem den aktive effekt P og den tilsyneladende effekt S, hvor P = S*cosinus φ.
259
Tilsvarende er den reaktive effekt Q=S*sinus φ. Vinklen imellem strøm og 260
spænding betegnes med φ.
261 262
1.2.11 Effektfaktorregulering 263
Effektfaktorregulering er en regulering af den reaktive effekt proportionalt med 264
den producerede aktive effekt. Nærmere beskrivelse ses i afsnit 5.3.2.
265 266
1.2.12 Elforsyningsvirksomheden 267
Elforsyningsvirksomheden er den virksomhed, i hvis net en elproducerende 268
enhed er tilsluttet elektrisk. Ansvarsforholdene i det kollektive elforsyningsnet 269
er opdelt på flere netvirksomheder og én transmissionsvirksomhed.
270 271
Netvirksomheden er den virksomhed, der med bevilling driver det kollektive 272
elforsyningsnet på højst 100 kV.
273 274
Transmissionsvirksomheden er den virksomhed, der med bevilling driver det 275
kollektive elforsyningsnet over 100 kV.
276 277
1.2.13 Elproducerende enhed 278
En elproducerende enhed er en eller flere enheder, der producerer elektricitet 279
med en samlet mærkeeffekt større end 11 kW, og som direkte eller indirekte er 280
tilsluttet det kollektive elforsyningsnet.
281 282
1.2.14 Flicker 283
Flicker er en visuel opfattelse af flimren i lyset forårsaget af spændingsfluktuati- 284
oner. Flicker optræder, hvis lysets luminans eller spektralfordeling fluktuerer 285
med tiden. Ved et vist niveau bliver flicker irriterende for øjet.
286 287
Flicker måles som beskrevet i IEC 61000-4-15 [ref. 11].
288 289
1.2.15 Frekvensregulering 290
Frekvensregulering er regulering af aktiv effekt med henblik på stabilisering af 291
netfrekvensen. Funktionen benævnes frekvensregulering. Nærmere beskrivelse, 292
se afsnit 5.2.2.
293 294
1.2.16 Frekvensrespons 295
Frekvensrespons er en automatisk nedregulering af aktiv effekt som funktion af 296
netfrekvenser over en bestemt frekvens fR med henblik på stabilisering af net- 297
frekvensen. Nærmere beskrivelse, se afsnit 5.2.1.
298 299
1.2.17 Generatorkonvention 300
Fortegn for aktiv/reaktiv effekt angiver effektretning set fra generatoren. For- 301
brug/import af aktiv/reaktiv effekt angives med negativt fortegn, mens produk- 302
tion/eksport af aktiv/reaktiv effekt angives med positivt fortegn.
303 304
Med et effektfaktor-setpunkt styres den ønskede effektfaktorregulering, og for- 305
tegnet anvendes til at styre, om der skal reguleres i 1. kvadrant eller i 4. kva- 306
drant. For effektfaktor-setpunkter er der således tale om en kombination af to 307
informationer i et enkelt signal – en setpunktsværdi og valg af reguleringskva- 308
drant.
309 310
311
Figur 1 Definition af fortegn for aktiv og reaktiv effekt samt effektfaktor- 312
setpunkter [ref. 24, 25 samt 26].
313 314
1.2.18 Generatortilslutningspunkt (PGC) 315
Generatortilslutningspunktet er det sted i anlægsinfrastrukturen, hvor termina- 316
lerne/generatorklemmerne for den elproducerende enhed er placeret. For vind- 317
kraftværker er generatortilslutningspunktet det sted, som vindmøllefabrikanten 318
definerer som vindmøllens terminaler.
319 320
1.2.19 Gradient-effektbegrænser 321
Intervalregulering af aktiv effekt med en setpunktsbestemt maksimal stig- 322
ning/reduktion (gradient) af den aktive effekt benævnes gradient- 323
effektbegrænser. Nærmere beskrivelse ses i afsnit 5.2.3.3.
324 325
1.2.20 Harmoniske forstyrrelser 326
Harmoniske forstyrrelser er defineret som elektriske forstyrrelser forårsaget af 327
overharmoniske strømme og spændinger. Harmoniske forstyrrelser benævnes 328
også som overtoner, overharmoniske toner, overharmonisk forvrængning eller 329
blot harmoniske. Nærmere beskrivelse, se afsnit 4.6.
330 331
1.2.21 Hurtige spændingsændringer 332
Hurtig spændingsændring er defineret som enkeltstående spændingsdyk (RMS) 333
af kort varighed. Hurtige spændingsændringer udtrykkes som en procentdel af 334
normal driftsspænding.
335 336
Teknisk forskrift 3.2.5 Terminologi, forkortelser og definitioner
1.2.22 Installationstilslutningspunkt (PCI) 337
Installationstilslutningspunktet (PCI) er det punkt i installationen, hvor elprodu- 338
cerende enheder i installationen er tilsluttet eller kan tilsluttes, se Figur 2 og 339
Figur 3 for den typiske placering.
340 341
1.2.23 Kollektivt elforsyningsnet 342
Transmissions- og distributionsnet, som på offentligt regulerede vilkår har til 343
formål at transportere elektricitet for en ubestemt kreds af elleverandører og 344
elforbrugere.
345 346
Distributionsnettet defineres som det kollektive elforsyningsnet med nominel 347
spænding på højst 100 kV.
348 349
Transmissionsnettet defineres som det kollektive elforsyningsnet med nominel 350
spænding over 100 kV.
351 352
1.2.24 Kommunikationstilslutningspunkt (PCOM) 353
Kommunikationstilslutningspunktet (PCOM) er det sted i et anlæg, hvor data- 354
kommunikationsegenskaberne, specificeret i afsnit 7, skal stilles til rådighed og 355
verificeres.
356 357
1.2.25 Kortslutningseffekt (Sk) 358
Kortslutningseffekten (Sk) er størrelsen af den effekt [VA], som den kollektive 359
elforsyning kan levere i nettilslutningspunktet ved en kortslutning af vindkraft- 360
værkets terminaler.
361 362
1.2.26 Kortslutningsforhold (SCR) 363
Kortslutningsforholdet (SCR) er forholdet mellem kortslutningseffekten i nettil- 364
slutningspunktet Sk og det elproducerende anlægs nominelle tilsyneladende 365
effekt Sn. 366
367
1.2.27 Kortslutningsstrøm (Ik) 368
Kortslutningsstrømmen (Ik) er størrelsen af den strøm [kA], som vindkraftvær- 369
ket kan levere i nettilslutningspunktet ved en kortslutning af vindkraftværkets 370
terminaler.
371 372
1.2.28 Leveringspunkt (PCC) 373
Leveringspunktet (PCC) er det punkt i det kollektive elforsyningsnet, hvor for- 374
brugere er eller kan blive tilsluttet.
375 376
Elektrisk set kan leveringspunkt og nettilslutningspunkt være sammenfaldende.
377
Leveringspunktet (PCC) er altid placeret længst inde i det kollektive elforsy- 378
ningsnet, dvs. længst væk fra det elproducerende anlæg, se Figur 2 og Figur 3.
379 380
Det er elforsyningsvirksomheden, der anviser leveringspunktet.
381 382
1.2.29 Mærkeeffekt for en vindmølle (Pn) 383
Mærkeeffekt for en vindmølle er den største aktive effekt, som en vindmølle er 384
konstrueret til at kunne levere kontinuert, og som fremgår af typegodkendel- 385
sen. Mærkeeffekten betegnes med Pn. 386
387
1.2.30 Mærkeeffekt for et vindkraftværk (Pn) 388
Mærkeeffekt (Pn) for et vindkraftværk er den største aktive nettoeffekt, som 389
vindkraftværket er godkendt til at levere kontinuert i leveringspunktet under 390
normale driftsforhold. Mærkeeffekten skal fremgå af projektgodkendelsen, jf.
391
IEC 61400-22 [ref. 13] samt bekendtgørelse nr. 73 af 25. januar 2013 [ref.
392
18].
393 394
1.2.31 Mærkestrøm (In) 395
Mærkestrømmen (In)defineres som den maksimale kontinuerte strøm, en vind- 396
kraftværk er designet til at levere under normale driftsforhold, jf.
397
DSF/CLC/FprTS 50549-1:2014 [ref. 38] samt DSF/CLC/FprTS 50549-2:2014 398
[ref. 39]. Mærkestrømmen betegnes med In. 399
400
1.2.32 Mærkevindhastighed 401
Mærkevindhastighed er den vindhastighed, ved hvilken en vindmølle opnår sin 402
mærkeeffekt, jf. IEC 60050-415-03-04 [ref. 27].
403 404
1.2.33 Mærkeværdien for den tilsyneladende effekt (Si) 405
Mærkeværdien for den tilsyneladende effekt Si er den største effekt bestående 406
af både den aktive og reaktive komponent, som en vindmølle eller et vindkraft- 407
værk er konstrueret til at kunne levere kontinuert.
408 409
1.2.34 Nettilslutningspunkt (POC) 410
Nettilslutningspunktet (POC) er det punkt i det kollektive elforsyningsnet, hvor 411
vindkraftværket er tilsluttet eller kan tilsluttes, se Figur 2 og Figur 3 for den 412
typiske placering.
413 414
Alle krav specificeret i denne forskrift er gældende i nettilslutningspunktet. Re- 415
aktiv kompensering ved tomgang kan efter nærmere aftale med elforsynings- 416
virksomheden placeres et andet sted i det kollektive elforsyningsnet. Det er 417
elforsyningsvirksomheden, der anviser nettilslutningspunktet.
418 419
I Figur 2 er vist en typisk installationstilslutning af en eller flere husstandsmøller 420
med angivelse af, hvor generatortilslutningspunktet (PGC), nettilslutningspunk- 421
tet (POC), nettilslutningspunktet i installationen (PCI) og leveringspunktet 422
(PCC) typisk er placeret. I den viste situation er leveringspunktet (PCC) sam- 423
menfaldende med nettilslutningspunktet (POC).
424 425
Teknisk forskrift 3.2.5 Terminologi, forkortelser og definitioner
426
Figur 2 Typisk installationstilslutning af en husstandsmølle.
427 428
I Figur 3 er vist en typisk nettilslutning af flere vindkraftværker med angivelser 429
af, hvor generatortilslutningspunktet (PGC), nettilslutningspunktet (POC), leve- 430
ringspunktet (PCC) og spændingsreferencepunktet kan være placeret. Spæn- 431
dingsreferencepunktet er enten i nettilslutningspunktet (POC), i leveringspunk- 432
tet (PCC) eller et punkt imellem.
433 434 435
436 437
Figur 3 Typisk nettilslutning af vindkraftværker.
438 439
1.2.35 Nominel spænding (Un) 440
Den spænding ved POC, hvorved et net benævnes, og hvortil driftsstørrelser 441
henføres. Spændingen måles som fase til fase. Nominel spænding betegnes 442
med Un. 443
444
De internationalt standardiserede spændingsniveauer er angivet i Tabel 1.
445 446
1.2.36 Normal driftsspænding (Uc) 447
Normal driftsspænding angiver det spændingsområde, hvor en elproducerende 448
enhed kontinuert skal kunne producere den angivne mærkeeffekt, se afsnit 3.1 449
og afsnit 3.2. Normal driftsspænding fastlægges af elforsyningsvirksomheden 450
og benyttes til fastlæggelse af normalt produktionsområde.
451 452
1.2.37 Normal produktion 453
Normal produktion angiver det spændings-/frekvensområde, hvor et vindkraft- 454
værk kontinuert skal kunne producere den angivne mærkeeffekt, se afsnit 3.1 455
og afsnit 3.2.
456 457
1.2.38 Opsamlingsnet 458
Opsamlingsnettet er den del af det kollektive elforsyningsnet, der forbinder POC 459
og PCC.
460 461
1.2.39 Partial Weighted Harmonic Distortion (PWHD) 462
De partielt vægtede harmoniske forstyrrelser er defineret som forholdet imellem 463
effektivværdien (RMS) af strømmen Ih eller spændingen Uh for den h'te harmo- 464
niske af en udvalgt gruppe af højere harmoniske (h: 14. – 40. harmoniske) og 465
Teknisk forskrift 3.2.5 Terminologi, forkortelser og definitioner
effektivværdien (RMS) af strømmen I1 fra den fundamentale frekvens. Den ge- 466
nerelle formel for PWHD er følgende:
467 468
∑
==
∗
=
40
14
2
1 h
h
h
X h X
PWHD
nærmere specifikation, se IEC 61000-3-12 [ref. 34], 469470
hvor:
471 472
X repræsenterer enten strøm eller spænding 473
X1 er RMS-værdien af den fundmentale komponent 474
h er den harmoniske orden 475
Xh er RMS-værdien af den harmoniske komponent af orden h.
476 477
1.2.40 Positivliste 478
For at effektivisere processen for teknisk godkendelse af nettilslutning af et 479
elproducerende anlæg i kategori A2 er der etableret en såkaldt positivliste. På 480
listen er anført anlægskomponenter, som vurderes at overholde de konkrete 481
krav til egenskaber og funktionalitet, jf. relevante tekniske forskrifter.
482 483
Positivlisten er tilgængelig på Dansk Energis hjemmeside:
484
www.danskenergi.dk/positivlister 485
486
1.2.41 Produktionsbalanceansvarlig 487
En produktionsbalanceansvarlig er økonomisk ansvarlig over for den systeman- 488
svarlige virksomhed.
489 490
Den produktionsbalanceansvarlige varetager balanceansvaret for et givet pro- 491
duktionsapparat over for den systemansvarlige virksomhed.
492 493
1.2.42 Q-regulering 494
Q-regulering er en regulering af den reaktive effekt uafhængig af den produce- 495
rede aktive effekt.
496 497
1.2.43 Sammenhængende elforsyningssystem 498
De kollektive elforsyningsnet med tilhørende anlæg i et større område, som er 499
indbyrdes forbundet med henblik på fælles drift, benævnes som et sammen- 500
hængende elforsyningssystem.
501 502
1.2.44 Spændingsfluktuation 503
En spændingsfluktuation er en serie af hurtige spændingsændringer eller en 504
periodisk variation af spændingens effektivværdi (RMS).
505 506
1.2.45 Spændingsreferencepunkt 507
Målepunkt, som anvendes til spændingsregulering. Spændingsreferencepunktet 508
er enten i nettilslutningspunktet, i leveringspunktet eller et punkt imellem.
509 510
1.2.46 Spændingsregulering 511
Spændingsregulering er en regulering af den reaktive effekt med den konfigure- 512
rede statik afhængig af spændingen i spændingsreferencepunktet.
513 514
1.2.47 Statik 515
Statik er forløbet af en kurve, som en regulering skal følge.
516 517
1.2.48 Stopvindhastighed 518
Stopvindhastighed er den maksimale vindhastighed i navhøjde, ved hvilken en 519
vindmølle er konstrueret til at producere effekt, jf. IEC 60050-415-03-06 [ref.
520
27].
521 522
1.2.49 Systemansvarlig virksomhed 523
Virksomhed, der har det overordnede ansvar for at opretholde forsyningssik- 524
kerhed og en effektiv udnyttelse af et sammenhængende elforsyningssystem.
525 526
1.2.50 Total Harmonic Distortion (THD) 527
Den totale harmoniske forstyrrelse er defineret som forholdet imellem effektiv- 528
værdien (RMS) af strømmen Ih eller spændingen Uh for den h'te (for h: 2–40) 529
harmoniske og effektivværdien (RMS) af strømmen I1 fra den fundamentale 530
frekvens. Den generelle formel for THD er følgende:
531 532
∑
==
=
H h
h h
I
X
THD X
2 2
1
nærmere specifikation, se IEC 61000-3-16 [ref.31], 533
534
hvor:
535 536
X repræsenterer enten strøm eller spænding 537
X1 er RMS-værdien af den fundmentale komponent 538
h er den harmoniske orden 539
Xh er RMS-værdien af den harmoniske komponent af orden h 540
H er generelt 40 eller 50 afhængig af anvendelsen.
541 542
1.2.51 Vindkraftværk 543
Et vindkraftværk er en eller flere vindmøller med en samlet mærkeeffekt større 544
end 11 kW, og som er tilsluttet det kollektive elforsyningsnet, jf. IEC 61400-1 545
[ref. 9] samt IEC 61400-2 [ref. 10]. Termen vindkraftværk er ækvivalent med 546
termen anlæg.
547 548
Et vindkraftværk omfatter alle nødvendige egenforsyningsanlæg og hjælpean- 549
læg, hvorfor det er hele vindkraftværket, som skal opfylde minimumskravene, 550
der er specificeret i denne forskrift.
551 552
Et vindkraftværk har kun ét nettilslutningspunkt.
553 554
1.2.52 Vindkraftværksregulator 555
En vindkraftværksregulator er en samling af regulerings- og styringsfunktioner, 556
der gør det muligt at regulere og styre et vindkraftværk som ét anlæg i nettil- 557
slutningspunktet. Samlingen af regulerings- og styringsfunktioner skal være en 558
del af vindkraftværket i kommunikationsmæssig sammenhæng. Det vil sige, 559
hvis kommunikationen til et vindkraftværk afbrydes, skal anlægget kunne fort- 560
sætte produktionen som planlagt eller gennemføre en kontrolleret nedlukning.
561
Funktionaliteten er nærmere beskrevet i afsnit 6.2.
562 563
Teknisk forskrift 3.2.5 Terminologi, forkortelser og definitioner
1.2.53 Vindmølle 564
En vindmølle er et system, der omsætter den kinetiske energi i vinden til elek- 565
trisk energi, jf. IEC 60050-415-01-02 [ref. 27].
566 567
1.2.54 Vindmølleoperatør 568
Vindmølleoperatøren er den virksomhed, der har det driftsmæssige ansvar for 569
vindkraftværket via ejerskab eller kontraktmæssige forpligtelser.
570 571 572 573 574
2. Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssi-
575
ge bestemmelser
576 577
2.1 Formål 578
Formålet med den tekniske forskrift TF 3.2.5 er at fastlægge de tekniske og 579
funktionelle minimumskrav, som et vindkraftværk med en mærkeeffekt over 580
11 kW skal overholde i nettilslutningspunktet, når vindkraftværket er tilsluttet 581
det kollektive elforsyningsnet.
582 583
Forskriften er udstedt i medfør af § 7, stk. 1, nr. 1, 3 og 4, i bekendtgørelse nr.
584
891 af 17. august 2011 (systemansvarsbekendtgørelsen). Forskriften er, jf. § 7, 585
stk. 1 i systemansvarsbekendtgørelsen, udarbejdet efter drøftelser med aktører 586
samt netvirksomheder og har været i offentlig høring inden anmeldelse til Ener- 587
gitilsynet.
588 589
Forskriften har gyldighed inden for rammerne af elforsyningsloven, jf. lovbe- 590
kendtgørelse nr. 1329 af 25. november 2013 med senere ændringer.
591 592
Et vindkraftværk skal overholde dansk lovgivning, herunder Stærkstrømsbe- 593
kendtgørelsen [ref. 4], [ref. 5 ], Fællesregulativet [ref. 3], Maskindirektivet 594
[ref.6], [ref. 7], samt nettilslutnings- og netbenyttelsesaftalen.
595 596
For områder, der ikke er dækket af dansk lovgivning, anvendes CENELEC- 597
normer (EN), IEC-standarder, CENELEC- eller IEC-tekniske specifikationer.
598 599
2.2 Anvendelsesområde 600
Et vindkraftværk, som er tilsluttet det kollektive elforsyningsnet, skal i hele 601
vindkraftværkets levetid opfylde bestemmelserne i forskriften.
602 603
De tekniske krav i forskriften er opdelt i følgende kategorier i forhold til den 604
samlede mærkeeffekt i nettilslutningspunktet:
605 606
A. A1-Vindkraftværker til og med 11 kW 607
A2-Vindkraftværker over 11 kW og til og med 50 kW 608
B. Vindkraftværker over 50 kW og til og med 1,5 MW 609
C. Vindkraftværker over 1,5 MW og til og med 25 MW 610
D. Vindkraftværker over 25 MW.
611 612
Alle krav i denne forskrift respekterer anlæggenes designmæssige rammer, som 613
den aktuelle vindkraftværksteknologi tilbyder, herunder også egenskaberne ved 614
forskellige vindforhold.
615 616
2.2.1 Et nyt vindkraftværk 617
Forskriften gælder for alle vindkraftværker med en mærkeeffekt over 11 kW, 618
som er tilsluttet det kollektive elforsyningsnet og er idriftsat fra og med ikraft- 619
trædelsesdatoen for denne forskrift.
620 621
2.2.2 Et eksisterende vindkraftværk 622
Et vindkraftværk med en mærkeeffekt over 11 kW, som er tilsluttet det kollekti- 623
ve elforsyningsnet før ikrafttrædelsesdatoen for denne forskrift, skal overholde 624
forskriften, der var gældende på idriftsættelsestidspunktet.
625 626
Teknisk forskrift 3.2.5 Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser
2.2.3 Ændringer på et eksisterende vindkraftværk 627
Et eksisterende vindkraftværk, hvor der foretages væsentlige funktionelle æn- 628
dringer, skal overholde de bestemmelser i denne forskrift, som vedrører æn- 629
dringerne. I tvivlstilfælde afgør den systemansvarlige virksomhed, om der er 630
tale om en væsentlig ændring.
631 632
En væsentlig ændring er udskiftning af en eller flere vitale anlægskomponenter, 633
der kan ændre vindkraftværkets egenskaber.
634 635
Dokumentationen, beskrevet i afsnit 8, skal opdateres og fremsendes i en ud- 636
gave, hvor ændringerne er vist.
637 638
2.3 Afgrænsning 639
Denne tekniske forskrift er en del af det samlede sæt af tekniske forskrifter fra 640
den systemansvarlige virksomhed, Energinet.dk.
641 642
De tekniske forskrifter indeholder tekniske minimumskrav, der gælder for an- 643
lægsejer, vindmølleoperatør og elforsyningsvirksomhed vedrørende tilslutning 644
til det kollektive elforsyningsnet.
645 646
De tekniske forskrifter, herunder systemdriftsforskrifterne, udgør sammen med 647
markedsforskrifterne de krav, som anlægsejer, vindmølleoperatør og elforsy- 648
ningsvirksomhed skal opfylde for ved drift af vindkraftværker:
649 650
- Teknisk forskrift TF 5.8.1 "Måledata til systemdriftsformål" [ref. 19]
651
- Teknisk forskrift TF 5.9.1 "Systemtjenester" [ref. 20]
652
- Forskrift D1 "Afregningsmåling" [ref. 21]
653
- Forskrift D2 "Tekniske krav til elmåling" [ref. 22]
654
- Teknisk forskrift TF 3.2.5 "Teknisk forskrift for nettilslutning af vindkraftvær- 655
ker større end 11 kW".
656 657
Herudover kan gælde særlige kontrakt-/aftalemæssige forhold for kompensati- 658
on ved nedregulering af et havvindmølleanlæg. I sådanne tilfælde er følgende 659
forskrift gældende:
660 661
- Forskrift E – bilag "Kompensation til havvindmølleparker ved påbudt ned- 662
regulering" [ref. 23].
663 664
I tilfælde af uoverensstemmelse imellem kravene i de enkelte forskrifter er det 665
den systemansvarlige virksomhed, der afgør, hvilke krav der er gældende.
666 667
Gældende udgaver af ovennævnte dokumenter er tilgængelig på Energinet.dk's 668
hjemmeside, www.energinet.dk.
669 670
De driftsmæssige forhold aftales mellem anlægsejer og elforsyningsvirksomhe- 671
den.
672 673
Eventuel levering af systemydelser aftales mellem anlægsejer og den produkti- 674
onsbalanceansvarlige.
675 676
Forskriften indeholder ikke økonomiske aspekter forbundet med anvendelsen af 677
reguleringsegenskaber eller afregningsmåling eller tekniske krav til afregnings- 678
måling.
679
680
Det er anlægsejers ansvar at sikre vindkraftværket mod eventuelle skadepå- 681
virkninger som følge af manglende forsyning fra det kollektive elforsyningsnet i 682
kortere eller længere perioder.
683 684
2.4 Hjemmel 685
Forskriften er udstedt med hjemmel i:
686
- Lovbekendtgørelse nr. 1329 af 25. november 2013 om lov om elforsyning § 687
26, stk. 1.
688
- Bekendtgørelse nr. 891 af 17. august 2011 (systemansvarsbekendtgørel- 689
sen), § 7, stk. 1, nr. 1, 3 og 4.
690 691
2.5 Ikrafttræden 692
Denne forskrift træder i kraft 30. juni 2016 og afløser:
693 694
- Teknisk forskrift 3.2.5 for vindkraftværker større end 11 kW, Revision 2, 695
gældende fra 12. juni 2015.
696 697
Ønsker om yderligere oplysninger og spørgsmål til denne tekniske forskrift ret- 698
tes til Energinet.dk.
699 700
Kontaktoplysninger findes på http://energinet.dk/DA/El/Forskrifter/Tekniske- 701
forskrifter/Sider/Forskrifter-for-nettilslutning.aspx.
702 703
Forskriften er anmeldt til Energitilsynet efter reglerne i elforsyningslovens 704
§ 26 og Systemansvarsbekendtgørelsens § 7.
705 706
Af hensyn til vindkraftværker, som er endeligt ordret ved bindende skriftlig or- 707
dre, inden forskriften er anmeldt til Energitilsynet, men planlagt idriftsat efter 708
denne forskrift træder i kraft, kan der søges en dispensation i henhold til afsnit 709
2.9, hvor relevant dokumentation vedlægges.
710 711
2.6 Klage 712
Klage over forskriften kan indbringes for Energitilsynet, www.energitilsynet.dk . 713
714
Klager over den systemansvarlige virksomheds forvaltning af bestemmelserne i 715
forskriften kan ligeledes indbringes for Energitilsynet.
716 717
Klager over den enkelte elforsyningsvirksomheds administration af bestemmel- 718
serne i forskriften kan indbringes for den systemansvarlige virksomhed.
719 720
2.7 Misligholdelse 721
Det påhviler anlægsejer at sikre, at bestemmelserne i denne forskrift overhol- 722
des i hele vindkraftværkets levetid.
723 724
Der skal løbende udføres vedligeholdelse af vindkraftværket for at sikre over- 725
holdelse af bestemmelserne i denne forskrift.
726 727
Omkostninger i forbindelse med at overholde bestemmelserne i denne forskrift 728
påhviler anlægsejer.
729 730
Teknisk forskrift 3.2.5 Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser
2.8 Sanktioner 731
Hvis et vindkraftværk ikke opfylder bestemmelserne, som er anført i afsnit 3 og 732
fremefter i denne forskrift, er elforsyningsvirksomheden berettiget til i yderste 733
konsekvens, og efter Energinet.dk's afgørelse, at foranstalte afbrydelse af den 734
elektriske forbindelse til vindkraftværket, indtil bestemmelserne er opfyldt.
735 736
2.9 Dispensation og uforudsete forhold 737
Den systemansvarlige virksomhed kan give dispensation for specifikke bestem- 738
melser i denne forskrift.
739 740
For at der kan gives dispensation:
741 742
- skal der være tale om særlige forhold, fx af lokal karakter 743
- må afvigelsen ikke give anledning til en nævneværdig forringelse af den 744
tekniske kvalitet og balance af det kollektive elforsyningsnet 745
- må afvigelsen ikke være uhensigtsmæssig ud fra en samfundsøkonomisk 746
betragtning.
747 748
Dispensation skal ske efter skriftlig ansøgning til elforsyningsvirksomheden med 749
angivelse af, hvilke bestemmelser dispensationen vedrører, samt begrundelse 750
for dispensationen.
751 752
Elforsyningsvirksomheden har ret til at kommentere ansøgningen, inden den 753
sendes til den systemansvarlige virksomhed.
754 755
Hvis der opstår forhold, som ikke er forudset i denne tekniske forskrift, skal den 756
systemansvarlige virksomhed konsultere de berørte parter med henblik på at 757
opnå en aftale om, hvad der skal gøres.
758 759
Hvis der ikke kan opnås en aftale, skal den systemansvarlige virksomhed be- 760
slutte, hvad der skal gøres.
761 762
Beslutningen skal træffes ud fra, hvad der er rimeligt, og når det er muligt – 763
med højde for synspunkterne fra de berørte parter.
764 765
Den systemansvarlige virksomheds afgørelse kan indklages til Energitilsynet, jf.
766
afsnit 2.6.
767 768
2.10 Referencer 769
De nævnte Internationale Standarder (IS), Europæiske Normer (EN), Tekniske 770
Rapporter (TR) samt Tekniske Specifikationer (TS) skal kun anvendes inden for 771
de emner, der er nævnt i forbindelse med referencerne i denne forskrift.
772 773
2.10.1 Normative referencer 774
1. DS/EN 50160:2010: Karakteristika for spændingen i offentlige elektrici- 775
tetsforsyningsnet.
776
2. DS/EN 60038:2011: CENELEC Standardspændinger.
777
3. Fællesregulativet 2014: "Tilslutning af elektriske installationer og brugs- 778
genstande".
779
4. Stærkstrømsbekendtgørelsen afsnit 6: "Elektriske installationer", 2003.
780
5. Stærkstrømsbekendtgørelsen afsnit 2: "Udførelse af elforsyningsan- 781
læg", 2003.
782
6. DS/EN 60204-1:2006: Stærkstrømsbekendtgørelsen Maskinsikkerhed- 783
Elektrisk materiel på maskiner.
784
7. DS/EN 60204-11:2002: Maskinsikkerhed-Elektrisk materiel på maskiner- 785
Del 11: Bestemmelser for HV-maskinel for spændinger over 1000 V a.c. el- 786
ler 1500 V d.c. og ikke overstiger 36 kV.
787
8. IEC-60870-5-104:2006: Telecontrol equipment and systems, part 5-104.
788
9. IEC 61400-1:2005: Wind Turbines – Part 1: Design requirements.
789
10.IEC 61400-2:2013: Wind Turbines – Part 2: Design requirements for small 790
wind turbines.
791
11.IEC 61000-4-15:2010: Testing and measurement techniques–Section 15:
792
Flicker metre–Functional and design specifications.
793
12.IEC 61400-21:2008: Measurement and assessment of power quality 794
characteristics of grid connected wind turbines.
795
13.IEC 61400-22:2010: Conformity testing and certification.
796
14.IEC 61400-25-1:2006: Communications for monitoring and control of 797
wind power plants – overall description of principles and models.
798
15.IEC 61400-25-2:2006: Communications for monitoring and control of 799
wind power plants – information models.
800
16.IEC 61400-25-3:2006: Communications for monitoring and control of 801
wind power plants – information exchange services.
802
17.IEC 61400-25-4:2008: Communications for monitoring and control of 803
wind power plants – mapping to communication protocol stacks.
804
18.BEK nr. 73 af 25. januar 2013: Bekendtgørelse om teknisk certificerings- 805
ordning for vindmøller.
806
19.Teknisk Forskrift TF 5.8.1: "Måledata til systemdriftsformål", dateret 807
28. juni 2011, Rev. 3.0, dokument nr. 17792/10 (= nyt dok.nr. 13/89692- 808
218).
809
20.Teknisk forskrift TF 5.9.1: "Systemtjenester", dateret 5. juli 2012, Rev.
810
1.1, dokument nr. 91470-11 (= nyt dok.nr. 13/89692-225).
811
21.Forskrift D1: "Afregningsmåling", marts 2016, version 4.11, dokument nr.
812
16/04092-1.
813
22.Forskrift D2: "Tekniske krav til elmåling", maj 2007, Rev. 1, dokument nr.
814
263352-06.
815
23.Forskrift E – bilag: "Kompensation til havvindmølleparker ved påbudt ned- 816
regulering", version 2.0, 2. juni 2014, dokument nr. 13/91893-57.
817
24.IEC 61850-7-4 Ed2.0:2012: Basic communication structure for substation 818
and feeder equipment - Compatible logical node classes and data classes 819
25.IEC 61850-90-7 Ed1.0:2013: Object models for power converters in dis- 820
tributed energy resources (DER) systems.
821
26.IEEE 1459:2010: Standard definitions for the measurement of electrical 822
power quantities under sinusoidal, non-sinusoidal, balanced or unbalanced 823
conditions.
824
27.IEC 60050-415:1999: International Electrotechnical Vocabulary – Part 825
415: Wind turbine generator systems.
826
28.IEC 60071-1:2006: Insulation co-ordination – Part 1: Definitions, princi- 827
ples and rules.
828
29.DS/EN TR 61000-3-2:2014: Grænseværdier – Grænseværdier for udsen- 829
delse af harmoniske strømme (udstyrets strømforbrug op til og inklusive 16 830
A per fase).
831
30.DS/EN TR 61000-3-3:13: Grænseværdier – Begrænsning af spændings- 832
fluktuationer og flimmer i den offentlige lavspændingsforsyning, fra udstyr, 833
der har en mærkestrøm <= 16 A per fase, og som ikke er underlagt regler 834
om betinget tilslutning.
835
Teknisk forskrift 3.2.5 Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser
31.IEC/TR 61000-3-6:2008: EMC limits. Limitation of emissions of harmonic 836
currents for equipment connected to medium and high voltage power supply 837
systems.
838
32.IEC/TR 61000-3-7:2008: EMC-limits. Limitation of voltage fluctuations 839
and flicker for equipment connected to medium and high voltage power 840
supply systems.
841
33.DS/EN 61000-3-11:2001: Elektromagnetisk kompatibilitet (EMC): Be- 842
grænsning af spændingsændringer, spændingsudsving og flimren i offentli- 843
ge lavspændingsfordelingsanlæg – Udstyr med en mærkestrøm til og med 844
75 A, som tilsluttes på betingede vilkår.
845
34.DS/EN 61000-3-12:2012: Limits – Limits for harmonic currents produced 846
by equipment connected to public low-voltage systems with input current >
847
16 A and ≤ 75 A per phase.
848
35.IEC/TR 61000-3-13:2008: Electromagnetic compatibility (EMC): Limits – 849
Assessment of emission limits for the connection of unbalanced installations 850
to MV, HV and EHV power systems.
851
36.IEC/TR 61000-3-14:2011: Electromagnetic compatibility (EMC): Assess- 852
ment of emission limits for harmonics, interharmonics, voltage fluctuations 853
and unbalance for the connection of disturbing installations to LV power 854
systems.
855
37.IEC/TR 61000-3-15 Ed. 1.0:2011: Limits - Assessment of low frequency 856
electromagnetic immunity and emission requirements for dispersed genera- 857
tion systems in LV network.
858
38.DSF/CLC/FprTS 50549-1:2014: Krav til generatorer tilsluttet parallelt 859
med et distributionsnet – Del 1: Generatorer større end 16 A pr. fase tilslut- 860
tet lavspændingsnet.
861
39.DSF/CLC/FprTS 50549-2:2014: Krav til generatorer tilsluttet parallelt 862
med et distributionsnet - Del 2: Generatorer tilsluttet mellemspændingsnet.
863 864
2.10.2 Informative referencer 865
40.DEFU-rapport RA-557: "Maksimal emission af spændingsforstyrrelser fra 866
vindkraftværker større end 11 kW".
867
41.DEFU-rekommandation nr. 16: Spændingskvalitet i lavspændingsnet, 2.
868
udgave, juni 2001.
869
42.DEFU-rekommandation nr. 21: Spændingskvalitet i mellemspændings- 870
net, februar 1995.
871
43.IEEE C37.111-24:2013 Measuring relays and protection equipment – Part 872
24: Common format for transient data exchange (COMTRADE) for power 873
systems.
874
44.Vejledning til elkvalitetsparametre - TF 3.2.5, dokument. nr.
875
13/96336-14.
876
45.Vejledning til signalliste - TF 3.2.5, dokument nr. 13/96336-12.
877
46.Vejledning til verifikationsrapport - TF 3.2.5, dokument nr. 13/96336- 878
13.
879 880
3. Tolerance over for frekvens- og spændingsafvi-
881
gelser
882
Et vindkraftværk skal med mindst mulig reduktion af aktiv effekt kunne modstå 883
frekvens- og spændingsafvigelser i nettilslutningspunktet under normale og 884
unormale driftsforhold.
885 886
Alle krav angivet i efterfølgende afsnit skal betragtes som minimumskrav.
887 888
Normale driftsforhold er beskrevet i afsnit 3.2, og unormale driftsforhold er 889
beskrevet i afsnit 3.3.
890 891
3.1 Fastlæggelse af spændingsniveau 892
Det er elforsyningsvirksomheden, der fastlægger spændingsniveau for nettil- 893
slutningspunktet for vindkraftværket inden for de angivne spændingsgrænser i 894
Tabel 1.
895 896
Den normale driftsspænding kan være forskellig fra lokalitet til lokalitet, hvorfor 897
elforsyningsvirksomheden skal oplyse den normale driftsspænding Uc, som er 898
gældende for nettilslutningspunktet.
899 900
Elforsyningsvirksomheden skal sikre, at den maksimale spænding angivet i 901
Tabel 1 aldrig overskrides.
902 903
Er det normale driftsspændingsområde Uc ±10 % under den minimale spænding 904
angivet i Tabel 1, skal kravene til produktion ved frekvens-/spændings- 905
variationer justeres, så man ikke overbelaster vindkraftværket.
906 907
Betegnelser for spændingsniveauer
Nominel spænding
Un
[kV]
Minimal spænding
Umin
[kV]
Maksimal spænding
Umax
[kV]
Ekstra høj spænding (EH)
400 320 420
220 - 245
Højspænding (HV)
150 135 170
132 119 145
60 54,0 72,5
50 45,0 60,0
Mellemspænding (MV)
33 30,0 36,0
30 27,0 36,0
20 18,0 24,0
15 13,5 17,5
10 9,00 12,0
Lavspænding (LV)
0,69 0,62 0,76
0,40 0,36 0,44
Tabel 1 Definition af spændingsniveauer anvendt i denne forskrift.
908 909
Maksimale (Umax) og minimale (Umin) spændingsgrænser er fastlagt med bag- 910
grund i standarderne DS/EN 50160 (10 minutters middelværdier) [ref. 1] og 911
DS/EN 60038 [ref. 2].
912 913
Teknisk forskrift 3.2.5 Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser
Vindkraftværket skal kortvarigt kunne tåle overskridelse af de maksimale 914
spændinger inden for de krævede beskyttelsesindstillinger, der er specificeret i 915
afsnit 6.
916 917
3.2 Normale driftsforhold 918
Et vindkraftværk skal inden for området benævnt normal produktion kunne 919
startes og producere kontinuert inden for de designmæssige specifikationer (at 920
fx vinden har de korrekte karakteristika), kun begrænset af indstillingerne for 921
beskyttelse, som anvist i afsnit 6.
922 923
I området normal produktion er den normale driftsspænding Uc ±10 %, jf. af- 924
snit 3.1, og frekvensområdet er 49,50 til 50,20 Hz.
925 926
Automatisk indkobling af et vindkraftværk må tidligst finde sted tre minutter 927
efter, at spændingen er inden for den normale driftsspænding, og frekvensen er 928
inden for 47,00 og 50,20 Hz. Indstilling af frekvensgrænserne fastlægges af 929
elforsyningsvirksomheden ved idriftsættelse.
930 931
3.2.1 Vindkraftværker kategori A2 932
De samlede krav til produktion af aktiv effekt ved frekvens- og spændingsafvi- 933
gelser for et vindkraftværk er vist i Figur 4.
934 935
NORMAL PRODUKTION
936 937
Figur 4 Krav til aktiv effekt ved frekvens- og spændingsvariationer for vind- 938
kraftværker i kategori A2.
939 940
Der er ingen krav til produktion af aktiv effekt uden for området normal produk- 941
tion, men vindkraftværket skal forblive tilkoblet det kollektive elforsyningsnet 942
inden for de krævede indstillinger for beskyttelsesfunktioner, som specificeret i 943
afsnit 6.
944 945
3.2.2 Vindkraftværker kategori B, C og D 946
De samlede krav til produktion af aktiv effekt ved frekvens- og spændingsafvi- 947
gelser for vindkraftværker af denne størrelse er vist i Figur 5.
948 949
Normal produktion i minimum 30 minutter Normal produktion i minimum 30 minutter
NORMAL PRODUKTION
Normal produktion i minimum 30 sekunder Normal produktion i minimum 30 sekunder
950 951
Figur 5 Krav til aktiv effekt ved frekvens- og spændingsvariationer for vind- 952
kraftværker kategori B, C og D.
953 954
Vindkraftværket skal forblive tilkoblet det kollektive elforsyningsnet inden for de 955
krævede indstillinger for beskyttelsesfunktioner, som specificeret i afsnit 6.
956 957
3.3 Unormale driftsforhold 958
De følgende krav gælder for vindkraftværker kategori C og D.
959 960
Vindkraftværket skal være designet til, uden afbrydelse og produktionsnedgang, 961
at kunne tolerere et momentant (80–100 ms) spændingsfasespring på op til 20°
962
i nettilslutningspunktet.
963 964
Vindkraftværket skal efter et indsvingningsforløb levere normal produktion se- 965
nest 5 sekunder efter, at driftsforholdene i nettilslutningspunktet er tilbage i 966
området normal produktion.
967 968
Vindkraftværket skal være designet til, uden afbrydelse og produktionsnedgang, 969
at kunne tolerere spændingsdyk, som angivet i Figur 6, samt levere reaktiv 970
strøm, som angivet i Figur 7. Vindkraftværket skal efter et indsvingningsforløb 971
kunne levere aktiv effektproduktion senest 5 sekunder efter, at driftsforholdene 972
i nettilslutningspunktet er tilbage i området normal produktion.
973 974
Uanset kravene i de efterfølgende afsnit skal beskyttelsesindstillinger være som 975
angivet i afsnit 6.
976 977
Dokumentation for, at vindkraftværket overholder de specificerede krav, skal 978
være som angivet i afsnit 8.
979 980
Teknisk forskrift 3.2.5 Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser
3.3.1 Tolerance over for spændingsdyk 981
Et vindkraftværk skal i nettilslutningspunktet være designet til at kunne tolerere 982
et spændingsdyk uden udkobling ned til 20 % af spændingen i nettilslutnings- 983
punktet over en periode på minimum 0,5 s, som vist i Figur 6. På nedenstående 984
figur angiver Y-aksen den mindste yderspænding for 50 Hz-komponenten. Så 985
længe den samme tolerance opnås, er det tilladt at anvende den synkrone 986
spændingskomposant til detektering af spændingsdykket.
987 988
989 990
Figur 6 Krav til tolerance over for spændingsdyk for vindkraftværker kategori 991
C og D.
992 993
De følgende krav skal overholdes ved symmetriske såvel som usymmetriske 994
fejl. Det vil sige, at kravene er gældende i tilfælde af fejl på tre, to eller en en- 995
kelt fase:
996
- Område A: Vindkraftværket skal forblive nettilsluttet og opretholde normal 997
produktion.
998
- Område B: Vindkraftværket skal forblive nettilsluttet. Vindkraftværket skal 999
yde maksimal spændingsstøtte ved at levere en reaktiv tillægsstrøm af en 1000
kontrolleret størrelse, så vindkraftværket bidrager til at stabilisere spændin- 1001
gen inden for de designmæssige rammer, som den aktuelle vindkraftværks- 1002
teknologi tilbyder, jf. Figur 6.
1003
- Område C: Udkobling af vindkraftværket er tilladt.
1004 1005
Hvis spændingen UPOC – i forbindelse med et fejlforløb – efter 1,5 s på ny be- 1006
væger sig ind i område A, så betragtes et efterfølgende spændingsdyk som en 1007
ny fejlsituation, jf. afsnit 3.3.2. Hvis flere på hinanden følgende fejlforløb inden 1008
for område B gør, at man tidsmæssigt kommer ind i område C, er det tilladt at 1009
udkoble.
1010 1011
I forbindelse med fejlforløb i område B skal vindkraftværket have en regule- 1012
ringsfunktion, som kan regulere den synkrone komposant af den reaktive 1013
strøm, som det er specificeret i Figur 7.
1014
