Teknisk forskrift for solcelle- anlæg større end 11 kw

1 2 3 4 5 6 7 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelle- anlæg større end 11 kw 8 9 10 1.0 30.06.2014 DATE KDJ BNA TSK NAME REV. DESCRIPTION PREPARED CHECKED REVIEWED APPROVED 14/17997-6 Energinet.dk

Revisionsoversigt 11 12 Revisionsoversigt Afsnit nr. Tekst Revision Dato Høringsdokument udsendt 1.0 30.06.2014 13 14 15 Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 2/84

Indholdsfortegnelse 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 Indholdsfortegnelse Revisionsoversigt... 1 Indholdsfortegnelse... 3 Læsevejledning... 4 1. Terminologi og definitioner... 5 2. Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser... 12 3. Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser... 18 4. Elkvalitet... 24 5. Styring og regulering... 33 6. Beskyttelse... 52 7. Udveksling af signaler og datakommunikation... 58 8. Verifikation og dokumentation... 61 Bilag 1 Dokumentation... 64 Bilag 2 Simuleringsmodel... 72 Bilag 3 Beregningseksempler på elkvalitet... 75 Bilag 4 Signalliste... 80 Bilag 5 Verifikationsrapport... 81 Bilag 6 Optagelseskriterier for positivlisten... 82 Bilag 7 Leverandørerklæring... 83 38 Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 3/84

Terminologi og definitioner 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 Læsevejledning Denne forskrift indeholder de tekniske og funktionelle minimumskrav, som solcelleanlæg med en mærkeeffekt over 11 kw skal overholde ved nettilslutning i Danmark. Forskriften er bygget op således, at afsnit 1 indeholder anvendte terminologi og definitioner, afsnit 2 beskriver de forvaltningsmæssige bestemmelser og relevante referencer, mens afsnit 3, 4, 5, 6 og 7 indeholder de tekniske og funktionelle krav. Afsnit 8 indeholder kravene til dokumentation af de forskellige anlægskategorier. De tekniske krav i forskriften er opdelt i fire anlægskategorier som beskrevet i afsnit 1.5 og 2.2. Der gøres i forskriften udstrakt brug af terminologi og definitioner. I afsnit 1 er de anvendte termer, forkortelser og definitioner 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 gældende. Forskriften er udgivet af den systemansvarlige virksomhed og kan hentes på www.energinet.dk. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 4/84

Terminologi og definitioner 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 1. Terminologi og definitioner 1.1 Absolut effektbegrænser Regulering af aktiv effekt til et maksimalt niveau angivet med et setpunkt. Setunktsreguleringen +/- tolerance benævnes absolut effektbegrænser. Nærmere beskrivelse ses i afsnit 5.2.3.1. 1.2 Anlægsregulator En anlægsregulator er en samling af regulerings- og styringsfunktioner, der gør det muligt at regulere og styre et solcelleanlæg som ét anlæg i tilslutningspunktet. Samlingen af regulerings - og styringsfunktioner skal være en del af solcelleanlægget i kommunikationsmæssig sammenhæng; det vil sige, hvis kommunikationen til et anlæg afbrydes, skal det køre kun beskyttet af sikkerhedsindstillingerne som beskrevet i afsnit 6.3. 1.3 Anlægsejer Anlægsejer er den, der juridisk ejer solcelleanlægget. Anlægsejer kan overdrage det driftsmæssige ansvar til en anlægsoperatør. 1.4 Anlægsoperatør Anlægsoperatøren er den virksomhed, der har det driftsmæssige ansvar for solcelleanlægget via ejerskab eller kontraktmæssige forpligtelser. 1.5 Anlægskategorier Anlægskategorier i forhold til den samlede mærkeeffekt i tilslutningspunktet: A. Solcelleanlæg over 11 kw og op til og med 50 kw B. Solcelleanlæg over 50 kw og op til og med 1,5 MW C. Solcelleanlæg over 1,5 MW og op til og med 25 MW D. Solcelleanlæg over 25 MW. 1.6 COMTRADE COMTRADE (Common Format for Transient Data) er et filformat specificeret i IEEE standard C37.111-1999, der er udviklet til udveksling af information om fænomener i forbindelse med fejl, test og simulering. Standarden inkluderer beskrivelse af de krævede filtyper samt kilderne til transiente data så som beskyttelsesrelæer, fejlskrivere og simuleringsprogrammer. I standarden er desuden defineret sample rates, filtre og konvertering af transiente data, som skal udveksles. 1.7 Delta effektbegrænser Regulering af aktiv effekt med en setpunktsbestemt afvigelse (delta) imellem mulig og aktuel effekt benævnes delta effektbegrænser. Nærmere beskrivelse ses i afsnit 5.2.3.2. 1.8 Effektgradientbegrænser Intervalregulering af aktiv effekt med en setpunktsbestemt maksimal stigning/reduktion (gradient) af den aktive effekt benævnes effektgradientbegrænser. Nærmere beskrivelse ses i afsnit 5.2.3.3. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 5/84

Terminologi og definitioner 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 1.9 Elproducerende enhed En elproducerende enhed er en eller flere enheder, der producerer elektricitet med en samlet mærkeeffekt større end 11 kw, og som er tilsluttet det kollektive elforsyningsnet. 1.10 Elforsyningsvirksomheden Elforsyningsvirksomheden er den virksomhed, i hvis net en elproducerende enhed er tilsluttet elektrisk. Ansvarsforholdene i elnettet er opdelt på flere netvirksomheder og én transmissionsvirksomhed. Netvirksomheden er den virksomhed, der med bevilling driver det kollektive elforsyningsnet under 100 kv. Transmissionsvirksomheden er den virksomhed med bevilling, der driver elforsyningsnettet over 100 kv. 1.11 Generatortilslutningspunkt (PGC) Generatortilslutningspunktet er det sted i det kollektive elforsyningsnet eller i installationen, hvor det elproducerende anlæg er tilsluttet. a. Ved tilslutning i installationen er det elproducerende anlægs tilslutningspunkt (PGC) det punkt i installationen, hvor der er tilsluttet en central beskyttelse eller forbrug, se Figur 2. b. Ved direkte tilslutning til det kollektive elforsyningsnet er det elproducerende anlægs tilslutningspunkt (PGC) sammenfaldende med tilslutningspunktet (POC), se Figur 3. 1.12 Flicker Flicker er en visuel opfattelse af flimren i lyset forårsaget af spændingsfluktuationer. Flicker optræder, hvis lysets luminans eller spektralfordeling fluktuerer med tiden. Ved et vist niveau bliver flicker irriterende for øjet. Flicker måles som beskrevet i IEC 61000-4-15 [ref. 12]. 1.13 Frekvensregulering Frekvensregulering er regulering af aktiv effekt med henblik på stabilisering af netfrekvensen. Funktionen benævnes frekvensregulering. Nærmere beskrivelse ses i afsnit 5.2.2. 1.14 Generatorkonvention Fortegn for aktiv/reaktiv effekt angiver effektretning set fra generatoren. Forbrug/import af aktiv/reaktiv effekt angives med negativt fortegn, mens produktion/eksport af aktiv/reaktiv effekt angives med positivt fortegn. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 6/84

Terminologi og definitioner +90-270 Q (+) Q/P n II I Overexcited Capacitive Lagging Overexcited Capacitive Lagging ±180 ᵠ P (+) P/P n 0 Underexcited Inductive Leading Underexcited Inductive Leading S (+) III IV 161 162 163 Figur 1-90 +270 Definition af fortegn for aktiv effekt (P), reaktiv effekt (Q) samt effekt- faktor (PF). 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 1.15 Kollektivt elforsyningsnet Transmissions- og distributionsnet, som på offentligt regulerede vilkår har til formål at transportere elektricitet for en ubestemt kreds af elleverandører og elforbrugere. Transmissionsnettet defineres som det kollektive elforsyningsnet med nominel spænding over 100 kv, mens distributionsnettet defineres som det kollektive elforsyningsnet med nominel spænding på højst 100 kv. 1.16 Kommunikationstilslutningspunkt (PCOM) Kommunikationstilslutningspunktet (PCOM) er det sted i et anlæg, hvor datakommunikationsegenskaberne specificeret i afsnit 7 skal stilles til rådighed og verificeres. 1.17 Kortslutningseffekt Kortslutningseffekten S k er størrelsen af den trefasede kortslutningseffekt i nettilslutningspunktet. 1.18 Kortslutningsforhold Kortslutningsforholdet R sce er forholdet mellem kortslutningseffekten i nettilslutningspunktet S k og det elproducerende anlægs nominelle tilsyneladende effekt S n. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 7/84

Terminologi og definitioner 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 1.19 Leveringspunkt Leveringspunktet (PCC) er det punkt i det kollektive elforsyningsnet, hvor forbrugere er eller kan blive tilsluttet. Elektrisk set kan leveringspunkt og nettilslutningspunkt være sammenfaldende. Leveringspunktet er altid placeret tættest på det kollektive elforsyningsnet, se Figur 2 og Figur 3. Det er elforsyningsvirksomheden, der anviser leveringspunktet. 1.20 Mærkeeffekt for et solcelleanlæg Mærkeeffekt for et solcelleanlæg er den største aktive effekt, som et solcelleanlæg er konstrueret til at kunne levere kontinuert, og som fremgår af typegodkendelsen. 1.21 Mærkeværdien for den tilsyneladende effekt for et solcelleanlæg Mærkeværdien for den tilsyneladende effekt S n er den største effekt, bestående af både den aktive og reaktive komponent, som et solcelleanlæg er konstrueret til at kunne levere kontinuert. 1.22 Mærkestrøm Mærkestrømmen I n defineres som den maksimale kontinuerte strøm, et solcelleanlæg er designet til at levere under normale driftsforhold, jf. TS50549-1 [ref. 18]. 1.23 Nettilslutningspunkt Nettilslutningspunktet (POC) er det punkt i det kollektive elforsyningsnet, hvor solcelleanlægget er tilsluttet eller kan tilsluttes, se Figur 2 og Figur 3 for den typiske placering. Alle krav specificeret i denne forskrift er gældende i nettilslutningspunktet. Reaktiv kompensering ved tomgang kan efter nærmere aftale med elforsyningsvirksomheden placeres et andet sted i det kollektive elforsyningsnet. Det er elforsyningsvirksomheden, der anviser nettilslutningspunktet. I Figur 2 er vist en typisk nettilslutning af et eller flere solcelleanlæg, hvor generatortilslutningspunktet (PGC), nettilslutningspunktet (POC) og leveringspunkt (PCC) typisk er placeret. I den viste situation er leveringspunktet (PCC) sammenfaldende med nettilslutningspunktet (POC). Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 8/84

Terminologi og definitioner 1 kv < U < 10kV < 1 kv PCC / POC PGC Forbrug POC: Point of Common Coupling = Leveringsspunkt Central beskyttelse POC: Point of Connection = Net tilslutningspunkt PGC: Point of Generation Connection = Tilslutningspunkt for produktionsanlæg / delanlæg PCOM: Point of Communication = Kommunikationsgrænseflade anlæg PGC Husstandsmølle PGC Solcelleanlæg 1 PGC Solcelleanlæg 2 PGC Solcelleanlæg 3 231 232 Figur 2 Eksempel på installationstilslutning af et solcelleanlæg. 233 234 235 I Figur 3 er vist en typisk nettilslutning af solcelleanlæg, hvor nettilslutningspunkt (POC), leveringspunkt (PCC) og spændingsreferencepunkt typisk er pla- ceret. Forbrug PCOM Spænding under 100 kv Spænding over 1 kv PCC 1 SCADA / Gateway POC PGC 1 PCOM SCADA / Gateway PGC 2 Spændingsreference punkt PCC 2 Note: hvis viklingskobler er implementeret er PCC altid spændingsreferencepunkt PCOM POC PGC SCADA / Gateway PCC: Point of Common Coupling = Leveringspunkt anlæg POC: Point of Connection = Tilslutningspunkt anlæg PCC 3 POC PGC 1 PGC 2 PGC 3 236 PGC: Point of Generator Connection = Enhedsterminaler PCOM: Point of Communication = Kommunikationsgrænseflade anlæg 237 Figur 3 Eksempel på nettilslutning af solcelleanlæg i distributionsnettet. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 9/84

Terminologi og definitioner 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284 285 286 287 1.24 Nominel spænding Den spænding ved POC, hvorved et net benævnes, og hvortil driftsstørrelser henføres. Nominel spænding betegnes med U n. De internationalt standardiserede spændingsniveauer er angivet i tabel 1. 1.25 Normal produktion Normal produktion angiver det spændings-/frekvensområde, hvor et solcelleanlæg kontinuert skal kunne producere den angivne mærkeeffekt, se afsnit 3.1 og afsnit 3.2. 1.26 Opsamlingsnet Opsamlingsnettet er den elektriske infrastruktur mellem de enkelte elproducerende enheder i et solcelleanlæg frem til nettilslutningspunktet i det kollektive elforsyningsnet, hvor den producerede effekt leveres. 1.27 PCC Leveringspunktet (PCC) er nærmere defineret i afsnit 1.19. 1.28 PCOM Kommunikationstilslutningspunktet (PCOM) er nærmere defineret i afsnit 1.16. 1.29 PF Effektfaktoren angives med PF (power factor). PF er forholdet imellem den aktive effekt P og den tilsyneladende effekt S, dvs. PF kan også udtrykkes som cosinus til vinklen imellem P og S, dvs. PF = cos φ. PF=P/S. PF er dimensionsløs. Vinkelen φ er defineret på figur 1. 1.30 PGC Generatortilslutningspunktet (PGC) er nærmere defineret i afsnit 1.11. 1.31 P M P M angiver den aktive effekt, det er muligt at producere under de givne omstændigheder. 1.32 Positivliste For at effektivisere processen for godkendelse af nettilslutning af mindre elproducerende anlæg er etableret en såkaldt positivliste. Kun solcellevekselrettere anført på listen kan uden nærmere undersøgelser installeres i Danmark. Der findes i dag tre forskellige positivlister: 1. Solcellevekselrettere 2. Husstandsvindmøller 3. Øvrige elproducerende anlæg. Positivlisterne findes på www.energinet.dk. 1.33 POC Nettilslutningspunktet (POC) er nærmere defineret i afsnit 1.23. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 10/84

Terminologi og definitioner 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320 321 322 323 324 325 326 327 328 329 330 331 332 333 334 335 336 337 338 1.34 Produktionsbalanceansvarlig En produktionsbalanceansvarlig er økonomisk ansvarlig over for den systemansvarlige virksomhed. Den produktionsbalanceansvarlige varetager balanceansvaret for et givet produktionsapparat over for den systemansvarlige virksomhed. Hvilke elproducerende anlæg, der skal have en produktionsbalanceansvarlig, er fastlagt i Forskrift E bilag "Retningslinjer for nettoafregning af egenproduktion" [ref. 17]. 1.35 Sammenhængende elforsyningssystem De kollektive elforsyningsnet med tilhørende anlæg i et større område, som er indbyrdes forbundet med henblik på fælles drift, benævnes som et sammenhængende elforsyningssystem. 1.36 Solcelleanlæg Et solcelleanlæg benævnes som en elproducerende enhed, nærmere defineret i afsnit 1.8. En elproducerende enhed omfatter alle nødvendige egenforsyningsanlæg og hjælpeanlæg, hvorfor det er hele enheden, som skal designes til at overholde kravene anvist i denne tekniske forskrift. 1.37 Spændingsfluktuation En spændingsfluktuation er en serie af hurtige spændingsændringer eller en periodisk variation af spændingens effektivværdi (RMS). 1.38 Spændingsreferencepunkt Målepunkt, som anvendes til spændingsregulering. Spændingsreferencepunktet er enten i nettilslutningspunktet, i leveringspunktet eller et punkt imellem. Det er elforsyningsvirksomheden, der vælger placering af spændingsreferencepunktet, se Figur 3. 1.39 Statik Statik er hældningen af en kurve, som en regulering skal følge. 1.40 Systemansvarlig virksomhed Virksomhed, der har det overordnede ansvar for at opretholde forsyningssikkerhed og en effektiv udnyttelse af et sammenhængende elforsyningssystem. 1.41 Typisk driftsspænding Den typiske driftsspænding U fastlægges af elforsyningsvirksomheden. Typisk driftsspænding bruges til fastlæggelse af normalt produktionsområde og omsætningsforhold for anlægstransformer. 1.42 UTC UTC er en forkortelse for Coordinated Universal Time (Universal Time, Coordinated). På dansk bruges også betegnelsen universel tid eller verdenstid. 339 Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 11/84

Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser 340 341 342 343 344 345 346 347 348 349 350 351 352 353 354 355 356 357 358 359 360 361 362 363 364 365 366 367 368 369 370 371 372 373 374 375 376 377 378 379 380 381 382 383 384 385 386 387 388 389 2. Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser 2.1 Formål Formålet med den tekniske forskrift TF 3.2.2 er at fastlægge de tekniske og funktionelle minimumskrav, som et solcelleanlæg med en mærkeeffekt over 11 kw skal overholde i nettilslutningspunktet, når solcelleanlægget er tilsluttet det kollektive elforsyningsnet. Forskriften er jf. 7, stk. 1, i bekendtgørelse nr. 891 af 17. august 2011 om lov om Energinet.dk udarbejdet efter drøftelser med netvirksomhederne og transmissionsvirksomhederne og har været i offentlig høring inden anmeldelse til Energitilsynet. Forskriften har gyldighed inden for rammerne af elforsyningsloven, jf. lovbekendtgørelse nr. 1275 af 11. november 2013 med senere ændringer. Et solcelleanlæg skal overholde dansk lovgivning, Stærkstrømsbekendtgørelsen, Fællesregulativet samt nettilslutnings- og netbenyttelsesaftalen. For områder, der ikke er dækket af dansk lovgivning, anvendes CENELECstandarder (EN), IEC-standarder, CENELEC- eller IEC- tekniske specifikationer. 2.2 Anvendelsesområde Et solcelleanlæg, som er tilsluttet det kollektive elforsyningsnet, skal i hele solcelleanlæggets levetid opfylde bestemmelserne i forskriften. De tekniske krav i forskriften er opdelt i følgende kategorier i forhold til den samlede mærkeeffekt i nettilslutningspunktet: A. Solcelleanlæg over 11 kw og op til og med 50 kw** B. Solcelleanlæg over 50 kw og op til og med 1,5 MW C. Solcelleanlæg over 1,5 MW og op til og med 25 MW D. Solcelleanlæg over 25 MW **: Vekselrettere, som benyttes i denne anlægskategori, skal være optaget på positivlisten for solcellevekselrettere, der må installeres i Danmark. I bilag 6 er angivet hvad der kræves for at få optaget en solcellevekselretter på positivlisten. Et nyt solcelleanlæg Forskriften gælder for alle solcelleanlæg med en mærkeeffekt over 11 kw, som er tilsluttet det kollektive elforsyningsnet og er idriftsat fra og med godkendelsesdatoen for denne forskrift. Et eksisterende solcelleanlæg Et solcelleanlæg med en mærkeeffekt over 11 kw, som er tilsluttet det kollektive elforsyningsnet før godkendelsesdatoen for denne forskrift, skal overholde den på verifikationstidspunktet gældende forskrift. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 12/84

Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser 390 391 392 393 394 395 396 397 398 399 400 401 402 403 404 405 406 407 408 409 410 411 412 413 414 415 416 417 418 419 420 421 422 423 424 425 426 427 428 429 430 431 432 433 434 435 436 437 438 439 440 441 442 Ændringer på et eksisterende solcelleanlæg Et eksisterende solcelleanlæg, hvor der foretages væsentlige funktionelle ændringer, skal overholde de bestemmelser i denne forskrift, som vedrører ændringerne. I tvivlstilfælde afgør den systemansvarlige virksomhed, om det er en væsentlig ændring. En væsentlig ændring er udskiftning af en eller flere vitale anlægsdele, der ændrer solcelleanlæggets egenskaber. Dokumentationen beskrevet i afsnit B.1 skal opdateres og fremsendes i en udgave, hvor ændringerne er vist. 2.3 Afgrænsning Denne tekniske forskrift er en del af det samlede sæt af tekniske forskrifter fra den systemansvarlige virksomhed, Energinet.dk. De tekniske forskrifter indeholder tekniske regler, der gælder for anlægsejer, anlægsoperatør og elforsyningsvirksomhed vedrørende drift og tilslutning til det kollektive elforsyningsnet. De tekniske forskrifter, herunder systemdriftsforskrifterne, udgør sammen med markedsforskrifterne de krav, som anlægsejer, anlægsoperatør og elforsyningsvirksomheden skal opfylde: - Forskrift D1 "Afregningsmåling" - Forskrift D2 "Tekniske krav til elmåling" - Forskrift E "Miljøvenlig elproduktion og anden udligning 2009" - Forskrift E - bilag "Retningslinjer for nettoafregning af egenproducenter" - Teknisk forskrift TF 5.8.1 "Måledata til systemdriftsformål" - Teknisk forskrift TF 5.9.1 "Systemtjenester" - Teknisk forskrift TF 3.2.2 "Teknisk forskrift for nettilslutning af solcelleanlæg større end 11 kw". Gældende udgaver er altid de tilgængelige versioner, som er på www.energinet.dk. De driftsmæssige forhold aftales mellem anlægsejer og elforsyningsvirksomheden. Eventuel levering af systemydelser aftales mellem anlægsejer og den produktionsbalanceansvarlige. Forskriften indeholder ikke økonomiske aspekter forbundet med anvendelsen af reguleringsegenskaber eller afregningsmåling eller tekniske krav hertil. Det er anlægsejers ansvar at sikre solcelleanlægget mod eventuelle skadepåvirkninger som følge af manglende forsyning fra det kollektive elforsyningsnet i kortere eller længere perioder. 2.4 Hjemmel Forskriften er udstedt med hjemmel i: Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 13/84

Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser 443 444 445 446 447 448 449 450 451 452 453 454 455 456 457 458 459 460 461 462 463 464 465 466 467 468 469 470 471 472 473 474 475 476 477 478 479 480 481 482 483 484 485 486 487 488 489 490 491 492 493 494 - Lovbekendtgørelse nr. 1275 af 11. november 2013 om lov om elforsyning 26, stk. 1. - Bekendtgørelse nr. 891 af 17. august 2011, Systemansvarsbekendtgørelsen 7, stk. 1, litra 1,3 og 4 i lov om Energinet.dk. 2.5 Ikrafttræden Denne forskrift træder i kraft dd. måned 2014 (når den anmeldes til Energitilsynet) og afløser: - Retningslinjer for elproducerende anlæg med en mærkestrøm større end 16 A pr. fase, som tilsluttes lavspændingsnettet via vekselrettere. Ønsker om yderligere oplysninger og spørgsmål til denne tekniske forskrift rettes til Energinet.dk. Kontaktoplysninger findes på http://energinet.dk/da/el/forskrifter/tekniskeforskrifter/sider/forskrifter-for-nettilslutning.aspx. Forskriften er anmeldt til Energitilsynet efter reglerne i elforsyningslovens 76 og Systemansvarsbekendtgørelsens 7. Af hensyn til solcelleanlæg, som er endeligt ordret ved bindende skriftlig ordre, inden forskriften er anmeldt til Energitilsynet, men planlagt idriftsat efter denne forskrift træder i kraft, kan der søges en dispensation i henhold til afsnit 2.9, hvor relevant dokumentation vedlægges. 2.6 Klage Klage over forskriften kan indbringes for Energitilsynet, Nyropsgade 30, 1780 København V. Klager over den systemansvarlige virksomheds forvaltning af bestemmelserne i forskriften kan ligeledes indbringes for Energitilsynet. Klager over den enkelte elforsyningsvirksomheds administration af bestemmelserne i forskriften kan indbringes for den systemansvarlige virksomhed. Klager over den enkelte elforsyningsvirksomheds håndhævelse af kravene i forskriften kan indbringes for den systemansvarlige virksomhed. En klage over en elforsyningsvirksomhed vil altid forpligte den systemansvarlige virksomhed til at indhente elforsyningsvirksomhedens kommentarer til klagen. 2.7 Misligholdelse Det påhviler anlægsejer at sikre, at bestemmelserne i denne forskrift overholdes i hele solcelleanlæggets levetid. Omkostninger i forbindelse med at overholde bestemmelserne i denne forskrift påhviler anlægsejer. 2.8 Sanktioner Hvis et solcelleanlæg ikke opfylder bestemmelserne i afsnit 3 og frem i denne forskrift, er elforsyningsvirksomheden berettiget til i yderste konsekvens at Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 14/84

Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser 495 496 497 498 499 500 501 502 503 504 505 506 507 508 509 510 511 512 513 514 515 516 517 518 519 520 521 522 523 524 525 526 527 528 529 530 531 532 533 534 535 536 537 538 539 540 541 542 543 544 545 546 547 foranstalte afbrydelse af den elektriske forbindelse til solcelleanlægget, indtil bestemmelserne er opfyldt. 2.9 Dispensation og uforudsete forhold Den systemansvarlige virksomhed kan give dispensation for specifikke bestemmelser i denne forskrift. For at der kan gives dispensation, så: - skal der være tale om særlige forhold, fx af lokal karakter - må afvigelsen ikke give anledning til en nævneværdig forringelse af den tekniske kvalitet og balance af det kollektive elforsyningsnet - må afvigelsen ikke være uhensigtsmæssig ud fra en samfundsøkonomisk betragtning. Dispensation skal ske efter skriftlig ansøgning til elforsyningsvirksomheden med angivelse af, hvilke bestemmelser dispensationen vedrører samt begrundelse for dispensationen. Elforsyningsvirksomheden har ret til at kommentere ansøgningen, inden den sendes til den systemansvarlige virksomhed. Hvis der opstår forhold, som ikke er forudset i denne tekniske forskrift, skal den systemansvarlige virksomhed konsultere de berørte parter med henblik på at opnå en aftale om, hvad der skal gøres. Hvis der ikke kan opnås en aftale, skal den systemansvarlige virksomhed beslutte, hvad der skal gøres. Beslutningen skal træffes ud fra, hvad der er rimeligt, og når det er muligt med højde for synspunkterne fra de berørte parter. Den systemansvarlige virksomheds afgørelse kan indklages for Energitilsynet, jf. afsnit 2.6. 2.10 Referencer De nævnte standarder og normer skal kun anvendes inden for de emner, der er nævnt i forbindelse med referencer i denne forskrift. 2.11 Normative referencer 1. EN 50160:2010: Karakteristika for spændingen i offentlige elektricitetsforsyningsnet. 2. IEC 60038:2002: IEC-standardspændinger. 3. Fællesregulativet 2011 "Tilslutning af elektriske installationer og brugsgenstande". 4. Stærkstrømsbekendtgørelsen afsnit 6 "Elektriske installationer", 2003. 5. Stærkstrømsbekendtgørelsen afsnit 2 "Udførelse af elforsyningsanlæg", 2003. 6. EN 60204-1:2006: Maskinsikkerhed-Elektrisk materiel på maskiner. 7. EN 60204-11:2002: Maskinsikkerhed-Elektrisk materiel på maskiner-del 11: Bestemmelser for HV-maskinel for spændinger over 1000 V a.c. eller 1500 V d.c. og ikke overstiger 36 kv. 8. IEC-60870-5-101:2004: Telecontrol equipment and systems, part 5-101. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 15/84

Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser 548 549 550 551 552 553 554 555 556 557 558 559 560 561 562 563 564 565 566 567 568 569 570 571 572 573 574 575 576 577 578 579 580 581 582 583 584 585 586 587 588 589 590 591 592 593 594 595 596 597 598 599 9. IEC 60870-5-104:2007: Telecontrol equipment and systems, part 5-104. 10. IEC TR 61000-3-6:2008: EMC limits. Limitation of emissions of harmonic currents for equipment connected to medium and high voltage power supply systems (Februar 2008). 11. IEC TR 61000-3-7:2008: EMC-limits. Limitation of voltage fluctuations and flicker for equipment connected to medium and high voltage power supply systems (Februar 2008). 12. IEC 61000-4-15:2010: Testing and measurement techniques Section 15: Flicker metre Functional and design specifications. 13. Teknisk Forskrift TF 5.8.1 "Måledata til systemdriftsformål", dateret: 28. juni 2011, Rev. 3.0, dok. nr. 17792/10. 14. Forskrift D1: "Afregningsmåling", dateret: marts 2013, Revision 3.1, dok. nr. 13/81271-2. 15. Forskrift D2: "Tekniske krav til elmåling", dateret: maj 2007, version 1, dok. nr. 263352-06. 16. Forskrift E: "Miljøvenlig elproduktion og anden udligning 2009", dateret: juli 2009, Revision 1, dok. nr. 255855-06. 17. Forskrift E bilag "Retningslinjer for nettoafregning af egenproducenter", dateret: 1. juli 2010, Revision 1.0, dok. nr. 27582-10. 18. IEC 50549-1:2010: Requirements for generating plants lager than 16A per phase to be connected in parallel with low-voltage distribution network. 19. IEC 60050-415:1999: International Electrotechnical Vocabulary. 20. IEC 60044-1:2012: Instrument transformers Part 1: Current transformers. 21. IEC 60044-2:2013: Instrument transformers Part 2: Inductive voltage transformers. 22. DEFU-rapport RA-557 "Maksimal emission af spændingsforstyrrelser fra solcelleanlæg større end 11 kw". 23. DEFU-rekommandation nr. 16: Spændingskvalitet i lavspændingsnet, 2. udgave, juni 2001. 24. DEFU-rekommandation nr. 21: Spændingskvalitet i mellemspændingsnet, februar 1995. 25. IEC 62053-21:2003: Electricity metering equipment (ac) Particular requirements. Part 21: Static meters for active energy. 26. IEC 60071-1:2006: Insulation co-ordination Part 1: Definitions, principles and rules. 27. IEC 61000-3-12:2004: Limits Limits for harmonic currents produced by equipment connected to public low-voltage systems with input current > 16 A and 75 A per phase. 28. Dansk Energi: Vejledning om nettilslutning af solcelleanlæg større end 11 kw. S2012-640-d201. 29. IEC TR 61000-3-14:2011: Electromagnetic compatibility (EMC): Assessment of emission limits for harmonics, interharmonics, voltage fluctuations and unbalance for the connection of disturbing installations to LV power systems. 30. IEC TR 61000-3-13:2008: Electromagnetic compatibility (EMC): Limits Assessment of emission limits for the connection of unbalanced installations to MV, HV and EHV power systems. 31. EN 61000-3-11:2001: Elektromagnetisk kompatibilitet (EMC): Begrænsning af spændingsændringer, spændingsudsving og flimren i offentlige lavspændingsfordelingsanlæg Udstyr med en mærkestrøm til og med 75 A, som tilsluttes på betingede vilkår. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 16/84

Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser 600 601 602 603 604 605 606 607 608 609 610 611 612 613 614 615 616 617 618 619 620 32. EN 61000-3-3:2008: Grænseværdier Begrænsning af spændingsfluktuationer og flimmer i den offentlige lavspændingsforsyning, fra udstyr, der har en mærkestrøm <= 16 A per fase, og som ikke er underlagt regler om betinget tilslutning. 33. EN 61000-3-2:2006: Grænseværdier Grænseværdier for udsendelse af harmoniske strømme (udstyrets strømforbrug op til og inklusive 16 A per fase). 34. COMTRADE: Filformat specificeret i IEEE C37.111-1999. 35. SunSpec Inverter Control specifications, www.sunspec.org 36. IEC TR 61850-90-7:2013: Object Models for power converters in distributed energy resources (DER) systems. 37. IEC 61850-8-1 Ed2:2011: Mappings to MMS (ISO/IEC9506-1 and ISO/IEC 9506-2). 38. IEC 61400-21Ed2: 2008: Measurement and assessment of power quality characteristics of grid connected wind turbines. 39. IEC TR 61000-3-15 Ed. 1.0:2011: Limits - Assessment of low frequency electromagnetic immunity and emission requirements for dispersed generation systems in LV network. 2.12 Informative referencer 40. Vejledning om solcelleanlæg, Dansk Standard, DS-hæfte 39, 2013. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 17/84

Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser 621 622 623 624 625 626 627 628 629 630 631 632 633 634 635 636 637 638 639 640 641 642 643 644 645 646 647 648 649 3. Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser Et solcelleanlæg skal med mindst mulig reduktion af aktiv effekt kunne modstå frekvens- og spændingsafvigelser i nettilslutningspunktet under normale og unormale driftsforhold. Alle krav angivet i efterfølgende afsnit skal betragtes som minimumskrav. Det elproducerende anlæg skal udføres for 3-faset tilslutning. Hvis det elproducerende anlæg består af tre enfasede enheder, er det også at betragte som et 3-faset anlæg. Normale driftsforhold er beskrevet i afsnit 3.2, og unormale driftsforhold er beskrevet i afsnit 3.3. 3.1 Fastlæggelse af spændingsniveau Det er elforsyningsvirksomheden, der fastlægger spændingsniveau for nettilslutningspunktet for solcelleanlægget inden for de angivne spændingsgrænser i Tabel 1. Den typiske driftsspænding kan være forskellig fra lokalitet til lokalitet, hvorfor elforsyningsvirksomheden skal oplyse den typiske driftsspænding U, som er gældende for nettilslutningspunktet. Den typiske driftsspænding danner grundlag for fastlæggelse af det normale spændingsområde U±10 %. Elforsyningsvirksomheden skal sikre, at den maksimale spænding angivet i Tabel 1 aldrig overskrides. Er det normale spændingsområde U±10 % under den minimale spænding angivet i Tabel 1, skal kravene til produktion ved frekvensog spændingsvariationer justeres, så man ikke overbelaster solcelleanlægget. Betegnelser for spændingsniveauer Nominel spænding U n [kv] Minimal spænding U min [kv] Maksimal spænding U max [kv] Ekstra høj spænding (EHV) Højspænding (HV) Mellemspænding (MV) Lavspænding (LV) 400 320 420 220-245 150 135 170 132 119 145 60 54,0 72,5 50 45 60 33 30 36 22 20 24 15 13,5 17,5 11 10 12 10 9 12 6,6 6 7,2 3,3 3 3,6 1 0,9 1,1 0,69 0,62 0,76 0,40 0,36 0,44 650 651 Tabel 1 Nominel, minimal og maksimal spænding, jf. IEC 60038, tabel 3 [ref. 2]. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 18/84

Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser 652 653 654 655 656 657 658 659 660 661 662 663 664 665 666 667 668 669 670 671 672 673 674 675 676 677 678 679 680 681 Maksimal (U max ) og minimal (U min ) spændingsgrænser er fastlagt med baggrund i standarderne EN50160 (10 minutters middelværdier) [ref. 1] og IEC60038, tabel III, note 2 [ref. 2]. Solcelleanlægget skal kortvarigt kunne tåle overskridelse af de maksimale spændinger inden for de krævede beskyttelsesfunktioner specificeret i afsnit 6. 3.2 Normale driftsforhold Et solcelleanlæg skal inden for området benævnt normal produktion kunne startes og producere kontinuert inden for de designmæssige specifikationer (at fx solens indstråling har de korrekte karakteristika) kun begrænset af indstillingerne for beskyttelse, som anvist i afsnit 6, og/eller øvrige funktioner, der har indflydelse på anlæggets produktion. I området normal produktion er den typiske driftsspænding U±10 %, jf. afsnit 3.1, og frekvensområdet er 47,00 til 52,00 Hz. Automatisk indkobling af et solcelleanlæg må tidligst finde sted tre minutter efter, at spændingen er inden for toleranceområdet for den nominelle driftsspænding, og frekvensen er inden for 47,00 og 52,00 Hz. Indstilling af frekvensgrænserne fastlægges af elforsyningsvirksomheden ved idriftsættelse. 3.2.1 Krav til normal produktion De samlede krav til produktion af aktiv effekt ved frekvens- og spændingsafvigelser for et solcelleanlæg i nettilslutningspunktet (POC) er vist i nedenstående figur. POC spænding (p.u.) Max. U 1,10xU 1,05xU Normal produktion iht. mærkeplade U 0,95xU Produktion bestemt af nominel strøm 0,90xU Min. U 682 683 684 47,50 48,50 49,50 50,50 51,50 52,50 47,00 48,00 49,00 50,00 51,00 52,00 Frekvens [Hz] Figur 4 Krav til produktion af aktiv effekt ved frekvens- og spændingsvariationer. 685 Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 19/84

Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser 686 687 688 689 690 691 692 693 694 695 696 697 698 699 700 701 702 703 704 705 706 707 708 709 710 711 712 713 714 715 716 717 718 719 Solcelleanlægget skal forblive tilkoblet det kollektive elforsyningsnet inden for de krævede indstillinger for beskyttelsesfunktioner, som specificeret i afsnit 6.3. 3.3 Unormale driftsforhold De følgende krav gælder for solcelleanlæg kategori C og D. Solcelleanlægget skal være designet til uden afbrydelse og produktionsnedgang at kunne tolerere et momentant (80-100 ms) spændingsfasespring på op til 20 i nettilslutningspunktet (POC). Solcelleanlægget skal være designet til uden afbrydelse at kunne tolerere et spændingsdyk, som vist i figur 5, og under fejlforløbet levere en reaktiv tillægsstrøm, som angivet i figur 6. Produktionen er under et spændingsdyk bestemt af den nominelle strøm. Solcelleanlægget skal efter et spændingsdyk kunne levere normal produktion senest 5 s efter, at driftsforholdene i nettilslutningspunktet er tilbage i området normal produktion. Uanset kravene i de efterfølgende afsnit så skal beskyttelsesindstillinger være som angivet i afsnit 6. Dokumentation for, at solcelleanlægget overholder de specificerede krav, skal være som angivet i afsnit 8. Solcelleanlægget skal sikres mod skader som følge af asynkrone sammenkoblinger og mod udkoblinger i ikke-kritiske situationer. 3.3.1 Tolerance over for spændingsdyk Et solcelleanlæg skal i nettilslutningspunktet være designet til at kunne tolerere et spændingsdyk uden udkobling ned til 10 % af spændingen i nettilslutningspunktet over en periode på minimum 0,25 s (yderspændinger for 50 Hzkomponenten), som vist i nedenstående figur. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 20/84

Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser U PGC U Område A 85 % Område B Område C Område C 10 % 0,0 720 721 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 Tid [s] 722 723 Figur 5 Krav til tolerance over for spændingsdyk for solcelleanlæg kategori C og D. 724 725 726 727 728 729 730 731 732 733 734 735 736 737 738 739 740 741 742 743 744 745 746 747 De følgende krav skal overholdes ved symmetriske såvel som usymmetriske fejl; det vil sige, at kravene er gældende i tilfælde af fejl på tre, to eller en enkelt fase: Område A: Solcelleanlægget skal forblive nettilsluttet og opretholde normal produktion. Område B: Solcelleanlægget skal forblive nettilsluttet. Solcelleanlægget skal yde maksimal spændingsstøtte ved at levere en reaktiv tillægsstrøm af en kontrolleret størrelse, så solcelleanlægget bidrager til at stabilisere spændingen inden for de designmæssige rammer, som den aktuelle solcelleanlægsteknologi tilbyder, jf. figur 6. Område C: Udkobling af solcelleanlægget er tilladt. Hvis spændingen U i forbindelse med et fejlforløb er tilbage i område A, så betragtes et efterfølgende spændingsdyk som en ny fejlsituation, jf. afsnit 3.3.2. Hvis flere på hinanden følgende fejlforløb inden for område B gør, at man tidsmæssigt kommer ind i område C, så er det tilladt at udkoble. I forbindelse med fejlforløb i område B skal solcelleanlægget have en reguleringsfunktion, som kan regulere den positive sekvens af den reaktive strøm, som specificeret i Figur 6. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 21/84

Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser U 90 % U PGC Område A 80 % 70 % 60 % 50 % Område B 40 % 30 % 20 % 10 % Område C 0 748 749 750 751 Figur 6 0 % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % I Q /I n Krav til levering af reaktiv tillægsstrøm I Q under spændingsdyk for solcelleanlæg af kategori C og D. 752 753 754 755 756 757 758 759 760 761 762 763 764 765 766 767 768 769 770 771 772 773 774 775 776 777 778 779 780 781 Regulering skal følge Figur 6, så den reaktive tillægsstrøm (positiv sekvens) efter 100 ms følger karakteristikken med en tolerance på ±20 %. I område B har levering af reaktiv strøm første prioritet, mens levering af aktiv effekt har anden prioritet. Hvis muligt opretholdes den aktive effekt under et spændingsdyk, dog accepteres reduktion af den aktive effekt af hensyn til solcelleanlæggets designmæssige grænser. Fejltyper kan være symmetriske og usymmetriske kortslutninger, tilbagevendende spændinger ved bortkobling af fejl og hændelser, forhøjet spænding på fejlfrie faser ved usymmetriske kortslutninger og fasebrud, slukkespole jordet net. 3.3.2 Gentagne fejl i det kollektive elforsyningsnet Solcelleanlægget, inklusive eventuelt kompenseringsudstyr, skal forblive indkoblet efter fejl i det kollektive elforsyningsnet som angivet i Tabel 2. Kravene gælder i nettilslutningspunktet, men fejlforløbet ligger et vilkårligt sted i det kollektive elforsyningsnet. På baggrund af overholdelse af kravene ved spændingsdyk, angivet i afsnit 3.3.1, skal kravene angivet i Tabel 2 verificeres ved at dokumentere, at solcelleanlægget er dimensioneret til at tolerere gentagne fejl med de angivne specifikationer. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 22/84

Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser 782 Type Trefaset kortslutning Tofaset kortslutning med/uden jordberøring Enfaset kortslutning til jord Varighed af fejl Kortslutning i 150 ms Kortslutning i 150 ms efterfulgt af ny kortslutning 0,5 s til 3 s senere, også med en varighed på 150 ms Enfaset jordfejl i 150 ms efterfulgt af en ny enfaset jordfejl 0,5 s til 3 s senere, også med en varighed på 150 ms 783 Tabel 2 Fejltyper og varighed i det kollektive elforsyningsnet. 784 Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 23/84

Elkvalitet 785 786 787 788 789 790 791 792 793 794 795 796 797 798 799 800 801 802 803 804 805 806 807 808 809 810 811 812 813 814 815 816 817 818 819 820 821 822 823 824 825 826 827 828 829 830 831 832 833 834 835 836 4. Elkvalitet 4.1 Generelt Ved vurdering af et solcelleanlægs påvirkning af elkvalitet dokumenteres emission for følgende forstyrrelser i nettilslutningspunktet: Spændingsfluktuationer: o Flicker. Højfrekvente strømme og spændinger: o Harmoniske strømme eller spændinger o Interharmoniske strømme eller spændinger o Forstyrrelser 2-9 khz. Hver type forstyrrelse specificeres i det følgende: Datagrundlag for beregninger Grænseværdier for emission Metoder til verificering af at grænseværdier er overholdt. Termer og beregningsmetoder skal generelt være i overensstemmelse med alle krav i gældende internationale standarder [ref. 10], [ref. 11], [ref. 29], [ref. 30] og [ref. 31]. Elforsyningsvirksomheden har ansvaret for at fastsætte emissionsgrænser i nettilslutningspunktet. For anlæg kategori A og B fremgår emissionsgrænserne af denne forskrift. For anlæg af kategori C og D afhænger emissionsgrænserne af egenskaberne for det aktuelle elforsyningsnet. Elforsyningsvirksomheden skal aftale en tidsplan for fastlæggelse af emissionsgrænserne med ansøgere om nettilslutning. Anlægsejer skal som udgangspunkt sikre, at solcelleanlægget er designet, konstrueret og konfigureret på en sådan måde, at de specificerede emissionsgrænser overholdes, uden at der opstår behov for netforstærkninger. Under visse omstændigheder skal anlægsejer tilkøbe supplerende ydelser af elforsyningsvirksomheden med henblik på overholdelse af de specificerede grænseværdier. Anlægsejer skal validere, at emissionsgrænserne i nettilslutningspunktet er overholdt. 4.1.1 Datagrundlag Til vurdering af et solcelleanlægs påvirkning af elkvalitet anvendes data såvel for solcelleanlægget som for det kollektive elforsyningsnet. Anlægsejer skal anvende resultaterne fra typetesten for hver af de elproducerende enheder, som solcelleanlægget er sammensat af. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 24/84

Elkvalitet 837 838 839 840 841 842 843 844 845 846 847 848 849 850 851 852 853 854 855 856 857 858 859 860 861 862 863 864 865 866 867 868 869 870 871 872 873 874 875 876 877 878 879 880 881 882 883 884 885 886 887 888 889 Typetesten skal være udført i henhold til gældende internationale standarder eller i form af en verificeret emissionsmodel til bestemmelse af højfrekvente strømme. Anlægsejer skal således fremføre dokumentation for, at emissionsmodellen kan anvendes til bestemmelse af emission af højfrekvente forstyrrelser fra det samlede anlæg. Emissionsmodellen skal godkendes af den systemansvarlige virksomhed. Resultatet af eventuel typetest skal fremgå af typegodkendelsen. Ud over specifikke data for de enkelte typer af forstyrrelser anvendes generelt mærkeværdien af den tilsyneladende effekt S n for hver elproducerende enheder. For solcelleanlæg kategori B skal anlægsejer levere emissionsmodel for det samlede anlæg til bestemmelse af højfrekvente strømme op til 9 khz. Beregning af de højfrekvente strømme kan evt. beregnes som angivet i afsnit B3.3. For solcelleanlæg af kategori C og D skal anlægsejer levere emissionsmodel for det samlede anlæg til bestemmelse af højfrekvente strømme og spændinger op til 9 khz. Beregning af de højfrekvente strømme og spændinger kan evt. beregnes som angivet i afsnit B3.4 (den tilnærmede impedansmodel). Til beregninger af spændingsfluktuationer, jf. gældende internationale standarder, kan det kollektive elforsyningsnet beskrives ved den minimale kortslutningseffekt S k og den tilsvarende netimpedansvinkel ψ k, i nettilslutningspunktet. Elforsyningsvirksomheden oplyser data for det kollektive elforsyningsnet i nettilslutningspunktet. For tilslutning af solcelleanlæg kategori C og D skal elforsyningsvirksomheden desuden oplyse data for frekvensafhængigheden af impedansen i det kollektive elforsyningsnet til beregning af emission af højfrekvente spændinger i det relevante frekvensområde op til 9 khz. 4.1.2 Grænseværdier Det er elforsyningsvirksomhedens ansvar at oplyse grænseværdier for emission af de forskellige typer forstyrrelser fra solcelleanlægget i nettilslutningspunktet, så grænseværdierne for elkvalitet i det kollektive elforsyningsnet ikke overskrides. De grænseværdier, som er specificeret i denne forskrift, er fastsat med udgangspunkt i anbefalingerne i IEC 61000-3-6 [ref. 10] og IEC 61000-3-7 [ref. 11]. For solcelleanlæg kategori A og B anvendes de i denne forskrift specificerede grænseværdier for solcelleanlæggets emission af højfrekvente strømme i nettilslutningspunktet. For solcelleanlæg kategori C og D beregner elforsyningsvirksomheden grænseværdier for solcelleanlæggets emission af højfrekvente spændinger i nettilslutningspunktet. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 25/84

Elkvalitet 890 891 892 893 894 895 896 897 898 899 900 901 902 903 904 905 906 907 908 909 910 911 912 913 914 915 916 917 918 919 920 921 922 923 924 925 926 927 928 929 930 931 932 933 934 935 936 937 938 939 940 941 For solcelleanlæg kategori C og D med nettilslutningspunkt langt fra leveringspunktet kan elforsyningsvirksomheden normalt give tilladelse til højere emission i nettilslutningspunktet end de grænseværdier, som gælder i leveringspunktet. 0 indeholder eksempler på beregning af grænseværdier. 4.1.3 Verificering Det er anlægsejers ansvar ved beregning eller måling at verificere, at solcelleanlægget overholder de fastlagte emissionsgrænser i nettilslutningspunktet. Elforsyningsvirksomheden skal godkende anlægsejers verificering. Verificeringen skal som udgangspunkt udføres i henhold til de metoder, som specificeres til vurdering af elkvalitet i IEC 61000-3-6 [ref. 10] og IEC 61000-3- 7 [ref. 11] og IEC 61400-21 [ref. 38]. Består solcelleanlægget af flere elproducerende enheder, sker verificeringen ved hjælp af de metoder, som er angivet for de enkelte typer af forstyrrelser, til en summering af bidrag fra de elproducerende enheder, som indgår i solcelleanlægget. Alternativt kan anlægsejer anvende en emissionsmodel godkendt af den systemansvarlige virksomhed til verificeringen af overholdelse af emissionsgrænser for højfrekvente forstyrrelser. Emissionsmodellen skal være sammensat af model for de elproducerende enheder, opsamlingsnettet og anlægsejers data. Ved solcelleanlæg kategori C og D indgår desuden elforsyningsvirksomhedens data for det kollektive elforsyningsnet i nettilslutningspunktet for frekvensområdet op til 9 khz. 4.1.4 Asymmetri Ved normal drift eller ved fejl må den elproducerende enhed ikke have en asymmetri større end 16 A mellem faserne. Hvis anlægget består af flere enfasede enheder, skal der etableres nødvendig kommunikation, så ovennævnte grænse ikke overskrides. 4.1.5 DC indhold For alle anlægskategorier gælder, at DC-indhold i den leverede AC-strøm i nettilslutningspunktet (POC) for anlægget maksimalt må udgøre 0,5 % af nominel strøm, jf. IEC TS 61000-3-15, afsnit 7.5 [ref. 39] 4.2 Krav til solcelleanlæg kategori A Solcelleanlæg af kategori A, som tilsluttes lavspændingsnettet, anses for at overholde denne forskrift hvad angår hurtige spændingsændringer, flicker, harmoniske overtoner, interharmoniske overtoner og forstyrrelser over 2 khz hvis hver enkelt elproducerende enhed overholder følgende standarder: DS/EN 61000-3-2 [ref. 33], DS/EN 61000-3-3 [ref. 32], DS/EN 61000-3-11 [ref. 31] og DS/EN 61000-3-13 [ref. 30]. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 26/84

Elkvalitet 942 943 944 945 946 947 948 949 950 951 952 953 954 955 956 957 958 959 960 961 962 963 964 965 966 967 968 969 970 971 972 973 974 975 976 977 978 979 980 981 982 983 984 985 986 987 988 989 990 Overholdelse af kravene eftervises ved fremsendelse af den nødvendige dokumentation, som er beskrevet i afsnit B.1. 4.3 Krav til solcelleanlæg kategori B, C og D 4.3.1 Flicker Datagrundlag Flickeremissionen dokumenteres for kontinuert drift. For kontinuert drift anvendes data for flickerkoefficienten c f,i (ψ k, E a ), som fremgår af typetesten. Af typetesten fremgår c f,i (ψ k ) for ψ k = 30, 50, 70 og 85 grader. E a angiver den gennemsnitlige årlige solindstråling på den pågældende placering for den elproducerende enhed. Grænseværdier Solcelleanlæggets flickerbidrag skal overholde følgende krav i nettilslutningspunktet. Krav til flicker gælder for alle elproducerende enheder med samme leveringspunkt. 4.3.1.1 Solcelleanlæg kategori B Hvis den tilsluttede mærkeeffekt er mindre end 0,4 % af S k, kan solcelleanlæg- get tilsluttes uden yderligere undersøgelse. Ellers gælder grænseværdierne i nedenstående tabel for emissionen fra det enkelte solcelleanlæg. Spændingsniveau (AC) P st P lt U n 1 kv 0,35/0,45/0,55* 0,25/0,30/0,4* U n > 1 kv 0,30 0,20 *) Grænseværdierne gælder, hvis der allerede er tilsluttet hhv. 4/2/1 produktionsanlæg under samme transformerstation. Tabel 3 Grænseværdier for korttidsflicker P st og langtidsflicker P lt. 4.3.1.2 Solcelleanlæg kategori C og D Elforsyningsvirksomheden fastlægger emissionsgrænser for flicker i nettilslut- ningspunktet, således at det maksimale tilladte flickerniveau G lt og G st på samme spændingsniveau og under samme transformerstation ikke overskrides. 4.3.2 Verificering Det verificeres, at flickeremissionen fra kontinuert drift af solcelleanlægget er under grænseværdien for nettilslutningspunktet. 4.3.2.1 Kontinuert drift Flickerkoefficienten bestemmes for det kollektive elforsyningsnet i nettilslutningspunktet og den aktuelle placering af solcelleanlægget ved simpel interpolation imellem værdierne for ψ k og E a, som er givet i typegodkendelsen. Flickeremissionen for hver enkelt elproducerende enhedberegnes som: Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 27/84

Elkvalitet 991 992 993 994 995 996 997 998 999 1000 1001 1002 1003 1004 1005 1006 1007 1008 1009 1010 1011 1012 1013 1014 1015 1016 1017 1018 1019 1020 1021 1022 1023 1024 P ( E ) S n, i st, i = ci ψ k, a, i ; hvori i angiver den elproducerende enhed. Sk Derefter beregnes emissionen fra hele solcelleanlægget som: P st = P lt = 3 ( Pst, i ) Det kontrolleres, at de beregnede værdier er under grænseværdierne. 4.4 Harmoniske bidrag 4.4.1 Datagrundlag Af typetesten fremgår målte middelværdier for 2.- 40. harmoniske bidrag for 11 niveauer af produceret effekt fra 0 % til 100 % af mærkeeffekten P n,i og en effektfaktor på 1. De målte middelværdier er angivet i % af mærkestrømmen. 4.4.2 Grænseværdier Solcelleanlægget må ikke emittere harmoniske bidrag, der overskrider grænseværdierne angivet i dette afsnit. For solcelleanlæg, der tilsluttes elektrisk set langt fra andre forbrugere, kan emissionsgrænserne dog modificeres til værdier højere end de normale emissionsgrænser. Ud over grænseværdier for individuelle harmoniske overtoner anvendes grænseværdier for Total Harmonic Distortion (THD) og Partially Weighted Harmonic Distortion (PWHD). For strømharmoniske I h er THD I og PWHD I bestemt som: h = 40 2 I = I h h= 2 THD og = PWHD = h= i 3 h 40 2 I h I h 14 Tilsvarende formler gælder for THD U og PWHD U af spændingsharmoniske U h. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 28/84

Elkvalitet 1025 1026 1027 1028 1029 1030 1031 1032 1033 1034 1035 1036 1037 1038 1039 1040 1041 1042 1043 1044 1045 1046 1047 1048 1049 1050 1051 1052 4.4.2.1 Solcelleanlæg kategori B Grænseværdierne for emission af harmoniske strømme for forskellige ordener h fremgår af nedenstående tabel. Spændingsniveau (AC) U n 1 kv U n > 1 kv Rsce *) Dog ikke mindre end 0,1 %. Ulige harmonisk orden h (ikke multiplum af 3) 5 7 11 13 17 h 39 Lige harmonisk orden h 2 4 8 h <25 3,6 2,5 1,0 0,7 - - - - <33 3,9 2,8 1,6 1,1 - - - - <66 5,2 3,5 2,6 1,6 - - - - <120 7,0 4,6 3,6 2,1 - - - - <250 11,4 7,7 6,2 3,7 - - - - 350 14,7 9,6 7,8 5,3 - - - - - 4,0 4,0 2,0 2,0 Tabel 4 Grænseværdier for harmonisk strøm I h /I n (%). 400 2 h 40 * 0,8 0,2 0,1 Grænseværdierne for emission af samlet harmonisk strømforvrængning fremgår af nedenstående tabel. Spændingsniveau (AC) U n 1 kv Rsce THD I PWHD I <25 4,5 7,9 <33 4,9 8,4 <66 6,0 10,0 <120 8,3 11,2 <250 13,9 15,2 350 18,0 18,4 Tabel 5 Grænseværdier for samlet harmonisk strømforvrængning (%). 4.4.2.2 Solcelleanlæg kategori C og D Elforsyningsvirksomheden fastlægger emissionsgrænser for harmoniske spæn- dinger i nettilslutningspunktet. Emissionsgrænserne skal sikre, at det samlede tilladte støjniveau for de enkelte harmoniske spændinger samt THD U ikke overskrides i nettilslutningspunktet. 4.4.3 Verificering 4.4.3.1 Solcelleanlæg kategori B Det verificeres, at grænseværdierne overholdes ved alle niveauer af produceret effekt. Derfor anvendes værdien fra det niveau af produceret effekt, hvor den individuelle harmoniske strøm er størst, til verificering af overensstemmelse med græn- seværdierne for harmonisk strøm af de individuelle harmoniske strømme h. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 29/84

Elkvalitet 1053 1054 1055 1056 1057 1058 1059 1060 1061 1062 1063 1064 1065 1066 1067 1068 1069 1070 1071 1072 1073 1074 1075 1076 1077 1078 1079 1080 1081 1082 1083 1084 1085 1086 1087 1088 1089 1090 1091 1092 1093 1094 1095 1096 1097 1098 Tilsvarende anvendes værdier fra det niveau af produceret effekt, som samlet giver størst værdi af henholdsvis THD og PWHD, til verificering af overensstemmelse med grænseværdierne for THD og PWHD. For solcelleanlæg bestående af flere elproducerende enheder skal bidragene fra de enkelte enheder summeres op i henhold til den generelle summationslov, jf. IEC 61000-3-6 [ref. 10] og IEC 61000-3-11 [ref. 31]. = α I h α I h, i i Værdier for eksponenten α er vist i nedenstående tabel. Harmonisk orden α (alfa) h < 5 1 5 h 10 1,4 h > 10 2 Tabel 6 Værdier for eksponenten α. Regneeksempler findes i 0. Alternativt anvendes den godkendte emissionsmodel til verificering af, at grænseværdierne er overholdt. 4.4.3.2 Solcelleanlæg kategori C og D Verificeringen skal som udgangspunkt udføres i henhold til de metoder, som specificeres til vurdering af elkvalitet i IEC 61000-3-11 [ref. 31]. Består solcelleanlægget af flere vekselrettere, summeres af bidrag fra de vekselrettere, som indgår i solcelleanlægget. Alternativt kan anlægsejer anvende en emissionsmodel godkendt af den systemansvarlige virksomhed til verificeringen af overholdelse af emissionsgrænser for højfrekvente forstyrrelser. Emissionsmodellen skal være sammensat af model for de elproducerende enheder, opsamlingsnettet, anlægsejers tilslutningsdata samt elforsyningsvirksomhedens data for det kollektive elforsyningsnet i nettilslutningspunktet for frekvensområdet op til 9 khz. Hvis andet ikke oplyses af netvirksomheden, anvendes den i afsnit B3.4 tilnærmede model for netimpedansens frekvensafhængighed. Metode til bestemmelse af emissionsgrænser er bekrevet i afsnit B3.3. 4.5 Interharmoniske bidrag 4.5.1 Datagrundlag Af typetesten fremgår målte middelværdier for interharmoniske bidrag fra 75 Hz til 1975 Hz for 11 niveauer af produceret effekt fra 0 % til 100 % af mærkeeffekten P n,i og en effektfaktor på 1. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 30/84

Elkvalitet 1099 1100 1101 1102 1103 1104 1105 1106 1107 1108 1109 1110 1111 1112 1113 1114 1115 1116 1117 1118 1119 1120 1121 1122 1123 1124 1125 1126 1127 1128 De målte middelværdier er angivet i % af mærkestrømmen. 4.5.2 Grænseværdier Solcelleanlægget må ikke emittere interharmoniske bidrag, der overskrider grænseværdierne specificeret i dette afsnit. 4.5.2.1 Solcelleanlæg kategori B Grænseværdierne for emission af interharmoniske strømme fremgår af nedenstående tabel, der har udgangspunkt i RA557 [ref. 22] samt skalering efter EN 61000-3-12 [ref. 27]. Spændingsniveau U n 1kV (AC) R sce Frekvens (Hz) 75 Hz 125 Hz <25 0,4 0,6 <33 0,5 0,7 <66 0,6 0,8 <120 0,7 1,1 <250 1,2 1,8 350 1,5 2,3 U n > 1kV - 0,44 0,66 *) Dog ikke mindre end 0,1 %. >175 Hz 75 f *) 83 f *) 104 f *) 139 f *) 230 f *) 289 f *) 83 f *) Tabel 7 Grænseværdier for emission af interharmoniske strømme. 4.5.2.2 Solcelleanlæg kategori C og D Elforsyningsvirksomheden fastlægger emissionsgrænser for interharmoniske spændinger fra solcelleanlægget i nettilslutningspunktet. Emissionsgrænserne skal sikre, at elforsyningsvirksomhedens planlægningsgrænser for de enkelte interharmoniske spændinger ikke overskrides i nettil- slutningspunktet. 4.5.3 Verificering 4.5.3.1 Solcelleanlæg kategori B Det verificeres, at solcelleanlægget overholder grænseværdierne for emission af interharmoniske strømme på samme måde som for emission af harmoniske strømme. Dog benyttes eksponenten α=3. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 31/84

Elkvalitet 1129 1130 1131 1132 1133 1134 1135 1136 1137 1138 1139 1140 1141 1142 1143 1144 1145 1146 1147 1148 1149 1150 1151 1152 1153 1154 1155 1156 1157 1158 1159 1160 1161 1162 4.5.3.2 Solcelleanlæg kategori C og D Det verificeres, at solcelleanlægget overholder grænseværdierne for emission af interharmoniske spændinger på samme måde som for emission af harmoniske strømme. Dog benyttes eksponenten α=3. 4.6 Forstyrrelser 2-9 khz 4.6.1 Datagrundlag Af typetesten fremgår målte middelværdier for frekvenskomponenter af strømmen i grupper med 200 Hz bredde fra 2,1 khz til 8,9 khz for 11 niveauer af produceret effekt fra 0 % til 100 % af mærkeeffekten P n,i og en effektfaktor på 1. De målte middelværdier er angivet i % af mærkestrømmen. 4.6.2 Grænseværdier 4.6.2.1 Solcelleanlæg kategori B Emission af strømme med frekvenser over 2 khz må ikke overskride 0,2 % af mærkestrømmen i nogen af de målte frekvensgrupper. 4.6.2.2 Solcelleanlæg kategori C og D Elforsyningsvirksomheden fastlægger emissionsgrænser for spændinger fra solcelleanlægget i nettilslutningspunktet. Emissionsgrænserne skal sikre, at elforsyningsvirksomhedens planlægningsgrænser for den enkelte frekvensgruppe ikke overskrides i nettilslutningspunktet. 4.6.3 Verificering Det verificeres, at solcelleanlægget overholder grænseværdierne for emission af frekvenser 2-9 khz på samme måde som for emission af interharmoniske spændinger og strømme. Dog benyttes eksponenten α=3. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 32/84

Styring og regulering 1163 1164 1165 1166 1167 1168 1169 1170 1171 1172 1173 1174 1175 1176 1177 1178 1179 1180 1181 1182 1183 1184 5. Styring og regulering 5.1 Generelle krav Alle reguleringsfunktioner i efterfølgende afsnit er med reference i nettilslutningspunktet. Alle reguleringsfunktionerne skal kunne aktiveres/deaktiveres og indstilles med eksterne signaler, som angivet i afsnit 7 og tilhørende Bilag 4. De aktuelle indstillinger aftales med elforsyningsvirksomheden, inden solcelleanlægget kan tilsluttes det kollektive elforsyningsnet. Angivelser af fortegn på alle figurer følger generatorkonventionen. De krævede MW- og MVAr-ydelser reduceres pro rata i forhold til antal elproducerende enheder, som er i drift i solcelleanlægget. I nedenstående tabel er angivet krav til minimum funktionalitet for de respektive størrelser af solcelleanlæg. I Bilag 4 er angivet krævede aktiveringssignaler og relaterede parametre. 1185 1186 1187 1188 1189 1190 1191 1192 1193 1194 1195 1196 Reguleringsfunktion Kategori A B C D Frekvensrespons (5.2.1) X X X X Frekvensregulering (5.2.2) * - - X X Absolut effektbegrænser (5.2.3.1) - - X X Delta effektbegrænser (5.2.3.2) - - - X Effektgradientbegrænser (5.2.3.3) - - X X Q-regulering (5.3.1)* X X X X Effektfaktorregulering (5.3.2)* X X X X Automatisk effektfaktorregulering (5.3.3) * X X - - Spændingsregulering (5.3.4) * - - X X Systemværn (5.4) - - X X Tallet i parentes i de enkelte rækker angiver afsnittet, hvor funktionen er beskrevet. *) Et anlæg må ikke udføre frekvensregulering, Q-regulering, effektfaktorregulering, automatisk effektfaktorregulering eller spændingsregulering uden særlig aftale med elforsyningsvirksomheden. Tabel 8 Styrings- og reguleringsfunktioner for et solcelleanlæg. Solcelleanlæg skal have de specificerede reguleringsfunktioner, som fremgår af Tabel 8. De forskellige reguleringsfunktioner skal sikre den overordnede styring, regule- ring og overvågning af solcelleanlæggets produktion. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 33/84

Styring og regulering 1197 1198 1199 1200 1201 De forskellige reguleringsfunktioner kan være implementeret i den enkelte elproducerende enhed eller være samlet i én anlægsregulator eller en kombination deraf, forudsat at der kun er en grænseflade for kommunikation, som vist i Figur 7. Ekstern kommunikation Solcelleanlæg SCADA system Reguleringsfunktioner Solcelle enhed #1 Solcelle enhed #5 Solcelle enhed #6 Solcelle enhed #2 Solcelle enhed #3 Solcelle enhed #4 1202 1203 Figur 7 Skitse for en anlægsregulator. 1204 1205 1206 1207 1208 1209 1210 1211 1212 1213 1214 1215 1216 1217 1218 1219 1220 1221 1222 1223 1224 1225 1226 Alle ændringer af setpunkter skal registreres sammen med identifikation af ordreudsteder. Alle ændringer af setpunkter eller ordre om ændring i produktionen skal være tidsstemplet med en nøjagtighed og en præcision på maksimalt 10 ms og med reference til UTC. Angivelse af setpunkter for aktiv effekt skal kunne gøres med en opløsning på mindst 0,1 kw. 5.2 Reguleringsfunktioner for aktiv effekt Et solcelleanlæg skal være udstyret med reguleringsfunktioner for aktiv effekt, som kan regulere den leverede aktive effekt fra et solcelleanlæg i nettilslutningspunktet via aktiveringsordrer, der indeholder setpunkter. De aktuelle indstillinger af parametre for aktiverede reguleringsfunktioner for aktiv effekt fastlægges af elforsyningsvirksomheden i samarbejde med den systemansvarlige virksomhed inden idriftsættelsen. Ud over de generelle krav angivet i afsnit 5.1 skal reguleringsfunktioner for aktiv effekt overholde kravene i efterfølgende afsnit. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 34/84

Styring og regulering 1227 1228 1229 1230 1231 1232 1233 1234 1235 1236 1237 1238 1239 1240 1241 1242 1243 5.2.1 Frekvensrespons Ved frekvensafvigelser i det kollektive elforsyningsnet skal solcelleanlægget bidrage til netstabiliteten ved automatisk nedregulering af den aktive effekt ved netfrekvenser over 50,00 Hz. Dette benævnes frekvensrespons. Nøjagtighed for måling af netfrekvensen skal være ± 10 mhz eller bedre. Frekvensreguleringsfunktionen skal kunne indstilles for alle frekvenspunkterne angivet i figur 8, og frekvenserne f min, f max samt f 1 skal kunne indstilles til enhver værdi i området 47,00 Hz til 52,00 Hz med en nøjagtighed på 10 mhz. Statikken for regulering af aktiv effekt over f 1 er illustreret i figur 8 og angivet i signallisten i Bilag 4. Statik er i denne sammenhæng ændringen i aktiv effekt som funktion af netfrekvensen. Statikken angives i procent af nominel effekt for anlægget. Aktiv effekt P aktuel Statik 1 f max f min 0 1244 1245 47.00 48.00 49.00 50.00 51.00 52.00 f 1 Frekvens [Hz] 1246 Figur 8 Frekvensrespons for et solcelleanlæg. 1247 1248 1249 1250 1251 1252 1253 1254 1255 1256 1257 1258 1259 1260 5.2.2 Frekvensregulering Ved frekvensafvigelser i det kollektive elforsyningsnet skal solcelleanlægget kunne bidrage med frekvensregulering for at stabilisere netfrekvensen (50,00 Hz). Frekvensreguleringsfunktionen har til formål at regulere den aktive effekt ved netfrekvenser større end f 1, som illustreret i Figur 9. Nøjagtighed for måling af netfrekvensen skal være ± 10 mhz eller bedre. Frekvensreguleringsfunktionen skal kunne indstilles for alle frekvenspunkterne angivet i Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 35/84

Styring og regulering 1261 1262 1263 1264 1265 1266 1267 1268 1269 1270 1271 1272 1273 1274 1275 1276 1277 1278 1279 1280 1281 1282 1283 Figur 9, og frekvenserne f min, f max samt f 1 til f 7 skal kunne indstilles til enhver værdi i området 47,00 Hz til 52,00 Hz med en nøjagtighed på 10 mhz. Frekvenspunkterne f 1 til f 4 har til formål at kunne danne forskellige frekvensresponskurver iht. kravene om levering af systemtjenesten kritisk effektfrekvens. Statikken for regulering imellem de forskellige frekvenspunkter er illustreret i Figur 9 og angivet i signallisten i Bilag 4. Statik er i denne sammenhæng ændringen i aktiv effekt som funktion af netfrekvensen. Statikken angives i procent af nominel effekt for anlægget. Ved netfrekvenser over f 5 må opregulering af solcelleanlægget først påbegyndes, når netfrekvensen er reduceret til under f 7. P Delta er den effekt, den tilgængelige aktive effekt bliver reduceret med for eventuelt at kunne yde frekvensstabilisering (opregulering) ved faldende netfrekvens. På Figur 9 er illustreret forskellige parametre og grænser for frekvensreguleringsfunktionen. Aktiv effekt Regulerbånd P aktuel Dødbånd P Delta Statik 1 Statik 2 Statik 3 f max Statik 4 f min f 7 0 1284 1285 47,00 48,00 49,00 50,00 51,00 52,00 f 1 f 2 f 3 f 4 f 5 f 6 Frekvens [Hz] 1286 Figur 9 Frekvensreguleringskurve for et solcelleanlæg. 1287 1288 1289 1290 1291 1292 Frekvensreguleringsfunktionen skal kunne aktiveres i intervallet fra f min til f max. Regulering efter et nyt parametersæt for frekvensreguleringen skal være muligt senest 10 sekunder fra modtagelse af ordre om parameterændring. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 36/84

Styring og regulering 1293 1294 1295 1296 1297 1298 1299 1300 1301 1302 1303 1304 1305 1306 1307 1308 1309 1310 1311 1312 1313 1314 1315 1316 1317 1318 1319 1320 1321 1322 1323 1324 1325 1326 1327 1328 1329 1330 1331 1332 1333 1334 1335 1336 1337 1338 1339 1340 1341 1342 1343 1344 1345 5.2.3 Begrænsningsfunktioner Et solcelleanlæg skal være udstyret med begrænsningsfunktioner, som er supplerende reguleringsfunktioner for regulering af aktiv effekt. Begrænsningsfunktionerne anvendes til at undgå ustabilitet eller overbelastning i det kollektive elforsyningsnet i forbindelse med koblinger i det kollektive elforsyningsnet, ved fejlsituationer eller lignende. De krævede begrænsningsfunktioner er specificeret i efterfølgende afsnit. 5.2.3.1 Absolut effektbegrænser Absolut effektbegrænser bruges til at begrænse den aktive effekt fra et solcelleanlæg til en setpunktsbestemt maksimal effektgrænse i nettilslutningspunktet. Absolut effektbegrænser bruges typisk til at beskytte det kollektive elforsyningsnet mod overbelastning i kritiske situationer. Regulering til et nyt setpunkt for absolut effektbegrænser skal påbegyndes inden for 2 sekunder og skal være fuldført inden for 30 sekunder fra modtagelse af ordre om setpunktsændring. Nøjagtigheden af den fuldførte regulering, inkl. nøjagtighed på setpunktet, må maksimalt afvige ±2 % af setpunktsværdien eller ±0,5 % af mærkeeffekten afhængigt af, hvilken der giver den største tolerance. 5.2.3.2 Delta effektbegrænser (rullende reserve) Delta effektbegrænser bruges til at begrænse den aktive effekt fra et solcelleanlæg til en ønsket konstant værdi i forhold til mulig aktiv effekt. Delta effektbegrænser bruges typisk til at opnå en reguleringsreserve til opreguleringsformål i forbindelse med levering af en systemydelse (frekvensregulering). Regulering til et nyt setpunkt for delta effektbegrænser skal påbegyndes inden for 2 sekunder og skal være fuldført inden for 30 sekunder fra modtagelse af ordre om setpunktsændring. Nøjagtigheden af den fuldførte regulering, inkl. nøjagtighed på setpunktet, må maksimalt afvige ±2 % af setpunktsværdien eller ±0,5 % af mærkeeffekten afhængigt af, hvilken der giver den største tolerance. 5.2.3.3 Effektgradientbegrænser Effektgradientbegrænser bruges til at begrænse den maksimale hastighed, som den aktive effekt kan ændres med ved ændringer i effekten eller ved ændringer i setpunkter for et solcelleanlæg. Effektgradientbegrænser bruges typisk af systemdriftsmæssige årsager, så ændringerne i aktiv effekt ikke giver stabilitetsmæssige problemer i det kollektive elforsyningsnet. Regulering til et nyt setpunkt for effektgradientproduktionsbegrænser skal påbegyndes inden for 2 sekunder og skal være fuldført inden for 30 sekunder fra modtagelse af ordre om setpunktsændring. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 37/84

Styring og regulering 1346 1347 1348 1349 1350 1351 1352 1353 Nøjagtigheden af den fuldførte regulering, inkl. nøjagtighed på setpunktet, må maksimalt afvige ±2 % af setpunktsværdien eller ±0,5 % af mærkeeffekten afhængigt af, hvilken der giver den største tolerance. I Figur 10 er vist en oversigt dækkende begrænsningsfunktioner for aktiv effekt. Aktiv effekt Mulig aktiv effekt Absolut begrænser aktiveres Absolut begrænser deaktiveret Delta begrænser aktiveres Rullende reserve Gradient begrænser for nedregulering aktiveres Delta begrænser deaktiveres & gradient begrænser for opregulering aktiveres Tid 1354 1355 1356 1357 1358 1359 1360 1361 1362 1363 1364 1365 1366 1367 1368 1369 1370 1371 1372 1373 1374 1375 1376 1377 1378 1379 1380 Figur 10 Skitse af begrænsningsfunktioner for aktiv effekt. 5.3 Reguleringsfunktioner for reaktiv effekt og spænding Et solcelleanlæg skal være udstyret med reguleringsfunktioner for reaktiv effekt og spænding, som kan regulere den reaktive effekt fra et solcelleanlæg i nettilslutningspunktet, og med en reguleringsfunktion, som regulerer spændingen i spændingsreferencepunktet via aktiveringsordrer, der indeholder setpunkter for de specificerede parametre. Reguleringsfunktionerne for levering af en bestemt reaktiv effekt, effektfaktor og spændingsregulering udelukker gensidigt hinanden, så det kun er en af de tre funktioner, der kan aktiveres ad gangen. De aktuelle indstillinger af parametre for reguleringsfunktioner for reaktiv effekt og spænding fastlægges af elforsyningsvirksomheden i samarbejde med den systemansvarlige virksomhed inden idriftsættelsen. Ud over de generelle krav angivet i afsnit 5.1 så skal reguleringsfunktioner for reaktiv effekt og spænding overholde kravene i efterfølgende afsnit. 5.3.1 Q-regulering Q-regulering er en reguleringsfunktion, der regulerer den reaktive effekt uafhængigt af den aktive effekt i nettilslutningspunktet. Denne reguleringsfunktion er skitseret på Figur 11 som en vandret linje. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 38/84

Styring og regulering Reaktiv effekt Q [VAr] Kvadrant 1 PF fortegn positiv Overexiteret Capacitiv Lagging Q-eksport Arbejdspunkt Driftsgrænser for reaktiv effekt Konstant reaktiv effekt Aktiv effekt P [W] Kvadrant 4 PF fortegn negativ Underexiteret Induktiv Leading Q-import 1381 1382 1383 1384 1385 1386 1387 1388 1389 1390 1391 1392 1393 1394 1395 1396 1397 1398 1399 1400 Figur 11 Reguleringsfunktioner for reaktiv effekt for et solcelleanlæg. Regulering til et nyt setpunkt for Q skal påbegyndes inden for 2 sekunder og skal være fuldført inden for 30 sekunder fra modtagelse af ordre om setpunktsændring. Nøjagtigheden af den fuldførte regulering, inkl. nøjagtighed på setpunktet, må maksimalt afvige ±2 % af setpunktsværdien eller ±0,5 % af mærkeeffekten afhængigt af, hvilken der giver den største tolerance. Solcelleanlægget skal kunne modtage et setpunkt for Q med en nøjagtighed på 0,1 kvar. 5.3.2 Effektfaktorregulering Effektfaktorregulering er en reguleringsfunktion, der regulerer den reaktive effekt proportionalt (bestemt af PF) med den aktive effekt i nettilslutningspunktet, som er vist med en linje med en konstant PF værdi på Figur 12. Hældningen på linjen betegnes som effektfaktoren. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 39/84

Styring og regulering Reaktiv effekt Q [VAr] Kvadrant 1 PF fortegn positiv Overexiteret Capacitiv Lagging Q-eksport Arbejdspunkt Effektfaktor regulering - konstant PF Aktiv effekt P [W] Kvadrant 4 PF fortegn negativ Underexiteret Induktiv Leading Q-import 1401 1402 1403 1404 1405 1406 1407 1408 1409 1410 1411 1412 1413 1414 1415 1416 1417 1418 1419 1420 Figur 12 Effektfaktorregulering (PF) for et solcelleanlæg. Solcelleanlægget skal kunne modtage et setpunkt for effektfaktoren med en nøjagtighed på 0,01. Regulering til et nyt setpunkt for effektfaktor skal påbegyndes inden for 2 sekunder og skal være fuldført inden for 30 sekunder fra modtagelse af ordre om setpunktsændring. Nøjagtigheden af den fuldførte regulering, inkl. nøjagtighed på setpunktet, må maksimalt afvige ±2 % af setpunktsværdien eller ±0,5 % af mærkeeffekten afhængigt af, hvilken der giver den største tolerance. 5.3.3 Automatisk effektfaktorregulering Automatisk effektfaktorregulering er en funktion, der automatisk aktiverer/deaktiverer effektfaktorreguleringen ved veldefinerede spændingsniveauer i spændingsreferencepunktet. Princippet i den automatiske effektfaktorregulering er illustreret i Figur 13. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 40/84

Styring og regulering Effektfaktor (PF) + 0,9 Kvadrant 1 PF fortegn positiv Overexiteret Capacitiv Lagging Q-eksport 1,0 Kvadrant 4 PF fortegn negativ Underexiteret Induktiv Leading Q-import Effektfaktor regulerings karakteritisk 0,5 Reguleringsgrænse for anlægget 1 P/P M - 0,9 1421 1422 1423 1424 1425 1426 1427 1428 1429 1430 1431 1432 1433 1434 1435 1436 1437 1438 1439 1440 1441 1442 1443 1444 1445 1446 1447 1448 1449 1450 1451 1452 1453 1454 1455 1456 Figur 13 Automatisk effektfaktorregulering (PF) for et solcelleanlæg [ref. 18] Standardindstillingen for PF(P) er givet ved følgende tre støttepunkter med lineær interpolation imellem dem: A: P = 20 %, PF = 1,00 B: P = 50 %, PF = 1,00 C: P = 100 %, PF = 0,90, underexiteret. Aktiveringsniveau for funktionen er normalt 105 % af nominel spænding, og deaktiveringsniveauet er normalt 100 % af nominel spænding. Aktiverings-/deaktiveringsniveau skal være regulerbare via setpunkter. Funktionen skal som udgangspunkt være deaktiveret og kun aktiveres efter aftale med elforsyningsvirksomheden. 5.3.4 Spændingsregulering Spændingsregulering er en reguleringsfunktion, der stabiliserer spændingen i spændingsreferencepunktet. Spændingsreguleringen skal have et indstillingsområde inden for minimal til maksimal spænding, som angivet i Tabel 1, med en nøjagtighed på 0,5 %. Regulering til et nyt setpunkt for spændingen skal påbegyndes inden for 2 sekunder og skal være fuldført inden for 10 sekunder fra modtagelse af ordre om setpunktsændring. Nøjagtigheden af den fuldførte regulering, inkl. nøjagtighed på setpunktet, må maksimalt afvige ±2 % af setpunktsværdien eller ±0,5 % af mærkeeffekten afhængigt af, hvilken der giver den største tolerance. Det enkelte solcelleanlæg skal regulere inden for anlæggets dynamikområde og spændingsgrænse med den konfigurerede statik. En skitse over konceptet i en spændingsregulering er vist på figur 14. Referencepunkt for spændingsregulering er spændingsreferencepunktet. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 41/84

Styring og regulering 1457 1458 1459 1460 1461 1462 1463 1464 Når spændingsreguleringen har nået solcelleanlæggets dynamiske designgræn- ser, så skal reguleringsfunktionen afvente eventuel overordnet regulering fra viklingskobler eller andre spændingsreguleringsfunktioner. Den overordnede koordinering af spændingen varetages af elforsyningsvirksomheden i samarbejde med den systemansvarlige virksomhed. Reaktiv effekt Q [VAr] Kvadrant 1 PF fortegn positiv Overexiteret Capacitiv Lagging Q-eksport Q max Statik Spænding [V] Arbejdspunkt Q min U min U max Kvadrant 4 PF fortegn negativ Underexiteret Induktiv Leading Q-import 1465 1466 1467 1468 1469 1470 1471 1472 1473 1474 1475 1476 1477 1478 1479 1480 1481 1482 1483 1484 1485 Figur 14 Spændingsregulering for et solcelleanlæg. 5.4 Systemværn Et solcelleanlæg skal være udstyret med et systemværn, som er en reguleringsfunktion, der på baggrund af en nedreguleringsordre meget hurtigt skal kunne regulere den aktive effekt leveret fra et solcelleanlæg til et eller flere foruddefinerede setpunkter. Setpunkterne fastlægges af elforsyningsvirksomheden ved idriftsættelsen. Solcelleanlægget skal have mulighed for minimum fem forskellige konfigurerbare reguleringstrin. Som standardværdier anbefales følgende reguleringstrin: 1. Til 70 % af mærkeeffekt 2. Til 50 % af mærkeeffekt 3. Til 40 % af mærkeeffekt 4. Til 10 % af mærkeeffekt 5. Til 0 % af mærkeeffekt, dvs. anlægget er stoppet, men ikke afkoblet fra nettet. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 42/84

Styring og regulering 1486 1487 1488 1489 1490 1491 1492 1493 1494 1495 1496 1497 1498 1499 1500 1501 1502 1503 1504 1505 1506 1507 1508 1509 1510 1511 Reguleringen skal påbegyndes inden for 1 sekund og skal være fuldført inden for 10 sekunder fra modtagelse af ordre om ned-/opregulering. Nøjagtigheden af den fuldførte regulering, inkl. nøjagtighed på setpunktet, må maksimalt afvige ±2 % af setpunktsværdien eller ±0,5 % af mærkeeffekten afhængigt af, hvilken der giver den største tolerance. 5.5 Prioritering af reguleringsfunktioner De enkelte reguleringsfunktioner i et solcelleanlæg skal have en indbyrdes prioritering. Reguleringsfunktion med prioritet 1 har præference foran prioritet 2 osv. Den anbefalede prioritering er følgende: 1. Beskyttelsesfunktioner, jf. afsnit 6 2. Systemværn, jf. afsnit 5.4 3. Frekvensregulering, jf. afsnit 5.2.2 4. Begrænsningsfunktioner, jf. afsnit 5.2.3. 5.6 Krav til regulering af aktiv effekt Solcelleanlæg skal som minimum have de specificerede reguleringsfunktioner, som fremgår af Tabel 9. Tabellen viser minimumskrav opdelt ud fra den samlede mærkeeffekt i nettilslutningspunktet. 1512 1513 1514 1515 1516 1517 1518 1519 1520 1521 1522 1523 1524 1525 1526 Kategori A B C D Reguleringsfunktion Frekvensrespons (5.2.1) X X X X Frekvensregulering (5.2.2) * - - X X Absolut effektbegrænser (5.2.3.1) - - X X Delta effektbegrænser (5.2.3.2) - - - X Effektgradientbegrænser (5.2.3.3) - - X X Systemværn (5.4) - - X X Tallet i parentes i de enkelte rækker angiver afsnittet, hvor funktionen er beskrevet. *) Et solcelleanlæg må ikke udføre frekvensregulering uden særlig aftale med elforsyningsvirksomheden. Tabel 9 Styrings- og reguleringsfunktioner for aktiv effekt. 5.6.1 Solcelleanlæg kategori A Ud over de generelle krav i afsnit 5.1 og krav til normal produktion i afsnit 3.2 skal solcelleanlægget være forberedt til at modtage et eksternt stopsignal. Det eksterne signal forventes at være et NC-signal eller via kommandoer i henhold til specifikationerne angivet i afsnit 7. Når stopsignalet ikke er aktivt, kan anlægget starte produktion, når betingelserne for normale driftsforhold, angivet i afsnit 3.2, er opfyldt. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 43/84

Styring og regulering 1527 1528 1529 1530 1531 1532 1533 1534 1535 1536 1537 1538 1539 1540 1541 1542 1543 1544 1545 1546 1547 1548 1549 1550 1551 1552 1553 1554 1555 1556 1557 1558 1559 1560 1561 1562 1563 1564 1565 1566 1567 Kravet anses for værende opfyldt, hvis den normale stopkreds kan kontrolleres med det eksterne stopsignal via en klemrække. 5.6.2 Solcelleanlæg kategori B Ud over de generelle krav i afsnit 5.1 og krav til normal produktion i afsnit 3.2 skal solcelleanlægget have reguleringsfunktioner, som specificeret i afsnit 5. Et solcelleanlæg af kategori B skal være forberedt til at modtage et eksternt signal for "Stop" af produktion og et eksternt signal "Frigivet til start", som tillader opstart af produktion, når betingelserne for normale driftsforhold, angivet i afsnit 3.2, er opfyldt. Signalerne skal være tilgængelige via en klemrække eller via kommandoer i henhold til specifikationerne angivet i afsnit 7. 5.6.3 Solcelleanlæg kategori C og D Ud over de generelle krav i afsnit 5.1 og krav til normal produktion i afsnit 3.2 skal solcelleanlægget have reguleringsfunktioner, som specificeret i afsnit 5. Et solcelleanlæg af kategori C og D skal være forberedt til at modtage et eksternt signal for "Stop" af produktion og et eksternt signal "Frigivet til start", som tillader opstart af produktion, når betingelserne for normale driftsforhold, angivet i afsnit 3.2, er opfyldt. Signalerne skal være tilgængelige via kommandoer i henhold til specifikationerne angivet i afsnit 7. 5.7 Krav til regulering af reaktiv effekt Et solcelleanlæg skal som minimum have de specificerede reaktive effektreguleringsfunktioner, som fremgår af Tabel 10. Solcelleanlægget skal være designet således, at arbejdspunktet til enhver tid kan beordres til at kunne befinde sig inden for det skraverede område vist i de relevante figurer for de forskellige anlægskategorier. Alle anlæg skal som minimum ligge i effektfaktorintervallet 0,90 < effektfaktor < 1,00 ved produktion større end 20 % af mærkeeffekten. Tabellen viser minimumskrav opdelt ud fra den samlede mærkeeffekt i nettilslutningspunktet. Kategori A B C D Reguleringsfunktion Q-regulering (5.3.1)* X X X X Effektfaktorregulering (5.3.2)* X X X X Automatisk effektfaktorregulering (5.3.3) * X X - - Spændingsregulering (5.3.4) * - - X X 1568 1569 Tallet i parentes i de enkelt rækker angiver afsnittet, hvor funktionen er beskrevet. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 44/84

Styring og regulering 1570 1571 1572 1573 1574 1575 1576 1577 1578 1579 1580 1581 1582 1583 1584 1585 1586 1587 1588 1589 1590 *) Et anlæg må ikke udføre Q-regulering, effektfaktorregulering, automatisk effektfaktorregulering eller spændingsregulering uden særlig aftale med elforsyningsvirksomheden. Tabel 10 Styrings- og reguleringsfunktioner for reaktiv effekt. 5.7.1 Solcelleanlæg kategori A Ud over de generelle krav i afsnit 5.1 og krav til produktion i afsnit 3.2 skal solcelleanlægget, med mindre andet er aftalt, som standard følge en effektfaktor på 1,00. 5.7.2 Solcelleanlæg kategori B Ud over de generelle krav i afsnit 5.1 og krav til produktion i afsnit 3.2 skal solcelleanlægget, med mindre andet er aftalt, som standard følge en effektfaktor på 1,00. Ud over de generelle krav i afsnit 5.1 og krav til normal produktion i afsnit 3.2 skal solcelleanlæggets arbejdspunkt til enhver tid beordres til at kunne befinde sig inden for det skraverede område vist i Figur 15. Når solcelleanlægget er udkoblet eller ikke producerer aktiv effekt, kræves ikke nogen kompensering for den reaktive effekt fra opsamlingsnettet. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 45/84

Styring og regulering Q/Pn Kvadrant 1 PF fortegn positiv 0,8 0,6 Overexiteret Kapacitiv Lagging Q-eksport PF= 0,9 0,4 0,2 0,00 1,0 PF=1,0 P/Pn - 0,2-0,4 PF= - 0,9-0,6-0,8 Kvadrant 4 PF fortegn negativ Underexiteret Induktiv Leading Q-import 1591 1592 1593 1594 1595 1596 1597 Figur 15 Krav til levering af reaktiv effekt som funktion af aktiv effekt P/Pn for solcelleanlæg kategori B. Den reaktive effekt skal kunne leveres i spændingsområdet angivet i nedenstående figur. U/Un i POC 1,1 1,05 0,484 0,459 0,484 0,95 Q/P M 1598 0,90 Induktiv Kapacitiv Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 46/84

Styring og regulering 1599 1600 1601 1602 1603 1604 1605 1606 1607 1608 1609 1610 1611 1612 1613 1614 1615 1616 1617 Figur 16 Krav til levering af reaktiv effekt som funktion af spændingen i POC for solcelleanlæg kategori B. 5.7.3 Solcelleanlæg kategori C Ud over de generelle krav i afsnit 5.1 og krav til produktion i afsnit 3.2 skal solcelleanlægget have reguleringsfunktioner, som specificeret i Tabel 10. Solcelleanlægget skal være designet således, at arbejdspunktet til enhver tid beordres til at kunne befinde sig inden for det skraverede område vist i Figur 17. Reguleringsform og indstillinger aftales med elforsyningsvirksomheden. Det påhviler anlægsejer at kompensere for opsamlingsnettets reaktive effekt i situationer, hvor solcelleanlægget er udkoblet eller ikke producerer aktiv effekt. Kompensering kan eventuelt foretages i elsystemet efter nærmere aftale med elforsyningsvirksomheden. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 47/84

Styring og regulering Q/Pn Kvadrant 1 PF fortegn positiv 0,8 Overexiteret Kapacitiv Lagging Q-eksport 0,6 PF= 0,9 0,4 0,2 0,00 1,0 PF=1,0 P/Pn - 0,2-0,4 PF= - 0,9-0,6-0,8 Kvadrant 4 PF fortegn negativ Underexiteret Induktiv Leading Q-import 1618 1619 1620 1621 1622 1623 1624 1625 Figur 17 Krav til levering af reaktiv effekt som funktion af P/Pn for solcelleanlæg kategori C. Den reaktive effekt skal kunne leveres i spændingsområdet angivet i nedenstående figur. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 48/84

Styring og regulering U/Un i POC 1,1 1,05 0,484 0,459 0,484 0,95 Q/P M 1626 0,90 Induktiv Kapacitiv 1627 1628 1629 1630 1631 1632 1633 1634 1635 1636 1637 1638 1639 1640 1641 1642 1643 1644 1645 Figur 18 Krav til levering af reaktiv effekt som funktion af spændingen i POC for solcelleanlæg kategori C. 5.7.4 Solcelleanlæg kategori D Ud over de generelle krav i afsnit 5.1 og krav til normal produktion i afsnit 3.2 skal solcelleanlægget have reguleringsfunktioner, som specificeret i Tabel 10. Solcelleanlægget skal være designet således, at arbejdspunktet skal kunne befinde sig i et hvilket som helst punkt inden for det skraverede område, jf. Figur 19. Reguleringsform og indstillinger aftales med elforsyningsvirksomheden. Det påhviler anlægsejer at kompensere for opsamlingsnettets reaktive effekt i situationer, hvor solcelleanlægget er udkoblet eller ikke producerer aktiv effekt. Kompensering kan eventuelt foretages i elsystemet efter nærmere aftale med elforsyningsvirksomheden. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 49/84

Styring og regulering Q/Pn Kvadrant 1 PF fortegn positiv 0,8 Overexiteret Kapacitiv Lagging Q-eksport 0,6 0,4 0,2 0,00 PF=1 1,0 P/Pn - 0,2-0,4-0,6-0,8 Kvadrant 4 PF fortegn negativ Underexiteret Induktiv Leading Q-import 1646 1647 1648 1649 1650 1651 1652 1653 Figur 19 Krav til levering af reaktiv effekt som funktion af P/Pn for solcelleanlæg kategori D. Den reaktive effekt skal kunne leveres i spændingsområdet angivet i nedenstående figur. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 50/84

Styring og regulering U/Uc ved POC 1,1 1,05 0,484 0,459 0,484 Q/P M 0,95 1654 0,90 Induktiv Kapacitiv 1655 1656 Figur 20 Krav til levering af reaktiv effekt som funktion af spændingen i POC for solcelleanlæg kategori D. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 51/84

Beskyttelse 1657 1658 1659 1660 1661 1662 1663 1664 1665 1666 1667 1668 1669 1670 1671 1672 1673 1674 1675 1676 1677 1678 1679 1680 1681 1682 1683 1684 1685 1686 1687 1688 1689 1690 1691 1692 1693 1694 1695 1696 1697 1698 1699 1700 1701 1702 1703 1704 1705 1706 1707 6. Beskyttelse 6.1 Generelt Beskyttelse af et solcelleanlæg skal dels beskytte anlægget og dels være med til at sikre stabilitet i det kollektive elforsyningsnet. Det er anlægsejers ansvar, at anlægget dimensioneres og udstyres med de nødvendige beskyttelsesfunktioner, så solcelleanlægget: - sikres mod skader som følge af fejl og hændelser i det kollektive elforsyningsnet - sikrer det kollektive elforsyningsnet i videst muligt omfang mod uønskede påvirkninger fra anlægget. Elforsyningsvirksomheden eller den systemansvarlige virksomhed kan kræve indstillingsværdierne for beskyttelsesfunktioner ændret efter idriftsættelsen, hvis det vurderes at have betydning for driften af det kollektive elforsyningsnet. Ændringen må dog ikke føre til, at anlægget udsættes for påvirkninger fra det kollektive elforsyningsnet, der ligger uden for de designmæssige krav angivet i afsnit 3. Efter en udkobling af et solcelleanlæg på grund af en fejl i det kollektive elforsyningsnet må solcelleanlægget tidligst indkoble automatisk tre minutter efter, at spænding og frekvens igen er inden for de normale driftsforhold angivet i afsnit 3.2. Et solcelleanlæg, der forud for en fejl i det kollektive elforsyningsnet var udkoblet af et eksternt signal, må ikke indkobles, før det eksterne signal er fjernet, og spænding og frekvens igen er inden for de normale driftsforhold angivet i afsnit 3.2. Det påhviler elforsyningsvirksomheden, på anfordring fra anlægsejer, at oplyse den største og mindste kortslutningsstrøm, der kan forventes i nettilslutningspunktet, samt andre oplysninger for det kollektive elforsyningsnet, som er nødvendige for at fastlægge solcelleanlæggets beskyttelsesfunktioner. 6.2 Central beskyttelse For anlæg af kategori B, C og D kan kræves en fælles central netbeskyttelsesenhed i generatortilslutningspunktet (PGC) for anlægget, hvis vekselretterens indstillinger ikke kan dokumenteres eller ikke overholder kravene i afsnit 6.3. Netvirksomheden afgør, om der skal forefindes en central netbeskyttelse foran det elproducerende anlæg og dets konfigurerede indstillinger. Der må ikke være tilsluttet forbrug mellem de elproducerende enheder og nettilslutningspunktet. I nedenstående figurer er illustreret de forskellige mulige anlægs konfigurationer med og uden en central beskyttelse. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 52/84

Beskyttelse 3x400/N/PE POC, PCC 3x400/N/PE PGC PGC PGC Interne kontaktorer ~ = = = 3 3 ~ 3 ~ Vekselrettere Solcellepaneler 1708 1709 1710 Figur 21 Oversigt over anlæg med integreret netbeskyttelse i vekselretterne. 3x400/N/PE POC, PCC PGC 4 Central beskyttelse Central/decentral netbeskyttelse 3x400/N/PE 4 Vekselrettere ~ = = = 3 3 ~ 3 ~ Vekselrettere Solcellepaneler 1711 1712 Figur 22 Oversigt over anlæg med central netbeskyttelse. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 53/84

Beskyttelse 1713 3x400/N/PE POC, PCC PGC NS protection Central/decentral netbeskyttelse 3x400/N/PE Interne kontaktorer ~ = = = 3 3 ~ 3 ~ Vekselrettere Solcellepaneler 1714 1715 1716 1717 1718 1719 1720 1721 1722 1723 1724 1725 1726 1727 1728 1729 1730 1731 1732 1733 Figur 23 Oversigt over anlæg med vekselretterne tilkoblet decentral netbeskyttelse. 6.3 Krav til beskyttelsesindstillinger Solcelleanlæggets beskyttelsesfunktioner og tilhørende indstillinger skal være som angivet i de efterfølgende underafsnit. Kun efter tilladelse fra elforsyningsvirksomheden må der anvendes indstillinger, der afviger fra de krævede indstillingsværdier i tilfælde af fx problemer med lokale overspændinger. Alle indstillinger er angivet som RMS-værdier. Solcelleanlægget skal udkobles, hvis et målesignal afviger mere fra dets nominelle værdi end indstillingen. Den oplyste funktionstid er den måletid, hvor udløsebetingelsen konstant skal være opfyldt, før beskyttelsesfunktionen må afgive udløsesignal. Anvendelsen af vektorspringsrelæer som beskyttelsesfunktion mod ø- drift/netudfald (loss of main) er ikke tilladt. Anlæggets nominelle spænding forudsættes fastlagt på lavspændingssiden af anlægstransformeren. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 54/84

Beskyttelse 1734 1735 1736 1737 1738 1739 1740 1741 1742 1743 1744 1745 1746 1747 1748 1749 1750 1751 1752 Ved treviklingstransformere er det den nominelle spænding for den lavspændingsvikling, som den elproducerende enhed er tilkoblet. Måles spændingen på højspændingssiden, skal indstillingsværdien bestemmes ved at omregne den nominelle spænding på lavspændingssiden til anlægstransformerens højspændingsside. Spænding og frekvens skal måles på alle tre faser som yderspænding. Hvis målepunktet er placeret på lavspændingssiden af anlægstransformeren, kan spændingen alternativt måles imellem de tre faser og nul. Frekvens skal måles samtidigt på alle tre faser. 6.3.1 Solcelleanlæg kategori A Beskyttelsesfunktioner med tilhørende driftsmæssige indstillinger og funktionstid skal være som angivet i nedenstående tabel. Anbefalet Beskyttelsesfunktion Symbol Indstilling Funktionstid værdi Overspænding (trin 2) U >> 1,15 U n V 200 ms 200 ms Overspænding (trin 1) U > 1,10 U n V 60 s 60 s Underspænding (trin 1) U < 0,85 U n V 10 60 s 50 s Underspænding (trin2)*** U << 0,80 U n V 50...100 ms 100 ms Overfrekvens f > 52,0 Hz 200 ms 200 ms Underfrekvens f < 47,0 Hz 200 ms 200 ms 1753 1754 1755 1756 1757 1758 1759 1760 1761 Frekvensændring*** df/dt ±2,5 Hz/s 200 ms 200 ms *** en af de specificerede funktioner skal være implementeret. Måling iht. CEN EN TS50549-1, afsnit 4.9.3. Indstillingsværdier skal være i multiplum af 50 ms iht. CEN EN TS50549-1, afsnit 4.9.2.3. Tabel 11 Krav til solcelleanlæg kategori A. 6.3.2 Solcelleanlæg kategori B Beskyttelsesfunktioner med tilhørende driftsmæssige indstillinger og funktionstid skal være som angivet i nedenstående tabel. Anbefalet Beskyttelsesfunktion Symbol Indstilling Funktionstid værdi Overspænding (trin 3) U >>> 1,20 U n V 0 100 ms 100 ms Overspænding (trin 2) U >> 1,15 U n V 200 ms 200 ms Overspænding (trin 1) U > 1,10 U n V 60 s 60 s Underspænding (trin 1) U < 0,90 U n V 10 60 s 10 s Underspænding (trin2)*** U << 0,80 U n V 50...100 ms 100 ms Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 55/84

Beskyttelse Overfrekvens f > 52 Hz 200 ms 200 ms Underfrekvens f < 47 Hz 200 ms 200 ms 1762 1763 1764 1765 1766 1767 1768 1769 1770 Frekvensændring*** df/dt ±2,5 Hz/s 200 ms 200 ms *** en af de specificerede funktioner skal være implementeret. Måling iht. CEN EN TS50549-1, afsnit 4.9.3. Indstillingsværdier skal være i multiplum af 50 ms iht. CEN EN TS50549-1, afsnit 4.9.2.3. Tabel 12 Krav til solcelleanlæg kategori B. 6.3.3 Solcelleanlæg kategori C Beskyttelsesfunktioner med tilhørende driftsmæssige indstillinger og funktionstid skal være som angivet i nedenstående tabel. Anbefalet Beskyttelsesfunktion Symbol Indstilling Funktionstid værdi Overspænding (trin 3) U >>> 1,20 U n V 0 100 ms 50 ms Overspænding (trin 2) U >> 1,15 U n V 200 ms 200 ms Overspænding (trin 1) U > 1,10 U n V 60 s 60 s Underspænding (trin 1) U < 0,90 U n V 10 60 s 10 s Underspænding (trin2)*** U << 0,80 U n V 50...100 ms 100 ms Overfrekvens f > 52 Hz 200 ms 200 ms Underfrekvens f < 47 Hz 200 ms 200 ms 1771 1772 1773 1774 1775 1776 1777 1778 1779 Frekvensændring*** df/dt ±2,5 Hz/s 200 ms 200 ms *** en af de specificerede funktioner skal være implementeret. Måling iht. CEN EN TS50549-1, afsnit 4.9.3. Indstillingsværdier skal være i multiplum af 50 ms iht. CEN EN TS50549-1, afsnit 4.9.2.3. Tabel 13 Krav til solcelleanlæg kategori C. 6.3.4 Solcelleanlæg kategori D Beskyttelsesfunktioner med tilhørende driftsmæssige indstillinger og funktionstid skal være som angivet i nedenstående tabel. Anbefalet Beskyttelsesfunktion Symbol Indstilling Funktionstid værdi Overspænding (trin 3) U >>> 1,20 U n V 0 100 ms 50 ms Overspænding (trin 2) U >> 1,15 U n V 2 s 2 s Overspænding (trin 1) U > 1,10 U n V 0 200 ms 200 ms Underspænding (trin 1) U < 0,90 U n V 10 60 s 10 s Underspænding (trin2)*** U << 0,80 U n V 50...100 ms 100 ms Overfrekvens f > 52 Hz 200 ms 200 ms Underfrekvens f < 47 Hz 200 Ms 200 ms Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 56/84

Beskyttelse 1780 1781 1782 1783 Frekvensændring*** df/dt ±2,5 Hz/s 200 ms 200 ms *** en af de specificerede funktioner skal være implementeret. Måling iht. CEN EN TS50549-1, afsnit 4.9.3. Indstillingsværdier skal være i multiplum af 50 ms iht. CEN EN TS50549-1, afsnit 4.9.2.3. Tabel 14 Krav til solcelleanlæg kategori D. 1784 Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 57/84

Udveksling af signaler og datakommunikation 1785 1786 1787 1788 1789 1790 1791 1792 1793 1794 1795 1796 1797 1798 1799 1800 1801 1802 1803 1804 1805 1806 1807 1808 1809 1810 1811 1812 1813 1814 1815 1816 1817 1818 1819 1820 1821 1822 1823 1824 1825 1826 1827 1828 1829 1830 1831 1832 1833 1834 1835 1836 7. Udveksling af signaler og datakommunikation 7.1 Krav til datakommunikation Af hensyn til driften af det kollektive elforsyningsnet skal anlægget i anlæggets kommunikationsgrænseflade være forberedt til signaludveksling imellem anlægsoperatøren og elforsyningsvirksomheden i overensstemmelse med denne forskrift. 7.1.1 Solcelleanlæg kategori A Solcelleanlægget skal være forberedt til at modtage et eksternt stopsignal. Det eksterne signal forventes at være et NC-signal. Når stopsignalet ikke er aktivt, kan anlægget starte produktion, når betingelserne for normale driftsforhold, angivet i afsnit 3.2, er opfyldt. Signalerne skal være tilgængelige via en klemrække eller på PCOMgrænsefladen via kommandoer i henhold til specifikationerne angivet i afsnit 7.3. 7.1.2 Solcelleanlæg kategori B Et solcelleanlæg af kategori B skal være forberedt til at modtage eksterne signaler for "Stop" af produktion og "Frigivet til start". Anlægget må starte produktion igen, når betingelserne for normale driftsforhold, angivet i afsnit 3.2, er opfyldt, og "Frigivet til start" er modtaget. Signalerne skal være tilgængelige via en klemrække eller på PCOMgrænsefladen via kommandoer i henhold til specifikationerne angivet i afsnit 7.3. 7.1.3 Solcelleanlæg kategori C og D Et solcelleanlæg af kategori C og D skal være forberedt til at modtage eksterne signaler for "Stop" af produktion og "Frigivet til start". Anlægget må starte produktion igen, når betingelserne for normale driftsforhold, angivet i afsnit 3.2, er opfyldt, og "Frigivet til start" er modtaget. Signalerne skal være tilgængelige på PCOM-grænsefladen via kommandoer i henhold til specifikationerne angivet i afsnit 7.3. Korrekte målinger og datakommunikation skal kunne opretholdes under alle forhold, herunder situationer med driftsstop på et solcelleanlæg og situationer med spændingsløst net. En lokal backupforsyning skal som minimum sikre en logning af relevante målinger og data samt sikre en kontrolleret nedlukning af solcelleanlæggets kontrol- og overvågningssystem. Behov for logning i forbindelse med nedlukning er på minutniveau. Alle målinger og data, der er relevante for registrering og analyse, skal logges med en tidsstempling og en nøjagtighed, som sikrer, at disse kan korreleres med hinanden og med tilsvarende registreringer i det kollektive elforsyningsnet. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 58/84

Udveksling af signaler og datakommunikation 1837 1838 1839 1840 1841 1842 1843 1844 1845 1846 1847 1848 1849 1850 1851 1852 1853 1854 1855 1856 1857 1858 1859 1860 1861 1862 1863 1864 1865 1866 1867 1868 1869 1870 1871 1872 1873 1874 1875 1876 1877 1878 1879 1880 1881 1882 1883 1884 1885 1886 1887 1888 1889 Tidsstempling skal have reference til UTC med en nøjagtighed og præcision på minimum 10 ms. 7.2 Krav til målinger Kravene specificeret i dette underafsnit er gældende for et solcelleanlæg af enhver størrelse. Specifikke krav til installeret måleudstyr og målenøjagtighed, der skal være til rådighed, for at et solcelleanlæg kan blive tilsluttet det kollektive elforsyningsnet, er nærmere specificeret i følgende forskrifter: 1. Forskrift D1 "Afregningsmåling" [ref. 14] 2. Forskrift D2 "Tekniske krav til elmåling" [ref. 15] 3. Teknisk forskrift TF 5.8.1 "Måledata til systemdriftsformål" [ref. 13]. Opfyldelse af ovennævnte forskrifter skal af måleransvarlig tjekkes som en del af de tjekpunkter og test, der er grundlag for en endelig godkendelse af nettilslutningen. De gældende forskrifter er tilgængelige i nyeste version på den systemansvarlige virksomheds hjemmeside www.energinet.dk. 7.3 Datakommunikation Der kræves ingen online kommunikation med anlæg af kategori A og B. Informationer skal kunne udveksles efter nærmere aftale. For solcelleanlæg i kategori C og D kræves online kommunikation. Informationen for et solcelleanlæg skal om muligt benævnes, modelleres og grupperes som specificeret i IEC TS 61850-90-7 og/eller som beskrevet i SUNSPEC Alliance vekselretter control profile. Vekselrettere, der er certificeret iht. kravene fra SUNSPEC Alliance, anses for at opfylde dette krav. Se nærmere detaljer på www.sunspec.org. For et solcelleanlæg skal informationsudvekslingen som minimum være implementeret med en protokolstak som specificeret i IEC 61850-8-1, [ref. 37]. Konfigurering af IEC-60870-5-104-protokolstakken skal udføres, så solcelleanlægget som minimum kan kommunikere med to master enheder. Datakommunikation med anlægget skal være til rådighed for elforsyningsvirksomheden som angivet på Figur 3 i kommunikationsgrænsefladen for anlægget benævnt PCOM. De specifikke krav til omfang af informationer og signaler er specificeret i Bilag 4. De aktuelle indstillinger for og aktivering af funktioner i solcelleanlægget fastlægges i samarbejde med elforsyningsvirksomheden og dokumenteres i henhold til kravene i afsnit 8. 7.4 Registrering af fejlhændelser Kravene om registrering af hændelsesforløb ved fejl i det kollektive elforsyningsnet er gældende for solcelleanlæg kategori D. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 59/84

Udveksling af signaler og datakommunikation 1890 1891 1892 1893 1894 1895 1896 1897 1898 1899 1900 1901 1902 1903 1904 1905 1906 1907 1908 1909 1910 1911 1912 1913 1914 1915 1916 1917 1918 1919 1920 1921 1922 1923 1924 1925 1926 1927 1928 1929 1930 1931 1932 1933 1934 Logning skal realiseres via et elektronisk udstyr, der kan opsættes til, som minimum, at logge relevante hændelser for nedennævnte signaler i nettilslutningspunktet ved fejl i det kollektive elforsyningsnet. Anlægsejer installerer i nettilslutningspunktet et logningsudstyr, der som minimum registrerer: - Spænding for hver fase for solcelleanlægget - Strøm for hver fase for solcelleanlægget - Aktiv effekt for solcelleanlægget (kan være beregnede størrelser) - Reaktiv effekt for solcelleanlægget (kan være beregnede størrelser) - Frekvens for solcelleanlægget (kan være beregnede størrelser). Logning skal udføres som sammenhængende tidsserier af måleværdier fra 10 sekunder før hændelse til 60 sekunder efter hændelsestidspunktet. Minimum sample frekvens for alle fejllogninger skal være 1 khz. De specifikke opsætninger af hændelsesbaseret logning aftales med den systemansvarlige virksomhed ved opstart af solcelleanlægget. Alle målinger og data, der skal opsamles iht. TF 5.8.1, skal logges med en tidsstempling og en nøjagtighed, som sikrer, at disse kan korreleres med hinanden og med tilsvarende registreringer i det kollektive elforsyningsnet. Tidsstempling af hændelser og data skal have reference til UTC med en nøjagtighed på 10 ms og en præcision på 10 ms. Logninger skal arkiveres i minimum tre måneder fra fejlsituationen, dog maksimalt op til 100 hændelser. Elforsyningsvirksomheden skal på forlangende have adgang til loggede og relevante registrerede informationer i COMTRADE-format [ref. 1.6]. 7.5 Rekvirering af måledata og dokumentation Kravene gælder for solcelleanlæg af kategori D. Elforsyningsvirksomheden og den systemansvarlige virksomhed skal til enhver tid kunne rekvirere relevante oplysninger om et solcelleanlæg. Den systemansvarlige virksomhed skal i op til tre måneder tilbage i tid kunne rekvirere de indsamlede måledata og fejlskriverdata for solcelleanlægget. Det skal ske efter målinger og/eller beregninger, som er specificeret af elforsyningsvirksomheden eller den systemansvarlige virksomhed. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 60/84

Verifikation og dokumentation 1935 1936 1937 1938 1939 1940 1941 1942 1943 1944 1945 1946 1947 1948 1949 1950 1951 1952 1953 1954 1955 1956 1957 1958 1959 1960 1961 1962 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 8. Verifikation og dokumentation Det er anlægsejerens ansvar, at solcelleanlægget overholder den tekniske forskrift og dokumenterer, at kravene overholdes. Elforsyningsvirksomheden og den systemansvarlige virksomhed kan til enhver tid kræve verifikation og dokumentation for, at et solcelleanlæg opfylder bestemmelserne i denne forskrift. Den krævede dokumentation af solcelleanlæg er specificeret i efterfølgende afsnit, som er opdelt efter den samlede mærkeeffekt i nettilslutningspunktet. Dokumentationspakke skal fremsendes til elforsyningsvirksomheden. Den generelle proces omkring godkendelse og udstedelse af nettilslutningstilladelse for et solcelleanlæg er følgende: Solcelleanlæg af kategori A og B: 1. Dokumentationen indsendes i elektronisk form til elforsyningsvirksomheden. 2. Elforsyningsvirksomheden gennemgår og godkender dokumentationen og afklarer eventuelle mangler. 3. Når dokumentationen er godkendt, indgås en nettilslutningsaftale og en netbenyttelsesaftale imellem anlægsejer og netvirksomheden. Solcelleanlæg af kategori C og D: 1. Dokumentationen indsendes i elektronisk form til elforsyningsvirksomheden. 2. Elforsyningsvirksomheden gennemgår dokumentationen og afklarer eventuelle mangler. 3. Elforsyningsvirksomheden sender dokumentationen i elektronisk form til den systemansvarlige virksomhed. 4. Den systemansvarlige virksomhed gennemgår og godkender dokumentationen for anlægget. 5. Den systemansvarlige virksomhed udsteder en skriftlig godkendelse af dokumentationspakken for anlægget. 6. Når dokumentationen er godkendt, indgås en nettilslutningsaftale og en netbenyttelsesaftale imellem anlægsejer og netvirksomheden. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 61/84

Verifikation og dokumentation 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 For solcelleanlæg skal der leveres en dokumentation i henhold til specifikationerne i bilag 1. Krav til omfang af dokumentation for de forskellige anlægskategorier er angivet i nedenstående tabel. Kategori Dokumentation Leverandørerklæring (afsnit - Bilag 7) Beskyttelsesfunktioner (afsnit B1.x.1) x: 2(B),3(C) eller 4(D) Enstregsskema (afsnit B1.x.2) x: 2(B),3(C) eller 4(D) Elkvalitet (afsnit B1.x.3) x: 2(B),3(C) eller 4(D) Spændingsdyk (afsnit B1.x.4) x: 2(B),3(C) eller 4(D) PQ-diagram (afsnit B1.x.5) x: 2(B),3(C) eller 4(D) Signalliste (afsnit B1.x.6) x: 2(B),3(C) eller 4(D) Dynamisk simuleringsmodel (afsnit - Bilag 2) Verifikationsrapport (afsnit Bilag 5) A** B C D - X X X X X X X - X X X - X X X - X X X - - X X - - X X - - X X - - X X X: dokumentation skal leveres som beskrevet i dette afsnit. **: skal være optaget på positivlisten krav/betingelser for at blive optaget på positivlisten, se Bilag 6. Tabel 15 Krav til dokumentation for anlægskategorier. 8.1 Solcelleanlæg kategori A Dokumentationen udfyldes med data gældende på verifikationstidspunktet: a. Dokumentation, jf. Bilag 1 8.2 Solcelleanlæg kategori B Dokumentationen udfyldes med data gældende på verifikationstidspunktet: a. Dokumentation, jf. Bilag 1. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 62/84

Verifikation og dokumentation 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 8.3 Solcelleanlæg kategori C Dokumentationen udfyldes med data gældende på verifikationstidspunktet: a. Dokumentation, jf. Bilag 1 b. Dynamisk simuleringsmodel, jf. Bilag 2 c. Signalliste, jf. Bilag 4 d. Verifikationsrapport, jf. Bilag 5. 8.4 Solcelleanlæg kategori D Dokumentationen udfyldes med foreløbige data dækkende solcelleanlægget og sendes til elforsyningsvirksomheden senest tre måneder før verifikationstidspunkt: a. Dokumentation, jf. Bilag 1 b. Dynamisk simuleringsmodel, jf. Bilag 2 c. Signalliste, jf. Bilag 4 d. Verifikationsrapport, jf. Bilag 5. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 63/84

Dokumentation 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Bilag 1 Dokumentation Bilag 1 specificerer kravene til dokumentation for alle kategorier af solcelleanlæg. Denne samlede dokumentation for et anlæg skal udfyldes og sendes elektronisk til elforsyningsvirksomheden. Den tekniske dokumentation skal indeholde konfigurationsparametre og opsætningsdata, som er gældende for solcelleanlægget på verifikationstidspunktet. Alle delafsnit i bilaget skal udfyldes for det pågældende anlæg. Hvis der sker ændring af oplysninger efter verifikationstidspunktet, skal der sendes en opdateret dokumentation i henhold til kravene i afsnit 2.2. Skabelon for Bilag 1 til de forskellige anlægskategorier er tilgængelig på www.energinet.dk. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 64/84

Dokumentation 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 B1.1. Bilag 1 for anlægskategori A B1.1.1. Beskyttelsesfunktioner Tabellen skal udfyldes med de værdier, der var konfigureret på verifikationstidspunktet. Dette krav gælder alle solcelleanlæg af kategori A. Aktuel Beskyttelsesfunktion Symbol værdi Overspænding (trin 2) U >> ms Overspænding (trin 1) U > s Underspænding (trin 1) U < s Underspænding (trin2)*** U << ms Overfrekvens f > ms Underfrekvens f < ms 2043 2044 2045 2046 Frekvensændring*** df/dt ms *** en af de specificerede funktioner skal være implementeret. Måling iht. TS50549-1, afsnit 4.9.2.4. Indstillingsværdier skal være i multiplum af 50 ms iht. TS50549-1, afsnit 4.9.2.3. Tabel 16 Krav til dokumentation for beskyttelsesindstillinger anlægskategori A. 2047 2048 Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 65/84

Dokumentation 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 B1.2. Bilag 1 for anlægskategori B B1.2.1. Beskyttelsesfunktioner Tabellen skal udfyldes med de værdier, der var konfigureret på verifikationstidspunktet. Dette krav gælder alle solcelleanlæg af kategori B. Aktuel Beskyttelsesfunktion Symbol værdi Overspænding (trin 3) U >>> ms Overspænding (trin 2) U >> ms Overspænding (trin 1) U > s Underspænding (trin 1) U < s Underspænding (trin2)*** U << ms Overfrekvens f > ms Underfrekvens f < ms 2057 2058 2059 2060 2061 2062 2063 2064 2065 2066 2067 2068 2069 2070 2071 2072 2073 2074 2075 2076 2077 2078 2079 2080 2081 2082 2083 2084 2085 Frekvensændring*** df/dt ms *** en af specificerede funktioner skal være implementeret. Måling iht. CEN EN TS 50549-1, afsnit 4.9.2.4. Indstillingsværdier skal være i multiplum af 50 ms iht. EN TS 50549-1, afsnit 4.9.2.3. Tabel 17 Krav til dokumentation for beskyttelsesindstillinger anlægskategori B. B1.2.2. Enstregsskema Dette krav gælder alle solcelleanlæg af kategori B. I bilaget angives figur med enstregsskema af anlæg med angivelse af nettilslutningspunktet, leveringspunktet, målepunkter herunder afregningsmåling, ejergrænse og driftsledergrænse/ansvarsgrænse. Derudover skal typebetegnelse for det anvendte koblingsanlæg fremgå, så man deraf kender den rigtige kabelterminering. I tilfælde hvor enstregsskema er indeholdt i netbenyttelsesaftalen mellem anlægsejer og elforsyningsvirksomhed, kan netbenyttelsesaftalen vedlægges som dokumentation. B1.2.3. Elkvalitet Dette krav gælder alle solcelleanlæg af kategori B. Dokumentation for overholdelse af spændingskvalitet: Skema dækkende flickerkoefficient, spændingsændringer og flicker Skema dækkende harmoniske bidrag Nødvendige beregninger specificeret i afsnit 4. B1.2.4. Spændingsdyk Dette krav gælder alle solcelleanlæg af kategori B. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 66/84

Dokumentation 2086 2087 2088 2089 2090 2091 2092 2093 2094 2095 2096 2097 2098 2099 2100 Solcelleanlæggets evne til at forblive på det kollektive elforsyningsnet i forbindelse med spændingsdyk, som beskrevet i afsnit 3.3, skal dokumenteres. Anlægsejer skal levere dokumentationen, der skal godkendes af elforsyningsvirksomheden. Dokumentationen kan være en selvstændig rapport eller et afsnit i verifikationsrapporten. Solcelleanlægget skal under spændingsdyk og spændingsstigning forblive tilkoblet det kollektive forsyningsnet kun begrænset af beskyttelsesindstillingerne anvist i afsnit 6.3 B1.2.5. Signalliste De krævede signaler, jf. Bilag 4.1, skal verificeres på PCOM grænsefladen. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 67/84

Dokumentation 2101 2102 2103 2104 2105 2106 2107 2108 B1.3. Bilag 1 for anlægskategori C B1.3.1. Beskyttelsesfunktioner Tabellen skal udfyldes med de værdier, der var konfigureret på verifikationstidspunktet. Dette krav gælder alle solcelleanlæg af kategori C. Aktuel Beskyttelsesfunktion Symbol værdi Overspænding (trin 3) U >>> ms Overspænding (trin 2) U >> ms Overspænding (trin 1) U > s Underspænding (trin 1) U < s Underspænding (trin2)*** U << ms Overfrekvens f > ms Underfrekvens f < ms 2109 2110 2111 2112 2113 2114 2115 2116 2117 2118 2119 2120 2121 2122 2123 2124 2125 2126 2127 2128 2129 2130 2131 2132 2133 2134 2135 2136 2137 Frekvensændring*** df/dt ms *** en af de specificerede funktioner skal være implementeret. Måling iht. CEN EN TS 50549-1, afsnit 4.9.2.4. Indstillingsværdier skal være i multiplum af 50 ms iht. EN TS 50549-1, afsnit 4.9.2.3. Tabel 18 Krav til dokumentation for beskyttelsesindstillinger anlægskategori C. B1.3.2. Enstregsskema Dette krav gælder alle solcelleanlæg af kategori C. I bilaget angives figur med enstregsskema af anlæg med angivelse af nettilslutningspunktet, leveringspunktet, målepunkter herunder afregningsmåling, ejergrænse og driftsledergrænse/ansvarsgrænse. Derudover skal typebetegnelse for det anvendte koblingsanlæg fremgå, så man deraf kender den rigtige kabelterminering. I tilfælde hvor enstregsskema er indeholdt i netbenyttelsesaftalen mellem anlægsejer og elforsyningsvirksomhed, kan netbenyttelsesaftalen vedlægges som dokumentation. B1.3.3. Elkvalitet Dette krav gælder alle solcelleanlæg af kategori C. Dokumentation for overholdelse af spændingskvalitet: Skema dækkende flickerkoefficient, spændingsændringer og flicker Skema dækkende harmoniske bidrag Nødvendige beregninger i henhold til afsnit 4. B1.3.4. Spændingsdyk Dette krav gælder alle solcelleanlæg af kategori C. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 68/84

Dokumentation 2138 2139 2140 2141 2142 2143 2144 2145 2146 2147 2148 2149 2150 2151 2152 2153 2154 2155 2156 2157 2158 2159 2160 2161 Solcelleanlæggets evne til at forblive på det kollektive elforsyningsnet i forbindelse med spændingsdyk, som beskrevet i afsnit 3.3, skal dokumenteres. Anlægsejer skal levere dokumentationen, der skal godkendes af elforsyningsvirksomheden. Dokumentationen kan være en selvstændig rapport eller et afsnit i verifikationsrapporten. For solcelleanlæg accepteres det, at det udelukkende er den enkelte vekselretters evne til at forblive på det kollektive elforsyningsnet, som eftervises. Dynamisk simulering accepteres som metode til eftervisning af overholdelse af kravene, som specificeret i afsnit 3.3. Simuleringsmodeller anvendt ved dynamisk simulering som dokumentation skal være i overensstemmelse med kravene specificeret i Bilag 2. B1.3.5. PQ-diagram I bilaget angives et PQ-diagram, der viser den reaktive effekt, som solcelleanlægget kan producere/forbruge i henhold til kravene angivet i afsnit 5.6. B1.3.6. Signalliste De krævede signaler, jf. Bilag 4.1, skal verificeres på PCOM-grænsefladen. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 69/84

Dokumentation 2162 2163 2164 2165 2166 2167 2168 2169 B1.4. Bilag 1 for anlægskategori D B1.4.1. Beskyttelsesfunktioner Tabellen skal udfyldes med de værdier, der var konfigureret på verifikationstidspunktet. Dette krav gælder alle solcelleanlæg af kategori D. Aktuel Beskyttelsesfunktion Symbol værdi Overspænding (trin 3) U >>> ms Overspænding (trin 2) U >> ms Overspænding (trin 1) U > s Underspænding (trin 1) U < s Underspænding (trin2)*** U << ms Overfrekvens f > ms Underfrekvens f < ms 2170 2171 2172 2173 2174 2175 2176 2177 2178 2179 2180 2181 2182 2183 2184 2185 2186 2187 2188 2189 2190 2191 2192 2193 2194 2195 2196 2197 2198 Frekvensændring*** df/dt ms *** en af de specificerede funktioner skal være implementeret. Måling iht. TS50549-2, afsnit 4.9.2.4. Indstillingsværdier skal være i multiplum af 50 ms iht. EN TS 50549-1, afsnit 4.9.2.3. Tabel 19 Krav til dokumentation for beskyttelsesindstillinger anlægskategori D. B1.4.2. Enstregsskema Dette krav gælder alle solcelleanlæg af kategori D. I bilaget angives figur med enstregsskema af anlæg med angivelse af nettilslutningspunktet, leveringspunktet, målepunkter herunder afregningsmåling, ejergrænse og driftsledergrænse/ansvarsgrænse. Derudover skal typebetegnelse for det anvendte koblingsanlæg fremgå, så man deraf kender den rigtige kabelterminering. I tilfælde hvor enstregsskema er indeholdt i netbenyttelsesaftalen mellem anlægsejer og elforsyningsvirksomhed, kan netbenyttelsesaftalen vedlægges som dokumentation. B1.4.3. Elkvalitet Dette krav gælder alle solcelleanlæg af kategori D. Dokumentation for overholdelse af spændingskvalitet: Skema dækkende flickerkoefficient, spændingsændringer og flicker Skema dækkende harmoniske bidrag Nødvendige beregninger i henhold til afsnit 4. B1.4.4. Spændingsdyk Dette krav gælder alle solcelleanlæg af kategori D. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 70/84

Dokumentation 2199 2200 2201 2202 2203 2204 2205 2206 2207 2208 2209 2210 2211 2212 2213 2214 2215 2216 2217 2218 2219 2220 2221 2222 2223 2224 Solcelleanlæggets evne til at forblive på det kollektive elforsyningsnet i forbindelse med spændingsdyk, som beskrevet i afsnit 3.3, skal dokumenteres. Anlægsejer skal levere dokumentationen, der skal godkendes af elforsyningsvirksomheden. Dokumentationen kan være en selvstændig rapport eller et afsnit i verifikationsrapporten. For anlægget skal det samlede solcelleanlægs evne til at forblive på det kollektive elforsyningsnet dokumenteres. Dynamisk simulering accepteres som dokumentation for overholdelse af kravene specificeret i afsnit 3.3. Simuleringsmodeller anvendt ved dynamisk simulering som dokumentation skal være i overensstemmelse med kravene specificeret i Bilag 2. B1.4.5. PQ-diagram Dette krav gælder alle solcelleanlæg af kategori D. I bilaget angives et PQ-diagram, der viser den reaktive effekt, som solcelleanlægget kan producere/forbruge i henhold til kravene angivet i afsnit 5.7.4. B1.4.6. Signalliste De krævede signaler, jf. Bilag 4.1 skal verificeres på PCOM-grænsefladen. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 71/84

Simuleringsmodel 2225 2226 2227 2228 2229 2230 2231 2232 2233 2234 2235 2236 2237 2238 2239 2240 2241 2242 2243 2244 2245 2246 2247 2248 2249 2250 2251 2252 2253 2254 2255 2256 2257 2258 2259 2260 2261 2262 2263 2264 2265 2266 2267 2268 2269 2270 2271 2272 2273 2274 2275 2276 Bilag 2 Simuleringsmodel Dette krav gælder alle solcelleanlæg af kategori C og D. Til analyseformål af det kollektive elforsyningsnet har den systemansvarlige virksomhed behov for løbende at vedligeholde og udbygge simuleringsmodellerne i henhold til nettilslutning af nye solcelleanlæg. Simuleringsmodellerne benyttes til analyser af transmissions- og distributionsnettets dynamiske forhold, herunder stabilitet. Anlægsejer skal levere de specificerede simuleringsmodeller til den systemansvarlige virksomhed. Den systemansvarlige virksomhed er, jf. elforsyningslovens 84 a, underlagt fortrolighedsforpligtelser i relation til kommercielt følsomme oplysninger. Simuleringsmodeller fremsendes direkte fra vekselretterfabrikant til den systemansvarlige virksomhed på e-mail: teknik@energnet.dk. Anlægsejer er ansvarlig for, at en sådan datafremsendelse finder sted til rette tid og i rette omfang. B2.1. Solcelleanlæg kategori C Den systemansvarlige virksomhed har behov for en dynamisk simuleringsmodel for det samlede solcelleanlæg. Anlægsejer skal senest tre måneder efter idriftsættelse fremsende en simuleringsmodel for det komplette solcelleanlæg. På forlangende skal anlægsejer levere data for opsamlingsnettet. B2.2. Solcelleanlæg kategori D Den systemansvarlige virksomhed har behov for en dynamisk simuleringsmodel for det samlede solcelleanlæg. Anlægsejer skal senest tre måneder efter idriftsættelse fremsende en simuleringsmodel for det komplette solcelleanlæg, inklusive anlægsregulator, samt opsamlingsnet. Simuleringsmodellen for anlægsregulatoren og simuleringsmodellen for den enkelte vekselrettertype skal have et indhold og et detaljeringsniveau, så de uden videre kan integreres og efterfølgende fremstå som en komplet, fuldt funktionsdygtig simuleringsmodel, som krævet i B2.3. Data for komponenter og dele, som indgår i opsamlingsnettet, skal ligeledes have et omfang og et detaljeringsniveau, som muliggør opbygning af en komplet, fuldt funktionsdygtig simuleringsmodel, som krævet i B2.3. Anlægsejer skal fra projekteringsfase til verifikationsfase løbende holde den systemansvarlige virksomhed opdateret, hvis de foreløbige data ikke længere kan antages at repræsentere det endeligt idriftsatte solcelleanlæg. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 72/84

Simuleringsmodel 2277 2278 2279 2280 2281 2282 2283 2284 2285 2286 2287 2288 2289 2290 2291 2292 2293 2294 2295 2296 2297 2298 2299 2300 2301 2302 2303 2304 2305 2306 2307 2308 2309 2310 2311 2312 2313 2314 2315 2316 2317 2318 2319 2320 2321 2322 2323 2324 2325 2326 2327 2328 B2.3. Krav til simuleringsmodeller Simuleringsmodellen for det samlede solcelleanlæg skal dynamisk beskrive de elektriske egenskaber set fra det kollektive elforsyningsnet. Simuleringsmodellen skal leveres på blokdiagramniveau, som primært ved hjælp af logiske funktioner og matematiske funktioner fortrinsvis overføringsfunktioner i Laplace-/z-domænet beskriver solcelleanlæggets egenskaber. Simuleringsmodellen skal støttes af modelbeskrivelser, der som minimum indeholder funktionsbeskrivelser af de overordnede dele i modellen og detaljerede beskrivelser af de enkelte modelkomponenter og tilhørende modelparametre. Simuleringsmodel bestående af kompileret kode kan accepteres, hvis kildekoden medfølger. Simuleringsmodel med krypterede dele accepteres ikke, da den systemansvarlige virksomhed vil kunne inkludere modellen for anlægget i modellering af det nationale elnet. Simuleringsmodellen skal indeholde samtlige reguleringsfunktioner, som krævet i afsnit 5. Simuleringsmodellen skal indeholde samtlige beskyttelsesfunktioner, som kan aktiveres ved enhver hændelse og fejl i det kollektive elforsyningsnet, som krævet i afsnit 6. Simuleringsmodellen skal kunne benyttes til simulering af effektivværdier (RMS) i det synkrone system (positiv sekvens). Simuleringsmodellen skal kunne benyttes til simulering af effektivværdier (RMS) i de enkelte faser under usymmetriske hændelser og fejl i det kollektive elforsyningsnet. Simuleringsmodellen skal som minimum kunne benyttes i frekvensområdet fra 47 Hz til 53 Hz og i spændingsområdet fra 0 pu til 1,4 pu. Simuleringsmodellen skal kunne beskrive det dynamiske svar fra solcelleanlægget i mindst 30 sekunder efter enhver hændelse og fejl i det kollektive elforsyningsnet. Simuleringsmodellen skal kunne initialiseres direkte på baggrund af en loadflow-løsning uden efterfølgende iterationer. Simuleringsmodellen skal være numerisk stabil og kunne udnytte numeriske ligningsløsere med variabelt tidsskridt. B2.4. Validering af simuleringsmodel Anlægsejer skal, hvis modellen ikke er verificeret af akkrediteret institut, senest tre måneder efter endelig idriftsættelse af solcelleanlægget fremsende målinger, som den systemansvarlige virksomhed kan anvende til validering af simuleringsmodellen for det samlede anlæg. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 73/84

Simuleringsmodel 2329 2330 2331 2332 2333 2334 2335 2336 2337 2338 2339 2340 2341 2342 2343 2344 2345 Simuleringsmodellen for det samlede solcelleanlæg skal valideres for samtlige reguleringsformer, som krævet i afsnit 5. Den praktiske udførelse af test til validering skal senest tre måneder inden endelig idriftsættelse af solcelleanlægget fastlægges i samarbejde med den systemansvarlige virksomhed efter oplæg fra anlægsejer. Anlægsejer er ansvarlig for al udførelse af test til validering, herunder måleudstyr, dataloggere og personel. Anlægsejer skal dokumentere målingerne til validering af simuleringsmodellen for det samlede solcelleanlæg i en rapport, som indeholder detaljerede beskrivelser af hver enkelt test. Tidsseriemålingerne anvendt til validering af simuleringsmodellen skal vedlægges valideringsrapporten i COMTRADE-format. 2346 Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 74/84

Beregningseksempler på elkvalitet 2347 2348 2349 2350 2351 2352 2353 2354 2355 2356 2357 2358 2359 2360 2361 2362 2363 2364 2365 2366 2367 2368 2369 2370 2371 2372 2373 2374 2375 2376 Bilag 3 Beregningseksempler på elkvalitet B3.1. Eksempel flicker B3.1.1. Grænseværdier Hvis den tilsluttede mærkeeffekt er mindre end 0,4 % af den minimale kortslutningseffekt i nettilslutningspunktet, kan solcelleanlægget tilsluttes uden yderligere undersøgelse. Hvis den tilsluttede effekt er større end 0,4 % af den minimale kortslutningseffekt i nettilslutningspunktet, anvendes følgende fremgangsmåde: Solcelleanlæg kategori A og B Grænseværdierne angivet i afsnit 4.3.1.1 anvendes direkte. Solcelleanlæg kategori C og D Grænseværdien P lt,i for emissionen fra solcelleanlægget i fastsættes som: P lt, i = G lt 3 S S i prod, tot hvor: - G lt er det samlede tilladelige flickerbidrag fra fluktuerende produktionsanlæg tilsluttet på samme spændingsniveau under samme transformerstation. G lt fremgår af tabellen nedenfor. - S i er effekten for solcelleanlæg nr. i. - S prod, tot er den maksimale samtidige fluktuerende produktion, inkl. S i, der forventes tilsluttet det kollektive elforsyningsnet på samme spændingsniveau og under samme transformerstation. Spændingsniveau (AC) G st G lt U n 35 kv - 0,50 35 kv < U n 150 kv - 0,35 2377 2378 2379 2380 2381 2382 2383 2384 2385 2386 2387 2388 2389 2390 U n > 150 kv 0,30 0,20 Tabel 20 G st og G lt for anlægskategori C og D. B3.1.2. Eksempel kontinuert drift Et 1 MW solcelleanlæg tilsluttes det kollektive elforsyningsnet på 10 kv-niveau. Elforsyningsvirksomheden har beregnet en kortslutningseffekt på 50 MVA og en kortslutningsvinkel på 84 i nettilslutningspunktet. Solcelleanlæggets flickerkoefficient er beregnet til 2 for de givne værdier af kortslutningsvinkel Ψ k og solindstråling E a. Flickerbidraget kan herefter beregnes som: Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 75/84

Beregningseksempler på elkvalitet 2391 2392 2393 2394 2395 2396 2397 P = c 1 50 n ( ψ, E ) = 2 0, 04 st k a = Sk S Da P st kan antages at være lig P lt i kontinuert drift, og den beregnede værdi er under grænseværdierne, kan kravet vedrørende flicker i kontinuert drift derfor anses for opfyldt. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 76/84

Beregningseksempler på elkvalitet 2398 2399 2400 2401 2402 2403 2404 2405 2406 2407 2408 2409 2410 2411 2412 2413 2414 2415 B3.2. Harmoniske overspændinger Solcelleanlæg kategori C Elforsyningsvirksomheden skal oplyse emissionsgrænser for harmonisk spænding i nettilslutningspunktet for solcelleanlæg af kategori C og D. Emissionsgrænserne skal sikre, at elforsyningsvirksomhedens planlægningsgrænser for de enkelte harmoniske spændinger samt THD U ikke overskrides i nettilslutningspunktet. For beregning af emissionsgrænsen på mellemspænding anvendes udtrykket: E = L T L α α α ( h) MV, h HV MV HV, h α S last Si + S hvor: E h : Emissionsgrænse for harmonisk spænding for anlæg α: Eksponenten, iht. den tekniske forskrift L MV,h : Planlægningsværdien for mellemspændingsniveauet for orden h prod 2416 2417 2418 2419 2420 2421 2422 2423 L HV,h : T HV-MV : S i : S last S prod Planlægningsværdien for højspændingsniveauet for orden h Transmissionsfaktor fra høj- til mellemspændingsniveauet for orden h Tilsyneladende effekt for tilsluttet anlæg Tilsyneladende effekt for den totale belastning tilsluttet under transformeren, inkl. forventet ny belastning Tilsyneladende effekt for den totale produktion tilsluttet under transformeren, inkl. forventet ny produktion. 2424 2425 2426 2427 2428 2429 2430 2431 2432 2433 2434 2435 2436 2437 2438 2439 2440 2441 2442 2443 2444 2445 Baggrund for at indføre transmissionsfaktoren er, at de harmoniske spændinger ikke overføres direkte mellem høj- og mellemspændingsnettet. Denne værdi sættes normalt til 1, men kan i tilfælde, hvor nettet er kendt, justeres op eller ned. Ved ulige harmonisk orden (ikke multiplum af 3) antages det, at alle de harmoniske spændinger går direkte fra mellem- og til højspændingsnettet. Dette kan variere, alt efter hvilken type transformer og nettets kortslutningsimpedans i nettilslutningspunktet der arbejdes med. Et solcelleanlægs ulige harmoniske overspændinger, der er multiplum af 3, vil blive reduceret, hvis det tilsluttes et næsten symmetrisk belastet net. Derfor sættes T HV-MV for ulige harmoniske overspændinger, der er multiplum af 3 = 0,25. Hvis ikke andet er fastlagt, anvendes planlægningsgrænser for harmonisk spænding fra IEC TR 61000-3-6, som vist nedenfor. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 77/84

Beregningseksempler på elkvalitet 2446 2447 2448 2449 2450 2451 2452 Ulige harmonisk orden h Ulige harmonisk orden h Spændingsniveau (AC) (ikke multiplum af 3) (multiplum af 3) 5 7 11 13 17 h 49 3 9 15 21 h 45 U n 35 kv 5,0 4,0 3,0 2,5 17 1, 9 0, 2 h 4,0 1,2 0,3 0,2 U n > 35 kv 2,0 2,0 1,5 1,5 17 1, 2 *) h 2,0 1,0 0,3 0,2 *) Dog ikke mindre end 0,1 %. Tabel 21 Planlægningsgrænser for harmonisk spænding U h /U n (%) for ulige harmoniske ordner h. Spændingsniveau Lige harmonisk orden h (AC) 2 4 6 8 10 h 50 U n 35 kv 1,8 1,0 0,5 0,5 10 0,25 0, 22 h + U n > 35 kv 1,4 0,8 0,4 0,4 10 0,19 + 0, 16 h 2453 2454 2455 2456 2457 2458 2459 2460 2461 2462 2463 2464 2465 2466 2467 2468 2469 Tabel 22 Planlægningsgrænser for harmonisk spænding U h /U n (%) for lige harmoniske ordner h. Spændingsniveau (AC) THD U U n 35 kv 6,5 U n > 35 kv 3,0 Tabel 23 Grænseværdier for samlet harmonisk spændingsforvrængning THD U (% af U n ) for lige harmoniske ordner h. For solcelleanlæg, der tilsluttes elektrisk set langt fra andre forbrugere, kan emissionsgrænserne modificeres til værdier højere end det normalt tilladte støjniveau. Dette kræver dog en grundig analyse af nuværende og fremtidige systemkarakteristika. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 78/84

Beregningseksempler på elkvalitet 2470 2471 2472 2473 2474 2475 2476 2477 2478 2479 2480 2481 2482 2483 2484 2485 2486 2487 2488 2489 2490 B3.3. Tilnærmet model for netimpedansens frekvensafhængighed For solcelleanlæg af kategori C og D er krav til harmoniske forstyrrelser angivet i den tekniske forskrift som spændingsværdier. Verifikation af solcelleanlæg af kategori C og D udføres ved at beregne de harmoniske strømme I h efter formlerne i afsnit 4. Efterfølgende beregnes de harmoniske spændinger ved hjælp af følgende formel: U = h Znet, h Ih, hvor Z net,h = netimpedansen ved den aktuelle frekvens. NOTE: Denne beregning skal laves for alle relevante harmoniske overspændinger, interharmoniske overspændinger og forstyrrelser over 2 khz. Med mindre andet oplyses af netvirksomheden, er netimpedansen: Z Z ( f ) 2 = + π, for f = [50:1950] Hz 2 net, h R50 2 L50 ( 2 L ) 2 2 net, h R50 + 2000 = π, for f = [2000:9000] Hz 50 Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 79/84

Signalliste 2491 2492 2493 2494 2495 2496 2497 2498 2499 2500 2501 2502 2503 2504 2505 2506 2507 2508 2509 2510 2511 2512 2513 2514 2515 2516 2517 2518 2519 2520 2521 Bilag 4 Signalliste Informationer, kommandoer, målesignaler og aktiveringsmuligheder specificeret i dette afsnit skal etableres og være til rådighed for de respektive aktører, som specificeret for de enkelte størrelser af anlæg i nedenstående afsnit. Aktivering af de enkelte funktioner i anlæggene og konfiguration af de specifikke parametre skal opfylde kravene angivet i Teknisk forskrift 5.8.1. B4.1. Solcelleanlæg kategori A Solcelleanlæg af denne størrelse skal kunne udveksle den i Bilag B4.1 specificerede information med elforsyningsvirksomheden. B4.2. Solcelleanlæg kategori B Solcelleanlæg af denne størrelse skal kunne udveksle den i Bilag B4.1 specificerede information med elforsyningsvirksomheden. B4.3. Solcelleanlæg kategori C Solcelleanlæg af denne størrelse skal kunne udveksle den i Bilag B4.1 specificerede information med elforsyningsvirksomheden. Signalerne skal af anlægsejer verificeres og stilles til rådighed på kommunikationsgrænsefladen PCOM. B4.4. Solcelleanlæg kategori D Solcelleanlæg af denne størrelse skal kunne udveksle den i Bilag B4.1 specificerede information med den systemansvarlige virksomhed. Signalerne skal af anlægsejer verificeres og stilles til rådighed på kommunikationsgrænsefladen PCOM. Signalliste Bilag B4.1 er tilgængelig på www.energinet.dk. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 80/84

Verifikationsrapport 2522 2523 2524 2525 2526 2527 2528 2529 2530 2531 2532 2533 2534 2535 2536 2537 2538 2539 2540 Bilag 5 Verifikationsrapport Dette krav gælder alle solcelleanlæg af kategori C og D i samme nettilslutningspunkt. Rapportskabelonen er en tjekliste og vejledning til at eftervise, at solcelleanlægget overholder de tekniske, funktionelle og dokumentationsmæssige krav, som denne forskrift specificerer. Firmaspecifikke rapportskabeloner accepteres, når de tekniske, funktionelle og dokumentationsmæssige krav er opfyldt. B5.1. Solcelleanlæg kategori C og D Rapporten skal indeholde og dokumentere de nødvendige test, som efterviser gældende krav beskrevet i den tekniske forskrift. Verifikationsrapport Bilag B5.1 er tilgængelig på www.energinet.dk. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 81/84

Optagelseskriterier for positivlisten 2541 2542 2543 2544 2545 2546 2547 2548 2549 2550 2551 2552 2553 2554 2555 2556 2557 2558 2559 2560 2561 2562 2563 2564 2565 2566 2567 2568 2569 2570 2571 2572 2573 2574 2575 2576 2577 2578 2579 2580 2581 2582 Bilag 6 Optagelseskriterier for positivlisten For at kunne overholde kravene specificeret i TF 3.2.2 om optagelse på positivlisten for nettilsluttede vekselrettere, som kan benyttes i anlæg af kategori A- størrelse, kan vejledningen i dette bilag benyttes. Leverandøren af elproducerende anlæg er ansvarlig for, at det leverede anlæg overholder kravene i Teknisk forskrift 3.2.2 for nettilsluttede solcellevekselrettere i kategori A. Hvis anlæggets vekselretter er opført på positivlisten for kategori A, kan den umiddelbart nettilsluttes, når den opfylder alle øvrige krav til anlægskategorien. Netvirksomheden i det pågældende netområde konsulterer positivlisten for at se, om anlæggets vekselretter(e) er registreret på listen. Hvis anlægstypen ikke er registreret på Energinet.dk's positivliste, skal nedenstående dokumentation sendes til gennemgang hos Energinet.dk på e- mail: teknik@energnet.dk. Leverandørerklæring TF 3.2.1, Bilag 1 i udfyldt og underskrevet stand CE overensstemmelseserklæring fra testvirksomhed der omfattende kravene i følgende standarder: o EN61000-3-11 o EN61000-3-12 o EN61000-6-1 o EN61000-6-2 o EN61000-6-3 o EN61000-6-4 o EN61209-1 o EN61209-2 Datablad fra producent på vekselretterens outputmærkestrøm I n i nettilslutningspunktet PGC. Verifikationsrapport, Bilag TF 3.2.1 bilag 2. o EN50438 Hvis anlægget overholder anførte krav, tilføjes vekselretteren på positivlisten. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 82/84

Leverandørerklæring 2583 2584 2585 2586 2587 2588 2589 2590 2591 2592 2593 2594 2595 2596 2597 2598 2599 2600 2601 2602 2603 2604 2605 2606 2607 2608 2609 2610 2611 Bilag 7 Leverandørerklæring Leverandørerklæring for elproducerende anlæg større end 16 A pr. fase til og med 75 A pr. fase, som tilsluttes lavspændingsnettet via vekselrettere Undertegnede erklærer hermed, at den/de nævnte anlægstype/anlægstyper: - Skriv specifik type - Skriv specifik type - Skriv specifik type overholder retningslinjer for elproducerende anlæg større end 16 A pr. fase til og med 75 A pr. fase, som tilsluttes lavspændingsnettet via vekselrettere. Leverandørerklæringen skal suppleres med følgende bilag: - Leverandørspecifik dokumentation for mærkestrøm pr. fase - CE-overensstemmelseserklæring - Testrapport, TF 3.2.1 Bilag 2. 2612 2613 2614 Dato Firma Leverandørens underskrift Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 83/84

Leverandørerklæring 2615 2616 2617 2618 2619 2620 2621 2622 2623 2624 2625 2626 2627 2628 2629 2630 2631 2632 2633 2634 2635 2636 2637 2638 2639 2640 2641 2642 2643 2644 2645 2646 Vejledning til udfyldelse og indhold i leverandørerklæringen Leverandøren af elproducerende anlæg er ansvarlig for, at leverede anlæg overholder kravene i retningslinjer for elproducerende anlæg med en mærkestrøm større end 16 A pr. fase, som tilsluttes lavspændingsnettet via vekselrettere. Hvis anlægstypen ikke er registreret på Energinet.dk's positivliste, skal leverandørerklæringen (og de relevante bilag) sendes til gennemgang hos Energinet.dk, Tilslutning og nettoafregning erhverv, på e- mail: teknik@energnet.dk. Hvis anlægget overholder kravene, så tilføjes anlægstypen på positivliste (Solcelleanlæg). Fremgangsmåde: 1. Leverandøren skal i nærværende leverandørerklæring erklære, at kravene i retningslinjerne er overholdt. 2. Leverandørerklæringen skal suppleres med følgende bilag: - Leverandørspecifik dokumentation for mærkestrøm pr. fase - CE-overensstemmelseserklæring - Testrapport, TF 3.2.1 Bilag 2. 3. Leverandørerklæringen (inkl. bilag) skal sendes elektronisk til Energinet.dk, Tilslutning og nettoafregning erhverv, på e- mail: teknik@energinet.dk før salg i Danmark eller før installation af det elproducerende anlæg. Dok. 14/17997-6 Teknisk forskrift 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kw 84/84