DIN 61400 21 (2002) [Wind turbine generator systems] [Part 21 Measurement and assessment of power quality characteristics of grid connected wind turbines] [VDE 0127 IEC 61400 21 2001 ]

Ref. Nr. DIN EN 61400-21

(VDE 0127 Teil 21):2002-11

Preisgr.

VDE-Vertr.-Nr.

Beuth-Vertr.-Nr. 3328

Klassifikation

November 2002

Windenergieanlagen

Teil 21: Messung und Bewertung der Netzverträglichkeit von

netzgekoppelten Windenergieanlagen

(IEC 61400-21:2001)

Deutsche Fassung EN 61400-21:2002

EN 61400-21

Diese Norm ist zugleich eine VDE-Bestimmung im Sinne von VDE 0022. Sie ist nach
Durchführung des vom VDE-Vorstand beschlossenen Genehmigungsverfahrens unter
nebenstehenden Nummern in das VDE-Vorschriftenwerk aufgenommen und in der etz
Elektrotechnische Zeitschrift bekannt gegeben worden.

VDE 0127

Teil 21

ICS 27.180

Wind turbine generator systems
Part 21: Measurement and assessment of power quality characteristics
of grid connected wind turbines
(IEC 61400-21:2001);
German version EN 61400-21:2002

Aérogénérateurs
Partie 21: Mesurage et évaluation des caractéristiques de qualité de
puissance des éoliennes connectées au réseau
(CEI 61400-21:2001);
Version allemande EN 61400-21:2002

Die Europäische Norm EN 61400-21:2002 hat den Status einer Deutschen Norm.

Beginn der Gültigkeit

Die EN 61400-21 wurde am 2002-02-01 angenommen.

DEUTSCHE NORM

DKE Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik im DIN und VDE

Nationales Vorwort

Für die vorliegende Norm ist das nationale Arbeitsgremium K 383 „Windenergieanlagen“ der DKE Deutsche Kommission
Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik im DIN und VDE zuständig.

Norm-Inhalt war veröffentlicht als E DIN IEC 88/101/CD (VDE 0127 Teil 21):1999-09.

Die enthaltene IEC-Publikation wurde vom TC 88 „Wind turbine systems“ erarbeitet.

Fortsetzung Seite 2 und 3
und 45 Seiten EN

28 K

0127005

DIN EN 61400-21 (VDE 0127 Teil 21):2002-11

Seite 2

Nationaler Anhang NA

(informativ)

Zusammenhang mit Europäischen und Internationalen Normen

Für den Fall einer undatierten Verweisung im normativen Text (Verweisung auf eine Norm ohne Angabe des
Ausgabedatums und ohne Hinweis auf eine Abschnittsnummer, eine Tabelle, ein Bild usw.) bezieht sich die
Verweisung auf die jeweils neueste gültige Ausgabe der in Bezug genommenen Norm.

Für den Fall einer datierten Verweisung im normativen Text bezieht sich die Verweisung immer auf die in
Bezug genommene Ausgabe der Norm.

Der Zusammenhang der zitierten Normen mit den entsprechenden Deutschen Normen ist nachstehend
wiedergegeben. Zum Zeitpunkt der Veröffentlichung dieser Norm waren die angegebenen Ausgaben gültig.

IEC hat 1997 die Benummerung der IEC-Publikationen geändert. Zu den bisher verwendeten Normnummern
wird jeweils 60000 addiert. So ist zum Beispiel aus IEC 68 nun IEC 60068 geworden.

Tabelle NA.1

Europäische Norm

Internationale Norm

Deutsche Norm

Klassifikation im
VDE-Vorschriftenwerk

EN 60034-1:1998
+ A1:1998
+ A2: 1999

IEC 60034-1:1996,
mod.
+ A1:1997
+ A2: 1999

DIN EN 60034-1
(VDE 0530 Teil 1):2000-09

VDE 0530 Teil 1

EN 60044-1:1999
+ A1:2000

IEC 60044-1:1996
+ A1:2000

DIN EN 60044-1
(VDE 0414 Teil 1):2001-11

VDE 0414 Teil 1

–

IEC 60050-161:1990
+ A1:1997
+ A2:1998

IEV Kapitel 161:2000-08

–

IEC 60050-393:1996

IEV Kapitel 393:2001-03

–

IEC 60050-415:1999

IEV Kapitel 415:2000-02

–

IEC 60186:1987
+ A1:1988
+ A2: 1995
IEC 60185:1987

DIN 42600-1:1973-08

–

EN 60688:1992
+ A1:1999
+ A2:2001

IEC 60688:1992
+ A1:1997
+ A2:2001

DIN EN 60688:2002-04

–

EN 61000-4-7:1993

IEC 61000-4-7:1991

DIN EN 61000-4-7
(VDE 0847 Teil 4-7):1994-08

VDE 0847 Teil 4-7

EN 61000-4-15:1998 IEC 61000-4-15:1997 DIN EN 61000-4-15

(VDE 0847 Teil 4-15):1998-11

VDE 0847 Teil 4-15

EN 61800-3:1996
+ A11:2000

IEC 61800-3:1996

DIN EN 61800-3
(VDE 0160 Teil 100):2001-02

VDE 0160 Teil 100

DIN EN 61400-21 (VDE 0127 Teil 21):2002-11

Seite 3

Nationaler Anhang NB

(informativ)

Literaturhinweise

DIN EN 60034-1 (VDE 0530 Teil 1),

Drehende elektrische Maschinen – Teil 1: Bemessung und Betriebsver-

halten (IEC 60034-1:1996, modifiziert + A1:1997 + A2:1999); Deutsche Fassung EN 60034-1:1998
+ A1:1998 + A2:1999.

DIN EN 60044-1 (VDE 0414 Teil 1),

Messwandler – Teil 1: Stromwandler (IEC 60044-1:1999 + A1:2000);

Deutsche Fassung EN 60044-1:1999 + A1:2000 (daneben gilt DIN EN 60044-1 (2000-04) noch bis
2003-09-01).

IEV Teil 161,

Internationales

Elektrotechnisches

Wörterbuch

–

Kapitel 161:

Elektromagnetische

Verträglichkeit; Konsolidierte Fassung aus IEC 60050-161:1990-08, Änderung 1:1997-10 und Änderung 2:
1998-04.

IEV Teil 393,

Internationales Elektrotechnisches Wörterbuch – Kapitel 393: Nukleare Instrumentierung:

Physikalische Phänomene und grundlegende Begriffe; Teil 1: Ionisierende Strahlung und Radioaktivität;
Hauptabschnitt 393-01: Teilchen; Identisch mit IEC 60050-393:1996-10.

IEV Teil 415,

Internationales Elektrotechnisches Wörterbuch – Teil 415: Windenergieanlagen; Identisch mit

IEC 60050-415:1999-04.

DIN 42600-1,

Messwandler für 50 Hz, Reihen 0,5 bis 45 N, U(index)m von 0,6 bis 52 kV, Allgemeine

Richtlinien.

DIN EN 60688,

Elektrische Messumformer für die Umwandlung von Wechselstromgrößen in analoge oder

digitale Signale (IEC 60688:1992 +A1:1997, modifiziert + A2:2001); Deutsche Fassung EN 60688:1992
+ A1:1999 + A2:2001.

DIN EN 61000-4-7 (VDE 0847 Teil 4-7),

Elektromagnetische Verträglichkeit (EMV) – Teil 4: Prüf- und

Messverfahren; Hauptabschnitt 7: Allgemeiner Leitfaden für Verfahren und Geräte zur Messung von
Oberschwingungen und Zwischenharmonischen in Stromversorgungsnetzen und angeschlossenen Geräten
(IEC 61000-4-7:1991); Deutsche Fassung EN 61000-4-7:1993.

DIN EN 61000-4-15 (VDE 0847 Teil 4-15),

Elektromagnetische Verträglichkeit (EMV) – Teil 4: Prüf- und

Messverfahren; Hauptabschnitt 15: Flickermeter – Funktionsbeschreibung und Auslegungsspezifikation
(IEC 61000-4-15:1997); Deutsche Fassung EN 61000-4-15:1998.

DIN EN 61800-3

(VDE 0160 Teil 100),

Drehzahlveränderbare

elektrische

Antriebe

–

Teil 3:

EMV-Produktnorm einschließlich spezieller Prüfverfahren (IEC 61800-3:1996);

Deutsche

Fassung

EN 61800-3:1996 + A11:2000.

DIN EN 61400-21 (VDE 0127 Teil 21):2002-11

Seite 4

– Leerseite –

EUROPÄISCHE NORM

EUROPEAN STANDARD

NORME EUROPÉENNE

EN 61400-21

Februar 2002

ICS 27.180

Deutsche Fassung

Windenergieanlagen

Teil 21: Messung und Bewertung der Netzverträglichkeit von netzgekoppelten

Windenergieanlagen

(IEC 61400-21:2001)

Wind turbine generator systems

Part 21: Measurement and assessment of
power quality characteristics of grid connected
wind turbines
(IEC 61400-21:2001)

Aérogénérateurs
Partie 21: Mesurage et évaluation des
caractéristiques de qualité de puissance des
éoliennes connectées au réseau
(CEI 61400-21:2001)

Diese Europäische Norm wurde von CENELEC am 2002-02-01 angenommen. Die
CENELEC-Mitglieder sind gehalten, die CEN/CENELEC-Geschäftsordnung zu
erfüllen, in der die Bedingungen festgelegt sind, unter denen dieser Europäischen
Norm ohne jede Änderung der Status einer nationalen Norm zu geben ist.

Auf dem letzten Stand befindliche Listen dieser nationalen Normen mit ihren biblio-
graphischen Angaben sind beim Zentralsekretariat oder bei jedem CENELEC-Mit-
glied auf Anfrage erhältlich.

Diese Europäische Norm besteht in drei offiziellen Fassungen (Deutsch, Englisch,
Französisch). Eine Fassung in einer anderen Sprache, die von einem CENELEC-
Mitglied in eigener Verantwortung durch Übersetzung in seine Landessprache ge-
macht und dem Zentralsekretariat mitgeteilt worden ist, hat den gleichen Status wie
die offiziellen Fassungen.

CENELEC-Mitglieder sind die nationalen elektrotechnischen Komitees von Belgien,
Dänemark, Deutschland, Finnland, Frankreich, Griechenland, Irland, Island, Italien,
Luxemburg, Malta, Niederlande, Norwegen, Österreich, Portugal, Schweden,
Schweiz, Spanien, Tschechische Republik und dem Vereinigten Königreich.

CENELEC

Europäisches Komitee für Elektrotechnische Normung

European Committee for Electrotechnical Standardization

Comité Européen de Normalisation Electrotechnique

Zentralsekretariat: rue de Stassart 35, B-1050 Brüssel

sind weltweit den Mitgliedern von CENELEC vorbehalten.

Ref. Nr. EN 61400-21:2002 D

EN 61400-21:2002

Seite 2

Vorwort

Der Text des Schriftstücks 80/144/FDIS, zukünftige 1. Ausgabe von IEC 61400-21, ausgearbeitet von dem
IEC TC 88 „Wind turbine systems“, wurde der IEC-CENELEC Parallelen Abstimmung unterworfen und von
CENELEC am 2002-02-01 als EN 61400-21 angenommen.

Nachstehende Daten wurden festgelegt:

– spätestes Datum, zu dem die EN auf nationaler Ebene

durch Veröffentlichung einer identischen nationalen
Norm oder durch Anerkennung übernommen werden
muss

(dop):

2002-11-01

– spätestes Datum, zu dem nationale Normen, die

der EN entgegenstehen, zurückgezogen werden
müssen

(dow):

2005-02-01

Anhänge, die als „normativ“ bezeichnet sind, gehören zum Norminhalt.
Anhänge, die als „informativ“ bezeichnet sind, enthalten nur Informationen.
In dieser Norm ist Anhang ZA normativ und sind die Anhänge A und B informativ.
Der Anhang ZA wurde von CENELEC hinzugefügt.

__________

Anerkennungsnotiz

Der Text der Internationalen Norm IEC 61400-21:2001 wurde von CENELEC ohne irgendeine Abänderung
als Europäische Norm angenommen.

EN 61400-21:2002

Seite 3

Inhalt

Seite

Vorwort............................................................................................................................................................. 2

Einleitung ......................................................................................................................................................... 5

Anwendungsbereich .............................................................................................................................. 5

Normative Verweisungen ...................................................................................................................... 6

Begriffe .................................................................................................................................................. 6

Kurzzeichen und Einheiten.................................................................................................................... 9

Abkürzungen ....................................................................................................................................... 11

Charakteristische Parameter für die Netzverträglichkeit einer WEA................................................... 12

6.1

Allgemeines ......................................................................................................................................... 12

6.2

Bemessungsdaten............................................................................................................................... 12

6.3

Größte zulässige Leistung................................................................................................................... 12

6.4

Größte gemessene Leistung ............................................................................................................... 12

6.5

Blindleistung ........................................................................................................................................ 12

6.6

Spannungsschwankungen .................................................................................................................. 12

6.7

Oberschwingungen.............................................................................................................................. 13

Messverfahren ..................................................................................................................................... 14

7.1

Allgemeines ......................................................................................................................................... 14

7.2

Bemessungsdaten............................................................................................................................... 17

7.3

Größte zulässige Leistung................................................................................................................... 17

7.4

Größte gemessene Leistung ............................................................................................................... 17

7.5

Blindleistung ........................................................................................................................................ 17

7.6

Spannungsschwankungen .................................................................................................................. 18

7.7

Oberschwingungen.............................................................................................................................. 24

Bewertung der Netzverträglichkeit ...................................................................................................... 24

8.1

Allgemeines ......................................................................................................................................... 24

8.2

Dauerspannung ................................................................................................................................... 25

8.3

Spannungsschwankungen .................................................................................................................. 25

8.4

Oberschwingungen.............................................................................................................................. 28

Anhang A (informativ) Beispielformat für einen Prüfbericht .......................................................................... 29

Anhang B (informativ) Spannungsschwankungen und Flicker...................................................................... 34

Literaturhinweise............................................................................................................................................ 43

Anhang ZA (normativ) Normative Verweisungen auf internationale Publikationen mit ihren

entsprechenden europäischen Publikationen ..................................................................................... 44

Bild 1 – Angenommene Elemente des Messsystems ................................................................................... 16

Bild 2 – Fiktives Verbundnetz zur Simulation der fiktiven Spannung ............................................................ 18

Bild B.1 – Mess- und Bewertungsverfahren für den Flicker bei Dauerbetrieb der WEA ............................... 34

Bild B.2 – Mess- und Bewertungsverfahren für Spannungsänderungen und Flicker bei

Schaltvorgängen der WEA .................................................................................................................. 35

Bild B.3 – Flickerbeiwert als Funktion der Windgeschwindigkeit................................................................... 36

EN 61400-21:2002

Seite 4

Tabelle 1 – Festlegung von Anforderungen für das Messsystem ................................................................. 16

Tabelle 2 – Spezifikation der Exponenten nach IEC 61000-3-6 .................................................................... 28

Tabelle B.1 – Anzahl der Messungen

m,i

und Häufigkeit des Auftretens von

m,i

und

y,i

für jedes

Windgeschwindigkeitsbin im Bereich zwischen der Einschaltwindgeschwindigkeit bis 15 m/s .......... 37

Tabelle B.2 – Wichtungsfaktor

für jedes Windgeschwindigkeitsbin........................................................... 37

Tabelle B.3 – Gesamtsumme des Wichtungsfaktors multipliziert mit der Anzahl der Messungen für

alle Windgeschwindigkeitsbins ............................................................................................................ 38

Tabelle B.4 – Gewichtete akkumulierte Verteilung der Flickerbeiwerte

(

) für jede

Windgeschwindigkeitsverteilung.......................................................................................................... 39

Tabelle B.5 – Resultierender Flickerbeiwert im Dauerbetrieb ....................................................................... 40

Tabelle B.6 – Wahrscheinlichkeiten und Quantile für unterschiedliche Windgeschwindigkeiten .................. 40

EN 61400-21:2002

Seite 5

Einleitung

Der Zweck dieses Teils der IEC 61400 ist die Bereitstellung einer einheitlichen Methodik, die die Übereinstim-
mung und Genauigkeit bei der Messung und Bewertung der Kennwerte der Netzverträglichkeit von
Windenergieanlagen (WEAs) sicherstellt, die an ein Verbundnetz angeschlossen sind. In dieser Beziehung
umfasst der Begriff „Netzverträglichkeit“ diejenigen elektrischen Kennwerte der WEA, die die Qualität der
Spannung des Verbundnetzes beeinflussen, an das die WEA angeschlossen ist. Die Norm wurde mit der
Erwartung erstellt, dass sie angewendet wird von:

–

WEA-Herstellern, die eine Erfüllung wohldefinierter Kennwerte der Netzverträglichkeit anstreben;

–

WEA-Käufern bei der genauen Festlegung dieser Kennwerte der Netzverträglichkeit;

–

WEA-Betreibern, von denen eine Überprüfung verlangt werden kann, ob diese angegebenen oder gefor-
derten Kennwerte der Netzverträglichkeit erfüllt werden;

–

WEA-Planern oder -Einrichtern, die in der Lage sein müssen, die Auswirkung einer WEA auf die Span-
nungsqualität genau und angemessen zu bestimmen, um sicherzustellen, dass die Einrichtung so
ausgelegt ist, dass die Anforderungen an die Spannungsqualität beachtet wurden;

–

WEA-Zertifizierungsstellen oder Bauteilprüforganisationen bei der Bewertung der Kennwerte der Netz-
verträglichkeit der WEA;

−

Planern oder Einrichtern des elektrischen Netzes, die in der Lage sein müssen, den geforderten
Verbundnetzanschluss einer WEA festzusetzen.

Die vorliegende Norm gibt Empfehlungen für die Vorbereitung der Messungen und die Bewertung der Kenn-
werte der Netzverträglichkeit von an ein Verbundnetz angeschlossenen WEAs. Die Norm unterstützt die
Gruppen, die an der Herstellung, Installationsplanung, Beschaffung von Genehmigungen, am Betrieb, an der
Nutzung, der Prüfung von WEAs und der Erstellung von Vorschriften für WEAs beteiligt sind. Die in der
vorliegenden Norm empfohlenen Mess- und Auswertungstechniken sollten von allen Gruppen angewendet
werden, um sicherzustellen, dass die fortlaufende Entwicklung und der Betrieb von WEAs in einer
Atmosphäre einer beständigen und genauen Kommunikation stattfindet.

Diese Norm unterbreitet Mess- und Auswertungsverfahren, von denen angenommen wird, dass sie
beständige Ergebnisse liefern, die von anderen nachvollzogen werden können.

1 Anwendungsbereich

Dieser Teil von IEC 61400 beinhaltet:

–

die Festlegung von Größen, die für die Charakterisierung der Netzverträglichkeit einer an ein
Verbundnetz angeschlossenen WEA zu bestimmen sind;

–

Messverfahren für die zahlenmäßige Festlegung der Kennwerte;

–

Verfahren für die Bewertung der Übereinstimmung mit den Anforderungen an die Netzverträglichkeit
einschließlich der Bewertung der Netzverträglichkeit, die von WEAs erwartet wird, wenn sie an einem
bestimmten Standort möglicherweise in Gruppen errichtet werden.

Die Messverfahren gelten für einzelne WEAs mit einem Dreiphasenanschluss an ein Verbundnetz und
solange die WEA nicht so betrieben wird, dass sie die Frequenz oder Spannung an einer Stelle im Netz aktiv
regelt. Die Messverfahren gelten für WEAs jeder Größe, obwohl die vorliegende Norm nur die Prüfung und
Charakterisierung von WEAs mit Verknüpfungspunkt im öffentlichen Netz mit Mittelspannung oder
Hochspannung fordert.

Die gemessenen Kennwerte sind nur für die spezielle Konfiguration der bewerteten WEA gültig. Andere
Konfigurationen einschließlich veränderter Betriebsführungsparameter, die verursachen, dass sich die WEA
bezüglich der Netzverträglichkeit anders verhält, erfordern eine eigene Bewertung.

Die Messverfahren sind so unabhängig vom Errichtungsort wie möglich angelegt, so dass die Kennwerte der
Netzverträglichkeit, die beispielsweise am Prüfstandort gemessen wurden, auch an anderen Standorten als
gültig betrachtet werden können.

EN 61400-21:2002

Seite 6

Die Verfahren für die Bewertung der Übereinstimmung mit den Anforderungen an die Netzverträglichkeit sind
für WEAs mit einem Verknüpfungspunkt im öffentlichen Netz mit Mittelspannung oder Hochspannung gültig in
Energiesystemen mit einer feststehenden Frequenz innerhalb von

1 Hz, ausreichenden Möglichkeiten der

Wirk- und Blindleistungsregelung und ausreichender Last zur Aufnahme der erzeugten Windenergie. In
anderen Fällen dürfen die Prinzipien für die Bewertung der Übereinstimmung mit den Anforderungen an die
Netzverträglichkeit trotzdem noch als Leitfaden benutzt werden.

ANMERKUNG 1

In dieser Norm werden folgende Definitionen für Systemspannungen verwendet:

–

Niederspannung (LV) bezieht sich auf

≤

1 kV;

–

Mittelspannung (MV) bezieht sich auf 1 kV <

≤

35 kV;

–

Hochspannung (HV) bezieht sich auf

> 35 kV.

ANMERKUNG 2

Das Thema der Zwischenharmonischen wird in dieser Norm nicht behandelt, es ist jedoch in

Beratung und es wird erwartet, dass vom betreffenden IEC-Komitee geeignete Mess- und Bewertungsverfahren
aufgestellt werden.

2 Normative Verweisungen

Die folgenden normativen Dokumente enthalten Festlegungen, die durch Verweisung in diesem Text
Bestandteil von IEC 61400 sind. Bei datierten Verweisungen gelten spätere Änderungen oder
Überarbeitungen dieser Publikationen nicht. Anwender von IEC 61400 werden jedoch gebeten, die
Möglichkeit zu prüfen, die jeweils neuesten Ausgaben der nachfolgend angegebenen normativen Dokumente
anzuwenden. Bei undatierten Verweisungen gilt die letzte Ausgabe des in Bezug genommenen normativen
Dokuments. Mitglieder von ISO und IEC führen Verzeichnisse der gültigen Internationalen Normen.

IEC 60034-1,

Rotating electrical machines – Part 1: Rating and performance.

IEC 60044-1,

Instrument transformers – Part 1: Current transformers.

IEC 60050(161),

International Electrotechnical Vocabulary (IEV) – Chapter 161: Electromagnetic

compatibility.

IEC 60050(393),

International Electrotechnical Vocabulary (IEV) – Chapter 393: Nuclear instrumentation:

Physical phenomena and basic concepts.

IEC 60050(415),

International Electrotechnical Vocabulary (IEV) – Chapter 415: Wind turbine generator sys-

tems.

IEC 60186,

Voltage transformers. Amendment 1 (1988), Amendment 2 (1995).

IEC 60688,

Electrical measuring transducers for converting a.c. electrical quantities to analogue or digital

signals.

IEC 61000-4-7,

Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 4: Testing and measurement techniques –

Section 7: General guide on harmonics and interharmonics measurements and instrumentation, for power
supply systems and equipment connected thereto.

IEC 61000-4-15,

Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 4: Testing and measurement techniques –

Section 15: Flickermeter – Functional and design specifications.

IEC 61800-3,

Adjustable speed electrical power drive systems – Part 3: EMC product standard including

specific test methods.

3 Begriffe

Für die Anwendung dieses Teils von IEC 61400 gelten folgende Begriffe.

EN 61400-21:2002

Seite 7

3.1
Dauerbetrieb (einer WEA)
normaler Betrieb der WEA mit Ausnahme von Einschalt- und Abschaltvorgängen

3.2
Einschaltwindgeschwindigkeit (einer WEA)
kleinste Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe, bei der die WEA beginnt, Leistung zu erzeugen

[IEV 415-03-05]

3.3
Flickerbeiwert für den Dauerbetrieb (einer WEA)
normiertes Maß der Flickeremission beim Dauerbetrieb der WEA:

k,fic

st,fic

(

)

ψ =

⋅

Dabei ist

st,fic

die Flickeremission der WEA am fiktiven Verbundnetz;

die Bemessungsscheinleistung der WEA;

k,fic

die Kurzschlussscheinleistung des fiktiven Verbundnetzes.

ANMERKUNG

Der Flickerbeiwert für den Dauerbetrieb ist für kurze Zeitabschnitte (10 min) und lange Zeitabschnitte

(2 h) gleich.

3.4
Flickerformfaktor (einer WEA)
normiertes Maß der Flickeremission aufgrund eines einzelnen Schaltvorganges der WEA

k,fic

0,31

st,fic

(

)

130

ψ =

⋅

Dabei ist

die Messdauer, die lange genug sein muss, um das Abklingen der Transienten des Schaltvor-
ganges sicherzustellen, jedoch auch begrenzt werden muss, um mögliche Leistungsschwankungen
aufgrund von Turbulenzen auszuschließen;

st,fic

die Flickeremission der WEA am fiktiven Verbundnetz;

die Bemessungsscheinleistung der WEA;

k,fic

die Kurzschlussscheinleistung des fiktiven Verbundnetzes.

3.5
größte zulässige Leistung (einer WEA)
mittlere 10-Minuten-Leistung der WEA, die unabhängig von der Wetterlage und vom Zustand des Verbund-
netzes nicht überschritten werden darf

3.6
größte gemessene Leistung (einer WEA)
Leistung (mit einer festgelegten Zeit, über der der Mittelwert gebildet wird), die beim Dauerbetrieb der WEA
beobachtet wird

3.7
Phasenwinkel der Netzimpedanz
Phasenwinkel der Netzkurzschlussimpedanz:

)

(

arctan

Dabei ist

der Kurzschlussblindwiderstand des Netzes;

EN 61400-21:2002

Seite 8

der Kurzschlusswirkwiderstand des Netzes.

3.8
Normalbetrieb (einer WEA)
fehlerfreier Betrieb, der der Beschreibung im WEA-Handbuch entspricht

[IEV 393-08-12, modifiziert]

3.9
Ausgangsleistung (einer WEA)
elektrische Wirkleistung, die an den Anschlüssen der WEA abgegeben wird

[IEV 415-04-02, modifiziert]

3.10
Verknüpfungspunkt PCC
Punkt in einem Elektrizitätsversorgungsnetz, der elektrisch einem speziellen Verbraucher am nächsten liegt
und an den andere Verbraucher angeschlossen sind oder sein können

ANMERKUNG 1 Diese Verbraucher können entweder Geräte, Einrichtungen oder Systeme oder bestimmte Anlagen
beim Kunden sein.

ANMERKUNG 2 In einigen Anwendungen ist die Benennung „Verknüpfungspunkt“ auf öffentliche Netze beschränkt.

[IEV 161-07-15, modifiziert]

3.11
elektrisches Kraftwerksnetz (einer WEA)
elektrisches Netz, das die Ausgangsleistung einer WEA aufnimmt und in ein Stromversorgungsnetz speist

[IEV 415-04-06, modifiziert]

3.12
Bemessungsscheinleistung (einer WEA)
Scheinleistung einer WEA, wenn diese bei Bemessungsleistung und Nennspannung und -frequenz betrieben
wird

Dabei ist

die Bemessungsleistung;

die entsprechende Blindleistung.

3.13
Bemessungsstrom (einer WEA)
Strom einer WEA, wenn diese bei Bemessungsleistung und Nennspannung und -frequenz betrieben wird

3.14
Bemessungsleistung (einer WEA)
maximale Dauerausgangsleistung unter normalen Betriebsbedingungen, für die eine WEA ausgelegt ist

[IEV 415-04-03, modifiziert]

3.15
Bemessungswindgeschwindigkeit (einer WEA)
Windgeschwindigkeit, bei der die Bemessungsleistung einer WEA erreicht wird

[IEV 415-03-04, modifiziert]

3.16
Bemessungsblindleistung (einer WEA)
Blindleistung einer WEA, wenn diese bei Bemessungsleistung und Nennspannung und -frequenz betrieben
wird

EN 61400-21:2002

Seite 9

3.17
Stillstand (einer WEA)
Zustand einer WEA, die stillgesetzt wurde

[IEV 415-01-15, modifiziert]

3.18
Einschalten (einer WEA)
Übergangszustand einer WEA zwischen Stillstand und Leistungserzeugung

3.19
Schaltvorgang (einer WEA)
Einschalten oder Schalten zwischen Generatoren

3.20
Turbulenzintensität
Verhältnis der Standardabweichung der Windgeschwindigkeit zur mittleren Windgeschwindigkeit, beide aus
denselben Windgeschwindigkeits-Messdaten bestimmt, die über eine festgelegte Dauer ermittelt wurden

[IEV 415-03-25]

3.21
Spannungsänderungsfaktor (einer WEA)
normiertes Maß der Spannungsänderung aufgrund eines Schaltvorganges der WEA:

fic,max

fic,min

k,fic

(

)

−

⋅

Dabei sind

fic, min

und

fic, max

die kleinsten und größten Effektivwerte einer Periode der Spannung zwischen Phase und

Nullleiter am fiktiven Verbundnetz während des Schaltvorganges;

die Nennspannung zwischen den Phasen;

die Bemessungsscheinleistung der WEA;

k,fic

die Kurzschlussscheinleistung des fiktiven Verbundnetzes.

ANMERKUNG

Der Spannungsänderungsfaktor

ähnelt

, dem Verhältnis zwischen dem größten Einschaltstrom und

dem Bemessungsstrom, jedoch ist

eine Funktion des Phasenwinkels der Netzimpedanz. Der höchste Wert von

liegt

zahlenmäßig nahe

3.22
Windenergieanlage WEA
System, das kinetische Energie des Windes in elektrische Energie umwandelt

3.23
Anschlussklemmen der Windenergieanlage
Punkt, der ein Teil der WEA ist und vom Lieferanten der WEA gekennzeichnet wird, an dem die WEA an das
elektrisches Kraftwerksnetz angeschlossen werden kann

4 Kurzzeichen und Einheiten

In der vorliegenden Norm werden folgende Kurzzeichen und Einheiten verwendet.

dyn

∆

maximale zulässige Spannungsänderung (%)

Phasenwinkel der Netzimpedanz (Grad)

(t)

Phasenwinkel der Grundschwingung der gemessenen Spannung (Grad)

EN 61400-21:2002

Seite 10

Exponent in Verbindung mit der Addition der Oberschwingungen

)

Flickerbeiwert für den Dauerbetrieb

relative Spannungsänderung (%)

Plti

Grenzwert für eine Langzeit-Flickeremission

Psti

Grenzwert für eine Kurzzeit-Flickeremission

Grundfrequenz des Verbundnetzes (Hz)

m,i

Häufigkeit des Auftretens von Werten des Flickerbeiwertes innerhalb des i-ten Bins der Wind-
geschwindigkeit

y,i

Häufigkeit des Auftretens der Windgeschwindigkeiten innerhalb des i-ten Bins der Windgeschwin-
digkeit

Ordnungszahl der Oberschwingung

h,i

Oberschwingungsstromverzerrung h-ter Ordnung der i-ten WEA (A)

(t)

gemessener Momentanstrom (A)

Bemessungsstrom (A)

(

)

Flickerformfaktor

Verhältnis des maximalen Einschaltstromes zum Bemessungsstrom

(

)

Spannungsänderungsfaktor

fic

Induktivität eines fiktiven Verbundnetzes (H)

maximale Anzahl einer Art von Schaltvorgängen innerhalb eines Zeitabschnittes von 10 min

120

maximale Anzahl einer Art von Schaltvorgängen innerhalb eines Zeitabschnittes von 120 min

bin

Gesamtanzahl von Bins der Windgeschwindigkeit zwischen

cut-in

und 15 m/s

Übersetzungsverhältnis des Transformators an der i-ten WEA

Gesamtanzahl gemessener Werte für den Flickerbeiwert

m,i

Anzahl gemessener Werte für den Flickerbeiwert innerhalb des i-ten Bins der Windgeschwindigkeit

m,i,c<x

Anzahl von Werten für den Flickerbeiwert, die innerhalb des i-ten Bins der Windgeschwindigkeit
kleiner als x sind

Anzahl von WEAs

0,2

größte gemessene Leistung (0,2-Sekunden-Mittelwert) (W)

größte gemessene Leistung (60-Sekunden-Mittelwert) (W)

Langzeit-Flickerstörfaktor

größte zulässige Leistung (W)

Bemessungsleistung einer WEA (W)

EN 61400-21:2002

Seite 11

Pr(c<x)

akkumulierte Verteilung von

Kurzzeit-Flickerstörfaktor

st,fic

Kurzzeit-Flickerstörfaktor im fiktiven Verbundnetz

0,2

Blindleistung (0,2-Sekunden-Mittelwert) bei

0,2

(var)

Blindleistung (60-Sekunden-Mittelwert) bei

(var)

Blindleistung bei

(var)

Bemessungsblindleistung einer WEA (var)

fic

Widerstand des fiktiven Verbundnetzes (

Ω

)

0,2

Scheinleistung (0,2-Sekunden-Mittelwert) bei

0,2

(VA)

Scheinleistung (60-Sekunden-Mittelwert) bei

(VA)

Kurzschlussscheinleistung des Verbundnetzes (VA)

k,fic

Kurzschlussscheinleistung des fiktiven Verbundnetzes (VA)

Scheinleistung bei

(VA)

Bemessungsscheinleistung einer WEA (VA)

Übergangszeit für einen Schaltvorgang (s)

(t)

Phasen-Nullleiter-Momentanspannung einer idealen Spannungsquelle (V)

fic

(t)

simulierte Phasen-Nullleiter-Momentanspannung am fiktiven Verbundnetz (V)

fic,max

größte Phasen-Nullleiter-Spannung am fiktiven Verbundnetz (V)

fic,min

kleinste Phasen-Nullleiter-Spannung am fiktiven Verbundnetz (V)

Nennspannung zwischen den Phasen (V)

mittlere jährliche Windgeschwindigkeit (m/s)

cut-in

Einschaltwindgeschwindigkeit (m/s)

Mittelpunkt des i-ten Bins der Windgeschwindigkeit

Wichtungsfaktor für das i-te Bin der Windgeschwindigkeit

fic

Blindwiderstand des fiktiven Verbundnetzes (

Ω

)

5 Abkürzungen

In der vorliegenden Norm werden folgende Abkürzungen benutzt.

A/D-Wandler

Analog-Digital-Wandler

Hochspannung

Niederspannung

EN 61400-21:2002

Seite 12

Mittelspannung

PCC

Verknüpfungspunkt im öffentlichen Netz

RMS

Effektivwert

WEA

Windenergieanlage

6 Charakteristische Parameter für die Netzverträglichkeit einer WEA

6.1 Allgemeines

In diesem Abschnitt werden die Größen angegeben, die für die Beschreibung der Netzverträglichkeit einer
WEA festgelegt werden müssen. Ein Musterformat für einen Prüfbericht ist im

Anhang A

angegeben.

Es muss das Erzeugerzählpfeilsystem zugrunde gelegt werden, d. h., es wird angenommen, dass die positive
Richtung des Leistungsflusses von der WEA zum Verbundnetz verläuft.

6.2 Bemessungsdaten

Es müssen die Bemessungsdaten der WEA einschließlich von

und

festgelegt werden.

ANMERKUNG

Die Bemessungsdaten werden in der vorliegenden Norm nur für Zwecke der Normierung benutzt.

6.3 Größte zulässige Leistung

Die größte zulässige Leistung

der WEA (die vom Betriebsführungssystem zugelassen wird) muss

festgelegt werden.

6.4 Größte gemessene Leistung

Die größte gemessene Leistung der WEA muss sowohl als 60-Sekunden-Mittelwert

als auch als

0,2-Sekunden-Mittelwert

0,2

ermittelt werden.

6.5 Blindleistung

Die Blindleistung der WEA muss in einer Tabelle als 10-Minuten-Mittelwerte als Funktion der mittleren
10-Minuten-Ausgangsleistung für 0 %, 10 %, …, 90 %, 100 % der Bemessungsleistung ermittelt werden. Es
müssen auch die Blindleistung bei

und

0,2

festgelegt werden.

6.6 Spannungsschwankungen

Die Spannungsschwankungen (Flicker und Spannungsänderungen), die durch die WEA entstehen, müssen
wie in 6.6.1 und

6.6.2

beschrieben charakterisiert werden.

6.6.1

Dauerbetrieb

Der Flickerbeiwert der WEA für den Dauerbetrieb

, v

)

muss als 99 %-Quantil für die Phasenwinkel der

Netzimpedanz von

= 30°, 50°, 70° und 85° in einer Tabelle für vier unterschiedliche Windgeschwindig-

keitsverteilungen mit mittleren jährlichen Windgeschwindigkeiten von

= 6 m/s, 7,5 m/s, 8,5 m/s und 10 m/s

festgelegt werden. Es wird angenommen, dass die 10-Minuten-Mittelwerte der Windgeschwindigkeit
Rayleigh-verteilt sind (siehe Anmerkung). Die mittlere jährliche Windgeschwindigkeit bezieht sich auf die
Nabenhöhe der WEA.

ANMERKUNG

Die Rayleigh-Verteilung ist eine Wahrscheinlichkeitsverteilung, die weitgehend der jährlichen Wind-

geschwindigkeitsverteilung genügt. Die Rayleigh-Verteilung kann beschrieben werden durch:

EN 61400-21:2002

Seite 13

( )

1 exp

F v





 





= −

−  





 





Dabei ist

F(v)

die kumulative Rayleigh-Wahrscheinlichkeitsverteilungsfunktion für die Windgeschwindigkeit;

die mittlere jährliche Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe;

die Windgeschwindigkeit.

6.6.2

Schaltvorgänge

Die Kennwerte müssen für die folgenden Fälle von Schaltvorgängen festgelegt werden:

a) Einschalten der WEA bei Einschaltwindgeschwindigkeit.

b) Einschalten der WEA bei Bemessungswindgeschwindigkeit.

c) Der ungünstigste Fall des Schaltens zwischen Generatoren (nur anwendbar für WEAs mit mehr als

einem Generator oder einem Generator mit mehreren Wicklungen). Siehe auch Anmerkung 1.

Für jeden der oben angegeben Fälle von Schaltvorgängen müssen die Werte der nachfolgenden Parameter
angegeben werden (siehe auch Anmerkungen 2 und 3):

1) Die maximale Anzahl

der Schaltvorgänge innerhalb einer Zeitspanne von 10 min.

2) Die maximale Anzahl

120

der Schaltvorgänge innerhalb einer Zeitspanne von 2 h.

3) Der Flickerformfaktor

(

)

für die Phasenwinkel der Netzimpedanz

= 30°, 50°, 70° und 85°.

4) Der Spannungsänderungsfaktor

(

)

für die Phasenwinkel der Netzimpedanz

= 30°, 50°, 70° und

85°.

ANMERKUNG 1

Der ungünstigste Fall des Schaltens zwischen Generatoren wird im Zusammenhang mit dem

Flickerformfaktor als der Schaltvorgang definiert, der den höchsten Flickerformfaktor ergibt, und im Zusammenhang mit
dem Spannungsänderungsfaktor als der Schaltvorgang, der den höchsten Spannungsänderungsfaktor ergibt.

ANMERKUNG 2

Die Parameter

und

120

beruhen auf den Angaben des Herstellers, während

(

)

und

(

)

gemessen und berechnet werden.

ANMERKUNG 3

Abhängig vom Betriebsführungssystem der WEA kann die maximale Anzahl der Schaltvorgänge

innerhalb einer Zeitspanne von 2 h kleiner sein als das 12fache der maximalen Anzahl der Schaltvorgänge innerhalb
einer Zeitspanne von 10 min.

6.7 Oberschwingungen

Für WEAs mit einem Leistungsumrichter (siehe Anmerkungen 1, 2, 3 und 4) muss die Emission von Ober-
schwingungsströmen von der WEA beim Dauerbetrieb angegeben werden. Diese müssen für Frequenzen bis
zum 50fachen der Grundfrequenz des Verbundnetzes (siehe Anmerkung 5) als einzelne Oberschwingungs-
ströme und maximale Gesamtoberschwingungsstromverzerrung angegeben werden. Die einzelnen Ober-
schwingungsströme müssen als 10-Minuten-Mittelwerte für jede Ordnung der Oberschwingung bei der Aus-
gangsleistung angegeben werden, die den einzelnen maximalen Oberschwingungsstrom ergibt. Die Werte
müssen in einer Tabelle als Prozentwert des Bemessungsstromes angegeben werden. Oberschwingungs-
ströme unter 0,1 % des Bemessungsstromes für jede Ordnung der Oberschwingungen brauchen nicht
angegeben zu werden.

ANMERKUNG 1

Die Emission von Oberschwingungen wurde bei einigen WEAs mit Asynchrongeneratoren aber

ohne Leistungsumrichter beobachtet. Es gibt jedoch kein vereinbartes Verfahren für die Messung von
Oberschwingungsemissionen von Asynchronmaschinen. Darüber hinaus gibt es keinen bekannten Fall von Kundenbe-
schwerden oder Beschädigungen von Einrichtungen durch Oberschwingungsemissionen von derartigen WEAs. Diese
Norm verlangt deshalb nicht die Messung von Oberschwingungsemissionen solcher WEAs.

ANMERKUNG 2

Der Synchrongenerator erzeugt eine Spannung mit einer Wellenform, die von der Form des

magnetischen Feldes im Luftspalt und der Regelmäßigkeit seiner Ständerwicklung abhängt. Für eine WEA mit einem
direkt an das Verbundnetz angeschlossenen Synchrongenerator sollte die Wellenform 8.4 von IEC 60034-1 entsprechen

EN 61400-21:2002

Seite 14

und mit den Anforderungen in 8.9 derselben Norm übereinstimmen. Dann besitzt die WEA nur eine sehr begrenzte
Emission von Strömen der Oberschwingungen und Zwischenharmonischen, und die vorliegende Norm muss diese
folglich nicht festlegen.

ANMERKUNG 3

Oberschwingungen werden solange als harmlos betrachtet, wie die Dauer auf einen kurzen Zeitab-

schnitt beschränkt ist. Erfahrungen mit einer Leistungselektronik zum „Sanftanlauf“ in WEAs haben nicht ergeben, dass
Oberschwingungsemissionen kurzer Dauer generell Probleme verursachen. Folglich erfordert die vorliegende Norm keine
Festlegung für Oberschwingungen kurzer Dauer, die durch das Einschalten der WEA oder andere Schaltvorgänge
verursacht werden.

ANMERKUNG 4

Es wurde ein Problem mit dem unnötigen Betätigen des Erdschlussschutzes an einer Niederspan-

nungsschaltung möglicherweise durch die Emission von Oberschwingungsströmen beim Anlaufen der WEA beobachtet.
Dieses Thema wird in einer zukünftigen Ausgabe dieser Norm berücksichtigt.

ANMERKUNG 5

Leistungsumrichter, die mit Schaltfrequenzen im kHz-Bereich arbeiten, können Oberschwingungen

mit mehr als der 50fachen Grundfrequenz des Verbundnetzes emittieren. Dieses Problem ist in Beratung, dazu werden
jedoch mehr Erfahrungen sowie genaue Mess- und Auswertungsverfahren vom entsprechenden IEC-Komitee erwartet.

7 Messverfahren

Abschnitt 7.1 gibt allgemeine Informationen über die Gültigkeit von Messungen, geforderte Prüfbedingungen
und -einrichtungen. Die Abschnitte

7.2 bis 7.7

legen die notwendigen Messungen fest, die zur Bestimmung

der charakteristischen Parameter der Netzverträglichkeit der bewerteten WEA vorzunehmen sind.

7.1 Allgemeines

Die Messverfahren gelten für eine einzelne WEA mit einem Dreiphasenanschluss an ein Verbundnetz und so
lange die WEA nicht so betrieben wird, dass sie die Frequenz oder Spannung an einer Stelle im Netz aktiv
regelt.

Die Messungen dienen im Allgemeinen zum Nachweis der charakteristischen Parameter der Netzverträglich-
keit für den gesamten Betriebsbereich der bewerteten WEA. Es sind jedoch keine Messungen für Windge-
schwindigkeiten über 15 m/s erforderlich (siehe Anmerkung 1). Das ist damit zu begründen, dass die erfor-
derlichen Messungen bei höheren Windgeschwindigkeiten im Normalfall wesentlich längere Messperioden
nach sich ziehen, weil höhere Windgeschwindigkeiten selten auftreten, und keinen bedeutend besseren
Nachweis der charakteristischen Parameter der Netzverträglichkeit der bewerteten WEA ergeben. Siehe
auch Anmerkung 2.

Die gemessenen Kennwerte gelten nur für die festgelegte Ausführung der bewerteten WEA. Andere Ausfüh-
rungen einschließlich geänderter Betriebsführungsparameter, die nach sich ziehen, dass sich die WEA
hinsichtlich der Netzverträglichkeit anders verhält, erfordern eine eigene Bewertung. Siehe auch
Anmerkung 3.

ANMERKUNG 1

Wenn Messungen oberhalb von 15 m/s vorgenommen wurden, können diese vernachlässigt

werden. Werden sie trotzdem aufgenommen, sollte der angewendete Windgeschwindigkeitsbereich im Prüfbericht
angegeben werden.

ANMERKUNG 2

Die Aufnahme von Messungen über 15 m/s kann die Genauigkeit des ermittelten Flickerbeiwertes

erhöhen und bei bestimmten Ausführungen von WEAs eine höhere maximal gemessene Leistung (0,2-Sekunden-
Mittelwert) ergeben. Wägt man jedoch zwischen Kosten und Genauigkeit ab, ist die Aufnahme von Messungen oberhalb
15 m/s nicht erforderlich. Werden Messungen oberhalb 15 m/s aufgenommen, erhöht das Vertrauen in die Ergebnisse
der Verfahren nach

8.3

für Standorte mit hohen Windgeschwindigkeiten.

ANMERKUNG 3

Einige Ausführungen von WEAs besitzen einen eingebauten Transformator. Die Messungen der

elektrischen Kennwerte sollten an den Anschlüssen der WEA vorgenommen werden. Es liegt im Ermessen des WEA-
Lieferanten, ob die Anschlüsse der WEA auf der Seite der niedrigeren oder höheren Spannung des Transformators
definiert werden. Es wird nicht erwartet, dass der Wechsel einer Ausgangsspannung des Transformators zur anderen
eine Veränderung des Verhaltens der WEA hinsichtlich der Netzverträglichkeit verursacht. Folglich ist keine eigene
Bewertung erforderlich, wenn die Ausgangsspannung des Transformators verändert wird, außer dass Bemessungsspan-
nung und -strom angepasst werden müssen.

EN 61400-21:2002

Seite 15

7.1.1

Prüfbedingungen

Es sind folgende Prüfbedingungen erforderlich (siehe Anmerkung 1).

–

Die WEA muss über einen Standard-Transformator mit einer Bemessungsleistung, die mindestens der
Scheinleistung bei

der bewerteten WEA entspricht, direkt an das Mittelspannungsnetz angeschlos-

sen werden.

–

Die Kurzschlussscheinleistung am Anschluss zum Mittelspannungsnetz muss mindestens das 50fache
der Scheinleistung bei

der bewerteten WEA betragen. Die Kurzschlussscheinleistung des Netzes

kann durch Berechnung oder Hinweis an den Netzbetreiber vor der Prüfung der WEA ermittelt werden.
Siehe auch Anmerkung 2.

–

Die Gesamtoberschwingungsverzerrung der Spannung einschließlich aller Oberschwingungen bis zur
50. Ordnung muss kleiner als 5 % sein, gemessen als 10-Minuten-Mittelwert an den Anschlüssen der
WEA, während die WEA keine Leistung erzeugt. Die Gesamtoberschwingungsverzerrung der Spannung
kann durch Messung vor der Prüfung der WEA ermittelt werden.

–

Die Frequenz des Verbundnetzes, die als 0,2-Sekunden-Mittelwert gemessen wird, muss innerhalb von

1 % der Nennfrequenz liegen und die Änderungsgeschwindigkeit der Frequenz des Verbundnetzes, die

als 0,2-Sekunden-Mittelwert gemessen wird, muss unter 0,2 % der Nennfrequenz je 0,2 s liegen. Wenn
bekannt ist, dass die Frequenz des Verbundnetzes sehr stabil ist und innerhalb der oben angegebenen
Anforderungen liegt, was in großen Kraftwerksnetzen im Allgemeinen der Fall ist, muss keine weitere
Bewertung vorgenommen werden. Ist das nicht der Fall, muss die Frequenz des Verbundnetzes
während der Prüfung gemessen werden, und die Prüfdaten, die möglicherweise in Perioden mit
ungünstiger Frequenz des Verbundnetzes aufgenommen wurden, müssen verworfen werden.

–

Die Spannung muss innerhalb von

5 % ihres Nennwertes liegen und als 10-Minuten-Mittelwert an den

Anschlüssen der WEA gemessen werden. Wenn bekannt ist, dass die Spannung sehr stabil ist und
innerhalb der oben angegebenen Anforderungen liegt, was im Allgemeinen der Fall ist, wenn die WEA
an ein starkes Verbundnetz angeschlossen ist, muss keine weitere Bewertung vorgenommen werden. Ist
das nicht der Fall, muss die Spannung während der Prüfung gemessen werden, und die Prüfdaten, die
möglicherweise in Perioden mit ungünstiger Spannung aufgenommen wurden, müssen verworfen
werden.

–

Der Spannungsunsymmetriefaktor muss kleiner als 2 % sein und als 10-Minuten-Mittelwert an den
Anschlüssen der WEA gemessen werden. Der Spannungsunsymmetriefaktor kann ermittelt werden, wie
in IEC 61800-3, Abschnitt B.3 beschrieben. Wenn bekannt ist, dass der Spannungsunsymmetriefaktor
innerhalb der oben angegebenen Anforderungen liegt, muss keine weitere Bewertung vorgenommen
werden. Ist das nicht der Fall, muss der Spannungsunsymmetriefaktor während der Prüfung gemessen
werden, und die Prüfdaten, die möglicherweise in Perioden mit ungünstigem Spannungsunsymmetriefak-
tor aufgenommen wurden, müssen verworfen werden.

–

Die Turbulenzintensität, die über einer Dauer von 10 min aufgenommen wird, muss zwischen 8 % und
16 % liegen. Die Turbulenzintensität muss auf der ausschnittsweisen Ermittlung von Hindernissen und
Gebietsveränderungen beruhen oder auf Messungen der Windgeschwindigkeit. Bei beiden Arten
müssen Prüfdaten, die möglicherweise in Perioden mit einer Turbulenzintensität außerhalb des oben
angegebenen Bereiches aufgenommen wurden, verworfen werden. Siehe auch Anmerkung 3.

–

Die Umweltbedingungen müssen den Anforderungen des Herstellers der Messausrüstung und der WEA
entsprechen. Im Allgemeinen erfordert das keine Online-Messung der Umweltbedingungen, obwohl es
gefordert wird, dass diese als Teil des Messberichtes allgemein beschrieben werden. Siehe auch Anmer-
kung 4.

ANMERKUNG 1

Die festgelegten Bedingungen sind erforderlich, um zuverlässige Prüfergebnisse zu erreichen, und

sollten nicht mit den Bedingungen für einen zuverlässigen Anschluss an das Verbundnetz und den Betrieb von WEAs
verwechselt werden.

ANMERKUNG 2

Die Spannung an den Anschlüssen der WEA kann aus verschiedenen Gründen stark schwanken,

die sowohl die Wirkungen der WEA selbst betreffen können als auch Wirkungen anderer Erzeuger oder Verbraucher am
Verbundnetz. Die Spannungsschwankungen durch die WEA können begrenzt werden, indem ein Anschluss an einem
starken Verknüpfungspunkt des Verbundnetzes gewählt wird. Eine entsprechende Begrenzung der Spannungsschwan-
kungen für Prüfzwecke wird erreicht, indem der vorgeschlagene Anschluss an das Verbundnetz ausgeführt wird.

ANMERKUNG 3

Einige der gemessenen Kennwerte der Netzverträglichkeit, d. h. die größte gemessene Leistung

und die Spannungsschwankungen, können für bestimmte Ausführungen von WEAs in einem gewissen Umfang von der

EN 61400-21:2002

Seite 16

Turbulenzintensität abhängen. Grundsätzlich gilt, dass die charakteristischen Werte, die nach den Verfahren in

7.4, 7.6.2

und

7.6.3

ermittelt wurden und an einem Standort mit niedriger Turbulenzintensität gemessen wurden, kleiner sein

können als an einem Standort mit hoher Turbulenzintensität. Wie in 7.1.1 angegeben sollten jedoch Prüfergebnisse nur
auf Messungen beruhen, die in Perioden mit einer Turbulenzintensität zwischen 8 % und 16 % vorgenommen wurden,
und somit sichergestellt sein, dass Prüfergebnisse für normale Turbulenzbedingungen repräsentativ sind.

ANMERKUNG 4

Die größte gemessene Leistung kann für bestimmte Ausführungen von WEAs in einem gewissen

Umfang von der Luftdichte abhängen. Folglich kann die größte gemessene Leistung, die nach dem Verfahren in

7.4

ermittelt und an einem Standort mit niedriger Luftdichte gemessen wurde, kleiner sein als an einem Standort mit hoher
Luftdichte. Es wurde jedoch festgestellt, dass die Unsicherheit, die eingeführt wird, wenn kein begrenzter Bereich der
Luftdichte festgelegt wird, nicht die Kosten zusätzlicher Einrichtungen und Verfahren rechtfertigt, die damit verbunden
sind.

7.1.2

Prüfeinrichtung

Die Beschreibung der Messungen setzt die Anwendung eines Messsystems mit den in Bild 1 dargestellten
Elementen voraus.

Bild 1 – Angenommene Elemente des Messsystems

ANMERKUNG

Alternative Anordnungen dürfen verwendet werden, z. B. dürfen die analogen Messwertaufnehmer und

Filter durch Software-Realisierungen ihrer Funktionen als Teil des digitalen Datenerfassungssystems ersetzt werden. Die
verschiedenen Elemente dürfen physikalisch getrennt oder in ein einziges Gerät eingebaut sein.

Das Messsystem muss den in Tabelle 1 angegebenen Festlegungen entsprechen.

Tabelle 1 – Festlegung von Anforderungen für das Messsystem

Element

Geforderte Genauigkeit

Übereinstimmung mit

Norm

Spannungswandler

Klasse 1,0

IEC 60186

Stromwandler

Klasse 1,0

IEC 60044-1

Scheinleistungsmessumformer

Klasse 1,0

IEC 60688

Wirkleistungsmessumformer

Klasse 1,0

IEC 60688

Blindleistungsmessumformer

Klasse 1,0

IEC 60688

Anemometer

0,5 m/s

–

Filter + A/D-Wandler + Datenerfassungssystem

1 % des Vollausschlages

–

Der Messbereich des Systems und die Ansprechempfindlichkeit müssen ausreichen, um die entsprechenden
Schwankungen zu messen. Der notwendige Bereich und die notwendige Ansprechempfindlichkeit hängen
von der Messung ab.

Der Messbereich muss im Allgemeinen so klein wie möglich sein, um die beste Gesamtgenauigkeit zu
erzielen. Weitere Richtlinien für die Auswahl des entsprechenden Messbereiches werden in den
nachfolgenden Abschnitten angegeben.

Die zusammengesetzte Ansprechzeit der Messfühler, Messwertaufnehmer und Tiefpassfilter mit Ausnahme
des Anemometers (siehe Anmerkung) muss schneller sein als die in

7.2 bis 7.7

festgelegte Grenzfrequenz.

Die Abtastgeschwindigkeit des Datenerfassungssystems für die Speicherung der Tiefpass-gefilterten Signale
muss immer mindestens dem Zweifachen der Grenzfrequenz entsprechen.

EN 61400-21:2002

Seite 17

Für die Messung der Windgeschwindigkeit sollte im Idealfall ein Anemometer in Nabenhöhe benutzt werden,
das an einer Stelle angebracht ist, die unbeeinflusst von einer Feststellung oder Wirbelströmung der WEA
bleibt. Eine gute Stelle ist im Allgemeinen der 2,5fache Rotordurchmesser auf der Luvseite. Alternativ dazu
kann die Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe aus Messungen in geringerer Höhe geschätzt werden oder aus
einer korrigierten Messung der Windgeschwindigkeit an der Gondel möglicherweise in Verbindung mit Leis-
tungsmessungen und der Kenntnis der Leistungskurve. Bei beiden Messarten sollten die Unsicherheiten auf-
grund der Anordnung des Anemometers

1 m/s nicht überschreiten.

ANMERKUNG

Für die Ansprechzeit des Anemometers wird keine besondere Anforderung festgesetzt, da es nur zur

Berechnung der 10-Minuten-Mittelwerte benutzt wird.

7.2 Bemessungsdaten

Die Bemessungsdaten müssen aus den Angaben des Herstellers ermittelt werden.

7.3 Größte zulässige Leistung

Auf der Grundlage von Herstellerinformationen muss die größte zulässige Leistung

überprüft werden.

7.4 Größte gemessene Leistung

Die größte gemessene Leistung muss sowohl als 60-Sekunden-Mittelwert

als auch als 0,2-Sekunden-Mit-

telwert

0,2

nach folgendem Verfahren gemessen werden:

a) Messungen dürfen nur bei Dauerbetrieb durchgeführt werden;

b) die Leistung muss an den Anschlüssen der WEA gemessen werden;

c) Messungen müssen so durchgeführt werden, dass mindestens fünf 10-Minuten-Reihen der Leistung für

jedes Windgeschwindigkeitsbin von 1 m/s zwischen der Einschaltwindgeschwindigkeit und 15 m/s aufge-
nommen werden; dabei wird die Windgeschwindigkeit als 10-Minuten-Mittelwert gemessen;

d) die Windgeschwindigkeit muss nach

7.1.2

gemessen werden;

e) die gemessenen Daten müssen überprüft werden und fehlerhafte Daten sind zu verwerfen;

die gemessene Leistung muss durch blockweise Mittelwertbildung in Mittelwerte der 0,2-Sekunden-
Daten und Mittelwerte der 60-Sekunden-Daten umgewandelt werden;

0,2

muss als der höchste gültige 0,2-Sekunden-Mittelwert bestimmt werden, der in der Messperiode

aufgenommen wurde;

muss als der höchste gültige 60-Sekunden-Mittelwert bestimmt werden, der in der Messperiode

aufgenommen wurde.

Die Messungen müssen mit einem Messaufbau nach

Bild 1

aufgenommen werden und unter Anwendung von

Spannungs- und Stromwandlern, eines Leistungs-Messwertaufnehmers und eines Anemometers mit den
Festlegungen nach

Tabelle 1.

Die Grenzfrequenz der Leistungsmessung muss mindestens 5 Hz betragen.

Als Regel gilt, dass der Skalenvollausschlag für die Messung der Leistung das Zweifache der
Bemessungsleistung der WEA betragen darf.

7.5 Blindleistung

Das Verhältnis zwischen der Wirk- und der Blindleistung muss so gemessen werden, dass es nach

6.5

festgelegt werden kann. Es muss folgendes Verfahren angewendet werden:

a) Messungen dürfen nur bei Dauerbetrieb durchgeführt werden;

b) Wirk- und die Blindleistung müssen an den Anschlüssen der WEA gemessen werden;

c) Messungen müssen so durchgeführt werden, dass mindestens fünf 10-Minuten-Reihen der Wirk- und

Blindleistung für jedes Windgeschwindigkeitsbin von 1 m/s zwischen der Einschaltwindgeschwindigkeit
und 15 m/s aufgenommen werden; dabei wird die Windgeschwindigkeit als 10-Minuten-Mittelwert
gemessen;

EN 61400-21:2002

Seite 18

d) die aufgenommenen Daten müssen durch blockweise Mittelwertbildung für jede 10-Minuten-Periode in

10-Minuten-Mittelwerte umgewandelt werden;

e) die 10-Minuten-Mittelwerte müssen nach dem Verfahren der Bins so sortiert werden, dass die

Blindleistung in einer Tabelle für 0 %, 10 %, …, 90 %, 100 % der Bemessungsleistung festgelegt werden
kann; dabei sind 0 %, 10 %, …, 90 %, 100 % die Mittelpunkte der Bins der Wirkleistung;

die Blindleistung bei

und

0,2

muss durch Extrapolation der gemessenen Beziehung zwischen der

Wirk- und der Blindleistung bestimmt werden oder gegebenenfalls durch Erweiterung der oben
angegebenen Messungen.

Die Messungen müssen mit einem Messaufbau nach

Bild 1

aufgenommen werden und unter Anwendung von

Spannungs- und Stromwandlern und Wirk- und Blindleistungs-Messwertaufnehmern mit Festlegungen nach

Tabelle 1.

Für die Grenzfrequenz der Wirk- und Blindleistungsmessungen werden keine besonderen

Anforderungen festgesetzt, da diese so angewendet werden, dass sie 10-Minuten-Mittelwerte ergeben.

7.6 Spannungsschwankungen

Wie in

7.1.1

angegeben muss die zu prüfende WEA an ein Mittelspannungsnetz angeschlossen werden. Am

Mittelspannungsnetz sind gewöhnlich noch andere wechselnde Lasten angeschlossen, die beträchtliche
Spannungsschwankungen an den Anschlüssen der WEA verursachen können, an denen die Messungen
durchgeführt werden. Darüber hinaus hängen die Spannungsschwankungen, die durch die WEA verursacht
werden, von den Kennwerten des Verbundnetzes ab. Das Ziel besteht jedoch darin, Prüfergebnisse zu
erzielen, die unabhängig von den Anschlussbedingungen am Prüfstandort sind. Um das zu erreichen, wird in
der vorliegenden Norm ein Verfahren festgelegt, das Strom- und Spannungszeitreihen anwendet, die an den
Anschlüssen der WEA gemessen werden, um die Spannungsschwankungen an einem fiktiven Verbundnetz
nachzubilden, bei der es keine andere Quelle für Spannungsschwankungen als die WEA gibt.

Die Anwendung des fiktiven Verbundnetzes ist in 7.6.1 genauer beschrieben. Die zusätzlichen
Messverfahren für Spannungsschwankungen werden in Verfahren für den Dauerbetrieb (siehe

7.6.2)

und

Schaltvorgänge (siehe

7.6.3)

unterteilt. Diese Teilung spiegelt wieder, dass Flickeremission von einer WEA

bei Dauerbetrieb den Charakter stochastischen Rauschens hat, während Flickeremission und
Spannungsänderungen bei Schaltvorgängen den Charakter einer Anzahl von zeitbegrenzten, nicht
zusammenfallenden Ereignissen besitzen.

7.6.1

Fiktives Verbundnetz

Das Phasendiagramm des fiktiven Verbundnetzes ist in Bild 2 dargestellt.

Bild 2 – Fiktives Verbundnetz zur Simulation der fiktiven Spannung

Das

fiktive

Verbundnetz

wird

durch

eine

ideale

Phasen-Nullleiter-Spannungsquelle

mit

der

Momentanspannung

(t)

dargestellt und eine Verbundnetzimpedanz, die als Widerstand

fic

Reihenschaltung mit einer Induktivität

fic

angegeben wird. Die WEA wird durch einen Stromgenerator

(t)

dargestellt, der durch den gemessenen Momentanwert des Leitungsstromes gebildet wird. Dieses einfache
Modell ergibt eine simulierte Spannung mit dem Momentanwert

fic

(t)

nach:

fic

( )

u t

⋅

(1)

EN 61400-21:2002

Seite 19

Die ideale Spannungsquelle

(t)

kann auf verschiedene Arten erzeugt werden. Es sollten aber zwei Eigen-

schaften der idealen Spannung erfüllt sein:

a) die ideale Spannung sollte keine Schwankungen aufweisen, d. h. der Flicker an der Spannung sollte Null

betragen;

(t)

muss den gleichen Phasenwinkel

(t)

aufweisen, wie die Grundschwingung der gemessenen

Spannung. Das stellt sicher, dass der Phasenwinkel zwischen

fic

(t)

und

(t)

richtig ist, vorausgesetzt,

dass |

fic

(t)

–

(t)

| << |

(t)

| ist.

Um diese Eigenschaften zu erfüllen, wird

(t)

definiert als:

( )

sin(

( ))

u t

(2)

Dabei ist

der Effektivwert der Nennspannung des Verbundnetzes.

Der Phasenwinkel der Grundschwingung der gemessenen Spannung kann mit Gleichung (3) beschrieben
werden.

( )

( )d

f t

= × ×

∫

(3)

Dabei ist

f(t)

die Frequenz (die in Abhängigkeit von der Zeit schwanken kann);

die Zeit, die seit Beginn der Zeitreihe vergangen ist;

der Phasenwinkel bei

= 0.

fic

und

fic

müssen unter Anwendung von Gleichung (4) so ausgewählt werden, dass der geeignete Phasen-

winkel der Netzimpedanz

erhalten wird:

fic

tan(

)

(4)

Die dreiphasige Kurzschlussscheinleistung des fiktiven Verbundnetzes wird durch Gleichung (5) angegeben:

k,fic

fic

(5)

Um sicherzustellen, dass der angewendete Algorithmus oder die angewendete Messeinrichtung des Flicker-
meters

-Werte ergibt, die gut innerhalb des in IEC 61000-4-15 geforderten Messbereiches liegen, muss ein

richtiges Verhältnis zwischen

k,fic

und

angewendet werden. Da es das Ziel des in IEC 61000-4-15

beschriebenen Verfahrens ist, zu ermitteln, ob eine bestimmte schwankende Spannung Flicker verursacht,
berücksichtigt dieses Verfahren kleine Spannungsschwankungen nicht sehr genau. Um simulierte Span-
nungsschwankungen innerhalb des Bereiches des Flickermeters zu erhalten, schlägt diese Norm als Regel
ein Verhältnis von 50 zwischen

k,fic

und

vor, jedoch liegt es in der Verantwortung des Prüfers, ein geeigne-

tes Verhältnis auszuwählen. Das tatsächlich ausgewählte Verhältnis beeinflusst die sich ergebenden
Koeffizienten so lange nicht, wie das ausgewählte Verhältnis die Messgeräte nicht außerhalb ihrer gültigen
Bereiche treibt.

7.6.2

Dauerbetrieb

Der Flickerbeiwert

, v

)

muss so bestimmt werden, dass er nach

6.6.1

festgelegt werden kann. Dies wird

durch Messung und Simulation erreicht.

EN 61400-21:2002

Seite 20

Dieser Abschnitt gibt das genaue Verfahren an, während in

Abschnitt B.1

informative Hinweise gegeben wer-

den.

Folgende Messungen müssen durchgeführt werden:

a) Es müssen die drei Phasenmomentanströme und die drei Momentanspannungen zwischen Phase und

Nullleiter an den Anschlüssen der WEA gemessen werden. Siehe auch die Anmerkung 1.

b) Die Messungen müssen so erfolgen, dass mindestens fünfzehn 10-Minuten-Zeitreihen der Messungen

der Momentanspannung und des Momentanstromes (fünf Prüfungen und drei Phasen) für jedes Wind-
geschwindigkeitsbin von 1 m/s zwischen der Einschaltwindgeschwindigkeit und 15 m/s aufgenommen
werden. Dabei wird die Windgeschwindigkeit als 10-Minuten-Mittelwert gemessen.

c) Die Windgeschwindigkeit muss nach

7.1.2

gemessen werden.

d) Schaltvorgänge werden ausgeschlossen mit Ausnahme z. B. des Schaltens von Kondensatoren, das

beim Dauerbetrieb der WEA auftritt.

Die Messungen müssen mit einem Messaufbau nach

Bild 1

aufgenommen werden und unter Anwendung von

Spannungs- und Stromwandlern und eines Anemometers mit den Festlegungen nach

Tabelle 1.

Die Grenz-

frequenz für die Messungen der Spannung und des Stromes muss mindestens 400 Hz betragen. Siehe
Anmerkung 2.

Die Messungen zur Bestimmung des Flickerbeiwertes der WEA müssen als Funktion des Phasenwinkels der
Netzimpedanz und der Verteilung der Windgeschwindigkeit behandelt werden. Das muss durch
Wiederholung des nachfolgenden Verfahrens für jeden Phasenwinkel der Netzimpedanz und jede Verteilung
der Windgeschwindigkeit, die in

6.6.1

festgelegt sind, vorgenommen werden.

Zuerst muss der Flickerbeiwert für jeden Datensatz der 10-Minuten-Zeitreihen der gemessenen Spannung
und des gemessenen Stromes bestimmt werden. Das Verfahren dafür wird in den nachfolgenden Schritten 1)
bis 3) angegeben.

1) Die gemessenen Zeitreihen müssen mit Gleichung (1) verknüpft werden und ergeben die Zeitreihe der

Spannung für

fic

(t)

2) Die Zeitreihe der Spannung für

fic

(t)

muss in den Flickeralgorithmus nach IEC 61000-4-15 eingegeben

werden und ergibt einen Flickeremissionswert

st,fic

am fiktiven Verbundnetz für jede 10-Minuten-

Zeitreihe.

3) Der Flickerbeiwert muss für jeden berechneten Flickeremissionswert bestimmt werden mit:

k,fic

st,fic

(

)

ψ =

⋅

(6)

Dabei ist

die Bemessungsscheinleistung der WEA;

k,fic

die Kurzschlussscheinleistung des fiktiven Verbundnetzes.

Siehe auch Anmerkung 3.

Als zweites muss ein Wichtungsfaktor für jedes Bin der Windgeschwindigkeit bestimmt werden, um die
gemessene Häufigkeit des Auftretens der Flickerbeiwerte auf die angenommene Windgeschwindigkeitsvertei-
lung zu normieren. Das Verfahren für das Ermitteln des Wichtungsfaktors wird in den Schritten 4) bis 6)
beschrieben.

EN 61400-21:2002

Seite 21

4) Wie

6.6.1

festgelegt,

muss

die

angenommene

Häufigkeit

des

Auftretens

y,i

der

Windgeschwindigkeiten innerhalb des i-ten Bins der Windgeschwindigkeit einer Rayleigh-Verteilung
entsprechen, d. h.:

y,i

0,5

exp

















−









− ⋅

−

− ⋅

































(7)

Dabei ist

der Mittelpunkt des i-ten Bins der Windgeschwindigkeit;

die angenommene mittlere jährliche Windgeschwindigkeit.

5) Die tatsächliche Häufigkeit des Auftretens

m,i

des gemessenen Flickerbeiwertes im i-ten Bin der Windge-

schwindigkeit wird angegeben durch:

m,i

(8)

Dabei ist

m,i

die Anzahl der Werte des Flickerbeiwertes, die im i-ten Bin der Windgeschwindigkeit gemessen
wird;

die Gesamtanzahl der Werte des Flickerbeiwertes.

6) Der Wichtungsfaktor muss für jedes Bin der Windgeschwindigkeit von 1 m/s zwischen der Einschaltwind-

geschwindigkeit und 15 m/s bestimmt werden, indem die berechneten Werte für

y,i

und

m,i

in die

folgende Gleichung eingesetzt werden:

y,i

m,i

(9)

Zuletzt muss die gewichtete, akkumulierte Verteilung der gemessenen Werte des Flickerbeiwertes ermittelt
werden und der Flickerbeiwert

, v

)

als 99 %-Quantil dieser Verteilung bestimmt werden (siehe

Anmerkungen 4 und 5). Das Verfahren dafür wird in den Schritten 7) bis 8) angegeben.

7) Die gewichtete, akkumulierte Verteilung der Werte des Flickerbeiwertes wird angegeben durch:

bin

m,i,c<x

m,i

(

)

Pr c

⋅

∑

(10)

Dabei ist

m,i,c<x

die Anzahl der Werte des Flickerbeiwertes, die innerhalb des i-ten Bins der Windgeschwindigkeit

kleiner oder gleich dem Wert

sind;

bin

die Gesamtanzahl der Bins der Windgeschwindigkeit.

8) Der Flickerbeiwert muss als das 99 %-Quantil der gewichteten, akkumulierten Verteilung der Werte des

Flickerbeiwertes bestimmt werden. Das wird durch Berechnung von

Pr(c < x)

und daraus Ablesen des

99 %-Quantils vorgenommen.

Die angegebenen Verfahrensschritte 4) bis 8) sind in

Abschnitt B.3

genauer beschrieben.

Die Langzeit-Flickeremission kann nach IEC 61000-3-7 als der kubische Mittelwert von 12 aufeinander
folgenden Kurzzeitwerten berechnet werden. Unter Berücksichtigung, dass die Flickeremission von einer
WEA eine Funktion der Windgeschwindigkeit ist und dass die Windverhältnisse wahrscheinlich 2 h
andauern, sind 12 aufeinander folgende Kurzzeitwerte wahrscheinlich gleich. Damit wird für WEAs der
Beiwert der Langzeit-Flickeremission gleich dem Kurzzeitwert.

EN 61400-21:2002

Seite 22

ANMERKUNG 1

Wenn die Phasen-Nullleiterspannungen nicht verfügbar sind, müssen die Spannungen zwischen

den Phasen gemessen werden und daraus die Phasen-Nullleiterspannungen berechnet werden. Die Phasen-
Nullleiterspannungen können aus den gemessenen Spannungen zwischen den Phasen nach den folgenden Gleichungen
berechnet werden:

−

Dabei sind

und

die Phasen-Nullleiter-Momentanspannungen;

und

die Momentanspannungen zwischen den Phasen.

ANMERKUNG 2

Der in IEC 61000-4-15 beschriebene Flickeralgorithmus ergibt den Effektivwert von

fic

(t)

und

schaltet Schwankungen aus, die schneller als 35 Hz sind. Trotzdem ist für die Flickermessungen im Dauerbetrieb nach
dieser Norm immer noch eine Grenzfrequenz von mindestens 400 Hz entsprechend einer Mindest-Abtastfrequenz von
800 Hz erforderlich. Prüfberechnungen haben ergeben, dass diese Abtastfrequenz erforderlich ist, um beständige
Ergebnisse zu erhalten. Eine niedrigere Abtastfrequenz verringert die Genauigkeit des Phasenwinkels der
Grundschwingung der gemessenen Spannung

(t)

ANMERKUNG 3

Die Gleichung, die den Flickerbeiwert genauer definiert, ist in

B.4.1

angegeben.

ANMERKUNG 4

Das 99 %-Quantil wird als Grenze der Flickeremission bezogen auf dieses Quantil angewendet.

ANMERKUNG 5

Wie in

6.6.1

angegeben muss

, v

)

für

= 6 m/s, 7,5 m/s, 8,5 m/s bzw. 10 m/s bestimmt werden.

Weiterhin sind wie in diesem Abschnitt angegeben Messungen nur bis 15 m/s erforderlich. Unter der Annahme, dass die
Windgeschwindigkeit Rayleigh-verteilt ist, kann berechnet werden, dass 15 m/s dem 99 %-Quantil für

= 6 m/s

entspricht und dem 96 %-, 91 %- und 83 %-Quantil für

= 7,5 m/s, 8,5 m/s bzw. 10 m/s. Obwohl also

, v

)

nach

diesem Abschnitt als das 99 %-Quantil des Datensatzes ermittelt wird, kann es für Rayleigh-verteilte Windgeschwindig-
keiten mit

= 7,5 m/s, 8,5 m/s und 10 m/s kleinere Quantile darstellen. Dieses Thema wird weiter in

Abschnitt B.3

ausgeführt. Es wurde jedoch beurteilt, dass es die Unsicherheit der konkreten Quantile nicht rechtfertigt, Messungen bei
höheren Windgeschwindigkeiten zu fordern, um den Datensatz so erweitern, dass 99 %-Quantile auch für

= 7,5 m/s,

8,5 m/s und 10 m/s sichergestellt sind, weil dadurch die erforderliche Prüfdauer oft stark erhöht wird. Es steht jedoch dem
Anwender dieser Norm frei, die Aufnahme von Messungen über 15 m/s zu vereinbaren, um die Genauigkeit von

, v

)

für

> 6 m/s zu erhöhen.

7.6.3

Schaltvorgänge

Die maximale Anzahl von Schaltvorgängen

und

120

müssen aus den Angaben des Herstellers für jede

Art des Schaltvorganges nach

6.6.2a), 6.6.2b)

und

6.6.2c)

bestimmt werden. Falls der Hersteller der WEA

diese Zahlen nicht angeben kann oder er keine ausreichende Spezifikation des Betriebsführungssystems der
WEA zur Unterstützung der angegebenen Zahlen liefern kann, wird Folgendes angenommen:

–

= 10 und

120

= 120 für

6.6.2a)

und

6.6.2c);

–

= 1 und

120

= 12 für

6.6.2b).

Messungen und nachfolgende Simulationen und Berechnungen müssen so vorbereitet werden, dass sie den
Spannungsänderungsfaktor

(

)

und den Flickerformfaktor

(

)

für jeden in

6.6.2a), 6.6.2b)

und

6.6.2c)

festgelegten Schaltvorgang ergeben.

Dieser Abschnitt gibt ein genaues Verfahren an, während in

Abschnitt B.2

informative Hinweise gegeben wer-

den.

Während

6.6.2a)

und

6.6.2b)

durch ein spezielles Schalten bei einer bestimmten Windgeschwindigkeit

festgelegt wird, ist es die Aufgabe des Prüfers, die Bedingungen für

6.6.2c)

festzulegen. Dies kann durch

Bewertung der Auslegung der WEA durchgeführt werden oder, falls diese nicht genug Aussagekraft besitzt,

EN 61400-21:2002

Seite 23

müssen Messungen vorgenommen werden, um die Bedingungen für

6.6.2c)

festzulegen. Siehe auch

Anmerkung 1 in

6.6.2.

Um den Spannungsänderungsfaktor

(

)

und den Flickerformfaktor

(

)

zu bestimmen, müssen folgende

Messungen durchgeführt werden:

a) Es müssen die drei Phasenmomentanströme und die drei Momentanspannungen zwischen Phase und

Nullleiter an den Anschlüssen der WEA gemessen werden. Siehe auch die Anmerkung 2 in

7.6.2.

b) Die Messungen müssen für eine Dauer

vorgenommen werden, die ausreicht, um sicherzustellen, dass

der Ausgleichsvorgang des Schaltvorganges abgeklungen ist, obwohl die Messdauer begrenzt ist, um
mögliche Leistungsschwankungen aufgrund von Turbulenzen auszuschließen.

c) Um sicherzustellen, dass die Ergebnisse der Messungen repräsentativ für normale Durchschnittsbedin-

gungen sind, sollte jeder Fall fünfmal durchgeführt werden.

d) Die Windgeschwindigkeit muss nach

7.1.2

gemessen werden. Es ist notwendig, dass der Mittelwert der

10-Minuten-Windgeschwindigkeit beim Schaltvorgang innerhalb eines Bereiches von

2 m/s der

geforderten Windgeschwindigkeit liegt.

Die Messungen müssen mit einem Messaufbau nach

Bild 1

aufgenommen werden und unter Anwendung von

Spannungs- und Stromwandlern und eines Anemometers mit den Festlegungen nach

Tabelle 1.

Die Grenz-

frequenz für die Messungen der Spannung und des Stromes muss mindestens 1 500 Hz betragen (siehe
Anmerkung 1). Als Regel sollten die Stromwandler für WEAs mit Sanftanlauf oder anderen wirksamen
Begrenzungen der Einschaltstoßströme mit dem zwei- bis vierfachen des Bemessungsstromes bemessen
werden. Für WEAs ohne Begrenzung der Einschaltstoßströme sollten die Stromwandler als Regel mit dem
10- bis 20fachen des Bemessungsstromes der WEA bemessen werden.

Die Messungen müssen so bearbeitet werden, dass sie den Spannungsänderungsfaktor und den Flicker-
formfaktor bestimmen. Das wird durch Anwendung des folgenden Verfahrens erreicht:

1) Die gemessenen Zeitreihen müssen verknüpft werden und ergeben die Spannungszeitreihe für

fic

(t)

2) Die simulierte Spannungszeitreihe für

fic

(t)

wird in den Flickeralgorithmus nach IEC 61000-4-15 eingege-

ben und ergibt einen Flickeremissionswert

st,fic

am fiktiven Verbundnetz für jede Zeitreihe für

fic

(t)

. Das

ergibt 15 Werte von

st,fic

für jeden Fall, d. h. fünf Prüfungen und drei Phasen.

3) Der Flickerformfaktor

(

)

muss nach folgender Definition berechnet werden:

k,fic

0,31

st,fic

(

)

130

ψ =

(11)

Siehe auch Anmerkung 2.

4) Der Spannungsänderungsfaktor

(

)

muss nach folgender Definition berechnet werden:

fic,max

fic,min

k,fic

(

)

−

(12)

Dabei ist

fic,min

der kleinste Effektivwert einer Spannungsperiode am fiktiven Verbundnetz beim Schaltvorgang;

fic,max

der größte Effektivwert einer Spannungsperiode am fiktiven Verbundnetz beim Schaltvorgang.

Siehe auch Anmerkung 3.

5) Der Flickerformfaktor und der Spannungsänderungsfaktor müssen als Mittelwert der Ergebnisse der

15 Werte ermittelt werden.

ANMERKUNG 1

Die Grenzfrequenz sollte mindestens 1 500 Hz betragen, um sicherzustellen, dass die schwanken-

den Oberschwingungen aufgrund der Leistungselektronik zum „Sanftanlauf“ richtig in die Spannungsänderungsfaktoren
und Flickerformfaktor aufgenommen wurden. Siehe auch Anmerkung 2 in

7.6.2.

ANMERKUNG 2

Die Gleichung, die den Flickerformfaktor beschreibt, wurde IEC 61000-3-3 entnommen, wie in

B.4.2

erläutert wird.

ANMERKUNG 3

Die Gleichung, die den Spannungsänderungsfaktor definiert, ist in

B.4.3

näher erläutert.

EN 61400-21:2002

Seite 24

7.7 Oberschwingungen

Dieser Abschnitt ist nur für WEAs mit einem Leistungsumrichter zutreffend.

Für WEAs mit einem Leistungsumrichter müssen die maximalen Oberschwingungsströme von der WEA bei
Dauerbetrieb so bestimmt werden, dass diese nach

6.7

festgelegt werden können.

Die Oberschwingungsströme müssen nach IEC 61000-4-7 an den WEA-Anschlüssen gemessen werden. Die
höchste Genauigkeitsklasse nach der Definition in IEC 61000-4-7 muss angewendet werden.

Ergebnisse müssen auf Beobachtungsdauern von 10 min beruhen (siehe Anmerkung).

Das Messverfahren muss für WEAs geeignet sein, d. h., dass angenommen wird, dass sich die Größe der
erzeugten Oberschwingungsströme über eine Dauer von einigen wenigen Sekunden verändert.

ANMERKUNG

Die 10-Minuten-Mittelwerte werden anstatt der Kurzzeitdaten verwendet, weil die 10-Minuten-

Mittelwerte leichter zu messen sind und die Ergebnisse den Kurzeitdaten sehr ähnlich sind.

8 Bewertung der Netzverträglichkeit

8.1 Allgemeines

In diesem Abschnitt werden Verfahren zur Einschätzung der Netzverträglichkeit angegeben, die von einer
WEA oder einer Gruppe von WEAs erwartet wird, wenn sie an einem bestimmten Standort errichtet werden
(siehe Anmerkung 3 von

7.1.1)

und um einen Vergleich der Ergebnisse mit Anforderungen in anderen

IEC-Publikationen zu ermöglichen.

Für den Fall, dass Betreiber elektrischer Netze und zuständige Behörden anstatt der IEC-Normen oder
zusätzlich zu diesen ihre eigenen Anforderungen anwenden, können die Grundgedanken dieses Abschnittes
immer noch als Leitfaden betrachtet werden.

Die Verfahren zur Bewertung der Übereinstimmung mit den Anforderungen an die Netzverträglichkeit sind
gültig für WEAs mit einem Verknüpfungspunkt im öffentlichen Netz an Mittelspannung oder Hochspannung in
Energiesystemen mit feststehender Frequenz innerhalb von

1 Hz und ausreichenden Möglichkeiten für die

Wirk- und Blindleistungsregelung und ausreichender Last zum Verbrauch der erzeugten Windenergie. In
anderen Fällen können die Grundgedanken für die Bewertung der Übereinstimmung mit den Anforderungen
an die Netzverträglichkeit immer noch als Leitfaden benutzt werden.

Falls sich die WEA in der Nähe einer aktiven Einrichtung zur kontinuierlichen Spannungsregelung befindet,
können die in den folgenden Abschnitten dargestellten Verfahren pessimistische Ergebnisse ergeben.

Die Verfahren setzen voraus, dass die Netzverträglichkeit der WEA oder der Gruppe von WEAs nach den
Vorschriften in dieser Norm gemessen werden. Es liegt jedoch in der Verantwortung des Prüfers
sicherzustellen, dass Auswirkungen zusätzlicher Betriebsführungssysteme oder anderer Einrichtungen, die
Teil der Anlage sein können, berücksichtigt werden.

Das beschriebene Bewertungsverfahren kann benutzt werden, um die Ausführung des Anschlusses an das
Verbundnetz zu unterstützen, obwohl eine gute Ausführung auch andere Aspekte berücksichtigen muss ein-
schließlich der Planung des Netzes bis hin zur Bewertung von Rundsteuersignalen (siehe Anmerkung).

ANMERKUNG

In einigen Ländern werden Rundsteuersignale für Zwecke wie Last- oder Tarifregelung benutzt. Im

Allgemeinen arbeiten diese Systeme abhängig von der örtlichen Praxis im Frequenzbereich von 110 Hz bis 3 000 Hz.

Der Anschluss von Synchron- und Asynchrongeneratoren an das Energiesystem kann eine übermäßige Dämpfung der
Rundsteuersignale in der Nähe der WEA nach sich ziehen. Um das zu vermeiden, kann die Anwendung einer Abschwä-
chungseinrichtung (und zwar eines aktiven oder passiven Filters) erforderlich sein.

Aufgrund der unterschiedlichen Kennwerte der verschiedenen Systeme kann keine generelle Anleitung zur Bewertung
von Dämpfungseffekten eines Generators angegeben werden, dieses Thema ist aber zu berücksichtigen, wenn der
Einfluss einer WEA auf ein Energieverbundnetz bewertet wird.

EN 61400-21:2002

Seite 25

8.2 Dauerspannung

Der Betrieb einer WEA kann die Dauerspannung in einem angeschlossenen Netz beeinflussen. Es wird emp-
fohlen, zur Bewertung dieses Effektes eine Lastflussanalyse durchzuführen, d. h. sicherzustellen, dass die
WEA die Größe der Spannung nicht außerhalb der geforderten Grenzwerte treibt.

Abhängig vom Umfang der Lastflussanalyse kann angenommen werden, dass die WEA

und

oder

und

oder

0,2

und

0,2

liefert.

Eine Anlage mit mehreren Windturbinen kann bewertet werden, indem ihre Ausgangsleistung am PCC abge-
griffen wird. Die 10-Minuten-Mittelwerte (

und

) und die 60-Sekunden-Mittelwerte (

und

) können

durch einfache Addition berechnet werden, während die 0,2-Sekunden-Mittelwerte (

0,2

und

0,2

) nach den

folgenden Gleichungen (13) und (14) berechnet werden können.

(

)

0,2

−

∑

(13)

(

)

0 2

n,i

0,2,i

n,i

−

∑

(14)

Dabei ist

die Anzahl der Windturbinen in der Gruppe.

ANMERKUNG

Die Gleichungen (13) und (14) setzen voraus, dass die größten Leistungspegel zwischen den WEAs

nicht korrelieren. Bei einem schwachen Verbundnetz mit Asynchrongeneratoren können die WEAs synchronisiert werden,
was im Zusammenhang mit dem Rotorblattdurchgang Leistungsspitzen/-täler bewirken kann. Die Addition von Spit-
zenleistungsabweichungen wie in den Gleichungen (13) und (14) kann die tatsächliche Auswirkung auf die Netzverträg-
lichkeit unterschätzen.

8.3 Spannungsschwankungen

Die Flickeremissionen von einer WEA müssen begrenzt werden, damit die Flickeremissionsgrenzwerte nach
den Gleichungen (15) und (16) erfüllt werden.

≤

Psti

(15)

≤

Plti

(16)

Dabei sind

und

die Kurzzeit- und die Langzeit-Flickeremissionen von der WEA;

Psti

und

Plti

die Grenzwerte der Kurzzeit- und der Langzeit-Flickeremissionen für den entsprechenden

PCC.

Weiterhin muss die relative Spannungsänderung aufgrund der WEA nach Gleichung (17) begrenzt werden:

dyn

∆

≤

(17)

Dabei ist

die relative Spannungsänderung aufgrund eines Schaltvorganges der WEA;

dyn

∆

die größte zulässige Spannungsänderung.

EN 61400-21:2002

Seite 26

Empfohlene Verfahren für die Bewertung der Flickeremissionsgrenzwerte und der maximal zulässigen Span-
nungsänderung für Anlagen bei Anschluss in Mittel- und Hochspannungsebenen sind in IEC 61000-3-7
angegeben.

Für die Bewertung der Flickeremission und der relativen Spannungsänderung durch eine WEA wird das in
den nachfolgenden Abschnitten angegebene Verfahren empfohlen.

8.3.1

Dauerbetrieb

Die 99 %-Quantil-Flickeremission von einer einzelnen WEA bei Dauerbetrieb muss unter Anwendung von
Gleichung (18) bestimmt werden.

⋅

)

(

(18)

Dabei ist

, v

)

der Flickerbeiwert der WEA für den gegebenen Phasenwinkel der Netzimpedanz

am PCC und

für die gegebene mittlere jährliche Windgeschwindigkeit

in Nabenhöhe der WEA am Standort;

die Bemessungsscheinleistung der WEA;

die Kurzschlussscheinleistung am PCC.

Der Flickerbeiwert der WEA für die tatsächlichen Werte von

und

am Standort können aus der Tabelle

der Daten ermittelt werden, die als Ergebnis der in

7.6.2

beschriebenen Messungen durch lineare Interpola-

tion erzeugt werden.

Falls mehrere Windturbinen an den PCC angeschlossen sind, kann die Flickeremission aus ihrer Summe
unter Anwendung von Gleichung (19) bestimmt werden.

n,i

( (

)

⋅

→

∑

(19)

Dabei ist

(

, v

)

der Flickerbeiwert der einzelnen WEA;

n,i

die Bemessungsscheinleistung der einzelnen WEA;

die Anzahl der Windturbinen, die an den PCC angeschlossen sind.

ANMERKUNG

Gleichung (19) setzt voraus, dass die größten Leistungspegel zwischen des WEAs nicht korrelieren. Bei

einem schwachen Verbundnetz mit Asynchrongeneratoren können die WEAs synchronisiert werden, was im Zusammen-
hang mit dem Rotorblattdurchgang Leistungsspitzen/-täler bewirken kann. In diesem Fall kann Gleichung (19) die
tatsächliche Auswirkung auf die Netzverträglichkeit unterschätzen.

8.3.2

Schaltvorgänge

Die Flickeremission aufgrund von Schaltvorgängen einer einzelnen WEA muss unter Anwendung der
Gleichungen (20) und (21) bestimmt werden.

0,31

(

)

(20)

0,31

120

(

)

= ×

(21)

EN 61400-21:2002

Seite 27

Dabei ist

(

)

der Flickerformfaktor der WEA für den gegebenen Phasenwinkel der Netzimpedanz

PCC. Siehe auch Anmerkung 1.

Der Flickerformfaktor der WEA für den tatsächlichen Wert von

am Standort kann aus der Tabelle der

Daten ermittelt werden, die als Ergebnis der in

7.6.3

beschriebenen Messungen durch lineare Interpolation

erzeugt werden.

Falls mehrere WEAs an den PCC angeschlossen sind, kann die Flickeremission aus ihrer Summe nach den
Gleichungen (22) und (23) bestimmt werden.

f,i

n,i

0,31

3,2

10,i

(

)





















∑

(22)

f,i

n,i

0,31

3,2

120,i

(

)





















∑

(23)

Dabei sind

10,i

und

120,i

die Anzahl der Schaltvorgänge der einzelnen WEA innerhalb eines Zeitabschnittes von 10 min

bzw. 2 h;

f,i

(

)

der Flickerformfaktor der einzelnen WEA;

n,i

die Bemessungsleistung der einzelnen WEA. Siehe auch Anmerkung 2.

Falls es ein Gesamtbetriebsführungssystem gibt, das an die WEA angeschlossen ist und das die
Gesamtanzahl der Schaltvorgänge begrenzt, sollte der Einbeziehung von dessen Auswirkungen genügend
Beachtung geschenkt werden.

Die relative Spannungsänderung aufgrund eines Schaltvorganges einer einzelnen WEA muss unter
Anwendung von Gleichung (24) bestimmt werden.

100

(

)

(24)

Dabei ist

die relative Spannungsänderung, in %;

(

)

der Spannungsänderungsfaktor der WEA für den gegebenen Phasenwinkel

am PCC.

Der Spannungsänderungsfaktor der WEA für den tatsächlichen Wert von

am Standort kann aus der

Tabelle der Daten ermittelt werden, die als Ergebnis der in

7.6.3

beschriebenen Messungen durch lineare

Interpolation erzeugt werden.

Für den Fall, dass mehrere Windturbinen an den PCC angeschlossen sind, ist es dennoch nicht
wahrscheinlich, dass zwei von ihnen einen Schaltvorgang genau zur gleichen Zeit ausführen. Daher ist keine
Summation zu berücksichtigen, um die relative Spannungsänderung einer Gruppe von WEA zu be-
rücksichtigen.

ANMERKUNG 1

Die Gleichungen (20) und (21) können aus

B.4.2

abgeleitet werden, wobei eine Beobachtungsdauer

von 600 s bzw. 7200 s zugrunde gelegt wird.

ANMERKUNG 2

Die Gleichungen (22) und (23) können aus den Gleichungen (20) und (21) abgeleitet werden, wobei

die Anzahl der WEAs, die an den PCC angeschlossen sind, in die Summierung aufgenommen wird. Die Summierung ist

EN 61400-21:2002

Seite 28

gerechtfertigt, weil der transiente Teil eines Schaltvorganges, d. h. der Teil, der wesentlich zur Flickeremission beiträgt,,
üblicherweise von kurzer Dauer ist.

8.4 Oberschwingungen

Oberschwingungsströme müssen auf ein Maß begrenzt werden, das notwendig ist, um unzulässige Ober-
schwingungsspannungen am PCC zu vermeiden.

Bei einer WEA mit einem direkt an das Elektrizitätssystem angeschlossenen Asynchrongenerator (d. h. ohne
einen Leistungsumrichter) wird nicht erwartet, dass wesentliche Oberschwingungsverzerrungen verursacht
werden. Daher fordert diese Norm keine weitere Bewertung dieser Oberschwingungen. Siehe auch Anmer-
kung 1 zu

6.7.

Bei einer WEA mit einem direkt angeschlossenen Synchrongenerator (d. h. ohne einen Leistungsumrichter)
müssen die Anforderungen von IEC 60034-1 für Verzerrungen der Wellenform erfüllt werden. Dann wird die
WEA nur eine sehr begrenzte Emission von Oberschwingungsströmen abgeben, und damit fordert diese
Norm keine weitere Bewertung für diese. Siehe auch Anmerkung 2 in

6.7.

Bei einer WEA mit einem Leistungsumrichter müssen die anwendbaren Grenzen für die Emission von Ober-
schwingungen durch Anwendung der Regeln in IEC 61000-3-6 ermittelt werden.

IEC 61000-3-6 gibt eine Anleitung für die Addition der Oberschwingungsstromverzerrung durch Lasten. Unter
Anwendung dieser kann der Oberschwingungsstrom am PCC durch eine Gruppe von WEA mit
Gleichung (25) bestimmt werden:

h,i













∑

(25)

Dabei ist

die Anzahl der an den PCC angeschlossenen Windturbinen;

die Oberschwingungsstromverzerrung der h-ten Ordnung am PCC;

das Spannungsübersetzungsverhältnis des Transformators an der i-ten Windturbine;

h,i

die Oberschwingungsstromverzerrung der h-ten Ordnung an der i-ten Windturbine;

der in Tabelle 2 angegebene Exponent.

Wenn die WEAs gleich sind und ihre Stromrichter netzgeführt sind, sind die Oberschwingungen
wahrscheinlich gleichphasig und für alle Ordnungen der Oberschwingungen muss

= 1 angewendet werden.

Tabelle 2 – Spezifikation der Exponenten nach IEC 61000-3-6

Ordnung der Oberschwingung

< 5

1,0

≤

1,4

> 10

2,0

Gleichung (25) berücksichtigt nicht die Anwendung von Transformatoren mit unterschiedlichen
Schaltgruppen, die bestimmte Oberschwingungen auslöschen können. Falls das der Fall ist, sollte der
Einbeziehung von deren Auswirkungen genügend Beachtung geschenkt werden.

EN 61400-21:2002

Seite 29

Anhang A

(informativ)

Beispielformat für einen Prüfbericht

Dieses Beispiel für einen Prüfbericht gibt ein vorgeschlagenes Format für die Aufzeichnung der Ergebnisse
der Messungen zur Bestimmung der Parameter der Netzverträglichkeit einer WEA an.

Bericht über die Prüfergebnisse der Netzverträglichkeit von WEAs

Die aufgezeichneten Kennwerte sind nur für die spezielle Konfiguration der bewerteten WEA gültig. Andere
Konfigurationen einschließlich veränderter Betriebsführungsparameter, die ein anderes Verhalten der WEA
hinsichtlich der Netzverträglichkeit verursachen, erfordern eine gesonderte Bewertung.

Name der Prüforganisation

Berichtsnummer

Bezeichnung des Typs der WEA

Hersteller der WEA

Seriennummer der geprüften WEA

Die oben bezeichnete WEA wurde nach IEC 61400-21 geprüft.

Diesem Prüfbericht sind folgende Dokumente beigelegt.

Art der Information

Name des Dokumentes und Datum

Beschreibung der geprüften WEA einschließlich
Einstellungen der Betriebsführungsparameter

Beschreibung des Prüfortes und des Anschlusses an
das Verbundnetz

Beschreibung der Prüfeinrichtung

Beschreibung der Prüfbedingungen

Anmerkung über Ausnahmen zu IEC 61400-21

Verfasser

Geprüft

Genehmigt

Ausgabedatum

Charakteristische Parameter, die anders ermittelt wurden, als in IEC 61400-21 angegeben, sind
gekennzeichnet. Das beinhaltet Parameter, die anstatt gemessen berechnet werden. Das (die) Dokument(e)
mit Ausnahmen zu IEC 61400-21 beschreibt (beschreiben) das (die) alternative(n) Verfahren, das (die)
angewendet wurde(n).

Die sich ergebenden charakteristischen Parameter sind nachfolgend angegeben.

EN 61400-21:2002

Seite 30

A.1

Allgemeine Daten

Typ der WEA (horizontale/vertikale Achse)

Anzahl der Rotorblätter

Rotordurchmesser (m)

Nabenhöhe (m)

Rotorblattverstellung (pitch/stall)

Geschwindigkeitsregelung (starr/zwei
Geschwindigkeiten/veränderlich)

Generatortyp und Bemessung(en) (kW)

Typ und Bemessung des Frequenzrichters (kW)

Kennzeichnung der Anschlüsse der WEA

A.2

Bemessungsdaten

Bemessungsleistung,

(kW)

Bemessungswindgeschwindigkeit,

(m/s)

Bemessungsscheinleistung,

(kVA)

Bemessungsblindleistung,

(kvar)

Bemessungsstrom,

(A)

Bemessungsspannung,

(V)

A.3

Größte zulässige Leistung

Bewerteter Wert,

(kW)

Normierter Wert,

A.4

Größte gemessene Leistung

A.4.1 60-Sekunden-Wert

Gemessener Wert,

(kW)

Normierter Wert,

A.4.2 0,2-Sekunden-Wert

Gemessener Wert,

0,2

(kW)

Normierter Wert,

0,2

EN 61400-21:2002

Seite 31

A.5

Blindleistung

Ausgangsleistung (% von

)

Ausgangsleistung (kW)

Blindleistung (kvar)

100

Bewertete Blindleistung bei

(kvar)

Bewertete Blindleistung bei

(kvar)

Bewertete Blindleistung bei

0,2

(kvar)

A.6

Spannungsschwankungen

A.6.1 Dauerbetrieb

Phasenwinkel der Netzimpedanz,

(Grad)

Mittlere jährliche Windgeschwindigkeit,

(m/s)

Flickerbeiwert,

, v

)

6,0

7,5

8,5

10,0

A.6.2 Schaltvorgänge

Art des Schaltvorgangs

Einschalten bei

Einschaltwindgeschwindigkeit

Max. Anzahl von Schaltvorgängen,

120

Phasenwinkel der Netzimpedanz,

(Grad)

Flickerformfaktor,

(

)

Spannungsänderungsfaktor,

(

)

EN 61400-21:2002

Seite 32

Art des Schaltvorgangs

Einschalten bei

Bemessungswindgeschwindigkeit

Max. Anzahl von Schaltvorgängen,

120

Phasenwinkel der Netzimpedanz,

(Grad)

Flickerformfaktor,

(

)

Spannungsänderungsfaktor,

(

)

Art des Schaltvorgangs

Ungünstigster Fall des Schaltens zwischen

Generatoren

Max. Anzahl von Schaltvorgängen,

120

Phasenwinkel der Netzimpedanz,

(Grad)

Flickerformfaktor,

(

)

Spannungsänderungsfaktor,

(

)

EN 61400-21:2002

Seite 33

A.7

Oberschwingungen

Dieser Abschnitt ist nur zutreffend für WEAs mit einem Leistungsumrichter.

Ordnung

Ausgangs-

leistung

(kW)

Oberschwingungs

strom

(% von

)

Ordnung

Ausgangs-

leistung

(kW)

Oberschwingungs

strom

(% von

)

Maximale gesamte Oberschwingungsstromverzerrung (% von

)

Ausgangsleistung bei maximaler gesamter Oberschwingungsstromverzerrung (kW)

EN 61400-21:2002

Seite 34

Anhang B

(informativ)

Spannungsschwankungen und Flicker

B.1

Dauerbetrieb

Die Mess- und Bewertungsverfahren für den Flicker beim Dauerbetrieb sind in Bild B.1 dargestellt. In Bild B.1
ist zu sehen, dass das Messverfahren recht umfassend ist, während das Bewertungsverfahren ziemlich
einfach ist.

Bild B.1 – Mess- und Bewertungsverfahren für den Flicker bei Dauerbetrieb der WEA

Die Erläuterung des Messverfahrens in Bild B.1 folgt:

a) Es wird eine Anzahl von Spannungs- und Stromzeitreihen

(t)

und

(t)

gemessen, die über dem

Intervall der Windgeschwindigkeiten von der Einschaltwindgeschwindigkeit bis 15 m/s verteilt sind.

b) Jeder Datensatz von gemessenen Zeitreihen wird als Eingangsgröße zur Simulation von Spannungs-

schwankungen

fic

(t)

an einem fiktiven Verbundnetz mit einer angemessenen Kurzschlussscheinleistung

k,fic

und für vier unterschiedliche Phasenwinkel der Netzimpedanz

benutzt.

c) Jede

simulierte

Momentanspannungs-Zeitreihe

fic

(t)

wird

dann

als

Eingabe

den

Spannungsflickeralgorithmus nach IEC 61000-4-15 eingesetzt, um den Flickeremissionswert

st,fic

erzeugen.

d) Jeder

st,fic

-Wert wird auf einen Flickerbeiwert

)

normiert, der im Prinzip unabhängig von der ausge-

wählten Kurschlussscheinleistung

k,fic

ist.

e) Für jeden Phasenwinkel der Netzimpedanz

werden dann mit dem Wichtungsverfahren die

gewichteten akkumulierten Verteilungsfunktionen der Flickerbeiwerte

(

c < x

) für vier verschiedene

Windgeschwindigkeitsverteilungen errechnet.

(

c < x

) stellt die Verteilung der Flickerbeiwerte dar, die

erhalten werden würde, wenn die Messungen an einem Standort mit Rayleigh-verteilten
Windgeschwindigkeiten mit dem Mittelwert

durchgeführt worden wären.

Für jede akkumulierte Verteilung wird dann das 99 %-Quantil

, v

)

des Flickerbeiwertes

aufgezeichnet.

Das Bewertungsverfahren legt fest, wie die aufgezeichneten Flickerbeiwerte dazu benutzt werden können,
um die Flickeremission einer einzelnen WEA oder einer Gruppe von WEA einzuschätzen, die dauerhaft an
einem bestimmten Standort betrieben werden.

B.2

Schaltvorgänge

Die Mess- und Bewertungsverfahren für Schaltvorgänge sind in

Bild B.2

dargestellt. Diese Verfahren legen

fest, wie Spannungsänderungen sowie Flicker zu messen und zu bewerten sind. Es ist zu sehen, dass das
Messverfahren recht umfassend und das Bewertungsverfahren ziemlich einfach ist.

EN 61400-21:2002

Seite 35

Bild B.2 – Mess- und Bewertungsverfahren für Spannungsänderungen und Flicker bei

Schaltvorgängen der WEA

Folgendes Messverfahren wird für Schaltvorgänge angewendet:

a) Es wird eine Anzahl von Spannungs- und Stromzeitreihen

(t)

und

(t)

für jede festgelegte Schaltart ge-

messen.

b) Jeder Datensatz von gemessenen Zeitreihen wird als Eingangsgröße zur Simulation von

Spannungsschwankungen

fic

(t)

an einem fiktiven Verbundnetz mit einer angemessenen

Kurzschlussscheinleistung

k,fic

und für vier unterschiedliche Phasenwinkel der Netzimpedanz

benutzt.

c) Jede

simulierte

Momentanspannungs-Zeitreihe

fic

(t)

wird

dann

als

Eingabe

den

Spannungsflickeralgorithmus nach IEC 61000-4-15 eingesetzt, um den Flickeremissionswert

st,fic

erzeugen, und als Eingabe in einen Effektivwert-Berechnungsalgorithmus zur Ermittlung des größten
Effektivwertes einer Periode

fic,max

und des kleinsten Effektivwertes einer Periode

fic,min

d) Jeder

st,fic

-Wert wird auf einen Flickerformfaktor

(

)

normiert und jede Spannungsänderung

fic,max

fic,min

wird auf einen Spannungsänderungsfaktor

(

)

normiert.

e) Für jeden Phasenwinkel der Netzimpedanz

werden dann die Mittelwerte der gemessenen Flickerform-

faktoren und Spannungsänderungsfaktoren ermittelt.

Für jede Art von Schaltvorgängen werden dann die Mittelwerte der Flickerformfaktoren und Spannungs-
änderungsfaktoren zusammen mit der maximalen Anzahl

der Schaltvorgänge innerhalb einer

10-Minuten-Periode und der maximalen Anzahl

120

der Schaltvorgänge innerhalb einer 120-Minuten-

Periode aufgezeichnet.

Das

Bewertungsverfahren

für

Schaltvorgänge

legt

fest,

wie

die

Flickeremission

und

die

Spannungsänderungen durch Schaltvorgänge an einem bestimmten Standort unter Verwendung der
aufgezeichneten Flickerformfaktoren und Spannungsänderungsfaktoren eingeschätzt werden können. Es
werden Verfahren für eine einzelne Windturbine sowie eine Gruppe von Windturbinen angegeben.

B.3

Wichtung des Flickerbeiwertes

Das folgende Beispiel erläutert das Wichtungsverfahren, das in dieser Norm benutzt wird, um die Flicker-
beiwerte

, v

)

für vier verschiedenen Windgeschwindigkeitsverteilungen abzuleiten. Die Bestimmung des

Flickerbeiwertes wird nur für einen Phasenwinkel der Netzimpedanz von

= 50° dargestellt. Das gleiche

Verfahren muss für die anderen Phasenwinkel der Netzimpedanz von 30°, 70° und 85° durchgeführt werden.

Bild B.3

zeigt eine Gruppe von gemessenen Flickerbeiwerten

)

als Funktion der Windgeschwindigkeit für

den Phasenwinkel der Netzimpedanz von

= 50°.

EN 61400-21:2002

Seite 36

Bild B.3 – Flickerbeiwert als Funktion der Windgeschwindigkeit

Um mit diesen Flickerbeiwerten den resultierenden Flickerbeiwert

, v

)

für jede Windgeschwindigkeitsver-

teilung zu erhalten, werden folgende Schritte ausgeführt:

–

Einteilung der Flickerbeiwerte in Bins der Windgeschwindigkeit von 1 m/s;

–

Bestimmung der Anzahl der Messungen in jedem Bin der Windgeschwindigkeit;

–

Bestimmung des Wichtungsfaktors

für jedes Windgeschwindigkeitsbin;

–

Bestimmung der gewichteten akkumulierten Verteilung

(

);

–

Bestimmung des 99 %-Quantils, das den Flickerbeiwert

, v

)

ergibt.

Die Einschaltwindgeschwindigkeit der WEA ist in diesem Beispiel 3 m/s. Einige Messungen wurden bei Wind-
geschwindigkeiten unterhalb der Einschaltwindgeschwindigkeit und oberhalb von 15 m/s durchgeführt. Diese
Messungen werden nicht berücksichtigt. Nur die Messungen oberhalb der Einschaltgeschwindigkeit und
unterhalb von 15 m/s werden zur Bestimmung des Flickerbeiwertes

, v

)

benutzt.

Tabelle B.1

zeigt die Windgeschwindigkeitsbins, die Anzahl der Messungen für jedes Bin, die relative

Häufigkeit des Auftretens des gemessenen Flickerbeiwertes

m,i

für jedes Windgeschwindigkeitsbin und die

Rayleigh-Verteilung

y,i

für die mittlere jährliche Windgeschwindigkeit

= 6 m/s, 7,5 m/s, 8,5 m/s und 10 m/s.

EN 61400-21:2002

Seite 37

Tabelle B.1 – Anzahl der Messungen

m,i

und Häufigkeit des Auftretens von

m,i

und

y,i

für jedes

Windgeschwindigkeitsbin im Bereich zwischen der Einschaltwindgeschwindigkeit bis 15 m/s

Bereich des

Windgeschwin-

digkeitsbins

m/s

Anzahl der

Messungen

m,i

y,i

6 m/s

y,i

7,5 m/s

y,i

8,5 m/s

y,i

10 m/s

3 bis <4

5,38

11,64

8,21

6,64

4,98

4 bis <5

6,45

12,57

9,44

7,83

6,02

5 bis <6

8,06

12,37

10,04

8,59

6,80

6 bis <7

5,91

11,26

10,04

8,91

7,32

7 bis <8

7,53

9,58

9,53

8,83

7,56

8 bis <9

5,91

7,67

8,65

8,41

7,56

9 bis <10

5,91

5,80

7,52

7,74

7,34

10 bis <11

12,37

4,15

6,29

6,88

6,93

11 bis <12

15,59

2,82

5,07

5,94

6,39

12 bis <13

10,75

1,82

3,95

4,97

5,75

13 bis <14

8,06

1,11

2,97

4,05

5,07

14 bis <15

8,06

0,65

2,16

3,21

4,37

Gesamt

558

Der Wichtungsfaktor

ist das Verhältnis zwischen der Häufigkeit des Auftretens der Windgeschwindigkeiten

y,i

und der relativen Häufigkeit des Auftretens der gemessenen Flickerbeiwerte

m,i

. Tabelle B.2 gibt den

Wichtungsfaktor

für jedes Windgeschwindigkeitsbin an.

Tabelle B.2 – Wichtungsfaktor

für jedes Windgeschwindigkeitsbin

Bereich des

Windgeschwindig-

keitsbins

(m/s)

6 m/s

7,5 m/s

8,5 m/s

10 m/s

3 bis <4

2,165

1,527

1,236

0,927

4 bis <5

1,949

1,464

1,214

0,933

5 bis <6

1,533

1,245

1,065

0,843

6 bis <7

1,904

1,698

1,507

1,237

7 bis <8

1,273

1,267

1,173

1,005

8 bis <9

1,297

1,462

1,423

1,278

9 bis <10

0,980

1,272

1,308

1,241

10 bis <11

0,335

0,509

0,557

0,561

11 bis <12

0,181

0,325

0,381

0,410

12 bis <13

0,169

0,367

0,463

0,535

13 bis <14

0,138

0,368

0,502

0,628

14 bis <15

0,081

0,267

0,398

0,542

EN 61400-21:2002

Seite 38

Die Gesamtsumme des Wichtungsfaktors für jedes Bin multipliziert mit der Anzahl der dafür benötigten
Messungen ist in Tabelle B.3 angegeben.

Tabelle B.3 – Gesamtsumme des Wichtungsfaktors multipliziert mit der Anzahl der Messungen

für alle Windgeschwindigkeitsbins

(m/s)

6,0

7,5

8,5

10,0

Bin

m,i

⋅

∑

454,40

467,99

457,64

424,60

Im nächsten Schritt werden die Messungen nach den Flickerbeiwerten

)

sortiert. Das wird in

Tabelle B.4

dargestellt, wobei in der obersten Zeile der größte Wert aller Flickerbeiwerte

)

im Windgeschwindigkeits-

bereich von 3 m/s bis 15 m/s angegeben ist. Der Größtwert der Flickerbeiwerte

)

ist das 100 %-Quantil,

das heißt, der gewichtete akkumulierte Verteilungsfaktor

(

< 11,495) = 1,0. Die folgenden Zeilen von

Tabelle B.4

werden vervollständigt, indem der Wichtungsfaktor der zutreffenden Messung (aus

Tabelle B.2)

geteilt durch die Gesamtsumme der Wichtungsfaktoren (aus Tabelle B.3) von der Zahl in der
vorangegangenen Zeile subtrahiert wird.

EN 61400-21:2002

Seite 39

Tabelle B.4 – Gewichtete akkumulierte Verteilung der Flickerbeiwerte

(

) für jede

Windgeschwindigkeitsverteilung

Sortierte

Flickerbeiwerte

Entsprechende

Windgeschwin-

digkeit

m/s

(

)

6 m/s

(

)

7,5 m/s

(

)

8,5 m/s

(

)

10 m/s

11,495

13,4

1,0000

11,379

13,4

0,9997

0,9992

0,9989

0,9985

11,298

13,4

0,9994

0,9984

0,9978

0,9970

10,584

14,6

0,9991

0,9976

0,9967

0,9956

10,472

11,9

0,9989

0,9971

0,9958

0,9943

10,444

14,6

0,9985

0,9964

0,9950

0,9933

10,418

11,9

0,9983

0,9958

0,9941

0,9920

10,418

10,3

0,9979

0,9951

0,9933

0,9911

10,364

14,6

0,9972

0,9940

0,9921

0,9898

10,308

14,6

0,9970

0,9935

0,9912

0,9885

10,286

10,3

0,9968

0,9929

0,9903

0,9872

10,280

11,9

0,9961

0,9918

0,9891

0,9859

10,104

10,3

0,9957

0,9911

0,9883

0,9849

10,059

14,2

0,9950

0,9900

0,9871

0,9836

9,931

14,2

0,9948

0,9894

0,9862

0,9823

8,882

12,9

0,9906

0,9788

0,9713

0,9620

8,858

12,9

0,9902

0,9780

0,9703

0,9608

8,846

12,1

0,9898

0,9772

0,9693

0,9595

8,836

11,3

0,9895

0,9765

0,9683

0,9582

8,831

12,1

0,9891

0,9758

0,9674

0,9573

Die entsprechenden 99 %-Quantile sind in Tabelle B.4 fett gedruckt. Diese 99 %-Quantile geben die
Flickerbeiwerte

, v

)

für einen Phasenwinkel der Netzimpedanz von 50° für den Messbericht an, wie in

Tabelle B.5

dargestellt.

EN 61400-21:2002

Seite 40

Tabelle B.5 – Resultierender Flickerbeiwert im Dauerbetrieb

Grad

m/s

Flickerbeiwert

6,0

8,9

7,5

10,1

8,5

10,3

10,0

10,4

Die aufgezeichneten Flickerbeiwerte sind die 99 %-Quantile der Werte im Windgeschwindigkeitsintervall von
der Einschaltwindgeschwindigkeit bis 15 m/s und nicht unbedingt für das gesamte Windgeschwindigkeitsin-
tervall von null bis unendlich.

Die Unsicherheit, die durch das begrenzte Messintervall eingeführt wird, ist in Tabelle B.6 angegeben. Unter
Anwendung der akkumulierten Verteilungsfunktionen für die Rayleigh-Verteilungen zeigen die ersten drei
Zeilen die Wahrscheinlichkeit, dass die Windgeschwindigkeit unterhalb, innerhalb oder oberhalb des
festgelegten Messintervalls von 3 m/s bis 15 m/s liegt. Im günstigsten Fall sind alle Flickerbeiwerte außerhalb
des Messintervalls unter dem 99 %-Quantil innerhalb des Messintervalls. In diesem Fall entspricht das
aufgezeichnete Quantil tatsächlich dem Quantil für den günstigsten Fall in Tabelle B.6. Im ungünstigsten Fall
sind alle Flickerbeiwerte im Windgeschwindigkeitsintervall über 15 m/s größer als das 99 %-Quantil innerhalb
des Messintervalls. In diesem Fall entspricht das aufgezeichnete Quantil dem Quantil für den ungünstigsten
Fall in Tabelle B.6. Es ist zu erkennen, dass der tatsächliche Prozentsatz des aufgezeichneten Quantil für
Windgeschwindigkeitsverteilungen mit hohen Werten für die mittlere jährliche Windgeschwindigkeit ziemlich
unsicher ist. Die Unsicherheit kann auf jeden gewünschten Wert verringert werden, indem die obere Grenze
des Messintervalls über 15 m/s erhöht wird. Das wird jedoch oft die erforderliche Prüfdauer und damit die
Kosten der Messung erheblich erhöhen.

Tabelle B.6 – Wahrscheinlichkeiten und Quantile für unterschiedliche Windgeschwindigkeiten

m/s

6,0

7,5

8,5

10,0

(

< 3 m/s) (%)

17,8

11,8

9,3

6,8

(3 m/s <

< 15 m/s) (%)

81,4

83,9

82,0

76,1

(

> 15 m/s) (%)

0,7

4,3

8,7

17,1

Quantil für den günstigsten Fall (%)

99,2

Quantil für den ungünstigsten Fall (%)

98,4

94,8

90,5

82,2

ANMERKUNG

Die ersten drei Zeilen geben die Wahrscheinlichkeit an, dass die Windgeschwindigkeit

unterhalb, innerhalb oder oberhalb des festgelegten Messintervalls von 3 m/s bis 15 m/s liegt. Aus die-
sen Wahrscheinlichkeiten ergibt sich durch die letzten beiden Zeilen das mögliche Intervall der tatsäch-
lich gemessenen Quantile.

EN 61400-21:2002

Seite 41

B.4

Herleitung der Definitionen

B.4.1 Flickerbeiwert

Der simulierte Flickerwert

st,fic

hängt von der Kurzschlussleistung des Verbundnetzes

k,fic

und dem Phasen-

winkel der Netzimpedanz

ab.

st,fic

ist etwa umgekehrt proportional zu

k,fic

, während die Beziehung

zwischen

st,fic

und

vom Typ der WEA abhängt. Deshalb wird der Flickerbeiwert

)

folgendermaßen

definiert:

st,fic

k,fic

(

)

⋅

(B.1)

Dabei ist

die Bemessungsscheinleistung der WEA.

Folglich wird der Flickerbeiwert

)

k,fic

st,fic

(

)

ψ =

⋅

(B.2)

B.4.2 Flickerformfaktor

In IEC 61000-3-3 werden basierend auf einer Spannungsänderung und einem Formfaktor analytische
Verfahren zur Bewertung des Flickers definiert. Der Formfaktor

= 1 entspricht einer stufenweisen

Spannungsänderung. Mit diesem Verfahren wird der Flickerformfaktor

(

)

in der vorliegenden Norm

definiert. Der Flickerformfaktor wird so definiert, dass er zur Berechnung einer Ersatzspannungsstufe mit der
gleichen Flickerstärke wie beim Schaltvorgang benutzt werden kann. Die formale Definition ist

max

k,fic

(

)

100

(B.3)

Dabei ist

max

die Ersatzspannungsstufe in Prozent der Bemessungsspannung.

Unter Anwendung des analytischen Verfahrens nach IEC 61000-3-3 ergibt eine Spannungsstufe

max

die

Flickerwirkungszeit

mit

3,2

max

2,3

(B.4)

Diese Flickerwirkungszeit ergibt die Flickerstärke

st,fic

mit

st,fic

1/ 3,2





= 











∑

(B.5)

mit einer Beobachtungszeit

. Mit einer einfachen Flickerwirkungszeit

ergibt das

st,fic

k,fic

1/ 3,2

2,3

100

(

)





× 











(B.6)

EN 61400-21:2002

Seite 42

Mit diesem Ergebnis kann der Flickerformfaktor definiert werden als

k,fic

st,fic

1/ 3,2

(

)

100

2,3













⋅





(B.7)

Die Beobachtungszeit

in Gleichung (B.7) ist die Länge der simulierten Spannungszeitreihe in Sekunden.

B.4.3 Spannungsänderungsfaktor

Die relative Spannungsänderung

∆

aufgrund der Schaltvorgänge hängt von der Kurzschlussleistung des

Verbundnetzes

k,fic

und dem Winkel der Netzimpedanz

ab.

∆

ist etwa umgekehrt proportional zu

k,fic

während die Beziehung zwischen

∆

und

von der Technologie der WEA abhängt. Deshalb wird der

Spannungsänderungsfaktor

(

)

folgendermaßen definiert:

k,fic

(

)

∆ =

(B.8)

Durch Anlegen der simulierten Spannungsänderung an das Verbundnetz mit einer Kurzschlussleistung des
Verbundnetzes von

k,fic

kann der Spannungsänderungsfaktor bestimmt werden mit

fic,max

fic,min

k,fic

(

)

−

(B.9)

Dabei sind

fic,max

und

fic,min

der größte bzw. kleinste Wert der simulierten Spannung zwischen Phase und

Nullleiter

fic

(t)

am fiktiven Verbundnetz.

EN 61400-21:2002

Seite 43

Literaturhinweise

IEC 60050(131):1978,

International Electrotechnical Vocabulary (IEV) – Chapter 131: Electric and magnetic

circuits.

IEC 60050(151):1978,

International Electrotechnical Vocabulary (IEV) – Chapter 151: Electric and magnetic

devices.

IEC 60050(601):1985,

International Electrotechnical Vocabulary (IEV) – Chapter 601:

Generation,

transmission and distribution of electricity – General.

IEC 61000-3-3:1994,

Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 3: Limits – Section 3: Limitation of voltage

fluctuations and flicker in low-voltage supply systems for equipment with rated current

≤

16 A.

ANMERKUNG

IEC 61000-3-3 harmonisiert als EN 61000-3-3:1995 (nicht modifiziert).

IEC 61000-3-6:1996,

Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 3: Limits – Section 6: Assessment of

emission limits for distorting loads in MV and HV power systems – Basic EMC publication.

IEC 61000-3-7:1996,

Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 3: Limits – Section 7: Assessment of

emission limits for fluctuating loads in MV and HV power systems – Basic EMC publication.

IEC 61000-1:1999,

Wind turbine generator systems – Part 1: Safety requirements.

IEC 61400-12:1998,

Wind turbine generator systems – Part 12: Wind turbine power performance testing.

ANMERKUNG

IEC 61400-12 harmonisiert als EN 61400-12:1998 (nicht modifiziert).

EN 61400-21:2002

Seite 44

Anhang ZA

(normativ)

Normative Verweisungen auf internationale Publikationen

mit ihren entsprechenden europäischen Publikationen

Fehler! Unbekannter Name für Dokument-Eigenschaft. enthält durch datierte oder undatierte
Verweisungen Festlegungen aus anderen Publikationen. Diese normativen Verweisungen sind an den
jeweiligen Stellen im Text zitiert, und die Publikationen sind nachstehend aufgeführt. Bei datierten
Verweisungen gehören spätere Änderungen oder Überarbeitungen dieser Publikationen zu Fehler!
Unbekannter Name für Dokument-Eigenschaft. nur, falls sie durch Änderung oder Überarbeitung
eingearbeitet sind. Bei undatierten Verweisungen gilt die letzte Ausgabe der in Bezug genommenen
Publikation (einschl. Änderungen).

ANMERKUNG

Wenn internationale Publikationen durch gemeinsame Abänderungen geändert wurden, durch (mod)

angegeben, gelten die entsprechenden EN/HD.

Publikation

Jahr

Titel

EN/HD

Jahr

IEC 60034-1 (mod) –

Rotating electrical machines –
Part 1: Rating and performance

EN 60034-1

1998

IEC 60044-1 (mod) –

Instrument transformers –
Part 1: Current transformers

EN 60044-1

1999

IEC 60050-161

–

International Electrotechnical Vocabulary
(IEV) – Chapter 161: Electromagnetic
compatibility

–

IEC 60050-393

–

Chapter 393: Nuclear instrumentation:
Physical phenomena and basic concepts

–

IEC 60050-415

–

Part 415: Wind turbine generator systems –

–

IEC 60186 (mod)

1987

Voltage transformers

–

+ A1 (mod)

1988

HD 554 S1

1992

1995

–

IEC 60688

–

Electrical measuring transducers for
converting a.c. electrical quantities to
analogue or digital signals

EN 60688

1992

Undatierte Verweisung.

Zum Zeitpunkt der Veröffentlichung dieser Norm gültige Ausgabe.

EN 61400-21:2002

Seite 45

Publikation

Jahr

Titel

EN/HD

Jahr

IEC 61000-4-7

–

Electromagnetic compatibility (EMC) –
Part 4-7: Testing and measurement
techniques – General guide on harmonics
and interharmonics measurements and
instrumentation, for power supply systems
and equipment connected thereto

EN 61000-4-7

1993

IEC 61000-4-15

–

Part 4-15: Testing and measurement
techniques – Flickermeter – Functional
and design specifications

EN 61000-4-15

1998

IEC 61800-3

–

Adjustable speed electrical power drive
systems –
Part 3: EMC product standard including
specific test methods

EN 61800-3

1996

Undatierte Verweisung

Zum Zeitpunkt der Veröffentlichung dieser Norm gültige Ausgabe

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