Arrête: Art. 1er. Les modalités concernant la mesure et la documentation de la qualité de l’électricité sont décrites dans le document intitulé «Besch

(1)der Loi modifiée du 1er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité festgelegt. 6) Produzent = Abweichend von der Definition in der Loi modifiée du 1er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité ist der Produzent in diesem Kontext ein Netznutzer welcher eine regelmäßige Nettoeinspeisung in das Netz des Netzbetreibers aufweist. 7) Netznutzer = Abweichend von der Definition in der Loi modifiée du 1er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité ist der Netznutzer eine natürliche oder juristische Person welche einen Netzanschlussbeziehungsweise Netznutzungsvertrag mit dem Netzbetreiber abgeschlossen hat und den entsprechenden Netzanschluss nutzt. 8) Netzbetreiber = “gestionnaire de réseau” im Sinne des Artikel 1 der Loi modifiée du 1er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité. 9) Stromkreislänge = Länge der Kabel respektive Freileitungen der Gesamtheit der gegebenenfalls drei Phasen. 10) Trassenlänge = Die in einem Kabelschacht oder -graben bzw. auf einer Reihe mehrfach belegter Freileitungsmasten physikalische Wegeführung eines oder mehrerer Stromkreise. 1821 LUXEMBOURG 1.2 Ausfüllrichtlinien 1) Bei Zahlenangaben mit Kommastellen ist als Dezimaltrennzeichen das Komma (“,”) zu verwenden. 2) Die Dateneingabe darf keine Leerzeilen aufweisen. 3) Die Dauer der Unterbrechungen wird in Minuten angegeben wobei gegebenenfalls auf die nächste volle Minute aufzurunden ist. 4) Die gemäß dem vorliegenden Dokument zu erfassenden Daten, werden, soweit nicht für die jeweiligen Datensätze anders vermerkt, jährlich mittels von der Regulierungsbehörde bereit gestellten Formularen in maschinenlesbarer Form eingereicht. Bei von der Regulierungsbehörde genehmigter technischer Begründung ist eine Bereitstellung der Daten in einem abweichenden maschinenlesbaren Format gestattet. 1.3 Versorgungszuverlässigkeit Die Datenerhebung zur Versorgungszuverlässigkeit erfolgt für alle konzessionspflichtigen Netze mit einer Nennspannung von Nieder-, Mittel-, Hoch- und Höchstspannung. Maßgebend für die Zuordnung zur Spannungsebene ist die Nennspannung des Netzes. Für die Erfassung der Daten ist der jeweilige Netzbetreiber verantwortlich. Eine Versorgungsunterbrechung im Sinne der EN 50160, sinngemäß ebenfalls für Hochspannung, liegt dann vor, wenn die Spannung an der Übergabestelle zum Netzbenutzer, bzw. Netzbetreiber, weniger als 1% der vereinbarten Spannung UC beträgt. Im Zusammenhang mit der Versorgungszuverlässigkeit umfassen die Erhebungen alle Versorgungsunterbrechungen mit einem verbleibenden Spannungswert (Restspannung) von weniger als 1% UN bzw. weniger als 1% UC und mit einer Dauer von > 3 Minuten (Langzeitunterbrechung). Eine Störung mit Versorgungsunterbrechung im Sinne dieser Statistik liegt dann vor, wenn die Versorgung eines oder mehrerer Letztverbraucher bzw. Netzbenutzer und gegebenenfalls Netzbetreiber von einem Spannungseinbruch auf unter 1% UN mit einer Dauer von > 3 Minuten (Langzeitunterbrechung) betroffen ist, unabhängig davon, wie viele Leiter betroffen sind. Sieht die zum Zeitpunkt der Messung in Luxemburg gültige Fassung der Norm EN 50160 eine strengere Definition der Versorgungsunterbrechung vor, so ist diese sinngemäß ab deren Gültigkeit anzuwenden. 1.3.1 Netzdaten Die Netzdaten, als Basis für die Berechnung von Zuverlässigkeitskenngrößen, sind stichtagsbezogen am 31.12. des Erhebungsjahres zu erfassen. Der Datenumfang erstreckt sich auf folgende Daten:

1. a)Leitungen – Stromkreislänge [in km] und – Trassenlänge [in km] • je Spannungsebene und • unterschieden in Freileitung und Erdkabelleitung
2. b)Umspannstationen/Umspannwerke (Anzahl) – je Umspannebene
3. c)Umspannstationen/Umspannwerke (installierte Leistungen in MVA) – je Umspannebene
4. d)Transformatoren (Anzahl) – je Umspannebene
5. e)Anschlusspunkte (Anzahl) – je Spannungsebene – unterschieden in Endverbraucher, Netzbetreiber, Produzent – Die Definition des Anschlusspunktes beinhaltet auch unterbrechbare Anlagen wie z.B. Nachtstromheizungen wobei mehrere Zählpunkte als ein Anschlusspunkt zu zählen sind. Ad
6. a)Leitungen Hier sind alle Leitungen der Netze zu erfassen. Zu unterscheiden ist hier allgemein zwischen Stromkreis- und Trassenlänge für jede Spannungsebene und zwischen Freileitung und Erdkabelleitung. Ad
7. b)Umspannstationen/Umspannwerke (Anzahl) Die Anzahl der Umspannwerke, Umspann- und Transformatorstationen ist nach den vorgegebenen Zuordnungen (z.B. Hochspannung/Mittelspannung, Mittelspannung/Mittelspannung, Mittelspannung/Niederspannung), einzutragen. Versorgt ein Umspannwerk mehrere Spannungsebenen und ist dieses Umspannwerk baulich kombiniert, so ist nur ein Umspannwerk zu zählen. Um Doppelzählungen zu vermeiden ist die Eigentumsgrenze zu berücksichtigen. 1822 LUXEMBOURG Die folgenden Beispiele können sinngemäß auch für andere Spannungsebenen (z.B. 20/0,4 kV) angewendet werden. Beispiel A 65 kV Beispiel B 65 kV 20 MVA 20 kV 10 MVA 6 MVA 10 kV 20 kV Abgang 1 ... 4 1 Umspannwerk Kunde BA 2 MVA Abgang 1, 2 Abgang 1 1 Umspannwerk  Ad
8. c)Umspannstationen/Umspannwerke (installierte Leistungen in MVA) Über die installierten Leistungen werden die angeschlossenen Leistungen der Transformatoren und der versorgten (direkt angeschlossenen) Netznutzer erfasst, wobei deren Leistungen gesondert zu zählen sind. Laut den obigen Beispielen wäre diese Leistung im Beispiel A: 20 MVA (für Umspannung von 65/20 kV) Beispiel B: 10 MVA (für Umspannung von 65/20 kV) 6 MVA (für Umspannung von 65/10 kV) 2 MVA (für Kunde BA auf 65 kV) Diese Beispiele können sinngemäß auch für andere Spannungsebenen (z.B. 20/0,4 kV) angewendet werden. Ad
9. d)Transformatoren (Anzahl) Die Anzahl der Transformatoren umschließt alle vom Netzbetreiber betriebenen Transformatoren ungeachtet der Besitzverhältnisse, jedoch nicht die vom Netzbetreiber nicht betriebenen Transformatoren. Reservetransformatoren sind gesondert zu erfassen und kenntlich zu machen. Die Anzahl der Transformatoren wird wie folgt – siehe obiges Beispiel – gezählt: Beispiel A: 1 Transformator (für Umspannung von 65/20 kV) Beispiel B: 1 Transformator (für Umspannung von 65/20 kV) 1 Transformator (für Umspannung von 65/10 kV) Im Beispiel B ist ein Abgang für den Netznutzer BA eingezeichnet, dessen Transformator vom Netznutzer betrieben und daher auch nicht gezählt werden darf. Diese Ausführung für den Netznutzer BA kann ebenfalls für einen Netzbetreiber gelten. Diese Beispiele können sinngemäß auch für andere Spannungsebenen (z.B. 20/0,4 kV) angewendet werden. Ad
10. e)Anzahl der Anschlusspunkte – je Spannungsebene sowie Transformatorstation – unterschieden in Endverbraucher, Netzbetreiber, Produzent Die Anzahl der Anschlusspunkte ist je Spannungsebene zu erfassen. Es erfolgt eine Unterscheidung nach folgenden Netznutzern: Endverbraucher, Netzbetreiber, und Produzenten. Ist auf der Niederspannungsebene die Anzahl der Anschlusspunkte pro Ausfall nicht bekannt, soll als Zwischenlösung eine Durchschnittsbetrachtung mit Hilfe der Anzahl der Anschlusspunkte je Transformatorstation verwendet werden. 1.3.2 Störungs-/Ausfall-/Ereignisdaten Der Zeitraum der Erfassung erstreckt sich vom 01.01. bis zum 31.12. eines jeden Jahres. Folgende Daten sind zu erheben und entsprechend der betrieblichen Störungsaufzeichnung zeitlich gegliedert einzutragen: 1. Datum und Zeitpunkt Datum und Zeitpunkt der erstmaligen Versorgungsunterbrechung. Der Zeitpunkt des Beginns der Versorgungsunterbrechung ist in der Regel gleich dem Störungsbeginn, kann aber in manchen Fällen auch später sein. Erfolgt eine Meldung einer Versorgungsunterbrechung durch Netznutzer (z.B. Niederspannungskunden), und es sind keine netzbetrieblichen detaillierten Informationen verfügbar, so gilt dann dieser Zeitpunkt der Meldung als Beginn der Versorgungsunterbrechung. Treten bei einer Versorgungsunterbrechung mehrere Versorgungsstufen auf, so ist der Beginn der zeitlich ersten Versorgungsstufe anzugeben. 1823 LUXEMBOURG Häufig verursacht eine Versorgungsunterbrechung laut der beschriebenen Definition eine galvanische Trennung von Netzelementen. Sollte im Zusammenhang mit der Bestimmung des Zeitpunktes des erstmaligen Auftretens Abweichungen entstehen, gilt im Zweifelsfall der Zeitpunkt der galvanischen Trennung. 2. Spannungsebene Die Kategorie Spannungsebene (Betriebsspannung des Netzes), ermöglicht eine spannungsmäßige Zuordnung des Ortes des Anlassfalles zu der Versorgungsunterbrechung. In dieser Spalte darf nur die entsprechende Betriebsspannung in kV, ohne Dimension, eingetragen werden. Diese Angaben sind jeweils jener Spannungsebene zuzuordnen, in welcher die Ursache für die Versorgungsunterbrechung liegt. Liegt die Ursache in mehreren Netzebenen, so ist eine Zuordnung zur Spannungsebene mit der höchsten Betriebsspannung durchzuführen. Fällt z.B. die Versorgung, das heißt der vorgelagerte Netzbetreiber aus, so ist die Spannung des direkt betroffenen eigenen Netzes (z.B. 20 kV) einzutragen. Als weiteres Beispiel sei angeführt, dass die Umspannungen je Spannungsebene gesondert betrachtet werden können. Wenn es z.B. zu einem Ausfall des MS/NS Transformators (wenn dieser dem Netzbetreiber betrieblich unmittelbar zuzuordnen ist) kommt, kann dies gesondert angemerkt werden. Im Sinne einer vereinfachten Erfassung kann die Messung beispielsweise auch so erfolgen, dass ein Ausfall der Niederspannung aufgezeichnet wird und direkt auch dieser Spannungsebene zugeordnet wird, zusätzlich kann in den Anmerkungen auf einen MS/NS Transformatorausfall hingewiesen werden. 3. Dauer der Versorgungsunterbrechung Die Dauer der Versorgungsunterbrechung errechnet sich aus der Differenz zwischen dem Zeitpunkt der erstmaligen Versorgungsunterbrechung und der erfolgreichen Wiederzuschaltung bzw. Wiederversorgung (einschließlich Versorgung über Notstromaggregate) der betroffenen Netznutzer oder Anlagenteile des Netzes bzw. einzelner Stromkreise. Falls unterschiedliche Wiederversorgungszeiten für unterschiedliche Netznutzer bei einem Ereignis auftreten, diese aber nicht ermittelbar sind, so ist der Zeitpunkt der Wiederversorgung der am längsten unterbrochenen Netznutzer maßgebend. Eine erfolgreiche Wiederversorgung liegt dann vor, wenn die Spannung (Effektivwert) in definierter Form (Nennspannung Un oder vereinbarte Spannung Uc) des von der Versorgungsunterbrechung betroffenen Netzteiles (z.B. Abgang) länger als 3 Minuten anliegt bzw. an den Übergabestellen zu den Netznutzern wieder gegeben ist. Wird eine Versorgung mittels Notstromaggregaten durchgeführt ist dies in der Kategorie “Anmerkungen” kenntlich zu machen. Die Dauer der Versorgungsunterbrechung wird international auch oft als “Aus-Dauer” beschrieben. In dieser Spalte darf nur die Dauer in Minuten, ohne Dimension, eingetragen werden. 4. Ursache/Begründung der Versorgungsunterbrechung Bei der Ursache der Versorgungsunterbrechung ist zwischen “geplant” und “ungeplant” zu unterscheiden. Geplante Versorgungsunterbrechung: Eine geplante Versorgungsunterbrechung liegt vor, wenn die Netznutzer vorab über die Unterbrechung benachrichtigt wurden z.B. im Falle planmäßiger Arbeiten im Versorgungsnetz, die zu einer Versorgungsunterbrechung führen (Revision etc.). Um als Kriterium für eine geplante Versorgungsunterbrechung zu gelten muss die Benachrichtigung gemäß den Vorgaben von Artikel 27

(6)der Loi modifiée du 1er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité erfolgen. Ungeplante (zufällige) Versorgungsunterbrechung: Unterbrechungen, die durch andauernde oder vorübergehende Störungen verursacht werden. Sie treten meist im Zusammenhang mit äußeren Einflüssen, Anlagenausfällen oder anderen Störungen auf (siehe EN 50160). Gelten ebenfalls als ungeplante Versorgungsunterbrechungen die geplanten Versorgungsunterbrechungen, welche die Kriterien betreffend die Benachrichtigung nicht erfüllen. Die ungeplanten Ursachen einer Unterbrechung der Stromversorgung werden in folgende Anlässe unterteilt: – Atmosphärische Einwirkungen, wie z.B. Gewitter, Stürme, Feuchtigkeit, Kälte, Hitze, usw. – Außergewöhnliche Situationen – Naturkatastrophen, wie z.B. Erdbeben, Überschwemmungen. – Beschädigung durch Dritte bzw. Fremdeinwirkung, wie z.B. durch Menschen (Dritte), Tiere, Erd- und/oder Baggerarbeiten, Kräne, Fahrzeuge, Flugobjekte, Brand (fremdverursacht), Baumfällung oder durch Sonstiges verursachte Störungen. – Netzbetreiber intern, wie z.B. Fehlschaltungen, Fehlfunktionen/Ausfälle eines Betriebsmittels, Alterung, Überlastungen usw., d.h. Ursachen, die im unmittelbaren Zusammenhang mit dem Betrieb des Netzes stehen. Wenn die Störungsursache unbekannt ist, ist diese der Ursache “Netzbetreiber intern” zuzuordnen. – Versorgungsausfall durch Rückwirkungsstörungen aus dem vorgelagerten Netz, wie z.B. Ausfall des dem betrachteten Netz vorgelagerten Netzes oder Ausfall der Versorgung (Erzeuger) oder z.B. Störung aus einem anderen Netz, welche auf das betrachtete Netz zurückwirkt. – Versorgungsausfall durch Rückwirkungsstörungen aus dem nachgelagerten Netz, wie z.B. Ausfall durch Störungen in dem betrachteten Netz nachgelagerten Netz oder z.B. Störung aus einem anderen Netz, welche auf das betrachtete Netz zurückwirkt. Detailliertere Angaben zu dem Anlass “Außergewöhnliche Situationen” sind in der Kategorie Anmerkungen zu machen. 1824 LUXEMBOURG Eine Erfassung der Störungsorte, z.B. Freileitung, Erdkabel, kann für weitere und zukünftige Analysen von Vorteil sein und wird hier auch angeregt. Die Meldung ist in diesem Fall in den Anmerkungen durchzuführen.

1. Betroffene Anlagen und Netznutzer Hier ist jeweils getrennt die Anzahl der betroffenen Transformatorstationen, die betroffene Leistung (MVA) und die Anzahl der betroffenen Netznutzer (Anschlusspunkte, Netzbetreiber, Produzenten) zu erfassen. Ist auf der Niederspannungsebene die Anzahl der Anschlusspunkte pro Ausfall nicht bekannt, soll als Zwischenlösung eine Durchschnittsbetrachtung mit Hilfe der Anzahl der Anschlusspunkte je Transformatorstation verwendet werden. Nicht gezählt werden Zwischenumspannwerke, die innerhalb des Versorgungsgebietes lediglich zur Umspannung von einer Mittelspannung zur anderen dienen (z.B. 37/20 kV) – über die keine Netznutzer angeschlossen oder versorgt werden – und deren Berücksichtigung zu einer unmittelbaren Doppelzählung führen würde.
2. Erfassung des Stromes zum Zeitpunkt unmittelbar vor der Versorgungsunterbrechung Die Erfassung der Netzströme kann zur Ermittlung der nicht zeitgerecht gelieferten Energie (ENS) hilfreich sein. Hierzu ist zu gewährleisten, dass die erfassten Ströme im Netz zeitnah zur Verfügung stehen. So kann beispielsweise, sofern bekannt, der Gesamtstrom 15 Minuten vor der Versorgungsunterbrechung als Basis für die Ermittlung von ENS herangezogen werden.
3. Anmerkungen Besondere Aspekte, wie z.B. zum Störungsort – Freileitung oder Erdkabel (allenfalls isolierte Freileitung) oder z.B. zur betroffenen Kundengruppe – Haushalt, Gewerbe, Industrie sind anzuführen. Beispiel Beispiel für Störung mit Umschaltung und unterschiedlichen Wiederversorgungszeiten (jedoch mit gleichem Störungseintrittszeitpunkt).   Normalbetriebszustand   Störung–Schalterb)öffnet, alle8Netznutzerunversorgt  Fehlerstellelokalisiert,Schalterc)offen, übera)5Netznutzernach10Minutenwieder versorgt  Störungbereinigtnach352Minuten 3restlicheNetznutzerwiederversorgtund Normalbetriebszustand(8Netznutzerversorgt) wiederhergestellt 1825 LUXEMBOURG 1.4 Spannungsqualität Die beschriebenen Merkmale der Spannung sollen entsprechend den Normen (EN 50160) und (EN 61000-4-30) gemessen werden. Diese Normen sind sinngemäß, unter Betrachtung physikalischer Besonderheiten, analog auch auf nicht explizit erwähnte Spannungsebenen anzuwenden. Die wichtigsten Merkmale der Spannung (siehe EN 50160) sind nachfolgend aufgelistet: • Spannungshöhe • Frequenz der Versorgungsspannung • langsame und schnelle Spannungsänderungen • Spannungsschwankungen • Flicker • Spannungseinbrüche • kurze Versorgungsunterbrechung (bis einschließlich 3 Minuten) • lange Versorgungsunterbrechung (länger als 3 Minuten) • zeitweilige netzfrequente Überspannungen • transiente Überspannungen • Oberschwingungsspannung • Spannung von Zwischenharmonischen • Spannungsunsymetrie • Signalspannungen, die der Versorgungsspannung überlagert sind 1.4.1 Netzdaten - Messungen Die Erfassungsebenen der Spannungsmessungen sollen sich auf – die Mittel- und Hochspannungsebene über Dauermessungen und auf – die Niederspannungsebene über punktuelle bzw. kurzfristige Messungen beziehen. Dauermessungen: Die bestehenden Dauermessstellen sollen weitestgehend erhalten bleiben, denn über die Erfassung der Spannungsqualität an den Übergabestellen in den Umspannwerken auf Mittelspannung kann auf der Sekundärseite eine referenzierbare Erfassung der Merkmale der Spannung erzielt werden. Im Zusammenhang mit der Messdauer ist prinzipiell anzustreben, die Messstationen dauerhaft zu installieren, um die Spannungsqualität unter saisonal unterschiedlichen Last- und Betriebszuständen erfassen zu können. Im Allgemeinen sollten fest installierte Messeinrichtungen über entsprechende Kommunikationswege an einen zentralen Datenserver angeschlossen werden. Sofern der Netzbetreiber ausreichend über die saisonalen Änderungen im Netz informiert ist, können mobile Messstationen halbjährlich über einen Zeitraum von 4 Wochen zur Datenerfassung installiert werden. Die Auswahl der Zeitfenster hat netzspezifisch so zu erfolgen, dass möglichst unterschiedliche Netzbelastungszustände gemessen werden. Die dezentral gespeicherten Messwerte sind nach der Messperiode zu sammeln und auf Spannungsqualität auszuwerten. Zur weiteren Messstellenidentifikation und Clusterzuordnung einzelner Stationen wäre es grundsätzlich vorteilhaft, weiterführend eine bestehende Datenbank (z.B. ein Netzleitsystem) heranzuziehen und mit einer SpannungsqualitätsDatenbank zu verknüpfen. Dadurch könnten auch bei eventuellen Netzumschaltungen die betroffenen Stationen optimal einem neuen Cluster zugeordnet werden. Kurzfristige, anlassbedingte Messungen: Treten in Kundenanlagen Probleme auf, die möglicherweise auf mangelnde Spannungsqualität zurückzuführen sind, muss diese durch eine Messung überprüft werden. Messort ist in diesem Fall, insofern zugänglich, der Anschlusspunkt der Kundenanlage an das öffentliche Netz. Neben der Messung der Spannungsqualität hat eine Registrierung von Begleitinformationen (Lastgang, Analyse des Stromes) für die Ermittlung der Ursache der Probleme zu erfolgen. Sinnvoll ist des Weiteren eine Messung der Spannungsqualität bei potenziellen Störquellen, wobei auch hier zusätzliche Messgrößen, die Informationen über den Betriebszustand liefern, mitregistriert werden sollen. Punktuelle kurzfristige Messungen auf der Niederspannung können mittels tragbarer Messgeräte durchgeführt werden. Ziel sollte es sein, neben den Kundenanfragen auch mehrmals jährlich im Niederspannungsbereich Messungen über einen definierten Zeitraum, unter Berücksichtigung einer möglichen saisonalen Schwankung der Netzbelastung, durchzuführen. Messgeräte: Bei der Beschaffung von Messgeräten zur Erfassung der Spannungsqualität – gemäß EN 50160 und EN 61000-4-30 – wird empfohlen, dass die Messgeräte über offene Auswertungsmöglichkeiten (d.h. klar definierte Datenexporte, die nicht verschlüsselt sind) verfügen und somit auch in eine bestehende Datenbank integriert bzw. zumindest verknüpft werden können. Es sollte die Möglichkeit bestehen, standardisierte, automatisierte Protokolle zu erstellen, welche an die persönlichen Anforderungen angepasst werden können. Dies erfordert u.a. auch eine mögliche “Updatebarkeit” der Messgeräte. 1826 LUXEMBOURG 1.4.2 Messorte Dauermessstellen zur Spannungsqualität auf der Mittelspannung sollten – an einem Großteil der Übergabestationen aus dem vorgelagerten Netz (HS/MS) und – auf der 20 kV bzw. 5 kV Ebene bei rund jeder 50igsten bis 100sten Umspannstation auf die Niederspannung (Messung aber auf der Primärseite – MS) eingebaut werden. Für eine Ermittlung der Messorte kann hier beispielsweise eine technisch-wissenschaftliche oder mathematische Methode angewendet werden. Diese ist bei der Regulierungsbehörde zusammen mit einer Kostenabschätzung zu notifizieren. Die Messorte für punktuelle Messungen der Spannungsqualität auf der Niederspannungsebene sind neben – den Transformatorstationen (z.B. Niederspannungsabgang), – den Übergabestellen zum Netznutzer und den Anschlusspunkten – die Niederspannungsnetze selbst. Hierzu eignen sich z.B. Netzausläufer, an denen anlassbezogen aber auch stichprobenartig Messungen über eine Messperiode von zumindest einer Woche durchgeführt werden. Ziel sollte es sein, neben den Kundenanfragen auch mehrmals jährlich im Niederspannungsbereich Messungen, unter Berücksichtigung einer möglichen saisonalen Schwankung der Netzbelastung, durchzuführen. 1.4.3 Ereignisdaten Im Zuge der Erfassung der Merkmale der Spannung über einen definierten Zeitraum (neben Dauermessungen über zumindest eine Woche) sind standardisierte Protokolle (z.B. gemäß EN 50160) zu erstellen. Mit diesen Messungen sollen hinreichend aussagekräftige Beurteilungen und Bewertungen möglich sein. Punktuelle Messungen auf der Niederspannungsebene sind ebenfalls vorzusehen. Es sind Messungen der Spannungsqualität an der Übergabestelle zum Netznutzer auf der Niederspannungsebene, z.B. Netzausläufer, anlassbezogen aber auch stichprobenartig durchzuführen. Die Durchführung der Messungen muss nach EN 61000-4-30 erfolgen. Die Messdaten sind durch den Netzbetreiber zu sammeln und zu archivieren. Die Messungen mit standardisierten Auswertungen (wie oben beschrieben) sind soweit durch den Netzbetreiber auszuwerten, dass u.a. Abweichungen von den Merkmalen der Spannung (gemäß EN 50160 oder allenfalls vereinbarter Grenzwerte außerhalb dieser Norm für Hoch- und für Höchstspannung) der Regulierungsbehörde gesammelt für ein Kalenderjahr übermittelt werden. Diese Meldungen für ein Kalenderjahr beinhalten insbesondere folgende Punkte: – Name des Netzbetreibers – Anzahl der versorgten Anschlusspunkte (je Spannungsebene) – Anzahl der installierten und verfügbaren Messgeräte (für Dauermessungen und kurzfristig, anlassbezogenen Messungen) – je Spannungsebene – Anzahl der durchgeführten Messungen (unterschieden nach Dauermessungen und kurzfristig, anlassbezogenen Messungen – inkl. Zeitpunkt) – je Spannungsebene – Ergebnisse der Messungen bzw. Abweichungen gemäß EN 50160 oder vereinbarter Grenzwerte außerhalb dieser Norm für Hoch- und für Höchstspannung (zu unterscheiden nach Dauermessungen und kurzfristig, anlassbezogenen Messungen – inkl. Zeitpunkt) – je Spannungsebene sowie – Dokumentation – Auswertungen gemäß EN 50160 (inkl. Tabellen) und – Diskussion der Ergebnisse durch den Netzbetreiber (u.a. Ursachenanalyse) – Zeitpunkt und Anzahl der Messungen aufgrund von Kundenanfragen, zugehörige Dauer der Messungen (z.B. zwei Wochen) sowie deren Ergebnisse (Diskussion der Ergebnisse und Dokumentation der gesetzten bzw. eingeleiteten Maßnahmen durch den Netzbetreiber) – je Spannungsebene. Editeur: Service Central de Législation, 43, boulevard F.-D. Roosevelt, L-2450 Luxembourg Imprimeur: Association momentanée Imprimerie Centrale / Victor Buck