Ergebnis:

Entwurf einer Methode

Nachfolgend sollen die vorstehenden Analysen zu konkreten Handlungsempfehlungen zusammengefasst werden. Unabhängig davon, ob diese Vorgehensweise jemals so oder ähnlich in irgendwelchen Normen zur Energie-Effizienz von Anlagen und Systemen festgelegt wird – was hiermit vorgeschlagen wird – ist es zur Ermittlung, Berücksichtigung und Minimierung der Lebensdauerkosten von Kabeln und Leitungen dringend zu empfehlen, bei der Bemessung der Leiterquerschnitte nachfolgende Schritte einzubeziehen.

Tarifkunden

Bei Stromkunden, für die genormte Lastprofile vorliegen, ist demnach wie folgt vorzugehen:

  1. Man bestimme die mittlere aufgenommene Leistung, indem man den Verbrauch [kWh] des Vorjahres durch 8760 h teilt. Bei Neuanlagen wird ein Schätzwert, ein typischer Wert bzw. Vergleichswert aus einer ähnlichen Anlage eingesetzt. Blindleistung bleibt hier unberücksichtigt.
  2. Man verteile die sich ergebende mittlere Leistung gleichmäßig auf das ganze Jahr und auf alle vorhandenen / geplanten Endstromkreise. Division durch die Netzspannung und durch die Anzahl Endstromkreise ergibt den Minimalstrom Imin je Endstromkreis. Sind Endstromkreise unterschiedlicher Leiterquerschnitte vorhanden, ist der Gesamtstrom so aufzuteilen, dass alle Leiter anteilig zu ihrem höchstzulässigen Betriebsstrom IZ gleichmäßig ausgelastet sind (z. B. alle zu 20%). Endstromkreise mit jeweils unterschiedlichen Werten für IZ haben also auch im gleichen Verhältnis abweichende Werte für Imin.
  3. Nun wird angenommen, die Verteilung des Laststroms über das Jahr entspräche in jedem Endstromkreis – wie für die gesamte Anlage – dem betreffenden Lastprofil nach BDEW einer solchen Anlage. Die Werte für IZ müssen also um den Scheitelfaktor FS (Tabelle 12) derart auf IZ_mittel gesenkt werden, dass irgendwann im Jahr der maximal zulässige Strom IZ tatsächlich erreicht, aber nie überschritten wird:
Tabelle 12: Scheitelfaktoren und Formfaktoren für die deutschen Lastprofile
Tabelle 12: Scheitelfaktoren und Formfaktoren für die deutschen Lastprofile
  1. Man multipliziere den so gewonnenen höchstzulässigen Jahres-Mittelwert IZ_mittel des Stroms jedes Endstromkreises mit dem jeweiligen, in Schritt 2 gewonnenen Minimalstrom Imin. Aus dem so errechneten Produkt ziehe man die Wurzel. Es ergibt sich der zur Berechnung der Verluste zu verwendende Strom Irech:
  1. Für diesen Strom Irech bestimme man den Verlustleistungsbelag der Leiter und hieraus die jährliche Verlustenergie und die Verlustkosten. Der Strom wird dabei, wie ausgeführt, als konstant angesehen. Sein Wert muss nun noch mit dem Jahres-Formfaktor FF für das jeweilige Lastprofil multipliziert werden (Tabelle 12). Als Leitungswiderstandsbelag ist der jeweilige zulässige Höchstwert (Kaltwert) nach VDE 0295-4 einzusetzen. Sind keine Strompreise zur Hand, so sind die Werte nach Tabelle 7 bzw. Tabelle 11 als typische Werte einzusetzen.
  2. Nun ist der Leiterquerschnitt um eine Normgröße zu vergrößern und die Berechnung nach Punkt 4 erneut durchzuführen.
  3. Für diese Maßnahme (Punkt 6) ermittle man die Amortisationszeit, indem man die Differenz der Verlustkosten (zwischen Punkt 5 und Punkt 6) durch die Differenz der Kabelpreise (zwischen Punkt 5 und Punkt 6) teilt. Die Kabelpreise sind, wie die längenbezogenen Werte nach Punkt 5, ebenfalls längenbezogen. Daher ist diese Berechnung unabhängig von der Leitungslänge. Sind für diese Rechnung keine Kabelpreise zur Hand, so verwende man das Doppelte der Kupferpreise (Tagespreis zum Zeitpunkt der Berechnung und »Kupferzahlen« der miteinander verglichenen Leiterquerschnitte).
  4. Ist die Amortisationszeit kürzer als die geplante Lebensdauer der Anlage, so ist der Leiterquerschnitt erneut um eine Normgröße zu vergrößern und die Berechnung nach Punkt 4 nochmals durchzuführen.
  5. Diese Prozedur ist so oft zu wiederholen, bis die Amortisationszeit länger ist als die geplante Lebensdauer der Anlage. Dann hat man einen Schritt über das Ziel hinaus geschossen, und der Leiterquerschnitt aus dem vorigen Iterationsschritt entspricht dem gesuchten Leiterquerschnitt.

Die Lastprofile müssen für diese Prozedur nicht mehr betrachtet werden; sie dienten lediglich zur Herleitung der Methode und zum Beleg des bestehenden Sparpotenzials.

Das Ergebnis stellt zwar insofern eine reine Hypothese dar, als letztendlich mit einem angenommenen, fiktiven Laststrom gerechnet wurde, doch ist es mit einigen Sicherheitsfaktoren versehen:

  • Für die Widerstandsbeläge der Leiter wurden die Kaltwerte eingesetzt, obwohl die belastete Leitung warm ist.
  • Blindstrom blieb unberücksichtigt, Betriebsstrom nur aus Wirkleistung errechnet.
  • Der Einbezug der Lastprofile ist an sich schon ein Sicherheitsfaktor. Man hätte es auch beim Ansatz 1 belassen können. Dies hätte ebenfalls zu plausiblen Ergebnissen geführt:

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Sondervertragskunden

Für Industriekunden ist die oben stehende Vorgehensweise, wie ausgeführt, ungeeignet. Durch eine Vielzahl von Versuchen mit dem hier vorgestellten Rechenmodell ergeben sich als Anhaltspunkte die – vorsichtig gerechneten – Werte aus Tabelle 13. Dabei lässt die Verlegeart A2 die geringsten, die Verlegeart C die höchsten Belastungen zu. Daher wurden diese jeweiligen Eckwerte hier aufgenommen. Alle anderen Werte liegen dazwischen.

In der Regel wird es genügen, eine Abschätzung des Lastprofils eines bestimmten Verbrauchers bzw. Anlagenteils durchzuführen und dann ggf. eine Überdimensionierung der Leitung nach Tabelle 13 vorzunehmen. Will man es genauer wissen, so diene die Tabelle 13 zur Abschätzung, ob eine genauere Rechnung lohnt.

Ausgegangen wurde hier von Strömen, die in der jeweiligen Verlegeart aus thermischen Gründen einen Leiterquerschnitt von 4 mm² erfordern. Die Tabelle sieht hiermit vergleichsweise »unscheinbar« aus, doch ist dabei zu berücksichtigen:

  • Eine Aufwertung um 4 Stufen entspricht in diesem Bereich schon etwa dem 6-fachen Leiterquerschnitt!
  • Bei größeren Querschnitten sind die Sprünge feiner; in Normgrößen ausgedrückt würde die Lebensdauerkosten-Optimierung also eine Aufrüstung um noch mehr »Stufen« umfassen als die Tabelle anzeigt!

Für größere Leiterquerschnitte lohnt sich ohnehin eher eine Einzelfall-Berechnung. Die hier vorgestellte pauschale Beurteilung nach Tabellenwerten bietet sich eher für kleinere Leiterquerschnitte an.

Tabelle 13: So viel Aufwertung des Leiterquerschnitts lohnt (Kupferbasis 4,10 €/kg, Betriebsdauer 10 Jahre, Kabelpreise aus diversen Preislisten)
Tabelle 13: So viel Aufwertung des Leiterquerschnitts lohnt (Kupferbasis 4,10 €/kg, Betriebsdauer 10 Jahre, Kabelpreise aus diversen Preislisten)