Definitiv nicht!

In Trinkwasser-Installationen - nur hier liegt der für Korrosionsvorgänge generell benötigte Reaktionspartner Sauerstoff in ausreichendem Maße im Elektrolyt vor (gilt also nicht für Heizungsanlagen o. ä. !) - muss die sogenannte "Fließregel" eingehalten werden: Rohre aus Kupfer dürfen in Fließrichtung nur nach Rohren aus unedleren Werkstoffen wie z. B. verzinktem Stahl eingebaut werden, da sich die bei der Schutzschichtbildung in Kupferrohren in geringen Mengen in Lösung gehenden Kupferionen andernfalls auf dem Stahl anlagern könnten, was zu Lochkorrosion am Stahl führen würde.

Hierbei ist das Flächenverhältnis Kupfer/Kupferwerkstoff zu Stahl wichtig. Kleine wasserberührte Flächen wie z. B. in Armaturen geben naturgemäß weniger Metallionen ab als längere Rohrleitungen. Armaturen machen also keine Probleme, wie die übliche Verwendung von Messing als Armaturenwerkstoff in Stahlinstallationen beweist. Kupferrohre hingegen könnten unter ungünstigen Umständen jedoch Probleme am Stahl verursachen.

Logischerweise kann diese Korrosionsform, der sog. "kupferinduzierte Lochfraß" am Stahl, nicht durch Einbau eines "Trennstücks" verhindert werden, da das Wasser und somit auch die Kupferionen hindurchfließen können.

Untersuchungsergebnisse aus der Praxis haben gezeigt, dass Oxidfilme ("Zunder"), die infolge der Wärmebehandlung beim Hartlöten oder Warmbiegen bei Temperaturen >400°C auf der Innenoberfläche von Kupferrohren entstehen, unter besonderen Randbedingungen korrosionskritisch sein können. Aus diesem Grund sind in diesem Abmessungsbereich alternative Verbindungstechniken (z. B. Weichlöten, Pressen, Klemmen) anzuwenden.

Nein!
In Gasanlagen wird, wenn gelötet werden soll, das Hartlöten sogar zwingend gefordert. Ähnlich verhält es sich in Solaranlagen, bei denen eine besonders hohe thermische Belastung der Rohrverbindungen zu erwarten ist.

In Heizungsanlagen und anderen geschlossenen Systemen wie Solar- oder Kühlkreisläufen ist - im Gegensatz zu Trinkwasser-Installationen - durch das Hartlöten keine Korrosionsgefährdung zu erwarten, da der für Korrosionsvorgänge notwendige Sauerstoff in den Medien derartiger Anlagen nicht vorhanden ist. Hartlöten ist also auch hier möglich, wenngleich heute aufgrund ihrer einfachen Handhabung meist die Presstechnik angewendet wird.

Die VDI-Richtlinie 2035, Blatt 2 (Vermeidung von Schäden in Warmwasserheizungsanlagen; Heizwasserseitige Korrosion) legt eindeutig dar, dass Mischinstallationen mittels Kupfer & Stahl in Heizungsanlagen möglich sind.

Den Praktiker verwundert diese Aussage keineswegs: schließlich ist auch in Heizungsanlagen, die vollständig aus Kupferrohren und -fittings erstellt wurden, die Verwendung von Radiatoren, Kesseln und Aggregaten aus unlegiertem Stahl die Regel, ohne dass Schäden an Stahlbauteilen auftreten. Tausende von in Betrieb befindlichen und störungsfrei funktionierenden Anlagen belegen dies.

Sofern Korrosion in Heizanlagen (oder in vergleichbaren metallischen Rohrleitungssystemen wie Solaranlagen, geschlossene Kühlkreisläufe, usw.) überhaupt auftritt, handelt es sich durchweg um elektrochemische Prozesse.

An Bauteilen aus nichtrostenden Stählen tritt der sog. "kupferinduzierte Lochfraß", wie er bisweilen an verzinkten Stahlbauteilen beobachtet werden kann, nicht auf. Die Kombination der Werkstoffe Kupfer und nichtrostender Stahl ist in Trinkwasser-Installationen also problemlos möglich.

Diese Kombinationsmöglichkeit ist so auch im entsprechenden technischen Regelwerk verankert (z. B. DIN 1988; Technische Regeln für Trinkwasser-Installationen).

Zunächst ist anzumerken, dass weiche Rohre nach dem rechtwinkligen Ablängen und dem für alle erhältlichen Rohrtypen obligatorischen Entgraten (Innen und Außen) zusätzlich Kalibriert werden müssen, um die erforderlichen Abmaße zu sicherzustellen. Nur so ist auch das Einbringen von ggf. erforderlichen Stützhülsen möglich.

Stützhülsen müssen bei weichen Kupferrohren nur verwendet werden, wenn Klemmringverschraubungen unterschiedlichen Typs zum Einsatz kommen (Klemmringfittings, Heizkörper-Anschlussgarnituren, o. ä.). Bei Pressverbindungen an weichen Kupferrohren sind generell keine Stützhülsen erforderlich. Auch bei weichdichtenden Ventilanschlüssen kann auf Stützhülsen verzichtet werden.

Bei der Erstellung von solarthermischen Anlagen ist zu beachten, dass die in den Rohrleitungen verwendeten Materialien und Werkstoffe in der Lage sein müssen, der höchsten Betriebstemperatur und dem höchsten Betriebsdruck (auch unter Stagnationsbedingungen) standzuhalten. Dies ist insbesondere bei thermisch hoch belasteten Bereichen der Verrohrung zu berücksichtigen.

Da Weichlote und Weichlotpasten, die nach Herstellerangaben dauerhaft Temperaturen von über 110°C standhalten, in Deutschland nicht angeboten werden, ist die Anwendung der Verbindungstechnik Weichlöten aufgrund der zu erwartenden hohen Temperaturen in modernen Solarkollektoren nicht zu empfehlen. Es sind also andere geeignete Verbindungstechniken (Hartlöten, Schweißen, Pressen oder Klemmen) anzuwenden.

Halbharte und weiche Kupferrohre im Abmessungsbereich von 12 bis 28 mm können unter Einhaltung der im DVGW-Arbeitsblatt GW 392 genannten Mindestbiegeradien (s. a. "Einsatzbereiche/Gas-Installation") mittels Biegegeräten kalt gebogen werden.

Beim handwerklichen Biegen von weichen Rohren ohne Biegegerät ist als Mindestbiegeradius der 6- bis 8-fache Rohraußendurchmesser anzusetzen.

Das nachträgliche Grün-Patinieren von Kupfereindeckungen ist zwar theoretisch möglich, jedoch nicht zu empfehlen. Bei den gängigen Patinierungsverfahren wird durch das Auftragen flüssiger Chemikalien keine gleichmäßige Verteilung erreicht, so dass es nach dem Trocknungsprozess zu unterschiedlich gefärbten Teilbereichen kommt. Dadurch bedingt, erfährt die behandelte Fläche eine scheckig - fleckige Optik, die mit dem gewünschten Ergebnis nichts gemeinsam hat. Chemische Färbungen für Kupfer eignen sich daher nur für kleinere Objekte, meist aus dem Kunsthandwerk.

Kupfer ist aufgrund seiner Stellung auf der positiven Seite in der elektrochemischen Spannungsreihe durch andere Metalle nicht gefährdet. Der Zusammenbau von Kupfer mit Edelstahl gilt nach dem heutigen Wissensstand als unbedenklich. Mit Edelstahl sind die im Bauwesen üblicherweise verwendeten nichtrostenden Stähle der Werkstoffnummern 1.4301 (Chrom-Nickel-Stahl) und 1.4401 (Chrom-Nickel-Molybdän-Stahl) und 1.4571 gemeint.

Die bisherigen Beobachtungen und Versuche zeigen, dass bis auf die weiter unten geschilderten Ausnahmen auch bei direktem Kontakt von Kupfer mit Gips, Kalkmörtel und Beton praktisch keine Korrosionserscheinungen auftreten. Nur durch Korrosion verursachte Schadensfälle aus der Praxis sind nicht bekannt. Bei chloridhaltigem Beton tritt bei gleichzeitiger Verlegung von Kupfer und Stahl eine verstärkte Korrosion bei Stahl auf, während das Kupfer nicht angegriffen wird.

Werden bei Mörtel und Beton Zusätze verwendet (z. B. Schnellbinde- oder Frostschutzmittel) so muss für jeden Einzelfall festgestellt werden, ob sie aggressive Stoffe enthalten und ob diese Stoffe bei Kupfer Korrosionserscheinungen hervorrufen können. Betonzusatzmittel, die Amine (von Ammoniak abgeleitete organische Basen) oder Ammoniak enthalten, können bei Kupfer Korrosion verursachen, da es bei Gegenwart von Sauerstoff aufgrund der Komplexsalzbildung angegriffen wird.

Die Annahme, dass Kupfer nicht mehr grün wird, ist inzwischen weit verbreitet, gut nachvollziehbar, aber dennoch falsch:

Die natürliche Farbe des Kupfers ist seit jeher das braune Oxid. Nur bei (flach) geneigten Flächen, die der intensiven Bewitterung ausgesetzt sind, das Regenwasser langsam abläuft und langsam trocknet, kann sich im Laufe der Jahrzehnte die grüne Patina bilden.

Kupfer galt früher als ein edles Material, das nur für exponierte Dächer, wie Kirchen, etc. verwendet wurde. Der (vergleichsweise kurze) Zeitraum der Patinabildung über Jahrzehnte wurde nicht verfolgt, aber die grüne Ansicht der Jahrhunderte ist noch heute erkennbar (siehe z.B. Hildesheimer Dom).
Dachdeckungen werden auch heute nach einem angemessenen Zeitraum die grüne Patina ansetzen, z.B: Tonhalle Düsseldorf, die nach ca. 12 Jahren der Neueindeckung die bekannte grüne Haube zeigte.

In der jüngeren Zeit der Klempnertechnik wird Kupfer auch für Verwahrungen, Attiken, Details und sogar für Fassadenverkleidungen eingesetzt. Aufgrund der andersartigen Strömungs- und Witterungsverhältnisse z.b. an der Fassade ist an diesen konstruktiven Details nicht mit einer Grünfärbung des Kupfers zu rechnen: Die Bauteile trocknen sehr schnell ab und die Verweilzeit des Tropfens ist um ein vielfaches kürzer. Vertikale Bauteile aus Kupfer sind heute viel häufiger anzutreffen, als noch vor 50 Jahren, werden aber äußerst selten die grüne Patina entwickeln. Es ist also mehr braunes Kupfer als früher zu sehen.

Hinzu kommt unsere heutige "Schnelllebigkeit": Dächer die vor 20-30 Jahren mit Kupfer eingedeckt wurden und noch keine Grüne Patina zeigen, sind in der Farbentwicklung völlig normal, das kann sogar noch mal 50 Jahre dauern. Aber wir sind nun mal von Natur aus ungeduldig und meinen, das "muss doch..."

So sind also der vermehrte Einsatz von Kupfer an Fassaden und vielleicht auch unsere Ungeduld die Ursache für die landläufige Vermutung, Kupfer würde nicht mehr grün.

In diesem Falle sind zwei Möglichkeiten zu überprüfen:

ausreichende Längendehnungsmöglichkeiten der Dachrinne.
Thermisch bedingte Längenänderungen der Dachrinne können bei ungünstiger Installation eine Scherkraft auf den Anschluss des Fallrohres ausüben. Abhilfe kann hier durch Einbau eines Dehnungsausgleichers geschaffen werden. Dieser Schadenstyp ist erkennbar an Rissbildungen im Bereich des Anschlusses.
Geruchsverschluss in der Fall-Leitung.

Faulgase aus Klärgruben und Abwasserkanälen enthalten Ammoniak- und Schwefelwasserstoffverbindungen, die in der Lage sind, Kupfer anzugreifen. Beim Anschluss von Fallleitungen an einen Abwasserkanal ist deshalb in frostfreier Tiefe ein Geruchsverschluss anzuordnen, der nach EN 12056-3, Absatz 6.3.4 ohnehin gefordert wird. Dieser Schadenstyp ist erkennbar an Schwarzfärbungen und deutlicher Dickenabnahme des Materials: es wirkt papierdünn.

In der Atmosphäre enthaltener Staub lagert sich auf nicht porösen Flächen ab und wird vom Regen auf die tiefer liegenden Bauteile geschwemmt, die in der Regel porös sind. Diese Abschwemmungen können zu Verfärbungen auf darunter liegenden hellen, porösen und rauen Baustoffen führen.
Bei Auftreten von Verfärbungen durch abgeschwemmte Kupfersalze und Schmutzablagerungen sind daher Konstruktionsfehler zu vermuten, die mit den folgenden Konstruktionsregeln verhindert werden können:

• das Regenwasser über Regenrinnen abführen
• Mauerwerks- und Dachrandabdeckungen mit leichter Neigung zu der Seite auszuführen, auf der Abschwemmungserscheinungen am wenigsten stören.
• Verbindungsstellen im senkrechten Bereich von Dachrand- oder Brüstungsverkleidungen durch Stehfalze, Liegefalze oder stumpfen Stoß mit Dichtungseinlage ausführen, nicht als Überlappung
• überkragende Bauteile aus Kupfer mit einem deutlichen Abstand von 40-60 mm über der Fassade ausführen

Als nachträgliche Maßnahme ist zu überprüfen, ob es möglich ist, Abtropfkanten oder seitliche Wasserabweiser anzubringen. Ansonsten kann nach der Fassadenreinigung eine sogenannte Hydrophobierung aufgebracht werden.

Der Zusammenbau von Kupfer und Aluminium galt früher, aufgrund der Potentialdifferenz in der elektrochemischen Spannungsreihe, generell als nicht zulässig. Nach neueren Untersuchungen wird anodisiertes (eloxiertes) Reinaluminium (Oxidschichtdicke 20 µm) von kupferhaltigem Wasser lediglich durch einen geringen Angriff zwar in seinem dekorativen Aussehen, nicht aber in seiner Funktion beeinträchtigt. Der direkte Kontakt dieser beiden Werkstoffe ist nach wie vor zu vermeiden.

Heute werden Aluminiumbauteile meist mit farbigen Beschichtungen versehen. Diese Bauteile sind selbstverständlich problemlos mit solchen aus Kupfer kombinierbar. Ein geringfügiger Angriff kann dann lediglich unter ungünstigen Bedingungen an den ungeschützten Schnittkanten der Aluminiumteile auftreten.

Die häufig gestellte Frage, ob die sogenannte Trennschicht oder Trennlage, die üblicherweise aus einer V13-Glasvlies-Bitumenbahn besteht, bei einer Kupferdeckung erforderlich sei, kann lapidar mit - “Für den Werkstoff Kupfer nicht“ - beantwortet werden.

Zur Trennschicht heißt es in den Fachregeln für das Klempner-Handwerk unter 3.11.6 Trennschicht:

„Metalle sind gegen schädigende Einflüsse angrenzender Stoffe zu schützen, z.B. durch Trennschichten."

Der frühere Wortlaut ging etwas detaillierter auf die Besonderheiten der einzelnen Baumetalle ein: "Die VOB-DIN 18339 „Klempnerarbeiten“ fordert den Einsatz geeigneter Trennschichten zwischen Metall und angrenzenden Stoffen, wenn am Metall schädigende Einflüsse z.B. durch salzhaltige Holzschutzmittel auftreten können bzw. zu erwarten sind. Das ist jedoch nicht bei allen zum Einsatz kommenden Metallen und angrenzenden Stoffen der Fall. ...“

Zu diesen Metallen gehört Kupfer, das - auch in Verbindung mit Feuchtigkeit - unempfindlich sowohl gegen Holzinhaltsstoffe als auch gegen salzhaltige oder ölige Imprägniermittel ist, mit denen das Holz der Schalung evtl. behandelt wurde.

Deshalb ist, im Zusammenhang mit der Kupferdeckung die V13 eigentlich als vorläufige Dachdichtung zum Schutz des Gebäudes und der Schalung zu sehen.

Wo dies nicht erforderlich ist bzw. wo durch andere Maßnahmen bis zur Fertigstellung der Kupferdeckung ein vorläufiger Regenschutz durch Planen oder Folien erfolgt, kann deshalb die Trennschicht weggelassen werden.

Diese Ausführung weicht von der pauschalen Festlegung in der DIN 18339 ab:

„3.1.3 Metalle sind gegen schädigende Einflüsse angrenzender Stoffe, z.B. Mörtel, Steine, Beton, Holzschutzmittel, durch eine geeignete Trennschicht z.B. aus Glasvlies-Bitumendachbahn zu schützen.“

Wir empfehlen deshalb, eine entsprechende Vereinbarung zwischen Auftraggeber und Auftragnehmer zu treffen, wenn keine Trennschicht ausgeführt werden soll.

Zu empfehlen ist eine Trennschicht bei Verlegung von Kupferverwahrungen auf Mauerwerk oder Beton, wo sie vorwiegend als Schalldämpfung wirkt, wenn nicht ohnehin, z.B. mit Enkolit, geklebt wird.

Bei Kupfer-Verwahrungen an Terrassen oder Balkonen u.s.w. sollte der einzubindende Bereich bis 20 mm über fertigen Belag mit einem Sperranstrich als Trennschicht versehen werden, um gelegentlich auftretende Blau-Grün-Verfärbungen durch Mörtelabbindestoffe zu vermeiden.

Zusammenfassend ist festzustellen, dass die Trennschicht als Schutz für Kupfer nicht erforderlich ist, weil dieses Metall gegen die zu erwartenden Einflüsse aus den angrenzenden Baustoffen beständig ist.

Als Maßnahme zu vorläufigem Wetterschutz, als Geräuschdämpfung bei harter Unterlage. z.B. Beton, sowie als Schutz gegen Verfärbungen bei einbindenden Verwahrungen, ist eine Trennschicht jedoch sinnvoll. Wird eine Trennschicht verlegt, braucht sie nicht geschlitzt oder perforiert zu sein, evtl. eingeschlossene Feuchte ist für Kupfer ohne Bedeutung, weil es tauwasserbeständig ist.

Natürlich ist der Stromversorger verpflichtet, einen gewissen Qualitätsstandard einzuhalten, doch viele Störungen entziehen sich seiner Kontrolle. Schätzungen zu Folge entstehen über 70% der Spannungsqualitätsprobleme in der Kundenanlage außerhalb des Zugriffsbereichs seines Versorgers.

Die Netzqualität ist in EN 50160 »festgelegt«. Deren Grenzwerte sind jedoch äußerst lasch und mögen für Ihren Betrieb unangemessen sein. Darüber hinaus bedeutet die Einhaltung der EN 50160 am Einspeisepunkt noch lange nicht, dass Sie im Inneren der Anlage die gleiche Qualität haben.

Vielleicht leiden Sie an schlechter Netzqualität und wissen es gar nicht. Eine Marktstudie des Europäischen Kupferinstitutes über 1400 Anlagen hat gezeigt:

• Es gibt etwa 15 verschiedene Arten von Störungen, die in einer Anlage auftreten können. Sie reichen von drastischen Vorkommnissen wie Produktionsstillstand, vorzeitigem Ausfall von Betriebsmitteln wie Motoren und Transformatoren, bis zu eher subtilen Vorgängen wie etwa vorzeitiger Alterung von Kabeln, Flickerphänomenen und dergleichen.
• Energie-Großverbraucher und Gebäude mit hoher IT-Dichte leiden an einem jeden dieser 15 Probleme mit einer Wahrscheinlichkeit von 5% bis 10%.
• Nur sehr wenige Liegenschaften sind völlig frei von Störungen – doch es gibt sie, und das zeigt: Es geht auch ohne!
• In etwa 40% bis 50% der Liegenschaften geht die schlechte Netzqualität an die Substanz.

Und diese Probleme nehmen rapide zu. Deshalb ist es jetzt Zeit für Sie, sich und Ihre Leute auf den Stand der Technik zu bringen, was Netzqualität angeht.

Viele elektrische Betriebsmittel benötigen zum einwandfreien Funktionieren eine nahezu perfekte Sinusspannung und eine kontinutierliche Spannungsversorgung ohne Einbrüche. Netzqualität bedeutet festzustellen, ob und in welchem Ausmaß diese Eigenschaften sichergestellt sind.

Es gibt zwei Arten von Folgen:

• Kurzzeit-Effekte wie Datenverlust, Produktionsstillstand, Qualitätsmängel in der Fertigung;
• Langzeit-Effekte wie Lebensdauer-Verkürzung von Transformatoren, Motoren und Getrieben (Lagerschäden), Isolations-Durchschläge.

Eine ganze Menge, von langen Produktionslinien wie Walzwerken oder Spinnereien bis hin zu Kommunikations-Netzwerken, PCs, jeder Art von digital getakteten oder automatischen Systemen.

Netzqualität ist kein einfaches Konzept, sie lässt sich nicht durch einen einzelnen Parameter beschreiben, daher ist Schnellhilfe schwierig. Eine Neuerung ist die Beschreibung eines so genannten Qualitäts-Indexes (PQI) auf Basis einer reinen Zählung von Spannungsstörungen.

Elektrische Energie ist der wichtigste Rohstoff für jedes Gewerbe, und wie bei jedem Rohstoff ist die Qualität sehr wichtig. Elektrische Energie ist jedoch auch eine ganz ungewöhnliche Ware, da sie als kontinuierlicher Fluss gebraucht und erst im Moment des Verbrauchs erzeugt wird. So entzieht sie sich einer Waren-Ausgangskontrolle und ist das einzige Produkt, dessen Qualität vom Kunden direkt beeinflusst wird.

Mängel in der Stromversorgung können sehr teuer werden, denn sie können elektronische Regelkreise und Umrichter-Antriebe aus dem Takt bringen, Datenverluste und außerplanmäßigen Produktionsstillstand zur Folge haben. Die Kosten einer erzwungenen Unterbrechung müssen gegen die einer USV oder / und eines Oberschwingungsfilters und die Wahrscheinlichkeit des Eintretens solcher Ereignisse abgewogen werden.

Dies sind Spannungen oder Ströme, deren Frequenzen ganzzahlige Vielfache der Netzfrequenz sind.

Wie üblich, können Spannung und Strom als unterschiedliche Erscheinungsformen desselben Phänomens gesehen werden. Stromschwingungen, verursacht durch nicht lineare Lasten wie etwa Gleichrichter, erzeugen Spannungsschwingungen an den Netz-Impedanzen. In gewisser Hinsicht ist es also gleichgültig, ob man von Strom- oder Spannungs-Oberschwingungen spricht. Im Zusammenhang mit den Lasten spricht man meist von harmonischen Strömen, im Zusammenhang mit dem Netz von harmonischen Spannungen. Beachten Sie, dass eine nicht lineare Last die Quelle von Strom-Oberschwingungen darstellt und sich hierdurch als Folge im Netz harmonische Spannungen bilden, die ihrerseits in anderen Lasten wieder harmonische Ströme treiben. Mit anderen Worten können das Netz und die Spannungs-Oberschwingungen als das Vehikel zur Ausbreitung der Strom-Oberschwingungen angesehen werden.

Sie verursachen Flicker, Hochlaufschwierigkeiten bei Motoren, Leiter-Überhitzung, Energieverluste, Funktionsstörungen in Datennetzwerken, elektro-magnetische Geräusche in elektro-akustischen Anlagen sowie mechanische Geräusche in allen Anlagen und Geräten, wo insbesondere ferromagnetische Teile in Schwingungen gebracht werden können.

Zunächst einmal ist es wichtig, schon in der Planungsphase daran zu denken. Eine angemessene Leiterdimensionierung ist die Grundlage für oberschwingungsfeste Anlagen. Wenn dann der gesamte Oberschwingungsgehalt (THD) einen gewissen Pegel erreicht, müssen Gegen-Maßnahmen ergriffen werden, also aktive oder passive Filter. So ist Ihre Anlage gut vor Oberschwingungen von außen geschützt und wird auch nicht von jenen Ihrer eigenen verzerrenden Lasten belastet.

Motoren (jede Oberschwingung erzeugt ihrer Frequenz und ihrem Umlaufssinn entsprechend ihr eigenes Drehmoment), Transformatoren, Kabel und Leitungen (da die Strom-Oberschwingungen für jeden Leiter eine zusätzliche Last darstellen, verkürzt sich die Lebensdauer der Isolierstoffe), Lampen (Flicker verursacht Sehstörungen), Automatisierungs- und Kommunikationssysteme (Funkstörungen).

Große Erzeuger in der Industrie sind Lichtbogenöfen, große Gleichrichter-Anlagen (also Elektrochemie, Galvanisier-Betriebe und im Ausland auch Bahnstrom-Anlagen). Sie können, abhängig von der Entfernung und der Kurzschlussleistung am gemeinsamen Speisepunkt, benachbarte Anlagen beeinträchtigen. Kleine, jedoch weit verbreitete nicht lineare Lasten sind Computer und andere Geräte mit Schaltnetzteilen, Kompaktsparlampen, Dimmer, Batterie-Ladegeräte und Stromrichter.

Bei Weitem nicht. Zunächst jedoch muss darauf hingewiesen werden, dass die wenigsten Brände eindeutig den Strom-Oberschwingungen und überlasteten (womöglich Querschnitts-reduzierten) Rückleitern zugeordnet werden. Leider untersuchen die Versicherungen kaum jemals die genauen Ursachen von Elektro-Brandschäden. Falls ein Kabel oder Verteilerschrank in Brand gerät, wird dies in der Statistik als Strombrandschaden verbucht und als solcher bezahlt, das ist alles.

Doch bereits weit unterhalb der Schwelle thermischer Überlastung fangen die unter der Frage nach den vermeintlichen Vorteilen des PEN-Leiters beschriebenen Effekte an, Schäden und Störungen zu verursachen. Als ungewöhnliches Beispiel für EMV-Probleme durch Leitungswiderstände, jedoch weit unterhalb thermisch bedenklicher Stromwerte sehen Sie mal in der Frage »Leiterquerschnitte« nach.

Allerdings haben Wirk- und Blindwiderstände innerhalb der Anlage etwas mit der Spannungsqualität zu tun! Als Versuchsbeispiel probieren Sie es mal mit der Überlagerung von etwas Gleichspannung auf die Netz-Wechselspannung. Das passiert bei der Anwendung von Einweg-Gleichrichtung, und die wird manchmal gar nicht wirklich in »gleichrichterischer« Absicht, sondern als einfache, billige Möglichkeit der Leistungs-Verstellung eingesetzt. Die meisten gewöhnlichen Haartrockner haben einen 3-stufigen Netzschalter: Aus, halb und voll. Auf Stellung »halb« wird der gesamte Fön über eine Diode und somit nur mit einer Netz-Halbschwingung gespeist. So entsteht ein kleiner unsymmetrischer Spannungsfall in der speisenden Leitung und somit ein geringfügiger Gleichspannungs-Anteil von kaum 1 V – für die meisten Verbraucher bedeutungslos, doch speisen Sie mit dieser leicht unsymmetrischen Spannung einmal einen leer laufenden Ringkern-Transformator, und messen Sie, was passiert!

Ringkern-Transformatoren zeichnen sich durch relativ niedrige Wicklungs-Widerstände und extrem niedrige Magnetisierungsströme aus, während die Flussdichte mit gut 1,7 T schon nahe an der Sättigungsgrenze liegt. Somit treibt eine Gleichspannung von knapp 1 V bereits einen Gleichstrom durch die Primärwicklung, der den Kernwerkstoff weit in die Sättigung treibt. Hierdurch wurde bereits eine Zunahme des Leerlaufstroms um mehr als 2 Größenordnungen beobachtet, wenn der Prüfling zusammen mit einem auf halbe Leistung eingestellten Fön an derselben Steckdose betrieben wurde! Und noch schlimmer: Auch die Leerlauf-Verlustleistung des Transformators kann um mehr als eine Größenordnung zunehmen! Speist man Prüfling und Fön über eine gemeinsame Verlängerungsschnur, wird die Zunahme noch größer! Das zeigt: Das Ausmaß dieses Einflusses hängt vom Widerstand der gemeinsamen Zuleitung ab. Werden separate Leitungen (verschiedene Steckdosen) verwendet, so geht der Einfluss auf einen Bruchteil zurück. Die Widerstände im Netz sollten daher so niedrig wie möglich gehalten werden. Weit besser noch, um gegenseitige Einflussnahme zu vermeiden, ist das Verlegen separater Leitungen.

Ursache ist offensichtlich die Diode. Wird sie durch Hochschalten des Föns auf volle Leistung gebrückt, ist der Spuk vorbei, und der Transformator verhält sich wieder normal.

Formal trat die EN 61000-3-2 am 1. Januar 2001 in Kraft. Leider ist dies nicht notwendigerweise gleichbedeutend mit einer nennenswerten technischen Einflussnahme, während der Ansatz im Grunde genau richtig war – das Problem der Aussendung von Strom-Oberschwingungen gleich an der Quelle anzupacken. Beachten Sie, dass gewöhnlich das Endgerät die Quelle der Strom-Harmonischen darstellt und diese sich von dort »stromaufwärts« ausbreiten, entgegen der Energierichtung! Die Endgeräte-Hersteller jedoch, aus Furcht vor zusätzlichem Aufwand und mehr Kosten, leisteten erbitterten Widerstand, so dass die Grenzwerte am Ende zu hoch gelegt wurden und zu viele Schlupflöcher vorgesehen wurden, um eine nennenswerte Entlastung der Netze hiervon erwarten zu können, selbst dann noch nicht, wenn die alten Geräte ausgestorben sind.

An einem Computer von 1995 beispielsweise, in gewohnter Schaltnetzteil-Technik und ohne jede Entstörung, wurde ein THD (total harmonic distortion, Gesamt-Verzerrungsgehalt) von 73.7% im Eingangsstrom gemessen. Das Nachfolgemodell von 1999 war bereits gemäß EN 61000-3-2 gebaut und wies einen leicht reduzierten THD von 67.9% auf. Das reichte, um die Norm zu erfüllen.

Beim Ersatz des Monitors durch einen modernen Flachmonitor fand sich in der Bedienungsanleitung der Hinweis, auch dieses Gerät entspräche der EN 61000-3-2, während es eher eine Frage der Interpretation als eine technische ist, ob man dies als zutreffend ansehen möchte. Die Norm nämlich gilt nur für Computer und Peripheriegeräte von 75 W bis 600 W Leistungs-Aufnahme, während ein solcher Bildschirm mit 25 W auskommt. Gemessen wurden denn auch 78.1% THD, aber da das Gerät aus dem Geltungsbereich der EN 61000-3-2 herausfällt, kann man gewissermaßen schon behaupten, es entspräche ihr, ohne an dem Gerät technisch irgendetwas ändern zu müssen.

Sofern von verschiedenen Zuständen die Rede ist, wie Betrieb / Bereitschaft, Volllast-/Sparmodus, ja, aber das ist banal.

Jedoch ist der Oberschwingungsgehalt im Eingangsstrom ein- und derselben Last unter den gleichen internen Betriebsbedingungen auch von externen Parametern abhängig, also denen des Netzes. Bedenken Sie, dass diese Parameter sich schon mit Zahl und Art der am selben Netz betriebenen Geräte ändern! Obwohl in einem »steifen« Netz mit niedriger innerer Impedanz der Einfluss der Strom-Oberschwingungen auf die Spannung geringer ist, ist der Oberschwingungsgehalt des Gerätestroms an solch einem Netz höher! Vor allem der (induktive) Blind-Anteil der Netz-Impedanz »glättet« den verzerrten Gerätestrom etwas durch Unterdrückung höherer Frequenz-Anteile im Strom (und ruft dadurch jedoch Spannungsfälle bei jenen Frequenzen hervor). Daher kann einem bestimmten Gerät nicht ein bestimmter Oberschwingungs-Gehalt des Eingangsstroms zugeordnet werden. Vielmehr muss hierzu das gesamte System betrachtet werden. Leider findet dies keine Berücksichtigung in der Festlegung der Messbedingungen zur EN 61000-3-2. Der maximale Oberschwingungsgehalt der zur Messung zu verwendenden Spannung ist dort spezifiziert, jedoch nicht die sonstigen Parameter des zu verwendenden Netzes.

Das wirkt in der Tat merkwürdig, ist aber trotzdem so. Wenn Sie eine Fourier-Analyse des Phasen-angeschnittenen Stroms einer ohmschen Last vornehmen, stellt sich heraus, dass die Grundschwingung gegenüber der Netzspannung nach hinten verschoben ist. Dies stellt das Auftreten von Grundschwingungs-Blindleistung dar, die sich tatsächlich mittels einer Kapazität kompensieren lässt. Rein vorstellungsmäßig lässt es sich dadurch veranschaulichen, dass während des ersten Teils einer jeden Halbschwingung kein Strom, nach Zündung des Thyristors jedoch der normale Betriebsstrom fließt. Soll diesem Strom eine sinusförmige Komponente bei Grundschwingungs-Frequenz zugeordnet werden, lässt sich die Unsymmetrie der Gesamtkurve nur durch Nacheilen der Strom-Grundschwingung erklären, denn in Strom-Komponenten mit ganzzahligen Vielfachen der Grundfrequenz kann sich diese Unsymmetrie nicht verbergen.

Das Auftreten von Grundschwingungs-Blindleistung wird jedoch von einem Oberschwingungs-Analysator nur angezeigt, wenn als Referenz die Netzspannung herangezogen wird. Wird statt dessen die Phasen-angeschnittene Spannung an der Last (hinter dem Dimmer) gewählt, so sind Spannung und Strom, auch wenn nicht sinusförmig verlaufend, in der rein ohmschen Last einander wieder proportional, und es wird keine Grundschwingungs-Blindleistung angezeigt.

Merke: Voraussetzung zum Auftreten von Grundschwingungs-Blindleistung ist nicht notwendigerweise ein Energiespeicher, sondern diese kann auch auf einer Unproportionalität von Spannung und Strom beruhen.

Jede Lösung hat ihre Vor- und Nachteile.

Bei Parallelbetrieb sind Sie sicher, dass beide funktionieren. Das Risiko ist, dass die Last zunimmt und die Nennleistung eines Trafos übersteigt, wodurch dieser eine überlastet werden kann, sobald er die Last allein übernehmen muss.

Wenn Sie nur Trafo A betreiben und B in Reserve halten, tragen Sie das Risiko, dass B oder Teile seiner Infrastruktur bei Inbetriebnahme ausfallen. Andererseits lässt sich eine einzelne Einheit einfacher vor Überlastung schützen.

Beachten Sie dabei bitte, dass Oberschwingungen zusätzliche Verluste verursachen, also reicht es nicht aus, einfach den Laststrom zu messen und mit dem Leistungsschild zu vergleichen - erstaunlicherweise selbst dann nicht, wenn Sie Echt-Effektivwerte messen. Sie müssen entweder das Oberschwingungsprofil Ihrer Last kennen und einen entsprechenden Korrekturfaktor einrechnen oder die Temperatur des Transformators sorgfältig überwachen.

Welche Art von Redundanz Sie auch immer wählen, müssen Sie geeignete Wartungsprozeduren gegen diese möglichen Probleme einführen.

Energiewirtschaftlich ist zu berücksichtigen, dass Transformatoren meist im Bereich zwischen 30% und 60% ihrer Nennleistung den besten Wirkungsgrad haben. Von da her gesehen wäre es also optimal, normalerweise parallel zu fahren und in Schwachlastzeiten einen Trafo abzuschalten.

Beim Parallelbetrieb - ebenso bei Nachrüstungen z. B. mit größeren Transformatoren - ist auch stets zu prüfen, ob die Anlage, insbesondere ihre Schutzorgane, für die höhere Kurzschlussleistung ausreichend bemessen sind.

Eine (statische) USV hat einen endlichen Energiespeicher und kann im Falle eines Ausfalles nur für kurze Zeit die Versorgung aufrecht erhalten. Diese Zeit kann auf verschiedene Art genutzt werden, je nach den Bedürfnissen Ihrer Liegenschaft.

Sie kann (wie meist) genutzt werden, um das Netzwerk und die Server ordnungsgemäß herunter zu fahren. Dadurch werden laufende Übertragungen abgeschlossen und die Daten geschützt. Jedoch erlaubt dieser Vorgang, wenn einmal ausgelöst, keinen weiteren Zugriff auf die Daten – also besteht keine Verfügbarkeit für die Nutzer mehr. Die ist erst wieder hergestellt, wenn wieder Spannungsversorgung besteht und die Server und sonstige Netzwerk-Geräte wieder hochgefahren sind. Für einen Betrieb, den jede Minute Stillstand viel Geld kostet, ist das kaum akzeptabel!

Ein anderer Ansatz nutzt die begrenzt verfügbare Zeit, um einen Notstrom-Generator anzufahren, der dann die USV ablöst. So kann der Betrieb weiter laufen, als wäre nichts gewesen – vorausgesetzt natürlich, Generator und Kraftstoffversorgung werden sorgfältig gewartet und funktionieren bestimmungsgemäß.

Alternativ lässt sich die Zeit nutzen, um die Aktivitäten auf eine andere Anlage zu übertragen, entweder einen in Betrieb befindlichen Teil derselben Anlage oder eine Reserve-Einheit. Auch hier merken die Nutzer von dem Ausfall nichts.

Welchen Ansatz man auch immer verfolgt, ist es stets äußerst wichtig, die zur Verfügung stehende Reserveleistung mit Bedacht einzusetzen. Nur die wichtigsten Geräte sollten an die USV-Anlage angeschlossen werden – Server, Kommunikation, Netzwerk-Geräte, wichtige PCs – nicht die Kaffeemaschine und den Fotokopierer! Zu allem Überfluss ist deren Anschlussleistung meist auch noch viel höher als die der wichtigen, zu puffernden Anlagen und würde nicht nur die Reichweite des Energie-Vorrats auf einen Bruchteil senken, sondern die Notversorgung ausgerechnet in dem Moment, wenn sie gebraucht wird, augenblicklich wegen Überlastung »in die Knie zwingen«.

Die Stromverteilnetze sind typischerweise meist recht komplex, aber auch ausgereift. Sie bestehen aus Freileitungen, die bei Extremwetterlagen schadensanfällig sind, Erdkabeln, die bei Bauarbeiten beschädigt werden können, und Transformatoren und Schaltanlagen, die recht alt sein können. Zudem werden sie von einer Vielzahl von Nutzern gebraucht und missbraucht, von den einen für große Lasten, von den anderen für empfindliche Lasten. Dazu entnehmen die Verteilnetze ihre Leistung den Hochspannungsnetzen, die ihrerseits ähnlichen Einflüssen ausgesetzt sind wie die Verteilnetze.

Die Verfügbarkeit der Energienetze zu verbessern ist möglich, wäre aber schwierig und teuer – und wäre für einige Anwender immer noch nicht gut genug. Die Kosten zusätzlicher Infrastruktur fänden sich im Strompreis wieder, und so hätten alle Anwender Maßnahmen mit zu tragen, die nur einer kleinen Minderheit wirklichen Nutzen bringen.

Einige EVU haben bereits die Ansicht geäußert, wer »hohe Qualität« benötige, solle für den Nutzen zahlen – will sagen, dass, wenn für einen Prozess oder ein Unternehmen bessere Qualität erforderlich ist als mit der gegebenen Infrastruktur vor Ort möglich, der Nutznießer die zusätzlich erforderliche Technik bezahlen soll. Das ist bis zu einem gewissen Punkt sinnvoll, doch letztendlich werden Industrie und Handel ihre Standorte dort auswählen, wo die Infrastruktur besser ist, so wie jetzt schon Verkehrsanbindungen in die Standort-Entscheidung einbezogen werden.

Beide dienen der Minderung von Spannungs-Einbrüchen. Einbrüche werden charakterisiert durch die Tiefe – die Restspannung – und die Dauer. Kurze, tiefe Einbrüche lassen sich am besten mit einem DVR behandeln, während sich für seichte, lange Einbrüche der Spannungsregler besser eignet.

Ein Spannungsregler hat keinen Energiespeicher. Er enthält einen Transformator, dessen Sekundärwicklung mit der Versorgung in Reihe liegt. Wenn die Eingangsspannung aus dem Toleranzbereich läuft, wird die Primärwicklung dieses Transformators erregt, um die fehlende Spannung entsprechend hinzuzufügen oder bei Überspannung entsprechend abzuziehen. Da die Lastspannung konstant gehalten wird, bleibt auch die Leistung konstant, weswegen der Eingangsstrom bei fallender Spannung steigt. Der Nennstrom der Versorgung und des Gerätes selbst begrenzen den Arbeitsbereich daher auf etwa ±30% der Nennspannung.

Ein DVR verfügt – zumindest nach britischem Sprachverständnis – stets über einen Energiespeicher. In den USA dagegen werden auch DVR angeboten, von denen es definitiv heißt: »Die zur Aufrecht-Erhaltung der Verbraucherspannung während eines Spannungs-Einbruchs erforderliche Energie wird aus der Speiseleitung bezogen« (Woodley / Sezy: Platform-mounted DVR for Overhead Distribution, Power Quality Journal Feb. 2000, S. 40). Gewöhnlich jedoch arbeiten diese Geräte mit eingebautem Energiespeicher und benötigen daher (kurzfristig) keine zusätzliche Leistung, um den Einbruch abzufangen. Ein solcher DVR ist daher in der Lage, selbst einen vollständigen Einbruch bis auf 0 auszuregeln. Der Energiespeicher ist jedoch begrenzt und kann daher nur kurzzeitige Einbrüche überbrücken – langfristige Unterspannung etwa kann er nicht ausgleichen. Auch muss der Speicher zwischen den Ereignissen nachgeladen werden und ist daher bei häufigem Auftreten von Mehrfach-Einbrüchen nicht geeignet. Typischerweise kommen im DVR Superkondensatoren, große Sekundärzellen oder Schwungräder zum Einsatz.

Wenig erstaunlich, dass DVR teurer sind als Spannungsregler.

Gehen Sie wie folgt vor:

Überwachen Sie die Einspeisung eines oder mehrerer betroffener Geräte. Die Ansprechwerte so einzustellen, dass alle interessierenden Ereignisse aufgenommen werden, die kleineren, uninteressanten aber nicht, ist dabei problematisch. Das kann mehrere Versuche erfordern, verbessert aber die Qualität der gewonnenen Daten und lohnt sich daher. Alternativ kann eine Funktion zum nachträglichen Setzen der Schwellwerte verwendet werden – diese sammeln alle Daten, ermöglichen aber auszuwählen, was Sie sehen wollen. Die einfachen Transienten-Aufzeichner in tragbaren Messgeräten sind in diesem Vorstadium oft hilfreich – einfach zu bedienen, einfach im Werk herumzutragen, und die Ergebnisse sind einfach zu interpretieren.

Angenommen, dieser erste Schritt bestätigt Ihnen, dass Sie es in der Tat mit einem Problem von Spannungs-Einbrüchen zu tun haben, müssen Sie nun die Quelle finden.

Setzen Sie den Analysator nun an der gemeinsamen Einspeisung ein und überwachen Sie dort. Überwachen Sie auch alle Außenleiterströme und prüfen Sie, ob in den Momenten der Spannungs-Einbrüche Stromspitzen auftreten (auch wenn sie an diesem Messpunkt schwierig zu finden sind). Sind die Einbrüche weniger häufig und von hoher Restspannung, und lässt sich ein Zusammenhang zu Stromspitzen finden, dann rühren sie von Betriebsmitteln in Ihrer eigenen Anlage her. Arbeiten Sie sich vor zu den einzelnen Unterverteilungen und messen Sie die Einbrüche dort, zeitgleich mit den Strömen jedes Abgangs, und Sie sollten eigentlich an der Quelle des Übels ankommen. Sie können auch pragmatischer vorgehen und die Abgänge zu großen oder pulsierenden Lasten zuerst messen – verdächtig sind Fotokopierer und Laserdrucker, Aufzüge und Hebezeuge, Heizungs-, Lüftungs- und Klimatechnik, Pressen, Lichtbogenöfen…

Haben Sie die Ursache gefunden, ist die Lösung einfach. Die störende Last muss direkt an die Haupt-Einspeisung angeschlossen werden – der Punkt niedrigster Impedanz im Netz – um den Einfluss auf die Spannung zu minimieren.

Ist das Einbruchsproblem am Einspeisepunkt ähnlich hoch wie an der Last, liegt die Ursache eher außerhalb der Anlage. Nun haben Sie, was Sie für ein Gespräch mit Ihrem VNB brauchen.

Die zuständige Stelle ist hier der VNB. Es liegt in seiner Verantwortung, dafür Sorge zu tragen, dass kein Kunde einen anderen stört. Sicher – jeder Abnehmer beeinflusst andere in der Umgebung und wird selbst beeinflusst, doch ob die Rückwirkung übermäßig ist oder nicht, ist eine Ermessensfrage.

In der Praxis können solche Probleme nur gemeinschaftlich gelöst werden, indem man an der wahren Ursache des Problems ansetzt.

Dieses Problem tritt normalerweise auf, wenn mehrere kleine Betriebe von einem gemeinsamen Transformator gespeist werden. Die Verbraucher werden einfach von einer einzigen Speiseleitung abgezweigt, so dass eine Problemlast, vor allem wenn ganz oder nahe am Ende der Leitung betrieben, andere Nutzer beeinflusst.

Eine nahe liegende Lösung liegt darin, das Kabel und / oder den Transformator zu verstärken und so die innere Impedanz der Quelle herabzusetzen (wodurch sich also auch die Kurzschlussströme erhöhen) oder ein gesondertes Kabel vom Trafo (oder einem zusätzlichen Trafo) zur Problemlast zu legen. Diese Lösungen sind beide teuer, und natürlich muss das jemand bezahlen. Außerdem ist darauf zu achten, ob die überhöhten Ströme, die das Problem verursachen, eher ohmscher oder eher induktiver Natur sind. Entsprechend ist die Maßnahme Kabel oder die Maßnahme Trafo effektiver, denn der Spannungsfall im Kabel ist größtenteils ohmsch, der im Transformator gewöhnlich vorwiegend induktiv. Bei ohmschem Strom müssen vor allem die ohmschen Spannungsfälle im Netz gemindert werden, bei induktivem Strom die induktiven Fälle, sonst hilft die Maßnahme wenig. Viele pulsierende Lasten wie etwa Punktschweiß-Anlagen sind stark induktiver Natur. In diesen Fällen hilft der stärkere Transformator wesentlich mehr als das stärkere Kabel; bei einer vorwiegend ohmschen Last ist es umgekehrt. Der durch eine große, stark induktive Last hervorgerufene Spannungs-Einbruch lässt sich aber auch durch Einsatz gewöhnlicher Blindleistungs-Kompensatoren mindern, wenn diese mit hinreichend schneller Regelungstechnik ausgerüstet sind. Bei durch Wirklast hervorgerufenen Störungen hilft das natürlich nicht. Ist die Versorgung für den Normalbetrieb angemessen und Störungen treten nur während des Hochlaufs großer Maschinen auf – wie z. B. eine Schwungrad-Blechschere, bei der das Schwungrad erst hochlaufen muss – können andere Lösungen angebrachter sein.

Leider ja. Europäische Normen gelten allgemein als recht hoher Standard mit großzügigem Sicherheitsrahmen, und der Personenschutz wird z. B. von den deutschen VDE-Normen seit gut 100 Jahren in geradezu vorbildlicher Weise verwirklicht. Dies zeigen die sehr niedrigen Strom-Unfallzahlen, die seit Jahrzehnten jedes Jahr weiter fallen, und dass seit 1990 auf einmal 5 Bundesländer oder 17 Millionen Menschen mehr zum Erfassungsgebiet zählen, sieht man in der Statistik überhaupt nicht!

Die Funktionssicherheit ist dagegen bisher nicht der zentrale Punkt des Normenwesens gewesen. Hier wurde und wird nur ein Minimalstandard vorgegeben, und sobald es zu wesentlichen technischen Änderungen kommt, fangen die Normen an, hinter der Zeit her zu hinken, denn das Normenwesen ist ein Zeit raubender und komplizierter Vorgang, vor allem seit nationale Normen immer mehr international harmonisiert werden. Dies ist eine unerwünschte Nebenwirkung der an sich sehr begrüßenswerten Entscheidung zur Harmonisierung, aber einen schnelleren Weg zu guten, anwendbaren internationalen Normen gibt es leider nicht. Vorläufig können wir nur allen Fachleuten nahe legen, die hier auf LPQI.ORG hinterlegten Ratschläge schon jetzt zu befolgen, ehe sie obligatorisch werden. Die Normungsgremien sind mit hoch qualifizierten, gut motivierten technischen Fachkräften besetzt, die kaum dazu neigen, technische Gegebenheiten kommerziellen Interessen unterzuordnen, sondern denen vielmehr an Regelwerken gelegen ist, die sich an physikalischen und technischen Gegebenheiten orientieren und sich auch anwenden lassen. Wegen des unvermeidlichen Weges durch die Instanzen dauert das seine Zeit.

In der Tat, das ist eine der Lücken in den neuen EMV-Strategien der EN-Normen, die man gerade zu schließen bemüht ist. Ein eigens gegründeter Ad-hoc-Arbeitskreis bei der DKE arbeitet zur Zeit daran. Es war lange Zeit üblich und sogar vorgeschrieben, jeden Sternpunkt einer jeden Einspeisung zu erden. Im Falle mehrfacher Einspeisungen wurde gefordert, jeden Sternpunkt »auf kürzest möglichem Weg mit der nächsten Potential-Ausgleichsschiene oder ähnlichem Anschluss« zu verbinden. Unter heutigen Verhältnissen mit der starken Belastung des Rückleiters nicht nur aus Last-Unsymmetrien, sondern auch und vor allem von nicht linearen Lasten, zusammen mit der Empfindlichkeit der an diesen Netzen heute betriebenen Geräte, zeigt sich dies nicht mehr als beste Lösung. Sind mehr als eine Verbindung zwischen dem Neutralleiter und dem PE-/PA-System vorhanden, fließt ein Teil dieser erheblichen Rückleiterströme über das Erdungssystem statt über den dafür vorgesehenen Neutralleiter. Dies muss aus verschiedenen Gründen vermieden werden, daher die Änderung der Mehrfach-Einspeisung gemäß EN 50174-2 vom September 2001. Leider jedoch wurde hier irrtümlich wieder das alte Bild eingesetzt. Erst die Korrektur EN 50174-2:2002-03 gibt das richtige Schaltbild wieder, wie es auch zur Aufnahme in IEC 60364-3 vorgeschlagen wurde.

Ja, das wird in der Tat manchmal als Vorteil des TN-C-Systems angeführt, und das sogar zu Recht. Doch ist dies neben einer geringfügigen Kosten-Einsparung der einzige Vorteil, wobei man wieder Acht geben muss, nicht Kosten mit Preisen zu verwechseln. Die Kosten der fatalen Auswirkungen einer Versorgung nach dem TN-C-System tauchen nicht notwendigerweise auf einem Stück Papier auf, müssen aber dennoch bezahlt werden und können schnell auf ein Mehrfaches des zwar auf dem Papier erscheinenden, aber geringen Mehrpreises für ein TN-S-System anwachsen.

Zu den genannten fatalen Folgen zählen magnetische Streufelder, Korrosion an Erdern und Rohrleitungen und vor allem Übertragungsfehler und Datenstau in der vernetzten EDV-Anlage. Im Falle von Blitzschlag oder Schaltspitzen können auch Hardware-Schäden auftreten – die zwar sehr wohl als Kostenposten auf einem Stück Papier auftauchen, jedoch nicht auf dem Richtigen, um sie der unzeitgemäßen Netzform als eigentlicher Ursache zutreffend zuzuordnen. Die Versicherungen bezahlen den Schaden als »Überspannungsschaden« und sind fertig damit. Einige bieten jedoch bereits Rabatte für Anlagen nach dem TN-S-System! Auf jeden Fall machen sie auf das Problem aufmerksam.

Ein querschnittsreduzierter PEN-Leiter im TN-C-System ebenso wie ein reduzierter N-Leiter in einem »unechten« TN-S-System (mit mehrfachen Verbindungen zwischen N- und PE-Leiter) zwingt einen noch größeren Teil des Rückstroms, über das Erdungssystem und fremde leitfähige Teile auszuweichen. Das macht alles noch schlimmer, selbst wenn eine Überlastung des PEN- bzw. des »unechten« N-Leiters dank Unterstützung durch das Kupferrohr vermieden wird.

In der DIN 43671, ist „gestrichenen“ und „ungestrichenen“ erwähnt. Dies wird aber nicht weiter erklärt.
Gemeint ist: Die Stromschienen werden „mit schwarzer Farbe“ gestrichen , um die Emissivität und damit den Anteil abgestrahlter Wärme zu erhöhen. Angenommen, man brächte einen weißen Anstrich auf, hätte dies den gegenteiligen Effekt.