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Rolf Rüdiger Cichowski (Hrsg.)
Kabelhandbuch
9. Auflage
www.vde-verlag.de - KLZ Vertriebs GmbH   ID - 240223213850ae358

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heute sind wir stolz auf unsere Kompetenz im Transport 






	




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Kabelhandbuch
                                                                                                                
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Kabelhandbuch
Herausgegeben von
Rolf Rüdiger Cichowski
Bearbeitet von
Mario Kliesch
und
Dr.-Ing. Frank Merschel
9. Auflage 2017
EW Medien und Kongresse GmbH
Frankfurt am Main I Berlin
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Die Ratschläge und Empfehlungen dieses Buches oder die 
Nennung von Normen und Richtlinien wurden von Autoren und 
Verlag nach bestem Wissen und Gewissen erarbeitet und sorg-
fältig geprüft. Dennoch kann eine Garantie nicht übernommen 
werden. Eine Haftung der Autoren, des Verlages oder seiner 
Beauftragten für Personen-, Sach- oder Vermögensschäden ist 
daher ausgeschlossen.
9. Auflage 2017
Herausgeber
Rolf Rüdiger Cichowski
Bearbeitung und federführende Autoren
Mario Kliesch und Dr.-Ing. Frank Merschel
© copyright
EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main
Das Werk einschließlich aller seiner Teile ist urheberrechtlich
geschützt. Jede Verwertung außerhalb der engen Grenzen
des Urheberrechtsgesetzes ist ohne Zustimmung des Verlages
unzulässig und strafbar. Das gilt vor allem für Vervielfältigungen
in irgendeiner Form (Fotokopie, Mikrokopie oder ein anderes
Verfahren). Übersetzungen und die Einspeicherung und 
Verarbeitung in elektronischen Systemen.
Verlag
EW Medien und Kongresse GmbH
Kleyerstraße 88
60326 Frankfurt am Main
Telefon
069.7104687-318
Telefax
069.7104687-359
E-Mailvertrieb@ew-online.de 
Internet 
www.ew-online.de
ISBN 978-3-8022-1260-4
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Geleitwort
Die 9. Auflage des Kabelhandbuches knüpft an eine langjährige Tradi-
tion an. Viele Fachleute haben in den vergangenen Jahrzehnten ihre 
jeweiligen Kenntnisse aus den Hersteller-, Anwender- und Dienst -
leistungsunternehmen, den Normungsgremien, Instituten und Hoch-
schulen in dieses Werk einfließen lassen.
Vor dem Hintergrund des Umbruches der Energiekonzepte in Europa
z. B. der dezentralen Energieversorgung und Verlagerung der Erzeu-
gungsschwerpunkte wird die Bedeutung der Kabeltechnik auch zukünf-
tig stark zunehmen.
Die neue Auflage bietet den Lesern mit den überarbeiteten Inhalten, den
anschaulichen Bildern und Handlungsanweisungen eine ausführliche
Informationsbasis zur Kabeltechnik.
Als Sekretär des internationalen Kabelkomitees TC 20 und in enger Ver-
bundenheit mit den DKE Komitees im Bereich des K 411 „Kabel und iso-
lierte Leitungen“ wünsche ich dem Buch eine gute Verbreitung und allen
Anwendern Hilfe und Unterstützung bei der täglichen Arbeit. Ich freue
mich, dass die Autoren und der Verlag das Buch rechtzeitig zum Fach-
kongress Netztechnik 2017 fertig stellen und veröffentlichen konnten.
Helmut Myland
Sekretär CENELEC/TC20 und IEC/TC20
Geschäftsführung 
ZVEI-Zentralverband Elektrotechnik und Elektronikindustrie e.V., 
Fachverband Kabel und isolierte Drähte
Köln, im Sommer 2017
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Vorwort zur 9. Auflage 
Das Kabelhandbuch ist der „Klassiker der Kabeltechnik“ im Buchbereich
des Verlages EW Medien und Kongresse. Das Buch gibt den Lesern
eine gute Orientierung zu verschiedensten Techniken unmittelbar zum
Kabel, sowie zu
– Errichtung der Kabelanlage
– Abschluss- und Verbindungstechnik
– Ortung von Kabeln und Fehlerstellen
– Diagnoseverfahren zur Zustandsbewertung
– Arbeitssicherheit und dem Umweltschutz, der Qualitätssicherung
– Instandhaltung
– Wirtschaftlichkeit im alternativen Vergleich
– Neue Technologien
– Vorschriften und Normung
Diese Themen können dem Leser wertvolle Unterstützung bieten. 
Tabellarische Darstellungen und anschauliche Fotos unterstützen dabei
ergänzend die Texte. 
Das vorliegende Buch ist aus den „Technischen Richtlinien zur Kabel-
legung“ entstanden, die im Jahr 1956 erstmals erschienen sind und da-
nach jeweils weiterentwickelt und an den neuesten Stand der Technik
angepasst wurden.
Der Inhalt des Buches ist also nun mehr als ein halbes Jahrhundert hin-
weg entstanden. Es haben immer wieder anerkannte Experten der Her-
steller, der Netzbetreiber und Anwender der Technik, der Verbände, der
Normungsgremien, der Forschungsinstitute, der Hochschulen, der
Dienstleistungsunternehmen und auch eigenständige Autoren mit -
gewirkt. Allen diesen Autoren sei an dieser Stelle ganz herzlich gedankt.
Für die 9. Auflage wurden alle Kapitel dahingehend überarbeitet, dass
den Lesern der jeweilige neueste Erkenntnisstand angeboten werden
kann. 
An der 9. Auflage haben folgende Autoren mitgewirkt:
– Prof. Dr.-Ing. Robert Bach
– Prof. Dr.-Ing. Hossein Borsi
– Prof. Dr.-Ing. Ernst Gockenbach
6
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–  Karl-Heinz Haimerl 
–  Ingo Hecht
–  Mario Kliesch 
–  Dr. Frank Merschel 
–  Helmut Myland 
–  Erik Platz 
–  Werner Stengl
–  Stephan Schubert
–  Ulrich Strasse 
–  Klaus Vaterrodt
Diesen Autoren möchten wir danken für ihre wertvollen Hinweise, Tipps,
Ergänzungen und den kompletten Überarbeitungen einzelner Kapitel.
Außerdem danken wir allen, die an der Überarbeitung / Produktion des
Buches mitgewirkt haben.
Gern verweisen wir abschließend auf zwei weitere Bücher zum Thema
Kabeltechnik, die ebenfalls im gleichen Verlag erschienen sind und den
Lesern zusätzliche Hinweise geben werden:
–  Mario Kliesch / Dr. Frank Merschel:
Starkstromkabelanlagen, 2. Auflage 2010
–  Kuhnert / Wiznerowicz / Wanser:
Eigenschaften von Energiekabeln und deren Messungen, 
3. Auflage 2011
Rolf Rüdiger Cichowski
Mario Kliesch
        
Dr.-Ing. Frank Merschel 
Herausgeber                               federführende Autoren 
                                                                                                              7
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Inhalt
1
Einleitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
19
2
Kabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
25
2.1
Netzsituation und Entwicklung der Stromkreislängen . . . . . . .
26
2.2
Vergleichende Betrachtung einiger Eigenschaften 
von Kabeln und Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
28
2.2.1
Elektrische Kennwerte von Kabeln und Freileitungen . . . . . . .
29
2.2.2
Übertragbare Leistungen und Blindleistungsverhalten . . . . . .
30
2.3
Verwendung der Kabel und Zuordnung zu den Netzen . . . . . .
31
2.4
Beanspruchung der Starkstromkabel im Betrieb . . . . . . . . . . .
33
2.4.1
Spannungsbeanspruchung der Isolierung . . . . . . . . . . . . . . . .
33
2.4.2
Beanspruchung der Isolierung durch Teilentladungen . . . . . . .
36
2.4.3
Thermische Beanspruchung der Isolierung durch Ströme
und Strombelastbarkeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
36
2.4.3.1
Normative Festlegung der Bemessungswerte für die
zulässige Kabelbelastung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
36
2.4.3.2
Beanspruchung im ungestörten Betrieb . . . . . . . . . . . . . . . . . .
38
2.4.3.3
Beanspruchung im Kurzschlussfall . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
39
2.4.3.4
Reduzierung der Belastbarkeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
41
2.4.3.5
Ausnutzung der Belastbarkeitsreserven . . . . . . . . . . . . . . . . .
42
2.4.3.6
Belastung im Kurzzeitbereich . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
45
2.4.3.7
Gezielte Überlastung im Notbetrieb . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
45
2.5
Aufbauelemente von Starkstromkabeln . . . . . . . . . . . . . . . . . .
46
2.5.1
Leiter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
50
2.5.1.1
Leiterwerkstoffe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
50
2.5.1.2
Leiterformen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
51
2.5.1.3
Leiterbezeichnungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
53
2.5.2
Isolierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
53
2.5.2.1
Anforderungen an Kabelisolierungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
54
2.5.2.2
Imprägnierte Papierisolierungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
56
2.5.2.3
Kunststoffisolierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
58
2.5.2.4
Vergleich der Isolierstoffe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
63
2.5.3
Innere und äußere Leitschicht . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
64
2.5.4
Schirm und konzentrischer Leiter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
66
2.5.4.1
Schirm . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
66
                                                                                                              9
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2.5.4.2
Konzentrischer Leiter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
66
2.5.5
Mantel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
66
2.5.5.1
Kunststoffmantel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
67
2.5.5.2
Metallmantel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
67
2.5.6
Bewehrung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
68
2.5.7
Schutzhülle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
69
2.5.8
Weitere Kabelbauelemente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
69
2.5.8.1
Zwickelfüllung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
69
2.5.8.2
Aufpolsterelemente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
70
2.5.8.3
Elemente zur Herstellung der Längs- 
und Querwasserdichtheit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
70
2.6
Alterung von Starkstromkabeln . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
70
2.6.1
Alterungsprozesse in Papierisolierungen . . . . . . . . . . . . . . . . .
71
2.6.2
Alterungsprozesse in Kunststoffisolierungen . . . . . . . . . . . . . .
72
2.6.2.1
Electrical tree . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
73
2.6.2.2
Water tree . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
74
2.6.2.3
Electrochemical tree . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
76
2.6.3
Teilentladungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
79
2.7
Kabelbauarten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
81
2.7.1
Übersicht der Bauarten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
81
2.7.2
Niederspannungskabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
83
2.7.3
Mittelspannungskabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
85
2.7.4
Hochspannungskabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
88
2.7.4.1
Niederdruck-Ölkabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
89
2.7.4.2
Gasinnendruckkabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
90
2.7.4.3
Gasaußendruckkabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
91
2.7.4.4
Kunststoffisoliertes Kabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
92
2.7.5
Höchstspannungskabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
94
2.7.5.1
Standardausführungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
94
2.7.5.2
ausgeführte Höchstspannungskabelanlagen . . . . . . . . . . . . . .
96
2.7.6
Kabel für spezielle Anwendungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
102
2.7.6.1
Seekabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
102
2.7.6.2
Kabel mit Lichtwellenleitern im Schirmbereich . . . . . . . . . . . . .
103
2.7.6.3
Kabel mit verbessertem Verhalten im Brandfall . . . . . . . . . . . .
104
2.7.6.4
Kabel für Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) . .
104
10
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2.7.7
Möglichkeiten zur Erhöhung der Belastbarkeit 
bei Hochleistungskabeln . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
105
2.7.7.1
Thermisch stabilisiertes Bettungsmaterial . . . . . . . . . . . . . . . .
107
2.7.7.2
Zwangskühlung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
109
2.7.7.3
Gasisolierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
111
2.7.7.4
Supraleitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
111
2.7.8
Kurzzeichen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
113
2.8
Kabeldaten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
115
3
Kabelgarnituren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
117
3.1
Begriffsdefinitionen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
118
3.2
Grundelemente der Kabelgarnituren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
119
3.2.1
Leiterverbindungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
119
3.2.2
Isolierungen, Feldsteuerelemente und Schutzhüllen . . . . . . . .
125
3.3
Montagetechniken bei Kabelgarnituren . . . . . . . . . . . . . . . . . .
127
3.3.1
Wickeltechnik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
127
3.3.2
Vergusstechnik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
128
3.3.3
Gießharztechnik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
129
3.3.4
Schrumpftechnik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
131
3.3.5
Aufschiebtechnik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
132
3.4
Ausführungen von Kabelgarnituren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
133
3.4.1
Muffen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
133
3.4.1.1
Verbindungsmuffen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
133
3.4.1.2
Übergangsmuffen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
134
3.4.1.3
Abzweigmuffen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
136
3.4.2
Endverschlüsse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
137
3.4.2.1
Endverschlüsse für Massekabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
138
3.4.2.2
Endverschlüsse für Kunststoffkabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
140
3.4.3
Garnituren in Stecktechnik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
142
3.4.3.1
Stecktechnik im Niederspannungsnetz . . . . . . . . . . . . . . . . . .
142
3.4.3.2
Stecktechnik im Mittelspannungsnetz . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
143
3.4.3.3
Stecktechnik im Hochspannungsnetz . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
146
4
Errichten der Kabelanlage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150
4.1
Projektierung und Genehmigungsverfahren . . . . . . . . . . . . . .
150
                                                                                                            11
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4.1.1
Festlegen der Trasse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
151
4.1.2
Anordnung der Kabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
153
4.1.3
Näherungen und Kreuzungen mit anderen Anlagen . . . . . . . .
157
4.1.4
Behördliche Genehmigung, Wegenutzung . . . . . . . . . . . . . . .
159
4.1.5
Projektplan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
161
4.1.6
Bodenuntersuchung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
162
4.1.7
Information Dritter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
163
4.1.8
Koordinierung mit anderen Baumaßnahmen . . . . . . . . . . . . . .
164
4.1.9
Abstimmung mit Behörden bei Arbeiten im Verkehrsraum . . .
164
4.1.10
Ausschreibung und Vergabe der Kabellegungsarbeiten . . . . .
165
4.2
Vorarbeiten und Baustelleneinrichtung . . . . . . . . . . . . . . . . . .
167
4.2.1
Erkundigungspflicht . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
168
4.2.2
Verkehrssicherung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
168
4.3
Kabelgraben . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
169
4.3.1
Feststellen des Zustands vorhandener Oberflächen . . . . . . . .
169
4.3.2
Legetiefe, Mindestüberdeckung und Grabenbreite . . . . . . . . .
170
4.3.3
Herstellen des Kabelgrabens . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
174
4.3.3.1
Entfernen des Oberbaus . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
174
4.3.3.2
Aushub . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
174
4.3.3.3
Entsorgung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
178
4.3.4
Verfüllen des Kabelgrabens . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
178
4.3.5
Wiederherstellung von Oberflächen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
179
4.3.6
Einbau der Durchzüge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
179
4.3.7
Kabel in der Nähe von Bäumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
181
4.3.8
Prüfung der Verdichtung bei Kabelgräben . . . . . . . . . . . . . . . .
183
4.4
Behandlung der Kabel bei der Legung . . . . . . . . . . . . . . . . . .
183
4.4.1
Biegeradius und Kabeltemperatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
184
4.4.2
Kabellagerung und -transport . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
186
4.4.3
Kabelkontrolle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
188
4.4.4
Auslegen und Ziehen der Kabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
188
4.4.5
Übertragung der Zugkräfte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
195
4.4.6
Zulässige Zugkräfte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
196
4.4.7
Schutz der Kabel gegen Beschädigung . . . . . . . . . . . . . . . . . .
197
4.4.8
Wanddurchführungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
198
4.4.9
Ausbau von Kabeln . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
200
12
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4.5
Sonderbauweisen und mechanisierte Kabellegung . . . . . . . . .
201
4.5.1
Fräsen von Kabelgräben . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
202
4.5.2
Einpflügen von Kabeln . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
203
4.5.3
Saugbagger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
207
4.5.4
Grabenlose Kabellegung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
207
4.5.4.1
Verfahren mit ungesteuertem Vortrieb . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
208
4.5.4.2
Verfahren mit gesteuertem Vortrieb . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
209
4.5.4.3
Überbohrverfahren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
214
4.6
Sonderfälle der Kabellegung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
215
4.6.1
Legen durch Gewässer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
215
4.6.2
Legen in Brücken . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
216
4.6.3
Legen in Gebäuden . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
218
4.6.3.1
Befestigung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
218
4.6.3.2
Vorbeugende Brandschutzmaßnahmen . . . . . . . . . . . . . . . . .
220
4.6.4
Isolierte Freileitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
221
4.6.5
Legen in Gefällstrecken . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
224
4.7
Legen von Hoch- und Höchstspannungskabeln . . . . . . . . . . .
225
4.7.1
Kabel mit Papierisolierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
227
4.7.2
Kabel mit VPE-Isolierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
228
4.8
Montage der Abschluss- und Verbindungstechnik . . . . . . . . . .
228
4.9
Dokumentation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
230
4.9.1
Grundlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
230
4.9.2
Digitale Netzdokumentation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
232
5
Qualitätssicherung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 235
5.1
Qualität der Kabel und Garnituren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
236
5.1.1
Prüfbestimmungen für Kabel und Garnituren in der Normung .
239
5.1.1.1
Prüfbestimmungen für Kabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
239
5.1.1.2
Prüfbestimmungen für Garnituren  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
241
5.1.1.3
Prüfbestimmungen für Verbinder in Garnituren . . . . . . . . . . . .
242
5.2
Qualitätsanforderungen an die Beschaffenheit  
der Kabel und Garnituren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
242
5.2.1
Auswahl geeigneter Hersteller . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
243
5.2.2
Ausschreibung und Auftragsvergabe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
244
                                                                                                            13
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5.2.3
Abnahme von Lieferungen beim Hersteller und Waren-
eingangsprüfung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
246
5.3
Behandlung der Kabel und Garnituren bei Transport 
und Lagerung, Legung und Montage sowie im Betrieb . . . . . .
248
5.3.1
Transport und Lagerung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
248
5.3.2
Legung und Montage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
249
5.3.3
Betrieb . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
251
5.4
Prüfung und Diagnose von Kabelanlagen . . . . . . . . . . . . . . . .
252
5.4.1
Inbetriebnahmeprüfung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
252
5.4.1.1
Inbetriebnahmeprüfung an Niederspannungskabel . . . . . . . . .
252
5.4.1.2
Inbetriebnahmeprüfung an Mittelspannungskabel . . . . . . . . . .
253
5.4.1.3
Inbetriebnahmeprüfung an Hoch- 
und Höchstspannungskabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
255
5.4.2
Diagnose . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
256
5.5
Sanierung water-tree-geschädigter Mittelspannungskabel . . .
256
6
Arbeitssicherheit und Umweltschutz . . . . . . . . . . . . . 259
6.1
Arbeitssicherheit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
259
6.1.1
Unfallverhütung bei Bauarbeiten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
260
6.1.2
Die fünf Sicherheitsregeln . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
260
6.1.3
Sicherheitsmaßnahmen an der Arbeitsstelle . . . . . . . . . . . . . .
261
6.1.4
Arbeiten unter Spannung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
263
6.1.4.1
Gesetzliche Grundlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
263
6.1.4.2
TOP-Prinzip . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
267
6.1.5
Nichtstationäre Prüfanlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
269
6.2
Umweltschutz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
270
6.2.1
Trassierung, Eingriff in die Natur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
270
6.2.2
Boden- und Gewässerschutz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
271
6.2.3
Energiebilanz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
273
6.2.4
Recycling . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
273
6.2.5
Elektrische und elektromagnetische Felder . . . . . . . . . . . . . . .
275
7
Ortung von Kabeln und Fehlerstellen . . . . . . . . . . . .
277
7.1
Kabelortung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
277
7.1.1
Kabeltrassensuche . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
278
14
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7.1.2
Kabelauslese . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
281
7.1.2.1
Kabelauslese mit Tonfrequenz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
282
7.1.2.2
Kabelauslese mit Gleichstromimpulsen . . . . . . . . . . . . . . . . . .
283
7.1.2.3
Phasenbestimmung an Mittelspannungskabeln . . . . . . . . . . .
284
7.2
Fehlerortung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
284
7.2.1
Vorortung von Kabelfehlern . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
287
7.2.1.1
Reflexionsverfahren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
287
7.2.1.2
Messverfahren für hochohmige Fehler . . . . . . . . . . . . . . . . . .
291
7.2.1.3
Messverfahren mit automatischer Wiederzuschaltung . . . . . .
296
7.2.2
Nachortung von Kabelfehlern . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
298
7.2.2.1
Tonfrequenzverfahren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
298
7.2.2.2
Stoßspannungsverfahren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
301
7.2.3
Ortung von Mantelfehlern mit dem Schrittspannungsverfahren .
302
7.2.4
Vorgehensweise bei der Fehlerortung . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
305
7.3
Einzelgeräte zur Fehlerortung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
306
7.4
Kabelmesswagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
307
7.4.1
Fahrzeug . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
307
7.4.2
Einrichtung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
309
7.4.3
Anschluss des Kabelmesswagens . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
311
8
Diagnoseverfahren zur Zustandsbewertung von 
Mittelspannungskabelnetzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
313
8.1
Dielektrische Diagnoseverfahren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
313
8.1.1
Diagnose auf Basis der Verlustfaktormessung 
(tan--Messung) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
314
8.1.2
Diagnose im Zeitbereich . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
317
8.1.2.1
Diagnose auf Basis Wiederkehrspannungsmessung (RVM) . .
318
8.1.2.2
Diagnose auf Basis Relaxationsstrommessung (IRC-Analyse) . .
320
8.2
Teilentladungsdiagnose . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
323
8.2.1
Prämissen der TE-Diagnose vor Ort . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
326
8.2.2
Erzeugung der Prüfspannung für die TE-Diagnose vor Ort . . .
327
8.2.3
Auswertung von TE-Messungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
339
9
Statistische Auswertung des Störungs- und 
Schadensgeschehens . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
333
9.1
FNN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik . . . . . . . . . . . . . . .
334
                                                                                                            15
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9.2
VDEW-Umfrage zur Schäden an VPE-isolierten 
Mittelspannungskabeln . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
335
9.3
FNN-Erfassungsschema C (Schäden) . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
339
9.4
Betriebsmittelstatistik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
340
10
Instandhaltung der Kabelanlage . . . . . . . . . . . . . . . . . 343
10.1
Hintergrund . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
343
10.2
Neue Norm für die Instandhaltung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
343
11
Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen –
Investitionsrechnung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 347
11.1
Berechnungsmethoden . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
347
11.1.1
Jahreskostenmethode (Annuitätenmethode) . . . . . . . . . . . . . .
348
11.1.2
Kapitalwertmethode (Barwertmethode) . . . . . . . . . . . . . . . . . .
349
11.1.3
Bewertung der Jahreskosten- und der Barwertmethode . . . . .
350
11.1.4
Kumulationsmethode . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
351
11.2
Anwendungsfälle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
354
11.2.1
Freileitung oder Kabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
354
11.2.2
Vorinvestitionen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
354
11.2.3
Wirtschaftlicher Kabelquerschnitt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
355
11.3
Berechnungsbeispiele . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
357
11.3.1
Kabel oder Freileitung im Mittelspannungsnetz . . . . . . . . . . . .
357
11.3.2
Mitlegung eines Niederspannungskabels, Verrohrung und 
nachträgliches Einziehen oder spätere getrennte Legung . . . .
359
12
Neue Kabeltechnologien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 361
12.1
Gasisolierte Leitungen (GIL) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
361
12.2
Anwendung von Hochtemperatur-Supraleitern 
in Stromnetzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
363
12.2.1
Allgemeines . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
363
12.2.2
Eigenschaften der Supraleiter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
364
12.2.3
Anwendungsmöglichkeiten der Supraleiter . . . . . . . . . . . . . . .
365
12.2.4
Wirtschaftlichkeit der Supraleiter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
368
12.2.5
Pilotprojekt „AmpaCity“ in Essen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
371
16
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13
Vorschriften und Normung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
379
13.1
Nationale Normung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
381
13.1.1
DKE K411 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
382
13.1.2
DKE UK411.1 Starkstromkabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
382
13.1.3
DKE UK411.3 Starkstromkabelgarnituren . . . . . . . . . . . . . . . .
383
13.2
Zusammenhang zwischen nationaler, europäischer 
und internationaler Normung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
384
13.3
Harmonisierung der Normung in Europa . . . . . . . . . . . . . . . . .
387
13.4
Normenkonformität . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
392
13.5
Materialcharakteristik der Isolierwerkstoffe . . . . . . . . . . . . . . .
395
13.6
Verbindertechnologien in Garnituren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
396
13.7
Meilensteine in der Kabelnormung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
397
14
Anhang . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
407
14.1
Beispiele für Kabeldaten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
407
14.2
Beispiele zur Beurteilung der Kurzzeitbelastbarkeit 
von Kabeln . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
413
14.2.1
Randbedingungen für die Berechnung . . . . . . . . . . . . . . . . . .
414
14.2.2
Vorlaststrom und Tageslastspiel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
414
14.2.3
Belastbarkeit und Kurzzeitlastfaktoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
416
14.2.4
Beispiel für die Anwendung der Diagramme . . . . . . . . . . . . . .
416
14.3
Faktoren für Wirtschaftlichkeitsberechnungen . . . . . . . . . . . . .
423
14.4
Normen und Richtlinien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
427
14.4.1
DIN VDE-, DIN EN-, DIN IEC-Normen 
(als VDE-Bestimmungen klassifiziert . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
429
14.4.2
DIN-Normen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
438
14.4.3
IEC-Normen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
441
14.4.4
Sonstige Normen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
447
14.4.5
Sonstige Richtlinien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
447
15
Schrifttum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 453
16
Bilder und Tabellenverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . 465
16.1
Bilder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
465
16.2
Tabellen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
472
                                                                                                            17
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17
Abkürzungsverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 475
18
Stichwortverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 479
19
Autorenverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
493
18
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                                                                                                            19
1   Einleitung
Das Wort Kabel stammt aus dem Arabischen. Europäische Seeleute
haben im frühen Mittelalter diesen Begriff aus dem Arabischen übernom-
men und in ihrer Sprache mit lateinischen Buchstaben nachgebildet.
Die ersten „elektrischen“ Kabel wurden von Seilmachern, so genannten
Reepschlägern, hergestellt. Nicht nur das Wort Kabel, auch andere Be-
griffe der Kabeltechnik stammen aus dem Wortschatz der Seeleute und
der Seilmacher, z. B. Ader, Seele, Schlag, Trosse.
Die in der Telegrafentechnik eingesetzten Kabel waren Basis der ersten
Starkstromkabel in Deutschland. Solche Starkstromkabel wurden erst-
mals 1880 in Berlin für den Betrieb von Bogenlampen benutzt. Diese
Kabel waren mit Guttapercha, dem eingedickten Pflanzensaft des asia-
tischen Guttaperchabaumes, isoliert, das aber schon bei etwa 45 °C
weich wird. Bald darauf wurde die wärmebeständigere Isolierung mit ge-
tränkten Faserstoffen, wie Jute und Hanf, entwickelt. Als Feuchtigkeits-
schutz war bei dieser Konstruktion ein Bleimantel erforderlich.
Die Spannungsfestigkeit der Starkstromkabel wurde ab etwa 1890 durch
den Einsatz einer mit Mineralöl getränkten geschichteten Papierisolie-
rung wesentlich verbessert. Später (in den 1960er Jahren) wurden
neben Mineralölen vermehrt synthetische Isolierflüssigkeiten eingesetzt.
Durch den Einsatz von leitfähigem Papier unter der Aderisolierung konn-
ten Schäden durch Teilentladungen an der Grenzfläche zwischen Leiter
und Isolierung verhindert werden. Damit wurde eine weitere Erhöhung
der Spannungsfestigkeit erreicht. In diesem leitfähigen Papier ist der
Vorgänger der heutigen inneren Leitschicht zu sehen. Etwa zur gleichen
Zeit fand die Messung des Verlustfaktors tan  Eingang in die Kabel-
technik. Die hiermit gewonnenen Erkenntnisse führten zu den heute
noch im Hochspannungsbereich eingesetzten Kabelkonstruktionen, bei
denen unter Druck stehendes Öl oder Gas die Entstehung von Hohlräu-
men, z. B. bei Belastungszyklen, verhindert.
Aus technischen und wirtschaftlichen Gründen wurde schließlich um
das Jahr 1940 begonnen, Kunststoffe für Isolierung und Mantel einzu-
setzen. Seit den 1960er Jahren haben sich in Deutschland Kunststoffe
als Isolier- und Mantelwerkstoff für Niederspannungskabel und seit den
1970er Jahren für Mittelspannungskabel durchgesetzt. Bevorzugt wur-
den in Deutschland für die Niederspannung PVC-Mischungen und in
der Mittelspannung PE- und VPE-Compounds. Darüber hinaus werden
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in der Kabelfertigung außerhalb Deutschlands auch EPR-Mischungen
verwendet. Auch im Bereich der Hoch- und Höchstspannung sind Kunst-
stoffkabel Stand der Technik. Insbesondere die Entwicklung von Höchst-
spannungskabeln und -garnituren ist noch nicht abgeschlossen.
Einige wesentliche Schritte der historischen Entwicklung von Kabeliso-
lierungen waren:
1850
Guttapercha für Telefonkabel
1880
Guttapercha für Starkstromkabel
1890
Papier-Öl-Isolierung für Starkstromkabel
        
(geschichtetes Dielektrikum)
1940
Kunststoffisolierung für Starkstromkabel
        
(extrudiertes Dielektrikum)
Im weiteren Verlauf des Buches wird weitestgehend auf die technologi-
schen Entwicklungen der Kabeltechnik eingegangen. Es wird der Stand
der Technik beschrieben und auf die Weiter- und Neuentwicklungen ein-
gegangen. Einblicke in die Kabelhistorie geben z. B. [1.1, 1.2].
Alle Entwicklungen im Bereich der Kabeltechnik müssen auf dem Gar-
niturensektor entsprechend nachvollzogen werden. Zu berücksichtigen
20
Bild 1.1 Kabellegung um 1930
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ist außerdem, dass von den Kabeln ein jahrzehntelanger, unterbre-
chungsfreier Betrieb gefordert wird und dass im Fall von Störungen
neben den Kosten für das Kabel erhebliche Zusatzaufwendungen für
Tiefbau usw. entstehen, die ein Mehrfaches der Materialkosten betra-
gen. Ein Übergang auf eine neue Technik erfolgt deshalb erst, wenn
diese den technisch-wirtschaftlichen Bedingungen des Netzbetreibers
entspricht.
Die kunststoffisolierten Mittelspannungskabel der so genannten 1. Ge-
neration aus den ersten Fertigungsjahren haben in den 1980er Jahren
ungewöhnlich hohe Ausfallraten gezeigt. Zurückzuführen ist dies im We-
sentlichen auf so genannte water trees (Wasserbäumchen) in der Iso-
lierung. Danach waren die Entwicklungen darauf gerichtet, dieses
Problem durch geänderte Werkstoffe und Fertigungstechniken zu lösen.
Mit den Langzeitprüfungen, die fester Bestandteil der Mittelspannungs-
norm sind, kann bei der Kabelfertigung eine zuverlässige Qualitätskon-
trolle durchgeführt werden. Diese Qualitätskontrolle ist Bestandteil der
Typprüfung in der DIN VDE 0276-620. Der Nachweis der bestandenen
Typprüfung sollte Bestandteil der Zulassungsprüfung jedes Netzbetrei-
bers sein. Die Prüfungsergebnisse der heute gefertigten Kabel lassen
eine entsprechend den Erwartungen der Netzbetreiber geforderte Le-
bensdauer erwarten.
Die Schaffung des europäischen Marktes wirkt sich auch auf den Be-
reich der Starkstromkabel aus. Die Beschaffungsmodalitäten haben sich
geändert; damit kommt der Qualitätssicherung beim Hersteller eine
immer größere Bedeutung zu. Zur objektiven Beurteilung der Kabelqua-
lität müssen einheitliche Prüfanforderungen und Beurteilungskriterien
erarbeitet werden. In diesem Zusammenhang wurden beispielsweise
für VPE-isolierte Mittelspannungskabel die fertigungsbegleitenden Prü-
fungen eingeführt, die in den DIN-VDE-Bestimmungen festgeschrieben
wurden. Sie gewährleisten, dass der inzwischen erreichte hohe Quali-
tätsstandard laufend überwacht wird und Kabel verschiedener Hersteller
hinsichtlich wesentlicher Qualitätsmerkmale vergleichbar sind. Die fer-
tigungsbegleitenden Prüfungen können dann für eine anwenderbezo-
gene Überwachung genutzt werden.
Die Normungsarbeit ist heute international getrieben. Das zuständige
nationale Gremium K411 und seine Unterkommittees sind mit ihren Ver-
tretern in den entsprechenden europäischen und weltweiten Spiegel-
gremien vertreten. Sie können somit frühzeitig deutsche Interessen auf
internationaler Ebene vertreten und dabei Trends, Tendenzen bzw. neue
                                                                                                            21
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Erkenntnisse einbringen und das Ergebnis der internationalen Standar-
disierung in die nationale Normung umsetzen. Die in diesem Buch an-
gegebenen Normen stellen einen Auszug dar und sind vor jedem
größeren Projekt auf Aktualität zu prüfen.
Wesentliche Gesichtspunkte bei der Projektierung einer Kabelanlage
sind deren Betriebsspannung und Leistungsübertragung. Für die Mehr-
zahl der Einsatzgebiete haben sich Standardlösungen, Kabel der Reihe
DIN VDE 0276, herausgebildet, für Spezialfälle können Kabel ebenfalls
nach o. g. Normreihe oder eben spezielle Entwicklungen zum Einsatz
kommen.
Der Einsatzbereich der Nieder- und Mittelspannungskabel war ursprüng-
lich hauptsächlich in Städten, heute werden Kabel in diesen Spannungs-
ebenen in großem Maße auch in ländlichen Gebieten eingesetzt. Als
Gründe sind hierfür insbesondere die geringen Instandhaltungsauf-
wände und die zunehmende Forderung nach Verkabelung in allen
Spannungsebenen zu nennen. Durch den zunehmenden Einsatz von
Kabeln werden kostengünstige Methoden der Kabellegung immer wich-
tiger, so z. B. in unbebauten Bereichen mit dem Kabelpflug. Spezialver-
fahren helfen, Hindernisse zu untertunneln und Oberflächen nicht mehr
aufbrechen zu müssen.
Eine genaue Beobachtung des Fehlergeschehens ist sowohl für die An-
wender als auch für die Hersteller von großer Bedeutung. Deshalb wur-
den bis zum Jahr 2001 beim Verband der Elektrizitätswirtschaft (VDEW)
vom zuständigen Arbeitsausschuss (AA) „Kabel“ über viele Jahre Erhe-
bungen und statistische Auswertungen des Fehlergeschehens an VPE-
isolierten Mittelspannungskabeln durchgeführt. Mit dem Übergang der
technischen Sacharbeit vom VDEW zum Verband der Netzbetreiber –
VDN – e.V. beim VDEW (VDN) wurde diese spezielle Kabelfehlerstatistik
eingestellt. Aus der VDN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik konnten
unter anderem auch die Verfügbarkeitsdaten der einzelnen Betriebsmittel
abgeleitet werden. In der heutigen FNN Störungs- und Schadensstatistik
wurde das Meldesystem und die Fehleranalyse weiter systematisiert.
Kabelfehler führen in den meisten Fällen zu einer Unterbrechung der
Stromversorgung. Eine schnelle und möglichst genaue Fehlerortung ist
deshalb für die Netzbetreiber von wirtschaftlicher Bedeutung. Darüber
hinaus wird an der Weiterentwicklung von Diagnoseverfahren zur zer-
störungsfreien Bestimmung des Alterungszustandes von Kabelisolie-
rungen gearbeitet.
22
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Im Zusammenhang mit der Errichtung und dem Betrieb von Kabelanla-
gen sind Arbeitssicherheit, Gesundheits- und Umweltschutz wichtige
Gesichtspunkte, die unbedingt zu beachten sind.
Für die meisten Netzbaumaßnahmen gibt es mehrere technisch sinn-
volle Lösungsmöglichkeiten. Dabei kann die Wirtschaftlichkeitsrechnung
wichtige Hinweise auf die zu realisierende Variante geben.
Im Bereich der elektrischen Energietechnik ist der Begriff Starkstrom-
kabel üblich. Damit werden Kabel bezeichnet, die zur Energieübertra-
gung eingesetzt werden – unabhängig von der Spannungsebene.
Zuweilen wird zur Abgrenzung gegenüber Nachrichtenkabeln, Steuer-
kabeln usw. der Begriff Energiekabel benutzt. In diesem Buch wird, wie
in den derzeit gültigen Normen, der Begriff Starkstromkabel bzw. Kabel
verwendet.
Die auf dem Kabel aufgebrachte Spannungsangabe kennzeichnet die
höchstmögliche Spannungsebene. Weitere Angaben zu den Span-
nungsebenen und deren Einsatzbereiche werden im Abschnitt 2 erläu-
tert. Einheitlich wird der Begriff Kabellegung bzw. Legung verwendet;
im Sprachgebrauch und in der Literatur findet sich häufig auch der Be-
griff Verlegung.
Die in diesem Buch zitierten Normen werden in der heute allgemein gül-
tigen Schreibweise (z. B. DIN VDE 0276-620) angegeben. Dies gilt auch
für die älteren Normen, die im Originaldruck noch die alte Bezeichnung
tragen (z. B. DIN VDE 0289-1 statt DIN VDE 0289 Teil 1).
Neue Herausforderungen an die Netzbetreiber von Verteilungs- und
Übertragungsnetzen verlangen auch das Beschreiten neuer Wege in
der Kabeltechnologie. Hier sind als Schlagworte Gasisolierte Leitung
(GIL), Supraleitung und Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ)
zu nennen. Die entsprechenden Kabeltechnologien werden in einem
separaten Abschnitt beschrieben.
Weiterhin werden einige Hinweise zu allgemeinen Fragen der Instand-
haltung gegeben. Einige Themen sind bewusst mehrfach in den jewei-
ligen Abschnitten dargestellt, da sie unter mehreren Gesichtspunkten
zu betrachten sind.
                                                                                                            23
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24
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2   Kabel
Starkstromkabel dienen der Übertragung und Verteilung elektrischer
Energie. Diese Aufgabe sollen sie über lange Zeiträume zuverlässig,
ohne Gefährdung von Personen und Sachen und möglichst wartungsfrei
erfüllen.
Entsprechend DIN VDE 0289-1 wird im deutschsprachigen Raum zwi-
schen den Begriffen Kabel und Leitung unterschieden. Die wesentlichen
Merkmale für Starkstromkabel können wie folgt zusammengefasst wer-
den:
–  Sie sind, im Gegensatz zu Starkstromleitungen, für die Legung im
Erdreich zugelassen.
–  Sie sind nur für ortsfeste Legung geeignet.
–  Sie haben einen Mantel aus Kunststoff. Vorzugsweise wird bei Kabeln
mit U0/U ≤ 0,6/1 kV PVC und bei Kabeln mit U0/U ≥ 0,6/1 kV HDPE ver-
wendet.
–  Die Nennspannung beträgt mindestens 1 kV.
Spannungsebenenübersicht
Die Übertragungs- und Verteilungsnetze sind die Bindeglieder zwischen
Erzeugung und Verbrauch elektrischer Energie; die einzelnen Netze las-
sen sich grob durch folgende Charakteristika beschreiben.
Übertragungsnetze (Verbundnetze)
–  Höchstspannung: 380 kV; 220 kV (wird zurückgebaut)
–  großräumiger Energietransport zwischen Erzeugungs- und Ver-
brauchsschwerpunkten
–  Lastausgleich zwischen entfernten Verbrauchsschwerpunkten
–  wirtschaftlicher Kraftwerkseinsatz
–  gegenseitige Reservestellung
Verteilungsnetze
–  Hochspannung: 110 kV
–  Mittelspannung: 10 kV bis 30 kV
–  Niederspannung: 0,4 kV
–  Räumlich begrenzter Energietransport zu Endverbrauchern (bzw. Wei-
terverteilern) sowie aus Einspeisungen dezentral erzeugter Energie
                                                                                                            25
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Die Struktur und das Zusammenwirken der verschiedenen Netze der
öffentlichen Stromversorgung in Deutschland ist schematisch in Bild 2.1
dargestellt. Diese Struktur ist auch in anderen europäischen Staaten
sehr ähnlich bzw. gleich.
2.1   Netzsituation und Entwicklung der Stromkreislängen
Kabel und Freileitungen erfüllen zwar zunächst grundsätzlich den 
gleichen Zweck – den Transport und die Verteilung elektrischer Energie
zwischen Erzeugung und Verbrauch. Sie haben aber nicht nur unter-
schiedliche Konstruktionsmerkmale, sondern sie weisen auch unter-
schiedliche physikalische Eigenschaften auf, wie in Abschnitt 2.2 näher
erläutert wird.
Die deutschen Kabel- und Freileitungsnetze mit einem Wiederbeschaf-
fungswert in der Größenordnung von 200 Milliarden € haben eine Ge-
samtlänge von rund 1,8 Millionen km. Die Längen teilen sich gemäß
Tabelle 2.1
Die unterschiedlichen Verkabelungsgrade in den verschiedenen Span-
nungsebenen beruhen nicht nur auf wirtschaftlichen Überlegungen –
dazu weiter unten mehr – sondern auch auf technischen Grenzen und
Anwendungsmöglichkeiten.
In der Verteilungsebene dominieren im Nieder- und Mittelspannungsbe-
reich mit insgesamt rund 85 % Anteil ganz eindeutig die Kabelnetze.
26
Bild  2.1   Netzstruktur und Spannungsebenen (Quelle: Amprion)
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                                                                                                            27
Dieser Verkabelungsgrad wird tendenziell noch weiter ansteigen. In
städtischen Bereichen werden praktisch keine neuen Nieder- und Mit-
telspannungsfreileitungen mehr errichtet, sondern eher zurückgebaut,
und auch bei Neubaugebieten in ländlichen Gegenden sind Kabelan-
schlüsse die Regel.
Wesentlich niedriger sind die Verkabelungsgrade in Hochspannungs-
netzen (Verteilnetze 110 kV): hier sind Kabel im Wesentlichen in Städten
und Ballungsgebieten in Betrieb, da dort auf Grund fehlender Trassen
und auch aus städtebaulicher Sicht keine Freileitungstrassen realisier-
bar sind; ansonsten überwiegt in der 110-kV-Ebene mit über 90 % der
Anteil der Freileitungen.
Wie weiter unten gezeigt wird, sind bei der Übertragung hoher elektri-
scher Energien über große Entfernungen sowohl technisch als auch
wirtschaftlich Freileitungen vorteilhaft. Daher ist der Kabelanteil im Be-
reich der Höchstspannung statistisch fast vernachlässigbar: ihre Ge-
samtlänge beträgt in Deutschland derzeit etwas mehr als 100 km (ohne
HVDC- und Offshore-Kabel), entsprechend einem Anteil von deutlich
unter einem Prozent. Die wenigen eingesetzten Trassen findet man in
Großstädten (z. B. Berlin), bei Kraftwerksausleitungen (Kavernenkraft-
werke) oder in speziellen Anwendungsfällen (z. B. Ersatz von Freilei-
tungs- durch Kabeltrassen im Flughafenbereich Frankfurt/Main).
Mittelfristig wird der Anteil der Hoch- und Höchstspannungskabel deutlich
zunehmen. Im Gesetz zur Beschleunigung des Ausbaus der Höchstspan-
nungsnetze (Kurzform EnLAG; Energieleitungsausbaugesetz) [2.1] wurde
für 23 vordringliche und in einem Bedarfsplan festgelegte Leitungsbau-
vorhaben mit einer Gesamtlänge von rund 1.800 km im § 1 (2) EnLAG
die energiewirtschaftliche Notwendigkeit festgestellt. Bei der Realisierung
Tabelle 2.1   Stromkreislängen 2014 in Deutschland 
(Quelle: BDEW, Stand 04/2016)
Spannungsebene
Freileitungen
km
Kabel
km
Kabelanteil
%
Höchstspannung 1)
34.637
109
0,3
Hochspannung
72.644
7.543
9,4
Mittelspannung
106.905
407.863
79,2
Niederspannung
121.345
1.049.820
89,6
Gesamt
335.531
1.465.335
1) Ohne HGÜ, Offshore
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dieser Vorhaben sind zahlreiche so genannte Zwischenverkabelungen,
also der Übergang von Freileitung auf Kabel und wieder zurück, erforder-
lich. So sind beispielsweise in dem im EnLAG enthaltenen Teilstück zwi-
schen Wesel und der Landesgrenze Nordrhein-Westfalen/Niedersachsen
drei Teilverkabelungsabschnitte vorgesehen (Bild 2.2).
2.2.   Vergleichende Betrachtung einiger Eigenschaften 
von Kabeln und Freileitungen
In Nieder- und Mittelspannungsnetzen stellen Kabelverbindungen häufig
„die erste Wahl“ dar, dagegen wird der Kabeleinsatz in der Hoch- und
besonders in der Höchstspannungsebene durch technische und wirt-
schaftliche Randbedingungen begrenzt. In der Übertragungsebene sind
unter sachlichen Aspekten Transporte von Leistungen mit mehr als
1.000 MW über Entfernungen von einigen 100 km mit vertretbarem Auf-
wand nur mit Freileitungen sinnvoll.
Neben den unterschiedlichen energiewirtschaftlichen Aufgaben der
Übertragungs- und Verteilungsnetze sind für die Leitungen die tech-
nisch-physikalischen Eigenschaften, die Wirtschaftlichkeit sowie gesell-
schaftspolitische Aspekte zu berücksichtigen. 
Bestimmend für die unterschiedlichen technischen Eigenschaften von
Kabeln und Freileitungen sind in erster Linie das Isoliermedium, die
Höhe der jeweiligen Betriebsspannung sowie der im Betrieb möglichen
28
Bild 2.2   Geplante Teilverkabelungsabschnitte nach EnLAG für die
Leitung Wesel-Meppen (Quelle: Amprion)
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Überspannungen und damit die Abstände zwischen unter Spannung
stehenden und geerdeten Teilen der Leitung und der Umgebung.
Ein Energiekabel zur Übertragung großer Energien bei hohen Spannun-
gen stellt ein hochkomplexes System dar, bei dem auf sehr kleinen Dis-
tanzen hohe Potenzialunterschiede sicher beherrscht werden müssen.
Einen groben Überblick über die Dimensionen gibt Bild 2.3.
Diese gravierenden Unterschiede in den Abmessungen der Isolations-
strecken – 3 m Luft vs. 3 cm fester Isolierstoff bei 380 kV – belegen
anschaulich und auch für Laien schnell einsehbar die hohen Anforde-
rungen an eine Kabelisolierung.
2.2.1   Elektrische Kennwerte von Kabeln und Freileitungen
Wichtige elektrische Kennwerte, die sich für Kabel und Freileitungen
stark unterscheiden, sind die Leitungsbeläge R´ (Widerstandsbelag),
C´(Kapazitätsbelag) und L´ (Induktivitätsbelag) gemäß dem Ersatz-
schaltbild für ein Leitungselement (Bild 2.4).
Bild 2.3   Grundsätzlicher Aufbau und Isolationsabstände von 
Freileitung und Kabel [2.2]
Bild 2.4   Ersatzschaltbild für ein Leitungselement zur Ermittlung der
elektrischen Kennwerte
                                                                                                            29
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In Tabelle 2.2 sind Werte für die Leitungsbeläge sowie für die thermische
Grenzleistung Sth und die natürliche Leistung Pnat für Mittel-, Hoch- und
Höchstspannungsleitungen zusammengestellt; Anhaltswerte für die 
Ableitwiderstandsbeläge können Bild 2.5 entnommen werden.
2.2.2   Übertragbare Leistungen und Blindleistungsverhalten
Auf Grund der im Vergleich zu Freileitungen viel höheren Kapazität von
Kabeln fließen in Drehstromkabeln bereits im Leerlauf kapazitive Lei-
terströme, die so genannten Ladeströme. Mit zunehmender Betriebs-
spannung steigt der Ladestrom, und demzufolge nimmt die realisierbare
Übertragungslänge ab, im Extremfall sogar bis auf Null. Bei Freileitun-
gen dagegen wird die Übertragungslänge durch den zulässigen Span-
nungsfall begrenzt.
30
Tabelle 2.2   Typische elektrische Kennwerte von Freileitungen und
Kabeln [2.2]
Bild 2.5   Anhaltswerte für den Ableitwiderstandsbelag 1/G´ von 
Kabeln und Freileitungen
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Die Ladeströme, bei konstanter Frequenz proportional dem Produkt aus
Spannung und Betriebskapazität, und somit der Blindleistungsbedarf,
sind bei Mittelspannungskabeln relativ gering. Daraus ergibt sich hin-
sichtlich der übertragbaren Leistungen sogar ein Vorteil gegenüber ver-
gleichbaren Freileitungen.
Mit zunehmender Spannung (Mittelspannung ¡ Hochspannung), aber
„unterproportional“ wachsender Wandstärke der Kabel wird das Verhält-
nis der übertragbaren Leistungen für Kabel zusehends ungünstiger. Bei
Höchstspannung liegt der spezifische Blindleistungsbedarf in der Grö-
ßenordnung -20 MVA/km (Freileitung: max. + 0,4 MVA/km). Dement-
sprechend wird bereits bei Längen von einigen -zig Kilometern der
gesamte Leiterquerschnitt für den kapazitiven Ladestrom benötigt; ein
Transport von Wirkleistung ist dann nicht mehr möglich. Für die Reali-
sierung größerer Übertragungsstrecken sind daher zusätzliche techni-
sche Einrichtungen – Kompensationsspulen – erforderlich. Solche
Kompensationsspulen sind hinsichtlich ihrer Größe mit Höchstspan-
nungstransformatoren vergleichbar und müssen bei längeren Strecken
ca. alle 25 bis 50 km in die Kabeltrasse einbezogen werden.
2.3   Verwendung der Kabel und Zuordnung zu den Netzen
Standardkabel gemäß DIN VDE sind für den Einsatz im Drehstromnetz
mit Nennspannungen UN=  U0 ausgelegt. Da die Isolierung der Kabel
mit Ausnahme der Gürtelkabel für die Spannung U0 bemessen ist, sind
sie ferner geeignet für den Einsatz:
–  in Einphasensystemen, bei denen beide Außenleiter isoliert sind, mit
UN= 2 U0
–  in Einphasensystemen, bei denen ein Außenleiter geerdet ist, mit
UN= U0
Die Kabel dürfen in Wechsel- und Drehstromnetzen verwendet werden:
–  deren Sternpunkt niederohmig geerdet ist
–  deren Sternpunkt gelöscht oder isoliert ist
Dabei sollte der einzelne Erdschluss nicht länger als acht Stunden an-
stehen und die Gesamtdauer aller Erdschlüsse im Jahr 125 Stunden
nicht überschreiten. Bei längeren Erdschlusszeiten ist ein Kabel mit hö-
herer Bemessungsspannung zu wählen. Die Spannungen werden wie
                                                                                                            31
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32
folgt abgekürzt, siehe Tabelle 2.3:
U0 = Spannung zwischen einem Außenleiter und metallener Umhüllung
oder Erde
U   = Spannung zwischen zwei Außenleitern
Um = Höchste, dauernd zulässige Betriebsspannung
UN = Nennspannung eines Netzes
1) Auswahl der gängigsten Spannungsebenen, darüber hinaus gibt es noch wei-
tere Spannungsebenen, z. B. U0 = 5,8; 11,6; 17,3 kV
2) bei Typprüfungen an Kabelgarnituren nach DIN VDE 0278-393 verwendet,
bei Leiterquerschnitten < 50 mm2, jedoch nur 8 kV
3) VDE0278-629.1
4) VDE 0278-632
5) VDE 0276-2067
Die Kabel sind für die in Tabelle 2.3 aufgeführten höchsten, dauernd zu-
lässigen Betriebsspannungen und Bemessungs-Blitzstoßspannungen
ausgelegt.
Kabel mit U0/U = 0,6/1 kV dürfen in Gleichstromsystemen verwendet
werden, deren höchste Betriebsspannung Leiter/Leiter Um= 1,8 kV oder
Leiter/Erde 1,8 kV nicht überschritten wird.
Tabelle 2.3   Zulässige Spannungen für Starkstromkabel
Nennspan-
nungen1)
des Kabels
Höchste
Spannung
Um bei
Drehstrom-
systemen
Nennspannungen des Netzes UN der 
Außenleiter in
Bemes-
sungs-
Blitzstoß-
spannung
Drehstrom-
systemen
Einphasensystemen
beide
 Außenleiter
isoliert
ein
 Außenleiter
geerdet
U0/U
in kV
Um
in kV
UN = U0
in kV
UN = 2 U0
in kV
UN = U0
in kV
Up
in kV
0,6 / 1
1,2
1
1,2
0,6
202)
3,6 / 6
7,2
6
7,2
3,6
60
6 / 10
12
10
12
6
75
12 / 20
24
20
24
12
125
18 / 30
36
30
36
18
170
64 / 110
123
110
123
64
550
230 / 400
420
400
420
230
1425
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2.4   Beanspruchung der Starkstromkabel im Betrieb
Das physikalische Verhalten von Kabeln wird im Wesentlichen bestimmt
durch die Spannungen und Ströme, mit denen sie beaufschlagt werden
und durch die Werkstoffe der einzelnen Bauelemente, die für den jewei-
ligen Anwendungsfall zum Tragen kommen (siehe Abschnitt 2.5 Aufbau-
elemente), wie
–  Leiter
–  Isolierung
–  Schirmung
–  Mäntel
–  Bewehrung
–  Schutzhüllen
2.4.1   Spannungsbeanspruchung der Isolierung
Niederspannungskabel werden in der Regel nach mechanischen Ge-
sichtspunkten dimensioniert. Daher ist hier wegen der niedrigen Be-
triebsspannungen und den relativ großen Wanddicken der Isolierung
die elektrische Beanspruchung nur gering, anders als bei Kabeln für hö-
here Spannungen, d. h. Mittel-, Hoch- und Höchstspannungskabeln, die
im Folgenden zur Abgrenzung zu den Niederspannungskabeln zusam-
menfassend als Hochspannungskabel bezeichnet werden. Hier nimmt
mit steigender Spannungsebene die elektrische Beanspruchung der Iso-
lierung überproportional zu.
Entscheidend für die Beanspruchung der Kabelisolierung – auch als Di-
elektrikum bezeichnet – ist nicht die absolute Höhe der Spannung, son-
dern die elektrische Feldstärke. Diese ergibt sich aus der anliegenden
Betriebsspannung und der Geometrie der Anordnung. Dieser Zusam-
menhang ist in Bild 2.6 für einen Zylinderkondensator, der die Verhält-
nisse in einem Kabel widergibt, dargestellt. Man erkennt, dass die
maximale Feldstärke – und somit die höchste elektrische Beanspru-
chung – am Leiter auftritt. Bei Mittelspannungskabeln liegt sie in der
Größenordnung von einigen kV/mm, bei Höchstspannungskabeln bei
über 20 kV/mm.
Diesen Spannungsbeanspruchungen muss die Isolierung von Hoch-
spannungskabeln gewachsen sein. Es darf auf keinen Fall zum vollkom-
menen Durchschlag kommen, der das Dielektrikum durch einen
                                                                                                            33
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34
Bild 2.6   Elektrisches Feld im Zylinderkondensator
Entladungskanal überbrückt. Die Spannung, bei der ein vollkommener
Durchschlag eintritt, wird als Durchschlagspannung bezeichnet. Eine
nur örtlich begrenzte Überbeanspruchung des Dielektrikums, z. B. an
einer Schwachstelle der Isolierung, führt bei der Einsetzspannung, die
kleiner ist als die Durchschlagspannung, zum unvollkommenen Durch-
schlag (siehe Abschnitt 2.4.2).
Beim Betrieb von Kabeln für höhere Spannungen treten neben statio-
nären Beanspruchungen durch die betriebsfrequente Spannung auch
transiente Spannungen infolge elektromagnetischer Ausgleichsvor-
gänge auf. Letztere werden durch Schalthandlungen oder unbeabsich-
tigt, z. B. durch Kurzschlüsse oder atmosphärische Entladungen,
ausgelöst. Elektromagnetische Ausgleichsvorgänge laufen im Milli- bzw.
Mikrosekundenbereich ab. Sie führen im Hochspannungsnetz wegen
der hiermit verbundenen sehr schnellen Änderung des an jeder Stelle
einer Leitung vorhandenen elektrischen und magnetischen Feldes zu
großen Strom- und Spannungssteilheiten. Auch für diese Beanspru-
chungen muss die Isolierung ausgelegt sein, was durch entsprechende
Entwicklungs- und Typprüfungen nachgewiesen wird.
Wird an eine Isolierung eine Spannung angelegt und sie somit einem
elektrischen Feld ausgesetzt, verhält sie sich ähnlich wie ein Leiter, in
dem ständig ein kleiner Wirkstrom fließt. Hierdurch entsteht eine 
Wärmeentwicklung, die wiederum zu entsprechenden Verlusten führt.
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                                                                                                            35
Die auftretenden Verluste nennt man dielektrische Verluste.
Den Winkel zwischen den in der Isolierung fließenden Wirk- und Blind-
anteilen des Stroms nennt man Verlustwinkel; der Verlustfaktor tan  ist
definiert als der Tangens dieses Winkels, also IW/IC (Bild 2.7).
Unter Zugrundelegung von Bild 2.7 ergeben sich für ein Drehstromkabel
die dielektrischen Verluste zu
PDiel = 3 · Ue
2 · C · tan  = U2 · C · tan 
mit   Ue
Leiter-Erd-Spannung
        U
Leiter-Leiter-Spannung
        C
Betriebskapazität einer Ader
Da die Betriebskapazität C von der Geometrie abhängt und proportional
zur Permittivitätszahl ɛr ist, wurde zur Kennzeichnung des Einflusses
der Materialeigenschaften auf die dielektrischen Verluste die dielektri-
sche Verlustzahl ɛr · tan  definiert, die nicht mit dem Verlustfaktor ver-
wechselt werden darf. Tabelle 2.8 in Abschnitt 2.5.2.1 zeigt für einige
Kabelisolierungen die Werte für Permittivitätszahlen, Verlustfaktor und
Verlustzahl.
Bild 2.7   Ersatzschaltbild eines Kabeldielektrikums mit Zeiger-
diagramm
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36
2.4.2   Beanspruchung der Isolierung durch Teilentladungen
Ist im Dielektrikum eine lokale Fehlstelle – z. B. ein Lufteinschluss oder
eine Verunreinigung – vorhanden, kommt es dort zu einer lokalen Feld-
stärkeerhöhung. Bereits bei einer verhältnismäßig niedrigen anliegen-
den Spannung, eventuell auch schon unterhalb der Betriebsspannung,
können Entladungen einsetzen. Diese unvollkommenen inneren Durch-
schläge werden als Teilentladung (TE) bezeichnet; die entsprechende
Spannung ist die TE-Einsetzspannung. Die Teilentladungen können sich
über die gesamte Isolierstrecke ausbreiten und somit zum vollkomme-
nen Durchschlag führen. Besonders gefährdet sind hier Kabel mit nicht
geschichtetem Dielektrikum, also Kunststoffkabel mit homogener, ex-
trudierter Isolierung. Daher müssen TE unzulässig hoher Intensität
durch entsprechende Sorgfalt bei Konstruktion, Herstellung, Montage
und Betrieb von Kabelanlagen vermieden werden.
Die Vorgänge bei der Teilentladung werden im Abschnitt 2.6 Alterung
näher beschrieben.
2.4.3   Thermische Beanspruchung der Isolierung durch
Ströme und Strombelastbarkeit
Die Lebensdauer von Betriebsmitteln wird durch viele Faktoren be-
stimmt. Für Kabelanlagen ist insbesondere die Kabeltemperatur, die
wiederum durch den aktuell fließenden Strom und die Umgebungsbe-
dingungen bestimmt wird, eine entscheidende Größe. In diesem Ab-
schnitt liegt der Schwerpunkt auf der praktischen Anwendung.
Theoretische Grundlagen und Berechnungsverfahren können z. B.  [2.3]
entnommen werden.
2.4.3.1   Normative Festlegung der Bemessungswerte für die
zulässige Kabelbelastung
Für die praktische Anwendung sind für den ungestörten Betrieb (Nor-
malbetrieb) und den Kurzschlussfall die zulässigen Belastungsströme
der verschiedenen Kabeltypen und Querschnitte in Tabellen in den ent-
sprechenden Normen festgelegt. Angegeben sind für den Normalbetrieb
(Abschnitt 2.4.3.2) der Bemessungsstrom und für den Kurzschlussfall
(Abschnitt 2.4.3.3) die Bemessungsstromdichte. Die Festlegungen be-
ruhen auf Berechnungen, Versuchen und langjährigen Erfahrungen. Die
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wesentlichen Einflussgrößen sind Umgebungstemperatur, Wärmeleitfä-
higkeit der Umgebung (Erde oder Luft) und Anordnung der Kabel (z. B.
Abstand, Häufung, Verrohrung).
Den Bemessungswerten in den DIN-VDE-Bestimmungen der Reihe
DIN VDE 0276 (z. B. DIN VDE 0276-620 für VPE-isolierte Mittelspan-
nungskabel) wurden Randbedingungen zugrunde gelegt, wie sie in Mit-
teleuropa bei normaler Betriebsweise in den meisten Fällen anzutreffen
sind (Tabelle 2.4). Hinsichtlich des Erdbodenwärmewiderstands wird ein
so genanntes Zwei-Schichten-Modell angenommen. Dabei wird voraus-
gesetzt, dass das Erdreich in unmittelbarer Nähe des Kabels je nach
Höhe der Leitertemperatur austrocknet (Erdbodenwärmewiderstand im
trockenen Boden unmittelbar um das Kabel 2,5 K · m/W). Für das um-
gebende Erdreich als zweite Schicht wird feuchte Erde angenommen
(Erdbodenwärmewiderstand im feuchten Boden 1 K · m/W).
Für die Legung in Luft ist mit Rücksicht auf die relativ kurze Zeitkon-
stante der Erwärmung der Dauerbetrieb mit konstantem Strom als nor-
male Betriebsweise vorausgesetzt. Für die Legung in Erde ist die
Belastung mit EVU-Last zugrunde gelegt, die laut Definition in DIN VDE
0276 einem Belastungsgrad von 0,7 entspricht. Ein typisches Tages-
lastspiel mit einem Belastungsgrad 0,73 zeigt Bild 2.8. Die im allgemei-
nen Sprachgebrauch als Höchstlast bezeichnete Tageslastspitze wird
in den DIN-VDE-Bestimmungen Größtlast genannt.
                                                                                                            37
Tabelle 2.4   Randbedingungen für Bemessungswerte der 
Strombelastbarkeit
Legung in Luft
Legung in Erde
Belastungsgrad
1,0 (Dauerlast)
0,7 (EVU-Last)
Legebedingungen
frei in Luft
Legetiefe 0,7 m
Anordnung
Ein mehradriges oder drei einadrige Kabel im Dreh-
stromsystem im Dreieck gebündelt
Umgebungsbedingungen
Lufttemperatur 30 °C
Erdbodentemperatur 20 °C
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38
2.4.3.2   Beanspruchung im ungestörten Betrieb
Die Strombelastbarkeit von Kabeln ist von der Kabelbauart, der Art der
Legung, der Betriebsart (Lastverlauf über der Zeit) und der Umgebungs-
temperatur abhängig.
Als normale Betriebsart (ungestörter Betrieb) gilt in DIN VDE 0276 der
„EVU-Betrieb“, der durch eine Größtlast und den Belastungsgrad von
0,7 definiert ist (Bild 2.8).
Der Belastungsgrad ist das Verhältnis von mittlerer Belastung zu Größt-
last. Er ergibt sich als Quotient aus der Fläche unter der Lastkurve und
der Gesamtfläche des Rechtecks, gebildet aus der Größtlast und den
24 Stunden des Tages. Als Größtlast ist nicht der höchste Augenblicks-
wert zu wählen, sondern der Mittelwert der Lastspitze über 15 Minuten.
Im EVU-Bereich kann man zwar grundsätzlich von der hier definierten
EVU-Last ausgehen, es werden aber viele Netze zunehmend höher
ausgelastet, insbesondere in ländlichen Regionen durch Einspeisungen
aus regenerativen Energiequellen. An einigen Stellen in Verteilungsnet-
Bild 2.8    Typisches Tageslastspiel im EVU-Netz mit einem 
Belastungsgrad von 0,73 (nach DIN VDE 0276)
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zen beträgt die Einspeiseleistung ein Vielfaches der ursprünglich in der
Netzplanung zugrunde gelegten Leistung. 
Für den Industriebereich ist je nach vorliegenden Belastungsverhältnis-
sen der dort zutreffende Belastungsgrad für die Kabeldimensionierung
heranzuziehen bzw. im Einzelfall zu berechnen.
Sofern von der EVU-Last abweichende Bedingungen vorliegen, müssen
die Bemessungswerte entsprechend DIN VDE 0276-1000 in die zuläs-
sigen Belastbarkeitswerte umgerechnet werden. Hierfür sind Umrech-
nungsfaktoren angegeben, die eine abweichende Betriebsart (Belas-
tungsgrad) sowie andere Lege- und Umgebungsbedingungen berück-
sichtigen.
Macht man sich bewusst, dass nicht der Belastungsstrom, sondern die
Temperatur des Isolierstoffes für die Alterung des Kabels maßgebend
ist, so ist eine höhere Belastung als mit Nennstrom immer dann ohne
weiteres möglich, wenn die zulässige Kabeltemperatur nicht überschrit-
ten wird (siehe Abschnitt 2.4.3.5). Es liegt dann im thermischen Sinn
keine Überlastung des Kabels vor.
Eine Überlastung ist erst dann gegeben, wenn höhere als die zulässigen
Temperaturen auftreten. In solchen Fällen ist mit einer verstärkten Alte-
rung zu rechnen. Grundsätzlich muss aber beachtet werden, dass an
keiner Stelle der Gesamtanlage zulässige Grenztemperaturen (z.  B. für
Lötstellen) überschritten werden (siehe auch Abschnitt 2.4.3.5). Ansons-
ten kann es bereits nach kurzer Zeit zum Ausfall kommen.
2.4.3.3   Beanspruchung im Kurzschlussfall
Im Fehlerfall wird das Kabel durch Kurzschlussströme thermisch und
dynamisch beansprucht. Für die thermischen Auswirkungen ist der Dau-
erkurzschlussstrom, für dynamische der Stoßkurzschlussstrom maßge-
bend. 
Die Berechnung der Kurzschlussströme erfolgt nach DIN VDE 0102.
Bei der Berechnung der thermischen Beanspruchung ist der zeitliche
Abfall des Stroms zu berücksichtigen. Für die Rechnung gilt zunächst
die Annahme, dass die während der kurzen Zeit des Kurzschlusses ent-
stehende Wärme vollständig im Leiter des Kabels gespeichert wird
                                                                                                            39
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(adiabatischer Fall). Kurzzeitig sind höhere Grenztemperaturen als im
Fall der Dauerlast zulässig. Die Kurzschlusszeiten differieren zwischen
Sekundenbruchteilen bis zu wenigen Sekunden. Die Kurzschlussströme
betragen einige Hundert bis einige Tausend Ampére.
Die zulässigen Werte für die Leitergrenztemperaturen im Kurzschlussfall
sind in IEC-Empfehlungen bzw. in den Normen der Reihe VDE 0276 für
Kabel von 1 kV bis 30 kV angegeben (Tabelle 2.5). 
Tabelle 2.5   Grenztemperaturen von Energiekabeln (Zulässige Werte
im Kurzschlussfall für den Isolierstoff nach DIN VDE 0276)
Bild 2.9   Bemessungs-Kurzzeit-Stromdichte nach DIN VDE 0103
(Beispiel: Kabel mit PVC-Isolierung und Cu-Leiter)
40
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Bei der Dimensionierung der Kabel für den Kurzschlussfall wird im allgemei-
nen mit der Bemessungs-Kurzzeit-Stromdichte gearbeitet. Dies ist die zu-
lässige Stromdichte während einer Kurzschlussdauer von einer Sekunde.
Aus dem Diagramm (Bild 2.9) ist die Kurzzeit-Stromdichte unter Berück-
sichtigung der Anfangs- und Endtemperatur zu entnehmen.
Für ein PVC-Kabel mit einer maximal zulässigen Leitertemperatur von
70 °C und einer höchsten zulässigen Kurzschlusstemperatur von 160 °C
liest man beispielsweise für die Bemessungs-Kurzzeit-Stromdichte den
Wert von 115 A/mm2 aus dem Diagramm ab. Sollte die Leitertemperatur
zu Beginn des Kurzschlusses niedriger gewesen sein, so ist eine ent-
sprechend höhere Stromdichte zulässig.
2.4.3.4   Reduzierung der Belastbarkeit
In bestimmten Fällen kann die Beanspruchung eines Kabels mit den in
den Normen angegebenen Bemessungswerten zu einer thermischen
Überlastung führen. In diesen Fällen muss die tatsächliche Belastung
unter den in den Tabellen angegebenen Belastbarkeitswerten bleiben.
Beispiele hierfür sind Kabelhäufungen oder die Legung von Kabeln in
Rohren sowie besonders ungünstige Bodenverhältnisse. Für viele die-
ser in der Praxis relevanten Fälle sind in DIN VDE 0276 Teil 1000 Re-
duktionsfaktoren angegeben.
Die dort genannten Belastbarkeitswerte gelten unter der Voraussetzung,
dass in der Trasse nur ein Starkstromkabel vorhanden ist. Liegen zwei
oder mehrere Starkstromkabel in derselben Trasse, so reduziert sich die
Strombelastbarkeit entsprechend den in DIN VDE 0276-1000 angegebe-
nen Umrechnungsfaktoren. Neben der Anzahl der parallel liegenden Kabel
sind auch deren gegenseitiger Abstand und deren Lastverläufe wichtig. In
Sonderfällen, wenn die parallel liegenden Kabel zu unterschiedlichen Zei-
ten hoch belastet sind, kann auf die Minderung der zulässigen Belastung,
gegebenenfalls nach konkreter Berechnung, verzichtet werden.
In einem praktischen Versuch wurden in einem städtischen Netz über
mehrere Wintermonate Temperaturmessungen an Niederspannungska-
beln vor einer hoch ausgelasteten Netzstation durchgeführt [2.4]. Rein
rechnerisch wurde eine unzulässig hohe Belastung ermittelt. Die Mes-
sungen ergaben jedoch trotz der sehr hohen Strombelastungen der
dicht nebeneinander liegenden Kabel Temperaturwerte, die deutlich
                                                                                                            41
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unter der zulässigen Betriebstemperatur lagen. Laboruntersuchungen
beim Kabelhersteller ergaben keine Anhaltspunkte für eine Verkürzung
der Lebensdauer der seit 20 Jahren im Betrieb befindlichen Kabel.
Aus solchen Untersuchungen lässt sich schließen, dass die pauschale
Bemessung nach DIN VDE Reserven beinhaltet, weil die Annahmen für
die einzelnen Randbedingungen (z.  B. Lastgang, Gleichzeitigkeit, Um-
gebungstemperatur, Bodenfeuchte) auf der sicheren Seite liegen. Dies
ist insbesondere für vorübergehende hohe Belastungen bei Netzstörun-
gen von Bedeutung.
Bei der Neulegung von Kabeln wird ein genügend großer Abstand zu
anderen Wärmequellen, welche die Kabelbelastbarkeit herabsetzen
(z.  B. Fernwärmeleitungen) angestrebt (Abschnitt 4.1.3). Kann der er-
forderliche Abstand nicht eingehalten werden oder entsteht in den Fol-
gejahren durch nachträgliche Bautätigkeit eine solche Beeinträchtigung,
muss die Belastbarkeit der Kabel überprüft werden. In Einzelfall sind
Abhilfemaßnahmen zu treffen.
Nicht in allen Fällen kann eine gleichmäßige Wärmeabfuhr auf der
 gesamten Kabelstrecke erfolgen. Sie wird z.  B. durch Legung in Luft
(Gebäudeeinführungen) oder in Rohren (Straßenübergänge) beein-
trächtigt. Dementsprechend ist gegebenenfalls unter Verwendung der
Reduktionsfaktoren die Belastbarkeit umzurechnen. Zahlreiche Unter-
suchungen und Erfahrungen zeigen allerdings, dass bei relativ kurzen
Rohrabschnitten, z.  B. Straßenkreuzungen, kein Reduktionsfaktor an-
gesetzt werden muss. Aber auch bei vollständiger Verrohrung von Mit-
telspannungskabelstrecken wird man in vielen Fällen auf den Einsatz
eines Reduktionsfaktors verzichten können, wenn nicht mit längerfristig
konstanter hoher Last zu rechnen ist.
In DIN VDE 0276-1000 wird für alle Fälle, bei denen eine Berechnung
zu aufwändig ist, ein pauschaler Reduktionsfaktor von 0,85 für die Ka-
bellegung in Rohren angegeben. Im Allgemeinen liegt dieser Wert auf
der sicheren Seite.
2.4.3.5   Ausnutzung der Belastbarkeitsreserven
Eine Überschreitung der Bemessungswerte, d.  h. eine höhere Belas-
tung als in den Tabellen angegeben, ist unter bestimmten Vorausset-
zungen ohne zusätzlichen Lebensdauerverzehr zulässig.
42
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Tatsächlich ist die Umgebungstemperatur des Kabels nicht konstant,
sondern zeigt einen mit der Jahreszeit veränderlichen Verlauf (Bild
2.10) [2.5]. Man erkennt, dass die Erdbodentemperatur mit einer gewis-
sen Zeitverzögerung der mittleren Außenlufttemperatur folgt. Ein Ver-
gleich des jahreszeitlichen Verlaufs der Kabelbelastung mit der für den
Einbauort geltenden Erdbodentemperaturkurve lässt im Einzelfall erken-
nen, ob und in welchem Umfang eine höhere Belastung zugelassen
werden kann. Gerade im Winter, wenn üblicherweise in den Stromver-
sorgungsnetzen hohe Belastungswerte auftreten, stehen aufgrund der
dann niedrigen Erdbodentemperatur Belastungsreserven zur Verfügung.
Den Tabellenwerten liegt ein Wärmewiderstand des feuchten Erdreichs
von 1 K · m/W zugrunde. Sofern entweder von vornherein günstigere
Verhältnisse vorliegen oder durch Einsatz geeigneter Kabelbettungsma-
terialien geschaffen werden, können entsprechend höhere Belastungen
zugelassen werden. In den eingangs genannten DIN-VDE-Bestimmun-
gen sind für solche Fälle geeignete Umrechnungsfaktoren angegeben.
Um die Wirtschaftlichkeit von Hochspannungskabelanlagen deutlich zu
verbessern, werden seit einiger Zeit spezielle, thermisch stabilisierte Bet-
tungsmaterialien eingesetzt. Das beispielsweise in [10.5] beschriebene
Material besteht aus Sand mit weitgestufter Körnung und zugemischtem
Schluff und hat im normal durchfeuchteten Zustand einen spezifischen
Erdbodenwärmewiderstand zwischen 0,3 und 0,4 K · m/W; im ausge-
trockneten Zustand liegt der Wert bei etwa 0,7 bis 1,0 K · m/W. Die Strom-
                                                                                                            43
Bild 2.10   Verlauf der unbeeinflussten Erdbodentemperatur in einer
Tiefe von 1,1 m
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44
belastbarkeit kann durch Verwendung dieses Bettungsmaterials um mehr
als 10 % gesteigert werden. Ein in der Nähe der Baustelle aufbereitetes
Bettungsmaterial wurde auch im Zuge der Teilverkabelung einer 380-kV-
Leitung der Amprion in die Kabeltrasse eingebaut [2.6]. Bild 2.11 zeigt
die Aufbereitungsanlage; von dort aus wird das Material mit Spezialfahr-
zeugen zur Kabeltrasse transportiert und dort verarbeitet (Bild 2.12).
In vielen Fällen wird ein vorhandenes Kabel nicht mit EVU-Last, sondern
mit einem niedrigeren Belastungsgrad beansprucht, d.  h., die Spitzen-
belastungen treten seltener auf oder sind von kürzerer Dauer als bei der
Definition der EVU-Last zugrunde gelegt. Diese Tatsache wird man bei
der Planung eines Kabels in der Regel nicht berücksichtigen, sehr wohl
aber im Betrieb. Dadurch wird es in vielen Fällen möglich sein, eine zu-
nächst notwendig erscheinende Netzverstärkung noch einige Zeit zu-
rückzustellen. Voraussetzung für eine solche Entscheidung ist die
eingehende Kenntnis des Belastungsverlaufs im vorhandenen Kabel.
Insbesondere in Industrienetzen und Netzen mit einem von der EVU-
Lastcharakteristik abweichenden Belastungsgrad sind daher Kenntnisse
über tatsächliche Belastungsverläufe für eine technisch und wirtschaftlich
optimierte Dimensionierung sehr wichtig. Neben dem Tageslastspiel lässt
sich auch der Einfluss der im Laufe einer Woche auftretenden Lastän-
derungen gezielt zur Überschreitung der Bemessungswerte nutzen [2.7].
Eine gezielte Ausnutzung der thermischen Reserven ist durch eine di-
rekte Beobachtung der Temperatur im Kabel oder in unmittelbarer Nähe
des Kabels, das so genannte Monitoring, möglich. So kann die tatsäch-
liche thermische Belastung des Kabels ermittelt und das Kabel gezielt
bis an seine thermische Belastungsgrenze betrieben werden (Ab-
Bild 2.11   Aufbereitungsanlage
zur Herstellung von thermisch
stabilisiertem Bettungsmaterial
für eine 380-kV-Kabeltrasse
Bild 2.12   Einbau des thermisch
stabilisierten Bettungsmaterials in
die 380-kV-Kabeltrasse
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schnitt 2.4.3.6). Dadurch ergeben sich sowohl im Störungsfall als auch
für die langfristige Investitionsplanung Vorteile [2.8]. Der Aufwand für
das Monitoring ist relativ hoch, sodass es nur in Sonderfällen bei Hoch-
spannungsanlagen angewendet wird.
2.4.3.6   Belastung im Kurzzeitbereich
Insbesondere im Störungsfall kann es erforderlich werden, Kabel über
den Bemessungsstrom hinaus zu belasten. Eine solche Kurzzeitbelas-
tung kann je nach Vorbelastung für eine bestimmte Zeitdauer und mit
einer bestimmten Stromhöhe ohne Überschreitung der zulässigen Tem-
peratur erfolgen. In [2.9] wurde ein Verfahren veröffentlicht, mit dessen
Hilfe für verschiedene Kabeltypen Faktoren für die Kurzzeitbelastbarkeit
bestimmt werden können. Danach sind im Stundenbereich, insbeson-
dere bei kunststoffisolierten Kabeln, erhebliche Reserven vorhanden.
Mit Hilfe von Rechnerprogrammen ist es möglich, die thermischen Re-
serven eines Kabels weitestgehend auszunutzen [2.10]. Im Störungsfall
könnten darüber hinaus unter Inkaufnahme eines gewissen Lebensdau-
erverzehrs die Kabel noch höher belastet werden, als mit Hilfe des ge-
nannten Verfahrens ermittelt (siehe Abschnitt 2.4.3.7).
In Abschnitt 14.2 werden Beispiele zur Ermittlung der Kurzzeitbelastbar-
keit gegeben.
2.4.3.7   Gezielte Überlastung im Notbetrieb
Kritische Belastungszustände im Netz entstehen üblicherweise dann,
wenn zur Zeit der Höchstlast eine Störung auftritt. Entweder wird das
Netz für diesen Fall dimensioniert oder es wird gezielt eine Überlastung
in Kauf genommen. Wichtige Gesichtspunkte bei der Entscheidung sind
die Höhe der erwarteten Überlastung, die Dauer bis zur Ergreifung von
Ersatzmaßnahmen, das zu versorgende Netzgebiet sowie die Vorge-
schichte des gegebenenfalls zu überlastenden Kabels. Sofern eine sol-
che Überlastung in Kauf genommen werden soll, müssen auch die
hierfür erforderlichen betrieblichen Voraussetzungen geschaffen werden
(Einstellung des Netzschutzes). Tritt dann tatsächlich ein solcher Stö-
rungsfall auf, sind die Überschreitung der zulässigen Temperatur und
damit eine Lebensdauerminderung, im Extremfall auch der Ausfall und
damit verbunden die Versorgungsunterbrechung, nicht auszuschließen.
In Deutschland wird diese Philosophie bisher wenig vertreten. In ande-
                                                                                                            45
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46
ren Ländern wird eine zeitlich befristete höhere Kabelerwärmung inner-
halb eines bestimmten Zeitraumes zugelassen.
Die Höchstbelastung einer Kabelverbindung folgt vielfach einer Säge-
zahnkurve. Die Belastung steigt über mehrere Jahre hinweg allmählich
an und fällt dann nach erfolgten Ausbaumaßnahmen (Legung eines 
zusätzlichen Kabels oder Herstellen einer zusätzlichen Einspeisung)
wieder ab. Dann beginnt dieser Zyklus von vorn. Im Interesse einer
möglichst guten Ausnutzung der installierten Kapazitäten kann man
auch hier ein höheres Risiko eingehen. Die Belastungsentwicklung
muss dann besonders sorgfältig beobachtet werden.
2.5   Aufbauelemente von Starkstromkabeln
Der grundsätzliche Aufbau der Starkstromkabel ist am Beispiel von zwei
konkreten Konstruktionen in Bild 2.13 dargestellt. Die einzelnen Ele-
mente entsprechend den DIN-VDE-Bestimmungen sind in Tabelle 2.6
zusammengestellt und werden im Folgenden näher erläutert [2.3, 2.11,
2.12, 2.13].
Bild 2.13    Aufbau der Starkstromkabel
dreiadriges 
papierisoliertes 
Mittelspannungskabel
mit Einzel-Bleimänteln 
(Dreibleimantelkabel)
einadriges 
kunststoffisoliertes 
Mittelspannungskabel
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                                                                                                            47
Tabelle 2.6   Aufbauelemente der Kabel
Aufbauelement
Zweck
Ausführung
Leiter
Stromtragfähigkeit
Werkstoff: Kupfer (Cu)
Aluminium (Al)
Form:        rund (R)
sektorförmig (S)
Aufbau:     eindrähtig (E)
mehrdrähtig (M)
segmentförmig (RMS)
Isolierung      
Aderisolierung:
Isolierung der Leiter ge-
geneinander oder gegen
metallene Umhüllung
Gürtelisolierung: 
gemeinsame Isolierung
über mehrere verseilte
Adern 
0,6/1 kV bis 3,6/6 kV: 
Polyvinylchlorid (PVC)
0,6/1 kV bis 18/30 kV:
masseimprägniertes Papier,
vernetztes Polyethylen (VPE)
ab 60 kV:Papier mit Öl oder
Gas,vernetztes Polyethylen (VPE)
Leitschichten
(nur bei Nenn-
spannungen 
ab 6 kV je nach
Isolierstoff)
Übergang der Isolierung
zu Leiter, Schirm oder
Mantel zur Vermeidung
von Teilentladungen
glatte Grenzfläche zur Ver-
meidung hoher 
elektrischer Feldstärken
innere Leitschicht:
Papier-Masse-Kabel:
leitfähige Papierbänder
Kunststoffkabel: extrudierte Hülle
aus leitfähigem Kunststoff
äußere Leitschicht:
Papier-Masse-Kabel:
leitfähige Papierbänder oder 
metallisierte Papiere
Kunststoffkabel: extrudierte Hülle
aus leitfähigem Kunststoff
Metallmantel
Feuchtigkeitsschutz, 
Berührungsschutz, 
Leitung von Ableit- oder
Erdschlussströmen,
Schutzleiter, Neutralleiter
glatt gepresst: 
Blei und Bleilegierungen, 
Aluminium
gepresst und gewellt: 
Aluminium, Kupfer
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48
Tabelle 2.6   Aufbauelemente der Kabel (Fortsetzung)
Aufbauelement
Zweck
Ausführung
Druckschutz-
bandage
Schutz des Bleimantels
gegen unzulässige Verfor-
mung (Gasaußendruckka-
bel, Niederdruck-Ölkabel)
Kupferbänder, unmagnetische
Stahlbänder
konzentrischer
Leiter
nur bei Niederspannung:
Berührungsschutz, Neu-
tralleiter, Schutzleiter
Kupferdrähte mit Kontaktwendel
umseilt oder als Ceander-Leiter
Schirm
nur bei Mittel- und Hoch-
spannung: Berührungs-
schutz, Leitung von Ableit-
oder Erdschlussstrom
(auch Doppelerdschluss-
strom)
Kupferdrähte mit Kontaktwendel,
Kupferband
Bewehrung
mechanischer Schutz, Ver-
besserung der Zugfestig-
keit, Verringerung des
Reduktionsfaktors
Stahl als Band, Flachdraht, 
Runddraht, Profildraht
Schutzhüllen
Polster zwischen Metall-
mantel und Bewehrung,
Korrosionsschutz des
 Metallmantels und der Be-
wehrung
nur bei Kunststoffkabeln:
Abdichtung gegen Vordrin-
gen von Wasser
innere Schutzhülle: vorgetränkte
Papiere, Kunststofffolie, 
extrudierte Hülle aus Kunststoff
innere Schutzhülle
(für längswasserdichtes Kabel):
Kunststofffolie mit Quellvlies 
oder Krepppapier mit Quellvlies
äußere Schutzhülle:
vorgetränkter Faserstoff 
(z.  B. Jute) und Kreideüberzug, 
extrudierte Hülle aus Kunststoff
Schichtenmantel
Diffusionssperre gegen
Eindringen von Wasser
mit der äußeren Schutzhülle aus
Polyethylen fest verklebte Alumi-
nium- oder Kupferfolie
Kunststoffmantel
äußerer Schutz der Ader
bzw. des Kabels
Polyvinylchlorid (PVC), Polyethylen
(PE) oder ähnliche Werkstoffe
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2.5.1   Leiter
Ein Leiter wird durch Material, Form und Konstruktion sowie Querschnitt
charakterisiert. Die Leiter sind in DIN VDE 0295 genormt. Der Leiter, als
Träger des Stromes, soll die elektrische Energie möglichst verlustarm
übertragen und muss so bemessen sein, dass er die Belastung im un-
gestörten Betrieb und die maximalen Fehlerströme im gestörten Betrieb
ohne Überschreitung der zulässigen Temperatur aufnehmen kann.
2.5.1.1   Leiterwerkstoffe
Zur Herstellung von Leitern werden gemäß den gültigen Normen für
Starkstromkabel (Teile der Reihe DIN VDE 0276) weiches Elektrolytkup-
fer oder reines Aluminium verwendet. 
Der Leiterwerkstoff und der Leiterquerschnitt bestimmen die Stromtrag-
fähigkeit. Der klassische Leiterwerkstoff ist Kupfer, aber Aluminium
wurde schon im Ersten Weltkrieg aus Gründen der Kupferknappheit 
eingeführt und hat sich längst vom „Ersatzstoff“ zum vollwertigen Lei-
terwerkstoff entwickelt. In Nieder- und Mittelspannungsnetzen ist Alumi-
nium seit vielen Jahren der Standardleiterwerkstoff. Unterschiedliche
Eigenschaften bei den Werkstoffen zeigt Tabelle 2.7.
Vorteile des Aluminiums gegenüber Kupfer sind das geringere Gewicht
(bei gleicher Leitfähigkeit wiegt ein Aluminiumleiter nur etwa die Hälfte
eines Kupferleiters) und die geringeren Kosten. Ein Unterschied zwi-
schen Aluminium und Kupfer ist die Festlegung zur Zugfestigkeit. Für
Kupferleiter enthalten die Normen keine Angaben zu den Zugfestig -
keiten. 
50
Tabelle 2.7   Eigenschaften der Leiterwerkstoffe Kupfer und Aluminium
Leiterwerk-
stoff
Leitfähigkeit
bei 20 °C
in m/Ω · mm2
Temperatur-
koeffizient
des el. Wi-
derstandes
in 1/°C
Dichte
in g/cm3
Wärmedeh-
nung
in 10-6/°C
Schmelz-
punkt
in °C
Kupfer (Cu)
58
0,0039
8,9
16,2
1084
Aluminium
(Al)
36
0,0040
2,7
23,8
658
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Bei Aluminium sind folgende Werte festgelegt:
Für mehrdrähtige Leiter (RM und SM; siehe Abschnitt 2.5.1.2):
–  130 N/mm2 bis 200 N/mm2 (für unverseilte Einzeldrähte)
Für eindrähtige Leiter (RE und SE; siehe Abschnitt 2.5.1.2):
–  100 N/mm2 bis 130 N/mm2
25 mm2
–  80 N/mm2 bis 110 N/mm2
35 mm2 und 50 mm2
–  60 N/mm2 bis   90 N/mm2
ab 70 mm2
2.5.1.2   Leiterformen
Die Abmessungen der Leiter sind in den entsprechenden Normen der
Reihe DIN VDE 0276 genormt. Gebräuchliche Leiterformen werden im
Bild 2.14 dargestellt. 
Sowohl bei Kupfer- als auch bei Aluminiumleitern kann der Leiter rund
oder sektorförmig sowie ein- oder mehrdrähtig ausgeführt sein. Wie Bild
2.14 entnommen werden kann, geht aus der Kurzform der Leiterbe-
zeichnung die Leiterform hervor. So bedeutet z. B. „RM“ rund mehr-
                                                                                                            51
Bild 2.14   Leiterformen
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drähtig und „SE“ sektorförmig eindrähtig. Eindrähtige Leiter werden
auch als Massivleiter bezeichnet. Mehrdrähtige Leiter sind leichter bieg-
bar, aber dafür haben sie einen größeren Durchmesser.
Die Leiterquerschnitte sind in einer genormten Zahlenreihe festgelegt.
Diese Festlegung erfolgte bereits 1879 in den USA für Drahtabmessun-
gen und lässt sich nach DIN 323 (Normzahlen) nachvollziehen [2.14].
Der Leiterquerschnitt wird zwar geometrisch (in mm²) angegeben, aber
durch seinen elektrisch wirksamen Querschnitt, d.  h. seinen Wider-
stand, bestimmt. Leiter mit kleinerem Querschnitt sind härter, damit sie
der Beanspruchung in mechanischen Verbindern besser standhalten.
Leiter mit größerem Querschnitt sind weicher, um ihre Biegbarkeit zu
erhöhen. Eindrähtige Leiter haben geringere Rückstellkräfte als quer-
schnittsgleiche mehrdrähtige Leiter.
Aluminiumleiter können bis zu Querschnitten von 1.000 mm2 eindrähtig
sein, in besonderen Anwendungen auch schon bis 2.500 mm2 realisiert.
Für eindrähtige Aluminiumleiter größeren Querschnitts wird, um eine
ausreichende Biegsamkeit zu erreichen, ein weicheres Aluminium ver-
wendet als für mehrdrähtige Leiter. Festlegungen für die Festigkeit ent-
hält DIN VDE 0295. Mehrdrähtige Leiter werden nach der Verseilung
durch Walzen verdichtet, um einen kleineren Durchmesser zu erzielen.
Dabei wird ein Verdichtungsgrad von deutlich mehr als 90 % erreicht.
Bei mehradrigen Kabeln mit Nennspannungen bis 10 kV werden meist
sektorförmige Leiter gewählt, um Platz und damit Material sowie Kabel-
gewicht zu sparen. Für höhere Nennspannungen sind Kabel mit Sek-
torleitern aus Gründen der Feldsteuerung nicht geeignet (siehe
Abschnitt 2.5.3). Der Basiswinkel  (gemäß DIN VDE 0276-603) der
Sektorleiter beträgt bei Kabeln mit 3 bzw. 4 Adern 120° bzw. 90°. Dar -
über hinaus gibt es noch Kabel mit 3 ½ Adern mit den Winkeln 100°/60°
(reduzierter Nullleiter).
Öl- und Gasdruckkabel haben besondere Leiterformen, wie Hohlleiter
(Ölkanal) und ovale Leiter (Bild 2.14).
Zur Verringerung des Wechselstromwiderstands werden Leiter mit gro-
ßen Querschnitten aus gegeneinander isolierten Teilleitern aufgebaut.
Dieser Aufbau wird als Millikenleiter bezeichnet. Die Leiter dieser Drähte
können auch mit Lack isoliert werden oder oxidiert sein. Niederspan-
nungs-Kunststoffkabel ohne konzentrischen Leiter enthalten in der
Regel vier Leiter gleichen Querschnitts.
52
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2.5.1.3   Leiterbezeichnungen
Die Leiter sind in Klassen eingeteilt. Für Kabel (feste Verlegung) gelten
die Klassen 1 und 2. Eindrähtige Leiter sind der Klasse 1, mehrdrähtige
Leiter der Klasse 2 zugeordnet.
Speziell bei Niederspannungskabeln sind folgende Leiterbezeichnungen
gebräuchlich:
–  Neutralleiter ist der Leiter, der den Mittel- oder Sternpunkt der Strom-
quelle mit den Verbrauchern verbindet.
–  PE-Leiter ist der Schutzleiter, der entsprechend den Bedingungen der
Schutzleiter-Schutzmaßnahmen mehrere Teile untereinander verbin-
det, z.  B. Körper elektrischer Betriebsmittel, Erder, geerdeter Punkt
der Stromquelle oder künstlicher Sternpunkt und Potentialausgleichs-
schiene.
–  PEN-Leiter ist der Leiter, der zugleich die Funktion des Neutraleiters
und des Schutzleiters erfüllt.
Bei vieradrigen Kabeln für 1  kV nach DIN VDE 0276-603 darf der Neu-
tral- oder Schutzleiter auch einen geringeren Querschnitt als die Außen-
leiter aufweisen. Um zu gewährleisten, dass die Bedingungen gemäß
DIN VDE 0100-300 und DIN VDE 0100-410 (Systeme nach Art der Erd-
verbindungen TT, TN-S, TN-C) erfüllt sind, sollten vieradrige Kabel mit
gleichen Leiterquerschnitten bevorzugt werden.
Eine spezielle Bauart ist der konzentrische Leiter. Dieser wird über den
oder bei mehradrigen Kabeln über die Leiter gewickelt. Der konzentri-
sche Leiter in Niederspannungskabeln darf als Neutralleiter (N), PE-Lei-
ter oder PEN-Leiter verwendet werden, jedoch nicht als Außenleiter. 
Das Mitführen von Steueradern mit einem Querschnitt von 1,5  mm2 Cu
in den Zwickeln von 1-kV-Kabeln ist zulässig (DIN VDE 0276-603).
2.5.2   Isolierung
Schon seit mehr als 125 Jahren wird getränktes Papier als Leiteriso-
lierung verwendet. Wegen der guten dielektrischen Eigenschaften
überwiegen auch heute noch im Kabelbestand in höheren Span-
nungs- ebenen papierisolierte und masse- bzw. ölimprägnierte Kabel.
Im Bereich der Niederspannungskabel (0,6/1 kV) allerdings wurden
                                                                                                            53
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schon vor Jahrzehnten die Massekabel durch PVC-isolierte Kabel ab-
gelöst; aber auch heute noch sind auch in Niederspannungsnetzen
Massekabel in nennenswertem Umfang im Betrieb. Im Bereich der
Mittelspannungskabel (6/10 bis 18/30 kV) werden heute bei Neule-
gungen praktisch nur noch VPE-isolierte Kabel eingesetzt, und auch
die Hochspannungs kabel (110 kV) werden überwiegend mit VPE-Iso-
lierung gelegt. Bedeutung bei Neulegungen haben papierisolierte
Kabel heute noch als Seekabel. In einigen europäischen Ländern
spielt auch Ethylen-Propylen-Kautschuk (EPR; EPDM) als Kabeliso-
lierstoff für Nieder- und Mittelspannungskabel eine erwähnenswerte
Rolle.
2.5.2.1   Anforderungen an Kabelisolierungen
Bei kleinen Nennspannungen wird die Kabelisolierung insbesondere
mechanisch und weniger elektrisch beansprucht. Mit steigender Span-
nung – aber nicht in gleichem Maß „mitwachsender“ Wanddicke – wird
zunehmend die elektrische Beanspruchung für die Dimensionierung
maßgebend.
Die Wanddicke der Isolierung muss so bemessen sein, dass die Span-
nungsfestigkeit der Außenleiter sichergestellt ist:
–  untereinander und gegen Erde,  
–  bei dauernd anstehender Betriebsspannung sowie
–  bei kurzzeitig auftretenden Überspannungen (Schaltspannungen, 
atmosphärischen Überspannungen; Spannungserhöhungen bei Erd-
schluss, wenn der Sternpunkt nicht niederohmig geerdet ist)
Eine weitere Forderung an die Kabelisolierung betrifft möglichst kleine
dielektrische Verluste, da diese zu erhöhten Verlustkosten und zu einer
zusätzlichen Kabelerwärmung führen und somit die Lebensdauer verrin-
gern. Die dielektrischen Verluste im Kabel sind abhängig vom Verlust-
faktor tan , der Geometrie und der Permittivitätszahl ɛr des Isolierstoffes
(siehe Abschnitt 2.4.1). Tabelle 2.8 zeigt für einige Kabelisolierungen die
Werte für Permittivitätszahl, Verlustfaktor und Verlustzahl.
Da die dielektrischen Verluste zudem spannungsabhängig sind (siehe
Abschnitt 2.4.1), haben sie für Nieder- bzw. Mittelspannungskabel keine
bzw. nur geringe Bedeutung. Bei der Dimensionierung von Hochspan-
nungskabeln müssen diese aber berücksichtigt werden.
54
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                                                                                                            55
Tabelle 2.8  Permittivitätszahl, Verlustfaktor und Verlustzahl für Isolie-
rungen von Hoch- und Mittelspannungskabeln
Kabeltyp
Isolierung
Permittivitäts-
zahl εr
Verlustfaktor
tan δ·103
Verlustzahl
εr · tan δ
Papierisolierung
Massekabel
3,5 … 4,0
,03 … 4
0,01
Ölkabel
3,3 … 3,6
2,5 … 3
0,01
Gasdruckkabel
3,4 … 3,5
2,5 … 3
0,01
Kunststoffisolierung
PVC
3 … 8
10 … 100 1)
0,3
PE
2,3 … 2,4
0,4 … 0,8
0,001
VPE
2,3 … 2,5
0,6 … 1,2
0,002
EPR
2,7 … 3,2
5 … 6
0,015
Gasförmige Isolierung
SF6 (bei  4.000 bis 6.000 hPa)
≈ 1
(≈ 0,0002) 2)
(≈ 2·10-7) 2)
1) Stark abhängig von Temperatur und Compoundierung
2) In realer Kabelanordnung höhere Werte durch Abstandhalter aus Kunststoff
Weiterhin sollten in Kabeln möglichst keine Teilentladungen (TE) auftre-
ten, da diese einen negativen Einfluss auf die Alterungsbeständigkeit
haben (siehe Abschnitte 2.4.2 und 2.6.3). Teilentladungen sind wesent-
liche Zerstörungsmechanismen von festen Isolierstoffen. Sie treten in
Fehlstellen innerhalb der Isolierung (z. B. Hohlräumen) oder an Grenz-
schichten zwischen Isolierung und Leitschichten auf, wenn die an 
der Fehlstelle anliegende Spannung ausreichend groß ist. Besonders
empfindlich gegen Teilentladungen sind Isolierungen aus vernetztem
Polyethylen (VPE; siehe Abschnitt 2.5.2.3), da in TE-beanspruchten
Hohlräumen als Erosionsprodukt Kohlenstoff entsteht. Daher sind TE-
Messungen ein unverzichtbares Beurteilungskriterium für VPE-Isolie-
rungen.
Eine Kabelisolierung muss nicht nur nach elektrischen Parametern di-
mensioniert werden, sondern auch die Anforderungen hinsichtlich me-
chanischer Eigenschaften während Fertigung, Legung, Montage und
Betrieb erfüllen. Die mechanischen Anforderungen sind in den jeweiligen
Kabelnormen definiert und werden durch entsprechende Prüfungen
nachgewiesen. Als wesentliche Prüfungen sind hier u. a. zu nennen
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56
Zugfestigkeit und Reißdehnung sowie Wärmedehnung und Wärmeform-
beständigkeit. Wichtig ist auch, dass die Formbeständigkeit so beschaf-
fen sein muss, dass es bei höheren Leitertemperaturen und unter
mechanischer Beanspruchung nicht zur Verlagerung des Leiters in die
Isolierhülle kommt.
In den folgenden Unterabschnitten werden die für die unterschiedlichen
Kabelbauarten verwendeten Isolierstoffe beschrieben.
2.5.2.2   Imprägnierte Papierisolierung
Bei der Herstellung papierisolierter Kabel, die sich seit den Anfängen
der Kabeltechnik als Starkstromkabel sämtlicher Spannungsebenen
sowie auch als Kommunikationskabel bewährt haben, wird spezielles
Isolierpapier um den Leiter gewickelt und anschließend in großen Kes-
seln getrocknet und imprägniert (Bild 2.15). Die Nennspannung und der
Verwendungszweck bestimmen die Dicke der Isolierung und die Eigen-
schaften der Imprägniermittel. Im Mittelspannungsbereich und bei Gas-
druckkabeln werden zähflüssige (hochviskose) Imprägniermittel
eingesetzt – hier spricht man auch von Massekabeln. Im Hoch- und
Höchstspannungsbereich werden bei den dort betriebenen Ölkabeln
dünnflüssige (niederviskose) Isolierflüssigkeiten verwendet.
In seinem Ausgangszustand hat das Papier einen Wassergehalt von ca.
6 %. Die Volumenanteile von Zellulose und Luft sind etwa gleich (40 bis
60 %). Würde man das Papier in dieser Form als Isolierung verwenden,
so ergäbe sich beim Anlegen eines elektrischen Feldes durch die un-
terschiedlichen Permittivitätszahlen (Dielektrizitätszahlen) von Luft und
Zellulose eine inhomogene Feldverteilung mit einer sehr ungünstigen
elektrischen Beanspruchung des Materials. Aus diesem Grund wird zur
Verbesserung der elektrischen Eigenschaften das Papier bis auf einen
Restwassergehalt von 0,1 % getrocknet und getränkt. Das Imprägnier-
mittel füllt die Hohlräume aus, und man erreicht somit eine gleichmäßi-
gere elektrische Beanspruchung der Papierisolierung.
Zur Erhöhung der Lebensdauer werden den Imprägniermitteln Alte-
rungsschutzmittel (Phenole u.  ä.) beigemengt, welche die inneren Zer-
setzungsvorgänge hemmen. Die elektrischen Eigenschaften der
Imprägniermittel (Durchschlagfeldstärke, dielektrische Verluste) sind
stark abhängig vom Feuchtigkeitsgehalt und von Verunreinigungen
durch Fremdsubstanzen und Alterungsprodukte. Deswegen muss das
Imprägniermittel gereinigt und „getrocknet“ werden.
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                                                                                                            57
Bild 2.15   Imprägnierkessel zur Fertigung von Papierkabeln
(Quelle: Bayka)
Für den praktischen Einsatz ist außerdem die temperaturabhängige Vis-
kosität der Imprägniermittel wichtig. Forderungen an Imprägniermittel
für Massekabel sind:
–  dünnflüssig bei Imprägniertemperatur (130 °C)
–  genügend zähflüssig bei Betriebstemperatur
–  kein Kristallisieren bei tiefen Temperaturen, damit das Papier-Öl-
Dielektrikum nicht brüchig wird
Durch die hohe Viskosität (zähflüssig) ist bei Massekabeln sichergestellt,
dass bei Beschädigungen keine Masse in das Erdreich gelangt. Dies
gilt sowohl bei in Betrieb befindlichen Kabeln als auch in verstärktem
Maße bei außer Betrieb genommenen, alten Kabeln, bei denen die
Masse meist verharzt ist.
Für die Anwendung bei großen Höhenunterschieden des Geländes, in
dem Kabel gelegt werden, kann die Viskosität der Kabeltränkmasse
durch Beimengungen weiter erhöht werden, damit die Masse nicht ab-
wandert (Haftmassekabel).
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Das Isolierpapier liegt als dünnes (ca. 0,1 bis 0,2 mm) und schmales
(ca. 10 bis 30 mm) Band vor. Vor dem Trocknen und Tränken des Pa-
piers wird der Leiter mit dem Papier umwickelt. In der Regel wird mit
einem Spalt gewickelt, der 0,3 bis 0,5  mm breit ist. Dadurch wird er-
reicht, dass das Kabel ohne Faltenbildung des Papiers gebogen werden
kann. Die nächste Papierlage deckt diesen Spalt bzw. eine Stoßstelle
ab. Das geschichtete Dielektrikum hat den großen Vorteil, dass kleine
Fehlstellen in einer Papierlage die elektrische Festigkeit der Isolierung
kaum mindern, weil derartige Fehlstellen nur mit sehr kleiner Wahr-
scheinlichkeit in mehreren Papierlagen direkt übereinander liegen. 
Sollten in der Isolierung Hohlräume entstehen, so werden diese durch
das nachfließende Imprägniermittel wieder ausgefüllt. Die zulässige 
Betriebstemperatur liegt je nach Nennspannung bei 55 bis 80 °C.
2.5.2.3   Kunststoffisolierung
Bis etwa 1940 war für Starkstromkabel ölimprägniertes Papier das Iso-
liermaterial schlechthin. Mit diesen Kabeln liegen inzwischen jahrzehn-
telange, gute Betriebserfahrungen vor. Die Entwicklung auf dem Gebiet
der Polymerchemie führte recht bald auch zur Verwendung von Kunst-
stoffen als Isolierstoff für Starkstromkabel. Hauptgründe hierfür waren
Vorteile bei Legung und Montage und inbesondere die Wartungsfreiheit.
Außerdem kann bei den meisten Kunststoffkabeln auf einen metallenen
Mantel verzichtet werden.
Bei Kunststoffkabeln liegt eine homogene Isolierung vor. Hier sind die
Inhomogenitäten im mikroskopischen und makroskopischen Bereich
ortsfest. Sie können sich zu Fehlerstellen weiterentwickeln, da kein
Selbstheileffekt auftritt. Dieser Nachteil gegenüber papierisolierten Ka-
beln muss durch äußerste Sauberkeit und Präzision in der Fertigung
der Kabel ausgeglichen werden.
Kunststoffisolierungen aller Spannungsebenen werden in speziellen
Spritzköpfen nahtlos aufgebracht. Dieser Vorgang wird als Extrusion be-
zeichnet. Mit modernen Anlagen werden in einem Arbeitsgang bei Mit-
tel-, Hoch- und Höchstspannungskabeln sowohl die Isolierung, als auch
die beiden Leitschichten extrudiert (Dreifachspritzkopf).
Bild 2.16 zeigt prinzipiell die Fertigung eines VPE-isolierten Mittelspan-
nungskabels. Der Leiter wird von der Spule (Abwickler) abgewickelt und
läuft über einen Speicher zur Extrusionsanlage. Dieser Speicher wird
58
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benötigt, um während der kontinuierlichen Kabelfertigung die leere
Spule austauschen und das nächste Leiterstück an das vorhergehende
anschweißen zu können. In der Extrusionsanlage werden die innere
Leitschicht, die Isolierung und die äußere Leitschicht in einem Arbeits-
gang aufgebracht. Nach der Extrusion wird das aufgeschmolzene, ther-
moplastische Polyethylen (PE) der Isolierung in das nicht mehr
schmelzbare, thermoelastische vernetzte Polyethylen (VPE) umgewan-
delt. Dazu wird im Vernetzungsrohr Energie in Form von Wärmestrah-
lung unter Druck zugeführt. Während des Vernetzungsprozesses darf
das Kabel das Vernetzungsrohr nicht berühren. Deshalb werden die Ver-
netzungsrohre entweder in einer Kettenlinie oder senkrecht angeordnet.
Bild 2.16   VPE-Kabel: Prinzip der Extrusion, Vernetzung, Kühlung
(Quelle: Troester)
Bild 2.17   Einteilung der Polymerwerkstoffe und Beispiele
                                                                                                            59
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60
Danach muss das Kabel von der Vernetzungstemperatur (im Mittel
200 °C, je nach Prozesssteuerung) auf Raumtemperatur gekühlt werden.
In der Kabeltechnik werden überwiegend die Thermoplaste Polyvinyl-
chlorid (PVC), Polyethylen (PE) und die Thermoelaste vernetztes Poly-
ethylen (VPE) und Ethylen-Propylen-Gummi (EPR) verwendet (Bild
2.17).
Thermoplaste sind Polymerisate, die im Wesentlichen aus fadenförmi-
gen linearen, teils aber auch aus verzweigten Molekülen bestehen.
Thermoplaste sind bei hinreichend hoher Temperatur plastisch formbar.
Thermoelaste sind Polymerisate, die aus räumlich vernetzten Molekülen
bestehen. Im Gegensatz zu den Thermoplasten sind sie auch bei hö-
heren Temperaturen nicht plastisch formbar. Die Thermoelaste werden
unterschieden in Duroplaste, die als Kabelisolierstoffe nicht von Bedeu-
tung sind, und Elastomere (Bild 2.17). Weitere Eigenschaften werden in
Tabelle 2.9 aufgelistet.
Isolierstoff
Dichte
g/cm3
elektrische
Eigenschaften
thermische Eigenschaften
Permit -
tivitäts -
zahl
Verlust-
faktor
zulässige 
Leitertemperatur
spezifi-
scher
Wärme -
wider -
stand
r
tan 
Dauer-
betrieb
Kurz-
schlussfall
10 -3
°C
°C
K · m/W
imprägniertes
Papier
1
3,5
3–9
55–803)
135–1801)
6,0
PVC
1,3
4
< 80
70
140–1602)
6,0
PE
0,93
2,3
0,5
70
150
3,5
VPE
0,93
2,3
0,5
90
250
3,5
EPR
1,33)
333)
53)
60–903)
250
5,03)
Tabelle 2.9   Elektrische und thermische Eigenschaften verschiedener
Isolierstoffe
1)  abhängig von der Nennspannung
2)   abhängig vom Leiterquerschnitt
3)   abhängig von der Mischung (in einer bestimmten Bandbreite)
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                                                                                                            61
Polyvinylchlorid (PVC)
Reines PVC ist ein harter, weißer Stoff, der in dieser Form als Kabel-
isolierung nicht verwendet werden kann. Um die vielfältigen Anforderun-
gen einer Kabelisolierung zu erfüllen, wird das PVC vor der Extrusion
mit Füllstoffen, Weichmachern, Stabilisatoren, Farbpigmenten und Gleit-
mitteln vermischt.
Füllstoffe verbessern die thermischen Eigenschaften und die Verarbeit-
barkeit der Mischung. Als Füllstoffe finden Kreide und Kaolin Verwendung.
Weichmacher sind ölartige Substanzen, welche die intermolekularen
Kräfte des PVC vermindern. Sie haben die Aufgabe, die Einfriertempe-
ratur auf –10 bis –30 °C herabzusetzen und so die Geschmeidigkeit bei
Gebrauchstemperatur zu erhöhen.
Stabilisatoren verhindern den durch Licht und Wärme verursachten
Abbau des PVC-Makromoleküls durch Binden von Spaltprodukten und
freien Radikalen. Stabilisatoren bestehen meist aus einer Kombination
von basischen und organischen Bleiverbindungen.
PVC-isolierte Kabel haben hohe dielektrische Verluste. Die Anwendung
ist somit auf den Spannungsbereich bis 10 kV begrenzt. Nachteilig wirkt
sich weiterhin die Sprödigkeit des Materials bei tiefer Temperatur aus.
Bei sehr hoher Temperatur wirkt die Entstehung des Chlorwasserstoffes
brandhemmend. Der im Brandfall freigesetzte Chlorwasserstoff ist 
jedoch giftig und korrosionsfördernd. PVC ist chemisch beständig, was-
serunempfindlich und hat eine hohe Lebensdauer (Alterungsbeständig-
keit). Die zulässige Betriebstemperatur liegt je nach Nennspannung bei
65 oder 70 °C.
Polyethylen (PE)
In den aktuellen DIN-VDE-Bestimmungen ist PE als Isolierstoff für Stark-
stromkabel nicht mehr enthalten. Es wurde durch das vernetzte Poly-
ethylen (VPE) ersetzt. Da PE das Grundmaterial für VPE ist, werden
hier trotzdem die prinzipiellen Merkmale beschrieben (Bild 2.18).
PE ist ein teilkristallines Material, d.  h. es besteht aus kristallinen (räum-
lich geordneten) Bereichen, die durch amorphe (ungeordnete) Bereiche
unterbrochen sind. Der Werkstoff PE ist ein reiner Kohlenwasserstoff
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62
und hat sehr geringe dielektrische Verluste und eine niedrige Permitti-
vitätszahl. Die Durchschlagfestigkeit des reinen Werkstoffes ist sehr
hoch, sinkt jedoch bei den erforderlichen Isolierwanddicken deutlich ab.
Nachteile des PE sind die Brennbarkeit, die Quellung in Mineralölen,
der hohe Ausdehnungskoeffizient und die Unbeständigkeit gegen UV-
Strahlung. Die zulässige Betriebstemperatur liegt bei 70 °C.
Vernetztes Polyethylen (VPE)
Zur Verbesserung des Temperaturverhaltens wird PE vernetzt. Hierbei
werden die Fadenmoleküle des PE räumlich verknüpft. Im internationa-
len Sprachgebrauch spricht man daher von crosslinked Polyethylene
(XLPE). Im Bereich der Mittel- und Hochspannung wird die peroxidische
Trockenvernetzung angewendet [2.15]. Das Silan-Vernetzungsverfah-
ren hat sich in Deutschland nur im Bereich der Niederspannung durch-
gesetzt. Eine weitere Möglichkeit zur Vernetzung ist die energiereiche
Bestrahlung. 
Bei allen Arten der Vernetzung müssen dem PE Zusatzstoffe beigefügt
werden, die reaktionsfähige Stellen an den Polymerketten erzeugen.
Unter Zufuhr von Energie (Wärme, Druck, Strahlung) erfolgt dann die
dreidimensionale Vernetzung der Moleküle.
Bild 2.18   Struktur und Eigenschaften von Polyethylen unvernetzt
(PE) und vernetzt (VPE)
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                                                                                                            63
Bis zum Schmelzbereich der Kristalle (110 bis 115 °C) hat VPE etwa
gleiche Eigenschaften wie PE. Im Gegensatz zu PE ist VPE bei höheren
Temperaturen formbeständig, es verhält sich mechanisch wie weiches
Gummi. Deshalb sind für VPE-isolierte Kabel höhere Leitertemperaturen
zulässig als für PE-isolierte Kabel (siehe Abschnitt 2.5.2.4). Die zuläs-
sige Betriebstemperatur liegt bei 90 °C.
Ethylen-Propylen-Gummi (EPR)
EPR (ethylene propylene rubber) dient als Oberbegriff für unterschied-
liche Isolierstoffmischungen auf der Basis von Ethylen-Propylen-Kaut-
schuk, die verschiedene Füllstoffe, Weichmacher, Stabilisatoren und
Vernetzungsmittel (Vulkanisationsmittel) enthalten. Diese Elastomermi-
schungen werden in Deutschland als Isolierstoff für Sonderanwendun-
gen, z. B. im Bergbau und Schiffbau eingesetzt. Sie sind sehr flexibel
und verbinden gute elektrische Eigenschaften mit guter Alterungsbe-
ständigkeit. Im Ausland sind EPR-Kabel bis 150  kV im Einsatz. Die zu-
lässige Betriebstemperatur liegt je nach Mischung bei 60 bis 90 °C.
2.5.2.4   Vergleich der Isolierstoffe
In Tabelle 2.10 sind die betrieblichen Vor- und Nachteile der verschie-
denen Isolierstoffe dargestellt. Einige Angaben zu deren elektrischen
und thermischen Eigenschaften sind Tabelle 2.9 zu entnehmen [2.11,
2.12].
Tabelle 2.10   Vor- und Nachteile verschiedener Isolierstoffe
Isolierstoff
Einsatzbereich
in Deutschland
Vorteile
Nachteile
imprägniertes
 Papier
1 – 400 kV
– sehr lange Erfahrung
– unempfindlich gegen
einzelne Fehlstellen
durch geschichtetes
Dielektrikum und
Selbstheileffekt
– hohe elektrische
Festigkeit
– gute thermische
 Eigenschaften
– empfindlich gegen
Feuchte
– aufwändige Montage
durch spezialisierte
Monteure
– wenig geeignet für
große Höhenunter-
schiede
– hohes Kabelgewicht
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2.5.3   Innere und äußere Leitschicht
Auf die Leiter von Mittel- und Hochspannungskabeln wird eine schwach
leitende Schicht aufgebracht, die das elektrische Feld an der Leiterober-
fläche homogenisiert (Bild 2.19). Diese innere Leitschicht verhindert die
Entstehung von Teilentladungen an der Grenzschicht zwischen Leiter
und Isolierung. Außerdem mindert die innere Leitschicht die mechani-
sche und thermische Beanspruchung der Isolierung bei Kurzschlüssen.
Verwendet werden je nach Isolierung leitfähige Papier- bzw. Gewebe-
bänder. Leitfähiger Kunststoff wird in einem Arbeitsgang zusammen mit
der Isolierung extrudiert. Bild 2.19 zeigt die Wirkung der Leitschichten
Tabelle 2.10   (Fortsetzung) Vor- und Nachteile verschiedener 
Isolierstoffe
Isolierstoff
Einsatzbereich
in Deutschland
Vorteile
Nachteile
PVC
1 – 6 kV
– lange Erfahrung
– einfache Verarbei-
tung
– einfache Montage
– flammwidrig
– geringe thermische
Festigkeit
– nicht geeignet für
U > 10 kV
– Versprödung bei
niedriger Temperatur
PE
in Deutschland
durch VPE
 ersetzt
– hohe elastische
 Festigkeit
– gute elektrische
 Eigenschaften
– einfache Montage
– geringe thermische
Festigkeit
– brennbar
VPE
1 – 400 kV
(500 kV)
– hohe elastische Fes-
tigkeit
– gute thermische
 Eigenschaften
– gute elektrische
 Eigenschaften
– einfache Montage
– hohe Anforderungen
an Fertigungs -
technologie
– brennbar
EPR
1 – 110 kV in
Sonderfällen
– sehr flexibel
– großer zulässiger
Temperaturbereich
– geringe Zugfestigkeit
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                                                                                                            65
Bild 2.20   Vergleich der Feldverteilung bei dreiadrigen papierisolierten
Mittelspannungskabeln (Darstellung der Augenblickswerte
in einem Drehstromsystem)
auf die Feldsteuerung in der Isolierung. Weitere Informationen zu Feld-
steuerungen siehe Abschnitt 3.2.2. Die Leitfähigkeit wird durch Zugabe
von speziellem Ruß erreicht.
Bild 2.19   Auswirkung der inneren Leitschicht auf den Feldlinienverlauf
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Entsprechend der inneren Leitschicht wird auch über der Isolierung
(siehe Abschnitt 2.5.2) eine glatte, leitfähige Schicht –  die äußere Leit-
schicht  – aufgebracht, die mit dem Schirm elektrisch verbunden ist.
Durch diese beiden Leitschichten wird der Isolierstoff elektrisch gleich-
mäßig belastet, lokale Feldstärkeüberhöhungen treten nicht auf. Wird bei
mehradrigen Kabeln über der Isolierung jedes Einzelleiters eine äußere
Leitschicht aufgebracht, so ergeben sich gleichmäßige Feldverteilungen,
und die Zwickelräume bleiben feldfrei (Bild 2.20). Verwendet werden je
nach Isolierung leitfähiges Papier oder extrudierter leitfähiger Kunststoff.
2.5.4   Schirm und konzentrischer Leiter
2.5.4.1   Schirm
Der Schirm besteht aus Kupferdrähten mit Querleitwendel oder -bän -
dern, die um die Kabelader oder bei mehradrigen Kabeln um die ver-
seilten Adern gelegt sind. Er dient als Berührungsschutz und zum Leiten
der Ableit- und Fehlerströme. Unter bestimmten Voraussetzungen kann
bei bestimmten Kabelbauarten (z. B. bei PVC-isolierten Kabeln für
Nennspannungen bis 10  kV) die Stahlflachdrahtbewehrung als Schirm
verwendet werden. Die Mindestschirmquerschnitte sind DIN VDE 0276
zu entnehmen.
2.5.4.2   Konzentrischer Leiter
Bei Niederspannungskabeln kann der vierte Leiter – entweder Neutral-
leiter (N) oder kombinierter Neutral- und Schutzleiter (PEN) – auch als
konzentrischer Leiter ausgeführt werden. Dabei können die Kupfer-
drähte seilförmig um die anderen Adern gewickelt oder als Ceander-Lei-
ter ausgeführt sein. In beiden Fällen ist eine Querleitwendel vorhanden.
Bei der Ceander-Konstruktion mit wellenförmig um die anderen Adern
gelegten Drähten ist eine Abzweigmuffenmontage möglich, ohne den
vierten Leiter zu unterbrechen.
2.5.5   Mantel
Zum Schutz der Kabelisolierung gegen äußere mechanische und 
chemische Einflüsse, insbesondere Feuchtigkeit, ist ein Mantel erfor-
derlich.
66
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2.5.5.1   Kunststoffmantel
Werkstoffe für Kunststoffmäntel sind PVC und PE. Deren Vorteile sind
das geringe Gewicht, die gute Biegsamkeit, die Abriebfestigkeit sowie
die Erschütterungs- und Korrosionsbeständigkeit. Allerdings sind Kunst-
stoffe im Gegensatz zu Metall nicht diffusionsdicht gegen Wasser.
Bei Niederspannungskabeln wird als Mantelmaterial am häufigsten PVC
verwendet. Die Gründe hierfür sind seine Widerstandsfähigkeit gegen-
über chemischen Einflüssen, seine Flammwidrigkeit, Mikrobenfestigkeit
und Erschütterungsunempfindlichkeit. Die Zusammensetzung der ein-
zelnen Komponenten, die eine gebrauchsfähige PVC-Mischung erge-
ben, wird den besonderen Anforderungen, die hauptsächlich in
mechanischer und thermischer Festigkeit liegen, angepasst.
PE-Mäntel haben gegenüber PVC bessere mechanische Eigenschaf-
ten, eine kleinere Wasserdampf-Diffusionskonstante [2.16] und günsti-
gere Gleiteigenschaften. PE-Mäntel haben eine höhere mechanische
Resistenz als PVC-Mäntel bei gleichzeitiger guter Flexibilität.
VPE-isolierte Mittel- und Hochspannungskabel werden heute fast aus-
schließlich mit PE-Mänteln versehen. Die schwarz eingefärbten Kabel-
mäntel sind UV-beständig (DIN VDE 0276).
2.5.5.2   Metallmantel
Seit Beginn der Kabeltechnik wird Blei für die Herstellung von Kabel-
mänteln verwendet. Da reines Blei gegenüber Schwingungen, Erschüt-
terungen und Vibrationen nicht ermüdungssicher ist, sondern zu
interkristalliner Rissbildung neigt, ist in Deutschland nach DIN 17640
schwach kupferlegiertes Blei (Kabelblei) vorgeschrieben. Höhere Anfor-
derungen an die Dauerfestigkeit erfüllen Legierungen, z.  B. mit Tellur.
Der Bleimantel wird nahtlos aufgepresst; er hat eine gute Biegefähigkeit
und ist unempfindlich gegen viele chemische Einflüsse. Als Nachteile
sind sein hohes Gewicht, seine geringe Elastizität und mechanische
Festigkeit sowie die Empfindlichkeit gegen Erschütterungen zu nen-
nen.
Vereinzelt wird noch Aluminium als Mantelmaterial verwendet. Es wird
ähnlich wie Blei nahtlos auf die Kabelader aufgepresst. Die gegenüber
                                                                                                            67
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Blei geringere Biegefähigkeit des Aluminiums kann bei größeren Kabel-
durchmessern durch Wellen des Mantels (Wellmantel) verbessert 
werden. Das niedrige Gewicht des Aluminiums, ferner seine hohe Elas-
tizität, mechanische Festigkeit, Erschütterungsbeständigkeit und seine
gute elektrische Leitfähigkeit sind gegenüber Blei hervorragende Merk-
male. Als gravierender Nachteil hat sich die hohe Korrosionsempfind-
lichkeit erwiesen. Aluminiummäntel erfordern daher stets einen guten
Korrosionsschutz, der gegen mechanische und elektrische Beanspru-
chungen beständig sein muss.
Kunststoffisolierte Kabel benötigen im Allgemeinen keinen Metallmantel.
Als Diffusionssperre kann jedoch ein Schichtenmantel eingesetzt wer-
den (querwasserdichtes Kabel). Er besteht aus einer Aluminium- oder
Kupferfolie, die mit dem PE-Mantel (äußere Schutzhülle) fest verklebt
ist. Kabel mit Nennspannungen ab 60  kV werden üblicherweise quer-
wasserdicht ausgeführt.
2.5.6   Bewehrung
Die Bewehrung soll das Kabel gegen mechanische Schäden bei Trans-
port und Einbau schützen. Bei papierisolierten Kabeln mit Bleimantel ist
allgemein eine Stahlbandbewehrung, bestehend aus zwei überlappend
gewickelten, mit bituminöser Masse überzogenen oder feuerverzinkten
Stahlbändern ausreichend. Die Dicke der Bänder richtet sich nach dem
Kabeldurchmesser.
Für größere Zugbeanspruchungen – wie sie beim maschinellen Ziehen
von Kabeln auftreten können, z.  B. bei Verwendung in Rohrsystemen,
bei Seekabeln oder in Bergwerksanlagen – sind Bewehrungen aus
Stahldrähten je nach Beanspruchung als Flach- oder Runddraht vorzu-
sehen. In Sonderfällen erhalten einadrige Kabel eine Stahldrahtbeweh-
rung aus unmagnetischem Werkstoff oder, z.  B. bei Niederdruck-
Ölkabeln aus Kostengründen, eine offene Stahldrahtbewehrung.
Bei Kabeln mit Aluminiummantel kann wegen der größeren Festigkeit
dieses Mantels auf eine Bewehrung verzichtet werden. Kunststoffkabel
werden im Allgemeinen ohne Bewehrung verwendet.
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2.5.7   Schutzhülle
Bei den im Bestand befindlichen Kabeln mit Papierisolierung, siehe Bau-
arten in Abschnitt 2.7 und bei Seekabel heutiger Bauart werden als
Schutz gegen Korrosion Schutzhüllen eingesetzt.
Bei bewehrten Kabeln unterscheidet man eine innere Schutzhülle zwi-
schen Mantel und Bewehrung und eine äußere Schutzhülle über der Be-
wehrung. Die innere Schutzhülle verhindert außerdem Beschädigungen
des Mantels durch die Bewehrung. Für die Ausführung der verschiede-
nen Arten von Schutzhüllen gelten die Bestimmungen in den Teilen der
Norm DIN VDE 0276.
Die innere Schutzhülle besteht meistens aus mehreren Papier- oder Fa-
serstofflagen, die mit bituminöser Masse getränkt sind. Zur Erhöhung
des Korrosionsschutzes können Kunststofffolien als Zwischenschichten
eingebracht sein.
Die äußere Schutzhülle besteht aus Faserstoffen oder einer extrudierten
Hülle aus Kunststoff. Bei Verwendung von getränkten Faserstoffen er-
hält die äußere Schutzschicht einen nichtklebenden Überzug – z.  B. aus
Schlämmkreide – um ein Verkleben des Kabels auf der Kabelspule zu
vermeiden.
Der Korrosionsschutz von Mehrmantelkabeln besteht aus Bitumen und
Kunststoffbändern.
Kabelmäntel aus Aluminium werden ausschließlich durch eine Schicht
aus verklebten Kunststoffbändern gegen Korrosion geschützt. Die äu-
ßere Schutzhülle besteht aus extrudiertem Kunststoff (PVC oder PE).
2.5.8   Weitere Kabelaufbauelemente
2.5.8.1   Zwickelfüllung
Der innere Bereich zwischen den einzelnen Adern eines mehradrigen
Kabels wird als Zwickel bezeichnet. Dieser Hohlraum kann mit einem
so genannten Beilauf ausgefüllt werden. Bei papierisolierten Kabeln ver-
wendet man dafür ein ölgetränktes Faserseil (Jute oder Papier). Bei
kunststoffisolierten Kabeln besteht diese Zwickelfüllung aus Kunststoff
(z. B. Polypropylen oder unterschiedliche Recyclate). Durch den Einsatz
                                                                                                            69
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von Zwickelfüllungen soll eine Ausbreitung eingedrungener Feuchtigkeit
zwischen den Adern oder ein Wegfließen von Vergussmasse bei der
Garniturenmontage vermieden werden.
2.5.8.2   Aufpolsterelemente
Aufpolsterelemente haben unterschiedliche Funktionen – z. B.  Herstel-
lung einer möglichst kreisrunden Außenkontur bei mehradrigen Kabeln –
und bestehen je nach Anwendungsfall aus unterschiedlichen Materialien.
2.5.8.3   Elemente zur Herstellung der Längs- und Querwasser-
dichtheit
Soll die Ausbreitung von Wasser oder Feuchtigkeit im Kabel und damit
ein Eindringen in die Isolierung verhindert werden, bettet man die
Schirmdrähte in ein quellfähiges Material (Quellvlies) ein. Hierdurch wird
die weitere Ausbreitung von beispielsweise nach einer Mantelbeschä-
digung in das Kabel eingedrungenem Wasser in Längsrichtung des
Schirms verhindert.
Da durch alle polymeren Grundstoffe – wenn auch in sehr unterschied-
lichem Maß – Wasserdampf hindurchdiffundieren kann, bietet ein Kunst-
stoff-Außenmantel allein keinen absoluten Schutz gegen das Eindringen
von Feuchtigkeit in Querrichtung des Kabels. Wenn diese Querwasser-
dichtheit gefordert wird, kann zwischen dem Kupferschirm und dem PE-
Mantel des Kabels als Diffusionssperre ein einseitig kunststoff - 
beschichtetes Aluminiumband in Längsrichtung eingelegt und mit dem
PE-Mantel sowie an der Überlappungsstelle dicht verbunden werden
(Al-Schichtenmantel).
2.6   Alterung von Starkstromkabeln
Für die Lebensdauer eines Kabels ist, wenn es nicht durch äußeren Ein-
fluss beschädigt wird, die Lebensdauer des Isolierstoffes entscheidend. 
Über die gesamte geforderte Lebensdauer sollten die an eine Kabeliso-
lierung gestellten Anforderungen möglichst in gleich bleibender Qualität
erfüllt werden, d. h. ein sehr wichtiges Kriterium ist die Alterungsbestän-
digkeit eines Dielektrikums. Allgemein versteht man unter Alterung die
70
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Änderung anfänglicher Eigenschaften durch unterschiedliche Einwirkun-
gen über der Zeit. Die wesentlichen Einwirkungen auf die Isolierung sind
elektrischer, thermischer, chemischer und mechanischer Art sowie deren
gegenseitig sich verstärkende Wechselwirkung. 
Der Isolierstoff wird während des Betriebs elektrisch durch die Höhe der Be-
triebsspannung sowie durch gelegentliche kurzzeitige Überspannungen und
thermisch durch Stromwärmeverluste beansprucht. Dadurch erfolgt eine Al-
terung des Isoliermaterials. Die Geschwindigkeit des Alterungsvorgangs
durch thermische Einwirkung ist von der Temperatur und deren Einwirkungs-
zeit abhängig. Außerdem ergibt sich eine Alterung infolge von Temperatur-
wechseln. Dadurch können z. B. kleine gasgefüllte Hohlräume entstehen,
in denen bei genügend hoher Feldstärke Glimmerscheinungen auftreten. 
Alterungsprozesse verursachen eine kontinuierliche Abnahme der
Spannungsfestigkeit, die innerhalb der Lebensdauer eines Kabelsys-
tems keinesfalls auf die im Betrieb zu erwartende maximale Spannung
absinken darf. 
Je nach Art des betrachteten Isoliersystems
– geschichtete Dielektrika (Papierisolierung)
 – homogene Dielektrika (Kunststoffisolierung)
kann es zu unterschiedlichen Alterungsprozessen kommen, wobei ver-
schiedene Spezifika zu beachten sind.
2.6.1   Alterungsprozesse in Papierisolierungen
Ein typischer Alterungsprozess bei Papierisolierungen ist eine chemische
Zersetzung der Tränkmasse auf Grund der unterschiedlichen Dielektri-
zitätszahlen ɛr von Papier und Tränkmasse (siehe Abschnitt 2.4.1); durch
die wesentlich stärkere elektrische Belastung der Tränkmasse kann es
unter ungünstigen Umständen zu einer Verharzung der Tränkmasse
kommen [2.13]. Dies hat eine Viskositätsänderung zur Folge, so dass im
ungünstigen Fall die Tränkmasse nicht mehr nachfließen kann, und
macht sich in einem Anstieg des tan  bemerkbar. Die Verlustfaktormes-
sung ist daher eine aussagefähige Prüfung (siehe Abschnitt 8.1.1).
In Gefällstrecken können sich durch Masseabwanderung Trockenzonen
in der Kabelisolierung bilden. In die entstandenen Hohlräume zwischen
                                                                                                            71
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zwei Papierlagen kann keine Imprägniermasse nachfließen und auftre-
tende Teilentladungen können zu einer beschleunigten Alterung führen.
Ein weiterer Mechanismus, der zu einer vorzeitigen Alterung papieriso-
lierter Kabel führt, ist die Korrosion des Bleimantels („Bleifraß“), in des-
sen Folge Feuchtigkeit in das Kabel eindringen kann, was schließlich
zum Durchschlag der Isolierung an der betroffenen Stelle führt.
2.6.2   Alterungsprozesse in Kunststoffisolierungen
Bei Kabeln mit homogener Isolierung kann es unter ungünstigen Bedin-
gungen (z. B. Lastspiele) durch Wärmeausdehnung des Leiters zu einer
unzulässigen Druckbeanspruchung und sogar zu Verformungen und
Verklebungen der Isolierung kommen, was neben einem negativen Ein-
fluss auf das elektrische Verhalten auch Auswirkungen  z. B. auf Zug-
festigkeit bzw. Bruchdehnung des Isolierstoffs hat. Speziell bei
PVC-isolierten Kabeln können sich diese mechanischen Eigenschaften
durch Weichmacherverlust stark verschlechtern.
Wegen relativ großer Ausdehnungskoeffizienten bei VPE- (und PE-) 
Kabeln können sich im Aufbau der Isolierung Hohlräume bilden.
Zur vorzeitigen Alterung organischer Isolierstoffe, insbesondere bei dem
für Mittel- und Hochspannungskabel verwendeten vernetztem Polyethy-
len (VPE), kann es bei Vorhandensein von Störstellen in der – ansons-
ten homogenen – Isolierung und Anliegen eines elektrischen Feldes
kommen.
Kritisch ist die Entstehung von Entladungskanälen im Dielektrikum, die
wegen ihrer verästelten, bäumchenartigen Struktur auch als „trees“ be-
zeichnet werden. Man unterscheidet
– Electrical tree
– Water tree
– Electrochemical tree
Diese Strukturen werden nun näher beschrieben.
Bereits 1972 wurde aus den USA über Häufungen von Fehlern an PE-
und VPE-isolierten Mittelspannungskabeln mit grafitierter äußerer Leit-
schicht berichtet [2.17]. Bei diesen Kabeln waren nicht wie bei den heu-
72
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tigen Kabeln die äußere Leitschicht fest verschweißt und extrudiert, son-
dern mit einem Grafitpulver beschichtet. In den 1980er Jahren traten
auch in Deutschland zunehmend innere Fehler an kunststoffisolierten
Mittelspannungskabeln auf. Bei diesen Kabeln wurden in der Umgebung
der Fehlerstelle water trees (Wasserbäumchen) festgestellt [2.18].
Nachfolgend werden die verschiedenen Formen des treeing (Bildung
von Bäumchen) in festen Isolierungen und ihre Bedeutung kurz erörtert.
Man unterscheidet electrical trees (elektrische Bäumchen), water trees
(Wasserbäumchen) und electrochemical trees (elektrochemische Bäum-
chen). Trees können entstehen, wenn die Isolierung Störstellen aufweist
und ein elektrisches Feld anliegt. Trees der verschiedensten Arten sind
bislang in allen organischen Kabelisolierstoffen einschließlich des öl-
oder masseimprägnierten Papiers festgestellt worden.
2.6.2.1   Electrical tree
Unter electrical trees versteht man bleibende Entladungskanäle, bei
denen der Isolierstoff durch schnelle Bewegung von Elektronen abge-
baut wurde. Die Entladungskanäle haben die Form von feinen Veräste-
lungen, die meist von einem Punkt an einer Grenzfläche ausgehen.
Ausgangspunkt können Hohlräume (voids) und Fremdeinschlüsse (con-
taminants) in der Isolierung, Unregelmäßigkeiten an Grenzschichten
oder Verunreinigungen in den Leitschichten sein. Derartige trees können
den vollständigen elektrischen Durchschlag einleiten (Bild 2.21).
                                                                                                            73
Bild 2.21   Electrical tree
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2.6.2.2   Water tree
Water trees können sich, wie auch electrical trees, in allen organischen
Isolierstoffen bilden. Water trees können entstehen, wenn die Isolierung
Unregelmäßigkeiten aufweist, Wasser bzw. Feuchtigkeit vorhanden ist
und ein elektrisches Feld anliegt. Man unterscheidet zwischen vented
trees (Bild 2.22) und bow-tie trees (Bild 2.23).
Bild 2.23  Bow-tie tree
Bild 2.22  Vented tree
74
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Vented trees entstehen meist an Unregelmäßigkeiten der Grenzschich-
ten zwischen Isolierung und Leitschichten. Jedoch führt nicht jede Fehl-
stelle zu einem tree. Das Vorhandensein von Inhomogenitäten, z.  B.
Verunreinigungen, scheint für das Entstehen von trees wichtiger zu sein
als eine hohe Feldstärke.
Bild 2.24  Electrical tree an einem water tree in der VPE-Isolierung
                                                                                                            75
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Bow-tie trees entstehen immer an Fehlstellen in der Isolierung, z.  B. mi-
kroskopisch kleinen Verunreinigungen und Hohlräumen, jedoch nicht an
jeder Fehlstelle. Sie wachsen von beiden Seiten einer Störstelle in Rich-
tung des elektrischen Feldes. Ihr Wachstum ist begrenzt, da der Was-
sernachschub endlich ist; daher sind sie weniger gefährlich als die
vented trees, die von der äußeren oder inneren Leitschicht aus vorwach-
sen und bei Erreichen einer kritischen Länge den Durchschlag der Iso-
lierung einleiten können, indem sie zu einem electrical tree umschlagen. 
Water trees unterscheiden sich von electrical trees in folgenden Punk-
ten:
–  Sie stellen einen geschädigten Bereich der Isolierung dar, in dem sich
freies Wasser befindet.
–  Ihre Bildung erfolgt relativ langsam.
–  Sie lassen sich im Allgemeinen nur durch Einfärben der Isolierung
optisch nachweisen. Ein Nachweis einzelner trees durch elektrische
Messungen gelang bisher nicht.
–  Sie können auch in elektrischen Feldern mit relativ geringer Feld-
stärke entstehen.
Schäden an Kabeln sind dann zu erwarten, wenn water trees soweit ge-
wachsen sind, dass sie einen großen Teil der Isolierstrecke überbrü-
cken, oder wenn water trees in electrical trees umschlagen (Bild 2.24).
2.6.2.3   Electrochemical tree
Electrochemical trees entstehen, wenn mit Ionen angereichertes Wasser
in der Isolierung auftritt und sich diese Ionen in der Isolierung absetzen.
Fortgeschrittene Bildung von water trees führte bei bestimmten Chargen
PE- und VPE-isolierter Mittelspannungskabel zu Serienausfällen. Diese
Kabel hatten eine grafitierte äußere Leitschicht und stammten aus den
Herstellungsjahren von etwa 1973 bis 1980. Die Ursachen der Ausfälle
wurden in Zusammenarbeit von Kabelherstellern und -betreibern sowie
Universitäten und Prüfinstituten weitgehend geklärt. Dadurch konnten
Werkstoffauswahl, Kabelkonstruktion, Herstell- und Prüfverfahren sig-
nifikant verbessert werden. Die Erfahrungen sind in DIN VDE 0276-620
eingeflossen. Entsprechend gefertigte VPE-Mittelspannungskabel wer-
den seit ca. 30 Jahren eingesetzt und haben bisher keine alterungsbe-
dingten Ausfälle gezeigt.
76
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Die Besonderheiten der kunststoffisolierten Kabel spiegeln sich in zwei
im Rahmen der Typ- und Stückprüfung angewandten Prüfverfahren
wider, die bei papierisolierten Kabeln in den diesbezüglichen DIN-VDE-
Bestimmungen nicht vorgeschrieben sind: der Teilentladungsmessung
und der Langzeitprüfung.
Die Teilentladungsmessung [2.16, 2.19, 2.20] dient zur Feststellung von
eventuell in der Kabelisolierung vorhandenen Hohlräumen.
Im Rahmen der speziell für VPE-isolierte Mittelspannungskabel nach
DIN VDE 0276-620 vorgeschriebenen Langzeitprüfung wird über einen
Zeitraum von zwei Jahren unter beschleunigenden Parametern (s. u.)
das Alterungsverhalten überprüft. Kabeln, die diese Langzeitprüfung er-
folgreich bestehen, kann eine ausreichend lange Lebensdauer attestiert
werden [2.21]. Diese – ursprünglich in Deutschland entwickelte und dort
zunächst national gültige – so genannte „VDE-Langzeitprüfung“ wurde
im Jahr 2001 durch CENELEC TC 20 harmonisiert und ist somit euro-
paweit gültig [2.22].
Zur Aufrechterhaltung der Zeichengenehmigung muss neben der einmal
bestandenen Typprüfung die laufende fertigungsbegleitende Prüfung
durchgeführt werden. Dazu werden pro Jahr 12 Proben der laufenden
Fertigung entnommen, von denen jeweils die Hälfte für ein Jahr bzw.
zwei Jahre unter den gleichen beschleunigenden Parametern wie im
Rahmen der Typprüfung gealtert wird:
– Lagerung im Wasserbad; Temperatur 40 °C
– Dauerspannung 3 · U0
Im Anschluss an die Alterung erfolgt im Rahmen von Stufentests [2.23]
die Ermittlung der Restfestigkeit, wobei aus der Durchschlagspannung
und der Kabelgeometrie die Durchschlagfeldstärken E bestimmt wer-
den, die folgende Anforderungen erfüllen müssen:
– alle sechs Ergebnisse                                          E1 = 23 kV/mm und
– mindestens vier dieser  Ergebnisse                    E2 = 29 kV/mm und
– mindestens zwei dieser Ergebnisse                 
E3 = 35 kV/mm
(oder alle sechs Werte ≥ E2)
Die guten Ergebnisse der fertigungsbegleitenden Prüfungen bei den Her-
stellern, die ihre Mittelspannungskabel gemäß DIN VDE 0276-620 pro-
duzieren, bestätigen die hohe Langzeitqualität der heute produzierten
                                                                                                            77
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Kabel. Wie Bild 2.25 zeigt, liegen die nach zwei Jahren beschleunigter
Alterung gemessenen Restfestigkeiten deutlich oberhalb von 30 kV/mm,
was bei einem 20-kV-Kabel etwa 10 · U0 entspricht.
2.6.3   Teilentladungen
An Fehlstellen in der Isolierung treten lokale Feldstärkeerhöhungen auf,
wodurch beispielsweise in einem Lufteinschluss bereits bei einer ver-
hältnismäßig niedrigen anliegenden Spannung die so genannte Teilent-
ladungseinsetzspannung erreicht werden kann.
Die dann auftretenden Teilentladungen, vor allem in gasgefüllten Hohl-
räumen der Isolierung, können bei anstehender Spannung und zuneh-
mender Ausbreitung der Entladung nach ausreichend langer
Einwirkdauer unter Zerstörung der Isolierung auch zu einem vollkom-
menen Durchschlag führen. Besonders gefährdet sind hier Kabel mit
nicht geschichtetem Dielektrikum, also Kunststoffkabel mit homogener,
extrudierter Isolierung (s. u.). 
79
Bild 2.25  Ergebnisse der fertigungsbegleitenden Langzeitprüfungen
an VPE-isolierten Mittelspannungskabeln nach DIN 
VDE 0276-620 im Produktionszeitraum 2000 bis 2016
(Quelle: Auswertung des ad hoc AK „Langzeitprüfung“ im
UK411.1, Stand: August 2017)
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Teilentladungen in Kabeln sind örtliche elektrische Entladungen, welche
die Isolierung zwischen Hochspannungs- und Erdpotenzial nur teilweise
überbrücken. Ihre Stromstärke wird nicht durch den Innenwiderstand
der Spannungsquelle, sondern durch den beschränkten Energieinhalt
von Teilkapazitäten und durch Raumladungen begrenzt.
Teilentladungen – üblicherweise auch kurz als „TE“ bezeichnet – können
in Hohlräumen eines Dielektrikums „brennen“. Schon bei vergleichs-
weise kleinen Spannungen finden in diesen Hohlräumen innere Entla-
dungen statt, die im Lauf der Zeit den Oberflächenwiderstand des
Hohlraums verringern. Schließlich wird der Hohlraum leitend, was wie-
derum die zur Verfügung stehende Isolierstrecke verringert und somit
eine Abnahme der Lebensdauer der Isolierung – und somit eine be-
schleunigte Alterung – zur Folge hat.
Erreicht die Spannung – oder besser die Feldstärke – den für den Ioni-
sationsprozess erforderlichen Wert Ui (Einsetzspannung), so setzt eine
Funkenentladung ein, und die Spannung am Hohlraum bricht zusam-
men. Nach Unterschreiten der Brennspannung Ue (Aussetzspannung)
des Funkens reißt die Entladung ab, und die Hohlraumkapazität wird
erneut aufgeladen. 
Bild 2.26 zeigt das Ersatzschaltbild für eine Isolierung mit einem Hohl-
raum [2.3]. C1 stellt die Kapazität des Hohlraums dar, die bei Überschrei-
ten einer bestimmten Zündspannung durchschlägt. Dies wird durch die
Funkenstrecke F repräsentiert. Die bei der Entladung umgesetzte Ener-
gie fällt gemäß dem Ersatzschaltbild im Widerstand R an.
Im Gegensatz zu Koronaentladungen, wie sie beispielsweise an Freilei-
tungen auftreten, tritt hier die größte Entladungshäufigkeit nicht im Bereich
des Scheitelwertes, sondern im Bereich der größten Spannungsänderung
du/dt auf, also im Nulldurchgang der anliegenden Spannung.
Bild 2.26  Ersatzschaltbild für einen Hohlraum in der Isolierung
80
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Hohlräume in papierisolierten Kabeln können, soweit keine geeigneten
Maßnahmen dies verhindern, während des Betriebs entstehen. Entspre-
chend den Belastungsschwankungen ist das Kabel Temperaturzyklen
unterworfen. Durch die unterschiedlichen Ausdehnungskoeffizienten von
Leitertränkmittel und metallenem Kabelmantel kann es in Folge des
Wechsels von thermischer Ausdehnung und anschließendem Zusam-
menziehen zu Hohlraumbildungen kommen. Diese Hohlräume sind
meistens weder zeitlich noch örtlich konstant, sondern werden durch
nachfließendes Tränkmittel wieder aufgefüllt und können an anderer
Stelle neu entstehen. Auf Grund dieses „Selbstheilungseffekts“ sind TE
in papierisolierten Kabeln deutlich weniger kritisch als in kunststoffiso-
lierten Kabeln.  
Bei kunststoffisolierten Kabeln können Schwachstellen in der Isolierung
durch fertigungsbedingte lokale Verunreinigungen sowie Inhomogenitä-
ten der inneren und äußeren Leitschichten oder durch mikroskopisch
kleine Lufteinschlüsse entstehen. An diesen Schwachstellen ergeben
sich zusätzlich lokale Überhöhungen des elektrischen Feldes, welche
die Materialfestigkeit örtlich überschreiten, wodurch es zu Teilentladun-
gen und in Folge davon zu irreversiblen Schäden kommt. Bei einem fes-
ten Dielektrikum kann naturgemäß kein Öl in vorhandene Hohlräume
eindringen und diese wieder schließen, so dass Teilentladungen immer
an derselben Stelle auftreten. Die durch Teilentladungsvorgänge in Mit-
tel- und Hochspannungskabeln wichtigsten Wirkungen auf den Isolier-
stoff sind:
– Erosion, d. h. die mechanische Abtragung von Material durch Aufprall
von Ionen auf die Isolierstoffwände
– Chemische Wirkung, vor allem bei Kunststoffisolierungen unter gleich-
zeitiger Anwesenheit von Feuchtigkeit
– Injektion von Ladungsträgern, vorzugsweise Elektronen
Teilentladungen bedeuten stets zusätzliche dielektrische Verluste, die
als Ionisationsverluste bezeichnet werden.
2.7   Kabelbauarten
2.7.1   Übersicht der Bauarten
Je nach Spannungsebene, geforderter Belastbarkeit, Umweltbedingun-
gen sowie verfügbarer Garnituren- und Montagetechnik werden Kabel
                                                                                                            81
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entweder mit Papier-Masse-Isolierung, mit Papier-Öl-Isolierung oder mit
Kunststoffisolierung eingesetzt.
Die Bauart des Kabels wird durch Kurzzeichen angegeben (siehe Ab-
schnitt 2.7.8).
Kabel mit Papier-Masse-Isolierung
Einadrige Kabel sind Nieder- und Mittelspannungskabel mit Metallman-
tel und Schutzhüllen.
Gürtelkabel sind mehradrige Nieder- und Mittelspannungskabel, die
über den verseilten, isolierten Adern eine gemeinsame zusätzliche Um-
wicklung aus Isolierpapier (Gürtel) und darüber einen Metallmantel mit
Schutzhülle haben.
Höchstädterkabel sind Mittelspannungskabel, die auf jeder Ader eine
Schirmung aus metallisiertem Papier und über den verseilten Adern ein
mit Metalldraht durchwirktes Band und einen Metallmantel mit Schutz-
hülle haben.
Dreibleimantelkabel sind Mittelspannungskabel, deren verseilte Adern
jede für sich einen Bleimantel mit Schutzhülle aufweisen.
Gasinnendruckkabel sind Hochspannungskabel, die in ein Stahlrohr ein-
gezogen werden und bei denen Gas (meist Stickstoff) unter Druck in
die Papierisolierung eindringt. Das Gas bildet somit einen Bestandteil
der Isolierung.
Gasaußendruckkabel sind Hochspannungskabel, die in ein Stahlrohr
eingezogen werden und bei denen das Gas von außen über den Blei-
mantel (wirkt als Membran) Druck auf die Isolierung ausübt. Dadurch
wird die Bildung von Hohlräumen verhindert.
Kabel mit Papier-Öl-Isolierung
Niederdruck-Ölkabel sind Hochspannungskabel, deren Isolierung mit
dünnflüssigem Öl getränkt ist und mit einem Druck von 0,15 – 0,8 MPa
(1,5 – 8 bar) betrieben wird.
82
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Hochdruck-Ölkabel sind Hochspannungskabel, die in ein Stahlrohr ein-
gezogen werden. Das dünnflüssige Öl im Stahlrohr steht unter einem
Druck von ca. 1,6  MPa (16 bar) und verhindert die Hohlraumbildung in
der Papierisolierung. Dieses Kabel ist in Deutschland nicht gebräuchlich.
Kabel mit Kunststoffisolierung
Kunststoffkabel sind Kabel mit einer extrudierten Kunststoffisolierung 
z.  B. aus PVC oder VPE. Üblich sind folgende Bauarten:
–  ein-, mehr- oder vieladrige Niederspannungskabel, zum Teil mit kon-
zentrischem Leiter
–  ein- oder mehradrige Mittelspannungskabel mit Schirm
–  einadrige Hoch- und Höchstspannungskabel mit Schirm
2.7.2   Niederspannungskabel
Bild 2.27 zeigt eine Zusammenstellung von Bauarten für Niederspan-
nungskabel.
Die seit Mitte der 1990er Jahre am meisten gefertigte Kabelbauart ist
das PVC-isolierte, vieradrige Kabel; daneben sind dreiadrige PVC-iso-
lierte Kabel mit konzentrischem Leiter und vieradrige VPE-isolierte
Bild 2.27   Bauarten der Niederspannungskabel
                                                                                                            83
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84
Kabel auf dem Markt. Bei VPE-isolierten Kabeln ist vor allem die höhere
Strombelastbarkeit von Vorteil. Aus mechanischen Gründen finden auch
Konstruktionen mit einem PE-Mantel Verwendung. Bild 2.28 zeigt den
typischen Aufbau eines vieradrigen Niederspannungskabels ohne kon-
zentrischen Leiter und Bild 2.29 ein dreiadriges Kabel mit konzentri-
schem Leiter.
Bild 2.28   1-kV-Kunststoffkabel NAYY-J, vieradriges Kabel nach
DIN VDE 0276-603
Bild 2.29   1-kV-Kunststoffkabel NYCWY, dreiadriges Kabel mit konzen -
trischem Leiter (Ceanderkabel) nach DIN VDE 0276-603
1 eindrähtiger Sektorleiter 
3 gemeinsame Aderumhüllung
aus Aluminium
4 PVC-Außenmantel
2 PVC-Isolierung
1 mehrdrähtiger Sektorleiter 
4 konzentrischer Leiter, wellenförmig,
aus Kuper
aus Kupfer
2 PVC-Isolierung
5 Querleitwendel aus Kupfer
3 gemeinsame Aderumhüllung
6 PVC-Außenmantel
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                                                                                                            85
Papierisolierte Niederspannungskabel haben grundsätzlich den glei-
chen Aufbau wie papierisolierte 10-kV-Kabel, siehe Bild 2.31.
2.7.3   Mittelspannungskabel
Bild 2.30 zeigt eine Zusammenstellung der Kabelbauarten für Mittel-
spannungskabel. Einige typische Bauarten sind in den Bildern 2.31 bis
2.33 dargestellt.
Bild 2.30   Bauarten der Mittelspannungskabel
Bild 2.31   Gürtelkabel NAKBA, dreiadriges papierisoliertes Kabel für
10  kV nach DIN VDE 0276-621
1 mehrdrähtiger Leiter 
4 Bleimantel
aus Aluminium
5 innere Schutzhülle
2 massegetränkte Papierisolierung
6 Stahlbandbewehrung
3 Gürtelisolierung
7 äußere Schutzhülle aus Faserstoffen
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86
Auf dem Gebiet der Mittelspannungskabel sind die klassischen Bau -
arten der papierisolierten Kabel (Bilder 2.31 und 2.32) bei Neulegungen
vollständig von VPE-isolierten Kabeln abgelöst worden. Papierisolierte
Kabel werden z. T. noch zu Reparaturzwecken eingesetzt.
Bild 2.32   Dreibleimantelkabel NAEKEBA, dreiadriges Mittelspannungs-
kabel nach DIN VDE 0276-621
1 mehrdrähtiger Leiter 
5 Bleimantel
aus Aluminium
6 Korrosionsschutz
2 innere Leitschicht (Rußpapierlage)
7 innere Schutzhüllen
3 massegetränkte Papierisolierung
8 Stahlbandbewehrung
4 äußere Leitschicht
9 äußere Schutzhülle 
(Hochstädterfolie)
aus Faserstoffen
Bei den VPE-Mittelspannungskabeln überwiegt heute die Standardkon-
struktion gemäß DIN VDE 0276-620 (Bild 2.33).
Gebräuchlich sind daneben auch die längswasserdichte sowie die
längs- und querwasserdichte Ausführung. Bei der längswasserdichten
Konstruktion (z.  B. NA2XS(F)2Y) wird das Weiterfließen des Wassers
im Schirmbereich, das bei einer Beschädigung in das Kabel eindringen
kann, durch quellfähiges Vlies im Schirmbereich verhindert.
Bei der längs- und querwasserdichten Ausführung (z.  B. NA2XS(FL)2Y)
verhindert ein Aluminiumschichtenmantel das Eindringen von Feuchtig-
keit (vergleichbare Konstruktionen wie bei 110-kV-Kabeln, siehe
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Bild 2.38). Diese Konstruktion wird meist in Verbindung mit einem RE-
Leiter eingesetzt. 
VPE-Mittelspannungskabel werden auch als werksseitig verseilte An-
ordnung aus drei einadrigen Kabeln angeboten. Bei dieser Ausführung
ist auf der Baustelle keine Bündelung mehr erforderlich. Außerdem kann
dieses Kabelbündel einfacher in ein Rohr eingezogen werden als drei
einzelne Kabel. Nachteilig sind kürzere Längen auf den Spulen, ein hö-
heres Gewicht bei der Legung und eine aufwändigere Muffenmontage
bei Reparaturen.
2.7.4   Hochspannungskabel
Bild 2.34 zeigt eine Zusammenstellung der gebräuchlichsten Bauarten
für Hochspannungskabel. Es werden heute in Deutschland ausschließ-
lich die Kabel mit Kunststoffisolierung gefertigt.
Im 110-kV-Netz werden Kabel überwiegend in Schaltanlagen und im
städtischen Bereich eingesetzt, im Zuge der Netzeinbindung regenera-
tiver Erzeugungsanlagen zunehmend auch in ländlichen Bereichen. In
Bild 2.33   Standardkabelkonstruktion NA2XS2Y für Mittelspannung
nach DIN VDE 0276-620
1 mehrdrähtiger Leiter 
5 leitfähige Polsterung
aus Aluminium
6 Schirm aus Kupfer
2 innere Leitschicht  
7 Querleitwendel aus Kupfer
3 VPE-Isolierung
8 Trennschicht
4 äußere Leitschicht
9 PE-Außenmantel
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                                                                                                            89
den Netzen werden noch viele Gasdruckkabel und Niederdruck-Ölkabel
betrieben [2.24, 2.25]. Bei Neuanlagen werden seit einiger Zeit fast aus-
schließlich VPE-isolierte einadrige Kabel eingesetzt.
2.7.4.1   Niederdruck-Ölkabel
Beim Niederdruck-Ölkabel wird zur Isolierung ein Papier-Öl-Dielektrikum
eingesetzt (Bild 2.35). Dabei ist im Gegensatz zum Massekabel die
Tränkmasse sehr niederviskos. Sie steht unter einem Druck von 0,15
bis 0,8 MPa (1,5 bis 8 bar), wodurch eine Hohlraumbildung in der Isolie-
rung verhindert wird. Bei Erwärmung dehnt sich das Öl aus und strömt,
je nach Kabelbauart, im Hohlleiter (einadrige Kabel) oder in den Zwi-
ckeln (dreiadrige Kabel) in Längsrichtung zu den Ausgleichsgefäßen,
von denen es bei Abkühlung wieder zurückströmt. Auf diese Weise wer-
den unzulässige Druckverhältnisse vermieden. Der Betriebsdruck kann
auch durch Pumpen reguliert werden. Der Öldruck wird überwacht, um
Abweichungen vom normalen Betriebszustand zu erkennen.
Bei größeren Höhenunterschieden im Zuge der Kabeltrasse müssen
Sperrmuffen eingesetzt werden, da sonst der statische Druck der Öl-
säule größer werden kann als der maximal zulässige Betriebsdruck. Die
Sperrmuffen unterteilen außerdem eine größere Kabelstrecke in meh-
rere Ölspeiseabschnitte und begrenzen so das Ölvolumen sowie den
dynamischen Druckanstieg bei Kurzschlüssen in diesen Abschnitten.
Bild 2.34   Bauarten der Hochspannungskabel
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90
Da der Bleimantel nur einen relativ niedrigen Druck aufnehmen kann,
muss bei einadrigen Kabeln eine unmagnetische Druckschutzbandage
oder ein druckfester Aluminiummantel verwendet werden. Dreiadrige
Kabel erhalten meistens einen druckfesten, gewellten Aluminiummantel.
Niederdruck-Ölkabel sind in DIN VDE 0276-633 bis 400 kV genormt.
2.7.4.2   Gasinnendruckkabel
Bei dieser Kabelausführung wird üblicherweise die Papierisolierung mit
hochviskoser Masse getränkt. Die geschirmten Adern sind verseilt und
liegen in einem Stahlrohr. Das im Stahlrohr vorhandene Gas steht unter
einem Druck von bis zu 1,6  MPa. Es diffundiert in die Papierisolierung
ein und ist somit Bestandteil der Isolierung.
Bild 2.35   Einadriges Niederdruck-Ölkabel NÖKUDEY für 110 kV nach
DIN VDE 0276-633
1 Kupfer-Hohlleiter aus Profildrähten
5 Zwischenschicht
2 innere Leitschicht (Rußpapier)
(Fertigungshilfsmittel)
3 Papierisolierung getränkt  
6 Bleimantel
mit dünnflüssigem Isolieröl
7 Polster
4 äußere Leitschicht  
8 unmagnetische Druckschutzbandage
(Höchstädterfolie)
9 PVC-Außenmantel
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                                                                                                            91
Der Korrosionsschutz des Stahlrohres besteht heute aus einem extru-
dierten, schwarzen PE-Mantel (2Y); früher bestand er aus bituminiertem
Glasgewebeband (A).
Gasinnendruckkabel sind in DIN VDE 0276-634 bis 220 kV genormt. Ein
typisches Kabel zeigt Bild 2.36.
2.7.4.3   Gasaußendruckkabel
Die mit hochviskosem Isolieröl getränkte Papierisolierung ist durch einen
Bleimantel vom Druckmittel Gas getrennt. Das bewehrte Kabel wird in
ein korrosionsgeschütztes Stahlrohr gezogen, das mit Stickstoff bis zu
einem Druck von ca. 1,6  MPa gefüllt wird. Die Mäntel der Einzeladern
wirken als Membran und werden bei Abkühlung des Kabels durch den
von außen wirkenden Gasdruck in die Ausgangslage zurückgedrückt
Bild 2.36  Dreiadriges Gasinnendruckkabel NIVFSt2Y für 110 kV nach
DIN VDE 0276-634
1 mehrdrähtiger Leiter aus Kupfer
5 Querleitwendel (Kupferband)
2 innere Leitschicht (Rußpapier)
6 Polster
3 massegetränkte Papierisolierung
7 Bewehrung (Einziehhilfe)
4 äußere Leitschicht 
8 Stahlrohr
(Höchstädterfolie und Rußpapier)
9 Schutzhülle (PE)
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92
(Vermeidung von Hohlräumen). Um die Membranfunktion zu gewähr-
leisten, sind die Leiter und damit die Adern oval ausgeführt.
Gasaußendruckkabel sind in DIN VDE 0276-635 bis 220  kV genormt.
Bild 2.37 zeigt ein typisches Beispiel.
2.7.4.4   Kunststoffisolierte Kabel
Seit 1967 sind in Deutschland kunststoffisolierte Hochspannungskabel
im Einsatz. Die Isolierung bestand zunächst aus spannungsstabilisier-
tem PE. Durchgesetzt hat sich VPE, das sich vor allem durch eine hö-
here zulässige Betriebstemperatur und damit höhere Belastbarkeit
auszeichnet.
Vorteile gegenüber Öl- bzw. Gasdruckkabeln sind geringere dielektri-
sche Verluste, geringere Ladeleistung, geringeres Gewicht und damit
Bild 2.37  Dreiadriges Gasaußendruckkabel NPKDVFSt2Y für 110 kV
nach DIN VDE 0276-635
1 mehrdrähtiger Leiter aus Kupfer
6 Korrosionsschutz
2 innere Leitschicht (Rußpapier)
7 unmagnetische Druckschutz bandage
3 massegetränkte Papierisolierung
8 Zwickelfüllung und Polster
4 äußere Leitschicht 
9 Bewehrung (Einziehhilfe)
(Höchstädterfolie und Rußpapier)
10 Stahlrohr
5 Bleimantel
11 Schutzhülle (PE)
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                                                                                                            93
einfachere Legung, vereinfachte Montage und ein wartungsfreier Be-
trieb.
Kunststoffisolierte Hochspannungskabel heutiger Bauart sind grundsätz-
lich längs- und querwasserdicht (Bild 2.38). Die Längswasserdichtigkeit
des Kabels wird durch quellfähige Stoffe (Pulver, Bänder o.ä.) im
Schirmbereich erreicht.
Seit 1996 wurden spezielle 110-kV-Kabel mit einer wesentlich geringe-
ren Isolierwanddicke entwickelt. Diese Kabel werden für den Ersatz von
sanierungsbedürftigen Gasdruckkabeln verwendet. Aufgrund ihres ge-
ringen Außendurchmessers können sie in die vorhandenen Stahlrohre
der zu ersetzenden Gasdruckkabel eingezogen werden [2.26, 2.27].
In DIN VDE 0276-632 sind die notwendigen Prüfanforderungen und
auch ein verkürztes Präqualifikationsverfahren für kunststoffisolierte
Bild 2.38  Einadriges VPE-Kabel für 110 kV, N2XS(FL)2Y, 1 × 630
RM/35 nach DIN VDE 0276-632
1 mehrdrähtiger Leiter aus Kupfer          
7 Querleitwendel aus Kupfer
2 innere Leitschicht (extrudiert)               
8 Quellvlies
3 VPE-Isolierung                                     
9 Polster
4 äußere Leitschicht (extrudiert)             10,11 Schichtenmantel, bestehend aus 
5 leitfähige Polsterung                                      Aluminiumfolie (10)
6 Schirm aus Kupfer                                         und einem PE-Mantel (11)
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94
Kabel bis zu einer Spannung von 150 kV festgelegt, jedoch keine ver-
bindlichen Bestimmungen über den Aufbau des Kabels. 
2.7.5   Höchstspannungskabel
Die Anwendung von Kabeln für Höchstspannungsverbindungen war zu-
nächst auf einige Verbindungen, insbesondere im Bereich der Großin-
dustrie und Kraftwerke [2.28] sowie in Großstädten wie Berlin, London,
Taipeh und Moskau beschränkt.
Im Jahr 2014 waren rund 109 km 400-kV-Kabel in Deutschland im Be-
trieb (ohne HGÜ und Offshoreanlagen). Zukünftig wird durch die Ener-
giewende und vor dem Hintergrund des Energieleitungsausbaugesetzes
(EnLAG) der Bestand an Höchstspannungskabeln zunehmen, nicht zu-
letzt auch durch zunehmende Zwischenverkabelung.
Eine erste Pilotstrecke wurde 2016 vom Übertragungsnetzbetreiber Am-
prion im westfälischen Raesfeld fertiggestellt [2.6].
2.7.5.1   Standardausführungen
In Analogie zu den Hochspannungskabeln befinden sich auch in Über-
tragungsnetzen Hochdruck-Ölkabel bzw. Gasaußendruckkabel im Ein-
satz. Beim Neubau dominieren auch hier mittlerweile VPE-isolierte
Einleiterkabel (siehe Bild 2.39).
VPE-isolierte 380-kV-Kabel haben erfolgreich Langzeitprüfungen be-
standen [2.29]. Eine der ersten längeren 380-kV-Netzverbindungen mit
einem VPE-isolierten Kabel ist seit 1998 in Berlin in Betrieb (Abschnitt
4.7.3.2). 
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                                                                                                            95
Ein für 500 kV konzipierter Kabeltyp mit einem gewellten Aluminiumman-
tel ist in Bild 2.40 dargestellt. Die Querwasserdichtigkeit kann auch durch
einen Schichtenmantel, bestehend aus einer Aluminiumfolie, die mit
dem PE-Mantel fest verklebt ist, erreicht werden. Die Normung dieser
Kabel ist mittlerweile auf internationaler Ebene erfolgt (IEC 62067, DIN
VDE 0276-2067).
Bild 2.39  Eingesetzte 380-kV-VPE-Kabel
Schichtenmantelkabel
2XS(FL)2Y
Wellmantelkabel
2XKLD2Y
Leiterquerschnitt
1.600 mm² Cu
1.600 mm² Cu
Mantelquerschnitt
240 mm²
1.400 mm²
Außendurchmesser
134 mm
150 mm
Nenn-Übertragungsleistung
1.100 MVA
1.100 MVA
Kabelgewicht
ca. 27 kg
ca. 28 kg
Max. Lieferlänge
750 – 900 m
750 m
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96
2.7.5.2   ausgeführte Höchstspannungskabelanlagen
Höchstspannungskabelanlage mit Niederdruck-Ölkabel
Im Jahr 1978 wurde in Berlin die erste 400-kV-Kabelverbindung in Be-
trieb genommen. Es handelt sich um eine 8,4 km lange Verbindung mit
zwei Niederdruck-Ölkabel-Systemen mit direkter Mantelkühlung. Ende
1994 wurde in Berlin eine weitere, 7,6 km lange 400-kV-Kabelanlage in
Betrieb genommen [4.11]. Sie verbindet die Schaltanlage „Teufelsbruch“
mit der Umspannstation „Reuter“ (Bild 2.41) und besteht aus zwei Ka-
belsystemen mit einer maximalen Übertragungsleistung von je
1.120 MVA. Diese Verbindung ist ein Teil der Hochleistungs-Diagonalen
durch die Stadt und verknüpft die seit 1978 bestehende 400-kV-Kabel-
verbindung mit der 400-kV-Freileitung nach Wolmirstedt.
Bild 2.40  Einadriges VPE-Kabel für 500 kV, 2XKLDE2Y, 
1 × 1600 RM/V
1mehrdrähtiger Segmentleiter 
6 schwachleitendes Polstervlies
aus Kupfer (Millikenleiter) 
7 Gewebeband mit
2, 3 innere Leitschicht aus 
eingewebten Kupferdrähten 
Bebänderung (2) und)
8 gewellter Aluminiummantel
extrudierter Leitschicht (3)
9 Haftvermittler
4 VPE-Isolierung
10 Korrosionsschutz
5 äußere Leitschicht (extrudiert)
11 PE-Mantel
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                                                                                                            97
Bild 2.41  Trassenführung einer innerstädtischen 400-kV-Verbundlei-
tung (Berlin)
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98
Das einadrige Ölkabel (NÖKLDE2Y 1 × 1200 RM 22 H 230/400 kV) hat
einen aus Profildrähten aufgebauten Kupferleiter von 1.200 mm2 mit
einem Hohlkanal von 22 mm Durchmesser. Dieser ermöglicht die Öl-
versorgung des Kabels auch über große Längen durch eine am Ende
Bild 2.42  Schema der direkten Mantelkühlung
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                                                                                                            99
der Übertragungsstrecke installierte Öldruckstation anstelle der sonst
üblichen Ölausgleichsgefäße und Sperrmuffen.
Die Kabelanlage besteht aus zwei parallel liegenden Niederdruck-Ölka-
belsystemen, die in vorab gelegte HDPE-Rohre eingezogen wurden
(siehe auch Bild 2.28). Diese dienen zur Aufnahme des Kühlwassers,
das in einem geschlossenen Kühlkreislauf umgepumpt und in einer
Kühlstation (Bild 2.42) rückgekühlt wird.
Für jedes der beiden Kabelsysteme ist eine komplette Öldruck- bzw.
Kühlstation installiert, die bei Bedarf auch dem anderen System zuge-
schaltet werden kann.
Aus fertigungstechnischen Gründen, zum einfacheren Transport und
um geeignete Abschnitte zum Auskreuzen der Schirme (cross bonding,
siehe auch Abschnitt 4.1.2) zu erzielen, sind die einzelnen Kabellängen
in unterirdischen Muffenbauwerken (Bild 2.43) miteinander verbunden.
Bild 2.43  Schnittbild eines Muffenbauwerkes (in der Mitte befinden
sich die Verbindungsmuffen mit den Kühlwasser-Bypässen)
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100
Höchstspannungskabelanlage mit VPE-Kabel
Nach der Wiedervereinigung konnte 1994 auf Basis einer Grundlagen-
untersuchung durch die Realisierung einer in Bild 2.44 dargestellten Dia-
gonale durch die Lastschwerpunkte der Stadt das über 40 Jahre als
Inselnetz betriebene Stromversorgungsnetz der Stadt Berlin an das
Deutsche Verbundnetz angeschlossen werden [2.30]. 
Betriebserfahrungen mit 380-kV-Kunststoffkabelanlagen lagen nicht vor.
Deshalb wurde mit der Kabelindustrie in einem Langzeitversuch die be-
triebliche Einsatzfähigkeit Kabel und Garnituren getestet.
Bei dem Versuch mussten auch Erfahrungen über die Legbarkeit in un-
terschiedlichen Trassenprofilen (direkt im offenen Graben, das Einzie-
hen in Rohre sowie die Legung in einem Kabelkanal) gewonnen werden.
Weiter sollte z.  B. festgestellt werden, welcher Freiraum für die Montage
von Muffen erforderlich ist und ob die Muffen unter Baustellenbedingun-
gen herstellbar sind. 
Besonderes Augenmerk wurde auf die Qualitätssicherung für das Ge-
samtsystem Kabelanlage (Kabel, Garnituren, Montage) gelegt [2.31].
Bild 2.44  Übersichtsplan 380-kV-Diagonale durch Berlin
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                                                                                                          101
So waren der erfolgreiche Abschluss der einjährigen Langzeitprüfung
und die bestandene Typprüfung Voraussetzung für die Auftragserteilung
an die Kabelhersteller.
Zum Einsatz kamen schließlich die in Bild 2.24 dargestellten Kabel und
die in Bild 2.45 dargestellte Muffe.
Auf Grund von Problemen bei der Realisierung einer innerstädtischen
offenen Bauweise wurde eine Machbarkeitsstudie durchgeführt. Auf
Basis der Ergebnisse wurde entschieden, die geplante 380-kV-Kabel-
anlage in einem durchgehenden Tunnelbauwerk zu errichten. 
Der Tunnel verläuft in einer Tiefe von ca. 25 bis 30 m unter Geländeni-
veau, der Außendurchmesser liegt bei 3,6  m und das lichte Innenmaß
bei 3,0 m. Die Tunnellänge beträgt ca. 6,3  km. Gegenüber der konven-
tionellen Bauweise konnte die Trasse um ca. 1,1 km verkürzt werden.
Die Kabel wurden alle 7,2  m auf Konsolen im Tunnel befestigt [2.32].
Zwischen den Auflagepunkten hängen sie frei und werden durch Ab-
standshalter fixiert.
Die Gesamtanlage ist seit November 2000 ohne Störungen der Primär-
technik in Betrieb.
Bild 2.45   Eingesetzte 380-kV-Muffe
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102
2.7.6   Kabel für spezielle Anwendungen
2.7.6.1   Seekabel
Die wesentlichen Bauarten für Seekabel sind:
– VPE-isolierte Kabel
– Massekabel
– Öldruckkabel
Die Auswahl des geeigneten Kabeltyps wird bestimmt durch die zu über-
tragende Leistung, die Länge der Verbindung sowie die jeweiligen Ver-
hältnisse am Meeresboden. In den meisten Fällen, vor allem aber bei
großen Projekten, wird die Kabelkonstruktion den gegebenen Randbe-
dingungen angepasst.
Für Flussquerungen oder kurze Verbindungen in seichten Gewässern
werden häufig VPE-Kabel in längs- und querwasserdichter Ausführung
verwendet. Teilweise weisen diese Kabel noch zusätzlich Armierungen
auf.
Bis zur Höchstspannung kommen Wechselstromübertragungen zum
Einsatz. Die Vorteile liegen in der problemlosen Netzeinbindung und
der relativ einfachen Kabelkonstruktion. Mit diesen Kabeln können bei
400 kV Leistungen bis ca. 700 MW übertragen werden.
Für lange Übertragungsstrecken und hohe zu übertragende Leistungen
kommen unter Wasser ausschließlich Hochspannungs-Gleichstrom-
Übertragungen (HGÜ; englisch HVDC) zum Einsatz. 
Eine Anlage dieser Art mit einer Länge von 250 km ist seit 1994 zwi-
schen Schweden und Deutschland (Baltic cable) in Betrieb. (Bild 2.46).
Die Übertragungsleistung beträgt 600 MW bei einer Betriebsspannung
von 450 kV [2.28]. 
Trotz der notwendigen Stromrichterstationen bietet der Einsatz der HGÜ
in solchen Fällen technische und wirtschaftliche Vorteile. Bei HGÜ ver-
wendet man überwiegend noch Kabel mit einer massegetränkten Pa-
pierisolierung. Kunststoffisolierte Kabel wurden für HGÜ zunächst nur
bis 150 kV eingesetzt, mittlerweile auch für höhere Spannungen (siehe
Abschnitt 2.7.6.4).
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                                                                                                          103
2.7.6.2   Kabel mit Lichtwellenleitern im Schirmbereich
VPE-isolierte Kabel (Hoch- und Mittelspannung) werden auch mit inte-
griertem Lichtwellenleiter (LWL) im Schirmbereich angeboten [2.33]. Da-
durch können ohne zusätzliche Leitungslegung Nachrichten übertragen
oder die Temperatur des Kabels überwacht werden.
Bei der Nutzung des Lichtwellenleiters zur Datenübertragung ist zu be-
denken, dass bei allen Arbeiten am Lichtwellenleiter das Starkstromka-
bel abgeschaltet werden muss und bei allen Beschädigungen des
Starkstromkabels auch eine Unterbrechung des Lichtwellenleiters zu er-
warten ist.
Für die Überwachung der Kabeltemperatur (Monitoring) wird die Tem-
peraturabhängigkeit der Rückstreuung des Lichts beim Lichtwellenlei-
ter genutzt. Mit Hilfe eines Rückstreumessgerätes, welches das
Spektrum und die Laufzeit eines Lichtimpulses auswertet, lässt sich
die Temperaturverteilung entlang des Lichtwellenleiters und damit ent-
lang der gesamten Kabelstrecke bestimmen und darstellen. Dadurch
Bild 2.46  450-kV-Seekabel für Gleichstromübertragung
1 Kupferleiter aus Profildrähten 
7 Polster und Trennschicht
2 innere Leitschicht (Rußpapier) 
8 Druckschutzbandage aus
3 massegetränkte Papierisolierung 
Stahlbändern 
4 äußere Leitschicht (Rußpapier und
9 Trennschicht
Höchstädterfolie)
10 zwei gegenläufige 
5 Bleimantel
Stahldrahtbewehrungen
6 PE-Innenmantel
11 Umflechtung aus PP-Garn
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104
lassen sich Kabelverbindungen wirtschaftlich optimal ausnutzen; es
ist auch ein kontrollierter Überlastbetrieb möglich, da die für den si-
cheren Betrieb maßgebliche Größe – die Temperatur – überwacht ist
[2.33].
2.7.6.3   Kabel mit verbessertem Verhalten im Brandfall
Bei besonderen Anforderungen an den Brandschutz, z.  B. in Kraftwer-
ken, in Gebäuden mit erhöhten Sicherheitsanforderungen sowie in
Schächten und Kanälen, werden Kabel mit verbessertem Verhalten im
Brandfall eingesetzt (halogenfreie Kabel). Diese Kabel sind in
DIN VDE 0276-604 (Niederspannung) und DIN VDE 0276-622 (Mittel-
spannung) genormt.
Erreicht wird das verbesserte Verhalten im Brandfall durch halogenfreie
Werkstoffe und Füllstoffe auf Basis mineralischer Hydrate in der Isolie-
rung und im Mantel. Entsprechend dem Anforderungsprofil müssen
auch sämtliche anderen Aufbauelemente halogenfrei sein.
An die Kabel mit verbessertem Verhalten im Brandfall werden folgende
Anforderungen gestellt:
–  Verminderte Brandfortleitung, insbesondere bei Kabelhäufung
–  keine korrosiv wirkenden Bestandteile im Rauchgas
–  stark verminderte Rauchentwicklung
–  gegebenenfalls zusätzlich Isolationserhalt bzw. Funktionserhalt für
eine bestimmte Zeit (DIN VDE 0266)
Diese Kabel werden für Erdlegung nicht empfohlen, da die flammhem-
menden Isolier- und Mantelmischungen Additive enthalten, die zu ver-
mehrter Wasseraufnahme neigen und die mechanische Festigkeit
verringern können.
2.7.6.4   Kabel für Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung
(HGÜ)
Für die Übertragung hoher Leistungen über große Distanzen sowie die
Netzanbindung von Offshore-Windparks wird bereits seit geraumer Zeit
auch die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung eingesetzt (HGÜ).
Der Energietransport erfolgt dabei wie in Drehstromnetzen über Freilei-
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                                                                                                          105
tungen oder Kabel (Bild 2.47), wobei insbesondere für Kabel spezielle
Entwicklungen erforderlich sind [2.34].
Kabel mit Kunststoffisolierung im allgemeinen und VPE-isolierte Kabel
im speziellen sind wegen der dabei auftretenden Raumladungsbildung
sehr empfindlich gegen eine Umpolung der Spannung und sind daher
bei der „klassischen“ HGÜ-Technik nicht bei Höchstspannung einsetz-
bar. Im Gegensatz zur konventionellen HGÜ erfolgt bei der „HGÜ Light“
bzw. „HGÜ Plus“ [2.35] die Umkehr der Energieflussrichtung durch Um-
kehr des Stroms und nicht der Spannung, sodass keine zusätzliche Be-
anspruchung der Kunststoffisolierung entsteht und VPE-isolierte Kabel
auch für höhere Spannungen eingesetzt werden können. Zur Verfügung
stehen bereits Kabel für ± 300 kV und ± 500 kV.
2.7.7  Möglichkeiten zur Erhöhung der Belastbarkeit bei Hoch-
leistungskabeln 
Die bei der Übertragung großer elektrischer Energien entstehenden
Verluste setzen sich aus den dielektrischen und den ohmschen Ver-
lusten zusammen. Die dielektrischen Verluste sind von der Spannung
abhängig und bei Hochspannungskabeln nicht mehr vernachlässigbar.
Die ohmschen Verluste sind stromabhängig und bestimmen im We-
sentlichen die abzuführende Verlustwärme. Weiter entstehen bei
Wechsel- und Drehstrom frequenzabhängige Verluste in den Leitern
Bild 2.47   HGÜ-Seekabel
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106
Bild 2.48  Möglichkeiten zur Erhöhung der Strombelastbarkeit von 
Kabeln
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und den metallenen Umhüllungen, die so genannten Zusatzverluste.
Die Zusatzverluste nehmen mit größer werdendem Querschnitt zu, vor
allem bei Kabeln mit Schirmen, Metallmänteln oder Bewehrungen. Bei
einadrigen Kabeln entstehen Verluste durch Induktionsströme im Me-
tallmantel oder Schirm, wenn diese durchverbunden und an den
Enden geerdet sind. Diese Verluste steigen mit zunehmendem Achs-
abstand der Kabel.
Bei sehr hohen Strömen und entsprechend großen Leiterquerschnitten
kommt es durch induzierte Wirbelströme in den Leitern zu einer un-
gleichmäßigen Stromverteilung über den Leiterquerschnitt, bei dem der
Strom zur Leiteroberfläche hin verdrängt wird. Man spricht daher auch
von der Stromverdrängung oder auch dem Skineffekt. Die Folge davon
ist eine Abnahme des leitenden Querschnitts und somit eine Wider-
standserhöhung. Bei parallelen stromdurchflossenen Leitern kommt es
zudem in Folge der Induktionswirkung der Magnetfelder zum so genann-
ten Nähe- oder Proximityeffekt, der eine weitere Verringerung des ef-
fektiven Leiterquerschnitts bewirkt.
Eine Möglichkeit zur Reduzierung der Skin- und Proximityeffekte ist die
Verwendung von oxidierten oder mit Lack isolierten Drähten in Segment-
leitern [2.36, 2.37]. Diese Leiter werden auch als Millikenleiter bezeich-
net (siehe Abschnitt 2.5.1).
Die Abführung großer Wärmemengen in das umgebende Erdreich ist
bei natürlicher Kühlung nur begrenzt möglich. Bei zu großer Wärmebe-
lastung trocknet der Boden aus, wodurch die Wärmeleitfähigkeit des
Erdbodens weiter verschlechtert wird.
In Bild 2.48 sind verschiedene Möglichkeiten zur Erhöhung der Strom-
belastbarkeit und die dafür geeigneten Kabelbauarten zusammenge-
stellt.
2.7.7.1   Thermisch stabilisiertes Bettungsmaterial
Bei im Erdreich gelegten Kabeln entsteht der größte Teil der zulässigen
Temperaturdifferenzen außerhalb des Kabels. Deshalb ist bei sehr hoch
ausgelasteten Kabeln eine Verbesserung der hier herrschenden Ver-
hältnisse durch genau definiertes Rückfüllmaterial sinnvoll. Bei der Ver-
wendung eines solchen Materials sind dessen genaue Kontrolle und
Mes sung erforderlich. 
                                                                                                          107
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108
Generell gilt zunächst, dass die Wärmeleitung umso besser ist, je dich-
ter der Erdboden gelagert ist, d. h. es sollte möglichst Sand mit unglei-
chen Korngrößen verwendet werden. 
Ein spezielles – thermisch stabilisiertes – Bettungsmaterial wurde bei
der seinerzeitigen BEWAG, Berlin (heute Stromnetz Berlin, bzw. 50Hz
für Höchstspannung), entwickelt. Es besteht aus Sand mit weit gestufter
Körnung und zugemischtem Schluff. Selbst im ausgetrockneten Zustand
beträgt der spezifische Wärmewiderstand des Materials weniger als 1
K•m/W. Das Material wird bei Mittel- und Hochspannungstrassen zum
Teil, bei der Legung von Höchstspannungskabeln generell eingesetzt.
Den geringen Mehrkosten steht nach Angaben des Betreibers eine deut-
lich erhöhte Strombelastbarkeit gegenüber, die bei 380-kV-Kabeln um
bis zu 14 % und bei 10-kV-Kabeln sogar um bis zu mehr als 20 % ge-
steigert werden kann (bei großen Kabelhäufungen, z. B. Einführungen
in Umspannanlagen [2.38]). 
Zunehmend eingesetzt wird bei Hochleistungstrassen auch so genann-
ter Flüssigboden. Im Zuge der bereits weiter oben genannten 380-kV-
Zwischenverkabelung in der Nähe von Raesfeld in Nordrhein-Westfalen
Bild 2.49   Aufbereitung von
 Bodenaushub und Einbringen in
die Trasse im Zuge der 380-kV-
Zwischenverkabelung bei Raes-
feld 
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                                                                                                          109
wurde der ausgehobene Boden in einer eigens dafür in der Nähe der
Trasse errichteten Bodenaufbereitungsanlage „ertüchtigt“ und anschlie-
ßend wieder in die Trasse eingebracht (Bild 2.49).
2.7.7.2   Zwangskühlung
Bei der Zwangskühlung erfolgt die Wärmeabfuhr hauptsächlich durch ein
im Kühlrohr oder in Kühlkanälen strömendes Kühlmittel, meist Wasser.
Indirekte Zwangskühlung (laterale Kühlung)
Bei der indirekten (lateralen) Zwangskühlung wird die Umgebung des
Kabels (Erdreich, Betonblock) durch Kühlmittel in Rohren, die parallel
zum Kabel angeordnet sind, gekühlt.
Direkte Zwangskühlung der Kabeloberfläche (integrale Kühlung)
Bei der direkten (integralen) Zwangskühlung wird das Kabel vom Kühl-
mittel umströmt. Dadurch ist die Kühlwirkung stärker als bei der indirek-
Bild 2.50  Einadriges Ölkabel für 400 kV in einem HDPE-Rohr für 
direkte Wasserkühlung der Kabeloberfläche
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110
ten Kühlung. Üblicherweise erfolgt die Kühlung mit Wasser. Dabei liegt
das Kabel in einem Rohr (Bild 2.50), z. B. aus HDPE (hochverdichtetes
Polyethylen), oder in einem offenen Trog. Eine andere Möglichkeit ist
die Luftkühlung bei Legung in einem Tunnel (siehe auch Abschnitt
4.7.3).
Direkte Zwangskühlung des Leiters
Bei der direkten Zwangskühlung des Leiters wird die im Leiter entste-
hende Verlustwärme direkt durch den Hohlleiter mittels eines Kühlme-
diums, z. B. Öl, abgeführt. Es ist aber auch möglich, mit Wasser einer
geringen Leitfähigkeit zu kühlen. Hierbei muss jedoch das Wasser in
einem Kühlrohr (z. B. Edelstahl) geführt werden, wie in Bild 2.51 gezeigt
[2.39]. Wegen der sehr aufwändigen Sekundäreinrichtungen hat sich
diese Technik nicht durchgesetzt.
Bild 2.51  Einadriges Hochleistungskabel für 110 kV mit direkter
Zwangskühlung des Leiters (AÖKLDEY)
1 Edelstahlrohr zur inneren                         6 kupferdurchwirktes Gewebeband
Wasserführung                                         7 Aluminiumband
2 extrudierter Aluminiumleiter                      8 Aluminiumprofile zur Zentrierung 
3 innere Leitschicht (Rußpapier)                 
der Kabelader
4 Papierisolierung, getränkt mit                   9 gewellter Aluminiummantel 
dünnflüssigem Isolieröl                             10 Korrosionsschutz
5 äußere Leitschicht (Höchstädterfolie)       11 PVC-Außenmantel
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                                                                                                          111
2.7.7.3  Gasisolierung
Bei sehr hohen Spannungen wird die Übertragungsfähigkeit konventio-
neller Kabel durch die dielektrischen Verluste begrenzt. Dieser Effekt wird
durch den Einsatz von Rohrleitern mit gasförmiger Isolierung deutlich
vermindert. Außerdem fließt aufgrund der geringeren Betriebskapazität
nur ein kleiner Ladestrom. Solche Anlagen sind als Ausführungsleitungen
in Schaltanlagen und Kraftwerken bereits im Einsatz (Bild 2.52) [2.40,
2.41]. Aktuelle Entwicklungen, um diese Technik zukünftig auch zur Er-
höhung der Übertragungsleistung über größere Entfernungen einsetzen
zu können, werden in Abschnitt 12.1 beschrieben.
2.7.7.4 Supraleitung
Der elektrische Widerstand üblicher Leiterwerkstoffe wie Aluminium oder
Kupfer sinkt bei Kühlung auf tiefe Temperaturen, abhängig vom Rein-
heitsgrad der Metalle, auf einen niedrigen Restwert. Bei bestimmten Ma-
terialien jedoch springt unterhalb einer kritischen Temperatur – der so
genannten Sprungtemperatur – der spezifische Widerstand auf nahezu
Null; der Werkstoff wird supraleitend und es entstehen fast keine strom-
Bild 2.52  SF6-isoliertes Rohrleiterdoppelsystem
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112
abhängigen Verluste [2.16]. Bei den klassischen Supraleitern (z. B.
NbTi) liegt diese Sprungtemperatur in der Nähe des absoluten Null-
punkts (0 K, entspr. -273 °C). Diese tiefen Temperaturen erfordern eine
aufwändige Kühlung, die üblicherweise mit flüssigem Helium realisiert
werden kann.
Die Entwicklungen für mit flüssigem Helium gekühlte supraleitende
Kabel, wurden aus Gründen der Wirtschaftlichkeit weitgehend zurück-
bzw. eingestellt. Nach der Entdeckung von Supraleitern mit höheren
Sprungtemperaturen in den Jahren 1986/1987 haben neue Entwick-
lungsanstrengungen zu beachtlichen Ergebnissen geführt. Heute ste-
hen oxydkeramische Materialien mit Sprungtemperaturen über 77 K
(Temperatur des flüssigen Stickstoffes) als so genannte Hochtempera-
tur-Supraleiter (HTS) zur Verfügung (Bild 2.53). Die Nutzung dieser Ei-
genschaften für Starkstromkabel verspricht eine Reihe beachtlicher
Vorteile, wie z.  B. gravierende Reduktion der elektrischen Verluste,
deutliche Erhöhung der Übertragungsleistung pro System und gege-
benenfalls Verzicht auf höhere Übertragungsspannungen. Weltweit
wird deshalb bereits seit einiger Zeit intensiv an der Entwicklung von
Kabeln mit Hochtemperatur-Supraleitern gearbeitet [2.42], erste Anla-
gen befinden sich im Feldversuch bzw. in der Erprobung, siehe Tabelle
2.11 [2.43, 2.44]. Aktuelle Entwicklungen werden in Abschnitt 13.2 be-
schrieben.
Bild 2.53  Entwicklung der supraleitenden Materialien
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                                                                                                          113
2.7.8   Kurzzeichen
Starkstromkabel werden nach DIN VDE 0276 durch folgende Angaben
beschrieben:
–  Bauartkurzzeichen entsprechend dem Aufbau
–  Aderzahl und Nennquerschnitt je Leiter in mm2
–  Leiterform und -art
–  Schirmquerschnitt
–  Nennspannung U0/U des Kabels
Das Bauartkurzzeichen ergibt sich in der Weise, dass, ausgehend vom
Leiter, der Reihe nach die Kurzzeichen für die wesentlichen Aufbauele-
mente angegeben werden. Für Leiter aus Kupfer, für Isolierungen aus
getränktem Papier (Ader, Gürtel) und innere Schutzhüllen aus Faser-
stoffen sowie für Zwickelausfüllungen und gemeinsame Aderumhüllun-
gen wird auf eigene Kurzzeichen verzichtet. Kabel nach DIN VDE
werden mit einem „N“ als erstem Buchstaben gekennzeichnet. 
In Tabelle 2.12 sind die wichtigsten Kurzzeichen für die Kabelkennzeich-
nung zusammengestellt.
Das folgende Beispiel verdeutlicht die Anwendung der Kurzzeichen:
Tabelle 2.11  Einsatz von HTSL-Kabeln
Hersteller
Einbauort/Land
Spannung
Leistung
Länge
Pirelli
Chicago/USA
115 kV
400 MW
50 m
Sumitomo
Albany/USA
34,5 kV
50 MW
30 m
InnoPower
Yunnan/China
35 kV
120 MW
30 m
Furukawa
Yokosuka/Japan
77 kV
100 MW
500 m
NKT
Copenhagen/Denmark
30 kV
100 MW
30 m
Ultera
Columbus/USA
13,2 kV
70 MW
200 m
Nexans
Long Island/USA
138 kV
600 MW
600 m
Nexans
Essen/Germany
10 kV
40 MW
1.000 m
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114
Kurz-
zeichen
Bedeutung
Bezeichnungs-
beispiele
Siehe
Bild
A
äußere Schutzhülle aus Faserstoffen
NAKBA
2.17
A
Leiter aus Aluminium
NAKBA
2.17
B
Bewehrung aus Stahlband
NAKBA
2.17
C
konzentrischer Leiter aus Kupfer
NYCY
CW
wellenförmig aufgebrachter
konzentrischer Leiter aus Kupfer
(Ceander-Leiter)
NYCWY
2.15
D
Druckschutzbandage
NÖKUDEY
2.21
E
eindrähtiger Leiter
4 × 16 RE
E
Mehrmantelkabel
NAEKEBA
2.18
E
Schutzhülle je Ader mit eingebetteter
Schicht aus Elastomerband oder
Kunststofffolien
NAEKEBA
2.18
F
Bewehrung aus Stahlflachdraht
NIVFSt2Y
2.22
(F)
längswasserdicht
NA2XS(F)2Y
(FL)
längs- und querwasserdicht
mit Al-Schichtenmantel
N2XS(FL)2Y
2.24
(FB)
längs- und querwasserdicht
mit Cu-Schichtenmantel
N2XS(FB)2Y
GL
Gleitdrähte aus unmagnetischem
Werkstoff
ÖIGLUSt2Y
H
Schirmung bei Höchstädterkabel
NHKRA
I
Gasinnendruckkabel
NIVFSt2Y
2.22
-J
Kabel mit grün-gelbem Schutzleiter
NAYY-J
2.14
K
Bleimantel
NAKBA
2.17
KL
gepresster, glatter Aluminiummantel
NAKLEY
KLD
gepresster, gewellter Aluminiummantel
AÖKLDEY
2.28
M
mehrdrähtiger Leiter
1 × 95 RM
N
Normkabel nach DIN VDE
NA2XS2Y
2.19
-O
Kabel ohne grün-gelben Schutzleiter
NAYY-O
Ö
Ölkabel
NÖKUDEY
2.21
P
Gasaußendruckkabel
NPKDVFSt2Y
2.23
Tabelle 2.12   Die wichtigsten Kurzzeichen für Kabel
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                                                                                                          115
2.8   Kabeldaten
In den Normen sind die einzuhaltenden Kabeldaten festgelegt. Innerhalb
dieser zulässigen Grenzen variieren die Werte herstellerspezifisch. In
Abschnitt 14.1 sind beispielhaft mechanische Abmessungen und elek-
trische Kennwerte angegeben. Genauere Werte müssen im Einzelfall
beim Hersteller erfragt werden.
Für Kabel verwendete Isolier- und Mantelmischungen aus Kunststoff
sind in den Teilen der Normreihe DIN VDE 0276 beschrieben. Angaben
über die Isolierwanddicke sind für Nieder- und Mittelspannungskabel
ebenfalls in diesen Kabelnormen zu finden.
Anforderungen an Leiter siehe Abschnitt 2.5.1.
Tabelle 2.12   (Fortsetzung) Die wichtigsten Kurzzeichen für Kabel
Kurz-
zeichen
Bedeutung
Bezeichnungs-
beispiele
Siehe
Bild
R
Leiter mit kreisförmigem Querschnitt
1 × 95 RM
R
Bewehrung aus Stahlrunddrähten
NHKRA
S
Schirm aus Kupfer
NA2XS2Y
2.19
S
Leiter mit sektorförmigem Querschnitt
3 × 50 SM
St
Stahlrohr
NPAKDVFSt2Y
2.23
U
unmagnetisch
NÖKUDEY
2.21
V
verdichteter Leiter
1 × 500 RM/V
V
verseilte Adern
NPKDVFSt2Y
2.23
2X
Isolierung aus VPE
NA2XS2Y
2.19
Y
Isolierung aus PVC
NAYY-J
2.14
Y
Mantel oder Schutzhülle aus PVC
NAYY-J
2.14
2Y
Isolierung aus PE
NA2YSY
2Y
Mantel oder Schutzhülle aus PE
NA2XS2Y
2.19
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3   Kabelgarnituren
Kabelgarnituren werden in der Kabelanlage zum Verbinden und Ab-
schließen der Kabel verwendet. Sie sind das Schlüsselelement der 
Kabelanlage, denn: „ohne Kabelgarnituren keine Kabelanlage“. Kabel-
garnituren sollen in Funktion und Lebensdauer, sowie im Qualitätsni-
veau dem Kabel gleichwertig sein. Dies ist insofern eine besondere
ingenieurtechnische Leistung, weil anders als bei der Kabellegung nicht
„nur“ das fertige Betriebsmittel sorgfältig seiner Verwendung zugeführt
wird, sondern weil hier der Montage von Kabelgarnituren unter Baustel-
lenbedingungen eine besondere Bedeutung zukommt. Sie müssen nicht
nur auf ihre elektrische und mechanische Beanspruchung hin ausgelegt,
sondern auch gegenüber den zu erwartenden Umwelteinflüssen, wie
z.  B. Feuchtigkeit, Korrosion, Ozon, UV-Strahlung und Schmutz, be-
ständig sein. Mit der Energiewende kommt eine neue Herausforderung:
die Auslastung wird höher, die Querschnitte nehmen zu und die steigen-
den Anforderungen erfordern ein neues Design.
Durch den mittlerweile in allen Spanungsebenen vollzogenen Wechsel
von papier- zu kunststoffisolierten Kabeln im Neubau, bei Netzerweite-
rungen und Reparatur müssen Kabelgarnituren kontinuierlich innovativer
und vor allem hinsichtlich Montagefreundlichkeit weiterentwickelt werden.
Der heutige Standard-Einsatz von noch kompakteren gasisolierten Last-
schaltanlagen einhergehend mit steigenden Querschnitten der Mittel-
spannungskabel ist ein starker Treiber für Weiterentwicklungen der
Kabelstecktechnik. Die Zunahme der Auflagen an den Umweltschutz und
-verträglichkeit, weiterer Kostendruck bei kontinuierlich hoher Qualität,
auch im Lifecycle werden die Produktentwicklungen nicht ruhen lassen.
Der Trend zu vorgefertigten und konfektionierten Garnituren mit zuge-
höriger Verbindungstechnik ist in den Spannungsebenen unterschiedlich
stark ausgeprägt und wird sich zunehmend fortsetzen, da der Raumbe-
darf in der Montagegrube geringer und die Montagezeit reduziert wer-
den wird. In der Niederspannung ist auf Grund der geringsten
Komplexität die Technologievielfalt nicht so ausgeprägt, da vorrangig für
Verbindungen Warmschrumpftechnik und für Abzweige Vergusstechnik
eingesetzt werden. Dies ermöglicht einfache und wirtschaftliche konfek-
tionierte Lösungen mit logistischen Vorteilen. In der Hochspannung wer-
den seit Jahrzehnten Systemlösungen praktiziert. Dies ist die Grundlage
für konfektionierte Setlösungen, für die auch Systemprüfungen mit Ka-
beln gemäß Norm erfolgreich durchgeführt wurden. Aus Montage- und
Handlingsgründen hat sich die Aufschiebtechnik bei den Anwendern
                                                                                                          117
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durchgesetzt. Die heterogen gewachsenen Mittelspannungsnetze wei-
sen eine sehr große Technologievielfalt mit unterschiedlichsten Kabel-
bauarten, Querschnitten auf. Die Hersteller bieten für jeden
Anwendungsfall eine entsprechende Lösung. Systemlösungen sind –
auch typgeprüft – lieferbar, erfordern jedoch eine Anpassung an die je-
weilige Netzkonfiguration.
Der Abschnitt Kabelgarnituren beschreibt die unterschiedlichen Tech-
nologien, Anwendungen und deren grundsätzliche Ausführungsmerk-
male. Abschluss- und Verbindungstechniken bei Starkstromkabeln sind
in [3.1] umfassend beschrieben.
3.1   Begriffsdefinitionen
Zu den an Starkstromkabeln montierten Garnituren zählen Muffen,
spannungsfeste Endkappen, Endverschlüsse und Kabelsteckteile bzw.
-adapter.
Muffen werden unterschieden nach:
–   Endmuffen, die Kabel ohne Verbindung zu anderen Anlagenteilen
spannungsfest abschließen
– Verbindungsmuffen, die Kabel gleicher Bauart verbinden
– Übergangsmuffen, die Kabel ungleicher Bauart verbinden
–  Abzweigmuffen, die Abzweige von Kabeln gleicher oder ungleicher
Bauart herstellen
Leitfähige Endkappen schließen Kabel ab, um statische Entladungen
über dem PE-Außenmantel bei der Kabellegung zu vermeiden.
Endverschlüsse schließen das Ende eines Kabels ab und stellen die Ver-
bindung von dem Kabel zu einem anderen Anlagenteil, z.  B. einer Schalt-
anlage oder einer Freileitung, her. Endverschlüsse (EV) werden nach ihrem
Anwendungsbereich in Innenraum-EV und Freiluft-EV unterschieden.
Kabelsteckteile – im allgemeinen Sprachgebrauch auch als Stecker be-
zeichnet – dienen zum Anschluss von Kabeln an Anlagen und Geräte
(Schaltanlagen, Transformatoren) mit genormten Geräteanschlusstei-
len. Im Mittelspannungsnetz wird unterschieden zwischen Außen- und
Innenkonustechnik. Die Stecker sind gekapselt und durch eine entspre-
chend ausgelegte äußere Leitschicht oder durch eine Metallhülle im
118
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gesteckten Zustand berührungssicher. Verbindungen mit Kabelsteckern
dürfen nur im spannungslosen Zustand hergestellt oder getrennt wer-
den. Kabelsteckteile werden auch im Niederspannungsnetz eingesetzt.
Sie können dort unter Spannung und unter Last betätigt werden.
Kabelsteckadapter werden nur bei Mittelspannung eingesetzt; sie ge-
währleisten lediglich die elektrische Festigkeit. Ist ein Berührungsschutz
gefordert, so muss dieser durch gesonderte Maßnahmen (z.  B. Abde-
ckung) hergestellt werden. Diese Adapter sind ein konstruktives Bauteil,
welches 2 Kabelsteckteile zu einem so genannten Doppel-T-Kabelsteck-
teil verbindet und den Anschluss von 2 Kabeln an Schaltanlagen ermög-
licht. Dabei ist die Bautiefe der Schaltanlage zu berücksichtigen.
Zum Nachweis der Qualität von Kabelgarnituren gelten die Prüfbestim-
mungen in DIN VDE 0278-393 für die Niederspannung und DIN VDE
0276-629 für die Mittelspannung. Für die Systemprüfung von Hochspan-
nungsgarnituren gilt DIN VDE 0276-632.
Die in Kabelgarnituren verwendeten, mechanisch hergestellten Leiter-
verbindungen müssen den Anforderungen gemäß den Normen der
Reihe DIN DIN 57220 und DIN VDE 0220 entsprechen. Die auch in
Deutschland in Kraft gesetzte IEC-Prüfbestimmung für mechanische
Leiterverbindungen, IEC 61238 setzt hohe Anforderungen an die Ab-
schluss- und Verbindungstechnik.
In Abschnitt 5.1 und 14 werden die Prüfbestimmungen ausführlicher be-
trachtet.
3.2   Grundelemente der Kabelgarnituren
Kabelgarnituren bestehen in Analogie zum Kabel in ihrem grundsätz -
lichen Aufbau aus den Elementen Leiterverbindung, Isolierung und
Schutzhülle. Ab der Mittelspannungsebene ist noch der Feldsteuerung
eine große Bedeutung zuzusprechen.
3.2.1   Leiterverbindungen
Leiterverbindungen in Kabelanlagen sind in erster Linie für die thermische
und dynamische Beanspruchung bei der Stromübertragung ausgelegt. Sie
dürfen bei dem dauernd zulässigen, maximalen Betriebsstrom nicht wärmer
werden als die zu verbindenden Leiter. Darüber hinaus dürfen sie bei den zu-
                                                                                                          119
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120
lässigen Kurzschlusstemperaturen keine unzulässige Veränderung ihrer Ei-
genschaften erfahren [3.2].
Die für Leiterverbindungen verwendeten Materialien und Konstruktionen müs-
sen die auftretenden Temperaturen in Garnituren beherrschen und dürfen
nicht das Isoliermaterial, üblicherweise ein Polymerwerkstoff durch zu hohe
Temperaturen vorzeitig altern.
Während die Verbindung von Kupferleitern unproblematisch ist, sind bei der
Verbindung von Aluminiumleitern die folgenden besonderen Eigenschaften
zu berücksichtigen:
–  Aluminium gibt dem Kontaktdruck in bestimmten Grenzen nach (Kaltflie-
ßen)
–  Aluminium bildet an seiner Oberfläche eine nichtleitende Oxydschicht
–  Aluminium hat einen relativ hohen Wärmeausdehnungskoeffi zienten
Bei Berücksichtigung dieser Eigenschaften lassen sich Aluminiumverbindun-
gen ohne Schwierigkeiten technisch beherrschen.
Übergänge von Aluminium- auf Kupferleiter werden mit speziellen Zweime-
tall-Verbindungen (je eine Seite Al, Cu) hergestellt.
Zur Beurteilung der Qualität von Leiterverbindungen, die durch Klemmen,
Schrauben oder Pressen hergestellt werden, gelten die Normen der Reihe
DIN VDE 0220. In dieser Normreihe werden alle relevanten Anforderungen
für einen sicheren und stabilen Netzbetrieb abgeprüft. Die oben bereits er-
wähnte Leiterquerschnittserhöhung bringt nicht nur die Konstrukteure, son-
dern auch die Prüflabore an ihre Grenzen. So ist es wichtig, geeignete
Prüfmerkmale zu entwickeln, die im Netzbetrieb vorkommen. Eine lineare Er-
höhung der Prüfanforderungen kann durch die Netzkonfiguration nicht geprüft
werden. Da die Kurzschlussleistungen in der Praxis nicht vorkommen können. 
Je nach Herstellungsverfahren wird zwischen thermischen und mechani-
schen Leiterverbindungen und dabei zwischen lösbaren und nicht lösbaren
Verbindungen unterschieden.
Mechanisch hergestellte Verbindungen werden bevorzugt angewendet; ther-
mische Verfahren kommen im Wesentlichen nur bei speziellen Anwendungen,
wie z. B. bei Supraleitern aktuell zum Einsatz.
Übliche Techniken für thermisch hergestellte Leiterverbindungen sind
Weichlöten oder Schweißen. Weichlöten dient vorwiegend der Verbin-
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                                                                                                          121
dung von Kupferleitern. Aluminiummäntel und Aluminiummassivleiter
können durch Reiblötung vorverzinnt und anschließend weich gelötet
werden. Bei der Weichlötung muss die geringere thermische Kurz-
schlussfestigkeit berücksichtigt werden. Unter den thermischen Verfah-
ren wird für Aluminiumleiter das Schweißen bevorzugt; speziell bei
Kunststoffkabeln sind besondere Verfahren (Cadweld-Schweißen)
zweckmäßig, um eine unzulässig hohe thermische Beanspruchung der
Isolierung zu vermeiden.
Bei allen thermischen Verfahren ist dafür Sorge zu tragen, dass die 
Kabelaufbauelemente nicht durch die Hitze geschädigt werden.
Bei mechanisch hergestellten Leiterverbindungen unterscheidet man
nach lösbaren und nicht lösbaren Verbindungen. Lösbar sind Klemm-,
Schraub- und Steckverbindungen. Nicht lösbar sind Pressverbindungen
und Steckverbindungen mit Arretierung sowie Schrauben mit Abreißkopf.
Kabelklemmen sind in ihrer Ausführung je nach Art der herzustellen-
den Verbindung und der zu verbindenden Leiter recht vielfältig. Die am
häufigsten vorkommenden Verbindungen sind nachfolgend beschrieben:
–  Abzweigklemmen dienen der Her-
stellung der Abzweigverbindungen
in Hausanschlussmuffen. Sie sind
entweder als Einzelklemmen oder
Mehrfachklemmen ausgeführt. Ein-
zelklemmen werden auf die blanken
Leiter montiert (Bild  3.1). Die Ab-
messungen der Kabelabzweig-(Ein-
zel-)Klemmen sind in DIN  47658
genormt.
–  Mehrfachklemmen werden auf die isolierten Leiter des durchgehen-
den Kabels montiert. Das Durchstoßen der Leiterisolierung erfolgt
entweder über Frässchrauben oder Kontaktzähne (Bild 3.2). Diese
sehr weit verbreiteten – auch als Klemmringe be zeichneten – Mehr-
fachklemmen werden in Abzweigmuffen unterschiedlichster Technik
eingesetzt. Mehrfachklemmen benötigen Stützstege zwischen den
Kabeladern, um einen ausreichend hohen Kontaktdruck herstellen zu
können und ein Ausweichen der Leiter zu verhindern. Die abzweigen-
den Leiter werden, je nach Ausführung der Klemmringe, mit oder
ohne Isolierung in die Klemmkanäle eingeführt und durch Schrauben
kontaktiert. Neben klassischen Konstruktionen stellt die einschrau-
Bild 3.1  Einzelklemme
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122
Bild 3.3
einschraubige Mehrfachkabelklemme
Bild 3.2   Mehrfachkabelklemmen
a) Schneidenkontakte
b) Spitzenkontakte
c) Fräskontakte
d) Pyramidenkontakte
a)
c)
d)
b)
bige Mehrfachklemme eine montagefreundliche und seit einiger Zeit
etablierte Alternative dar (Bild 3.3).
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123
Bild 3.4a
V-Direktanschlussklemme
Zum Anschluss der Leiter an Anlagenteile haben sich bereits seit Jahr-
zehnten im Niederspannungsnetz Direktanschlussklemmen (Bild 3.4a)
bewährt; analog dazu spricht man ab der Mittelspannung von Kabel-
schuhen (Bild 3.4b). 
Bild 3.4b
Schraubkabelschuh
–  Schraubverbinder dienen im Mittel- und Niederspannungsnetz zur
Verbindung von Leitern und gegebenenfalls Schirmdrähten unterei-
nander. Ihr Vorteil liegt in der universellen Anwendungsmöglichkeit
(Bild 3.5 und 3.6). So können unterschiedliche Leiterarten, -quer-
schnitte und -materialien miteinander verbunden werden. Im Nieder-
spannungsnetz werden neben Einzelverbindern auch Mehr fach-
verbinder eingesetzt.
Bild 3.5 Aus Einzelverbindern zusammengesetzter Mehrfachverbinder
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124
Bild 3.7  Herstellen einer Sechskant-Pressverbindung
–  Pressverbinder unterscheiden sich nach der Art der Formgebung, z.
B. Sechskant-, Tiefnut-, Oval- und Rundpressung. Bei Leiterquer-
schnitten etwa ab 16 mm2 und in einem Spannungsbereich bis 30 kV
wird in Deutschland vielfach die Sechskantpressung angewendet
(Bild 3.7). Dabei müssen Presshülsen für Aluminiumleiter kontaktver-
bessernde Zusätze enthalten. Pressverbinder sind in DIN 46267 Teil
1 und Teil 2 genormt. Diese Technik wird aber zunehmend durch die
Schraubtechnik abgelöst.
Bild 3.6  Schraubverbinder mit versetzter Anordnung und in Linie 
angeordneter Schrauben
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–  Bei Steckverbindungen erfolgt die Kontaktierung durch federnde 
Elemente. Steckverbindungen können durch Bolzenanschluss lösbar
oder durch eine Arretierung unlösbar sein.
Kabelschuhe werden zum Anschluss von Kabeln an Anlagen eingesetzt.
Sie können als Press- oder Schraubkabelschuhe ausgeführt sein.
Presskabelschuhe sind geometrisch in DIN 46235 und DIN 46329 und
mit Prüfanforderungen, auch für Schraubverbinder in den Normen der
Reihe DIN VDE 0220 standardisiert geprüft.
Schirmdrähte werden mit Press- oder
Schraubverbindern verbunden. Außer-
dem können für Schirmverbindungen
Rollfedern (Bild 3.8) verwendet werden.
Dabei wird eine spiralförmige Feder
über die übereinanderliegenden Schirm-
drähte gewickelt. Die von der Rollfeder
ausgeübte Kraft bewirkt die Kontaktie-
rung der Schirmdrähte miteinander.
3.2.2   Isolierungen, Feldsteuerelemente und Schutzhüllen
Die Isolierung einer Garnitur kann aus Wickelbändern, unterschiedlichen
Vergussmassen, Halbfertigteilen wie Schrumpfmaterialien, Fertigteilen
wie Aufschiebkörper oder einer Kombination dieser Teile bestehen. Beim
Aufbringen der Isolierung sind Hohlräume zu vermeiden. Dies gilt vor
allem auch für die Grenzschichten zwischen der aufzubringenden Iso-
lierung und den Kabelaufbauelementen. In solche Hohlräume könnte
Wasser eindringen und bei Mittelspannungskabeln könnten an diesen
Stellen Teilentladungen auftreten. Daher sind auch während der Mon-
tage verursachte kleinste Beschädigungen oder eingeschleppte Verun-
reinigungen sehr kritisch. Deswegen ist einerseits von den Garnituren-
herstellern eine einfache Montagemöglichkeit und andererseits von den
Monteuren sorgfältiges Arbeiten zu fordern.
PE und VPE haben eine hohe Wärmedehnung und kein Adhäsionsver-
mögen. Die Abdichtung der Grenzschichten und die mechanische Fi-
xierung muss daher über den Anpressdruck der entsprechenden
Garniturenelemente erfolgen. Im Niederspannungsbereich besteht auch
die Möglichkeit (z.  B. durch mineralhaltige Zuschläge) adhäsionsfähige
Kunststoffmischungen herzustellen oder die Flächen bei der Montage
Bild 3.8  Rollfeder über Schirm
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126
Bild 3.9  Elektrisches Feld an der Absetzstelle
               a) ohne Feldsteuerung
               b) mit Feldsteuerung
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so zu bearbeiten (z.  B. durch Aufrauen), dass ein ausreichendes Adhä-
sionsvermögen erreicht wird.
Ab einer Nennspannung der Mittelspannungskabel von U0/U = 6/10 kV
entsteht an der Absetzstelle der äußeren Leitschicht ein Bereich mit er-
höhter elektrischer Feldstärke. Daher ist eine Steuerung des elektri-
schen Feldes erforderlich (Bild  3.9). Diese Feldsteuerung kann auf
unterschiedliche Weise erfolgen [3.1]. Das am häufigsten verwendete
Verfahren ist die Steuerung über ein trichterförmiges Feldsteuerelement,
das z.  B. in den Isolierkörper einer Aufschiebgarnitur integriert ist (ka-
pazitive Steuerung). Weitere Möglichkeiten zur Feldsteuerung sind das
resistive und das refraktive Verfahren.
Schutzhüllen haben die Aufgabe, die darunterliegenden Aufbauele-
mente mechanisch zu schützen, Feuchtigkeit fernzuhalten und als Be-
rührungsschutz zu wirken. Bei Garnituren, die vergossen werden, ist die
Schutzhülle gleichzeitig Gießform für die Vergussmasse. Die klassische
Schutzhülle der Kabelgarnitur, ein Metallgehäuse, ist zunehmend durch
Kunststoffgehäuse ersetzt worden.
3.3   Montagetechniken bei Kabelgarnituren
Um den eingangs gestellten Anforderungen zu entsprechen, werden bei
den Kabelgarnituren die nachfolgend beschriebenen Montagetechniken
angewendet.
3.3.1   Wickeltechnik
Isolierung, Feldsteuerelemente und Schutzhüllen können durch Wickel
aus Bändern mit entsprechenden Eigenschaften hergestellt werden.
Zur Herstellung der Isolierung und der Feldsteuerelemente werden bei
papierisolierten Kabeln massegetränkte Papierbänder, bei kunststoff-
isolierten Kabeln Kunststoffbänder verwendet. Kunststoffbänder können
„selbstverschweißende“ Eigenschaften haben, d.  h. das Band wird bei
der Montage gedehnt, so dass die einzelnen Lagen dann unter dem
Druck der Dehnungsvorspannung verschweißen.
                                                                                                          127
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128
3.3.2   Vergusstechnik
Grundsätzlich unterscheidet man zwischen Heiß- und Kaltvergusstechnik
sowie der Gießharztechnik, siehe Abschnitt 3.3.3.
Die Heißvergusstechnik wurde in den letzten Jahrzehnten für papierisolierte
Kabel angewendet. Diese Technik kann auf Grund der hohen Anforderun-
gen an Arbeitssicherheit und Umweltschutz nicht mehr eingesetzt werden
oder nur nach Erstellung einer Gefährdungsbeurteilung und deren zwingen-
der Einhaltung und durch geschultes Personal mit entsprechenden Sicher-
heitseinrichtungen bzw. -vorkehrungen realisiert werden. 
Kaltvergussmassen sind entweder Ein- oder Zweikomponentensysteme. In
beiden Fällen wird ein stabiles Gehäuse für den mechanischen Schutz be-
nötigt, da die Vergussmasse dauerelastisch bleibt. Die Masse übernimmt den
Feuchtigkeitsschutz sowie gegebenenfalls die Isolierung. Da bei der Montage
(Bild 3.10) keine Schrumpfung auftritt, erübrigt sich ein Nachgießen.
Bild 3.10  Montage einer Verbindungsmuffe in Kaltvergusstechnik
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3.3.3   Gießharztechnik
Gießharzmassen werden in Zweikomponenten-Form (Harz und Härter)
geliefert und vor der Verarbeitung gemischt. Das Harz ist eine Masse
auf Basis von Polyurethan und Additiven. Der Härter basiert auf eine
Isocyanatverbindung. Sie benötigen nur eine Gießform, da das ausge-
härtete Gießharz, der so genannte Gießharzkörper, eine so große Fes-
tigkeit hat, dass er auch die Aufgabe des mechanischen Schutzes erfüllt.
Das schließt nicht aus, dass die Gießform aus anderen Gründen als Be-
standteil der Garnitur verbleibt. Das Gießharz dient gleichzeitig dem
Feuchtigkeitsschutz und der Isolierung (Bild 3.11).
Bei Zweikomponentenmassen sind die begrenzte Lagerzeit und die be-
grenzte Verarbeitungszeit nach dem Mischen (Topfzeit) zu beachten.
Die Gießharzmassen werden in Dosen oder Doppelkammerbeutel luft-
und lichtdicht geliefert und frostfrei gelagert. Bewährt haben sich so ge-
nannte Doppelkammer-Mischbeutel, in denen die Komponenten im „ge-
schlossenen System“ gemischt werden. Dabei werden die flüchtigen
Bestandteile der Isocyanathaltigen Härter gebunden, so dass während
des Vergießens der Muffe nur im flüssigen Zustand noch sehr geringe
Mengen entweichen können. Bei sachgemäßer Verarbeitung besteht so
keinerlei Gefahr für Monteur und Umwelt [3.3]. Die angemischten Rest-
mengen können als Hausmüll entsorgt werden.
Hausanschlussmuffen an kunststoffisolierten Niederspannungskabeln
sind der wichtigste Anwendungsbereich für Gießharzgarnituren.
                                                                                                          129
Bild 3.11  Schematische Darstellung einer Gießharz-Hausanschluss-
muffe mit Parallelabzweig
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                                                                                                          131
3.3.4   Schrumpftechnik
Grundsätzlich unterscheidet man zwischen
Warm- und Kaltschrumpftechnik.
Bei der Warmschrumpftechnik werden aufgewei-
tete Formteile aus vernetztem Kunststoff nach
dem Aufschieben durch externe Wärmezufuhr
(z.  B. Flamme) auf das abgesetzte Kabel ge-
schrumpft (Bild 3.12).
Formteile, welche die Aufgabe haben, die Garni-
turen gegen das Eindringen von Feuchtigkeit zu
schützen, sind innen mit einem Kleber versehen,
der die Grenzschicht zwischen Kabel und Garni-
tur verklebt. Zum Zweck der Feldsteuerung
 werden auch schwachleitende Schrumpfteile (re-
sistive und/oder refraktive Feldsteuerung) ver-
wendet.
Warmschrumpfgarnituren finden Verwendung als
Muffen und Endverschlüsse für Nieder- und Mit-
telspannungskabel.
Niederspannungs-Verbindungsmuffen aus wär-
meschrumpfenden Schläuchen sind in DIN 47632
und DIN V 47640 in Kombination mit Press- und
Schraubtechnik genormt.
Bild 3.13  Kaltschrumpftechnik
               a)  mit Stützrohr vor der Montage
               b)  fertig montierter Endverschluss
Bild 3.12  Warm-
schrumpf-Endver-
schluss
in Freiluftausfüh-
rung für VPE-iso-
lierte 20-kV-Kabel
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Bei der Kaltschrumpftechnik werden aufgeweitete, mechanisch vorge-
spannte Kunststoffformteile durch eine Stützwendel oder ein Stützrohr
im aufgeweiteten Zustand gehalten [3.4]. Bei der Montage wird die
Stützwendel bzw. das Stützrohr entfernt, wodurch das Formteil auf-
schrumpft (Bild 3.13). Der Vorteil gegenüber der Warmschrumpftechnik
ist, dass keine offene Flamme benötigt wird. 
3.3.5   Aufschiebtechnik
Aufschiebgarnituren sind Fertigteile aus Kunststoff – Silikonkautschuk
oder EPDM (Ethylen-Propylen-Dien-modifiziert) –, die auf das vorberei-
tete Kabelende aufgeschoben werden. Die Teile sind elastisch und dich-
ten auf dem Kabel durch Presssitz. Das Aufschiebteil dient der
Isolierung und hat im Regelfall ein integriertes Feldsteuerelement. Auf-
schiebgarnituren werden bei kunststoffisolierten Mittelspannungskabeln
als Endverschlüsse (Bild 3.14) und Muffen eingesetzt. Auch für die Ver-
bindung von einadrigen papier- mit VPE-isolierten Kabeln (Übergangs-
muffen) stehen Aufschiebgarnituren zur Verfügung.
132
Bild 3.14  Aufschiebend-
verschluss
a) Freiluftausführung
b) Innenraumausführung
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                                                                                                          133
3.4   Ausführungen von Kabelgarnituren
3.4.1   Muffen
Muffen werden vorwiegend im Erdreich eingesetzt. Sie müssen so be-
schaffen sein, dass auch bei lastabhängigen Temperaturschwankungen
keine Feuchtigkeit eindringen kann. Sie müssen weiterhin korrosions-
beständig sein, insbesondere auch gegenüber den im Erdboden zu er-
wartenden aggressiven Stoffen resistent sein [3.5].
Muffen müssen den Prüfanforderungen der Normreihe DIN VDE 0278
entsprechen.
Soweit Muffen ein Metallgehäuse haben, muss dieses mit dem Neutral-
leiter des Kabels oder dem metallenen Kabelmantel oder dem Schirm
verbunden sein. Das Muffengehäuse wird dadurch berührungssicher
und dient gleichzeitig als zusätzlicher Erder.
3.4.1.1   Verbindungsmuffen
Muffengehäuse aus Metallguss mit – je nach Kabelbauart – einer Innen-
muffe oder drei Innenmuffen stellen die klassische Methode zur Verbin-
dung papierisolierter Mittelspannungskabel dar. Diese werden praktisch
nicht mehr eingesetzt. Die heutigen Konstruktionen aus schlagzähen
Kunststoffen stellen eine hervorragende Alternative dar. Das Handling wird
auch bei der Montage durch das reduzierte Gewicht deutlich erleichert. 
Seit über 25 Jahren sind auch auf dem Gebiet der Verbindungsmuffen
für papierisolierte Kabel die Entwicklungen voran gekommen, wie z.  B.
eine Verbindungsmuffe in Warmschrumpftechnik für 10-kV-Gürtelkabel
(Bild 3.15) und eine Übergangsmuffe in Aufschiebtechnik, die zusätzlich
eine Füllmasse enthalten.
Bild 3.15  Verbindungsmuffe mit Massereservoir in Warmschrumpf-
technik für 10-kV-Gürtelkabel
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Zur Verbindung von kunststoffisolierten Kabeln werden montagefreund-
lichere und rationellere Verbindungsverfahren eingesetzt. Verwendung
finden Gießharzmuffen, Schrumpfmuffen, Muffen in Aufschiebtechnik
und Muffen, in denen verschiedene Grundtechniken (siehe auch Ab-
schnitt 3.3) miteinander kombiniert werden.
Im Niederspannungsbereich kommen heute fast ausschließlich Verbin-
dungsmuffen in Warmschrumpftechnik zum Einsatz. Hierfür werden vor-
konfektionierte Schrumpfschläuche verwendet. Muffen in Vergusstechnik
sind als Alternativen am Markt verfügbar. Früher wurden hierfür auch Heiß-
Bitumenmassen in Verbindung mit Graugussmuffen verwendet.
Im Mittelspannungsbereich haben aufschiebbare Verbindungsmuffen
(Bild 3.16) sehr weite Verbreitung gefunden. Mit diesen können auch
Kabel mit unterschiedlichen Leiterquerschnitten, -formen und -werk -
stoffen oder Kabel mit grafitierter und fest verschweißter äußerer Leit-
schicht miteinander verbunden werden. Eine rationelle Muffenmontage
ermöglicht auch die Warmschrumpftechnik. Die bereits seit einigen Jah-
ren auf dem Markt befindliche Kaltschrumpftechnik, die insbesondere
den Vorteil der Montage ohne Flamme bietet, hat sich bislang in
Deutschland nur in vergleichsweise geringem Umfang durchgesetzt.
3.4.1.2   Übergangsmuffen
Für die Verbindung von Kabeln unterschiedlicher Bauart, insbesondere
von VPE-isolierten mit papierisolierten Mittelspannungskabeln, werden
Übergangsmuffen benötigt, da hier Aufbauelemente mit grundsätzlich
verschiedenen chemischen und physikalischen Eigenschaften zusam-
menstoßen. Diese Übergangsmuffen enthalten Innenmuffen mit soge-
nannten „trockenem“ Aufbau bestehend aus Polymerschläuchen oder
bis vor einigen Jahren mit einer Füllung aus Kabelimprägniermasse
(Massereservoir) zur Nachtränkung des papierisolierten Kabels im Nah-
bereich der Muffe. Diese Technik kann als abgelöst bezeichnet werden,
da die Umweltauflagen für diese Arbeitsschritte ähnlich denen für die
134
Bild 3.16  Aufschiebbare Verbindungsmuffe mit integrierten Feldsteu-
erelementen für VPE-isolierte Mittelspannungskabel
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Bild 3.17  Übergangsmuffe für die Verbindung von Dreibleimantel -
kabel mit kunststoffisoliertem Kabel
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136
Heißvergusstechnik strengen unwirtschaftlichen Auflagen unterliegen.
Trockene Übergangsmuffen sind in unterschiedlichen Konstruktionen
am Markt erhältlich, z. B. siehe Bild 3.17. 
3.4.1.3   Abzweigmuffen
Um einen Niederspannungs-Verbraucher an ein durchgehendes Haupt-
kabel anzuschließen, werden spezielle Abzweigmuffen eingesetzt (in
Ausnahmefällen auch bei höheren Spannungen bis 20 kV). Der wesent-
liche Anwendungsbereich besteht in der Versorgung von einzelnen Ab-
nehmern über so genannte Hausanschlussmuffen, in denen ein Kabel
mit geringerem Leiterquerschnitt an das Hauptkabel angeschlossen
wird. Die gusseisernen Hausanschlussmuffen wurden auf breiter Front
von Kunststoffmuffen, die mit Kaltvergussmasse oder Gießharz gefüllt
werden, abgelöst.
Die Abzweigmuffe in klassischer T-Form wurde inzwischen weitgehend
von der so genannten Parallelabzweigmuffe verdrängt. Hierbei wird das
Abzweigkabel parallel zum Durchgangskabel in die Muffe eingeführt und
mit einem Klemmring angeschlossen (Bild 3.18). Bei Einhaltung der ent-
sprechenden Sicherheitsregeln kann diese Muffe auch unter Spannung
montiert werden. Ein weiterer Vorteil des Parallelabzweiges liegt im klei-
neren Füllvolumen.
Bild 3.18  1-kV-Abzweigmuffe für PUR-Gießharz geeignetes Gehäuse
an Kunststoffkabel
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Im Wettbewerb zu den mit unterschiedlichen Füllmassen vergossenen
Muffen mit Gehäuse stehen die Abzweigmuffen in Warmschrumpftech-
nik. Den äußeren Schutz dieser Muffen übernehmen faserverstärkte
Manschetten mit Kleberbeschichtung (Bild 3.19).
Unabhängig von den unterschiedlichen Montagetechniken der Abzweig-
muffen haben sich zur Herstellung der Leiterverbindungen Mehrfach-
klemmen (Klemmringe) durchgesetzt. Die Mehrfachabzweigklemmen
können im Set zum Lieferumfang der Muffe gehören. Diesen Lieferum-
fang muss der Anwender mit seinem Lieferanten abstimmen.
3.4.2   Endverschlüsse
Je nach Anbringungsort wird nach Innenraum- und Freiluft-Endverschlüs-
sen unterschieden. An Freiluft-Endverschlüsse sind besondere Anforde-
rungen hinsichtlich der Witterungs- und Umwelteinflüsse zu stellen [3.6].
Prüfanforderungen für Endverschlüsse sind in der Normenreihe
DIN VDE 0278 angegeben.
Die in DIN VDE 0101 angegebenen Richtwerte für das Innenraumklima
können nicht in allen Innenraumanlagen, z.  B. Umspannstationen, voraus -
gesetzt werden. 
Es sollten Endverschlüsse eingesetzt werden, die die festgelegten 
Prüfungen der Normenreihe DIN VDE 0278 bestanden haben.
Bild 3.19  Abzweigmuffe für kunststoffisolierte 1-kV-Kabel in Warm-
schrumpftechnik
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138
3.4.2.1   Endverschlüsse für Massekabel
Niederspannungs-Endverschlüsse
Die früher verwendeten, mit Vergussmasse gefüllten Endverschlüsse
erfordern einen beträchtlichen Montageaufwand. Heute werden deshalb
für Innenraum- und Freiluft-Endverschlüsse neuere Lösungen, wie z. B.
die Schrumpftechnik, angewendet.
Mittelspannungs-Innenraum-Endverschlüsse
Bei Endverschlüssen für papierisolierte Mittelspannungskabel sind
grundsätzlich zwei Bauarten zu unterscheiden:
– Endverschlüsse für Gürtelkabel und Höchstädterkabel
 – Endverschlüsse für Dreibleimantelkabel und einadrige Kabel
Bild 3.20  Druckfester Kleinend-
verschluss für papierisolierte
Mittelspannungs kabel
Bild 3.21 Innenraum-Endver-
schluss mit Klarsichtisolator
(Kunststoff) für papierisolierte
einadrige Kabel oder Dreibleiman-
telkabel bis 30 kV
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Diese Unterscheidung gilt sowohl für Innenraum- als auch für Freiluft-
Endverschlüsse. Nachfolgend in den Bildern 3.20 und 3.21 als klassi-
sche Bauweise anzusehen. Diese sollten auf Grund der aktuellen
Umweltauflagen und auch aus Arbeitssicherheitsaspekten nicht mehr
zum Einsatz kommen.
Mittelspannungs-Freiluft-Endverschlüsse
Freiluft-Endverschlüsse für papierisolierte Kabel bestehen aus einer
gusseisernen Fußarmatur, einem Isolator aus Porzellan oder Glas und
einer Kopfarmatur. Einadrige Kabel und Dreibleimantelkabel werden mit
drei einzelnen Endverschlüssen abgeschlossen. Dreileiter-Endver -
schlüsse für Gürtel- und Höchstädterkabel besitzen die gleichen Isola-
toren und Kopfarmaturen wie Endverschlüsse für einadrige Kabel; hier
tritt jedoch an die Stelle der Fußarmatur ein Aufteilgehäuse (Bild 3.22).
Bild 3.22  Freiluft-Endverschluss für Gürtelkabel oder Höchstädter -
kabel bis 36 kV
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140
Bei Glasisolatoren kann der Massestand während des Betriebs ohne
zusätzliche Maßnahmen kontrolliert werden, bei Porzellanisolatoren ist
dafür eine aufgesetzte Sichthaube erforderlich. Diese Bauweise wird im
Neubau nicht mehr errichtet und ist abgelöst durch den Einsatz von
Kunststoffkabeln. Aus Umweltschutzgründen kann auch das Nachfüllen
nur unter Beachtung der Auflagen noch durchgeführt werden. Empfoh-
len ist bei Erreichen einer bestimmten jährlichen Nachfüllmenge ggf. die
Altanlage zurückzubauen und durch Kunststoffkabel zu ersetzen.
3.4.2.2   Endverschlüsse für Kunststoffkabel
Niederspannungs-Endverschlüsse
Aus elektrischer Sicht sind für kunststoffisolierte Niederspannungskabel
keine Endverschlüsse erforderlich.
Die Leiterisolierung von Niederspannungs-Kunststoffkabeln ist weitge-
hend unempfindlich gegen Feuchtigkeit. In Muffen kann Wasser jedoch
zu Störungen führen. Deshalb sollten dort, wo mit Feuchtigkeit zu rech-
nen ist, Adern und Kabelzwickel dicht verschlossen werden, um ein Ein-
dringen von Wasser und dessen Ausbreitung im Kabel zu verhindern.
Diese Anforderung lässt sich relativ einfach mit wärmeschrumpfenden
Garnituren erfüllen (Bild 3.23).
Besteht die Gefahr einer unzulässigen Alterung der Isolierungen durch
UV-Strahlung, so sind diese abzudecken.
Bild 3.23  Endverschluss für kunststoffisolierte 1-kV-Kabel
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Mittelspannungs-Innenraum-Endverschlüsse
Im Mittelspannungsbereich haben sich für Innenraumanlagen Endver-
schlüsse in Kunststofftechnik durchgesetzt. In der Vergangenheit waren
diese Endverschlüsse mit Kunststoffmasse (Gießharz, Silikonkaut-
schuk) gefüllt. Heute werden überwiegend Endverschlüsse in Aufschieb-
technik eingesetzt. Daneben behaupten sich Endverschlüsse in
Warmschrumpftechnik.
Aufschiebbare Endverschlüsse bestehen aus Silikonkautschuk oder
EPDM und besitzen einen integrierten oder separaten Feldsteuerkörper
(Bild 3.24). Die Montage dieser Garnituren ist sehr einfach. Bei der Vor-
bereitung der Kabelenden muss besondere Sorgfalt angewendet werden,
damit es nicht aufgrund scharfer Kanten, Verschmutzungen, Lufteinschlüs-
sen o. Ä. zu Teilentladungen und somit zum Ausfall des Endverschlusses
kommt. Neuere Konstruktionen decken jeweils mehrere Querschnitte ab.
Auch die Warmschrumpftechnik gestattet eine rationelle Montage. Dabei
ist allerdings zum Aufschrumpfen der Feldsteuer- und Isolierschläuche
sowie gegebenenfalls der Isolierschirme die Zufuhr von Wärme, d.  h.
in der Regel die Verwendung einer offenen Flamme, erforderlich.
Kaltschrumpf-Endverschlüsse werden über das vorbereitete Kabelende
geschoben und schrumpfen nach dem Entfernen des Stützrohres bzw.
der Stützwendel selbsttätig auf das Kabel auf.
Mittelspannungs-Freiluft-Endverschlüsse
Für Freiluftanwendungen werden grundsätzlich die gleichen Techniken
wie bei Innenraum-Endverschlüssen eingesetzt; hier sind aber zusätz-
liche Anforderungen hinsichtlich der auftretenden Witterungseinflüsse
                                                                                                          141
Bild 3.24  Aufschieb-Innenraum-Endverschluss für VPE-isolierte 
20-kV-Kabel
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zu beachten. So werden beispielsweise Aufschieb- oder Schrumpfend-
verschlüsse (Bild 3.25) mit zusätzlichen Isolatorschirmen zur Verlänge-
rung der Kriechwege ausgestattet. Weiterhin ist es unbedingt
erforderlich, das Eindringen von Wasser in den Leiter und den Schirm-
bereich zu vermeiden.
Für spezielle Anwendungen werden Freiluft-Endverschlüsse mit Isola-
toren aus Porzellan oder Glas eingesetzt, wobei die stabile Bauweise
als Stützelement genutzt werden kann. Durch einen in den Isolator ein-
geklebten Adapter aus Silikonkautschuk wird der Anschluss unterschied-
lichster Kunststoffkabeltypen und -querschnitte ermöglicht.
3.4.3   Garnituren in Stecktechnik
3.4.3.1   Stecktechnik im Niederspannungsnetz
Insbesondere für den Einsatz in Kabelverteilerschränken mit geringer
Bautiefe wurde die Stecktechnik für das Niederspannungsnetz entwi-
ckelt [3.7]. Diese Stecksysteme bestehen aus Steckdosen, die zusam-
men mit Abdeckblenden auf den Sammelschienen montiert werden,
sowie aus den Kabelsteckern (Bild 3.26).
142
Bild 3.25  Freiluft-Schrumpfendverschluss für einadrige 20-kV-Kabel
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                                                                                                          143
Die Betätigung der Kabelstecker erfolgt mit dem für NH-Sicherungen ge-
normten Sicherungsaufsteckgriff. Beim Abziehen des Steckers ist eine
Arretierung zu überwinden, sodass sich aufgrund des erhöhten Kraftauf-
wandes zwangsläufig eine hohe Abzugsgeschwindigkeit ergibt. Die hohe
Abzugsgeschwindigkeit und integrierte Löschkammern gewährleisten
Lastschalteigenschaften; es können Ströme bis 300 A geschaltet werden.
Alle aktiven Teile dieses Niederspannungs-Laststecksystems sind im
gesteckten wie im gezogenen Zustand gegen direktes Berühren finger-
sicher abgedeckt (Schutzart IP2X entsprechend EN 60529).
3.4.3.2   Stecktechnik im Mittelspannungsnetz
Steckgarnituren haben integrierte feldsteuernde Elemente, eine Isolie-
rung aus Silikonkautschuk oder EPDM und eine äußere Umhüllung aus
einer leitfähigen Beschichtung oder einem leitenden Kunststoff oder aus
Metall [3.6].
Steckbare Kabelanschlüsse bestehen aus einem Geräteanschlussteil,
das in dem anzuschließenden Gerät eingebaut ist, und einem Kabel-
Bild 3.26  Niederspannungs-Stecksystem in einem Kabelverteiler-
schrank
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steckteil, das auf das Kabel montiert ist. Die beiden Teile werden durch
Stecken miteinander verbunden. Bei kleinen Nennströmen wird hierbei
gleichzeitig die Leiterverbindung hergestellt. Bei großen Nennströmen
wird die Leiterverbindung durch Schrauben gesichert. [3.1].
Nach der Lage des konusförmigen Isolierkörpers im Geräteanschluss -
teil wird nach dem Außenkonussystem und dem Innenkonussystem un-
terschieden (Bild 3.27).
144
Bild 3.27  Schematische Darstellung gekapselter steckbarer 
Kabelanschlüsse in Außen- und Innenkonustechnik
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                                                                                                          145
In Lasttrennschaltanlagen werden bevorzugt Steckteile in Außenkonus-
technik (bis 630 A) eingesetzt (Bild 3.28), während sich in Leistungs-
schalteranlagen Stecker in Innenkonustechnik durchgesetzt haben
(Bild 3.29).
Kabelsteckteile sind im gesteckten Zustand berührungssicher (gekapselt).
Die Abmessungen von Geräteanschlussteilen mit steckbaren Leiterver-
bindungen sind in DIN 47636 (Außenkonustechnik) und DIN 47637 
(Innenkonustechnik) sowie in EN 50180 und EN 50181 genormt.
Steckgarnituren werden als Kabelanschlüsse und Muffen von mehreren
Herstellern in vielfacher Ausführungsart angeboten (z.  B. gerader 
Stecker, Winkelstecker, T-Stecker).
Bild 3.28  Kabelsteckteil in
 Außenkonustechnik, MS
Bild 3.29  Kabelsteckteil in
Innenkonus technik, MS
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Aufgrund des steigenden Einsatzes von Kleinschaltanlagen mit beeng-
ten Anschlussräumen verzeichneten die Kabelsteckteile in den vergan-
genen Jahren deutliche Zuwachsraten und werden aufgrund der starken
Nachfrage ständig weiterentwickelt.
Zu der Gruppe der Stecker sind auch die so genannten Kabelsteck -
adapter zu zählen, die zwar die Anforderungen an die elektrische Fes-
tigkeit gewährleisten, jedoch nicht berührungssicher sind.
3.4.3.3   Stecktechnik im Hochspannungsnetz
In der Hochspannungstechnik haben sich zum Anschluss an die Schalt-
anlagen im Wesentlichen die steckbaren Garnituren durchgesetzt. Diese
haben ebenfalls integrierte feldsteuernde Elemente, wie ab der Mittel-
spannung bekannt. 
Das steckbare Kabelanschlusssystem besteht
grundsätzlich aus zwei Komponenten dem
Gießharzkörpern und dem dazugehörigen Ka-
belanschlussteil. Der Gießharzkörper wird nor-
mativ als Geräteanschlussteil, landläufig als
„Buchse“ bezeichnet. Das Kabelanschlussteil
wird umgangssprachlich auch als „Stecker“ be-
zeichnet. Im Bild 3.30 wird ein Anschlusssys-
tem in Innenkonusform nach DIN 50181
dargestellt.
Das Geräteanschlussteil, wird direkt in der
Schaltanlage bzw. dem Transformator kon-
struktiv integriert. Isolationsmedien wären
somit in Transformatoren, z. B. Mineralöl bzw.
Ester, sowie in Schaltanlagen, SF6 oder neue
alternative Gase. 
Im eingesteckten, betriebsbereiten Zustand
wird die Feldsteuerung entweder z. B. durch
tiefgezogene Aluminiumkalotten im Gießharz
vergossen oder alternativ in halbleitende
Harze eingebettet. Die Länge der Buchse kann
in vielen Fällen mit dem Ziel eines kompakten
Systems kürzer sein als von der Norm vorge-
146
Bild 3.30  Kabelsteck-
teil in Innenkonustech-
nik, HS
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                                                                                                          147
schrieben. Zur Erreichung der Normlänge werden Verlängerungsele-
mente aufgebracht. Optional sind Geräteanschlussteile mit kapazitivem
Spannungsabgriff versehen. Hierbei wird ein metallischer Ring einge-
gossen, wobei die Enden voneinander isoliert sein müssen.
Steckbare (lösbare) Kabelanschlusssysteme dienen als Schnittstelle
zwischen Kabel und Schaltanlage bzw. Transformator.
Die Integration eines Geräteanschlussteils ermöglicht, verglichen mit
der konventionellen Anschlusstechnik mit Endverschlüssen, neue An-
sätze. 
Im Folgenden einige Beispiele:
– Anschluss kunststoffisolierter Hochspannungskabel
– Steckbare Durchführung für den Anschluss an eine Freileitung bzw.
Prüfbetrieb
– Gasisolierte T- Muffen (zusätzlicher Abgang / optionale Zuleitung)
– Gasisolierte Prüfmuffe als spannungsfester Abschluss
– Stecker zur Stromprüfung (Prüfung bei Nennstrombelastung und im
Überlastbetrieb)
– Steckbare Überspannungsableiter ermöglichen eine Schutzeinrich-
tung direkt an dem zu schützenden Objekt
– Blindstecker für spätere Erweiterbarkeit
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148
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4   Errichten der Kabelanlage
Der Verkabelungsgrad, insbesondere in der Hochspannungsebene hat
sich in den letzten Jahren signifikant erhöht. Der Trend zur Verkabelung
bei der Mittel- und Niederspannung setzt sich weiter auch im ländlichen
und unbebauten Bereich fort.
Bei vielen Netzbetreibern wurden bereits mechanisierte Legeverfahren
eingeführt, die die Kabellegung kostengünstiger und umweltschonender
gemacht haben, siehe Abschnitt 4.5. Dadurch kann auch die Verkabelung
von Ausläuferleitungen wirtschaftlich interessant werden. Solche Legever-
fahren sind auch im Hochspannungsbereich möglich und werden verein-
zelt bei kunststoffisolierten 110-kV-Kabeln angewendet. Für die Unter-
querung von Gewässern und Verkehrswegen wurden Verfahren entwi-
ckelt, die eine Kabellegung ohne Aufbruch ermöglichen, damit die Akzep-
tanz erhöhen und oft kostengünstiger sind als herkömmliche Verfahren.
Ein fachgerechter, sorgfältiger Kabelleitungstiefbau durch qualifizierte
Unternehmen ist nach wie vor ein wesentlicher Faktor für die Errichtung
einer langlebigen, zuverlässigen und damit wirtschaftlichen Kabelanlage
(siehe auch Abschnitt 5). Zu beachten sind die Verantwortlichkeit für die
durchzuführenden Arbeiten und die Baustellensicherung.
Hilfreich ist es, wenn die zu beauftragenden Firmen einem Präqualifi-
kationsverfahren unterzogen werden und zusätzlich eine ständige Fir-
menbeurteilung im Zuge der durchgeführten Projekte stattfindet.
Sowohl für den Netzbetrieb als auch für die Auskunftserteilung ist eine
umfassende und aktuelle Dokumentation des Netzes erforderlich. Große
Bedeutung hat daher ein sorgfältig geführtes Planwerk, das heute über-
wiegend mit Hilfe der graphischen Datenverarbeitung erstellt und fortge-
führt wird. Durch die digitale Grundkartenerfassung und die Einbindung
der Versorgungsleitungen wird die Erstellung von Bestandsplänen ver-
einfacht und vereinheitlicht. 
4.1   Projektierung und Genehmigungsverfahren
Die Notwendigkeit neuer Kabelanlagen ergibt sich aus den Anforderun-
gen der Kunden sowie aufgrund betrieblicher oder netzplanerischer Ge-
sichtspunkte. In der Planungsphase werden zunächst Anfang und Ende,
Spannungsebene sowie die erforderliche Übertragungsleistung der Lei-
150
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tungsverbindung festgelegt. In der anschließenden Projektierungsphase
werden Kabeltyp, Querschnitt und der genaue Trassenverlauf bestimmt.
Hierbei sind technische, wirtschaftliche, genehmigungsrechtliche und
umweltrelevante Aspekte zu berücksichtigen.
4.1.1   Festlegen der Trasse
Eine wichtige Voraussetzung für die Wirtschaftlichkeit einer Kabelstre-
cke ist die Wahl einer geeigneten Kabeltrasse. Mit einer sorgfältigen
Planung der Kabeltrasse sind bei der Bauausführung erhebliche Arbeits-
erleichterungen und damit Kosteneinsparungen zu erzielen.
Die für die Stromversorgung erforderlichen Kabel sind möglichst im
„öffentlichen Verkehrsgrund“ zu legen. Darunter versteht man im All-
gemeinen die dem öffentlichen Verkehr dienenden Gehwege, Rad-
wege, Parkbuchten, Fahrbahnen, Plätze, Unterführungen, Brücken
und dergleichen. Bei der Legung im öffentlichen Verkehrsgrund sind
die einschlägigen Festlegungen mit den jeweiligen Eigentümern zu be-
achten. Maßgebend sind im Falle von kommunalen Straßen die Kon-
zessionsverträge oder Betriebsführungsverträge, im Falle von Straßen
höherer Ordnung Vereinbarungen mit Autobahndirektionen, Straßen-
bauämtern und Landkreisen. Kabellegungen in Grünanlagen, die der
Naherholung dienen, sind möglichst zu vermeiden. Es sollen so wenig
                                                                                                          151
Bild 4.1  schematische Darstellung für Trassenbelegung im 
öffentlichen Verkehrsraum (Quelle: Stromnetz Hamburg)
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152
wie möglich private Grundstücke in Anspruch genommen werden. Ist
dies nicht zu vermeiden, ist es immer ratsam, neben der NAV (Nieder-
spannungsanschlussverordnung) eine beschränkte persönliche
Dienstbarkeit im Grundbuch eintragen zu lassen. In der Vorbereitungs-
phase ist auch zu bedenken, wie die Beeinträchtigung von Grundstü-
cken und Straßen, insbesondere auch während der Bauphase, in
einem vertretbaren Maß gehalten werden kann. Die Wahl einer ent-
sprechenden Bauzeit (z. B. außerhalb der Vegetationsperiode, an ver-
kehrsneuralgischen Punkten während der Ferienzeit) und einer
entsprechenden Trasse (z. B. entlang von Wegen) kann erhebliche
Kosteneinsparungen bringen.
Um eine einheitliche Unterbringung von Leitungen und Anlagen in öffent-
lichen Flächen zu ermöglichen, sollte die ATB-BeStra (Allgemeine tech-
nische Bestimmungen für die Benutzung von Straßen durch Leitungen
und Telekommunikationslinien aus dem Jahr 2008 genutzt werden. In
den letzten Jahren wurden viele DIN-Normen überarbeitet bzw. neu er-
stellt, jedoch hat sich in der Praxis die in Bild 4.1 dargestellte Aufteilung
des öffentlichen Verkehrsraumes bewährt. Dabei sollten die Anlagen der
Stromversorgung und der Telekommunikation im Geh- bzw. Radweg, alle
anderen Anlagen im Straßenbereich untergebracht werden.
Lassen die örtlichen Gegebenheiten die gewünschte Anordnung nicht
zu, so ist mit den zuständigen Stellen (i. W. Straßenbaulastträger) eine
Trasse für die zu errichtenden Anlagen festzulegen. Auch hier kann un-
terstützend die ATB-BeStra genutzt werden. In der ATB-BeStra ist be-
schrieben, wo und in welcher Weise Leitungen unter Berücksichtigung
der verkehrlichen und technischen Belange der Straßenbauverwaltung,
der Straßennutzer und der bereits vorhandenen Leitungseinrichtungen
gelegt werden können, siehe Abschnitt 4.3.2.
In vielen Gemeinden werden Neubaugebiete mit so genannten Multiflä-
chen erschlossen. Durch den Wegfall der Gehwege liegen dann alle
Sparten in einem Graben. Aus Sicht der Energieversorgung entstehen
hier erhebliche Mehrkosten, da durch diese Multiflächen, die den glei-
chen Oberflächenaufbau wie die Straße aufweisen, eine tiefere Legung
der Versorgungsleitungen notwendig wird. Besonders in Städten wird
seit wenigen Jahren gern der Radstreifen nachträglich mit auf die Straße
geführt. In der verbleibenden Nebenfläche wird der Platz für die Versor-
gungsleitungen begrenzter. Dies führt oft zu Anpassungen der Leitungs-
träger, ganz besonders bei in Rohren verlaufenden, querenden
Leitungen. Auch bei der Herstellung von Hausanschlüssen werden alle
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Hausanschlussleitungen in einen gemeinsamen Graben gelegt. Bei die-
ser Bauweise, auch Mehrspartentechnik oder Querverbund genannt,
werden Kosten eingespart und die Bauzeit verkürzt.
Wesentliche Gesichtspunkte bei der Projektierung der Kabeltrasse ent-
halten DIN VDE 0276-1000 sowie die Hauptabschnitte „Empfehlung für
die Verwendung“ der entsprechenden Teile der DIN VDE 0276. Dane-
ben sind bei der Projektierung folgende Punkte zu beachten:
–  Grundstücksbeschaffenheit (Oberfläche, Boden und Nutzung)
–  vorhandene und geplante Leitungsanlagen und Bauwerke
–  topographische Verhältnisse
–  zu kreuzende Verkehrswege und Gewässer
4.1.2   Anordnung der Kabel
Während der Projektierungsphase ist auch die Anordnung der Kabel im
Graben festzulegen, da die Anordnung das Grabenprofil beeinflusst und
somit auch Auswirkungen auf die Trassenführung haben kann. Ein Bei-
spiel für verschiedene Kabelanordnungen zeigt Bild 4.2. Üblich sind die
Dreiecks- und Einebenenanordnung. Die vertikale Anordnung wird nur
in Ausnahmefällen bei sehr beengten Platzverhältnissen oder beim Ein-
satz von Kabelpflügen angewendet. 
Bild 4.2  Anordnung von einadrigen Kabeln
a) Dreiecksanordnung
b) Einebenenanordnung
c) vertikale Anordnung
                                                                                                          153
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154
Bei Niederspannungs-, Mittelspannungs- und Nachrichtenkabeln ist der
Platzbedarf ausschlaggebend für die Anordnung der Kabel im Graben.
Die Netzbetreiber definieren in der Regel Standardgräben und standar-
disierte Anordnungen (Bild 4.3), um Kosten und Projektierungsaufwand
zu senken, sowie die Abrechnung mit Tiefbauunternehmen zu verein -
fachen. Beispiele und Randbedingungen sind in Abschnitt 4.3.2 auf -
gezeigt.
Ab der Mittelspannungsebene und bei großen zu übertragenden Leis-
tungen wirkt sich die Anordnung zunehmend auf die elektrischen Eigen-
schaften der Kabelanlage aus. Speziell bei einadrigen Kabeln sollten
jeweils die Adern eines Drehstromsystems gebündelt im Dreieck ange-
ordnet werden oder verseilte Kabel zum Einsatz kommen. Dadurch wer-
den die Wechselstromzusatzverluste verringert, was sich günstig auf
die Kabelbelastbarkeit auswirkt. Außerdem werden die magnetischen
Felder auf ein Mindestmaß reduziert.
Bild 4.3  Beispiel für eine mögliche Trassenbelegung eines städti-
schen Netzbetreibers (Quelle: Stromnetz Hamburg)
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156
Bei Hochspannungskabelanlagen beeinflusst neben der räumlichen An-
ordnung auch die Art der Erdung der Kabelmäntel bzw. der Kabel-
schirme die Übertragungseigenschaften. Je nach der zu übertragenden
Leistung und der Kabellänge kann eine einseitige Erdung der Mäntel
bzw. Schirme oder eine zyklische Auskreuzung (cross bonding) erfor-
derlich sein, vor allem bei großen Querschnitten der Mäntel (Blei oder
Aluminium) bzw. Schirme. Das Auskreuzen erfolgt mittels spezieller Muf-
fen (cross-bonding-Muffen), die ein isolierendes Zwischenstück haben.
Dadurch lassen sich in der Muffe die Mäntel bzw. Schirme elektrisch
trennen; sie können somit durch eine entsprechende Zusammenschal-
tung zyklisch vertauscht werden. Die Schaltung erfolgt meist in oberir-
disch aufgestellten Schränken. Eine Auskreuzstrecke besteht aus drei
(oder einem Vielfachen von drei) gleich langen Teilstrecken, die an bei-
den Enden geerdet ist, während die inneren Muffen ausgekreuzt sind
(Bild 4.4). Mit dieser Maßnahme wird der Induktionsstrom in den Män-
teln bzw. Schirmen bis auf einen Reststrom unterdrückt, was wesentlich
zur Verminderung der Verluste und damit zur Erhöhung der Übertra-
gungsfähigkeit beiträgt.
Bei Kabeln für sehr hohe Leistungen können Maßnahmen zur aktiven
Kühlung erforderlich sein, die damit ebenfalls die Anordnung und das
Trassenprofil beeinflussen (Abschnitt 2.7.7.2).
Bild 4.4  Beispiel eines Auskreuzschemas (cross bonding)
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                                                                                                          157
4.1.3   Näherungen und Kreuzungen mit anderen Anlagen
Bei Näherungen und Kreuzungen von Kabeln mit anderen Anlagen und
Bauteilen müssen entsprechende Regeln beachtet werden, damit beim
Bau keine gegenseitigen Beschädigungen und beim Betrieb keine unzu-
lässigen gegenseitigen Beeinträchtigungen entstehen. Allein schon
wegen der möglichst ungehinderten Durchführung von Arbeiten an den
Anlagen sind genügend große Abstände einzuhalten. Darüber hinaus
können sich aber auch aus dem laufenden Betrieb Notwendigkeiten für
besondere Schutzmaßnahmen ergeben. Sofern aus besonderen Grün-
den von den üblichen Abständen abgewichen werden soll, sind entspre-
chende andere Schutzmaßnahmen zwischen den Beteiligten festzulegen.
Sehr häufig sind Kreuzungen oder Näherungen der Kabel mit Fernmel-
deanlagen, Eisenbahnen, Autobahnen oder Wasserstraßen. Hierbei
sind die in DIN VDE 0100-520 zusammengestellten Kreuzungs- und Nä-
herungsvorschriften für Kabel im Erdreich zu beachten.
Fernmeldeanlagen
Im ungestörten Betrieb gehen keine Beeinflussungen von Kabelanlagen
auf Fernmeldeanlagen aus. Im Fall von Störungen an Kabelanlagen
kann ein Fehlerstrom über das Erdreich fließen; das kann zu Signalein-
kopplungen und Spannungsanhebungen auf Fernmeldeleitungen füh-
ren. Insbesondere DIN VDE 0228, die Technischen Empfehlungen und
Richtlinien der Schiedsstelle für Beeinflussungsfragen (SfB) und die Ge-
fahrenstellen-Vereinbarung Telekom/VDEW sind zu beachten.
Eisenbahnen, Autobahnen und Wasserstraßen
Bei Kreuzungen und Näherungen mit Eisenbahnen, Autobahnen und
Wasserstraßen sind die Besonderheiten, wie der Zugang zur Baustelle
und die Gefährdung des Verkehrs, sowohl beim Bau als auch im lau-
fenden Betrieb zu berücksichtigen. Bei elektrischen Bahnanlagen sind
zusätzlich Fragen des Korrosionsschutzes zu beachten. Falls vorhan-
den, gelten für Signal- und Fernmeldeeinrichtungen die oben gemach-
ten Aussagen zu Fernmeldeanlagen. Besonders zu beachten sind
DIN VDE 0115 und  DIN VDE 0150, sowie die Empfehlungen und Richt-
linien der Arbeitsgemeinschaft DVGW/VDE für Korrosionsfragen (AfK),
die Stromkreuzungs-Richtlinien für Bundesbahn, die NE-Stromkreu-
zungsrichtlinien für nichtbundeseigene Eisenbahnen und die Wasser-
straßen-Kreuzungsvorschriften für fremde Starkstromanlagen.
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Fernwärmenetze
Durch Kreuzungen und Näherungen zu Fernwärmeleitungen wird die
Wärmeabfuhr der Kabelanlage beeinträchtigt. In [4.1] sind Abstände ge-
nannt, bei denen sowohl die Wärmeabfuhr für die Kabelanlage als auch
die Zugänglichkeit der Leitungen bzw. Kabel gewährleistet ist. Danach
sind im Regelfall für Niederspannungskabel und Nachrichtenkabel
30 cm, für einzelne Mittelspannungskabel je nach örtlichen Verhältnis-
sen 60 bis 80 cm und für mehrere Mittelspannungskabel 100 bis 150 cm
Abstand einzuhalten.
Ist z. B. bei Querungen die Einhaltung der Abstände nicht möglich, kön-
nen in Abstimmung mit dem Fernwärmenetzbetreiber wärmeableitende
Platten ins Erdreich eingebracht werden, um die gegenseitigen Einflüsse
zu minimieren.
Gasleitungen
Um eine gegenseitige Gefährdung im Fehlerfall auszuschließen, sollen
Gasleitungen und Kabelanlagen in ausreichendem Abstand voneinan-
der gelegt werden. Einzelheiten hierzu sind in der Technischen Emp-
fehlung Nr. 7 der Schiedsstelle für Beeinflussungsfragen und in den
Arbeitsblättern des Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.V.
(DVGW) geregelt.
Der Abstand zwischen Gasleitung und Kabel soll mindestens 0,2 m be-
tragen, bei Parallelführung soll ein Abstand von 0,4 m angestrebt wer-
den. Sofern der Mindestabstand von 0,2 m nicht eingehalten werden
kann, muss durch geeignete Maßnahmen, die zwischen den Leitungs-
betreibern getroffen werden, ein direktes Berühren verhindert werden.
158
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4.1.4   Behördliche Genehmigung, Wegenutzung
Planfeststellungsverfahren, Plangenehmigungsverfahren
Die Erfordernis von Planfeststellungsverfahren und Plangenehmigungs-
verfahren ist im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), § 43, Ausgabe vom
13. April 2017, geregelt. 
§ 43 Erfordernis der Planfeststellung
Die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung von
1. Hochspannungsfreileitungen, ausgenommen Bahnstromfernleitun-
gen, mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt oder mehr,
2. Gasversorgungsleitungen mit einem Durchmesser von mehr als 300
Millimeter,
3. Hochspannungsleitungen, die zur Netzanbindung von Windenergie-
anlagen auf See im Sinne des § 3 Nummer  9 des Erneuerbare-Ener-
gien-Gesetzes im Küstenmeer als Seekabel und landeinwärts als
Freileitung oder Erdkabel bis zu dem technisch und wirtschaftlich
günstigsten Verknüpfungspunkt des nächsten Übertragungs- oder
Verteilernetzes verlegt werden sollen und
4. grenzüberschreitende Gleichstrom-Hochspannungsleitungen, die
nicht unter Nummer 3 fallen und die im Küstenmeer als Seekabel
verlegt werden sollen, sowie deren Fortführung landeinwärts als
 Freileitung oder Erdkabel bis zu dem technisch und wirtschaftlich
günstigsten Verknüpfungspunkt des nächsten Übertragungs- oder
Verteilernetzes, 
5. Hochspannungsleitungen nach § 2 Absatz 5 und 6 des Bundesbe-
darfsplangesetzes,
bedürfen der Planfeststellung durch die nach Landesrecht zuständige
Behörde. Bei der Planfeststellung sind die von dem Vorhaben berührten
öffentlichen und privaten Belange im Rahmen der Abwägung zu berück-
sichtigen.
Für Hochspannungsleitungen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt
im Küstenbereich von Nord- und Ostsee, die in einem 20 Kilometer brei-
ten Korridor, der längs der Küstenlinie landeinwärts verläuft, verlegt wer-
den sollen, kann ergänzend zu Satz 1 Nr. 1 auch für die Errichtung und
den Betrieb sowie die Änderung eines Erdkabels ein Planfeststellungs-
verfahren durchgeführt werden.
                                                                                                          159
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160
Nach dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) können hier
wesentliche Verkürzungen der Genehmigungslaufzeiten erreicht wer-
den. Mit der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) erfolgt eine bessere
Anerkennung der Kosten für Erdverkabelungsmaßnahmen. Der behörd-
liche Genehmigungsprozess kann beim Umweltbundesamt (UBA), z. B.
auf dessen Homepage eingesehen werden [4.2].
Raumordnungsverfahren
Nach dem Raumordnungsgesetz, das durch Landesplanungsgesetze
einzelner Bundesländer ergänzt wird, werden bei überörtlichen und
raumbedeutsamen Planungen Raumordnungsverfahren notwendig. Im
Einzelfall ist zu prüfen, ob weitere Gesetze (z. B. Naturschutzgesetz,
Wasserrecht) betroffen sind.
Sonstige Genehmigungen sowie privatrechtliche Zustimmungen
Vor Beginn der Arbeiten in öffentlichen Straßen ist in jedem Fall die
 Zustimmung des Straßeneigentümers sowie eine Anordnung verkehrs-
regelnder Maßnahmen bei der zuständigen Behörde einzuholen. Grund-
lagen sind hier die Regelwerke RSA und ZTV SA (siehe Abschnitt 4.1.8).
Für diese Genehmigungen existiert keine bundeseinheitliche Gebüh -
renordnung. Daher hat es sich als vorteilhaft erwiesen, mit Straßenei-
gentümern Rahmenverträge abzuschließen, in denen die Bedingungen
häufig wiederkehrender Baumaßnahmen geregelt sind. Bei Legung von
Leitungen in stadt- bzw. gemeindeeigenen öffentlichen Verkehrsflächen
sind bestehende Konzessionsverträge zu beachten.
Bei Inanspruchnahme von öffentlichem Grund – kein öffentlicher Ver-
kehrsgrund – sowie von Privatgrundstücken ist ebenfalls eine vorherige
Zustimmung des Grundstückseigentümers notwendig. Eine solche Zu-
stimmung darf bei der Inanspruchnahme von Privatgrundstücken nach
der NAV (Niederspannungsanschlussverordnung bzw. Verordnung über
Allgemeine Bedingungen für den Netzanschluss und dessen Nutzung
für die Elektrizitätsversorgung in Niederspannung) i. d. R. nicht versagt
werden, wenn der Grundstückseigentümer Netzanschlusskunde des ört-
lichen Netzbetreibers ist und die Leitung der örtlichen Versorgung dient.
Der Grundstückseigentümer darf im Anwendungsbereich der NAV nur
dann die Inanspruchnahme seines Grundstückes verweigern, wenn dies
für ihn mit unzumutbaren Nachteilen verbunden ist. Für Mittel- und
Hochspannungsanlagen ist grundsätzlich eine dingliche Sicherung für
den Bau, den Betrieb und die Unterhaltung durch Abschluss eines
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                                                                                                          161
Dienstbarkeitsvertrages und Eintragung einer Dienstbarkeit herbeizu-
führen, da nur so die vereinbarten Rechte auf Dauer (z. B. bei Verkauf
des Grundstücks) gesichert sind.
4.1.5   Projektplan
Der Projektplan dient als Grundlage für die interne Bearbeitung und Ge-
nehmigung der Maßnahme, die behördliche Genehmigung der Trasse,
die Abstimmung mit anderen Versorgungsträgern, die Einholung der 
Zustimmung der Grundstückseigentümer sowie für die Erstellung der
Ausschreibungsunterlagen. Der Projektplan sollte möglichst viele Infor-
mationen entlang der geplanten Trasse enthalten:
–  projektierte Trasse
–  vorhandene und projektierte Verkehrswege, Brücken, Gebäude, Bau-
linien, Baumpflanzungen usw.
–  Grundstücksgrenzen
–  Gewässer, Schutzgebiete
–  vorhandene und projektierte andere Leitungen
Im Bedarfsfall sind darüber hinaus Höhenprofile und Kreuzungsunter-
lagen zu erstellen.
Bild 4.5  Ausschnitt aus einem digitalen Projektplan (Quelle: Westnetz)
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Zur Erstellung des Projektplans wird zunehmend die graphische Daten-
verarbeitung eingesetzt (siehe auch Abschnitt 4.10). Dadurch lässt sich
ein Plan blattschnittfrei aus der gespeicherten Grundkarte erstellen, in
den die projektierten Leitungen eingetragen werden. Eine weitere Ver-
einfachung für die Abstimmung und das Genehmigungsverfahren ergibt
sich, wenn die digitale Grundkarte der amtlichen Katasterkarte ent-
spricht (Bild 4.5).
Der Projektplan enthält üblicherweise alle bereits vorhandenen Kabel
sowie die projektierten neuen Trassen. Die Anzahl der auf diesen Tras-
sen neu zu legenden Kabel wird im Allgemeinen im Projektplan nicht
dargestellt. Die Angabe der jeweiligen Grabenprofile ist dann hilfreich,
wenn sich im Verlauf der Trasse die Zahl der zu legenden Leitungen än-
dert. Das unterstützt die Arbeit der Tiefbaufirmen und vermeidet unnö-
tige Diskussionen bei der späteren Aufmaßerstellung.
4.1.6   Bodenuntersuchung
Bodenuntersuchungen können erforderlich sein, um die angetroffenen
Bodenarten auf ihre Wiederverwendung zu prüfen. In aggressive Böden,
wie Moor, Torf, Asche, Bauschutt usw., dürfen Kabel zur Vermeidung
von chemischer Korrosion nicht unmittelbar eingebettet werden. In sol-
chen Fällen muss der Boden in der Umgebung des Kabels (ca. 20  cm
nach allen Seiten) gegen geeignetes Füllmaterial (z. B. Sand) ausge-
tauscht werden, es sei denn, es kommt eine besondere Mantelkonstruk-
tion zum Einsatz oder die Kabel werden in Rohre gelegt.
Bei der Entstehung von Abfällen durch Oberflächenaufbruch oder Bo-
denaustausch ist das Kreislaufwirtschaftsgesetz (KrWG) zu berücksich-
tigen. Die Deponieverordnungen sehen für Bodenaushub grundsätzlich
vor einer Deponierung eine Bodenklassifizierung nach Belastungsstufen
mittels Beprobung vor.
–  Z 0: uneingeschränkter Einbau mit Ausnahme in Schutzgebietszonen
III sowie mit Überlagerung durch Bodenschicht, die die Vorsor-
gewerte der Bundes-Bodenschutz- und Altlastenverordnung
(BBodSchV) einhält 
–  Z 1: eingeschränkter offener Einbau
–  Z 2: eingeschränkter Einbau mit definierten technischen Sicherungs-
maßnahmen (Behördeneinbindung)
Hier können erhebliche Mehrkosten für den Auftraggeber entstehen.
162
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Wenn auf Grund der Örtlichkeit kein Platz zur Bodenlagerung vorhanden
ist, ist belasteter Boden als Abfall zu betrachten und entsprechend dem
KrWG zu behandeln.
Ferner ist die Bestimmung der Homogenbereiche nach DIN 18300 für
die Leistungsbeschreibung bei der Vergabe der Tiefbauarbeiten erfor-
derlich. In dieser DIN sind Querverweise zu den einschlägigen DIN-
Normen für Baugrunduntersuchungen, sowie zu geotechnischen Erkun-
dungen enthalten. Besonderheiten der Bodenbeschaffenheit können ent-
scheidend in die Kosten der Kabelanlage eingehen. Deshalb ist 
es wichtig, sich hierüber frühzeitig Kenntnisse zu verschaffen, um gege-
benenfalls eine andere Kabeltrasse zu suchen, denn bei Aufbruch des
Bodens wird der Auftraggeber Eigentümer des Aushubs und ist somit für
dessen sachgerechte Behandlung, ggf. Entsorgung verantwortlich.
Besteht Verdacht auf Verunreinigung des Aufbruch- und Aushubmateri-
als, so sind genauere Untersuchungen vorzunehmen. Für den Fall, dass
das Material gemäß Wasserhaushaltsgesetz oder entsprechender 
Vorschriften nicht mehr eingefüllt werden darf, ist die weitere Vorgehens-
weise zur Verwertung bzw. Entsorgung den einschlägigen Verwaltungs-
vorschriften zu entnehmen.
Hier ist im Wesentlichen die BBodSchV zu berücksichtigen, daraus ein
Auszug:
Diese Verordnung gilt für:
„… die Untersuchung und Bewertung von Verdachtsflächen, altlastver-
dächtigen Flächen, schädlichen Bodenveränderungen und Altlasten sowie
für die Anforderungen an die Probennahme, Analytik und Qualitätssiche-
rung nach § 8 Abs. 3 und § 9 des Bundes-Bodenschutzgesetzes, (…).“ 
4.1.7   Information Dritter
Jedes projektierte Bauvorhaben ist so frühzeitig bekanntzugeben, dass
den Betroffenen ausreichend Zeit zur Rückäußerung und Vorbereitung
ihrer Maßnahmen zur Verfügung steht. In dem „Verfahren zur Informa-
tion der Betreiber anderer Leitungen“ sind Art und Umfang der pro -
jektierten Baumaßnahmen in einem Projektplan maßstäblich und
übersichtlich auszuweisen. In der Stellungnahme müssen die betroffe-
nen Stellen alle ihre vorhandenen und geplanten Anlagen darstellen.
                                                                                                          163
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Es ist empfehlenswert, die Anlieger über die geplanten Arbeiten durch
Hinweistafeln oder Infoflyer vorab zu informieren. Zum einen benötigen
besonders Gewerbetreibende diese Information, um Ihre Lieferanten zu
informieren, zum anderen fühlen sich die Anlieger gut informiert und
haben so auch eine Kontaktadresse.
Bei Kleinstmaßnahmen und Tagesbaustellen, z.  B. Hausanschlüssen,
wird im Normalfall auf ein solches Verfahren verzichtet.
4.1.8   Koordinierung mit anderen Baumaßnahmen
Bei der Neuerschließung von Wohn- und Gewerbegebieten oder Sanie-
rung von Straßen und Leitungsanlagen sollte eine möglichst frühe ge-
genseitige Abstimmung der verschiedenen Leitungsbetreiber über den
zeitlichen Ablauf der Baumaßnahmen erfolgen. Durch diese Koordinie-
rung werden wiederholte Aufgrabungen und damit unnötige Kosten ver-
mieden. Kabel sollten immer im Anschluss an die Bauarbeiten für Kanal
und möglichst nach den Bauarbeiten für Fernwärme, Wasser und Gas
gelegt werden. Insbesondere bei größeren Maßnahmen ist ein abge-
stimmter schriftlicher Bauzeitenplan erforderlich.
Städte und Gemeinden neigen dazu, nach Neu- bzw. Sanierungsarbei-
ten Aufgrabesperrfristen von bis zu 5 Jahren festzulegen, damit der Stra-
ßenkörper durch nachträgliche Arbeiten nicht zu schnell wieder
geschädigt wird.
Aus diesem Grund werden i. d. R. vor solchen Arbeiten alle Betreiber von
Versorgungs- und Entsorgungsleitungen über geplante Arbeiten informiert. 
Die mehrspartige Legung, insbesondere bei der Herstellung von Haus-
anschlüssen, erfolgt heute von vielen Unternehmen standardmäßig und
gilt als anerkannte Technik.
4.1.9   Abstimmung mit Behörden bei Arbeiten im Verkehrsraum
Bei der Planung eines größeren Bauvorhabens sollte bereits vorab mit
der Straßenverkehrsbehörde abgestimmt werden, welche verkehrs-
rechtlichen Auflagen zu erwarten sind. Bei Aufgrabungen in oder an öf-
fentlichen Straßen können die Auflagen zur Verkehrssicherung, z.  B.
Ab- und Wiederanfuhr des Aushubs, besonders umfangreiche Beschil-
164
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derungen usw., für die Kostenberechnung von großer Bedeutung sein.
Die Straßenverkehrsordnung (StVO) fordert für die Festlegung der Bau-
stellenbeschilderung, im Regelfall vom Bauunternehmen, einen Ver-
kehrszeichenplan (§ 45). Im Wesentlichen muss dieser enthalten:
–  den Straßenabschnitt,
–  die im Zuge des Abschnitts bereits vorhandenen Verkehrsschilder,
Verkehrseinrichtungen und Anlagen,
–  Art und Ausmaß der Arbeitsstelle, einschließlich der für die Baustel-
leneinrichtung benötigten Fläche,
–  die für die Kennzeichnung der Arbeitsstelle und für die Verkehrsfüh-
rung im Bereich der Arbeitsstelle notwendigen Verkehrszeichen und
Verkehrseinrichtungen.
Es empfiehlt sich, mit den zuständigen Ordnungsbehörden Regelpläne
gemäß Richtlinien für die Sicherung von Arbeitsstellen an Straßen (RSA)
zu vereinbaren, die sich in vielen Fällen als ausreichend erweisen.
Die Anordnungen der Ordnungsbehörden richten sich an den Bauun-
ternehmer. Die Ordnungsbehörde legt fest, in welchem Umfang der öf-
fentliche Verkehrsraum vorübergehend eingeschränkt werden kann
(§ 32 StVO) und verpflichtet den Bauunternehmer, die erforderlichen Si-
cherungsmaßnahmen gegenüber dem Straßenverkehr zu treffen. Be-
sondere Bedeutung kommt dabei den RSA und den Zusätzliche
Technische Vertragsbedingungen und Richtlinien für Sicherungsarbeiten
an Arbeitsstellen an Straßen (ZTV-SA) des Bundesministeriums für Ver-
kehr, Bau und Stadtentwicklung, in der jeweils gültigen Fassung zu.
4.1.10   Ausschreibung und Vergabe der Kabellegungsarbeiten
Die Ausschreibung und Vergabe von Kabellegungsarbeiten sollte auf
folgenden Angaben und Festlegungen beruhen:
–  Einleitende Erläuterung der Baumaßnahme (grobe Baubeschreibung)
–  detaillierte Beschreibung der auszuführenden Arbeiten
–  Angaben über die Homogenbereiche sowie die vorhandenen bzw.
herzustellenden Oberbauschichten und Oberflächen
–  Aufzeigen der vom Unternehmer zu entsorgenden Abfälle gemäß
KrWG, siehe auch Abschnitt 4.3.3
–  Angaben zur Kampfmittelbelastung (Begleitung durch Fachkundigen
gemäß §20 „Sprengstoffgesetz“)  
                                                                                                          165
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–  Angaben zur Kabellegung (Ziehen der Kabel, Schutzmaßnahmen für
das Kabel, Hinweise auf mögliche Hindernisse bei der Kabellegung)
–  Angaben über das Füllen des Kabelgrabens, über die Abfuhr und Ent-
sorgung des übriggebliebenen Aushubs
–  Angaben über Wiederinstandsetzung der Straßenoberflächen unter
Berücksichtigung der einschlägigen Vorschriften, z. B. Regelwerk für
den Straßenbau
–  Angaben über die Verrechnung gegebenenfalls auftretender beson-
derer Leistungen
–  Angaben über das Beistellen besonderer Baustoffe (z.  B. Schutz-
rohre, Sand, Füll- und Abdeckmaterial) und Leistungen (z. B. Kabel-
transport, Bohrungen)
–  Ausführungsfristen, gegebenenfalls unter Festlegung von Vertrags-
strafen
–  Haftung und Gewährleistung
–  besondere Bedingungen für Abrechnung und Bezahlung
–  Einbehaltung einer Sicherheitsleistung für etwaige Nachbesserungs-
arbeiten
–  Hinweise auf Erfüllung behördlicher Auflagen
Bewährte Grundlage für das Bauvertragswesen ist die Vergabe- und
Vertragsordnung für Bauleistungen (VOB). 
Teil A (DIN 1960) der VOB enthält „Allgemeine Bestimmungen für die
Vergabe von Bauleistungen“, Teil B (DIN 1961) „Allgemeine Vertrags-
bedingungen für die Ausführung von Bauleistungen“ und Teil  C
(DIN 18299 – 18459) „Allgemeine Technische Vertragsbedingungen für
Bauleistungen“. Werden die Regelungen der VOB als Vertragsbestand-
teil vereinbart, so gilt für die Kabelleitungstiefbauarbeiten die DIN 18322
„Kabelleitungstiefbauarbeiten“ in der jeweils gültigen Fassung.
Hinweise für Aufgrabungen in Verkehrsflächen enthalten die Zusätzliche
Technische Vertragsbedingungen und Richtlinien für Aufgrabungen in
Verkehrsflächen (ZTV A-StB).
Bauarbeiten für Kabellegung werden in der Regel an Tiefbauunterneh-
men vergeben, die auf Kabelleitungstiefbau spezialisiert sind. 
Es muss sichergestellt sein, dass diese Unternehmen über einschlägig
qualifiziertes Personal und geeignete technische Ausrüstung verfügen,
da eine qualifizierte Behandlung der Kabel sowohl beim Transport als
auch während des Legens dringend erforderlich ist. Beschädigungen
166
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werden oft nicht sofort erkannt oder als belanglos abgetan und können
später zu einem Ausfall des Kabels mit umfangreichen und teuren Re-
paraturarbeiten führen. Daher muss bei einer Ausschreibung der billigste
Anbieter nicht zwangsläufig der wirtschaftlich günstigste sein.
Der Auswahl der mit der Kabellegung beauftragten Unternehmen kommt
besondere Bedeutung zu. Zur Auswahl geeigneter Leitungstiefbauun-
ternehmen sollte die im Jahr 2015 erstmals veröffentlichte VDE-Anwen-
dungsregel „Bauunternehmen im Leitungstiefbau – Mindest anforde-
rungen“ (VDE-AR-N 4220), sowie die im Jahr 2016 herausgegebene
VDE-Anwendungsregel „Mindestanforderungen an ausführende Unter-
nehmen in der Kabellegung“ (VDE-AR-N 4221) herangezogen werden.
Die RAL-GZ 962 „Kabelleitungstiefbau“ enthält Bestimmungen für die
Gütesicherung. Tiefbauunternehmen, die das RAL-Gütezeichen führen,
müssen die in den Güte- und Prüfbestimmungen enthaltenen Anforde-
rungen erfüllen und bieten somit die Gewähr für eine entsprechende
Ausführungsqualität. Die Unternehmen können aber auch auf andere
Art bewertet werden, z. B. durch eine Präqualifikation.
Darüber hinaus kann bei der Vergabe die Verordnung von öffentlichen
Aufträgen im Bereich des Verkehrs, der Trinkwasserversorgung und der
Energieversorgung (Sektorenverordnung – SektVO) angewandt werden.
Öffentliche Aufträge, deren geschätzter Wert einen festgelegten Schwel-
lenwert überschreitet, müssen entsprechend der so genannten Sekto-
renverordnung europaweit ausgeschrieben werden. Die jeweils gültigen
Schwellenwerte werden im Bundesanzeiger veröffentlicht [4.3]. 
Anmerkung: Nach §3 SektVO ist eine Freistellung durch die EU-Kom-
mission möglich, wenn die Sektorentätigkeiten sich auf den Markt mit
freiem Zugang bezieht und unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt
sind. Der Freistellungsantrag kann vom Bundeswirtschaftsministerium
(BMWi), einzelnen Auftraggebern oder Verband gestellt werden.
4.2   Vorarbeiten und Baustelleneinrichtung
Baustellen, dazu gehören auch Abstellplätze für Baustoffe und Bauge-
räte, sind so zu sichern, dass weder die an der Baustelle Beschäftigten
noch Dritte gefährdet werden.
                                                                                                          167
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4.2.1   Erkundigungspflicht
Vor Beginn der Bauarbeiten ist der Auftraggeber (Bauherr) verpflichtet,
sich bei allen örtlichen Leitungsbetreibern zu erkundigen, ob im Arbeits-
bereich Kabel oder Leitungen vorhanden sind. Die Erkundigungspflicht
kann an Dritte, z. B. an das ausführende Tiefbauunternehmen, vertrag-
lich übertragen werden.
Diese Maßnahme dient der Sicherheit des Personals im Arbeitsbereich
und dem Schutz der im Boden befindlichen Anlagen.
Werden durch Tiefbauarbeiten Versorgungsstörungen verursacht, kön-
nen seitens der Betroffenen Schadenersatzansprüche geltend gemacht
werden. Wer die Erkundigungspflicht verletzt und dadurch eine Beschä-
digung verursacht, muss nach geltender Rechtsprechung mit Bestra-
fung wegen fahrlässiger Baugefährdung rechnen.
Beim grabenlosen Leitungsbau ist die vorherige Erkundigung nach vor-
handenen Leitungen noch wichtiger als bei der konventionellen Kabelle-
gung, da bei diesen Legemethoden keine optische Kontrolle des „Grabens“
erfolgt. Unerkannte Leitungen können so bemerkt oder unbemerkt beschä-
digt werden. In begründeten Fällen muss die grabenlose Bauweise einge-
stellt und die Maßnahme in offener Bauweise weitergeführt werden.
4.2.2   Verkehrssicherung
In öffentlichen Straßen ist die Straßenverkehrsordnung maßgebend.
Entsprechend sind im Bereich von Autobahnen, Wasserstraßen, Schie-
nenwegen usw. die Vorschriften der jeweils zuständigen Verwaltungen
zu beachten. Warnzeichen und Absperrungen sind vor Beginn der ei-
gentlichen Arbeiten anzubringen und müssen laufend den Gegebenhei-
ten angepasst werden. Die Sicherheit der Baustelle ist stets auf recht-
zuerhalten (z. B. durch Beleuchtung, Aufräumen usw.). Da Leitungs -
arbeiten oft im öffentlichen Straßenverkehr stattfinden, gelten hier die
RSA in der aktuell gültigen Ausgabe.
Die Baustellenleiter (oder deren Vertreter) der im Straßenraum tätigen
Firmen sind gehalten, sich in regelmäßigen Abständen vom einwandfreien
Zustand der Sicherungsmaßnahmen zu überzeugen (nach Errichtung der
Sicherungsmaßnahmen, bei Tagesanbruch und nach Eintritt der Dunkel-
heit, nach Unwetter oder Sturm) und Mängel abzustellen. Die Kontrollen
sind im Bautagebuch zu dokumentieren (siehe ZTV-SA, Abschnitt 7).
168
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                                                                                                          169
Bei einer Fremdvergabe der Arbeiten ist der Netzbetreiber als Auftrag-
geber im Rahmen seiner Aufsichtspflicht für die Beschilderung und Ver-
kehrssicherung mit verantwortlich. In der Praxis bedeutet dies, dass der
Netzbetreiber die Fachkompetenz der eingesetzten Unternehmen stich-
probenweise überprüfen muss. Das Personal des Netzbetreibers muss
in der Lage sein, zumindest grobe Mängel der Baustelleneinrichtung und
-sicherung zu erkennen. Diese Überprüfungen und eventuell eingeleitete
Maßnahmen sollten dokumentiert werden. Hierfür eignet sich ein so ge-
nanntes „Bautagebuch“ oder „Tagesberichte“, in denen der Auftragneh-
mer wiederkehrende und besondere Ereignisse zu dokumentieren hat.
4.3   Kabelgraben
Bei der Planung und Projektierung ist bereits darauf zu achten, dass die
Leitungstrassen möglichst geradlinig verlaufen sollen. Die konventio-
nelle Kabellegung mit Aushub eines Kabelgrabens und anschließendem
Kabelzug ist in bebauten Gebieten nach wie vor die gängige Methode
der Kabellegung. Die in der Regel vorhandene Vielzahl der Leitungen
im Trassenverlauf schränkt die Möglichkeiten einer mechanisierten Ka-
bellegung ein. Das Risiko, eigene oder fremde Kabel- bzw. Rohranlagen
zu beschädigen, ist einfach viel zu groß. 
Grundsätzlich sind alle Arbeitsschritte entsprechend ZTV A-StB auszu-
führen.
4.3.1   Feststellen des Zustandes vorhandener Oberflächen
Werden vor Inangriffnahme der Arbeiten im Baustellenbereich Schäden
an den Oberflächen oder angrenzenden Gebäuden und Grundstücks-
begrenzungen (Mauern, Zäune, Tore) festgestellt, so sind diese fotogra-
fisch zu dokumentieren. Grobe Schäden sollten dem Eigentümer
angezeigt werden. Parallel muss eine Begehung mit einem Vertreter der
zuständigen Straßenbaulastträger stattfinden. (siehe auch § 3 VOB
Teil B). Im Vorfeld sollten Vereinbarungen über die Wiederherstellung
der Oberflächen unter Berücksichtigung etwaiger bestehender Verträge
getroffen werden. Ein fachgerechter Aufbruch wird u. a. in der ZTV A-
StB beschrieben.
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170
4.3.2   Legetiefe, Mindestüberdeckung und Grabenbreite
Die Breite des Kabelgrabens richtet sich in erster Linie nach Art und An-
zahl der zu legenden Kabel. Die in DIN 4124 festgelegten Mindestgra-
benbreiten sind zu beachten. Bei Arbeiten in Kabelgräben sind die
Unfallverhütungsvorschriften zu beachten.
Bild 4.6 zeigt die Begriffsdefinitionen der ATB-BeStra bei der Legung
von Versorgungsleitungen im öffentlichen Straßenbereich.
Nach DIN VDE 0276 wird empfohlen, Kabel mindestens 60 cm, unter
Fahrbahnen von Straßen jedoch mindestens 80 cm unter der Erdober-
fläche zu legen. Einige Städte und Gemeinden fordern eine Überdeckung
von mindestens 1 m im Straßenbereich. Dies erleichtert eine Straßen-
sanierung, wenn diese im Vollausbau stattfindet, erheblich. Bei geringe-
ren Legetiefen ist das Kabel durch andere Maßnahmen entsprechend
zu schützen. Solche Maßnahmen können z. B. Abdeckungen, Legung in
Bild 4.6   Begriffsdefinitionen aus ATB-BeStra
1) Die Dicke des Oberbaus ergibt sich aus den RStO bzw. ZTV A-StB Abschnitt 5 oder
wird aufgrund des örtlichen Istzustandes einvernehmlich festgelegt.
2) Die Verfüllzone ist der Raum innerhalb des Leitungsgrabens oberhalb der Leitungs-
zone bis zum Planum. Die Verfüllzone entfällt, wenn OK Leitungszone und Planum in
gleicher Höhe liegen.
3) Die Leitungszone ist der Bereich des Auflagers und der Einbettung bei Leitungen in
der Breite des Leitungsgrabens bis 30 cm über den Scheitel der Leitung. Bei Kabel-
und Kabelkanalanlagen gelten die Vorschriften des Leitungseigentümers.
4) Soweit sich zur Vermeidung von Schäden an der Leitung sowie aus bautechnischen
Anforderungen an die Verdichtung der Frostschutzschicht und an die Tragfähigkeit
des Planums sowie an den Verdichtungsgrad in der Leitungszone keine anderweiti-
gen Überdeckungen ergeben, ist zwischen Planum und OK Leitung bzw. Schutzrohr
eine Überdeckung von mindestens 10 cm einzuhalten.
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                                                                                                          171
Rohren oder ein verstärkter Außenmantel sein. Eine Rohrlegung emp-
fiehlt sich insbesondere immer im Straßenbereich bzw. in den Einfahrten
zu den anliegenden Grundstücken. In Tabelle 4.1 sind die lichten Min-
destbreiten für Gräben ohne Arbeitsraum nach DIN 4124 eingetragen.
Gräben ohne Arbeitsraum dürfen beim Ausheben und Verfüllen betreten
werden, z. B. beim Herstellen einer ebenen und steinfreien Grabensohle.
Für Gräben, die rein maschinell erstellt werden und die zu keiner Zeit
betreten werden müssen, gibt es keine Vorgaben über Mindestbreiten.
Abweichende Tiefen können sich beim Kreuzen von im Erdreich vor-
handenen Objekten ergeben. Bei Unterkreuzung von Straßen, Wasser-
straßen und Bahnanlagen können von den zuständigen Verwaltungs-
behörden die Tiefen vorgeschrieben sein.
Tabelle 4.1   Lichte Mindestbreite für Gräben ohne Arbeitsraum nach
DIN 4124
Bild 4.7   Standard-Grabenprofil 30 cm × 60 cm für die Belegung mit
zwei Niederspannungskabeln NAYY-J 4x150 und einem
Straßenbeleuchtungskabel NYY 5x10
Regellegetiefe [m]
bis 0,70
über 0,70
bis 0,90
über 0,90
bis 1,0
über 1,00
bis 1,25
lichte Mindestbreite [m]
0,30
0,40
0,50
0,60
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172
Bild 4.7 zeigt beispielhaft ein Grabenprofil für die Belegung mit zwei Nie-
derspannungskabeln und einem Straßenbeleuchtungskabel. 
Je nach Kabeltyp bzw. Rohrnennweite ist entsprechend Platz im Graben
vorzusehen. In Tabelle 4.2 sind Richtwerte hierzu eingetragen.
Die nach ATB-BeStra erforderlichen Mindestüberdeckungen sind in 
Tabelle 4.3 eingetragen.
Die Überdeckung von Leitungen bei Kreuzungen, die in grabenloser
Bauweise hergestellt werden, beträgt mindestens den zehnfachen
Schutzrohrdurchmesser, siehe Abschnitt 4.5.4. Bei der Längsverlegung
richtet sich die Mindestüberdeckung nach den einschlägigen Vorschrif-
ten der jeweiligen Leitungsbetreiber, sie muss aber mindestens 0,5 m
betragen, und die Leitung muss mindestens 0,1 m unterhalb des Pla-
nums liegen.
Zusätzlich sollten entsprechend der Kabeldurchmesser und die Ab-
stände der Kabel zueinander berücksichtigt werden. Der Abstand zuei-
Tabelle 4.2   Platzbedarf von Kabeln und Rohren im Graben
Tabelle 4.3   Mindestüberdeckungen nach ATB-BeStra (Offene 
Bauweise bei Kreuzungen)
Kabeltyp oder Rohrdurchmesser
Platzbedarf [cm]
Straßenbeleuchtungs- (SB) oder Fernmeldekabel (FM)
10
Niederspannungskabel (NS) oder Rohre bis DN 75
10
Mittelspannungskabel (MS) bis 185 mm² oder
Rohre DN 75 bis DN125
15
Mittelspannungskabel (MS) > 185 mm² oder
Rohre DN 125 bis DN160
20
Straßentyp
Mindestüberdeckung
Bundesstraßen und zweibahnige Landesstraßen
außerhalb von Ortsdurchfahrten
≥ 1,2 m
Bundes- und Landesstraßen innerhalb von Ortsdurch-
fahrten, einbahnige Landesstraßen außerhalb von Orts-
durchfahrten sowie Kreis- und Gemeindestraßen
innerhalb und außerhalb von Ortsdurchfahrten
≥ 1,2 m,
aber mind. 0,1 m unterhalb
Planum (gilt auch bei
Längslegung)
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                                                                                                          173
nander sollte mindestens 7 cm betragen. Kabel mit einem größeren
Durchmesser sollten einen Abstand zueinander haben, der dem Durch-
messer des Kabels entspricht.
Montagegruben
Zur Gewährleistung einer qualitätsgerechten Montage müssen Montage-
gruben (schematische Darstellung in Bild 4.8) eine ausreichende Größe
haben. In Abhängigkeit vom Muffentyp ist von einem Mindestplatzbedarf
auszugehen, der in Tabelle 4.4 als Richtwert angegeben ist. Der Kabel-
graben ist bei Neulegungen von einer Seite der Muffengrube ca. 2 m bis
zur Beendigung der Muffenmontage offen zu halten. Die in der Tabelle
angegebenen Maße beziehen sich auf die Standardbauweise.
Tabelle 4.4   Empfohlene Muffengrubengrößen
Bild 4.8   Montagegrube, schematische Darstellung
Muffentyp
Länge A
[m]
Breite B
[m]
Montagefrei-
raum unter
Kabel C [m]
Verbindungs- und Übergangsmuffen (1 kV)
Abzweigmuffen 150/35 (Abzweig ≤ 50 mm²)
Abzweigmuffen 150/150 (Abzweig > 50 mm²)
1,2
1,0
1,5
1,0
1,0
1,0
0,3
Verbindungsmuffen für kunststoffisolierte
Kabel Mittelspannung (3 Einzelmuffen)
2,0
1,5
0,3
Übergangsmuffen von papier- auf
kunststoffisolierte Kabel (sowie in bestimmten
Fällen erforderliche Verbindungsmuffen für
papierisolierte Kabel)
2,5
1,5
0,4
Abzweigmuffen für kunststoffisolierte Kabel
Mittelspannung (3 Einzelmuffen)
3,0
1,5
0,3
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174
4.3.3   Herstellen des Kabelgrabens
4.3.3.1   Entfernen des Oberbaus
Beim Entfernen des Oberbaus sind die Regelungen der ZTV A-StB 
beschrieben.
Befestigte Oberflächen sind getrennt aufzubrechen. Oberbauschichten
aus Beton und Asphalt sind parallel zur Leitungstrasse in etwa in 
Grabenbreite mit geeigneten Geräten vollständig zu durchtrennen. Das
Aufbruchmaterial ist je nach Einsatzmöglichkeit vorrangig einer Wieder-
verwertung zuzuführen oder zu entsorgen.
Pflaster- und Plattenbeläge sind sorgfältig aufzunehmen, zu reinigen
und für den späteren Wiedereinbau zwischenzulagern. 
Randeinfassungen, die gekreuzt werden, sind vor Beginn der Aushub-
arbeiten sorgfältig abzubauen und zu lagern.
Befestigte Oberflächen ohne Bindemittel sind in der Regel im Zuge der
Aufgrabung maschinell auszubauen. Die Behandlung von Grünflächen
richtet sich nach den jeweiligen Vereinbarungen mit dem Eigentümer. 
4.3.3.2   Aushub
Der Aushub des Kabelgrabens ist mit der notwendigen Sorgfalt auszu-
führen. Unterschiedliche Aushubmaterialien (nicht gebundener Ober-
bau, Oberboden, Kies, Sand usw.) sind getrennt zu lagern. Nach
Möglichkeit soll das Aushubmaterial für die Wiederverfüllung des Gra-
bens verwendet werden. Die Lagerung erfolgt, wie in Bild 4.9 schema-
tisch dargestellt in einem gesicherten Abstand vom Grabenrand.
Die Eignung ist sofort nach dem Aushub zu überprüfen, siehe Abschnitt
4.1.6. Feuchtigkeitsempfindliche Böden sind vor Nässe zu schützen. Bei
Richtungsänderungen muss der Graben so angelegt werden, dass die
Biegeradien der Kabel eingehalten werden können.
Generell sind Gräben ab 1,25 m Tiefe mit einem geeigneten Verbau aus-
zustatten bzw. abzuböschen (Bild 4.10). Bei nicht bindigen Böden ist
bereits bei geringeren Tiefen ein Verbau erforderlich.
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Bild 4.9   Grabenprofil mit Abstandsangabe für Aushubmaterial
(Quelle: Stromnetz Hamburg)
Bild 4.10   Grabenprofil mit Verbauspindeln (Quelle: Stromnetz Hamburg)
                                                                                                          175
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Bei unverbauten Gräben ist darauf zu achten, dass gemäß Bild 4.9 beid-
seitig ein lastfreier Streifen von 60 cm eingehalten wird. Das heißt, dass
hier keine Bodenlagerung erfolgen darf.
Die Grabensohle muss eben ausgeführt sein und darf keine Steine oder
andere scharfkantige Gegenstände sowie für das Kabel schädliche
Stoffe (Chemikalien) enthalten. 
Grenzsteine und Vermessungspunkte dürfen nicht entfernt werden. Ist
eine vorübergehende Entfernung trotzdem unumgänglich, so ist das zu-
ständige Vermessungsamt zu verständigen. Vermessungspunkte und
Grenzsteine dürfen nur durch das zuständige Vermessungsamt oder öf-
fentlich bestellte Vermessungsingenieure gesetzt werden.
Kabel, die bei Grabarbeiten freigelegt werden, sollten möglichst freige-
schaltet werden. Kabel, die nicht zweifelsfrei von Fachpersonal als ab-
geschaltet identifiziert werden können, gelten als Spannung führend.
Sofern eine Abschaltung nicht möglich ist, dürfen Arbeiten an Kabeln
und Garnituren (z.  B. Aufnehmen, Umlegen, Hochhängen) nur in be-
sonderen Ausnahmefällen und von dafür qualifiziertem Personal in Ab-
sprache mit dem Betreiber durchgeführt werden.
176
Bild 4.11   fachgerechte Befestigung der Kabel mit Gurten
(Quelle: Stromnetz Hamburg)
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Die vorhandenen Kabel sind mit Sorgfalt zu behandeln und in ihrer Lage
nicht zu verändern. Die Kabel und Muffen sind mit entsprechendem Be-
festigungsmaterial, wie z. B. Gurten zu sichern. Dabei ist darauf zu ach-
ten, dass die Gurte nicht an den Verbauspindeln befestigt werden, um
den Verbau nicht zusätzlich zu belasten (Bild 4.11).
Ältere Massekabel sind so wenig wie möglich zu bewegen, da 
bei ihnen die Gefahr besteht, dass die Tränkmasse verharzt ist und
die Papierlagen verklebt sind. Beim Biegen der Kabel besteht dann
die Gefahr des Einreißens der Papiere bzw. der Bildung von Hohlräu-
men zwischen einzelnen Papierlagen. Des Weiteren kann der Blei-
mantel mechanisch beschädigt werden und Wasser in das Kabel
eindringen.
Besonders in Innenstadtlagen sind häufig „Sonderlösungen“ erforder-
lich, um den örtlichen Geschäftsverkehr möglichst wenig einzuschrän-
ken. Hier empfiehlt es sich, Kabelgräben und Montagegruben
entsprechend abzudecken (Bild 4.12). Dieser Mehraufwand ist lohnens-
wert, da er die Akzeptanz der Baustelle bei den Anliegern massiv er-
höht.
                                                                                                          177
Bild 4.12   Beispiel für eine innerstädtische Baustellensicherung
(Quelle: Stromnetz Hamburg)
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4.3.3.3   Entsorgung
Bei der Herstellung von Kabelgräben fallen durch Zerstörung von
Asphalt- und Betonoberflächen sowie durch verdrängten Aushub Ent-
sorgungsvorgänge an, die in Übereinstimmung mit dem KrWG (Kreis-
laufwirtschaftsgesetz) abgewickelt werden müssen (vgl. Abschnitt 4.1.6
Bodenuntersuchung).
Bei Verdacht auf teer-/pechhaltigen Straßenaufbruch oder kontaminier-
ten Bodenaushub hat die ausführende Tiefbaufirma den Auftraggeber
unverzüglich zu verständigen und bis zur Klärung mit dem Auftraggeber
die Arbeiten zu unterbrechen.
4.3.4   Verfüllen des Kabelgrabens
Das Füllmaterial ist lagenweise einzubringen und ordnungsgemäß zu
verdichten. Der erreichte Verdichtungsgrad ist zu kontrollieren und zu
protokollieren. Der zu erreichende Verdichtungsgrad auf Planum beträgt
mind. 45 MN/m2. Für das Herstellen der Leitungszone und die hierfür
zu verwendenden Bettungsmaterialien gibt es häufig unternehmensspe-
zifische Festlegungen. Das entsprechende Trassenwarnband ist nach
den Vorgaben des Leitungsnetzbetreibers in der entsprechenden Lage
und Anzahl einzubringen. Die Höhe der einzelnen Schüttlagen richtet
sich nach dem Füllmaterial und der Art und der Größe der Verdichtungs-
geräte. Grundsätzlich gilt nach ZTV A-StB, dass der ursprüngliche Zu-
stand „technisch gleichwertig“ wiederherzustellen ist. Beim Einsatz von
maschinellen Verdichtungsgeräten ist beim ersten Verdichtungsvorgang
eine ausreichende Mindestüberdeckung – üblich sind etwa 30  cm über
dem Scheitel der gelegten Leitung – einzuhalten, damit Kabel und ge-
gebenenfalls eingebaute Schutzrohre oder Kabelformsteine nicht be-
schädigt werden. Möglichkeiten zur Abdeckung des Kabels bzw.
Kennzeichnung der Kabeltrasse sind in Abschnitt 4.4.7 genannt.
Streckenabschnitte mit einer großen Häufung von Kabeln und Kabel-
schutzrohren können wirtschaftlich und schnell mit Flüssigboden verfüllt
werden. Der Flüssigboden kann aus aufbereiteten Aushub und/oder
einer speziellen Korngrößenmischung mit optimierten thermischen und
mechanischen Eigenschaften bestehen. Das dünnflüssige Gemisch
fließt selbstständig in die Zwischenräume, härtet innerhalb von ein bis
zwei Stunden aus und hat dann die gleichen bodenmechanischen Ei-
genschaften wie der Umgebungsboden.
178
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Weitergehende Erläuterungen sind den „Zusätzlichen Technischen Ver-
tragsbedingungen und Richtlinien für Aufgrabungen in Verkehrsflächen“
(ZTV A-StB) zu entnehmen.
4.3.5   Wiederherstellung von Oberflächen
Art und Umfang der Wiederherstellung des Straßenoberbaus sind mit
dem Straßenbaulastträger abzustimmen. Oberfläche und Aufbau müs-
sen technisch gleichwertig wiederhergestellt werden.
Gebundene Oberbauschichten sowie Pflaster- und Plattenbeläge sind
nach dem Einbau der ungebundenen Tragschicht um das Maß der Auf-
lockerung der Randzonen der ungebundenen Tragschicht zurückzu-
schneiden oder zurückzunehmen. Anschließend sind die aufgelockerten
Randzonen der ungebundenen Tragschichten zu verdichten. Angaben
über die Rücknahmebreiten sowie zu entfernende Reststreifen und ähn-
liche Maßnahmen sind der DIN 18322, Tabelle 1, oder der ZTV A-StB,
Tabelle 2 zu entnehmen.
Besonders sorgfältig muss bei befestigten Oberflächen der Übergang zur
vorhandenen Oberfläche ausgeführt werden, damit spätere Schäden, bei-
spielsweise durch eindringendes Wasser, vermieden werden. Dies gilt ins-
besondere für die Vorbehandlung von Schnittflächen vor Einbringen des
Asphalts, um eine optimale Verbindung zu erreichen. Bei Beton- und
Asphaltoberflächen sind die Nähte der Deckschichten als Fuge auszubil-
den und mit Vergussmasse bzw. Fugenband fachgerecht zu verschließen.
4.3.6   Einbau der Durchzüge
Um Fahrbahnen, Gleisanlagen und dergleichen nicht für die gesamte
Dauer der Kabellegung für den Verkehr sperren zu müssen, werden im
Zuge der allgemeinen Erdarbeiten Stahlrohre, Kunststoffrohre oder Ka-
belformsteine, so genannte Durchzüge, eingebaut. Nachträglich ist das
selbstverständlich in Abstimmung mit dem örtlichen Straßenbaulastträ-
ger und der zuständigen Verkehrsbehörde möglich. Dazu werden in der
Regel nacheinander die Fahrstreifen aufgegraben, um einen einge-
schränkten wechselseitigen Verkehr, der ampelgesteuert sein kann, zu
ermöglichen. Bei der Wahl der Rohre ist darauf zu achten, dass einad-
rige Kabel eines Wechsel- oder Drehstromsystems nicht einzeln in
Stahlrohre gelegt werden dürfen, um magnetische Verluste und unzu-
                                                                                                          179
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lässige Erwärmung zu vermeiden. Für bereits liegende Kabel können
teilbare Kunststoffrohre oder Betonformsteine verwendet werden.
Zwischen den Rohren (bei Mehrfachlegung) sowie zwischen Grabenwand
und Rohr ist ein ausreichender Abstand vorzusehen, siehe Bild 4.13. Die-
ser wird durch Abstandshalter gewährleistet. Um zu gewährleisten, dass
die Hohlräume (Zwickel) zwischen den Rohren und der Grabenwand ver-
füllt und verdichtet werden können, ist Verfüllmaterial einzusetzen, wel-
ches den einschlägigen Anforderungen an Verdichtbarkeit entspricht –
vorzugsweise der vorhandene Aushub oder  Flüssigboden.
Bei der Legung in mehreren Ebenen ist ein ausreichender vertikaler Ab-
stand zwischen den Rohren einzuhalten. Hierbei muss jede Rohrlage
gesondert eingebettet, verfüllt und verdichtet werden, bevor die nächste
Lage ausgelegt wird. Nur durch eine lagenweise Verfüllung kann sicher-
gestellt werden, dass sich später im Oberflächenbereich Setzungen er-
geben, siehe auch Abschnitt 4.3.4.
Die lichte Weite der Durchzüge soll das 1,5-fache des Kabeldurchmes-
sers nicht unterschreiten (DIN VDE 0276). Schutzrohre dürfen innen
keine scharfen Kanten aufweisen.
180
Bild 4.13   Rohrlegung mit Abstandhalter (Quelle: Stromnetz Hamburg)
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Durchzüge sind möglichst geradlinig auf einer planierten und verdich-
teten Grabensohle zu legen. Um sie dauerhaft gegen Versanden und
Verschlammen zu schützen, müssen die Stoßstellen der Rohre und
Formsteine, z. B. durch Verstreichen oder Verkleben, sowie die Enden
(auch der belegten Rohre) durch Dichtungskappen verschlossen wer-
den. Rohre aus Kunststoff sind bei hoher mechanischer Belastung zum
Schutz gegen Verformung einzubetonieren. Kabelschutzrohre aktueller
Bauart verfügen über Steckmuffen mit Dichtungsring, so dass das Ver-
kleben der Rohre entfallen kann.
Sofern auch eine nur teilweise Behinderung des Verkehrs nicht zu ver-
treten ist, z. B. bei Kreuzungen mit Bahngleisen, Autobahnen usw., wer-
den Rohre ohne Aufbruch der Oberfläche eingebaut. Dies bietet sich
auch an, um den Aufbruch und die Wiederherstellung von besonders
teuren Oberflächen zu vermeiden und um das Gesamtbild der Oberflä-
che durch nachträgliche Reparaturstellen nicht zu beeinträchtigen. Die
Durchzüge können mit hydraulischen Pressgeräten, Erdbohrgeräten,
dem Spülbohrverfahren usw. eingebaut werden. In Abschnitt 4.5 sind
diese Techniken näher beschrieben.
4.3.7  Kabel in der Nähe von Bäumen
Sowohl bei Pflanzungen in der Nähe von Leitungen als auch bei Lei-
tungsbaumaßnahmen in der Nähe von vorhandenen Bäumen sind die
Interessen der Netzbetreiber und der Grünflächenämter bzw. Natur-
schutzbehörden zu beachten und gegeneinander abzuwägen.
In dem Merkblatt der Forschungsgesellschaft für Straßen- und Verkehrs-
wesen „Baumstandorte und unterirdische Ver- und Entsorgungsanla-
gen“ sind Aussagen über die wichtigsten Maßnahmen für die Errichtung
von Kabelanlagen in der Nähe von Bäumen zusammengefasst.
DIN 18920 enthält Aussagen zum Schutz von Bäumen, Pflanzenbestän-
den und Vegetationsflächen bei Baumaßnahmen. Ein weiteres wichtiges
Regelwerk in diesem Zusammenhang ist das Merkblatt DWA-M 162
„Bäume, unterirdische Leitungen und Kanäle“.
Bei neuen Kabellegungen oder Störungsbeseitigungen, die sich nicht
im Wurzel- Kronenbereich von Bäumen vermeiden lassen, ist mit be-
sonderer Vorsicht zu arbeiten. Dort wird in der Regel durch Grünflächen-
ämter bzw. Naturschutzbehörden gefordert, ohne Maschineneinsatz zu
arbeiten. Das Wurzelwerk muss in seiner Beschaffenheit erhalten wer-
                                                                                                          181
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den und die freigelegten Wurzeln sind vor einer Austrocknung zu schüt-
zen. Es bietet sich auch an, hier mit einem sogenannten Saugbagger
zu arbeiten. Dieser saugt den zuvor per Hand leicht gelösten Boden auf
und verhindert so Wurzelbeschädigungen, siehe 4.5.3.
Die Betriebssicherheit von Kabelanlagen in der Nähe von Bäumen kann
durch Wurzeln, die das Kabel umschlingen, siehe Bild 4.14, oder eine
Bodenaustrocknung, die zu einer verminderten Wärmeabfuhr führt, ge-
fährdet werden. Im Umkehrschluss führt die Wärmeableitung der Kabel
zur Austrocknung des schon eingeschränkten Vegetationsraums der
Bäume. Insbesondere in städtischen Bereichen tritt dieser Fall häufiger
auf. Kabel in unmittelbarer Nähe von freistehenden Bäumen sind einer
erhöhten Blitzeinschlagsgefahr ausgesetzt. Deshalb sollten Leitungen
nicht im unmittelbaren Wurzelbereich von Bäumen gelegt werden.
Abschnitt 6.2.1 enthält weitere Hinweise zu Kabellegearbeiten in der
Nähe von Bäumen unter dem Gesichtspunkt des Umweltschutzes.
Bild 4.14   Kabelbestand im entwickelten Wurzelbereich 
(Quelle: Stromnetz Hamburg)
182
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                                                                                                          183
4.3.8   Prüfung der Verdichtung bei Kabelgräben
Das Verfahren zur Verdichtungsprüfung
ist gemäß ZTV A-StB vorab mit dem
Straßenbaulastträger abzustimmen. Bei
schmalen Kabelgräben eignen sich ins-
besondere die Überwachung des Ar-
beitsverfahrens sowie der dynamische
Lastplattendruckversuch als indirekte
Prüfverfahren, siehe Bild 4.15.
Bei der ersten Methode empfiehlt es
sich, das Arbeitsverfahren für die einzel-
nen Verdichtungsvorgänge in Abstim-
mung mit dem Straßenbaulastträger in
einer Arbeitsanweisung festzulegen.
Der dynamische Lastplattendruckver-
such ist für den Leitungstiefbau beson-
ders empfehlenswert, da die Verdich-
tungswerte für die einzelnen Ebenen des
Leitungsgrabens in kurzer Zeit ermittelt
werden können.
Nähere Angaben zu den oben aufgeführ-
ten Prüfmethoden sowie weitere Prüfver-
fahren sind in der ZTV A-StB, Abschnitt
1.6 beschrieben.
4.4   Behandlung der Kabel bei der Legung
Für das Legen von Kabeln sind die Festlegungen in der DIN 18322 in
den Abschnitten 3.5.2 und 3.5.4 maßgebend.
Kabel müssen sowohl vor als auch während des Legens mit besonderer
Sorgfalt behandelt werden. Beschädigungen beim Transport und beim
Legen der Kabel durch zu hohe Zug-, Druck- oder Torsionsbeanspru-
chung führen früher oder später zu Kabelfehlern mit hohen Folgekosten.
Kabel dürfen nicht über harte und scharfe Kanten gezogen werden.
Starke Biegungen der Kabel sind zu vermeiden.
Alle Kabelschnittstellen sind umgehend wasserdicht zu verschließen.
Dies gilt gleichermaßen für papierisolierte wie auch für kunststoffisolierte
Bild 4.15   Lastplattendruck-
versuch (Quelle: TERRA-
TEST GmbH)
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Kabel. Papierisolierte Kabel mit Bleimantel sind z. B. durch aufgelötete
Bleikappen, kunststoffisolierte Kabel mit verklebten oder aufgeschrumpf-
ten Kunststoff-Endkappen zu verschließen. Für Niederspannungskabel
sind auch wiederverwendbare Verschlusskappen im Einsatz. Bei VPE-
isolierten Mittelspannungskabeln mit PE-Mänteln werden teilweise auch
leitfähige Schrumpfkappen verwendet, um statische Aufladungen zu ver-
meiden, die beim Berühren u. a. mit Schneidwerkzeugen zu Gefährdun-
gen führen können.
Fallen auf der Strecke Verbindungsmuffen an, so sollen sich die Kabel -
enden zur Gewährleistung einer einwandfreien Muffenmontage um ca.
1 bis 1,5 m überlappen. Mehrere Muffen sind gegebenenfalls gegen -
einander versetzt anzuordnen.
4.4.1   Biegeradius und Kabeltemperatur
Um zu vermeiden, dass beim Biegen die Isolierung oder der Mantel be-
schädigt wird, sind vorgegebene Biegeradien und Temperaturgrenzen
zu beachten.
Richtwerte für die kleinsten zulässigen Biegeradien von Nieder- und Mit-
telspannungskabeln sind in Tabelle 4.5 zusammengestellt. Bei einmaligem
Biegen, z.  B. vor dem Endverschluss, kann der Biegeradius äußerstenfalls
auf die Hälfte verringert werden, wenn fachgemäße Bearbeitung (Mindest-
temperatur 30 °C, Biegen über Schablone) sichergestellt ist.
Hoch- und Höchstspannungskabel können in jedem Einzelfall einen ganz
speziellen Kabelaufbau aufweisen. Der kleinste zulässige Biegeradius
kann deshalb nicht allgemein verbindlich angegeben werden, er muss
in jedem Fall beim Hersteller erfragt werden. Für eine überschlägige Be-
trachtung sind in Tabelle 4.6 zulässige Biegeradien eingetragen.
Ist beabsichtigt, die Kabel mit Maschinen zu ziehen, werden die 1,5- bis
2-fachen Werte nach Tabelle 4.5 empfohlen.
Die Mindesttemperatur nach DIN VDE 0276 während der Kabellegung
und Montage beträgt für: 
PVC-isolierte Kabel
−5 °C
VPE-isolierte Kabel mit PVC-Mantel
−5 °C
VPE-isolierte Kabel mit PE-Mantel
− 20 °C
papierisolierte Kabel
+ 5 °C
184
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Tabelle 4.5   Mindest-Spulenkern-Durchmesser und Kabelbiegeradien
Tabelle 4.6   zulässige Biegeradien von Hoch- und Höchstspannungs-
kabeln
1) Kabeldurchmesser: Größtwert nach Norm bzw. Herstellerangabe
2) bei verseiten einadrigen Kabeln, Durchmesser über der Versendung
D Kabelaußendurchmesser
Kabelbauart
Aderart
Spulenkern-
durchmesser
Zulässige
Kabelbiegeradien
Kunststoffkabel
1 kV ohne metallene
Umhüllung
einadrig
18 · D1)
15 · D1)
mehradrig < 95 mm2
15 · D1)
12 · D1)
mehradrig > 95 mm2
18 · D1)
1 kV mit metallener
Umhüllung
20 · D1)
15 · D1+2)
> 1 kV mit metalle-
ner Umhüllung
einadrig
18 · D1)
15 · D1)
mehradrig
18 · D1)
15 · D1)
papierisolierte Kabel
mit Bleimantel
einadrig
25 · D1)
25 · D1)
Gürtelkabel
18 · D1)
15 · D1)
Dreimantelkabel
15 · D1)
mit Al-Mantel
einadrig
30 · D1)
30 · D1)
Kabeltyp
Zulässige Biegeradien
einadrige Ölkabel mit Bleimantel
25 · D
einadrige Ölkabel mit glattem Aluminiummantel
30 · D
einadrige Ölkabel mit gewelltem Aluminiummantel
20 · D
dreiadrige Ölkabel mit Bleimantel
20 · D
Kabel im Stahlrohr (Gasinnen-, Gasaußendruckkabel)
4 m
Kunststoffkabel
25 · D
                                                                                                          185
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Sofern diese Temperaturen unterschritten werden und Arbeiten notwen-
dig sind, müssen die Kabel erwärmt werden. Am einfachsten geschieht
dies durch Lagerung in einem Raum mit ca. + 20 °C über mehrere Tage:
–  Metallspulen: etwa 1,5 Tage
–  Holzspulen: etwa 3 Tage
Schneller lassen sich Kabel mit dafür entwickelten Warmluft-Heizgerä-
ten erwärmen. Für den Transport ist das Kabel dann durch Planen
gegen schnelle Abkühlung zu schützen. Die Legearbeiten müssen be-
sonders sorgfältig vorbereitet und zügig durchgeführt werden.
4.4.2   Kabellagerung und -transport
Kabel werden üblicherweise auf Spulen, umgangssprachlich auch als
„Trommel“ bezeichnet, gelagert und transportiert. Die Größe der Spule
ist von Länge, Gewicht und Außendurchmesser des Kabels abhängig.
Größe und Gewicht der Kabelspule sind durch die Handhabbarkeit
(z. B. Transport) begrenzt. Die Kerndurchmesser der Spulen müssen je
nach Art der Kabel mindestens den 15- bis 30-fachen Kabeldurchmes-
ser aufweisen (Tabelle 4.5).
In Deutschland sind die Lieferspulen im Allgemeinen im Eigentum der
Kabeltrommelgesellschaft (KTG). Sie werden von dieser Gesellschaft
verwaltet und den verschiedenen Nutzern für Transport- und Lagerzwe-
cke überlassen. Durch dieses Verfahren werden die teuren Spulen
mehrfach verwendet. Kabelspulen sind in DIN 46391 genormt. Die bei
der KTG verwendeten Spulen entsprechen im Wesentlichen der Fas-
sung dieser DIN aus dem Jahre 1991. Lediglich bei den Maßen einiger
Typen gibt es Abweichungen. Zur Anwendung kommen überwiegend
Holzspulen, teilweise mit Stahlbereifung. Nur für kleine Abmessungen
können auch Kunststoffspulen verwendet werden. Übliche Spulengrö-
ßen sind in Tabelle 4.7 angegeben. Je nach Kabeltyp kann auf einer
Spule eine Kabellänge von bis zu 2.500 m untergebracht werden.
Der Transport von Kabelspulen ist in DIN VDE 0276 und in VDI 2700 ge-
regelt. Die Spulen sind mit dem Kabel nur soweit zu bewickeln, dass zwi-
schen der äußeren Kabellage und dem Spulenrand ein ausreichender
Abstand (2-facher Kabeldurchmesser, mindestens 5 cm) eingehalten wird.
Spulen mit einem Durchmesser über 1 m sind stehend (mit waagerechter
Spulenachse) zu transportieren. Die Spulen sind beim Transport ordnungs-
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                                                                                                          187
Außendurchmesser
Kerndurchmesser
Gesamtbreite
1000
500
710
1250
630
890
1400
710
890
1600
800
1100
1800
1000
1100
2000
1000/1250
1350
2240
1120/1400
1350/1450
2500
1600/1250/1400
1450/1350/1450
2800
1800
1635
gemäß zu sichern. Zum Transport der Kabel an die Baustelle dürfen nur
dafür geeignete Fahrzeuge verwendet werden. Dies sind Lastkraftwagen,
Tieflader oder Kabeltransportwagen mit geeigneten Transportsicherungen
sowie Auf- und Abladevorrichtungen. In der Praxis haben sich Kabeltrans-
portwagen (Bild 4.16) gut bewährt. Am Kabelgraben bleibt die Kabelspule
auf dem Fahrzeug und kann direkt abgespult werden.
Kabel auf Spulen dürfen nur auf festem, ebenem Untergrund gelagert
und nur über kürzere Strecken gerollt werden. Die auf der Spule ange-
gebene Rollrichtung ist einzuhalten, da sonst die Gefahr besteht, dass
sich die Kabellagen lösen. Spulen sind gegen Weiterrollen zu sichern.
Kurze Kabellängen können in Ringen liegend transportiert und gelagert
werden. Die zulässigen Mindestbiegeradien nach Tabelle 4.5 dürfen
dabei nicht unterschritten werden. Das Abwerfen der Kabelringe vom
Transportfahrzeug ist in jedem Fall zu unterlassen.
Bild 4.16   Kabeltransportwagen (Quelle: Enaco GmbH)
Tabelle 4.7   Spulengröße nach KTG (Maßangaben in mm)
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4.4.3   Kabelkontrolle
Auf der Baustelle sollen die Kabeldaten, wie Typ, Leiterquerschnitt,
Nennspannung, sowie der Kabelzustand überprüft und in einem Bau-
stellenprotokoll festgehalten werden. Dabei ist besonders auf Druckstel-
len und Beschädigungen des Kabelmantels und die einwandfreie
Verkappung der Kabelenden zu achten. In dem Baustellenprotokoll sind
außerdem Baufirma, Kabelhersteller, Trassenlänge und Spulennummer
sowie Besonderheiten beim Legen zu dokumentieren (siehe auch Ab-
schnitt 4.10).
4.4.4   Auslegen und Ziehen der Kabel
Kabel werden je nach den örtlichen Gegebenheiten entweder von der
aufgebockten Spule oder vom fahrenden Kabeltransportwagen abge-
zogen. Das Ziehen der Kabel von der aufgebockten Spule kann entwe-
der von Hand oder mit Maschinen erfolgen.
Kabel sind stets von der Spule entgegen der angegebenen Pfeilrichtung
abzuziehen. Ein Abbremsen der Spule muss jederzeit gewährleistet
sein, um bei einer plötzlichen Stockung ein weiteres Abrollen und Stau-
chen des Kabels zu verhindern. Als Spulenbremse kann eine einfache,
nach dem Hebelprinzip wirkende Bohle dienen (Bild 4.17).
Bild 4.17   Abziehen des Kabels von der aufgebockten Spule
               a) richtige Ziehrichtung mit einfacher Spulenbremse
               b) falsche Ziehrichtung
188
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Unabhängig vom Legeverfahren ist der Arbeitsablauf mit allen Beteilig-
ten durchzusprechen. Wichtig ist dabei die Vereinbarung von einheitli-
chen Zieh- und Stoppkommandos. Funksprechgeräte sollten deshalb
zumindest bei starkem Lärm, langen oder unübersichtlichen Strecken
nicht fehlen.
Wenn im Graben und in seiner Umgebung keine Hindernisse vorhanden
sind, kann das Kabel unmittelbar von dem am Graben entlangfahrenden
Kabelwagen abgezogen und von Hand in den Graben eingelegt wer-
den.
Wenn vorhandene Anlagen unterquert werden müssen, das Kabel in
Rohre eingezogen werden soll oder Hindernisse am Graben vorhanden
sind, muss das Kabel von der aufgebockten Kabelspule abgezogen wer-
den. Um ein leichtes Gleiten des Kabels zu erreichen, sind je nach Ka-
beltyp im Abstand von 3 bis 5 m Kabelrollen aufzustellen (Bild 4.18 und
Bild 4.19).
Bild 4.18   Mit Kabelrollen und
Kabelschubgerät ausgebaute
Strecke
Bild 4.19   Mit Kabelrollen (Füh-
rungs- und Eckrolle) ausgebaute
Strecke
                                                                                                          189
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Ein Schleifen des Kabels auf dem Boden ist zu vermeiden, da sonst Be-
schädigungen des Mantels zu befürchten sind. Besondere Sorgfalt ist
dem Einbau von Eckrollen an Grabenbögen zu widmen. Die Eckrollen
müssen gegen die auftretenden Kräfte verankert und abgestützt werden
(Bild 4.20).
Bild 4.20   Eckrolle und Einführung in Schutzrohr mit Einführungsrolle
190
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Für die Dokumentation sind die Kabellängen festzuhalten. Nach zuge-
höriger DIN-VDE-Norm verfügen die Erdkabel über Meterangaben auf
dem Außenmantel.
Bei Durchzügen kann es erforderlich werden, an den Öffnungen Einfüh-
rungstrichter, Schutzgleitbögen, Halbschalen oder Einführungsrollen an-
zubringen. Liegen Durchzüge in Höhe der Grabensohle, so sind vor den
Durchzügen Vertiefungen im Graben auszuheben. Sonst könnten beim
Kabelziehen Steine und Erdreich in die Rohre gelangen, die zur Be-
schädigung oder zum Verklemmen des Kabels führen können (Bild 4.20
und Bild 4.21).
Vor dem Einziehen der Kabel sollte geprüft werden, ob auf der ganzen
Länge des Durchzuges der erforderliche freie Querschnitt eingehalten
ist. Dazu wird mit einem eingezogenen oder eingeschossenen Seil ein
Kalibriergerät – gegebenenfalls mit Minimalanzeige oder Schreib-
werk – durch das Rohr gezogen. Vor dem Kalibriergerät wird eine Rohr-
bürste angebracht.
Das Kabelziehen von Hand erfordert viele Arbeitskräfte; dabei sind Ka-
belgewicht und Trassenverlauf ausschlaggebend. Können die Kabel aus
technischen Gründen nicht auf einmal in voller Länge gezogen werden,
so sind sie abschnittsweise zu ziehen und jeweils in einer Schleife oder
in Form einer Acht abzulegen. Bei der Achterform sind die Überschnei-
dungsstellen der einzelnen Lagen zu versetzen, damit in den unteren
                                                                                                          191
Bild 4.21   Vertiefung im Kabelgraben und Einführungstrichter vor dem
Rohr
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Lagen keine Druckstellen infolge des auf ihnen lastenden Kabelgewichts
entstehen.
Für längere Strecken ist das Ziehen der Kabel mit Maschinen wirtschaft-
lich, da hierbei weniger Arbeitskräfte benötigt werden. Im Wesentlichen
ist zu unterscheiden zwischen motorisch angetriebenen Kabelrollen
oder Kabelschubgeräten (Bild 4.18) und dem Ziehen mit Winden
(Bild 4.22).
Bild 4.22   Ziehwinde
192
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Kabelziehwinden sollen folgende Einrichtungen haben:
–  Eine einstellbare Zugkraftbegrenzung, die beim Erreichen der für den
jeweiligen Kabeltyp maximal zulässigen Kraft den Ziehvorgang sofort
unterbricht.
–  Eine einstellbare Ziehgeschwindigkeit von 0 bis etwa 30 m/min.
–  Eine gut ablesbare Zugkraft-Messeinrichtung mit Schreibwerk, das
die auftretenden Zugkräfte und die eingezogene Kabellänge regis-
triert.
–  Eine automatisch arbeitende Seilspulung mit Korrektureinrichtung für
veränderte Wickeldurchmesser.
–  Eine Notstoppeinrichtung, durch die bei Gefahr der Kabelzug unter-
brochen werden kann.
Die erforderliche Zugkraft ist abhängig vom Kabelgewicht (Kabeltyp und
Trassenlänge), von der Anzahl der Bögen und dem Ausbau der Strecke
mit Rollen. Es ist unbedingt zu beachten, dass die vom Kabelhersteller
angegebene maximale Zugkraft nicht überschritten wird, da es sonst zu
Beschädigungen am Kabel kommt. Mit handelsüblichen Ziehwinden und
Kabelrollen können bei geraden Strecken ca. 1.000 m und bei Strecken
mit einigen Bögen ca. 500 m Mittelspannungskabel gezogen werden.
Bild 4.23   Schema einer Kabellegung mit Motorrollen und Ziehwinde.
Elektrische Verdrahtung zum synchronen Antrieb aller 
Rollen schematisch dargestellt.
                                                                                                          193
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Das Ziehen allein mit einer Winde ist wegen der zu erwartenden Zug-
kräfte nur bei einer ebenen Strecke mit höchstens 2 bis 3 Bögen je 90°
zu empfehlen.
Beim Einziehen von Kabeln in Rohre mit Bögen besteht die Gefahr, dass
sich das Zugseil in das Rohr einschneidet, wenn entsprechend hohe
Zugkräfte über eine längere Zeit (lange Strecke) wirken. Dadurch wird
die erforderliche Zugkraft weiter erhöht, und außerdem kann das einzu-
ziehende Kabel geschädigt werden. Deshalb ist darauf zu achten, dass
ein dem Kabeltyp entsprechendes Gleitmittel verwendet wird.
Um unzulässige Zugkräfte (siehe Abschnitt 4.4.5 und 4.4.6) zu vermei-
den, sind bei schwieriger Trassenführung Motorrollen oder Kabelschub-
geräte, entweder allein oder in Verbindung mit einer Winde, einzusetzen
(Bild 4.23).
Motorrollen und Förderbänder werden von Elektro- oder Verbrennungs-
motoren angetrieben. Die Antriebsrollen sind jeweils am Anfang und not-
falls am Ende eines Bogens einzusetzen. Es ist dafür zu sorgen, dass
die einzelnen Antriebsrollen mit gleicher Geschwindigkeit laufen.
Motorisch angetriebene Kabelrollen und Kabelschubgeräte (Bild 4.24)
werden für Schubkräfte von ca. 1.500 bis 5.000 N und Legegeschwin-
digkeiten von ca. 7 bis 15 m/min gebaut.
Bild 4.24   Kabelschubgerät
194
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4.4.5   Übertragung der Zugkräfte
Je nach Kabelbauart und den erforderlichen Zugkräften erfolgt die Kraft-
übertragung beim Kabelzug über einen Ziehstrumpf (Bild 4.25), einen
Ziehkopf oder eine Zugöse auf die Bewehrung oder den Leiter. Zwi-
schen diesen Kraftübertragungselementen und dem Zugseil ist ein Drall-
fänger einzubauen, um Verdrehungen des Zugseiles nicht auf das Kabel
zu übertragen.
Der zum Kabeldurchmesser passende Ziehstrumpf wird so weit über
das Kabel geschoben, dass dieser auf seiner gesamten Länge am
Kabel anliegt. Das Ziehstrumpfende wird mit einem Drahtwickel oder
Kunststoffklebeband auf dem Kabel festgehalten. Kommt Zug auf den
Ziehstrumpf, schließt er sich fest um den Kabelmantel. Der Ziehstrumpf
wird durch Zusammendrücken in Längsrichtung wieder gelöst.
Mit dreiteiligen Ziehstrümpfen kann bei einadrigen Kabeln ein Dreh-
stromsystem in einem Arbeitsgang gezogen werden.
                                                                                                          195
Bild 4.25   Kabelziehstrumpf mit Drallfänger beim Abziehen der Kabel
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Ziehart
Kabelbauart
Formel
Faktor
mit Ziehkopf
alle Kabeltypen
P = σ · A
mit Zieh-
strumpf
Kunststoffkabel ohne Metall -
mantel und ohne Bewehrung
(NAYY, NYCWY, NA2XS2Y usw.)
P = σ · A
Kabel ohne zugfeste Bewehrung:
Einmantelkabel:
(NKBA, NYKY, NAKLEY usw.)
Dreibleimantelkabel:
(NEKBA, NAEKEBA usw.)
P = K · D2
K = 3 N/mm2
K = 1 N/mm2
alle drahtbewehrten Kabel
(NYFGBY, NAYGBY usw.)
P = K · D2
K = 9 N/mm2
Kann die Außenhülle die notwendige Zugkraft nicht aufnehmen, so kann
ein Ziehkopf eingesetzt werden. Dabei wird, ähnlich wie bei einem
Schraubkabelschuh, das Zugseil mit dem Leiter verbunden. Sofort nach
Montage des Ziehkopfes muss das Kabelende wieder gegen eindrin-
gende Feuchtigkeit geschützt werden. Kabelziehköpfe werden heutzu-
tage kaum noch eingesetzt.
Spezielle Kabelkonstruktionen (z.  B. Seekabel, Schachtkabel) werden
mit zugfesten Bewehrungen ausgeführt. An diese Bewehrungen wird
meist schon vom Hersteller eine Zugöse angebracht.
4.4.6   Zulässige Zugkräfte
Bei der maschinellen Legung von Kabeln sind die zulässigen Zugkräfte
besonders zu beachten. Grundsätzlich sind Zugprotokolle anzufertigen
und im Bautagebuch zu dokumentieren.
Die zulässigen Zugkräfte werden durch die Bauelemente der Kabel, den
Kraftschluss zwischen diesen Bauelementen und die Art der Zugkraft-
übertragung bestimmt. Die zulässige Zugkraft ergibt sich beim Ziehen
Tabelle 4.8   Zulässige Zugkräfte und Zugspannungen
P  maximal durchlässige Zugkraft in N
D  Kabeldurchmesser in mm
A  Leiterquerschnitt in mm2
K  empirisch ermittelter Faktor in N/mm2

zulässige Zugspannung in N/mm2
Kupfer
50 N/mm2
Aluminium
30 N/mm2
Stahl
160 N/mm2 bzw. nach
Stahlqualität
196
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an den Leitern oder an der zugfesten Bewehrung als Produkt aus dem
beanspruchten Materialquerschnitt (Leiter oder Bewehrung) und der für
dieses Material zulässigen Zugspannung.
In Tabelle 4.8 sind zulässige Zugkräfte und Zugspannungen angegeben,
siehe auch Normreihe DIN VDE 0276.
Beispiel 1: Für ein dreiadriges Niederspannungs-Ceanderkabel mit
Kupferleiter NYCWY 3 × 120 SM/70 0,6/1 kV ergibt sich beim Ziehen mit
dem Ziehkopf an allen drei Leitern die zulässige Zugkraft P:
P =  · A
    = 50 N/mm2 · 3 · 120 mm2 = 18.000 N
Beispiel 2: Für ein einadriges kunststoffisoliertes Mittelspannungskabel
mit Aluminiumleiter NA2XS2Y 1 × 150 RM/25 12/20 kV ergibt sich beim
Ziehen mit dem Ziehstrumpf die zulässige Zugkraft P:
P =  · A
    = 30 N/mm2 · 150 mm2 = 4.500 N
4.4.7   Schutz der Kabel gegen Beschädigung
Kabel sind durch geeignete Maßnahmen vor Beschädigungen durch
das umgebende Erdreich und durch Aufgrabungsarbeiten zu schützen.
In Erde gelegte Kabel sind ausreichend mechanisch geschützt (Norm-
reihe DIN VDE 0276). Sofern in besonderen Fällen, z.  B. bei zu geringer
Legetiefe, ein zusätzlicher Schutz gegen mechanische Beanspruchun-
gen erforderlich ist, stehen neben dem grundsätzlich zu verwendenden
Trassenwarnband folgende Möglichkeiten zur Verfügung:
–  Einsanden der Kabel
–  Legen der Kabel in Rohre
–  Verwendung von Kabeln mit verstärktem Kabelmantel
–  Abdecken der Kabeltrasse mit Ziegelsteinen, Betonplatten, Stahlplat-
ten, Kunststoffprofilen oder Kunststoffsatteldachprofilen (DIN 54841-
5) auf eine etwa 10 cm dicke Schicht aus Sand oder steinfreiem
Boden über den Kabeln
–  Abdecken der Kabel mit Tonhauben oder Kunststoffrundprofilen (DIN
54841-5)
                                                                                                          197
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Die gewählte Maßnahme ist in der Regel ein Kompromiss zwischen den
Kosten und der gewünschten Schutzwirkung.
Als frühzeitige visuelle Warneinrichtung beim Aufgraben für das Vorhan-
densein der Kabel werden Trassenwarnbänder verwendet [DIN EN 12613,
DIN 54841-3]. Ergänzend zu den in den Normen genannten Anforderun-
gen sollten Trassenwarnbänder in Signalfarbe ausgeführt sein und neben
der Aufschrift „Starkstromkabel“ auch den Namen des Betreibers nennen.
Auf die Einhaltung der vorgeschriebenen Mindestabstände von Anlagen
anderer Sparten (Abschnitt 4.1.3) und die zur Erhaltung der vollen Über-
tragungsfähigkeit empfohlenen Abstände untereinander ist zu achten
(DIN VDE 0276). Liegen mehrere Kabel in einem gemeinsamen Graben
oder Kanal, so kann ein zusätzlicher gegenseitiger Wärme- oder Licht-
bogenschutz durch zwischengelegte Betonplatten erreicht werden.
Der grundlegende Korrosionsschutz wird durch den Kunststoffmantel
oder die Schutzhülle erreicht (passiver Korrosionsschutz). In besonderen
Fällen kann eine erhöhte Korrosionsgefahr (Streuströme, z. B. bei Gleich-
strombahnen) auftreten. Dann müssen geeignete Maßnahmen ergriffen
werden. Bei Gasdruckkabeln wird oft der kathodische Korrosionsschutz
(aktiver Korrosionsschutz) für das Stahlrohr angewendet. Hinweise zum
Korrosionsschutz sind in DIN VDE 0150 und in der AfK-Empfehlung Nr. 8
der Arbeitsgemeinschaft für Korrosionsfragen (AfK) enthalten.
4.4.8   Wanddurchführungen
Für Kabel- und Rohreinführungen in Bauwerke ist DIN 18322, Abschnitt
3.7 maßgebend.
Wanddurchführungen sollen in erster Linie das Eindringen von Fremd-
körpern und Wasser in das Gebäude verhindern. Darüber hinaus schüt-
zen sie die Kabel vor Beschädigungen durch Scheuern oder Kantendruck.
Zusätzlich kann eine Abdichtung gegen Gase (z. B. Erdgasleckagen) oder
eine Abschottung als Brandschutzmaßnahme gefordert werden.
Die für die Wanddurchführungen erforderlichen Öffnungen am Bauwerk
können entweder konstruktiv beim Bau durch Aussparungen bzw. ein-
betonierte Rohre oder nachträglich durch Kernbohrungen  hergestellt
werden. Die Öffnung muss entsprechend der Einbauanleitung ausge-
führt werden und darf weder zu klein noch zu groß sein, damit die 
198
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verschiedenen Bauteile (Wand – Durchführung – Kabel) zuverlässig ge-
geneinander abgedichtet werden können.
Für Hausanschlüsse in senkrechten Kellerwänden werden immer häu-
figer Mehrsparten-Durchführungen (Bild 4.26) verwendet. So lassen sich
auf einfache Weise Strom- und Nachrichtenkabel, eine Gas- und eine
Wasserleitung mit nur einer Durchbohrung der Außenwand in das Ge-
bäude einführen.
Bild 4.26   Eingebaute Mehrsparteneinführung für senkrechte 
Kellerwände
Bild 4.27   Mehrsparten-Einführungsbauteil zum Einbau in Bodenplat-
ten (Quelle: Fachverband Hauseinführungen für Rohre und
Kabel e. V.) 
                                                                                                          199
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Für nicht unterkellerte Häuser gibt es spezielle Mehrsparten-Einfüh-
rungsbauteile in runder oder rechteckiger Bauform, welche den Anfor-
derungen der DIN 18322 sowie den Anforderungen des DVGW
entsprechen (Bild 4.27).
Die Abdichtung kann durch Ein betonieren der Durchführung, durch elas-
tische Elemente (z. B. Weichgummiringe oder Dichtmanschetten), durch
elastische Schaummassen, durch elastische Kitte oder durch Schrumpf-
schläuche erfolgen.
Bild 4.28 zeigt die Abdichtung von Kabel mit integrierten Durchführun-
gen in einem Betonrahmen.
4.4.9.   Ausbau von Kabeln
Besonders in stark belegten Trassen ist es erforderlich, die außer Be-
trieb genommen Kabel und Leitungen zu bergen. Oftmals wird erst so
der Platz geschaffen, um die neu gelegten Kabel regelkonform zu legen
bzw. einzusanden.
Des Weiteren gilt auch in diesem Fall eine Entsorgungspflicht, wobei zu
unterscheiden ist zwischen Nieder- und Mittelspannungskabeln mit mas-
200
Bild 4.28   Abdichtung von Mittel- und Niederspannungskabeln mit 
Roxtec-Rahmen (Quelle: Stromnetz Hamburg)
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segetränkter Papierisolierung (siehe Abschnitt 2.5.2.2) und Hoch- und
Höchstspannungskabeln mit Papier-Öl-Isolierung (siehe Abschnitt 2.7.4.1).
Beim Ausbau von Kabeln mit Papier-Öl-Isolierung ist ganz besonders
darauf zu achten, dass es zu keinerlei Ölverunreinigungen des Erdrei-
ches kommt. Aus diesem Grund sind die Kabel nach Feststellung der
Spannungsfreiheit und Ablassen des Öls, abschnittsweise zu schneiden
und sofort mit entsprechenden Kunststoffkappen zu verschließen.
Eine andere Möglichkeit besteht darin, nach der Feststellung der Span-
nungsfreiheit und Ablassen des Öls, die Leiter aus dem Stahlrohr zu zie-
hen und das im Erdboden verbleibende Rohr zu spülen, zu verschließen
oder anderweitig zu nutzen.
Mit speziellen Verfahren ist eine grabenlose Bergung von Hochspan-
nungskabel möglich. Hierzu werden die Kabel überbohrt (siehe Ab-
schnitt 4.5.4.3).
4.5   Sonderbauweisen und mechanisierte Kabellegung
Die in den letzten Jahren weiter verbesserten Techniken zur mechani-
sierten Kabellegung ermöglichen eine schnelle und wirtschaftliche Bau-
abwicklung. Ihr Einsatz kann jedoch durch ungeeignete, z.  B. felsige
Böden, oder bereits vorhandene Leitungen eingeschränkt sein. Vor
einer anstehenden Baumaßnahme ist zu prüfen, ob statt der klassischen
Legung (offene Bauweise) ein anderes, wirtschaftlicheres Verfahren in
Frage kommt, das auch weitere Vorteile, wie z.  B. geringere Verkehrs-
behinderungen, bietet. Viele Netzbetreiber haben mit den im Folgenden
näher beschriebenen, Kabellegetechniken positive Erfahrungen ge-
macht.
Bei den Verfahren zur mechanisierten Kabellegung ist eine sehr sorg-
fältige Erkundung der geplanten Trasse wichtig, um eine Beschädigung
vorhandener Leitungen zu verhindern. Außerdem soll vermieden wer-
den, bei der Bauausführung auf ungeeignete Bodenverhältnisse zu sto-
ßen. In unklaren Fällen ist die Anwendung geeigneter Ortungsgeräte
oder auch die Herstellung von Suchschlitzen erforderlich. Bei größeren
Baumaßnahmen, wie z. B. Bahnkreuzungen, ist die Einholung eines Bo-
dengutachtens verpflichtend vorgeschrieben.
                                                                                                          201
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4.5.1   Fräsen von Kabelgräben
Das Fräsen stellt eine besondere Art der Grabenherstellung dar. Vo-
raussetzung dabei ist, dass die Trasse frei von Leitungen ist.
Das Fräsverfahren kann sowohl in unbefestigten als auch in befestigten
Oberflächen (Asphalt) angewendet werden. Dabei werden Mobilfräsen
mit Allradantrieb eingesetzt (Bild 4.29), die mittels eines Baukastensys-
tems durch spezielle Anbaukomponenten unterschiedlichen Anforde-
rungen gerecht werden (z.  B. Fräsen mittig oder seitlich; Fräsbreiten
20, 30, 40 und 60 cm in unbefestigten Flächen und 12, 15 oder 18 cm
in asphaltierten Flächen – Fräsen mit „Felsrad“). Die Frästiefe ist ab-
hängig von der Länge des Fräsbalkens und liegt für den Standardfräs-
balken bei 1,5 m Grabensohle. Die Räumung des Aushubs erfolgt über
Schnecken oder Förderbandeinrichtungen.
Unter sehr günstigen Voraussetzungen können in unbefestigten Flächen
bis zu 250 m pro Stunde gefräst werden. Die Arbeitsleistung ist jedoch
bei befestigten Oberflächen (z. B. Asphalt) und bei schwierigen Boden-
verhältnissen wesentlich geringer. In der Praxis müssen meist Teilab-
schnitte in herkömmlicher Technik hergestellt werden, wenn andere
Leitungen die Trasse kreuzen. Sofern die Trasse nur von wenigen Lei-
tungen gekreuzt wird, stellt das Fräsen von Kabelgräben eine kosten-
günstige Lösung dar.
Bild 4.29   Mobilfräse mit Allradantrieb
202
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Bei befestigten Oberflächen können Asphaltschichten gemeinsam mit
den nicht gebundenen Oberbauschichten gefräst, gemischt und dann
als Füllmaterial wieder eingebaut werden. Dadurch werden Kosten für
den Abtransport und die Deponierung des Asphalts und für die Beschaf-
fung von neuem Verfüllmaterial eingespart. Insbesondere aus Gründen
des Umweltschutzes ist aber ein Wiedereinbringen des vorgefundenen
Aufbruchmaterials (siehe Abschnitt 4.1.5) ohne vorherige Untersuchung
nicht zulässig; hier sind vielmehr die einschlägigen wasserwirtschaft -
lichen und bautechnischen Auflagen zu berücksichtigen. Falls ein 
Wiedereinbringen des Aufbruchmaterials in den Straßenunterbau nicht
möglich ist, so ist es entweder einem geeigneten Recyclingverfahren
zuzuführen oder ordnungsgemäß zu entsorgen.
Da die Wahrscheinlichkeit für das Vorhandensein von – auch unbekann-
ten – Leitungen unter asphaltierten Flächen bei geschlossener Bebau-
ung recht groß ist, beschränken sich die Einsatzbereiche für die
Frästechnik  eher auf den ländlichen Bereich mit unbefestigten Oberflä-
chen und sehr geringen Leitungsdichten. Hier steht die Frästechnik aber
in Konkurrenz zu dem im allgemeinen noch kostengünstigeren Einpflü-
gen. Insbesondere in sehr steinigen oder felsigen Böden empfiehlt sich
der Einsatz von Felsfräsen.
4.5.2   Einpflügen von Kabeln
Unter den mechanisierten Legeverfahren hat sich im freien Gelände das
Einpflügen der Kabel am stärksten durchgesetzt. Dabei wird in einem
Arbeitsgang der Boden geöffnet, das Kabel eingelegt und der Boden
wieder verschlossen. 
Das Prinzip des Kabelpflugs besteht darin, dass ein spezielles Pflug-
schwert durch den Boden gezogen wird, mit dem im gleichen Arbeits-
gang mehrere Kabel, Rohre und Bänder eingebracht werden können.
Je nach Pfluggerät wird der Erdboden entweder nur durch Verdrängung
oder mit Hilfe zusätzlicher Vibration des Pflugschwertes (Vibrations-
pflug) geteilt. Der Spalt schließt sich durch die Rückstellkräfte des Bo-
dens weitgehend selbst, eine eventuell verbleibende Erdspalte sollte
mittels einer Rüttelwalze verschlossen werden. Dies ist besonders bei
feuchter Witterung wichtig, da das Erdreich sonst aufquellen kann und
sich anschließend nur schwer verdichten lässt. Einige Bodenarten
(z.  B. lehmig oder stark tonhaltig) sind sehr träge und schließen sich
nicht selbstständig: hier muss der Spalt in einem separaten Arbeitsgang
                                                                                                          203
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geschlossen werden. Am Beginn der Pflugstrecke und an Stellen, an
denen Muffen montiert werden müssen, werden Gruben angelegt.
Ein wichtiges Einsatzgebiet ist der ländliche Bereich, wo Nieder- und
Mittelspannungskabel meist neben Feldwegen eingepflügt werden.
Beim Festlegen der Trasse muss genau festgestellt werden, ob im Tras-
senbereich andere Leitungen liegen, um Beschädigungen beim Pflügen
und daraus resultierende Schadenersatzforderungen zu vermeiden. Die
Trassenführung sollte sich an Wegen orientieren. Die Tiefenlage des
Kabels muss Rücksicht nehmen auf die Bewirtschaftung der Grundstü-
cke (Tiefenpflug in der Landwirtschaft).
Mit üblichen Pfluggeräten können Kabel bis zu einer maximalen Soh-
lentiefe von 1,5  m eingepflügt werden. Alle Kabel bis 80  mm Durchmes-
ser sowie Endlos-Rohre bis 200  mm Durchmesser sind laut Hersteller-
angaben pflügbar. Je nach Pflugausstattung können beispielsweise bis
zu zwei Systeme Mittelspannungskabel, ein Fernmeldekabel und ein
Trassenwarnband in einem Arbeitsgang eingepflügt werden; der Ab-
stand ergibt sich aus der Geometrie des Pflugschwertes.
Als Pfluggeräte kommen zum Einsatz:
–  spezielle selbstfahrende Kabelpflugfahrzeuge,
–  handelsübliche Zugmaschinen, die mit entsprechenden Zusatzgerä-
ten ausgerüstet sind,
204
Bild 4.30   Selbstfahrender Vibrations-Kabelpflug
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–  Pflüge ohne eigenen Antrieb, die von anderen Zugfahrzeugen über
eine Seilwinde gezogen werden.
Je nach Bodenart kann es erforderlich sein, den Vortrieb von Pflugge-
räten mit eigenem Antrieb zu unterstützen und ein zusätzliches Zugfahr-
zeug vorzuspannen. Vibrationspflüge benötigen geringere Zugkräfte
und kommen in den meisten Fällen mit eigenem Antrieb aus; zur An-
wendung kommen Allrad- und Raupenantrieb (Bild 4.30).
Pflüge ohne eigenen Antrieb haben in der Regel eine größere Flexibilität
in ihrem Einsatzbereich. Bei diesen Pfluggeräten können die Räder in
der Regel hydraulisch einzeln höhen- und seitenverstellt werden, somit
ist das Einpflügen auch an Hängen oder unmittelbar neben Gräben
möglich (Bild 4.31).
Übliche Kabelpfluggeräte können zumindest eine Kabelspule selbst auf-
nehmen. Werden mehrere Kabel oder Rohre in einem Arbeitsgang ein-
gebracht, z.  B. drei einadrige Mittelspannungskabel, ist es bei leichteren
Pfluggeräten erforderlich, die Kabel vorher neben der Trasse auszule-
gen oder die Spulen auf einem vorausfahrenden Lkw zu transportieren.
Die Kabel werden dann vom Pfluggerät über Führungsrollen aufgenom-
men und eingepflügt.
                                                                                                          205
Bild 4.31   Kabelpflug ohne eigenen Antrieb
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Vor allem in sandigem, steinfreiem Boden können Kabel problemlos
eingepflügt werden. Hier ist eine schonende Bettung des Kabels 
gewährleistet und eine hohe Legegeschwindigkeit möglich. Aus nach-
träglichen Ausgrabungen ist bekannt, dass nach dem Einpflügen zu-
nächst das feinkörnige Bodenmaterial zum Kabel zurückfließt und
einen Schutz vor Steinen bietet. Dieser Effekt wird durch den Einsatz
des Vibrations-Kabelpflugs unterstützt. Bei steinigen Bodenarten kann
die Bettung dadurch verbessert werden, dass durch einen am 
Pfluggerät montierten Trichter im gleichen Arbeitsgang Sand eingefüllt
wird.
Bei besonderen Bodenverhältnissen, z.  B. sehr steinigen Böden, kann
der Einsatz von PE-Kabelmänteln mit größerer Wanddicke empfehlens-
wert sein. 
Weiterhin können auch auf Spulen gelieferte Rohre eingepflügt und
dann nachträglich die Kabel eingezogen werden.
Der Kabelpflug kann auch dann sinnvoll eingesetzt werden, wenn Teil-
abschnitte in offener Bauweise ausgeführt werden müssen, z. B. bei
Kreuzungen von Fremdleitungen, Drainagen oder Fahrbahnen.
Die Arbeitsbreite beim Pflügen beträgt ungefähr 3 m.
Wesentliche Vorzüge dieser Technik sind:
–  kürzere Bauzeiten durch schnelle Legetechnik (bis 500 m pro Stunde),
–  im Vergleich zur herkömmlichen Technik in offener Bauweise sehr
kostengünstig,
–  weniger Behinderung durch Schlechtwetterzeiten,
–  die Vegetation wird weitestgehend erhalten, keine Durchmischung
der Bodenarten, keine Erosionsschäden und somit gute Umweltver-
träglichkeit,
–  geringe Flurschäden.
Der Einsatz dieser Technik ist in folgenden Fällen nur eingeschränkt
oder nicht möglich:
–  felsige Böden,
–  befestigte Oberflächen,
–  andere Leitungen und Anlagen im Arbeitsbereich,
–  wenn eine Abdeckung der Kabel gefordert ist.
206
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4.5.3   Saugbagger
In speziellen Einsatzgebieten, z.  B. in sehr dicht belegten Trassen in
städtischen Bereichen oder im Wurzelbereich von Bäumen, kann der
Einsatz von Saugbaggern (Bild 4.32) eine Alternative zur dort geforder-
ten Handschachtung darstellen. Das Prinzip dieses Aushubverfahrens
besteht darin, mittels eines beweglichen Schlauchs den Kabelgraben
oder die Muffengrube durch Absaugen des Materials herzustellen. Durch
eine geeignete Formgebung des Saugschlauchkopfes soll eine Beschä-
digung der freizulegenden Anlagen vermieden werden.
4.5.4   Grabenlose Kabellegung
Sowohl aus wirtschaftlichen und technischen Gründen als auch unter
dem Gesichtspunkt des Umweltschutzes wird versucht, die erforderli-
chen Leitungsgräben so klein wie möglich zu halten. Bei den so genann-
ten grabenlosen Legemethoden wird völlig auf den Graben verzichtet.
Die Techniken der grabenlosen Kabellegung lassen sich unterscheiden
in Verfahren mit ungesteuertem Vortrieb und Verfahren mit gesteuertem
Vortrieb. Die Verfahren basieren entweder auf dem Prinzip der Boden-
                                                                                                          207
Bild 4.32   Saugbagger (Quelle: Max Streicher GmbH & Co.KG)
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verdrängung oder der Bodenentnahme. Die ungesteuerten Verfahren
werden überwiegend zur Herstellung kurzer Strecken (einige Meter) ein-
gesetzt. In diesen Fällen ist die Gefahr, dass es zu einer ungewollten
Richtungsänderung kommt, noch akzeptabel. Bei längeren Strecken
werden gesteuerte Verfahren eingesetzt.
4.5.4.1   Verfahren mit ungesteuertem Vortrieb
Bodenverdrängungshammer (Boden-Durchschlag-Rakete)
Das Erdreich wird mit Hilfe des Bodenverdrängungshammers ver-
drängt. Dessen Vortrieb wird durch ein mit Druckluft oder Hydraulik an-
getriebenes Schlagwerk erzeugt. Die Verrohrung erfolgt entweder
gleichzeitig oder bei ausreichend standfestem Boden durch anschlie-
ßendes Einziehen oder Einschieben. Dabei ist eine Schrumpfung des
durch den Verdrängungskörper (Bodenverdrängungshammer) aufge-
fahrenen Hohldurchmessers um 5 bis 15  % zu berücksichtigen. Das
Verfahren wird angewendet in trockenem oder erdfeuchtem, gemischt-
körnigem und verdrängungsfähigem Lockergestein, im Regelfall bis
200 mm Außendurchmesser. In Abhängigkeit von den anstehenden
Böden betragen die anwendbaren Vortriebslängen bis 25  m. Die erfor-
derliche Mindestüberdeckung beträgt das Zehnfache des Rohraußen-
durchmessers; unter festem Straßenoberbau ist die Mindestüber-
deckung zu vergrößern. Dieses Verfahren wird häufig zur Herstellung
von Hausanschlüssen eingesetzt, um ein Aufbrechen der Fahrbahn zu
vermeiden.
Horizontalramme/Horizontalpresse mit geschlossenem Rohr
Die Bodenverdrängung erfolgt durch den Vortrieb eines geschlossenen
Stahlrohrstranges (Mantel- oder Produktrohr) durch Rammen oder Pres-
sen. Diese Technik lässt sich im Regelfall bis zu einem Rohraußen-
durchmesser von 150  mm in verdrängungsfähigem Lockergestein
anwenden. Zusatzmaßnahmen in wasserführenden Böden sind nicht
erforderlich. Die maximale Vortriebslänge ist 25 m, als Mindestüberde-
ckung ist das Zwölffache des Rohraußendurchmessers notwendig.
Horizontalramme mit offenem Rohr
Der Vortrieb des offenen Mantel- oder Produktrohres erfolgt mit einem
am Rohrende aufgesetzten Erdverdrängungshammer oder einer Rohr-
208
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ramme. Das Bodenmaterial im Rohr wird nach Beendigung des Vor-
triebs mit Druckluft oder Wasser ausgespült. Die Anwendung ist selbst
in schweren Böden bis ca. 50  m Länge und Rohrdurchmessern von
2.000  mm bei geringer Überdeckung möglich, da außer der Wandstärke
des Stahlrohres keine Bodenverdrängung erfolgt.
Horizontal-Pressanlage
Das Erdreich wird durch Einpressen eines Pilotgestänges verdrängt.
Nach Erreichen der Zielgrube wird das Gestänge mit einem konischen
Ziehkopf und den Mantel- oder Produktrohren verbunden und der ge-
samte Strang zurückgezogen. Die Anwendung ist in allen verdrängungs-
fähigen Lockergesteinen und bis zu einem Rohraußendurchmesser von
100  mm sowie einer Länge von 20  m möglich. Als Mindestüberdeckung
ist der zehnfache Rohraußendurchmesser einzuhalten.
Horizontal-Pressbohrgerät
Mit Hilfe einer Pressstation wird ein Mantel- oder Produktrohrstrang aus
Stahl vorangetrieben und gleichzeitig mittels einer Bohrschnecke das
Bodenmaterial herausgefördert.
4.5.4.2   Verfahren mit gesteuertem Vortrieb
Steuerbares Horizontal-Spülbohrverfahren
Beim steuerbaren Horizontal-Spülbohrverfahren [4.4] wird die Bohrung
in mehreren Schritten hergestellt. Im ersten Arbeitsgang wird mit einer
steuerbaren Spüllanze ausgehend von der Startgrube eine Pilotbohrung
hergestellt (Bild 4.33 und Bild 4.34)
Die Lanze hat einen einseitig abgeflachten Kopf und drei in spitzem Win-
kel zur Bohrachse angeordnete Düsen (Bild 4.35 a). Sie wird durch das
Bohrgestänge mit einer speziellen Wasser-Bentonit-Bohrsuspension
versorgt, die unter Druck (1 bis 35 MPa) aus den Düsen austritt, das
Erdreich schneidet und löst, zudem das Bohrloch schmiert und stabili-
siert. Über das Bohrgestänge werden die Drehbewegung und der not-
wendige Vorschub erzeugt.
Bei rotierendem Bohrkopf ergibt sich ein geradliniger Vortrieb. Das 
Aussetzen der Drehbewegung führt zu einseitigem Ausspülen des 
                                                                                                          209
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Bild 4.33  Prinzip des Spülverfahrens am Beispiel einer Gewässerun-
terquerung; beide Arbeitsgänge sind in einem Bild dargestellt
210
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Bohrlochs. Das anstehende Erdreich an der gegenüberliegenden Ab-
schrägung des Bohrkopfes unterstützt beim weiteren Vordrücken die
gewollte, d. h. gesteuerte, Richtungsänderung. Der jeweilige Drehwinkel
wird am mobilen Bohraggregat abgelesen. 
Zur gezielten Steuerung der Bohrung gibt es unterschiedlich aufwändige
Ortungsverfahren. Beim Standard-Walk-Over-Verfahren strahlt ein im
Bohrkopf montierter Sender kontinuierlich ein Signal aus, das an der
Oberfläche empfangen wird und nach Abgleich mit Kontrollmessungen
die genaue Ortung und Steuerung des Bohrkopfes ermöglicht.
Ist eine Übertragung der Funksignale aufgrund der Bodenverhältnisse
nur eingeschränkt möglich, kommt das sogenannte Wire-Line-Verfahren
zum Einsatz. Bei diesem wird der Sender im Bohrkopf über ein Kabel
mit dem Empfänger verbunden, das durch das Bohrgestänge geführt
wird. Das Steuerkabel muss bei jeder neuen Bohrstange entsprechend
verlängert werden. Darüber hinaus wird in speziellen Fällen ein compu-
tergestütztes Steering Tool verwendet, mit dem eine noch genauere Or-
tung möglich ist.
In der Zielgrube wird nach Abschluss der Pilotbohrung ein mit Schneid-
düsen bestückter Aufweitkopf (Bild 4.35 b) an das Gestänge montiert,
                                                                                                          211
Bild 4.34   Spülbohrverfahren im Einsatz
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der – durch die Spülstrahlen unterstützt – durch das Erdreich zur Start-
grube zurückgezogen wird. Dieser Vorgang ist je nach Bodenart schritt-
weise zu wiederholen, bis mit der letzten Aufweitung entweder das
Kabel direkt oder zunächst ein Leerrohr eingezogen werden kann.
Der wesentliche Vorzug des Spülbohrverfahrens besteht darin, dass –
abgesehen vom Aushub der Start- und Zielgruben – dank der graben-
losen Technik die vor allem in städtischen Bereichen sehr kosteninten-
siven Erdarbeiten entfallen, die zudem häufig mit Verkehrs behin-
derungen und Belästigungen der Anlieger verbunden sind. Auch die
 Vermeidung von Folgeschäden, z. B. durch Bodensetzungen und die
Schonung der Ressourcen und Deponien sind positive Argumente für
das weitgehend witterungsunabhängige Spülbohrverfahren.
Mit Standardmaschinen sind Bohrungen bis 250 m Länge bei einer Le-
getiefe bis 10 m und Rohrdurchmesser bis 300 mm möglich. Leistungs-
fähige Großbohranlagen ermöglichen Spülbohrungen von über 1.000
m Länge bei Legetiefen bis 70 m und Rohrdurchmesser bis 800 mm.
212
Bild 4.35   Bohrkopf und Aufweitung
a) Bohrkopf
b) Prinzip der Aufweitung
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Abhängig von der Bodenart und der Nennweite der zu spülenden Boh-
rung lassen sich unterschiedliche Vortriebsleistungen realisieren. Unter
günstigen Voraussetzungen sind pro Arbeitstag etwa 100 m möglich.
Nachteilig beim Spülbohrverfahren ist die eingeschränkte Einsatzmög-
lichkeit. So sind gut verdichtete Schotterschichten i. d. R. nicht spülbar.
Mit speziellen Felsbohrköpfen ist das gesteuerte Spülbohrverfahren
auch bei sehr großen Steinen sowie in gewachsenem Fels anwendbar.
Meist ist dies jedoch mit einem Wechsel des Bohrgestänges oder sogar
der kompletten Bohranlage verbunden. Aufgrund der relativ hohen Kos-
ten des Verfahrens ist dessen Einsatz nur dann wirtschaftlich, wenn be-
sondere Voraussetzungen bzw. Auflagen vorliegen, z. B. Kreuzungen
von stark befahrenen Straßen, Gewässern oder geschützten Gebieten.
Das in der Vergangenheit häufig praktizierte Ausbringen der überschüs-
sigen Bohrsuspension auf Ackerflächen ist nicht mehr zulässig. Deshalb
Bild 4.36   Verfahrensablauf Überbohrtechnik – Schemadarstellung
                                                                                                          213
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214
werden von den Fachfirmen seit einiger Zeit Methoden entwickelt, die
die weitgehende Aufbereitung der Bohrsuspension zum Ziel haben.
Hierzu werden spezielle Trennanlagen verwendet, mit deren Hilfe aus
der Bohrsuspension die Ausgangsbestandteile Bentonit und Wasser von
Erdreich und Steinen getrennt werden.
4.5.4.3   Überbohrverfahren
Grabenloser Austausch von Kabeln
Für die Auswechselung von Kabeln gibt es seit einiger Zeit ein patent-
geschütztes „Überbohrverfahren“ [4.5]. Bei dieser grabenlosen Bauweise
wird das vorhandene Kabel unbeschädigt vom anhaftenden Erdreich ge-
trennt und herausgezogen. Anschließend wird ein neues Kabel in die
vorhandene, freigewordene Trasse eingezogen (Bild 4.36, Bild 4.37).
Das auszutauschende Kabel wird an der Start- und an der Zielgrube
freigegraben. In der Startgrube wird der Überbohrkopf über das abge-
trennte Altkabel gefahren (Bild 4.37). Durch ständige links-rechts
Schwenkbewegungen wird das Bohrgestänge in einer Geschwindigkeit
von 1  bis  2 m/min über das Altkabel gefahren. Der Überbohrkopf ist so
konstruiert, dass er dem Verlauf des Altkabels folgt. Dabei bildet das Alt-
kabel die Zwangsführung für den Überbohrkopf, der berührungsfrei in
gleichmäßigem Abstand das anhaftende Erdreich/Sandbett und mögli-
ches Wurzelwerk in einem schmalen Ringkranz um das Altkabel frei-
schneidet. Das so freigeschnittene Altkabel lässt sich anschließend mit
einer Seilwinde oder einer Baumaschine (z.  B. Bagger) aus dem Erd-
reich ziehen. In der freigewordenen Trasse kann anschließend mit dem
im Bohrloch befindlichen Bohrgestänge das neue Kabel lagegleich 
eingezogen werden. Für längere Strecken sind Zwischengruben im 
Abstand von max. 180 m erforderlich.
Bild 4.37   Starteinsatz des patentierten Überbohrkopfes
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                                                                                                          215
Die Vorteile der Überbohrtechnik sind:
–  grabenlose Bauweise
–  die Alttrasse wird lagegetreu genutzt
–  eine Neutrassierung mit Einmessung, Katasteraufnahme und Doku-
mentation entfällt
–  hohe Austauschgeschwindigkeit; etwa 5 mal schneller als die offene
Bauweise und damit besonders wirtschaftlich
–  optimale Leitungsbettung durch Bentonit und andere optimale Füll-
stoffe
–  Bäume (Straßenbäume, Alleen, Parks), Grünanlagen, Straßen- und
Gehwegoberflächen bleiben erhalten bzw. nahezu unberührt
–  die Arbeit verläuft unauffällig, geräuscharm und schnell
Das Überbohrverfahren ist auch zum Freibohren festsitzender Bohrstan-
gen geeignet.
4.6   Sonderfälle der Kabellegung
4.6.1   Legen durch Gewässer
Kabellegungen durch Gewässer erfordern die Beachtung der Nähe-
rungs- und Kreuzungsvorschriften (DIN VDE 0100-520 und Wasserstra-
ßen-Kreuzungsvorschriften für fremde Starkstromanlagen). Gewässer-
kreuzungen sind genehmigungspflichtig. Im Rahmen der Genehmigung
werden die Einzelheiten der Bauausführung von dem zuständigen Was-
serwirtschaftsamt festgelegt.
Die Verfahrensschritte und die Bauausführung werden sehr unterschied-
lich sein, je nachdem ob es sich um die Kreuzung eines Baches oder
Flusses oder gar um die Legung eines Seekabels handelt.
Üblicherweise werden bei Gewässerkreuzungen (Düker) Rohre in aus-
reichender Anzahl gelegt, damit auch nachträglich ein Austausch bzw.
das Einziehen zusätzlicher Kabel möglich ist.
Kabel oder Rohre können durch Einbaggern, mit dem Einspülverfahren,
dem steuerbaren Spülbohrverfahren oder dem gesteuerten Bohrverfah-
ren ohne Spülung gelegt werden. Welches der Verfahren wirtschaftlicher
ist, hängt wesentlich von der Länge der Kreuzungsstrecke und der An-
zahl der zu legenden Kabel und Reserverohre ab.
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Beim Baggerverfahren wird in der Flusssohle eine Rinne ausgehoben, in
welche die Rohre sofort nach dem Baggern eingebracht werden. An-
schließend wird die Rinne mit geeignetem Material verfüllt. Beim Einspül-
verfahren wird die Sohle durch Druckwasser aufgerissen und dadurch
vorübergehend ein schmaler Graben in der gewünschten Tiefe ausge-
spült. In diesen Graben werden im gleichen Arbeitsgang Rohre eingelegt,
in die später Kabel eingezogen werden. Der Graben füllt sich wieder auf,
sodass das Rohr bereits unmittelbar nach dem Einlegen bedeckt ist.
In geeigneten Fällen können Gewässerkreuzungen auch mit den in Ab-
schnitt 4.5 beschriebenen Press- und Bohrverfahren ausgeführt wer-
den.
Bei allen Kabellegungen in Wasserläufen ist ein Nachsacken der Kabel
zu berücksichtigen. Im Bedarfsfall sind die Kabel an den Uferböschun-
gen erst nach einer ausreichend langen Liegezeit zu befestigen und die
Muffen zugentlastet auszuführen.
Im Bereich der Kabelkreuzung werden Ankerverbotstafeln für den Schiff-
fahrtsverkehr aufgestellt.
Spezielle Seekabel werden außer für den Anschluss von Offshore-Wind-
parks bei Bedarf auch im Mittelspannungsbereich verwendet, um Inseln
in größeren Seen oder entlegene Gebiete im Gebirge zu erschließen.
In der Regel werden beim Aus- und Eintritt in den See Schächte oder
Spülbohrungen angelegt, deren Verlauf vom Ufer aus einige Meter unter
die Wasseroberfläche auf den Seegrund gesteuert werden. Dies ist not-
wendig, um das Kabel im Uferbereich vor Beschädigungen, z. B. durch
Schiffsverkehr, zu schützen.
4.6.2   Legen in Brücken
Die Art der Kabellegung in Eisenbahn-, Straßen- oder Wasserstraßen-
brücken richtet sich nach den gegebenen Verhältnissen. Ausschlagge-
bend für die zu wählende Legeart sind Konstruktion und Tragfähigkeit
der Brücke sowie der innerhalb der Brücke zur Verfügung stehende
Raum. Häufig sind in den Brücken Kanäle zur Aufnahme der Kabel 
vorgesehen. In diesem Zusammenhang wird besonders auf die „Richt-
linien für das Verlegen und Anbringen von Leitungen an Brücken
(RI – LEI – BRÜ)“, herausgegeben vom Bundesministerium für Verkehr,
Abteilung Straßenbau, hingewiesen.
216
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Auch hier ist es unabdinglich, vorab die zu planende und zu betreibende
Kabelanlage vom entsprechenden Wegebaulastträger genehmigen zu
lassen und vertraglich zu sichern. Grundlage dafür sind kommunale
Konzessionsverträge, bzw. entsprechende allgemeine Verträge mit dem
Bund, dem Land oder auch der Bahn, sowie anderen Brückenbe -
treibern. 
Brücken, in denen keine Kabelkanäle vorhanden sind, werden zur Auf-
nahme der Kabel mit Rohren oder Halbschalen aus Stahl oder Kunst-
stoff belegt (Bild 4.38). Dabei ist zu beachten, dass einadrige Kabel
eines Wechsel- oder Drehstromsystems nur gemeinsam in Stahlrohren
untergebracht werden dürfen. Kunststoffrohre sind wegen ihres gerin-
gen Gewichts und ihrer Korrosionsbeständigkeit für den Einbau in Brü-
cken besonders geeignet. Mitunter müssen jedoch besondere
Kabelwannen hergestellt werden, die der vorhandenen Brückenkon-
struktion angepasst und in diese eingebaut oder an der Außenseite der
Brücke angebaut werden. Diese Kabelwannen können im Allgemeinen
oben offen bleiben, sodass die Wärmeabgabe der Kabel an die umge-
bende Luft nicht behindert wird. Wo die Kabel innerhalb der Brücken-
konstruktion Unbefugten leicht zugänglich sind, empfiehlt sich eine
geeignete Abdeckung.
Für alle Konstruktionsarten gilt, dass auf Grund der gewünschten Lang-
lebigkeit der Anlagen ein besonderes Augenmerk auf den Korrosions-
schutz zu legen ist.
Bild 4.38   Kabelführung in Rohren an Brücken
                                                                                                          217
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In die Widerlagermauern der Brücken dürfen Kabel nicht eingemauert wer-
den, hier sind Schutzrohre einzumauern. Besonders an den Widerlagern
von Stahlbrücken ist das Kabel so zu führen, dass es der Längsbewegung
der Brücke folgen kann, ohne dass es zu stark mechanisch beansprucht
wird. Die Schwingungsbeanspruchungen erfordern bei kunststoffisolierten
Kabeln keine besonderen Maßnahmen; ansonsten können speziell le-
gierte Bleimäntel oder Aluminiummäntel erforderlich sein.
4.6.3   Legen in Gebäuden
4.6.3.1   Befestigung
Kabel in Gebäuden, wie z. B. in Umspannanlagen (Bild 4.39 a und b)
werden in Kanäle mit geeigneter Abdeckung oder auf Pritschen gelegt.
Sie können auch mit Schellen, Kabelschnellverlegern oder ähnlichen
Konstruktionen an Wänden und Decken befestigt werden. Kabelschel-
len sind, um Druckschäden zu vermeiden, mit Gegenwannen auszurüs-
ten. Für die Schellenabstände bei waagerechtem Kabelverlauf gelten
folgende Richtwerte (nach Normreihe DIN VDE 0276), wobei D der Ka-
belaußendurchmesser ist:
–  unbewehrte Kabel
20 · D
–  bewehrte Kabel
(30 bis 35) · D
–  maximaler Abstand
80 cm
Auf senkrecht verlaufenden Trassen können die Schellenabstände ver-
größert werden, sie sollten jedoch 1,5 m nicht überschreiten.
Zum Befestigen von einadrigen Kabeln eines Drehstromsystems dürfen
keine geschlossenen Stahlschellen verwendet werden. Hier sind beson-
dere Schellen aus nichtmagnetischem Material (Kunststoff, Messing,
Aluminium) einzusetzen. Die Abstände der Befestigungsschellen sind
so zu wählen, dass die Kabel durch die Kraftwirkung eines Stoßkurz-
schlussstromes nicht beschädigt werden können.
Da die Belastbarkeit der Starkstromkabel auch von der Umgebungstem-
peratur abhängt, ist für eine ausreichende Wärmeabfuhr durch gute, na-
türliche Belüftung zu sorgen. Kabelpritschen sollen deshalb möglichst
keinen geschlossenen Boden haben. Übereinander angeordnete Prit-
schen sollen bei papierisolierten Kabeln einen Abstand von etwa 30 cm
und bei kunststoffisolierten Kabeln einen Abstand von etwa 20 cm haben
(DIN VDE 0276-1000).
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Weitere Anschlussbedingungen sind z. B. in Wohn- und Geschäftsge-
bäuden die Hausanschlusskästen (DIN VDE 0660-505) und Kabelver-
teilerschränke (DIN VDE 0660-503) im öffentlichen Verkehrsraum in der
Niederspannung, siehe Bild 4.39 c und d.
Bild 4.39 a   Kabel vertikale
 Befestigung in Umspannanlage
Kabelkeller
(Quelle Stromnetz Hamburg)
Bild 4.39 b   Kabel im Doppel -
boden in Umspannanlage 
(Quelle Stromnetz Hamburg)
Bild 4.39 c   Kabelanschluss in
einem Hausanschlusskasten für
Wohngebäude
(Quelle: Firma Jean Müller)
Bild 4.39 d   Kabelanschluss in
einem Kabelverteilerschrank im
Ortsnetz
(Quelle: Firma Jean Müller)
                                                                                                          219
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4.6.3.2   Vorbeugende Brandschutzmaßnahmen
Durch eine entsprechende Auswahl des Kabeltyps und die Art der Ka-
bellegung können die Gefahren der Entstehung und Ausbreitung von
Bränden und deren Folgen verringert werden.
Bei besonderen Anforderungen an den Brandschutz werden Kabel mit
verbessertem Verhalten im Brandfall eingesetzt (siehe Abschnitt
2.7.6.3). Bei Kunststoffkabeln kann das Brandrisiko durch eine nach-
trägliche Beschichtung der Kabelmäntel mit einem brandhemmenden
Schutzanstrich reduziert werden (Bild 4.40a). 
Bild 4.40 b   Lichtbogenschutz zwischen Kabelpritschen
Bild 4.40 a   Beschichtung der Kabelmäntel mit brandhemmenden
Schutzanstrich (Quelle: Bayernwerk)
220
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Starkstrom- und Nachrichtenkabel sind möglichst auf getrennten Prit-
schen oder in verschiedenen Kanälen zu legen. Starkstromkabel liegen
üblicherweise auf den oberen Pritschen. Zwischen den einzelnen Kabel-
pritschen kann, z.  B. durch schräg gestellte Faserzement-Platten, ein
Lichtbogenschutz montiert werden, ohne die Belüftung wesentlich zu be-
einflussen (Bild 4.40b). Eine weitere Möglichkeit des Lichtbogenschutzes
kann in der entsprechenden Wahl der Kabelpritsche, z.  B. mit einem ge-
schlossenen Boden und einer größeren Stahlblechdicke, liegen.
Um Brandübertragungen und Folgeschäden durch Brandgase zu ver-
hindern, sind alle Durchbrüche und Öffnungen in brandabschnittsbe-
grenzenden Decken und Wänden mit dafür zugelassenen Stoffen zu
verschließen.
Bei Kabeltrassen durch verschiedene Räumlichkeiten ist auf die verschie-
denen Brandabschnitte zu achten. Verlaufen die Kabel zwischen zwei
Brandabschnitten, so sind in den Wänden Brandschotte einzubringen.
Diese können aus speziellem Mörtel, aber auch aus Schaumblöcken be-
stehen. Einzubauen sind diese Schotts durch zertifizierte Fachfirmen.
Eine vom Zentralverband der Elektroindustrie (ZVEI), Fachverband Kabel
herausgegebene Broschüre mit dem Titel „Brandschutzkabel erhöhen die
Sicherheit“ [4.6] befasst sich mit der Neuausgabe der Bauproduktenver-
ordnung (BauVPO). Auf europäischer Ebene wurde diese BauVPO ver-
abschiedet und ist zum Juli 2017 rechtsverbindlich in Kraft getreten. 
In der ZVEI-Broschüre werden Informationen und Planungshinweise zur
Brandschutzsicherung für den Errichter von Kabelanlagen gegeben. Der
Errichter hat die Pflicht, entsprechend des Sicherheitsbedarfs des Ge-
bäudes ein mit CE-Kennzeichen geprüftes Kabel der jeweiligen Euro-
klasse mit Brandschutzklasse einzusetzen. 
Auch die VdS Schadenverhütung GmbH hat zum Thema Brandschutz
verschiedene Publikationen und Richtlinien herausgegeben.
4.6.4   Isolierte Freileitung
Für isolierte Freileitungen wird teilweise auch der Begriff Luftkabel ver-
wendet, dieser ist jedoch in den Normen für Starkstromkabel und -lei-
tungen nicht erwähnt. Mit dem Begriff Luftkabel werden oft die auf
Masten geführten Nachrichtenkabel bezeichnet.
                                                                                                          221
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Niederspannung
Isolierte Freileitungen finden besonders im Bereich der Niederspannung
Anwendung. Sie werden vor allem dort eingesetzt, wo die Betriebs- oder
die Personensicherheit bei der Verwendung von blanken Freileitungs-
seilen beeinträchtigt wäre, z. B. in der Nähe von Gebäuden und Bäu-
men. Einige Netzbetreiber setzen die isolierte Freileitung bei der
Sanierung bestehender Freileitungsnetze flächendeckend ein. Isolierte
Freileitungsseile werden mit Hilfe besonderer Trag- und Abspanngarni-
turen an Masten, Dachständern, Hauswänden usw. befestigt (Bild 4.41,
Bild 4.42, Bild 4.43). Sie sind in DIN VDE 0276-626 (verseilte Adern und
einadrige Seile) genormt. Bei der Bemessung der Festpunkte, Armatu-
ren, Spannweiten usw. ist DIN VDE 0211 zu berücksichtigen. Als Trag-
organ dienen je nach Konstruktion die Leiter, die Bewehrung oder ein
zusätzliches Aldrey- oder Stahlseil. Am häufigsten wird der Typ NFA2X
mit vier verseilten Adern mit VPE-Isolierung verwendet, bei dem kein
zusätzliches Tragorgan erforderlich ist.
Bild 4.41   Dachständer mit isolierten Freileitungen
222
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Mittelspannung
Auch für Mittelspannung bis 30 kV
werden VPE-isolierte Freileitungen
eingesetzt [4.7], sie sind jedoch
nicht genormt. Die einzelnen Adern
sind wie VPE-isolierte Mittelspan-
nungskabel aufgebaut und werden
zu Bündelleitern verseilt. Die iso-
lierten Freileitungsseile sind berüh-
rungssicher und können daher mit
einem 
Ausklinkmechanismus
(Bild 4.44) an den Masten befestigt
werden. Fallen Bäume in die Lei-
tung, klinkt diese aus, fällt zu
Boden und kann bis zur Störungs-
beseitigung weiterbetrieben wer-
den. Aufgrund dieser Eigenschaft
und der kompakten Bauweise eig-
net sich die isolierte Freileitung vor
allem bei Leitungsführung durch
Baumbestände (Wald, Obstgarten
usw., Bild 4.45), und in Gegenden
mit erhöhter Beanspruchung durch
Wind, Eis und Reif.
Bild 4.42   Abspannung am Trag-
seil mit Abspannklemme
Bild 4.44   Isolierte Freileitung
A2XS2YT für 20 kV
Bild 4.43   Abspannung an der
Bewehrung mit Abspannspirale
                                                                                                          223
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224
4.6.5   Legen in Gefällstrecken
Bei Steigungen bestehen für papierisolierte Kabel bis zu einem Gefälle
von maximal 4  % keine Einschränkungen, bei einem Gefälle bis maxi-
mal 10  % darf der Streckenabschnitt 500 m nicht überschreiten. Bei 
größeren Steigungen gelten die gleichen Einschränkungen wie für senk-
rechte Legung. Entsprechend DIN VDE 0276-621 dürfen bei senkrech-
ter Legung papierisolierte Kabel mit normaler Massetränkung verwendet
werden, wenn die Höhenunterschiede gemäß Tabelle 4.9 in der Trasse
nicht überschritten werden. Durch geeignete Endverschlüsse muss das
Nachtränken der Isolierung sichergestellt sein.
Werden die zulässigen Höhenunterschiede überschritten, sind kunst-
stoffisolierte Kabel, papierisolierte Kabel mit Spezialtränkung (Haftmas-
sekabel) oder papierisolierte Kabel mit Sperrmuffen zu verwenden.
Bild 4.45   Aufhängung der isolierten Freileitung A2XS2YT mit 
Ausklinkmechanismus
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An Steilstrecken können bereits durch das Eigengewicht des Kabels
während des Legens Zugbeanspruchungen auftreten, die eine Stahl-
drahtbewehrung erfordern.
4.7   Legen von Hoch- und Höchstspannungskabeln
Bei Planung und Projektierung von Hoch- und Höchstspannungskabel-
anlagen muss mit besonders großer Sorgfalt vorgegangen werden.
Dabei ist u.  a. darauf zu achten, dass für die eingesetzten Maschinen
ein ausreichender Arbeitsraum zur Verfügung stehen muss. Die Lage
der Muffen bzw. Muffenbauwerke wird überwiegend durch den dafür be-
nötigten Platz bestimmt. Deshalb kann nicht in allen Fällen von den
größtmöglichen Fertigungs- und Transportlängen Gebrauch gemacht
werden, so dass sich die ganze Trasse aus einzelnen Teilabschnitten,
umgangssprachlich als Passlängen bezeichnet, zusammensetzt.
Bereits im Erdboden vorhandene Anlagen sollten mit einem Abstand
von ca. 0,5 m unterfahren werden, damit bei späteren Aufgrabungen
wegen dieser Anlagen die Hochspannungskabel und ihre Schutzabde-
ckung unberührt bleiben. In Gehwegen sollte die Mindestüberdeckung
1,2 m betragen, in Fahrbahnen mindestens 1,35 m (siehe auch Ab-
schnitt 4.3.2). In Tabelle 4.10 sind die zu Hochspannungskabeln einzu-
haltenden Mindestabstände zusammengestellt.
Nachrichtenkabel werden oberhalb der Starkstromkabel und, falls Ab-
deckplatten vorhanden sind, oberhalb der Abdeckplatten gelegt.
Liegt die genaue Trasse fest, so werden ausgehend von den Zwangs-
punkten für Muffen die einzelnen Kabellängen (normale Längen 400 bis
700  m) bestimmt. Diese sind abhängig vom Kabelgewicht und der
                                                                                                          225
Tabelle 4.9   Maximal zulässige Höhenunterschiede für Massekabel
bei senkrechter Anordnung
Kabelbauart
Nennspannung
[kV]
max. Höhenunterschied
[m]
Gürtelkabel und
 Höchstädterkabel
bis 6
50
10
20
Dreibleimantelkabel
bis 10
30
20 bis 30
15
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Größe der Spule, die durch die zur Verfügung stehenden Transportwege
und Maschinen beschränkt sind. Die einzelnen erforderlichen Kabellän-
gen werden unter Berücksichtigung eines Zuschlags für Verschnitt, Ein-
ziehen und gegebenenfalls Reservebogen genau ermittelt und so
bestellt.
Einadrige Hochspannungskabel werden zur Verminderung der Mantel-
verluste vorzugsweise im Dreieck angeordnet (siehe auch Ab-
schnitt 4.1.2).
Bei einadrigen Kabeln empfiehlt es sich, die Muffen aus Platzgründen
versetzt anzuordnen. Bei im Bestand befindlichen Ölkabelanlagen, wie
z. B. für Sperrmuffenanlagen oder begehbare Muffenbauwerke mussten
spezielle Bauvorschriften beachtet werden.
Parallele Kabelsysteme sollen einen Abstand von mindestens 30 cm
haben und vor gegenseitigen Lichtbogeneinwirkungen geschützt wer-
den. Der Drehsinn der Phasenfolge ist zur Verminderung der induktiven
Verluste abwechselnd zu ändern.
226
Tabelle 4.10   einzuhaltende Mindestabstände anderer Versorgungs-
leitungen zu Kabel ≥ 110 kV
1) beidseitig der Leitungsachse
Versorgungsleitungstyp
bei Parallelführung1)
bei Kreuzungen
Gasleitungen
1,00 m
0,50 m
Wasserleitungen
1,00 m
0,50 m
Kabel
0,50 m
0,50 m
Kanal
1,00 m
0,50 m
Nachrichtenkabel
0,50 m
0,50 m
Fernwärmeleitungen
5,00 m
1,00 m
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4.7.1   Kabel mit Papierisolierung
Bei Niederdruck-Ölkabeln wurden zur Beherrschung des statischen und
dynamischen Öldrucks bei langen Trassen und größeren Höhenunter-
schieden Sperrmuffen (Bild 4.46) eingebaut, um den Ölfluss und die Öl-
versorgung der Kabelstrecke in voneinander unabhängige Abschnitte
zu unterteilen. 
Bei Gasinnendruck- und Gasaußendruckkabeln wurden die Adern in an-
schließend mit Stickstoff gefüllte Druckrohre nach DIN 1626 mit üblichen
Nennweiten von 125 bis 200 mm und Wanddicken von 4 bis 5 mm ein-
gezogen. Den passiven Korrosionsschutz bildet ein PE-Mantel. 
Beide in diesem Abschnitt beschriebenen Bauweisen wurden durch
Kunststoffkabel ersetzt und werden heute nicht mehr neu gelegt.
                                                                                                          227
Bild 4.46   110-kV-Sperrmuffe für einadriges Niederdruck-Ölkabel
(Muffen und Ölausgleichsgefäße sind in einem Muffen-
bauwerk angeordnet)
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4.7.2   Kabel mit VPE-Isolierung
Kunststoffkabel im Hochspannungsnetz werden nach den gleichen
Grundsätzen gelegt wie im Mittelspannungsnetz. Hier ist allerdings hin-
sichtlich Legetiefe, Wärmeabfuhr, Bettungsmaterial, Abdeckung und
 Trassenmarkierung ein größerer Aufwand erforderlich. Hochspannungs-
kabel können zusätzlich in Kunststoffrohre gelegt werden. Darüber hinaus
können Hochspannungskabel bei besonders hohen Anforderungen z. B.
in Städten, Industrieanlagen, Brücken, Düker, Autobahnen, sowie in Berg-
senkungsgebieten in Stahlrohren gelegt werden.
Eine spezielle Anwendung für VPE-isolierte Hochspannungskabel sind
die so genannten Retrofit-Kabel. Dabei werden bei zu ersetzenden alten
Gasaußendruckkabelanlagen, die Kabeladern aus dem Stahlrohr he-
raus gezogen und in diese das neue VPE-Kabel eingezogen. Da die
Stahlrohre begrenzte Innendurchmesser haben, sind die Wanddicken
der VPE-Aderisolierung reduziert, siehe Abschnitt 2.7.4.4.
Im Höchstspannungsnetz ist der Aufwand für die Errichtung einer Anla-
ge mit Kunststoffkabeln ähnlich groß wie bei Niederdruck-Ölkabeln. Ins-
besondere werden auch bei Kunststoffkabeln Muffenbauwerke errichtet.
Der wesentliche Vorteil besteht darin, dass kein Öl zum Einsatz kommt
und somit entsprechende Hilfs- und Überwachungseinrichtungen ent-
fallen.
4.8   Montage der Abschluss- und Verbindungstechnik
Zur vollständigen Errichtung der Kabelanlage gehört die Montage der
zugehörigen Abschluss- und Verbindungstechnik. Der Aufwand zur
Montage einer Garnitur ist weitgehend von der Kabelbauart abhängig.
Papierisolierte Kabel erfordern mehrere unterschiedliche Arbeitsgänge
mit den entsprechenden Werkzeugen. Aufgrund der einfacheren Kon-
struktion von kunststoffisolierten Kabeln ist auch der Montageaufwand
für deren Garnituren geringer.
Grundsätzlich werden hohe Anforderungen an die Sorgfalt der Montage
gestellt, unabhängig von der Betriebsspannung. Die Kenntnis über die
Funktion der einzelnen Elemente von Kabel und Garnitur, ausreichende
Erfahrung und Sauberkeit sind Voraussetzungen für eine korrekte Mon-
tage.
228
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Bei der Montage sind insbesondere folgende Punkte zu beachten:
–  Die Unternehmen und die eingesetzten Monteure sollten festgelegte
Qualitätsanforderungen erfüllen, siehe Abschnitt 5.
–  Es dürfen nur die aufeinander abgestimmten Bauteile eingesetzt wer-
den. Die Montageanleitung des Herstellers ist stets genau einzuhal-
ten.
–  An der Arbeitsstelle (z. B. Muffengrube, Schaltanlage) muss ein aus-
reichender Arbeitsraum für die Montage vorhanden sein, der den ein-
schlägigen Sicherheitsvorschriften entspricht (siehe auch Abschnitt
4.4 und 6.1).
–  Schädliche Umgebungseinflüsse sind zu vermeiden. Dazu gehört das
Einhalten der Mindesttemperaturen und das Fernhalten von Feuch-
tigkeit, Schmutz und Staub. Im Freien lässt sich diese Forderung im
Allgemeinen durch ein Montagezelt, gegebenenfalls mit einer Hei-
zung, erreichen.
–  Kabel sind auf Feuchtigkeit zu prüfen. Bei papierisolierten Kabeln wird
mit der sogenannten Spratzprobe festgestellt, ob Feuchtigkeit in der
Papierisolierung vorhanden ist. Dazu wird am Kabelende entnomme-
nes Isolierpapier in Isolieröl getaucht, das auf 120 bis 140 °C erhitzt
wurde. Beginnt das Öl zu schäumen, so ist Feuchtigkeit im Papier
vorhanden. Für kunststoffisolierte Kabel gibt es keine entsprechend
einfach durchzuführende Prüfung. Eine grobe Kontrolle kann durch
eine Sichtprüfung erfolgen. Wird Feuchtigkeit im Kabel vorgefunden,
sind die zu treffenden Maßnahmen festzulegen (gegebenenfalls Aus-
tausch einer längeren Strecke).
–  Eine mechanische Überbeanspruchung des Kabels ist zu vermeiden,
insbesondere dürfen die vorgeschriebenen Biegeradien (Tabelle 4.5
und 4.6) nicht unterschritten werden. Unnötiges Biegen der Kabel ist
zu vermeiden.
–  Eine thermische Überbeanspruchung der Kabelisolierung ist bei 
Löt-, Schweiß- und Schrumpfarbeiten zu vermeiden, indem entspre-
chende Abdeckungen (Glasgewebeband, Ablenkbleche) verwendet
werden und die Einwirkzeit möglichst kurz gehalten wird.
Nach der vollständigen Errichtung der Kabelanlage ist eine Inbetrieb-
nahmeprüfung nach den gültigen Gesetzen und Normen erforderlich,
siehe Abschnitt 5.4.1.
                                                                                                          229
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230
4.9   Dokumentation
Die Dokumentation stellt eine wesentliche Grundlage für alle bei Pla-
nung, Bau und Betrieb der Kabelnetze anfallenden Aufgaben dar. Neben
den innerbetrieblichen Anforderungen sind jedoch auch externe Ansprü-
che, z.  B. im Zusammenhang mit der Auskunftspflicht, zu beachten. In
Bild 4.47 ist ein Auszug aus dem Planwerk eines städtischen Verteil-
netzbetreibers dargestellt.
Die Daten der Kabelanlage einschließlich der dazugehörigen fachlichen
Informationen (z.  B. Typ, Querschnitt, Hersteller, Legedatum) sind ord-
nungsgemäß in Plänen und ergänzend in Dateien, Karteien oder Listen
zu dokumentieren.
4.9.1 Grundlagen
Für den Bereich der Leitungsdokumentation gilt im Wesentlichen die
DIN 2425 Teil 7. Zusätzlich sind unternehmensspezifische Werknormen
bzw. Technische Richtlinien zu berücksichtigen.
Folgende Grundsätze sind zu beachten:
–  Die Kabel einschließlich Zubehör sind von fachkundigen Personen
nach den anerkannten Regeln der Vermessungstechnik im offenen
Graben einzumessen.
–  Ist eine Einmessung am offenen Graben in Ausnahmefällen nicht
möglich, ist die Lage des Kabels durch geeignete Maßnahmen, z. B.
mit Markierungspflöcken oder -spray, an der wiederhergestellten
Oberfläche für die Einmessung zu kennzeichnen.
–  Die Lage der Kabel ist auf eindeutig bestimmte, dauerhafte Bezugs-
punkte (z.  B. Gebäude, Grenzen und Vermessungspunkte) zu bezie-
hen.
–  Bestandteile des Planwerkes sind
    1. Einmessskizzen (Einmessungsrisse)
    2. Bestandspläne
    3. Übersichtspläne
–  Bestands- und Übersichtspläne sind auf der Grundlage von amtlichen
Karten (empfohlene Maßstäbe je nach Bebauungs- und Leitungs-
dichte 1: 250, 1: 500, 1:1.000, 1: 2.000, 1: 5.000) zu erstellen.
–  Kabel werden im Allgemeinen in Regeltiefen gelegt. Abweichungen
von der Regeltiefe, insbesondere bei geringeren Legetiefen,  sind
durch Angabe der tatsächlichen Überdeckung zu dokumentieren. 
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                                                                                                          231
Bild 4.47   Planauszug eines großstädtischen Verteilnetzes (Quelle: Stromnetz Hamburg)
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Absolute Höhenangaben, falls erforderlich, sind immer auf NN (Nor-
mal Null) zu beziehen.
–   Kabel können in Plänen einzeln oder als Trasse dargestellt werden
(Einstrich- oder Mehrstrichverfahren). Bei lagegenauer, maßstäblicher
Darstellung kann auf die Angabe von Maßzahlen verzichtet werden.
–  Alle Änderungen und Erweiterungen des Kabelnetzes sind möglichst
unmittelbar nach der Einmessung in das Planwerk zu übernehmen,
um bei Auskünften z. B. gegenüber Dritten aktuell zu sein.
–  Zusätzlich sollen weitere Informationen zum Kabelnetz aufgenommen
und dokumentiert werden, z. B. Kabeltyp, Leiterquerschnitt, Nenn-
spannung, Legedatum, Herstellungsjahr und Herstellerfirma.
An wichtigen Stellen, z.  B. Kreuzungen, Muffen usw., können Kabelmerk-
steine oder -pfosten zur Unterstützung der Einmessung und zur dauer-
haften Markierung des Trassenverlaufs gesetzt werden. Dies ist
insbesondere dort zweckmäßig, wo eindeutige, dauerhafte Bezugs-
punkte fehlen (z.  B. außerhalb von bebauten Gebieten). Da Kabelmerk-
steine z.  B. durch landwirtschaftliche Bearbeitung gefährdet sind, können
solche Kabelstellen bei der Legung auch durch unterirdische passive,
elektronische Marker gekennzeichnet werden. Mit Hilfe eines Suchgerä-
tes ist später ein sicheres und schnelles Wiederauffinden möglich. Wich-
tig ist jedoch, dass die Markierungen im Bestandsplan eingetragen sind.
In den letzten Jahren hat sich für die Einmessung von Kabeltrassen au-
ßerhalb bebauter Gebiete die digitale Einmessung mit GPS-gestützten
Geräten durchgesetzt. Die Koordinaten können direkt in digitale Be-
standsplanwerke übernommen werden.
4.9.2   Digitale Netzdokumentation
Durch den Aufbau einer digitalen Netzdokumentation wurde der hohe Per-
sonalaufwand bei der Pflege und Verwaltung der Informationen reduziert
und gleichzeitig das Planwerk aktuell gehalten. Dabei dient die digitale
Netzdokumentation nun als Grundlage eines Netzinformationssystems.
Folgende Grundsätze sollten beachtet werden:
Amtliche Kartengrundlage (Digitale Grundkarte)
Wenn vorhanden, sollten digitale Katasterdaten (Automatisierte Liegen-
schaftskarte – ALK) übernommen werden. Wo keine ALK-Daten vorlie-
232
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gen, kann die Herstellung der Karte durch Zusammenarbeit mit der Ka-
tasterverwaltung beschleunigt werden. Eine eigenständige Digitalisie-
rung ist in jedem Fall zu vermeiden, weil dann insbesondere die
laufende Aktualisierung durch die Katasterverwaltung nicht möglich ist.
Logische Strukturierung der Grundkarte
Grundsätzlich besteht die Möglichkeit, die Grundkarte nur als Hinter-
grundbild ohne Logik zu führen. Damit wird eine schnelle und kosten-
günstige Erfassung erreicht. Als dauerhafte Grundlage für ein
Netzinformationssystem sollte jedoch eine logisch strukturierte Grund-
karte angestrebt werden.
Digitaler Bestandsplan
Der digitale Bestandsplan ist das zentrale Element einer rechnergestütz-
ten Netzdokumentation. Hier werden die Betriebsmittel vollständig und
mit genauem geographischen Bezug geführt. Die jeweilige Ausgestal-
tung (z.  B. Mehrspartenpläne, Einstrich- oder Mehrstrichdarstellung, 
lagegenaue oder lageähnliche Darstellung der Kabel) ist unternehmens-
spezifisch und sollte in einer Werknorm bzw. Technischen Richtlinie fest-
gelegt werden.
Das digitale Bestandsplanwerk ist so einzurichten, dass Darstellungen
ohne Blattschnittbegrenzungen möglich sind und Maßstab und Inhalte
weitgehend flexibel gestaltet werden können. Damit kann wesentlich bes-
ser auf Änderungen in der Normung oder bei den Anforderungen reagiert
werden als bei der herkömmlichen, manuellen Planwerksführung.
Das Bestandsplanwerk sollte mit Fachdaten sowie anderen Dokumen-
tationsformen (z.  B. Schemaplänen) logisch verknüpft sein. Es muss
möglich sein, über die Grafik gezielt auf Informationen (z. B. Betriebs-
mittel- oder Fachdaten) zuzugreifen und diese entsprechend auszuwer-
ten (z.  B. durch farbige Gestaltung in den Plänen) oder zu aktualisieren.
Zur Erarbeitung einer optimalen Erneuerungsstrategie ist eine auf den
einzelnen Kabelabschnitt bezogene Störungsstatistik hilfreich.
Digitaler Übersichtsplan
Der digitale Übersichtsplan hat ebenfalls geographischen Bezug. Hierin
wird das Netz jedoch nur lageähnlich (ohne Vermaßung) und mit redu-
ziertem Inhalt dargestellt. Grundlage ist die maßstäblich verkleinerte
 digitale Katasterkarte bzw. die Deutsche Grundkarte 1: 5.000.
                                                                                                          233
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Grundsätzlich gelten die gleichen Anforderungen wie beim digitalen Be-
standsplan. Die rechnergestützte Netzdokumentation bietet dabei viel-
fältige Möglichkeiten, Netzauswertungen übersichtlich (z. B. durch
farbliche Gestaltung) darzustellen.
Bestands- und Übersichtsplan sollten möglichst aus einem einzigen Da-
tenbestand abgeleitet werden, damit die Aktualisierung nur einmal er-
folgen muss.
Planausgabe
Die digitale Netzdokumentation bietet grundsätzlich die Möglichkeit
schneller Trassenauskünfte bereitzustellen. In den letzten Jahren hat
sich die elektronische Planausgabe z. B. per Übermittlung durch E-Mail
im pdf-Format etabliert. Weiterhin sind bereits erste Online verfügbare
Planausgaben möglich bzw. befinden sich im Aufbau.
Hierzu gehört auch, anwenderfreundliche Zugriffe über bekannte Be-
zeichnungen (z. B. Name Transformatorenstation oder postalische
Adresse) zu schaffen.
Bei vielen Netzbetreibern sind geographische Informationssysteme be-
reits erfolgreich im Einsatz oder noch im Aufbau. Ausgesprochen zeit-
intensiv ist die Erstaufnahme der umfangreichen vorhandenen Pläne.
Für viele Neubaugebiete stehen heute digitalisierte Grundkarten und
entsprechend elektronisch aufgenommene Einmessdaten zur Verfü-
gung.
234
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5   Qualitätssicherung
Entscheidend für einen technisch und wirtschaftlich optimalen Betrieb
von Stromversorgungsnetzen ist die Auswahl langlebiger, wartungs -
armer Betriebsmittel. Eine besondere Bedeutung kommt dabei den Ka-
belstrecken zu. Der Qualität dieser Anlagen ist ein ganz besonderes
Augenmerk zu schenken, da bei einer Kabelstrecke zu den reinen Ma-
terialkosten für Kabel und Garnituren die häufig um ein Mehrfaches hö-
heren Aufwendungen für Erd- und Oberflächenarbeiten hinzukommen.
Zusätzlich sind für Netzbetreiber mittlerweile auch das Qualitätselement
im Regulierungsbereich und Fragenkataloge bei Konzessionsvergaben
zu berücksichtigen.
Die Qualität der Kabelstrecke wird von der Qualität vieler Einzelkompo-
nenten bzw. Arbeitsabläufe bestimmt:
– Planung und Konstruktion
– Vormaterial, Aufbau und Herstellprozess der Kabel und Garnituren
– Prüfsystematik der Betriebsmittel (Vor-, Entwicklungs-, Stück-, Aus-
wahl- und Typprüfung)
– Leistungserbringer für die Tätigkeiten zur Errichtung der Kabelanlage
– Zulassung der Leistungserbringer (Auswahlkriterien)
– Transport und Lagerung der Betriebsmittel
– Abwicklung der Baumaßnahme, insbesondere: Tiefbau, Kabellegung
und Garniturenmontage
– Baustellenkontrollen zur Einhaltung der Leistungsvereinbarung
– Dokumentation
– Betrieb mit den elektrischen und mechanischen Beanspruchungen
– Auswertung von Statistiken zu Auffälligkeiten im Betrieb
Durch die langjährige Zusammenarbeit der Anwender mit Kabel- und
Garniturenherstellern sowie Montage- und Tiefbauunternehmen liegen
umfangreiche Erfahrungen über die Qualität einzelner Produkte oder
Dienstleistungen der verschiedenen Anbieter vor.
Die daraus resultierenden Festlegungen für Mindestanforderungen an
die Betriebseigenschaften werden zyklisch überprüft, um festzustellen,
ob die Prüfungen noch hinsichtlich Prüfumfang und -schärfe als Quali-
tätsnachweis geeignet sind.
Um eine gemeinsame Basis zu erhalten, müssen die Festlegungen in
entsprechenden Bestimmungen oder Normen verbindlich fixiert werden.
                                                                                                          235
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Diese Aufgabe übernehmen Anwender und Hersteller in den Gremien
der DKE (Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informations-
technik im DIN und VDE, siehe Abschnitt 14).
Die anhand der Normen ermittelten Prüfergebnisse sind sowohl für Her-
steller, als auch für Anwender der objektive Qualitätsnachweis.
Durch die Energiewende gewinnt die Aktualisierung der Normen zuneh-
mend an Bedeutung, da eine höhere Auslastung bzw. geänderte Last-
profile, sogar Lastflussrichtungen neue intelligente Netzkonzepte
erforderlich machen.
Nach der Öffnung des Marktes und durch die unter Umständen gefor-
derte europaweite Ausschreibung hat die formalisierte Qualitätssiche-
rung eine große Bedeutung erlangt. In der Normenreihe der
DIN-ISO-9000 sind Normen zur Qualitätssicherung zusammengefasst.
Dort ist auch beschrieben, wie betriebsinterne Qualitätssicherungssys-
teme aufgebaut sein sollen. Die Hersteller, zwischenzeitlich mit zuneh-
mender Tendenz auch Montagefirmen und Tiefbauunternehmen, haben
solche Qualitätssicherungssysteme eingeführt und können hierüber ent-
sprechende Zertifikate vorweisen.
Insbesondere die Zulassung der Dienstleistungsunternehmen für Mon-
tage und Tiefbau gewinnt kontinuierlich an Bedeutung für den Netzbe-
treiber und ist daher zu empfehlen.
5.1   Qualität der Kabel und Garnituren
Mit PVC-isolierten Niederspannungskabeln liegen jahrzehntelange gute
Erfahrungen vor; das gleiche gilt auch für papierisolierte Mittelspan-
nungskabel.
Die kunststoffisolierten Mittelspannungskabel der ersten Generation
(PE und VPE, zweifach-extrudiert, graphitierte äußere Leitschicht) da-
gegen konnten teilweise die Anforderungen hinsichtlich der Lebens-
dauer nicht erfüllen. Bestimmte Chargen fielen schon nach relativ
wenigen Betriebsjahren in großem Umfang aus, obwohl sie ursprüng-
lich alle Normen und Vorschriften erfüllt hatten [5.1]. Diese Ausfälle
waren und sind für zahlreiche Anwender mit starken wirtschaftlichen
Belastungen verbunden. Nach Bekanntwerden der Ausfälle wurden
umfangreiche Entwicklungsarbeiten in 1980er Jahren aufgenommen,
236
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die zu geänderten Vormaterialien, zu einem geänderten Kabelaufbau
und zu verfeinerten Pro duk- tionsmethoden geführt haben. Um das da-
durch erreichte hohe Qualitätsniveau zu sichern und um Serienausfälle
künftig auszuschließen, wurde die DIN VDE 0276-620 für VPE-isolierte
Mittelspannungskabel um entsprechende Langzeitprüfungen erweitert
[5.2].
Daraufhin wurden Anfang der 1990er Jahre im Rahmen umfang-
reicher Untersuchungen an seinerzeit zehn Jahre betrieblich bean-
spruchten Kabeln nur eine sehr geringe Alterung festgestellt [5.3,
5.4]. Die Wirksamkeit der ergriffenen Maßnahmen wurde dadurch be-
stätigt.
Die für VPE-isolierte Mittelspannungskabel in DIN VDE 0276-620 vor-
geschriebenen fertigungsbegleitenden Prüfungen beim Hersteller, bei
denen kontinuierlich Kabel der laufenden Fertigung entnommen und
nach ein und zwei Jahren künstlicher Alterung unter gleichen Bedingun-
gen wie bei der Typprüfung geprüft werden, erlauben eine ständige Be-
                                                                                                          237
Bild 5.1  Ergebnisse der in Steptests nach einem Jahr und nach 
zwei Jahren Alterung gemäß DIN VDE 0276-620 an VPE-
isolierten Mittelspannungskabeln gemessenen Durchschlag-
feldstärken (Quelle: Auswertung des ad hoc AK „Langzeitprü-
fung“ im UK411.1, Stand: August 2017)
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obachtung und Beurteilung der Kabelqualität der einzelnen Hersteller
[5.5]. Nach den Ergebnissen dieser Prüfungen kann davon ausgegan-
gen werden, dass Kabel, die diese Langzeitprüfung erfolgreich bestan-
den haben, die an sie gestellten Forderungen nach einer langen
Lebensdauer sicher erfüllen werden [5.6]. Ein Beleg hierfür sind die in
Bild 5.1 dargestellten hohen elektrischen Restfestigkeiten, die auch
nach zwei Jahren beschleunigter Alterung unter harten Bedingungen
noch gemessen werden [5.7].
Man erkennt, dass nach zwei Jahren Alterung die mittlere Durchschlag-
festigkeit bei etwa 43 kV/mm liegt; dies entspricht bei einem 20-kV-Kabel
mit 150 mm2 Leiterquerschnitt rund 15 · U0.
Zur Sicherung des erreichten hohen Qualitätsniveaus wird empfohlen, Mit-
telspannungskabel für Verteilungsnetze nur nach DIN VDE 0276-620 zu
beschaffen. Aus der FNN Schadens- und Störungsstatistik für Mittelspan-
nungskabel, sowie der Erfahrungen der Verteilnetzbetreiber sind praktisch
keine Ausfälle an VPE-isolierten Mittelspannungskabeln der Bauart gemäß
DIN VDE 0276-620, Teil 10-C bekannt, siehe auch Abschnitt 9. 
Grundsätzlich muss man auch zwischen der Prüfsystematik bei Kabel
und Garnituren konkret in der Nieder- und Mittelspannung unterschei-
den. In den Prüfbestimmungen für Kabel ist ein systematischer Prüf -
ablauf mit Stück-, Auswahl- und Typprüfungen festgelegt, siehe auch
5.1.1.1. Auf dieser Basis können Anwender ihre interne Qualitätssiche-
rung (QS) derart gestalten, dass diese Ergebnisse bei möglichen Auf-
fälligkeiten mit den Herstellerangaben überprüfbar sind. Bei Garnituren
existiert eine Prüfsystematik in dieser Ausprägung nicht. Hier wird le-
diglich eine Typprüfung durchgeführt. Seit wenigen Jahren gibt es die
sog. Fingerprintprüfung, die eine Materialcharakterisierung eindeutig
macht, aber derzeitig nur beim Hersteller durchführbar ist. Eine QS beim
Anwender erfordert hier ein hohes Maß an Normenverständnis bei der
Erstellung eines internen Prüfkonzeptes. Hier empfiehlt es sich mit
einem Prüflabor und ggf. mit dem Hersteller/Anbieter der Garnitur zur
Sicherstellung der geforderten Qualität abzustimmen.
Bei Hochspannungskabeln kann auf Grund der Systemprüfung und teil-
weise stattfindenden Werksabnahmen auf zusätzliche Materialprüfun-
gen beim Anwender verzichtet werden.
Wie bei Kabeln, liegen auch mit deren Garnituren (Muffen, Endver-
schlüsse, Abschluss- und Verbindungselemente) jahrzehntelange über-
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wiegend gute Erfahrungen vor. Der hohe Anpassungsbedarf an die im
Netz vorhandenen verschiedenen Kabelkonstruktionen – bedingt durch
deren historische Entwicklung und die Technologievielfalt – stellt hohe
Anforderungen an die Qualitätsüberwachung, sowohl bei der Fertigung
als auch bei der Montage.
5.1.1   Prüfbestimmungen für Kabel und Garnituren in der
Normung
Die Prüfung der Kabel und Garnituren ist für Anwender und Hersteller
von großem Interesse. Durch die in den Normen festgelegten Prüfreihen
wird nachgewiesen, dass die Produkte den gestellten Forderungen ent-
sprechen. Der Hersteller kann so seine Fertigung optimieren, und der
Anwender kann davon ausgehen, dass die von ihm eingesetzten Pro-
dukte die Anforderungen erfüllen. 
In den DIN-VDE-Bestimmungen sind umfangreiche Prüfungen für Kabel
und Garnituren beschrieben. Dort ist für die verschiedenen Bauarten
festgelegt, welche Eigenschaften jeweils geprüft und welche Grenzwerte
eingehalten werden müssen. 
Die Anwender sollten deshalb Kabel und Garnituren ausschließlich nach
den einschlägigen DIN-VDE-Bestimmungen beschaffen und in ihren
Technischen Spezifikationen nur in besonderen Einzelfällen (z. B. spe-
zielle Anwendungen) Prüfungen verlangen, die über das in den Normen
festgelegte Maß hinausgehen.
Grundsätzlich kann man den seit vielen Jahren feststellbaren Trend zur
stärkeren Internationalisierung in der Normarbeit spüren. Die Erkennt-
nisgewinne beziehen sich aktuell vorrangig auf die Inbetriebnahmeprü-
fungen in den höheren Spannungsebenen. Auf Grund der nationalen,
regionalen und langjährig gewachsenen Strukturen und Besonderheiten
ist es noch ein weiter Weg zu europäischen Kabelnormen.
5.1.1.1   Prüfbestimmungen für Kabel
Die Prüfungen und die anzuwendenden Prüfverfahren sind im Wesent-
lichen in den Normen der Reihe DIN VDE 0276 enthalten, siehe Ab-
schnitt 14.4.
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Bei den Prüfungen für Kabel wird nach DIN VDE 0276 zwischen Stück-
prüfung, Auswahlprüfung und Typprüfung unterschieden.
Stückprüfungen sind Prüfungen, die an allen Fertigungslängen durch-
zuführen sind, um die Übereinstimmung mit ausgewählten Anforderun-
gen nachzuweisen. 
Auswahlprüfungen sind Prüfungen, die am vollständigen Kabel oder an
Probestücken des vollständigen Kabels durchzuführen sind, um nach-
zuweisen, dass das Kabel den Aufbaubestimmungen entspricht.
Typprüfungen sind Prüfungen, die an Kabeln nach DIN VDE 0276 durch-
zuführen sind bevor sie in den Markt eingeführt werden, um zu zeigen,
dass die Betriebseigenschaften den gestellten Anforderungen gerecht
werden. Die Typprüfung wird in elektrische und nicht-elektrische Prüfrei-
hen unterschieden, die jedoch beide durchzuführen und zu bestehen sind.
An jeder einzelnen Fertigungslänge werden bei der Stückprüfung aus-
gewählte elektrische Eigenschaften des Kabels geprüft, um so die Fer-
tigungsqualität nachzuweisen.
Die Häufigkeit der Auswahlprüfungen ist in den DIN-VDE-Bestimmungen
festgelegt, sie muss mindestens für jede Fertigungslänge durchgeführt
werden. Ein Teil der Auswahlprüfungen wird jedoch weitaus häufiger
durchgeführt als vorgeschrieben. Sie liefern gesicherte statistische Werte
und ermöglichen dem Hersteller, seine Fertigung zu optimieren. Darüber
hinaus bieten die Auswahlprüfungen bei konsequenter Durchführung
dem Anwender die Sicherheit, eine kontinuierliche Produktqualität zu er-
halten. Sinnvoll für den Anwender ist, sich hierüber mit seinen Herstellern
zu verständigen. Dies kann z.  B. im Rahmen von Qualitätsaudits mit in-
ternem oder ggf. unter Einbeziehung von externem Know-how erfolgen.
Grundsätzlich ist zu bedenken, dass viele Prüfungen nur an kurzen Ka-
belstücken bzw. nur an Kabelenden vorgenommen werden können. Die
erbrachten Nachweise gelten daher streng genommen nur für diese ge-
prüften Kabelstücke. Wenn z.  B. bei einer Stückprüfung die Wanddicke
des Mantels am Kabelende den Anforderungen entspricht, so ist es
doch nicht auszuschließen, dass an anderen Stellen der Fertigungs-
länge von oft mehreren Kilometern die Wanddicke zu gering sein kann.
Die Typprüfung ist die umfassendste der oben genannten Prüfungen.
Sie muss spätestens nach fünf Jahren wiederholt werden. Eine erneute
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Typprüfung (Zeichenprüfung durch das VDE-Prüf- und Zertifizierungs-
institut) ist auch dann erforderlich, wenn Änderungen der Werkstoffe,
des Aufbaus oder des Fertigungsprozesses erfolgen, die eine Änderung
der nachgewiesenen Eigenschaften bewirken können [5.8].
Schwierig ist die Beurteilung, wie sich Änderungen der Kabelkonstruk-
tion, der Fertigungstechnik oder der eingesetzten Werkstoffe auf das
Langzeitverhalten der Kabel auswirken. So kann z. B. der Einsatz neuer
Werkstoffe unvorhergesehene Auswirkungen mit sich bringen, die unter
Umständen ohne geeignete Prüfungen nicht erkannt würden, aber in
der Praxis später zu Ausfällen führen.
Bei VPE-isolierten Mittelspannungskabeln nach DIN VDE 0276-620 wird
auf die turnusmäßige Wiederholung der Typprüfung der elektrischen 
Eigenschaften verzichtet; sie gilt durch die fertigungsbegleitenden 
Prüfungen als erfüllt [5.8]. Allerdings müssen die nichtelektrischen 
Eigenschaften in der üblichen Wiederholungsprüfung nachgewiesen 
werden.
Im Rahmen der fertigungsbegleitenden Prüfungen – als Bestandteil der
Typprüfung (und somit der VDE-Zeichengenehmigung) – werden Mit-
telspannungskabel kontinuierlich der laufenden Fertigung entnommen
und über ein und zwei Jahre künstlich gealtert. Seit 2001 werden die
Kabel nach der harmonisierten Langzeitprüfung geprüft (3 ·U0, 40 °C,
Konditionierung der Kabel vor der Prüfung im Wasserbad, Wasser im
Schirmbereich) [5.9]. Nach diesem Alterungsprozess wird an den Ka-
belproben in Steptests die Durchschlagfeldstärke ermittelt. Anforde-
rungswerte für diese fertigungsbegleitenden Prüfungen sind in der
aktuellen DIN VDE 0276-620 festgelegt.
Weitergehende Aussagen zu Messungen an Starkstromkabeln sind in
[5.10] enthalten. 
5.1.1.2   Prüfbestimmungen für Garnituren
Die Prüfungen und die anzuwendenden Prüfverfahren sind im Wesent-
lichen in den Normen der Reihe DIN VDE 0278 enthalten, siehe Ab-
schnitt 14.4.
In den o. g. Normen für Garnituren sind – abweichend zu Kabelnormen
– nur Typprüfungen an der vollständig montierten und für den Betrieb
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einsetzbaren Garnitur festgelegt. Bei den Garnituren fehlt eine Prüfsys-
tematik in Analogie zu Kabelnormen (Stück-, Auswahl- und Typprüfun-
gen; siehe Abschnitt 5.1.1.1). 
In den Gremien wird seit mehreren Jahren versucht einen Konsens zwi-
schen Anwendern und Herstellern herbeizuführen, inwieweit dies auch
bei Garnituren in der Normreihe DIN VDE 0278 eingeführt werden
kann.
5.1.1.3   Prüfbestimmungen für Verbinder in Garnituren
Die Prüfbestimmung für Verbindungselemente in den Kabelgarnituren
in allen Spannungsebenen und Konstruktionen haben in den letzten
Jahren eine Bedeutung bekommen, die unterschätzt wurde. Die Kos-
tenreduktionsmaßnahmen im Rahmen des wirtschaftlicheren Betriebes
der Netze und die eingeleitete Energiewende stellen die Hersteller vor
neue Herausforderungen. Das Leitermaterial Kupfer wird kontinuierlich
durch Aluminium bei der Errichtung von Neuanlagen eingesetzt, aber
auch in bestehenden Anlagen können und werden „alte“ Kabel durch
„neue“ Kabel mit Aluminiumleiter substituiert. Die Querschnittserhöhung
bei mehrdrähtigen Aluminiumleiter > 1.000 mm² stellt die Verbinder-
qualität auf ein deutlich höheres Anforderungsniveau. Die bisherigen
Prüfanforderungen in der IEC-Norm 61238-1 (DIN VDE 0220-100) aus
dem Jahr 2004 stehen auf dem Prüfstand. So wird aus der bisher ein-
teiligen Norm eine Normenreihe, siehe Abschnitt 14.4.
5.2   Qualitätsanforderungen an die Beschaffung der Kabel
und Garnituren
Bereits in Abschnitt 5.1.1 wird empfohlen, Kabel und Garnituren nur
nach den einschlägigen DIN-VDE-Bestimmungen zu beschaffen. Zur
Erfüllung dieser Anforderung stehen den Anwendern zahlreiche qualifi-
zierte Hersteller zu Verfügung, deren Produkte in der Regel mit langjäh-
rigen guten Erfahrungen eingesetzt werden. Für den Anwender ist es
sinnvoll, diese Hersteller hinsichtlich ihrer Leistungsfähigkeit (Lieferan-
tenmanagement) aktuell zu bewerten. Häufig besteht auch der Wunsch
oder die Notwendigkeit, neue Anbieter hinzuzunehmen. Bei deren Aus-
wahl ist besondere Sorgfalt erforderlich, um eine dauerhaft hohe Qualität
der Kabelanlage sicherzustellen, da diese nach Legung und Montage
nur noch mit großem Aufwand wieder zugänglich ist.
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Sofern der Beschaffungswert einen festgelegten Schwellenwert über-
schreitet und bestimmte, durch den Anwender zu prüfende, Randbedin-
gungen zutreffen, müssen nach den verbindlichen EG-Beschaffungs-
 richtlinien die davon betroffenen Anwender alle Anlagenteile, also auch
Kabel, europaweit ausschreiben. In der EG-Sektorenrichtlinie 2004/17/EG
sind die zulässigen Beschaffungsmöglichkeiten dargelegt. Hinweise auf
die praktische Anwendung der EG-Sektorenrichtlinie sind in [5.11] ent-
halten. Dabei wird insbesondere gefordert, dass alle Hersteller nach ein-
heitlichen Kriterien beurteilt werden und keine Diskriminierung einzelner
Hersteller stattfindet.
5.2.1   Auswahl geeigneter Hersteller
Zur Absicherung der Kabelqualität reicht es nicht aus, lediglich ein zer-
tifiziertes Qualitätsmanagementsystem und normenkonform produzierte
Kabel und Garnituren zu fordern. Es hat sich vielmehr in jahrzehntelan-
ger Erfahrung gezeigt, dass ohne eine vorherige Überprüfung von Her-
stellern und Produkten die Beschaffung langlebiger Betriebsmittel
technisch und wirtschaftlich nicht vertretbar ist.
Zur Sicherung der Qualität, Zuverlässigkeit und Wirtschaftlichkeit eines
Produktes bei dem Einsatz bis dato unbekannter Hersteller – also auch
bei europaweiter Ausschreibung – hat sich das abgestufte Präqualifika-
tionsverfahren bewährt [5.11]. Sofern die Verpflichtung zur europaweiten
Ausschreibung besteht, wird in einem ersten Schritt das Präqualifikati-
onsverfahren im EG-Amtsblatt veröffentlicht. Die sich daraufhin melden-
den interessierten Anbieter erhalten die technischen Spezifikationen, in
denen der Anwender seine Anforderungen detailliert und verbindlich
festlegt, sowie einen Fragenkatalog zur Selbstauskunft des Herstellers.
In diesem Fragebogen werden Angaben zu folgenden Punkten abge-
fragt:
– Unternehmensstruktur
– Qualitätsmanagement
– Forschung und Entwicklung
– Logistik
– Serviceleistungen und technischer Support
– verwendete Materialien und Fertigungstechnologie
– durchgeführte Prüfungen
– Umweltschutz, Arbeitsbedingungen (keine Kinderarbeit, Ausbeutung
etc.)
                                                                                                          243
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Dieser Fragebogen wird vorzugsweise elektronisch erstellt und gepflegt
bzw. kann sogar als Applikation beim Netzbetreiber mit persönlich au-
torisierter Zugangsberechtigung, z. B. Zugangscode via Link durch den
interessierten und potentiellen Hersteller bearbeitet werden.
Zusätzlich kann eine Beistellung von Mustern vereinbart werden.
Im zweiten Teil des Verfahrens werden die Herstellerangaben 
bei einem Besuch überprüft und die Fertigungsstätte begutachtet. 
Bei positivem Ausgang dieser Prüfung können Probelieferungen ver-
einbart und anschließend der Hersteller in das Verzeichnis der so ge-
nannten qualifizierten Lieferanten aufgenommen werden. Auch ohne
Verpflichtung zur europaweiten Ausschreibung, also bei der „freiwilli-
gen“ Auswahl neuer Hersteller, ist die sinngemäße Anwendung des
Präqualifikationsverfahrens zweckmäßig. Diese praktische Bestätigung
der Leistungsfähigkeit empfiehlt sich bei großen Liefermengen, -längen
und großen Projekten mit Wiederholungseffekt in der Realisierung.
5.2.2   Ausschreibung und Auftragsvergabe
Zwischen der Durchführung des Präqualifikationsverfahrens und der
Ausschreibung bzw. Auftragsvergabe liegt in der Regel ein mehr oder
weniger langer Zeitraum. Während das Präqualifikationsverfahren los-
gelöst von einer konkreten Vergabe zu sehen ist, bezieht sich die Aus-
schreibung auf einen konkreten Auftrag. Auch in diesem Fall kann, z. B.
im Rahmen eines vereinfachten Verfahrens, beispielsweise eine Prü-
fung der Unterlagen vorgenommen werden.
Sofern die Verpflichtung zur europaweiten Ausschreibung besteht, wird
bei der eigentlichen Ausschreibung der Bedarf im EG-Amtsblatt veröf-
fentlicht. lm weiteren Verfahren werden nur die Angebote der präquali-
fizierten Unternehmen berücksichtigt. Dabei kann zwischen dem
nichtoffenen und dem Verhandlungsverfahren gewählt werden. Das of-
fene Vergabeverfahren ohne Unternehmens- und Produktbewertung
kann für hochwertige technische Güter, für die eine hohe Lebensdauer
gefordert wird, nicht in Frage kommen. Bei der Auftragsvergabe ist da-
rauf zu achten, dass keine Bevorzugung stattfindet und die geforderten
Fristen eingehalten werden. 
Ist eine europaweite Vergabe nicht erforderlich, eine Ausschreibung
aber gewünscht, so kann diese auf verschiedenen Wegen erfolgen,
244
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z.  B. die Nutzung der Veröffentlichung auf der Internet-Homepage des
ausschreibenden Unternehmens.
Es ist zweckmäßig, bei der Auswahl der Hersteller auf einen Kriterien-
katalog zurückzugreifen. Dabei wird die Gewichtung unterschiedlich
sein, je nachdem, ob z.  B. Nieder-, Mittel- oder Hochspannungskabel
bzw. Garnituren zu beschaffen sind. 
Bei einer Auftragsvergabe nach wirtschaftlichen Gesichtspunkten ist
nicht allein der Preis entscheidend. Weitere Kriterien sind beispiels-
weise: 
–  Einhaltung der Anwenderanforderungen (z.  B. Technische Spezifika-
tion, aktuelle Reklamationsquote)
–  Eigenschaften der Produkte (Aufbauqualität, Langzeitverhalten, Um-
weltfreundlichkeit, Betriebserfahrungen usw.) 
–  Fertigungsverfahren, Forschung und Entwicklung, Umweltschutz
–  Qualitätsmanagement (QM) beim Hersteller (durchgeführte Prüfun-
gen, Prüffeldausstattung, Umsetzung des QM-Systems und QM-Ver-
einbarungen mit Vorlieferanten) 
–  Leistungsfähigkeit und Struktur des Lieferanten (Lieferkapazität, Ser-
viceleistungen, Geschäftsabwicklung, Mängelabwicklung, Bonität
usw.) 
Ein weiterer Gesichtspunkt könnte sein, dass ein Hersteller für be-
stimmte Kabel- und Garniturentypen besonders geeignete Technologien
und Fertigungsstätten hat.
Nur bei Beachtung aller Kriterien kann die Qualität der Kabel und Garni-
turen gesichert werden. Die Qualitätsanforderungen müssen vor einer
konkreten Auftragsvergabe formuliert, in den Bestellbedingungen veran-
kert und bei Vergabeverhandlungen und -entscheidungen berücksichtigt
werden. Ihre Erfüllung ist durch den Auftraggeber zu überprüfen. In ganz
besonderem Maß gilt dies vor dem Hintergrund der Ausfälle zahlreicher
Chargen aus der Produktion der 1970er Jahre für PE- und VPE-isolierte
Mittelspannungskabel (zweifach-extrudiert, grafitierte äußere Leitschicht).
Kabel, insbesondere solche für höhere Spannungsebenen, stellen ein
komplexes technisches Produkt dar. Sie sind für die Netzbetreiber von
großer wirtschaftlicher Bedeutung und müssen eine Lebensdauer von
einigen Jahrzehnten aufweisen. Der heute erreichte hohe Qualitätsstan-
dard basiert auf einer Verbesserung der Konstruktion, der Fertigung,
                                                                                                          245
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der Auswahl der Vormaterialien und der Weiterentwicklung der Prüfme-
thoden. Weder aus wirtschaftlichen Gründen noch unter dem Aspekt der
Versorgungszuverlässigkeit ist ein Nachlassen dieser Qualität vertretbar.
An die Kabelhersteller und an ihre Produkte sind daher sehr hohe An-
forderungen zu stellen.
5.2.3  Abnahme von Lieferungen beim Hersteller und 
Wareneingangsprüfung
Es liegt im Ermessen des Bestellers, ob und in welchem Umfang er
Abnahmen im Herstellerwerk durchführt. Solche Abnahmen sind bei
Kabeln und Garnituren für den Nieder- und Mittelspannungsbereich
meist auf Ausnahmefälle beschränkt und richten sich danach, welche
Erfahrungen mit den Produkten des jeweiligen Herstellers bestehen.
Sinnvoll kann in diesem Zusammenhang z.  B. eine Werksabnahme
der ersten Lieferung eines neuen Herstellers sein (siehe Abschnitt
5.2.1).
Bei den Wareneingangsprüfungen werden die angelieferten Produkte
auf bestimmungsgemäße Lieferung überprüft. Sie ermöglichen weiterhin
die vergleichende Beurteilung verschiedener Hersteller sowie die Rück-
kopplung der Ergebnisse mit dem Ziel einer Anpassung der Prüfschärfe,
falls erforderlich. Wareneingangsprüfungen können in drei Stufen un-
terteilt werden:
1. Eingangskontrolle
2. Qualitätskontrolle
3. Qualitätsprüfung
Die Wareneingangskontrolle sollte bei jeder Lieferung durchgeführt wer-
den, bei Anlieferung am Lager durch dortiges Personal, bei Anlieferung
an anderen Orten (z.  B. Baustelle) durch den entgegennehmenden Mit-
arbeiter. Dabei werden kontrolliert:
–  sachgemäßer Transport/Anlieferung
–  äußere Unversehrtheit (Inaugenscheinnahme Kabel, Spulen, Verpa-
ckung Garnituren)
–  ordnungsgemäße Kennzeichnung (Kabel, Spulen, Verpackung Gar-
nituren)
–  Übereinstimmung von Bestellung und Lieferung (Vollzähligkeit und
Vollständigkeit)
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Bei der durch Personal mit spezifischen Produktkenntnissen stichpro-
benartig durchgeführten Qualitätskontrolle werden bestimmte Eigen-
schaften des Produkts (z.  B. Aussehen, Funktion, Beschaffenheit,
Abmessungen) überprüft.
lm Rahmen von Stichprobenprüfungen oder nach Auffälligkeiten bei
Qualitätskontrollen kann durch qualifiziertes Prüfpersonal eine weiter-
gehende Qualitätsprüfung durchgeführt werden. Bei Kabeln kann z. B.
durch eine Aufbauprüfung geprüft werden, ob der in den jeweiligen DIN-
VDE-Bestimmungen genannte Aufbau und die Maße eingehalten sind.
Um eine ggf. festgestellte Abweichung im Zuge der sich daraus erge-
benden Reklamation belegen zu können, ist eine entsprechende Aus-
rüstung (z.  B. optisches bzw. elektronisches System zur Wanddicken-
messung) und Dokumentation erforderlich (Bild 5.2).
Falls bei Wareneingangskontrollen Mängel festgestellt werden, müssen
unverzüglich entsprechende Maßnahmen, in der Regel zusammen mit
dem Hersteller bzw. Lieferanten, eingeleitet werden. 
Bild 5.2  Messplatz zur Aufbauprüfung von Kabeln in einem Prüflabor
(Quelle: innogy – Eurotest)
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Sofern für das zu prüfende Kabel bzw. die zu prüfende Garnitur keine
eindeutigen Vorschriften bestehen oder die Anforderungen über die be-
stehenden Vorschriften hinausgehen, empfiehlt es sich, im Rahmen der
technischen Spezifikation auch Art und Umfang der Prüfungen mit dem
Hersteller bzw. Lieferanten zu vereinbaren. Zu diesen Vereinbarungen
gehört auch, ob Prüfprotokolle verlangt werden und welche Angaben
sie im Einzelnen enthalten müssen. 
5.3   Behandlung der Kabel und Garnituren bei Transport und
Lagerung, Legung und Montage sowie im Betrieb
Insbesondere die heute im Mittel- und Niederspannungsbereich einge-
setzten kunststoffisolierten Kabel und deren Garnituren machen äußer-
lich einen recht robusten Eindruck. Deshalb ist es umso wichtiger, die
mit deren Handling befassten Personen auf eine sorgfältige Behandlung
hinzuweisen, da sonst Beschädigungen nicht auszuschließen sind.
Grundsätzliche Aussagen finden sich in Abschnitt 4.4. 
5.3.1   Transport und Lagerung
Die Behandlung der Kabel beim Transport hat wesentliche Auswirkun-
gen auf die spätere Zuverlässigkeit der Kabelanlage. 
Die für den Transport der Kabel verwendeten Spulen müssen sich in
einem einwandfreien Zustand befinden, um eine Beschädigung der
Kabel auszuschließen. Insbesondere gilt dies für den Spulenkern, eine
evtl. vorhandene Einlaufschnecke und die  Flanschinnenseiten (z.  B.
keine hervorstehenden Nägel). Ein stabiler Zustand der Spulen ist ferner
erforderlich, um deren sachgemäße Abladung und Handhabung zu ge-
währleisten. Die korrekte Rollrichtung der Spule ist durch eine entspre-
chende Kennzeichnung auf der Spulenscheibe (Richtungspfeil)
angegeben. Ein wetterfestes Spulenschild muss gut lesbar Hersteller,
Kabellänge und Kabelkurzzeichen (Typ, Aderanzahl, Nennquerschnitt
und Nennspannung) enthalten. Vom Rand der Spulenscheibe bis zur
äußeren Kabellage muss ein ausreichender Abstand eingehalten wer-
den; Angaben enthalten die Normen der Reihe DIN VDE 0276.
Die Kabelenden müssen so befestigt sein, dass sich die Enden während
des Transports nicht lösen können. Ein „Durchnageln“ des Kabels ist
nicht zulässig. Die Kabelenden müssen während des Transports und
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der Lagerung wasserdicht verschlossen sein. Sie sind mit Endkappen
abzudichten, die einen dauerhaften, feuchtigkeitsdichten Abschluss zwi-
schen Mantel und Kappe sicherstellen. Bei VPE-isolierten Mittelspan-
nungskabeln mit PE-Mantel ist die Verwendung leitfähiger Endkappen
empfehlenswert, um eventuell im Kabel vorhandene elektrostatische
Aufladungen abzuleiten.
Die Beladung der Lieferfahrzeuge muss so erfolgen, dass eine sachge-
mäße Abladung der Spulen möglich ist. Kabelspulen mit einem Durchmes-
ser über 1  m sind mit waagrecht liegender Spulenachse zu transportieren
und zu lagern, um ein Ineinanderfallen der Kabellagen durch Erschütte-
rungen zu vermeiden. Während des Transports sind die Spulen zuverläs-
sig zu sichern, um ein Weg- bzw. Ineinanderrollen oder Verrutschen
auszuschließen. Dies gilt auch bei ggf. erforderlichen Umladungen zwi-
schen Herstellerwerk und Lieferadresse. Es ist sicherzustellen, dass die
Kabel beim Transport, Umladen und Lagern durch Hebemittel oder andere
Gegenstände nicht eingedrückt und damit beschädigt werden.
Es muss auch dafür Sorge getragen werden, dass auf dem Lagerplatz
und dem Transportweg keine scharfen oder spitzen Gegenstände in die
Spule bzw. an das Kabel gelangen. Der Lagerplatz muss so beschaffen
sein, dass die Kabelspulen nicht in den Boden einsinken bzw. wegrollen
können.
Bei Transport und Lagerung von Garnituren müssen die jeweiligen An-
forderungen des Herstellers eingehalten werden (z.  B. Umgebungsbe-
dingungen, max. Verwendungsdauer).
5.3.2   Legung und Montage
Schon bei der Auswahl der Kabeltrasse sind die Gegebenheiten für die
Kabellegung zu beachten. Berücksichtigt werden müssen auch andere
Leitungen im Verlauf der Kabeltrasse. lm Zuge der Trassierung muss
entsprechend den örtlichen Gegebenheiten (z.  B. Bodenbeschaffenheit
und Oberfläche) das angemessene Legeverfahren, eventuell abschnitts-
weise, festgelegt werden.
Bei der Kabellegung ist, je nach Legeverfahren, auf einen ordnungsge-
mäßen Kabelgraben und eine sorgfältige Einsandung (falls erforderlich)
bzw. Wiederverfüllung zu achten (siehe Abschnitt 4). Bei verrohrten Stre-
cken ist sicherzustellen, dass die Kabelmäntel an der Rohreinführung
                                                                                                          249
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nicht beschädigt werden und die Rohre frei von Verunreinigungen blei-
ben. Die in den jeweiligen DIN-VDE-Bestimmungen angegebenen nied-
rigsten zulässigen Legetemperaturen und die kleinsten zulässigen
Biegeradien dürfen nicht unterschritten werden. Ergeben sich im Zuge
der Bauabwicklung Änderungen bei der Legung ist dies bei der Kabel-
belastbarkeit zu berücksichtigen.
In jedem Fall muss das Kabel im Zuge der Legung sorgfältig beobachtet
werden, alle Besonderheiten sind festzuhalten. Die Protokollierung der
Zugkräfte ist empfehlenswert (Zugkraftschreiber). Kritische Stellen sollten
nach der Kabellegung kontrolliert und dazu bei Verdacht auf Beschädi-
gungen gegebenenfalls auch aufgegraben werden. Es empfiehlt sich,
nach der Kabellegung eine Mantelprüfung entsprechend DIN VDE 0276
durchzuführen, da so Beschädigungen des Mantels festgestellt werden
können. Bei Verlegung größerer Längen in Luft (Kabelpritschen, Kabel-
keller) empfiehlt sich, je nach Bedeutung der Kabelstrecke, zusätzlich
eine Primärisolationsprüfung, da Beschädigungen durch eine Sichtkon-
trolle nicht sicher ausgeschlossen werden können.
Die Montage der Garnituren muss streng nach den Montageanleitungen
des Herstellers erfolgen. In jedem Fall ist auf Sauberkeit zu achten, auch
wenn die Montage der heute üblichen vorgefertigten Garnituren wesent-
lich einfacher ist als die früher angewandte Wickeltechnik. Aufgrund der
zunehmenden Vergabe von betrieblichen Tätigkeiten (Schaltberechti-
gung, Arbeitsstelle einrichten, Kabel- und Phasenauslese, Mantelprü-
fung, Arbeiten unter Spannung) und Änderungen bei Material, Technik,
Vorgaben der Arbeitssicherheit, Umweltschutz und weiterer Richtlinien,
ist der Schulung von Monteuren ein besonderes Augenmerk zu widmen.
Die Qualifizierung der Monteure erfolgt meist durch die Teilnahme an
Garniturenschulungen (des Herstellers) bis hin zu wiederkehrenden mo-
dularen Schulungen mit Prüfung und Zulassung beim jeweiligen Netz-
betreiber. Inhaltlich sollte die Schulung Kenntnisse in Theorie und Praxis,
handwerkliche Fertigkeiten bis hin zur Überprüfung der Ausrüstung um-
fassen. Die Wichtigkeit von Überwachungsmaßnahmen ergibt sich aus
der Überlegung, dass Mängel meist nicht sichtbar und schwer rückver-
folgbar sind und oft erst mittel- und langfristig zu Störungen mit hohen
Folgekosten führen. Bewährt haben sich stichprobenartige Montagekon-
trollen vor Ort. Durch ein regelmäßiges Qualitätsaudit mit nachvollzieh-
barer persönlicher Monteurkennzeichnung an jeder Kabelgarnitur kann
das Qualitätsbewusstsein weiter gefördert werden [5.12]. Abgerundet
kann dieses System werden durch eine offene Feedback-Kultur in Ver-
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bindung mit vorher vereinbarten wirksamen Konsequenzen (z. B. Bonus/
Malusssystem, Nachschulungen, verstärkte Kontrollen). Im Hinblick auf
die übliche Kostendiskussion bei qualitätsbasierten Maßnahmen ist es
vorteilhaft, dies im internen Regelwerk zu verankern und die jeweiligen
Vorteile für das Montageunternehmen, den Vorgesetzten und dem ein-
zelnen Monteur hervorzuheben. Auch viele Tiefbau- sowie Montagefir-
men tragen diesem Gedanken durch entsprechende Schulungen und
zum Teil eigene Qualitätsmanagementsysteme Rechnung [5.12]. 
Für den Bereich des Tiefbaus ist hier insbesondere auf das „RAL-Güte-
zeichen Kabelleitungstiefbau“ hinzuweisen, das an Fachunternehmen
nach erfolgreichem Ausgang einer eingehenden Prüfung gemäß detaillier-
ter Kriterien vergeben wird. Nähere Einzelheiten können [5.13] entnommen
werden. Auch in den ATB-BeStra (Allgemeine Technische Bestimmungen
für die Benutzung von Straßen durch Leitungen und Telekommunikations-
linien [5.14]; siehe auch Abschnitt 4) wird hierauf Bezug genommen. So
kann die Forderung, dass Planung und Bauausführung von Tiefbaumaß-
nahmen im öffentlichen Verkehrsraum von einschlägig qualifizierten Fach-
firmen mit Erfahrung durchzuführen sind, u.  a. durch den Nachweis des
RAL-Gütezeichens Kabelleitungstiefbau erfüllt werden [5.15, 5.16].
5.3.3 Betrieb
Während des Betriebs sind die Kabel sowohl elektrischen als auch me-
chanischen Beanspruchungen ausgesetzt. Eine thermische Überlastung
der Kabelstrecken kann durch sorgfältige Planung und im Fehlerfall
durch den Netzschutz vermieden werden. Die im Erdschlussfall in ge-
löschten Netzen auftretende Spannungserhöhung in den nicht betroffe-
nen Leitern kann bei stark vorgeschädigten Kabeln einen inneren Fehler
auslösen. In gemischten Netzen mit Übergängen von Freileitungen auf
Kabel werden die Kabel üblicherweise durch Überspannungsableiter vor
Gewitterüberspannungen geschützt.
Die Erfahrung zeigt, dass in den meisten Fällen nicht die elektrischen,
sondern vielmehr die mechanischen Belastungen zu Schäden an Ka-
beln führen. Besonders bei Bauarbeiten auf und in unmittelbarer Nähe
der Kabeltrasse werden die Kabel häufig beschädigt. Führt diese Be-
schädigung unmittelbar zu einem Erd- oder Kurzschluss, so wird sie
auch vom Netzbetrieb sofort erkannt und kann ordnungsgemäß beho-
ben werden. Bleibt die Beschädigung dagegen zunächst unbemerkt, so
kann z.  B. über eine längere Zeit Wasser in das Kabel eindringen und
                                                                                                          251
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letztlich ein noch größerer Schaden entstehen. Es hat sich deshalb be-
währt, nach entsprechenden Bauarbeiten die Baustelle vor dem Wie-
derverfüllen des Kabelgrabens zu kontrollieren bzw. nach Abschluss der
Bauarbeiten den Kabelmantel auf Beschädigungen zu überprüfen (Man-
telprüfung; siehe Abschnitt 5.4.1 und 7.3.3). 
5.4   Prüfung und Diagnose von Kabelanlagen
Prüfungen und Diagnosen an Kabeln mit zugehöriger Abschluss- und
Verbindungstechnik werden durchgeführt, um die Anlage auf Montage-
fehler zu überprüfen, Isolations- oder Mantelfehler aufzudecken oder
den Alterungszustand der Anlage abzuschätzen.
Prüfungen können nach der Legung oder Montage, aber auch nach
einer Reparatur oder Umlegung durchgeführt werden. Dabei spricht
man auch von Inbetriebnahmeprüfungen. Ob und gegebenenfalls in wel-
chen Zeitabständen eine Prüfung oder Diagnose von betriebsbean-
spruchten Kabelanlagen erfolgt, liegt im Ermessen des Betreibers [5.17].
Eine detailliert geführte Kabelfehlerstatistik mit Erfassung von z. B. Ka-
beltyp, Kabelhersteller, Kabelbaujahr, Störungsort, Störungsursache,
Störungsauswirkung und Störungsquote kann dabei sehr hilfreich sein.
Grundsätzlich muss man hier natürlich berücksichtigen, dass in konse-
quenter Anwendung des Qualitätsregelkreises, die Qualität nicht in eine
Kabelanlage hineingeprüft bzw. diagnostiziert werden kann. Die Anwen-
dung einer entsprechenden Prüf- bzw. Diagnosesystematik kann jedoch
sehr hilfreich sein, die Fehlerursachen klar zu erkennen, und innerbe-
trieblich die konkreten Abhilfemaßnahmen durchzusetzen.
5.4.1   Inbetriebnahmeprüfung
Vor einer Inbetriebnahme der fertig gestellten Kabelanlage ist die Sicht-
prüfung nach DIN VDE 0105 obligatorisch und stellt eine Mindestanfor-
derung dar. Weitere Prüfungen sind teilweise in den gültigen Ausgaben
der Normreihe DIN VDE 0276 empfohlen. Diese stellen eine qualitäts-
sichernde Maßnahme zur Überprüfung der Legung und Montage dar.
5.4.1.1   Inbetriebnahmeprüfung an Niederspannungskabel
Für Niederspannungskabel wird eine Mantelprüfung in der Norm DIN
VDE 0276-603 empfohlen.
252
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Die Mantelprüfung (siehe auch Abschnitt 7.3.3) hat sich als eine einfache
und zuverlässige Methode zur „Überprüfung der Unversehrtheit des
Kunststoffaußenmantels“ mit dem Ziel der Feststellung von äußeren Ka-
belbeschädigungen erwiesen. Sie wird mit Gleichspannung durchgeführt.
Bei Kabeln mit einer Papier-Masse-Isolierung ist eine Mantelprüfung nur
möglich, wenn das Kabel mit einer Kunststoffhülle ausgestattet ist. Ent-
sprechend DIN VDE 0276 werden PE-Mäntel mit Gleichspannung bis 5
kV und PVC-Mäntel mit Gleichspannung bis 3 kV geprüft. 
5.4.1.2   Inbetriebnahmeprüfung an Mittelspannungskabel
In der aktuellen Ausgabe der DIN VDE 0276-620, Teil 10 C wird diesem
Sachverhalt nach der Überarbeitung deutlich mehr Bedeutung beigemes-
sen. Dort werden in Form eines „Leitfaden für die Verwendung“ Hinweise
mit Voraussetzungen, Anlässen, Auswahlkriterien und entsprechende
Empfehlungen gegeben. Dieser Leitfaden nennt Maßnahmenschritte und
gibt dem Anwender die Möglichkeit, Methoden und Prozessschritte kom-
petent für seine Netzerfordernisse festzulegen. So wurden auch die „Emp-
fohlenen Prüfungen nach der Legung“ den aktuell internationalen und
nationalen Erkenntnissen normativ eingearbeitet. 
Als Erläuterung für die praktische Umsetzung beim Anwender wurde im
Forum Netze Netztechnik (FNN) in einem Technischen Hinweis mit dem
Titel „Inbetriebnahmeprüfung von MS-Kabeln“ wurde ein Stufenmodell
entwickelt, welches dem Netzbetreiber die Entscheidung für ein Inbe-
triebnahmekonzept vereinfacht (Tabelle 5.1).
Hinweis: Bei der Prüfkonzeptfestlegung ist zu beachten, dass die Prüf-
zeiten in der Norm DIN VDE 0276-620, Teil 10-C auf den Technologie-
kenntnissen bei der Produktentwicklung basieren. Dem o. g. FNN
Technischer Hinweis liegen Prüfzeiten zu Grunde, die von Anwendern
                                                                                                          253
Tabelle 5.1   Mögliche Stufen der Inbetriebnahmeprüfung [5.18]
Stufe
Sichtprüfung
Kabelmantel-
prüfung
Spannungs -
prüfung
TE-Messung
A
X
-
-
-
B
X
X
-
-
C
X
X
X
-
D
X
X
X
X
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254
empirisch ermittelt wurden. Jedoch sind sowohl „VDE-Prüfzeiten“, als
auch „FNN-Prüfzeiten“ als empfohlene Werte anzusehen. 
Insbesondere bei den Spannungsprüfungen sind die unterschiedlichen
Prüfzeiten zu beachten, da diese sich an die unterschiedlichen Ausprä-
gungen (Produktentwicklung für Norm und Inbetriebnahmeprüfung als
QS für die Garniturenmontage) orientieren.
Die Mantelprüfung wird von den meisten Anwendern durchgeführt;
Spannungs- und TE-Prüfungen der Isolierung werden darüber hinaus
bei Bedarf angewendet.
Innere Fehler, die nicht mit einer Beschädigung des Außenmantels ein-
hergehen bzw. bei Legung in Luft oder im Rohr, können mit einer Mantel-
prüfung nicht erkannt werden. Um diese zu erkennen kann eine
Spannungsprüfung, ggf. in Kombination mit TE-Messung durchgeführt
werden. 
Für Spannungsprüfungen gelten die Vorzugswerte gemäß Tabelle 5.2.
Bei papierisolierten Kabeln wird für Spannungsprüfungen bereits seit
vielen Jahrzehnten mit Erfolg die Gleichspannungsprüfung eingesetzt.
Der apparative Aufwand ist gering und die Aufdeckung von betriebsge-
fährdenden Fehlstellen ist bei papierisolierten Kabeln erfahrungsgemäß
mit ausreichender Sicherheit möglich. 
Für die Spannungsprüfung VPE-isolierter Mittelspannungskabel (gilt
auch für PE-isolierte Kabel) ist die Gleichspannung aus mehreren
Gründen ungeeignet. Bei neuen Kabelanlagen oder nach Reparaturen
führt die Gleichspannungsprüfung nicht zu Teilentladungen, auch wenn
                                                                                                                
Isolierstoff
Prüfspannung
Prüfpegel
Prüfzeit
PVC und Papier
Gleichspannung
5,6 – 8•U0
15 – 30 min
Wechselspannung 45 – 65 Hz
2•U0
30 min
Wechselspannung 0,1 Hz
3•U0
30 min
VPE
Wechselspannung 20 – 300 Hz
2•U0
60 min
Wechselspannung 0,1 Hz
3•U0
60 min
Tabelle 5.2   Spannungsprüfungen an Mittelspannungskabeln; 
Vorzugswerte für Prüfpegel und -zeiten
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diese bei Betriebsspannung hohe Werte erreichen und so innerhalb
kurzer Zeit zu einem Fehler führen würden. Bei gealterten Kabeln wird
bei einer Gleichspannungsbeanspruchung der für die Aufdeckung in-
homogener leitender Fehlstellen (z.  B. water tree) erforderliche Um-
schlag in einen ersten Teildurchschlag und der dann schließlich zum
Aufdecken der Fehlstelle führende Prozess des electrical treeing im All-
gemeinen nicht initiiert. Andererseits rufen Durchschläge während der
Prüfung Wanderwellenvorgänge auf dem Kabel hervor und führen so
zu einer zusätzlichen Spannungsbeanspruchung. Dadurch kann es bei
geschädigten bzw. betriebsgealterten VPE-isolierten Kabeln im Rah-
men der Prüfung zu einer ungewollten Schädigung des Kabels kom-
men. 
Auch in den letzten Jahren wurden intensive Entwicklungsarbeiten mit
dem Ziel durchgeführt, Hard- und softwaremäßig leicht handhabbare
Prüfmethoden zu entwickeln, die zuverlässige Hinweise auf die 
Betriebstüchtigkeit geben und das Kabel nicht schädigen. Es werden
verschiedene Verfahren, vor allem die Prüfung mit 0,1-Hz-Wechselspan-
nung und die Prüfung mit Wechselspannung 45 Hz bis 65 Hz (Reso-
nanzprüfanlage), eingesetzt. Neu sind auch aus der IEC 60502-2
übernommene Prüfungen mit Wechselspannung in einem Frequenzbe-
reich von 20 bis 300 Hz bei 2 · U0. Problematisch bei reinen Spannungs-
prüfungen – auch bei der 0,1-Hz-Spannungsprüfung – ist, dass sie nur
eine „Ja-Nein-Aussage“ liefern, d.  h. die Kabelanlage hat entweder die
Prüfung bestanden oder ist durchgeschlagen. Um weitergehende 
Aussagen über die Betriebstüchtigkeit zu ermöglichen, können in Ver-
bindung mit Spannungsprüfungen z. B. Teilentladungsmessungen
durchgeführt werden (siehe Abschnitt 5.4.2). 
Die verschiedenen Verfahren zur Vor-Ort-Prüfung von Kabelanlagen
wurden in vergleichenden Untersuchungen im Detail betrachtet; nähere
Einzelheiten können [5.19] entnommen werden.
5.4.1.3   Inbetriebnahmeprüfung an Hoch- und Höchst -
spannungskabel
Einzelheiten zu Art und Umfang von Inbetriebnahmeprüfungen an Hoch-
und Höchstspannungskabel werden projektspezifisch zwischen Betrei-
ber und Lieferant vereinbart. Die relevanten Normen für Hochspan-
nungskabel (DIN VDE 0276-632) und Höchstspannungskabel (DIN VDE
0276-2067) enthalten „Empfohlene Prüfungen nach der Legung“. 
                                                                                                          255
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In den Normungsgremien werden grundsätzlich die zur Verfügung ste-
henden und auch weiterentwickelten Messtechniken hinsichtlich ihrer
Praxistauglichkeit und Aussagequalität bewertet. Konkret in der Hoch-
spannungstechnik sind alternative Verfahren zur bewährten Prüfwech-
selspannung in der Erprobung [5.20].
5.4.2   Diagnose
Die Prüfung führt zu einer qualitativen (JA/NEIN) Aussage (siehe Ab-
schnitt 5.4.1) und bezieht sich auf den augenblicklichen Zustand bei ge-
genüber der Betriebsspannung deutlich erhöhtem Prüfpegel und
angemessener Prüfdauer, z. B. um den Anforderungen von DIN VDE
0276-620 zu genügen. 
Bei einer Prüfung kann es durch verschiedene Ursachen zu einer Vor-
schädigung bzw. Zerstörung kommen. Bei einer Diagnose darf es
weder zu Vorschädigung bzw. Zerstörung kommen. 
Durch die Anwendung von Diagnoseverfahren soll eine bessere Cha-
rakterisierung des Alterungszustands ermöglicht werden. Hierzu wurden
verschiedene Verfahren für die unterschiedlichen Isolierwerkstoffe ent-
wickelt [5.21]. 
Hier sind im Wesentlichen folgende Verfahren zu nennen:
– 0,1-Hz-Verlustfaktormessung
– Messung der Wiederkehrspannung
– Relaxationsstrommessung
– Teilentladungsmessverfahren
Diese Verfahren werden im Einzelnen im Kapitel 8 beschrieben.
5.5   Sanierung water-tree-geschädigter Mittelspannungskabel
In den USA wurden die sogenannten URD-Mittelspannungskabel (un-
derground residential distribution cable) häufig ohne den schützenden
Außenmantel in das Erdreich gelegt. Isolationsfehler in PE- und VPE-
Kabeln sind dort bereits nach kürzester Zeit und erheblich zahlreicher
als in Europa aufgetreten. 
256
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258
Mitte der 1980er Jahre wurde daher eine Technologie zur Sanierung
water-tree-geschädigter PE-, VPE- und EPR-isolierter Mittelspannungs-
kabel entwickelt und zunächst in Nordamerika eingesetzt. In Deutsch-
land wurde dieses Verfahren vereinzelt seit 1993 angewendet [5.22,
5.23]. 
Bei diesem Verfahren wird eine Silikonflüssigkeit unter Druck in die
(mehrdrähtigen) Leiter der Kabel injiziert. Die Silikonflüssigkeit diffundiert
in die Isolierung des Kabels und polymerisiert dort mit eventuell vorhan-
denem Wasser. Die Moleküle der neu entstandenen dielektrischen Flüs-
sigkeit erreichen fast die fünfzigfache Größe der Wassermoleküle und
füllen daher die mikroskopischen Hohlräume in den water trees dauer-
haft aus. 
Durch die injizierte Silikonflüssigkeit soll die Spannungsfestigkeit der
kunststoffisolierten Mittelspannungskabel verbessert werden. Allerdings
liegen keine umfangreiche statistisch belastbare Aussagen über die
Langzeitwirkung vor.
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6   Arbeitssicherheit und Umweltschutz
„Jeder hat das Recht auf Leben und körperliche Unversehrtheit“ – diese
wichtige Aussage im Artikel 2 des Grundgesetzes ist natürlich auch tref-
fend für Tätigkeiten im Umfeld mit Kabelanlagen.
Fragen der Arbeitssicherheit treten sowohl während der Errichtung, so
z. B. beim Kabelleitungstiefbau, als auch bei der Montage und im Be-
trieb, so z.  B. bei der Kabelfehlersuche, auf. Der Umweltschutz ist bei
der Herstellung des Kabels, dem Kabelleitungstiefbau im laufenden Be-
trieb bis hin zur Außerbetriebnahme und nach der Bergung bei Verwer-
tung bzw. Entsorgung des Kabels zu beachten.
6.1   Arbeitssicherheit
Arbeiten im Zusammenhang mit Kabelanlagen berühren die verschie-
densten Aspekte der Arbeitssicherheit. Das Spektrum reicht vom Aus-
heben des Kabelgrabens und der damit erforderlichen Absicherung der
Baustelle über die Gewährleistung der Arbeitssicherheit bei den ver-
schiedensten Arbeiten zur Errichtung, Erweiterung und Reparatur von
Kabelanlagen bis zur Einhaltung der entsprechenden Vorschriften bei
der Prüfung von Kabelanlagen.
Um diesem vielfältigen Spektrum in ausreichendem Umfang Rechnung
tragen zu können, muss, noch ehe mit den geplanten Arbeiten begon-
nen werden darf, eine Gefährdungsbeurteilung durchgeführt werden.
Dabei müssen alle voraussehbaren Arbeitsabläufe betrachtet werden.
Gerade bei den hier aufgezeigten nicht stationären Arbeitsplätzen
sowie bei der Beseitigung von Störungen liegen besondere Gefährdun-
gen vor, die auch besonders berücksichtigt werden müssen. Für die
dabei ermittelten Gefahren müssen konkrete Arbeitsschutzmaßnahmen
festgelegt werden. Das Ergebnis der Gefährdungsbeurteilung und die
daraus abgeleiteten Arbeitsschutzmaßnahmen bilden auch die Grund-
lage für erforderliche Unterweisungen bzw. Einweisungen. Diese
Grundsätze gelten auch für Partnerfirmen der Auftraggeber, die ent-
sprechende Tätigkeiten auf Grundlage von Werkverträgen ausführen.
Bei der Erstellung von Gefährdungsbeurteilungen können bereits be-
stehende Handlungsanleitungen der Arbeitsschutzbehörden der Bun-
desländer sowie der Unfallversicherungsträger Hilfestellung bieten. Die
wichtigsten Ergebnisse und die daraus abgeleiteten Maßnahmen sol-
                                                                                                          259
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cher Gefährdungsbeurteilungen sind in den nachfolgenden Punkten
näher beschrieben.
6.1.1   Unfallverhütung bei Bauarbeiten
Die Arbeitssicherheit beginnt mit der ordnungsgemäßen Absperrung und
Kennzeichnung der Baustelle vor Beginn der Arbeiten. Dabei sind die
jeweils gültigen Vorschriften, z.  B. bei Baustellen auf öffentlichen Stra-
ßen die Straßenverkehrsordnung, zu beachten.
Von besonderer Bedeutung sind weiterhin die Vorschriften der DGUV
Vorschrift 39 „Bauarbeiten“ (früher BGV C 22). So hat der Unternehmer
die Pflicht, sich vor Beginn der Bauarbeiten zu erkundigen, ob im vor-
gesehenen Arbeitsbereich Anlagen (Kabel, Gasleitungen und andere
elektrische Anlagen, wie auch Anlagen mit Explosionsgefahren, u. ä.)
vorhanden sind, durch die Personen bei der Arbeit gefährdet werden
bzw. die bei den Arbeiten beschädigt werden können. Bei unvermutetem
Antreffen derartiger Anlagen sind die Bauarbeiten sofort zu unterbre-
chen und der jeweilige Betreiber zu informieren.
Zur Sicherung der Baustelle gehört auch je nach örtlichen Gegebenhei-
ten der sachgemäße Verbau der Kabelgräben, um dem Abrutschen von
Erdmassen vorzubeugen. Entsprechende Richtlinien sind in DIN 4124
„Baugruben und Gräben“ enthalten. Gräben und Schächte sind durch
stabile Geländer zu sichern, farbige Absperrleinen oder farbige Bänder
können zusätzlich als Warnhinweis eingesetzt werden.
6.1.2   Die fünf Sicherheitsregeln
Das kompromisslose Einhalten der fünf Sicherheitsregeln bei Arbeiten
an elektrischen Anlagen garantiert wie am Anfang des Kapitel erwähnt,
die körperliche Unversehrtheit aller Beteiligten hinsichtlich des Auftretens
der Gefahren des elektrischen Stroms und sie sind stets einzuhalten:
1. Freischalten
2. Gegen Wiedereinschalten sichern
3. Spannungsfreiheit feststellen
4. Erden und Kurzschließen
5. Benachbarte, unter Spannung stehende Teile abdecken oder ab-
schranken
260
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Beim Freischalten von Kabeln ist zu beachten, dass Einspeisungen von
mehreren Punkten aus vorliegen können. So sind alle Ein- bzw. Aus-
schaltstellen von Kabelstrecken größer 1.000 V grundsätzlich kurz-
schlussfest zu erden, d. h. die Erdungsvorrichtungen müssen die
maximal auftretenden Kurzschlussströme sicher beherrschen. Der ver-
stärkte Einsatz seit den 1990er Jahren von parallel einspeisenden Er-
zeugungsanlagen in das Niederspannungsnetz führte auch zu einem
Umdenken bei Arbeiten in Anlagen kleiner 1.000 V. So wird zur Vermei-
dung gefährlicher Spannungen empfohlen, generell auch bei Arbeiten
im spannungsfreiem Zustand an Niederspannungskabelanlagen an der
Arbeitsstelle bzw. so nah wie möglich zu Erden und Kurzzuschließen.
Die Wirksamkeit der zweiten Sicherheitsregel „Sichern gegen Wieder-
einschalten“ nach dem Freischalten kann in Abhängigkeit der örtlichen
Gegebenheiten (u. a. Zutritt durch Laien) z. B. durch entsprechende Ver-
riegelungseinrichtungen, Schlüsselschalter oder Warnbänder weiter er-
höht werden. Ein Verbotsschild gegen Wiedereinschalten ist ohne
Einschränkungen immer gefordert. Die erforderlichen Arbeitsschritte gel-
ten für alle Ausschaltstellen.
6.1.3   Sicherheitsmaßnahmen an der Arbeitsstelle
Während das Feststellen der Spannungsfreiheit an Kabelanlagen an
den Ausschaltstellen mittels geeigneter Spannungsprüfer möglich ist,
gestaltet sich dies bei Arbeiten an der Kabelstrecke schwieriger, da der
Leiter am ungeschnittenen Kabel nicht zugänglich ist.
Entsprechend DIN VDE 0105-100 kann auf das Feststellen der Span-
nungsfreiheit verzichtet werden, wenn „das Kabel oder die isolierte Lei-
tung von der Ausschaltstelle bis zur Arbeitsstelle verfolgt werden kann,
oder das Kabel oder die isolierte Leitung eindeutig ermittelt ist, z.  B.
durch Kabelpläne, Bezeichnungen, Kabelsuchgeräte, Kabelauslesege-
räte“.
Leider hat die Praxis gezeigt, dass es z.  B. infolge fehlerhafter Kabel-
pläne oder durch Verwechselungen in Einzelfällen zur Auswahl eines
falschen, unter Spannung stehenden Kabels kommen kann. In solchen
Fällen kann es dann zu schweren Arbeitsunfällen kommen. Deshalb
wurden Geräte entwickelt, mit denen Kabel an der Arbeitsstelle sicher
durchtrennt und gezielt kurzgeschlossen werden können. Wird auf diese
Weise ein unter Spannung stehendes Kabel geschnitten, so erfolgt eine
automatische Abschaltung durch den Netzschutz, ohne dass eine Per-
                                                                                                          261
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sonengefährdung eintritt. Bewährt haben sich zurückliegend so ge-
nannte Kabelschieß- bzw. Sicherheitsschneideinrichtungen. 
Kabelschießgeräte werden nur noch vereinzelt eingesetzt. Bei diesen
Geräten wird ein Meißel durch eine Pulverladung in das Kabel getrieben,
das Kabel wird abgeschnitten und kurzgeschlossen. Kabelschießgeräte
fallen unter das Waffengesetz. Sie benötigen eine Bauartzulassung und
sind alle zwei Jahre einer Wiederholungsprüfung zu unterziehen. Bei
ihrer Anwendung ist zusätzlich die DGUV Vorschrift 56 (früher BGV D
9) „Arbeiten mit Schussapparaten“ zu beachten. Die dem Unternehmer
obliegende Pflicht zur sicheren Aufbewahrung des Gerätes und der Mu-
nition, sowohl in der Firma als auch auf der Baustelle, erfordert entspre-
chende organisatorische Maßnahmen.
Bei Sicherheitsschneideinrichtungen werden die in den Scherkopf ein-
gespannten Kabel hydraulisch abgeschnitten, wobei sich der Bedie-
nende mit der den Scherkopf antreibenden Pumpe, elektrisch bzw.
manuell in sicherer Entfernung von der Arbeitsstelle, also der poten-
ziellen Gefahrenstelle, befindet. Bei der Verwendung einer Sicherheits-
262
Bild 6.1  Isoliertes Locheisen und zweipoliger Spannungsprüfer zur
Prüfung auf Spannungsfreiheit bei Niederspannungskabeln
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schneideinrichtung werden in jedem Fall alle eingespannten Kabel-
adern sicher durchtrennt und kurzgeschlossen. Gleichzeitig ist das
 Risiko einer ungewollten Beschädigung benachbarter Kabel erheblich
reduziert.
Nach dem Einsatz von Kabelschieß- oder Schneidgeräten ist zu prüfen,
ob Netzschutzeinrichtungen angesprochen haben. Dazu ist im Hoch-
spannungsnetz eine Rückfrage bei der netzführenden Stelle notwendig.
Dabei ist zu beachten, dass Schutzmeldungen eventuell wegen tech-
nisch bedingter Meldelaufzeiten erst mit Zeitverzögerung registriert wer-
den. Im Niederspannungsnetz ist in den benachbarten Stationen zu
prüfen, ob Sicherungen ausgelöst haben.
An Niederspannungskunststoffkabeln kann die Spannungsfreiheit an
der Arbeitsstelle nach dem Entfernen des Außenmantels auch mit einem
isolierten Locheisen und einem zweipoligen Spannungsprüfer festge-
stellt werden (Bild 6.1).
6.1.4   Arbeiten unter Spannung
Gestiegene Anforderungen der Kunden an eine unterbrechungsfreie
Stromversorgung aber auch wirtschaftliche Gründe führten zurücklie-
gend zu einem verstärkten Einsatz des Arbeiten unter Spannung (AuS)
im Niederspannungsbereich. Das sicherste Arbeiten bleibt auch weiter-
hin das Arbeiten im spannungsfreiem Zustand. 
Die Entwicklung der Kabeltechnik, der Arbeitsmittel und der zum Einsatz
kommenden Technologien machten es möglich, dass das Arbeiten unter
Spannung entsprechend dem Stand der Technik gängige Praxis gewor-
den ist und zu einem sicheren Arbeitsverfahren zählt. 
6.1.4.1   Gesetzliche Grundlagen
Basis für die Beschreibung von Tätigkeiten auch für AuS ist das Arbeits-
schutzgesetz. So wird im §4 ausgesagt: „… der Arbeitgeber hat Maß-
nahmen mit dem Ziel zu planen, Technik, Arbeitsorganisation, sonstige
Arbeitsbedingungen, soziale Beziehungen und Einfluss der Umwelt auf
den Arbeitsplatz sachgerecht zu verknüpfen. Gefahren sind an ihrer
Quelle zu bekämpfen. Individuelle Schutzmaßnahmen sind nachrangig
zu anderen Maßnahmen“.
                                                                                                          263
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Die Voraussetzungen und Regeln für das Arbeiten an unter Spannung
stehenden Teilen sind in den Unfallverhütungsvorschriften DGUV Vor-
schrift 3 (früher BGV A 3) „Elektrische Anlagen und Betriebsmittel“, den
dazu gehörenden Regeln DGUV Regel 103-011 (früher BGR A 3) „Ar-
beiten unter Spannung an elektrischen Anlagen und Betriebsmitteln“
sowie in DIN VDE 0105-100 festgelegt. Die Anwendung dieser Richt -
linien ist seitens der verantwortlichen Führungskräfte durch zweckent-
sprechende Arbeitsanweisungen umzusetzen und die Einhaltung dieser
Anweisungen ist zu kontrollieren. 
Die wesentlichen Eckpunkte zur sicheren Durchführung von Arbeiten an
unter Spannung stehenden Teilen sind:
–  Durchführung der Arbeiten nur durch geeignetes, speziell ge-
schultes Personal mit einem hohen Kenntnisstand und ausge-
prägtem Verantwortungsbewusstsein
    Als geeignet gelten Elektrofachkräfte und für bestimmte, in den Nor-
men genannte Arbeitsvorgänge auch elektrotechnisch unterwiesene
Personen, die aufgrund ihrer Ausbildung, Erfahrungen und der Kennt-
nis der einschlägigen Bestimmungen in der Lage sind, die ihnen über-
tragenen Arbeiten beurteilen und Gefahren erkennen zu können. Sie
müssen für diese Arbeiten speziell ausgebildet werden. Die erlangten
Kenntnisse sind durch praktische Arbeitsproben sowie eine schriftli-
che Prüfung nachzuweisen, und es wird empfohlen, die Befähigung
in einem Wiederholungskurs alle 4 Jahre zu bestätigen. Die Berech-
tigung für das Arbeiten unter Spannung ist schriftlich zu erteilen. Die
Eignung für diese Arbeiten ergibt sich nicht zuletzt auch aus den per-
sönlichen Eigenschaften und Verhaltensweisen der Mitarbeiter.
    Unabhängig von diesen Aussagen trifft der Mitarbeiter vor Ort die end-
gültige Entscheidung anhand seiner Einschätzung der vorgefundenen
Situation (Anpassung bzw. Erweiterung an vorhandene Gefährdungs-
beurteilung), ob die Montage unter Spannung für ihn möglich ist.
–  Einsatz von Einrichtungen zur Unfallverhütung wie z.  B. isolie-
rende Werkzeuge, Körperschutzmittel und Schutzvorrichtungen
    
    Durch den Einsatz von geeigneten Einrichtungen ist zu verhindern, dass
es durch ungewollte Annäherung an oder Berührung von spannungsfüh-
renden Teilen zu einem Lichtbogen oder zu einer Körperdurchströmung
und damit zu einer Gefährdung für die ausführende Person kommt. 
264
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    Bei der Durchführung der Arbeiten werden isolierende Schutzvorrich-
tungen (Matten, Tücher, Folien, Platten) zum Abdecken der unter
Spannung stehenden Teile, isolierende Betätigungselemente, Werk-
zeuge und persönliche Schutzausrüstung eingesetzt u. a. DIN VDE
0682-512 (DIN EN 61111) („Arbeiten unter Spannung – Elektrische
isolierende Matte“ (IEC 61111: 2009); Deutsche Fassung EN 61111:
2009“).
    
    Zu den persönlichen Schutzausrüstungen zählen u.  a. Schutzan-
züge, Helme mit Gesichtsschutz, Stiefel und Handschuhe. Sie bieten
neben dem Schutz vor Körperdurchströmung auch einen Schutz vor
den Auswirkungen von Störlichtbögen. 
    
    Es ist darauf zu achten, dass nur den Normen entsprechende, ge-
prüfte persönliche Schutzausrüstungen und Werkzeuge verwendet
werden, die den auftretenden Anforderungen auch gerecht werden
(Bild 6.2, 6.3 und 6.4).
Bild 6.2  Prüfung der Lichtbogen-Schutzklasse APC 1 von Schutz-
kleidung (PSAgS) im standardisierten Boxverfahren 
(EN 61482-1-2) mit gerichtetem Prüflichtbogen 
(Quelle/Foto: Schau – TU Ilmenau)
                                                                                                          265
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Bild 6.3  Standortisolation, Isolierender Schutzhandschuh mit Unter-
ziehhandschuh und Elektriker-Gesichtsschutz für Arbeiten
unter Spannung
Bild 6.4  Werkzeuge für Arbeiten unter Spannung
266
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–  Erarbeitung und Anwendung eindeutiger Regelungen und tech-
nischer, organisatorischer und persönlicher Maßnahmen zur Ge-
währleistung der Arbeitssicherheit
    Für die Durchführung von Arbeiten unter Spannung sind seitens der
zuständigen Führungskräfte Betriebsanweisungen zu erarbeiten, die
eindeutige Aussagen dazu enthalten, welche Tätigkeiten unter Span-
nung durchgeführt werden dürfen. In Arbeitsanweisungen ist zu re-
geln, welche Hilfsmittel und Schutzeinrichtungen bei Arbeiten unter
Spannung zu verwenden sind. Es ist festzulegen, welche Personen
zur Durchführung dieser Arbeiten berechtigt und wie diese Personen
auszuwählen und zu qualifizieren sind. Eine große Bedeutung kommt
weiterhin der Festlegung der Verantwortlichkeiten bei der Durchfüh-
rung der einzelnen Tätigkeiten zu. Die Einhaltung der Betriebsanwei-
sungen ist durch geeignete Kontrollen des Personals und der
ausgeführten Arbeiten sicherzustellen. Die Aktualisierung der Arbeits-
anweisungen bei Erweiterungen des Arbeitsumfanges und bei er-
kannten Unzulänglichkeiten ist zu gewährleisten.
6.1.4.2   TOP-Prinzip 
Es gilt das aus dem Arbeitsschutzgesetz bekannte TOP-Prinzip. Zu al-
lererst sind technische Maßnahmen zu finden, danach organisatorische
Maßnahmen zu treffen. Weiterhin sollten auch die persönliche Maßnah-
men ergriffen werden. 
Am Beispiel der bei Arbeiten unter Spannung im Niederspannungsnetz
eingesetzten sog. Arbeitsschutzsicherungen wird das TOP-Prinzip er-
läutert.
Bei einer Vielzahl Verteilungsnetzbetreibern ist der Einsatz der Arbeits-
schutzsicherungen gelebte Praxis, vor allem in vermaschten Nieder-
spannungsnetzen. So werden bei Kabel- und Freileitungsmontagen die
normalerweise eingesetzten NH-Sicherungen der Betriebsklasse gG
nach VDE 0636-2 in Arbeitsortnähe gegen wesentlich flinkere NH-Si-
cherungen mit der Betriebsklasse gR nach VDE 0636-4 ersetzt und eine
einseitige Einspeisung hergestellt. An Stellen mit hoher Belastung kön-
nen auch superflinke Sicherungen mit einer eine Stromstufe höheren
Stromstärke eingesetzt werden. Wird dann bei den Montagearbeiten in-
folge eines nicht korrekt ausgeführten Arbeitsschrittes durch den Mon-
teur ein Kurzschluss eingeleitet, so schaltet die Arbeitssicherung ca. 20
                                                                                                          267
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mal schneller ab und reduziert die Lichtbogenenergie um ein Vielfaches.
Die Praxis hat gezeigt, dass in den meisten Fällen das Montagepersonal
während den Arbeiten die Auslösung im Kurzschlussfall nicht bemerkte.
Die Arbeitsschutzsicherung trägt die Kennzeichnung als „Arbeitsschutz-
sicherung“ und ist durch ihre farbliche Beschriftung „rot“ auch eindeutig
von den Standartsicherungen zu unterscheiden (Bild 6.5). Bedingt durch
die Auslösekriterien der Arbeitsschutzsicherungen gegenüber der gG-
Sicherungen sind diese nur für den vorübergehenden Einsatz geeignet
und nach Abschluss der Arbeiten gegen die Standardsicherungen wie-
der auszutauschen. 
Arbeitsschutzsicherungen können mehrfach verwendet werden, solange
sie nicht beschädigt sind oder ausgelöst haben. 
Mit dieser technischen organisatorischen Maßnahme wird für die Dauer
der Arbeiten eine Personengefährdung durch einen eventuell auftreten-
den Störlichtbogen wirksam vermindert. 
268
Bild 6.5  Arbeitsschutzsicherung
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6.1.5   Nichtstationäre Prüfanlagen
Die Errichtung und der Betrieb von nichtstationären Prüfanlagen ist in
DIN VDE 0104 geregelt. In der DGUV Information 203-048 (früher BGI
5191) wird der Inhalt dieser VDE verständlich und anschaulich erläutert.
Detailliert und mit praxisbezogenen Bildern ergänzt, wird auf das Errich-
ten und Betreiben von Kabelmesswagen als „Nichtstationäre Prüf -
anlagen“ sowie auf Prüfarbeiten mit tragbaren Messgeräten an
Kabelanlagen eingegangen. Im Zusammenhang mit Kabelanlagen sind
besonders die Regelungen zum Betrieb, also zum Aufbau und zur
Durchführung der Messungen und Prüfungen an Kabelanlagen von In-
teresse.
Der Bereich der nichtstationären Prüfanlage muss durch Absperrungen
(Wände, Gitter, Seile) vor dem Zutritt durch unbefugte Personen gesi-
chert und der Vorschrift entsprechend beschildert sein. Zwischen der
Absperrung und den unter Spannung stehenden Teilen muss ein von
der Prüfspannung abhängiger Sicherheitsabstand eingehalten werden.
Zur deutlichen Kennzeichnung des Betriebszustands der Prüfanlage
wird ergänzend die Verwendung roter Signalleuchten empfohlen.
Je nach Netzaufbau bleibt die an das zu prüfende Kabel angelegte Prüf-
spannung nicht auf einen eng begrenzten Raum beschränkt, vielmehr
werden alle mit dem zu prüfenden Kabel verbundenen Anlagen mit der
Prüfspannung beaufschlagt. Deshalb kommt der Abgrenzung und
Kenntlichmachung des Gefahrenbereichs bei der Kabelprüfung eine be-
sondere Bedeutung zu. Im Zweifelsfall ist eine Absicherung durch Warn-
posten notwendig, wobei die Verständigung mit der aufsichtführenden
Elektrofachkraft sichergestellt sein muss.
In DIN VDE 0104 wird weiterhin gefordert, dass Gefährdungen durch
mögliche Restspannungen nach dem Ausschalten der Prüfstromkreise
auszuschließen sind. Prüfanlagen müssen daher über geeignete Ein-
richtungen zum gefahrlosen Entladen verfügen. Restspannungen kön-
nen jedoch auch durch Rückkehrspannungen, die sich aufgrund von
Depolarisationserscheinungen des Dielektrikums am Kabel aufbauen,
verursacht werden. Es ist daher darauf zu achten, dass die Kabel stets
angeschlossen bleiben und nur kurzfristig beim Anschließen bzw. Ab-
klemmen der Prüfspannungszuführung abgetrennt sind. Gefährliche
Restspannungen können aber auch Isolationsprüfgeräte erzeugen, die
vielfach für die Überprüfung von Kabelmänteln verwendet werden. Beim
Einsatz dieser Prüfgeräte, die mit Messspannungen bis 5.000 Volt ar-
                                                                                                          269
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beiten, müssen die Kabeladern durch den Einbau von Erd- und Kurz-
schließeinrichtungen entladen werden.
6.2   Umweltschutz
Der Umweltschutz hat in den letzten Jahren stark an Bedeutung gewon-
nen. Das zeigt sich deutlich an einer zunehmenden Zahl entsprechender
EU-Richtlinien, Gesetze und Verordnungen, die bei Errichtung, Betrieb
und Demontage / Entsorgung von Kabelanlagen zu beachten sind [6.1].
6.2.1   Trassierung, Eingriff in die Natur
Bereits bei der Auswahl der zukünftigen Kabeltrasse wird eine möglichst
naturschonende Variante angestrebt; dabei werden schützenswerte Ge-
biete soweit als möglich berücksichtigt.
In den Landesentwicklungsprogrammen (LEP) der Bundesländer wird
ausdrücklich eine Bündelung der einzelnen Infrastruktureinrichtungen
gefordert. Dementsprechend werden Kabel vorrangig entlang der öf-
fentlichen Verkehrswege, d.  h. in Bürgersteige, Seitenstreifen, Straßen-
begleitflächen und Böschungen, gelegt.
Je nach Landesrecht können für Anlagen ab 110 kV ein Raumordnungs-
verfahren sowie eine Umweltverträglichkeitsprüfung vorgesehen sein.
Im Rahmen der Umweltverträglichkeitsprüfung werden die durch die
Baumaßnahme und den Anlagenbetrieb auftretenden Auswirkungen auf
die Umwelt ermittelt, beschrieben und bewertet. Erforderlichenfalls wer-
den landschaftspflegerische Begleitmaßnahmen vorgeschrieben.
Sofern die Kabeltrasse außerhalb von Bebauung und abseits von Ver-
kehrswegen verläuft, kann eine rechtzeitige Abstimmung mit der zustän-
digen Naturschutzbehörde erforderlich sein.
In ausgewiesenen Schutzgebieten (Wasser-, Landschafts-, Natur-
schutzgebieten), aber auch in den jeweiligen Landeswassergesetzen
der einzelnen Bundesländer ist geregelt, ob und gegebenenfalls unter
welchen Voraussetzungen Kabel gelegt werden dürfen. Eventuell muss
bei der zuständigen Behörde eine Genehmigung beantragt werden.
Bei Grabungen in der Nähe von Bäumen sind Wurzelverletzungen zu
vermeiden und ist nur geeignetes Rückfüllmaterial zu verwenden, um
270
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Unterversorgung, Krankheit oder sogar Umsturzgefahr des Baumes zu
verhindern [6.2]. Bei Kabellegearbeiten im Bereich vorhandener Bäume
ist bereits im Planungsstadium zu beachten, dass ggf. keine Aufgrabun-
gen im Kronenbereich des Baumes ausgeführt werden sollen. Lässt sich
dies nicht verwirklichen, so sind besondere Schutzmaßnahmen erfor-
derlich, z. B. Handschachtung innerhalb des Wurzelbereichs. Gegebe-
nenfalls sind in Abstimmung mit den zuständigen Behörden Gutachter
zur Begleitung der Baumaßnahmen hinzuzuziehen. Auch der Einsatz
wurzelschonender Baumethoden wie z.  B. Bohren oder Pressen, ist zu
prüfen. Im Bereich von Bäumen ist es vorteilhaft, Kabel in Schutzrohre
einzuziehen. 
6.2.2   Boden- und Gewässerschutz
Aus der Vielzahl der geltenden Gesetze aus dem Umweltrecht sind bei
erdverlegten Kabeln z. B. das Bodenschutz- und das Wasserrecht zu
beachten. Im Wasserhaushaltsgesetz (WHG) in der Fassung vom
11.08.2010, das zum Schutz für ober- und unterirdische Gewässer er-
lassen wurde, wird in § 62 ausgeführt:
„Anlagen zum Lagern, Abfüllen, Herstellen und Behandeln wasserge-
fährdender Stoffe sowie Anlagen zum Verwenden wassergefährden-
der Stoffe im Bereich der gewerblichen Wirtschaft und im Bereich
öffentlicher Einrichtungen müssen so beschaffen sein und so errichtet,
unterhalten, betrieben und stillgelegt werden, dass eine nachteilige
Veränderung der Eigenschaften von Gewässern nicht zu besorgen
ist.“
Diese Aussage des WHG, im allgemeinen Sprachgebrauch als „Besorg-
nisgrundsatz“ bezeichnet, ist also sehr weitreichend. Der Anlagenbe-
treiber muss bereits dann handeln, wenn lediglich zu befürchten ist,
dass von seiner Anlage eine Gewässerverunreinigung ausgehen könnte
und nicht erst nach Eintritt eines Schadens dafür sorgen, dass die Fol-
gen einer Gewässerverunreinigung minimiert werden. 
In Hochspannungsnetzen wurden in der Vergangenheit Niederdruck-
Ölkabel verwendet, die sich auch heute noch im Bestand befinden. 
Bei diesem Kabeltyp befindet sich im Inneren des Leiters Isolier-Öl in
niederviskoser (dünnflüssiger) Form. Der Inhalt eines einzelnen Sperr-
abschnitts zwischen zwei Ölsperrmuffen kann mehrere hundert Liter 
betragen.
                                                                                                          271
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Diese Kabel stellen vor dem Hintergrund des aktuellen Umweltschutz-
rechts eine Gefährdung für Böden und Gewässer dar. Sie dürfen jedoch
weiter betrieben werden, wenn Beschädigungen mit Ölaustritt so früh
wie möglich erkannt und geeignete Gegenmaßnahmen unverzüglich
eingeleitet werden.
Unabhängig davon, ob das Kabel im Betrieb ist oder außer Betrieb ge-
nommen wurde, ist Folgendes zu beachten:
– Die Kabelanlage muss mittels einer selbstständigen, sich selbst über-
wachenden Einrichtung auf Dichtheit überwacht werden.
– Die Meldungen müssen auf einer dauerhaft besetzten Meldestelle
eingehen.
– Die Kabelanlage muss regelmäßig kontrolliert und diese Kontrollen
müssen dokumentiert werden.
– Ein Alarm- und Maßnahmenplan zur Bearbeitung etwaiger Störungen
muss vorhanden sein und aktualisiert werden.
Nach einer Außerbetriebnahme von Niederdruck-Ölkabeln kann es des-
halb wirtschaftlich sinnvoll sein, sie aus dem Erdreich zu entfernen.
Etwas anders sind Papier-Massekabel zu bewerten, deren Papierisolie-
rung mit einer hochviskosen (zähflüssigen) Flüssigkeit getränkt ist [6.3].
Bei einem 20-kV-Kabel mittleren Querschnitts sind im Durchschnitt nur
etwa 0,5  l Tränkmasse je Meter Kabel vorhanden, die nahezu vollständig
in der Papierisolierung gebunden ist. Diese Kabeltränkmasse ist so zäh-
flüssig, dass in einem Schadensfall, wenn überhaupt, nur eine sehr ge-
ringe und unbedeutende Menge in das umgebende Erdreich austreten
kann. Beim Abkühlen der Masse, also z. B. nach einem Austritt in das Erd-
reich oder nach der Außerbetriebnahme des Kabels, erhöht sich die Vis-
kosität weiter, die Masse wird zäher. Dadurch wird verhindert, dass sich
aufgrund von Beschädigungen eventuell ins Erdreich eindringende Masse
ausbreitet. Massekabel können nicht auf Dichtheit überwacht werden, weil
die Isoliermasse nicht unter Druck steht und keine entsprechenden Über-
wachungseinrichtungen existieren. Daher können Papier-Massekabel
auch nach der Außerbetriebnahme ohne Überwachung im Erdreich blei-
ben, müssen auch weiterhin in der Dokumentation geführt werden. Kabel,
die nicht mehr in Betrieb sind, müssen an den Enden stets verkappt wer-
den, um den Austritt von Kabeltränkmasse zu verhindern.
Der weitaus überwiegende Teil aller in Deutschland eingesetzten Kabel
hat eine Isolierung und einen Mantel aus Kunststoff (in erster Linie VPE,
272
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PE und PVC). Theoretisch mögliche Schwermetallausscheidungen aus
PVC-Kabeln in Form von Bleioxyd, Bleisulfat oder in Form des Umset-
zungsproduktes Bleichlorid kommen in der Praxis nicht vor. Untersu-
chungen haben gezeigt, dass erst ab einem pH-Wert < 3,0 Spuren
dieser Schwermetalle gefunden werden. Solche pH-Werte im Boden
sind aber nicht realistisch. Eine ökologische Gefährdung kann damit
ausgeschlossen werden.
Bei PVC-isolierten Kabeln ist im Brandfall in den dabei entstehenden
Rauchgasen mit der Bildung von Chlorwasserstoffen sowie in begrenz-
tem Maße auch mit Dioxinen zu rechnen. Die Chlorwasserstoffe im
Brandgas sind korrosiv, so dass Schäden an Oberflächen in der Nähe
entstehen können. Bei im Erdreich gelegten Kabeln ist jedoch ein offe-
ner Brand durch das mangelnde Vorhandensein von Sauerstoff ausge-
schlossen und eine Beeinträchtigung/Verschlechterung von Böden und
Gewässern nicht zu befürchten.
6.2.3   Energiebilanz
Die Betrachtung der Energiebilanz über den gesamten Lebenszyklus
eines Kabels ist ein wesentlicher Gesichtspunkt bei der Beurteilung der
Umweltfreundlichkeit eines Produktes. Für ein Kabel wird sowohl bei
seiner Herstellung, beim Legen, beim Betrieb aber auch bei der Entsor-
gung Energie aufgewendet. Die Forderung nach einer langen Lebens-
dauer für Kabel von möglichst vielen Jahrzehnten ist deshalb nicht nur
eine Kostenfrage, sondern auch im Sinne des Umweltschutzes ein
„Muss“. Die im Betrieb aufzuwendende Verlustenergie kann durch die
Wahl größerer Kabelquerschnitte verkleinert werden. Dieser Effekt wird
in den Wirtschaftlichkeitsrechnungen durch die finanzielle Bewertung
der Verluste berücksichtigt. Eine geringe Verlustrate senkt neben dem
Eigenbedarf des Netzes ebenfalls den CO2-Ausstoß, was die Umwelt-
bilanz verbessert.
6.2.4   Recycling
Seit jeher wurden die Metalle, d. h. Kupfer und Aluminium, aus den Ka-
belabfällen zurückgewonnen. Dazu wurden früher die Kabelabfälle im
offenen Feuer „heiß“ zerlegt, was heute wegen der dabei auftretenden
Umweltbelastungen nicht mehr zulässig ist. Gesetzliche Grundlage für
die Entsorgung der anfallenden Kabelreste ist das Kreislaufwirtschafts-
                                                                                                          273
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gesetz. Abfälle im Sinne dieses Gesetzes sind alle Stoffe oder Gegen-
stände, derer sich ihr Besitzer entledigt, entledigen will oder entledigen
muss. Abfälle zur Verwertung sind Abfälle, die verwertet werden; Abfälle,
die nicht verwertet werden, sind Abfälle zur Beseitigung. Neu ist seit der
Novellierung des Gesetzes die Abfallhierarchie. Dabei stehen die Maß-
nahmen der Vermeidung und der Abfallbewirtschaftung in folgender
Rangfolge:
1. Vermeidung,
2. Vorbereitung zur Wiederverwendung,
3. Recycling,
4. sonstige Verwertung, insbesondere energetische Verwertung und
Verfüllung,
5. Beseitigung.
In den Recycling-Anlagen werden die zu verarbeitenden Kabel je nach
Aufbau mit unterschiedlichen Verfahren in die Bestandteile zerlegt und
dann die einzelnen Fraktionen weiterverarbeitet [6.3, 6.4]. Auf diese
Weise lassen sich nicht nur die Kabel, sondern auch die Garnituren in
wieder verwertbare Bestandteile zerlegen. Es empfiehlt sich, zur Vorbe-
reitung einer ordnungsgemäßen Verwertung oder Beseitigung die nicht
mehr benötigten Kabelreste und das Zubehör bereits an der Arbeits-
stelle in geeigneten Behältnissen zu sammeln, um diese dem späteren
Verwerter zur abgestimmten Wertstoffgewinnung zuzuführen.
Querschnittsstarke Kabel werden bei den Recyclingverfahren in etwa
1 m lange Stücke geschnitten und durch mehrmaliges Schlitzen der
Länge nach aufgetrennt und so in ihre einzelnen Bestandteile zerlegt.
Diese Arbeitsweise ist ohne Automatisierung sehr personalintensiv,
denn sowohl das Bedienen und Beschicken der Maschinen als auch
das Trennen der einzelnen Bestandteile erfolgt fast ausschließlich in
Handarbeit. Wirtschaftlich ist diese Arbeitsweise meist dort, wo Kabel
mit großen Querschnitten und vielen unterschiedlichen Aufbauelemen-
ten anfallen.
Weitaus einfacher und weniger personalintensiv ist die Zerlegung von
Kabeln, die aus wenigen verschiedenen Materialien und Aufbauelemen-
ten bestehen, wie z.  B. NAYY. Diese Kabel werden in Schreddern zer-
kleinert. Anschließend werden mit Elektromagneten möglicherweise
anhaftende Eisenteile abgeschieden. In einem weiteren Schritt werden
die bereits zerkleinerten Kabelteile in einer Schneidmühle in kleinste
Teile zerschnitten. Dabei lösen sich die einzelnen Bestandteile, z.  B.
274
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der Kunststoff der Isolierung und die Metallteile, voneinander und es
entsteht eine Mischung aus Kunststoffgranulat und kleinen Metallstücke,
die Nuggets genannt werden. In Sortier- und Trennanlagen werden die
schweren Metallteile von den leichteren Kunststoffteilen getrennt.
Das bei den genannten Verfahren gewonnene Kupfer oder Aluminium
ist von höchster Reinheit und kann einer direkten Verwendung zugeführt
und somit Energie bei der Gewinnung von neuem Leitermaterial einge-
spart werden. Wegen der nicht ausreichenden Reinheit des Kunststoff-
granulates eignet sich dieses Material nicht mehr zur Herstellung von
Isoliermaterial, sondern in erster Linie zur Herstellung von relativ dick-
wandigen und großvolumigen Produkten, bei denen es nicht so sehr auf
eine besondere Oberflächenbeschaffenheit ankommt.
6.2.5   Elektrische und elektromagnetische Felder
Die seit 1997 geltende „26. Verordnung zur Durchführung des Bundes-
Emmissionsschutzgesetzes“ (26. BImSchV) wurde in 2015 überarbeitet.
Darin sind u.  a. für gewerblich genutzte Niederfrequenzanlagen mit
einer Frequenz von 50 Hz und einer Spannung größer 1.000 V zulässige
Grenzwerte der elektrischen Feldstärke und der magnetischen Fluss-
dichte festgelegt, die nicht überschritten werden dürfen. 
Nach der Novellierung sind auch bereits vorhandene Anlagen, auch die
anderer Netzbetreiber und mit anderen Frequenzen, zu berücksichtigen
und in Summe der Anlagen ist eine Überschreitung der Grenzwerte un-
zulässig. 
Neu ist ebenfalls das Minimierungsgebot, gemäß welchem unter Anwen-
dung der 26. BImSchV im Zusammenhang mit der 26. BImSchVVwV
nachzuweisen ist, dass der Betreiber die Auswirkungen seiner Anlage,
unter angemessener Berücksichtigung von technisch-wirtschaftlichen
Gesichtspunkten, so weit wie möglich minimiert hat. In diese Betrach-
tung sind bereits vorhandene Anlagen, auch die anderer Netzbetreiber
und mit anderen Frequenzen, zu berücksichtigen und in Summe der An-
lagen ist eine Überschreitung der Grenzwerte unzulässig. 
Aufgrund der Anordnung der Kabel – die drei Einzeladern haben nur
einen kleinen Abstand – und des Kabelaufbaus – Kabel mit einer Be-
triebsspannung größer 1.000 V haben einen geerdeten Schirm – ist bei
Kabeln in Stromversorgungsnetzen mit einer Überschreitung der in die-
                                                                                                          275
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ser Verordnung festgelegten Grenzwerte bei ausreichend großer Lege-
tiefe und Abstand zu anderen Anlagen nicht zu rechnen.
Für nicht genehmigungsbedürftige Anlagen sind alle für eine Anzeige
der Anlage erforderlichen Unterlagen, in denen die wesentlichen tech-
nischen Daten enthalten sein müssen, zu erarbeiten und der zuständi-
gen Behörde auf Verlangen vorzulegen. Die Erarbeitung der Unterlagen
muss vor der Inbetriebnahme oder nach einer wesentlichen Änderung
erfolgen, wenn die Anlage auf einem Grundstück im Bereich eines Be-
bauungsplans oder innerhalb eines im Zusammenhang bebauten Orts-
teils oder auf einem mit Wohngebäuden bebauten Grundstück im
Außenbereich gelegen ist oder derartige Grundstücke überquert wer-
den. Gesondert zu behandeln sind solche Anlagen, die einer Genehmi-
gung, Planfeststellung oder sonstigen behördlichen Entscheidung
bedürfen, bei der die Belange des Emmissionsschutzes im Genehmi-
gungsverfahren  berücksichtigt werden.
In Einzelfällen können innerhalb abgeschlossener elektrischer Anlagen
höhere Feldstärken als in der 26. BImSchV vorgegeben auftreten (z. B.
an Ableitungen von Leistungsschaltern, Transformatoren oder Sammel-
schienen). Für diese der Öffentlichkeit nicht zugänglichen Bereiche, in
denen sich Personen nur mit Einverständnis des Betreibers aufhalten
können, ist die DGUV Regel 103-013 (früher BGR B 11) „Elektro -
magnetische Felder“ zu beachten. In Abhängigkeit von dem jeweiligen 
Expositionsbereich müssen Betriebsanweisungen erstellt und gege -
benenfalls Warnschilder angebracht werden. Insbesondere aber sind 
Personen mit aktiven und passiven Körperhilfsmitteln (z.  B. Herzschritt-
machern, Insulinpumpen) auf mögliche Gefahren hinzuweisen und ge-
gebenenfalls Zugangsbeschränkungen auszusprechen.
276
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7   Ortung von Kabeln und Fehlerstellen
Zum Tagesgeschäft eines Netzbetreibers gehören die Ortung von Ka-
beln und die Lokalisierung möglicher Fehlerstellen nach einer Störung.
Trotz eines gut geführten, i. d. R. digitalen, Planwerkes kann es z. B. im
Zuge von Bauarbeiten erforderlich sein, die genaue Lage der Kabel vor
Ort zu bestimmen. Bei einer Häufung von parallel verlaufenden Kabeln
müssen einzelne Kabel eindeutig identifiziert werden. Dazu ist im Re-
gelfall eine Kabelauslese erforderlich.
Trotz hoher Betriebszuverlässigkeit der Kabel und der Garnituren sind
Fehler, die zum Ausfall einer Kabelstrecke und gegebenenfalls zu einer
Versorgungsunterbrechung führen können, nicht auszuschließen. 
Zur schnellen Wiederherstellung der Versorgung bzw. des normalen 
Betriebszustands muss daher bei den Netzbetreibern eine den Netz-
verhältnissen angepasste Fehlerortungseinrichtung bereitgestellt 
werden.
7.1   Kabelortung
Bei der Kabelortung wird zwischen Kabeltrassensuche und Kabelaus-
lese unterschieden. Die Kabelortung kann im Zuge der Fehlerortung
zum Einsatz kommen. Sie kann auch erforderlich werden, wenn z. B.
Planunterlagen zu aktualisieren oder Einmessungen vor Ort vorzuneh-
men sind.
Bild 7.1  Kabeltrassensuche mittels Smartphone und App
                                                                                                          277
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Mit Hilfe von IT-Werkzeugen lassen sich Kabelfehler schneller auffinden
und die Nachortung mit geringerem Zeitaufwand vornehmen. Moderne
Kabelfehlerortungs-Systeme können den Verlauf des Kabels in einer
Karte darstellen und die mit der Kabelfehlervorortung ermittelte Stelle
anzeigen. Das erleichtert die Orientierung und beschleunigt die Kabel-
fehlernachortung.
Hilfreich können Apps für Smartphones oder Tablets sein, die mit der
Software eines Kabelmesswagens kommunizieren und aus der Ferne
das Ein- und Ausschalten der Hochspannung erlauben (Bild 7.1).
7.1.1   Kabeltrassensuche
Die Kabeltrassensuche wird eingesetzt zur
–  Einmessung der Kabel vor Tiefbauarbeiten
–  Bestimmung der genauen Kabellage bei der Fehlerortung
–  Ergänzung und Prüfung der Planunterlagen (Netzplan)
–  Terrainsondierung (Gebietsuntersuchung auf Kabel)
Dabei wird zwischen aktiven (mit Sender) und passiven (ohne Sender)
Messverfahren unterschieden.
278
Bild 7.2   Kabeltrassensuche mit der Minimum-Methode
a) Schematische Darstellung
b) Signalverlauf
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Bei den aktiven Messverfahren wird mit einem Sender eine Frequenz
im Bereich zwischen 0,5 kHz und 80 kHz erzeugt. Das Signal wird ent-
weder direkt (galvanisch) oder induktiv mit einer Anlegezange oder Rah-
menantenne in das zu ortende Kabel eingespeist. Bei der direkten
Ankopplung muss die Kabelstrecke freigeschaltet werden, beim Einsatz
der Anlegezange oder Rahmenantenne ist dieses nicht erforderlich [7.1].
Ein speziell konstruierter Sender kann auch in einem sogenannten
Molch untergebracht und zur Ortung von Rohrleitungen eingesetzt wer-
den [7.2]. Auch in Bohrköpfen, wie z. B. beim Spülbohrverfahren, kann
auf diese Weise eine Lagebestimmung durchgeführt werden.
Bei den passiven Verfahren werden keine Sender eingesetzt. Es können
der betriebsfrequente Strom in dem zu ortenden Kabel oder die ohnehin
vorhandenen elektromagnetischen Felder, hervorgerufen durch Funkna-
vigationssender im Frequenzbereich von 14 kHz bis 22 kHz, genutzt wer-
den. Diese Felder, die sich auch aufgrund ihrer geringen Dämpfung im
Erdreich ausbreiten, induzieren in vorhandenen Kabeln Wechselströme
gleicher Frequenz, die mit einem hochempfindlichen Empfänger gemes-
sen werden können. Dieses Verfahren eignet sich besonders, um ein
Gebiet auf Kabel hin zu sondieren. Allerdings sind störende Einflüsse,
z.  B. durch andere Rohre und Leitungen, zu berücksichtigen [7.3].
                                                                                                          279
Bild 7.3   Kabeltrassensuche mit der Minimum-Methode
a) Schematische Darstellung
b) Signalverlauf
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Das erzeugte magnetische Wechselfeld wird über der Kabeltrasse mit
einer Suchspule festgestellt. Bei senkrechter Lage der Spulenachse (Mi-
nimum-Methode, Bild 7.2) erhält man direkt über dem Kabel ein Signal-
minimum, bei waagerechter Lage der Spulenachse (Maximum-
Methode, Bild 7.3) ein Signalmaximum. Sofern der Sender in einem
Molch oder einem Bohrkopf integriert ist, kann mit dem Empfänger des-
sen jeweilige Lage punktgenau ermittelt werden.
Bild 7.4   Bestimmung der Tiefenlage h eines Kabels
               a) Schematische Darstellung
               b) Signalverläufe
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                                                                                                          281
Bestimmung der Tiefenlage von Kabeln
Mit dem zuvor beschriebenen Verfahren lässt sich auch die Tiefenlage
h eines Kabels bestimmen (Bild 7.4). Dazu wird zunächst bei senkrech-
ter Stellung der Spulenachse (Messung 0) das Signalminimum direkt
über dem Kabel ermittelt. Dann wird die Spulenachse um 45° gekippt
(Messung 1) und in seitlicher Richtung zur Trasse ein zweites Minimum
festgestellt. Der Abstand a1 zwischen den Positionen der beiden Minima
ist die Tiefenlage h. Um die Messgenauigkeit zu erhöhen und mögliche
Fehler durch Beeinflussung des radialen Magnetfeldes durch parallele
Kabel oder Eisenteile in der Erde zu vermeiden, sollte die Messung von
beiden Seiten ausgeführt und dann zwischen den beiden Messwerten
a1 und a2 gemittelt werden. Weichen die beiden Werte stark voneinan-
der ab, liegt eine Beeinflussung des Magnetfeldes vor, und es ist eine
weitere Analyse der Messungen erforderlich.
Vielfach ist bei Messgeräten zur Kabeltrassensuche die Messung der
Tiefenlage bereits integriert. Hierzu sind in dem Empfänger mehrere
Spulen eingebaut, aus deren Signalen die Tiefenlage des Kabels direkt
ermittelt und angezeigt wird.
Bei der Minimum-Methode wird die Amplitude des empfangenen Ton-
frequenzsignals entlang der Kabeltrasse ausgewertet. Sprunghafte Än-
derungen der Signalstärke weisen auf Kabelabzweige oder veränderte
Kabellegetiefen hin. 
Bei der Bestimmung der Tiefenlage wird die Phasenverschiebung des
Signals ausgewertet, die sich bei der Einkopplung des Tonfrequenzsig-
nals auf parallel gelegte Kabel ergibt. Damit ist eine Unterscheidung
zwischen dem mit dem Sender verbundenen Kabel und den anderen
parallel geführten Kabeln möglich.
7.1.2   Kabelauslese
Bei Kabelhäufungen besteht oft die Notwendigkeit, an der Arbeitsstelle
ein bestimmtes Kabel zu identifizieren („auszulesen“). Da diese Kabel-
auslese nicht immer aufgrund der Pläne eindeutig möglich ist, werden
entsprechende Messverfahren eingesetzt. Neben den beiden im folgen-
den Abschnitt näher beschriebenen Messverfahren – Kabelauslese mit
Tonfrequenz und Kabelauslese mit Gleichstromimpulsen –, bei denen
eine Freischaltung des auszulesenden Kabels erforderlich ist, sind auch
andere Messverfahren verfügbar [7.4, 7.5].
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7.1.2.1   Kabelauslese mit Tonfrequenz
Bei der Kabelauslese mit Tonfrequenz wird das magnetische Nahfeld
um ein mehradriges Kabel ausgewertet. Dazu wird ein Tonfrequenzge-
nerator an zwei Adern des auszulesenden Kabels angeschlossen, die
am anderen Ende miteinander verbunden sind.
Mit Hilfe einer Auslesespule, die radial direkt am Außenmantel um die
einzelnen Kabel geführt wird, erfolgt die Kabelauslese (Bild 7.5). Bei
dem mit dem Tonfrequenzsignal beaufschlagten Kabel ergibt sich je
nach Lage der Auslesespule zu den Adern – abwechselnd um 90° ver-
setzt – ein Signalmaximum oder ein Signalminimum. Bei den anderen
Kabeln tritt dieser Wechsel nicht auf.
Bild 7.5   Kabelauslese mit Tonfrequenz
               a) Schematische Darstellung
               b) Positionen der Auslesespule bei der Messung
Signalminimum bei Position 1 und 3
Signalmaximum bei Position 2 und 4
282
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7.1.2.2   Kabelauslese mit Gleichstromimpulsen
Bei diesem Verfahren (Bild 7.6) werden Gleichstromimpulse auf einen
am Ende geerdeten Leiter eines ein- oder mehradrigen Kabels gegeben.
Der Strom vom Gleichstromimpulsgenerator fließt zum anderen Kabel -
ende nur über den angeschlossenen Leiter. In der umgekehrten Rich-
tung teilt er sich dagegen auf das Erdreich und alle angeschlossenen
Schirme auf. Gegebenenfalls kann durch eine Unterbrechung der Rück-
leitung am zu suchenden Kabel das Messsignal verbessert werden.
In die Stromwandlerzangen werden beim Umgreifen der jeweiligen
Kabel entsprechende Impulse induziert und auf ein Anzeigegerät mit
Richtungsanzeige geführt. Die Stromwandlerzangen haben einen 
Richtungspfeil, der auf das geerdete Leiterende zeigen muss, wobei alle
Geräte unverwechselbare Anschlüsse haben müssen. Die Richtungs-
anzeige des Messinstruments liefert die Aussage über das gesuchte
Kabel, indem andere, an der gleichen Stelle liegende, Kabel eine klei-
nere entgegengesetzte oder keine Anzeige aufweisen.
Die Kabelauslese mit Gleichstromimpulsen gilt als zuverlässiges Ver-
fahren, da sowohl die Richtung als auch die Höhe des Signals ausge-
                                                                                                          283
Bild 7.6   Wirkungsweise der Kabelauslese mit Gleichstromimpulsen
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wertet werden. Durch die Taktung des Gleichstromimpulses kann sicher-
gestellt werden, dass auch tatsächlich das gesendete Signal und kein
Fremdsignal gemessen und ausgewertet wird [7.6].
7.1.2.3   Phasenbestimmung an Mittelspannungskabeln
Bei der Muffenmontage oder der Einschleifung einer neuen Mittelspan-
nungsstation müssen die einzelnen Adern bzw. Außenleiter des Mittel-
spannungskabels bestimmt werden. Diese Zuordnung wird Phasen-
bestimmung genannt. Die dafür durchzuführende Messaufgabe ent-
spricht einer Ader- bzw. Außenleiterauslese.
Bei der Phasenbestimmung an Mittelspannungskabeln mit den bisher
überwiegend eingesetzten Methoden, z. B. mit Widerstandsmessgerät
oder Sprechgarnitur, muss die Kurzschließung und Erdung aufgehoben
werden. Gerätehersteller haben in letzter Zeit Verfahren entwickelt, die
ohne Aufhebung der Erdung und Kurzschließung der Kabelstrecke aus-
kommen [7.7, 7.8].
Diese Messverfahren funktionieren folgendermaßen: An der geerdeten
und kurzgeschlossenen Ausschaltstelle werden an den dort bekannten
Außenleitern L1, L2, L3 mit Hilfe von Sendezangen Signale in die Ka-
beladern eingespeist. Ein Empfangsgerät, das nacheinander an die
Adern des Kabels an der Montagestelle angeschlossen wird, wertet
diese Signale aus und zeigt jeweils die Zuordnung zu den Außenleitern
L1, L2 oder L3 an.
7.2   Fehlerortung
Ausgehend von früheren „klassischen“ Fehlerortungsverfahren mit ver-
schiedenen Messschaltungen wurden seit Anfang der 1970er Jahre
neue Verfahren und Messeinrichtungen entwickelt, die eine einfachere,
schnellere und genauere Kabelfehlerortung ermöglichen. Im Folgenden
werden die heute gebräuchlichsten Messverfahren beschrieben [7.9,
7.10, 7.11, 7.12, 7.13].
Bei allen Messungen sind die maximal zulässigen Spannungen entspre-
chend DIN VDE 0276 zu beachten.
Kabelfehler können sehr unterschiedliche Ursachen haben:
284
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–  Fertigungsfehler
–  unsachgemäßer Transport und unsachgemäße Lagerung
–  Fehler bei der Kabellegung
–  Montagefehler
–  mechanische Beschädigungen
–  Umwelteinflüsse
–  Schäden durch thermische Überbeanspruchung
–  Schäden durch Überspannungen
–  Fehler durch Alterung
Nach Meldung einer Kabelstörung sollte zunächst die Kabeltrasse kon-
trolliert werden. Dabei kann oft festgestellt werden, ob Baumaßnahmen
die Ursache der Störung waren. Wenn der Fehler so gefunden wird, er-
übrigt sich eine aufwändige Fehlerortung.
Bei den Messungen zur Fehlerortung können außergewöhnliche Betriebs-
zustände auftreten, wie z. B. hohe Prüfspannungen, was ein Gefährdungs-
potenzial darstellen kann, da Kabelenden – je nach Prüf verfahren – nicht
geerdet und nicht kurzgeschlossen sind. Bei allen Messungen müssen die
Sicherheitsregeln nach DIN VDE 0104 und DIN VDE 0105 eingehalten
werden (siehe auch Abschnitt 6.1). Weiterhin ist zu beachten, dass nicht
alle Messverfahren gleichermaßen zur Lokalisierung der durch die o. g.
Fehlerursachen ausgelösten Fehlerstellen geeignet sind.
Durch o. g. Fehlerursachen können nachfolgend aufgeführte und in
DIN VDE 0102 behandelte Fehlerarten ausgelöst werden (Bild 7.7):
–  Erdschluss bzw. Erdkurzschluss
–  Doppelerdschluss
–  Kurzschluss
–  Unterbrechung
–  Kombinationen dieser Fehlerarten
Erdschluss (gelöschtes oder isoliert betriebenes Netz) bzw. Erdkurz-
schluss (geerdetes Netz) ist die leitende Verbindung eines Außenleiters
mit Erdpotenzial.
Doppelerdschluss umfasst zwei Erdschlüsse auf unterschiedlichen Au-
ßenleitern mit räumlich getrennten Fußpunkten. Er kann bei isolierten
und gelöschten Netzen im Erdschlussbetrieb auftreten, wenn ein zweiter
Erdschluss hinzukommt. Dieser wird häufig durch die Spannungsanhe-
bung der ungestörten Leiter infolge des ersten Erdschlusses ausgelöst.
                                                                                                          285
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Kurzschluss ist eine galvanisch hoch- oder niederohmige Verbindung
von zwei oder mehreren Außenleitern an einer Fehlerstelle.
Unterbrechung ist die Trennung eines Leiters oder mehrerer Leiter, z. B.
durch Abbrand oder mechanische Einwirkung.
Bild 7.7   Schematische Darstellungen der Fehlerarten
286
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Bei immer wiederkehrenden, nur zeitweise bestehenden Fehler spricht
man von „intermittierenden“ oder „arbeitenden“ Fehlern.
Zur Bestimmung der Fehlerart sind nachstehende Messungen durch-
zuführen:
–  Untersuchung auf Erd- oder Kurzschluss:
    Hierzu wird der Isolationswiderstand Außenleiter gegen Außenleiter
und Außenleiter gegen Erdpotenzial mit einem Widerstandsmessge-
rät gemessen. Bei intermittierenden Fehlern ist die Messung gege-
benenfalls mit einer Prüfeinrichtung unter Beachtung der zulässigen
Prüfspannung durchzuführen.
–  Untersuchung auf Unterbrechung:
    Hierzu wird der Schleifenwiderstand Außenleiter gegen Außenleiter bei
entsprechend kurzgeschlossenen Außenleitern am Kabelende gemes-
sen. Als weitere Messmethode eignet sich das Reflexionsverfahren.
7.2.1   Vorortung von Kabelfehlern
Nach Feststellung eines Fehlers wird zunächst der Fehlerort mit den
nachstehenden Vorortungs-Messverfahren so genau wie möglich ermit-
telt. Die erreichbare Genauigkeit der Ortung hängt von der Messunsi-
cherheit des verwendeten Vorortungsgerätes sowie den nicht immer
genau bekannten physikalischen Eigenschaften der betroffenen Kabel
und der Genauigkeit der Planunterlagen ab. Unter Einbeziehung aller
Einflussgrößen ist bei der Vorortung mit einer Unsicherheit von ca. ± 5 %
der ermittelten Länge zu rechnen.
Die auf der Messung von ohmschen Widerständen und von Kapazitäten
beruhenden Fehlerortungsverfahren, die so genannten klassischen
Mess verfahren, wurden im Bereich der Energietechnik durch das Re-
flexionsverfahren abgelöst.
7.2.1.1 Reflexionsverfahren
Beim Reflexionsverfahren, auch Impuls-Echo-Verfahren genannt, wer-
den Reflexionen von hochfrequenten Impulsen an Stellen mit Wellen-
                                                                                                          287
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widerstandsänderungen (z. B. Fehlerstelle, Muffe, Kabelende) aus-
ge wertet. Dieses Verfahren eignet sich zur Vorortung von niederohmi-
gen Fehlern und von Unterbrechungen.
Es werden in periodischer Folge elektrische Impulse geeigneter Form
und Größe zur Fehlerstelle gesendet. Der Impuls wird bei jeder Wellen-
widerstandsänderung reflektiert und kehrt als Echoimpuls zum Kabel-
anfang zurück (Bild 7.8).
Das Reflexionssignal wird auf einem Bildschirm dargestellt. Bei moder-
nen Geräten ist zum Adervergleich eine Speicherung der Messsignale
möglich. Die zeitliche Verschiebung zwischen dem Impuls und dem Re-
flexionssignal gibt die Laufzeit des Impulses vom Kabelanfang zur Feh-
lerstelle und zurück an. Die Fehlerentfernung x ergibt sich dann zu:
        x = ½ · tx · v                                                                            (7.1)
mit
        v = c0/√εr, Ausbreitungsgeschwindigkeit des Impulses
        c0 Lichtgeschwindigkeit (≈ 300 m/μs)
        εr Relative Permittivität des Isolierstoffes 
        tx Impulslaufzeit
Bei Leitungsunterbrechungen hat der Echoimpuls eine positive Ampli-
tude, bei Erd- oder Kurzschluss eine negative. Auswertbare Reflexionen
gibt es bei Leiterunterbrechungen oder bei Fehlerwiderständen bis zu
etwa 300 Ω. Für hochohmige Fehlerwiderstände sind für die Vorortung
die in Abschnitt 7.2.1.2 beschriebenen Verfahren einzusetzen.
Durch Vergleich einer fehlerfreien mit der fehlerbehafteten Ader ist eine
eindeutige Bestimmung des Fehlerorts möglich. Typische Impulsver-
läufe sind in Bild 7.8 schematisch ohne Berücksichtigung einer mögli-
chen Dämpfung des Echoimpulses dargestellt.
Bild 7.9a zeigt beispielhaft ein typisches Messbild. Dargestellt sind die
beiden Messkurven für eine fehlerfreie und eine fehlerbehaftete Ader,
wobei die Fehlerstelle durch die Abweichung der Messkurven charak-
terisiert wird. Diese kann dann am Auswertegerät eingemessen werden.
Weiterentwicklungen der Auswerteverfahren erleichtern dem Messtech-
niker die Fehlerstellenerkennung durch eine automatisierte Auswertung.
In Bild 7.9b zeigt das mit einem aktuellen System ermittelte Messbild.
Die Ausbreitungsgeschwindigkeit hängt von der relativen Permittivität
288
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                                                                                                          289
εr des Isolierstoffes der Ader ab (siehe auch Tabelle 2.8). Einige Bei-
spiele für Ausbreitungsgeschwindigkeiten bei verschiedenen Isolier -
stoffen sind in Tabelle  7.1 angegeben. Bei Kabelstrecken mit
unterschiedlichen Isolierstoffen sind für die Auswertung der Messung
auch die unterschiedlichen Ausbreitungsgeschwindigkeiten der Teilab-
schnitte zu berücksichtigen.
Bild 7.8   Schematische Darstellungen der Impulse des Reflexions -
verfahrens
               a) Fehlerfreie Ader mit offenem Ende
               b) Fehlerbehaftete Ader mit Kurzschluss
               c) Überlagerte Darstellung
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Bild 7.9a   Schematisches Messbild eines fehlerbehafteten Kabels
(überlagerte Darstellung der Impulse des Reflexions -
verfahrens)
Bild 7.9b   mit aktuellem Verfahren ermitteltes Messbild 
(Quelle: Megger)
290
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7.2.1.2   Messverfahren für hochohmige Fehler
Die im Folgenden beschriebenen Verfahren werden zur Vorortung von
hochohmigen Fehlern eingesetzt, wobei jeweils mit einer geeigneten
Hochspannungsquelle am Fehlerort ein Lichtbogen gezündet wird. Der
dadurch erzeugte kurzzeitige niederohmige Fehler (Lichtbogen) wird
entweder über die Aufzeichnung der reflektierten Signale mit Hilfe eines
geeigneten Koppelkondensators oder durch die Aufzeichnung der tran-
sienten Strom- oder Spannungsverläufe der jeweiligen Hochspannungs-
quelle lokalisiert.
Lichtbogen-Stoßverfahren
Bei diesem Vorortungsverfahren wird zunächst ein Reflexionsbild der
Ader mit hochohmigem Fehler aufgezeichnet. Dann wird ein Stoßvor-
gang mit gleichzeitiger Reflexionsmessung durchgeführt (Bild 7.10) und
die Tatsache ausgenutzt, dass der Lichtbogen eine starke Verringerung
des Widerstands an der Fehlerstelle bewirkt [7.14, 7.15].
Mit Hilfe eines Energietrennfilters, der die Messimpulse des Reflexions-
verfahrens von den Hochspannungsimpulsen trennt, kann eine Reflexi-
onsmessung durchgeführt werden. Auf dem Anzeigegerät wird das
Impulsbild der Ader ohne und mit Lichtbogen an der Fehlerstelle darge-
stellt und es kann die Laufzeit tx bestimmt werden. Bei diesem Verfahren
wird keine Vergleichsader benötigt. Wenn dieses Vorortungsverfahren
zur Verfügung steht, erübrigt sich in der Regel der Einsatz von Fehler-
wandlungsgeräten (Brenngeräte), die dazu dienen, hochohmige in nie-
derohmige Fehler zu wandeln.
Durch einen zusätzlichen Stoßvorgang kann eine höhere Energie in den
Lichtbogen eingespeist werden, um die Brenndauer und Stabilität des
                                                                                                          291
Tabelle 7.1   Ausbreitungsgeschwindigkeit v von Impulsen bei ver-
schiedenen Isolierstoffen
Isolierstoff
Ausbreitungsgeschwindigkeit
m/μs
Papier-Masse
156 ... 170
PVC
150 ... 160
PE
170 ... 172
VPE
168
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Lichtbogens am Fehlerort zu erhöhen. Durch Erhöhung der Amplitude
des Messimpulses kann eine Verbesserung der Vorortung insbesondere
bei langen Kabeln erreicht werden.
Falls die Zündung des Lichtbogens durch den Stoßvorgang nicht er-
reicht wird, kann eine Zündung durch eine Gleichspannungsquelle mit
deutlich höherer Spannung hervorgerufen werden, um dann anschlie-
ßend eine Aufzeichnung der reflektierten Signale vorzunehmen.
Stromimpuls-Verfahren
Beim Stromimpuls-Verfahren (Bild 7.11) wird ein Stoßkondensator mit
Gleichspannung aufgeladen und über eine Funkenstrecke in das feh-
lerhafte Kabel entladen. Dieser Impuls wird an der Fehlerstelle reflektiert
und es wird eine gedämpfte Wanderwelle zwischen Kabelanfang und
Fehlerstelle erzeugt. Mit Hilfe eines induktiv angekoppelten Reflexions-
messgerätes, auf dessen Anzeigegerät das Reflexionsbild des Stoß-
stromes dargestellt wird, kann durch Messung der Laufzeit tx der
Fehlerort bestimmt werden [7.16]. Die Perioden dauer entspricht der Im-
pulslaufzeit tx zwischen Kabelanfang – Fehlerstelle – Kabelanfang.
Spannungsgekoppeltes Ausschwingverfahren
Beim Ausschwingverfahren (Bild 7.12) wird am fehlerbehafteten Kabel
eine Gleichspannung so lange erhöht, bis ein Überschlag an der Feh-
lerstelle auftritt und eine Reflexionswelle auslöst, die zu den Kabelenden
läuft. Zur messtechnischen Erfassung dieses Vorganges wird am Ka-
belanfang ein Reflexionsmessgerät über einen Ankopplungskondensa-
tor angeschlossen. Auf der Anzeige des Gerätes wird eine periodisch
verlaufende Schwingung sichtbar. Aus der Impulslaufzeit tx (Perioden-
dauer) ergibt sich die Entfernung zwischen Fehlerstelle und Kabelan-
fang. Die Periodendauer entspricht der Impulslaufzeit tx zwischen
Kabelanfang – Fehlerstelle – Kabelanfang.
Beim Stromimpuls- und Ausschwingverfahren entsprechen die Reflexi-
onsbilder nicht dem gewohnten Bild für niederohmige Fehler, so dass
die Anwendung dieser beiden Verfahren eine gewisse Erfahrung erfor-
dert.
Der Messunsicherheit beider Verfahren ist in der Regel ± 5 %.
292
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Bild 7.10   Lichtbogen-Stoßverfahren
a) Prinzipschaltbild
b) Gemessene Impulsverläufe mit und ohne Lichtbogen an
der Fehlerstelle
               c) mit aktuellem Verfahren ermitteltes Messbild 
(Quelle: Baur)
                                                                                                          293
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Bild 7.11   Stromimpuls-Verfahren
a) Prinzipschaltbild
b) Gemessener Impulsverlauf
c)  mit aktuellem Verfahren ermitteltes Messbild 
(Quelle: Baur)
294
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Bild 7.12   Spannungsgekoppeltes Ausschwingverfahren
a) Prinzipschaltbild
b) Gemessener Impulsverlauf
c)  mit aktuellem Verfahren ermitteltes Messbild 
(Quelle: Baur)
                                                                                                          295
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7.2.1.3   Messverfahren mit automatischer Wiederzuschaltung
Nach Auslösen der Sicherung im Fehlerfall muss zur Wiederversorgung
der Kunden die defekte NH-Sicherung manuell ersetzt werden. Speziell
bei intermittierenden Fehlern erfolgt die Auslösung der Sicherung in un-
regelmäßigen Abständen und erfordert einen hohen Arbeitsaufwand.
Bei dem Messverfahren mit automatischer Wiederzuschaltung wird nach
Auslösung einer Sicherung in die bestehende NH-Halterung ein fern-
steuerbares Schaltelement eingesetzt. Es agiert als Sicherungsersatz
und hält die Versorgung des Kunden auch während eines intermittie-
renden Fehlers aufrecht. Der Sicherungswert wird hierzu direkt an der
Kontrolleinheit eingestellt (Bild 7.13). Das Gerät simuliert die Auslöse-
charakteristik von allen NH-Schmelzsicherungen von 25 A bis 400 A.
Nach jedem Fehlerereignis löst das Gerät wie eine Schmelzsicherung
aus, schaltet aber nach kurzer Zeit die Verbraucher wieder zu, so dass
Versorgungsunterbrechungen minimiert werden. Die Zuschaltungsart ist
herstellerspezifisch realisiert. Der Anlagenverantwortliche erhält z. B.
per SMS eine Info über die Auslösung des Schaltelementes und kann
ferngesteuert in die automatische Wiederzuschaltung eingreifen.
Bild 7.13   Schematische Darstellung eines Messverfahrens mit 
automatischer Wiederzuschaltung (Quelle: CAMLIN)
296
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7.2.2   Nachortung von Kabelfehlern
Als Ergebnis der Vorortung erhält man die ungefähre Entfernung des
Fehlerorts vom Kabelanfang. Anhand der Trassenpläne, die heute in
der Regel als digitales Planwerk im Messwagen zur Verfügung stehen,
wird dieser Punkt im Gelände bestimmt. Ausgehend von dieser Stelle
wird mit den Nachortungs-Messverfahren der Fehlerort punktgenau fest-
gestellt. In besonderen Fällen, z. B. bei kurzen Kabelstrecken, kann die
Vorortung entfallen und der Fehlerort unmittelbar mit einem Nachor-
tungs-Messverfahren ermittelt werden.
7.2.2.1 Tonfrequenzverfahren
Bei diesem Verfahren wird ein tonfrequenter Wechselstrom in das feh-
lerbehaftete Kabel eingespeist. Zum Nachweis des dadurch entstehen-
den elektromagnetischen Feldes wird eine Suchspule verwendet, die
an der Kabeltrasse entlanggeführt wird. Die in die Spule induzierte
Spannung wird auf ein Messinstrument und einen Kopfhörer übertragen.
Man erhält eine optische und eine akustische Anzeige. Durch niederoh-
mige Kurz- oder Erdschlüsse wird das durch den tonfrequenten Wech-
selstrom aufgebaute elektromagnetische Feld gestört und kennzeichnet
somit genau den gesuchten Fehlerort.
298
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Minimumtrübungs-Verfahren
Beim Minimumtrübungs-Verfahren (Bild 7.14) wird der Tonfrequenzge-
nerator an den fehlerbehafteten Leiter und den Kabelschirm oder den
metallenen Mantel angeschlossen. Längs der Kabelstrecke ist dann un-
mittelbar über dem Kabel ein ausgeprägtes Signalminimum festzustel-
len. An der Fehlerstelle tritt infolge des Stromflusses vom Leiter zum
Schirm bzw. Mantel eine Störung des Feldlinienverlaufs ein. Diese Feld-
änderung hat ein Ansteigen des Signals – die so genannte Minimum-
trübung  –  zur Folge. Hinter dem Fehlerort ist das Feld wieder
unverändert vorhanden. Für den Erfolg dieses Verfahrens ist es wichtig,
eine genügend genaue Vorortung vorzunehmen, da Störungen des
Feldlinienverlaufs auch durch Muffen und im Erdreich befindliche Eisen-
teile, z. B. Kreuzungen von Rohrleitungen, verursacht werden können.
Bild 7.14   Prinzipdarstellungen des Minimumtrübungs-Verfahrens
a) Prinzipieller Aufbau
b) Schematische Darstellung des Messsignals
                                                                                                          299
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Drallfeld-Methode
Voraussetzung für die Anwendung der Drallfeld-Methode ist ein nieder-
ohmiger Fehler zwischen zwei Leitern in der Größenordnung von 1 Ω.
Ausgenutzt wird bei dieser Methode der vorhandene Drall (Schlag) der
Adern in einem Mehrleiterkabel, vorzugsweise Niederspannungskabel.
Der Tonfrequenzgenerator wird an die zwei fehlerbehafteten Adern an-
geschlossen. Es ergibt sich der in Bild 7.15 dargestellte Signalverlauf
entlang des Kabels. Der für die Messung erforderliche Drall der Adern
ist im Bild nicht dargestellt. Die Maxima und Minima des Messsignals
entsprechen dem Drall der Adern. Über der Fehlerstelle erhält man eine
Signalerhöhung. Die Suchspule kann mit der Achse waagerecht oder
senkrecht eingesetzt werden. Es ergeben sich gleichartige, jedoch pha-
senverschobene Messsignale.
Dieses Messverfahren ist für große Legetiefen ungeeignet, da das
Messsignal mit zunehmender Tiefe stark abnimmt.
Wegen der beschriebenen Voraussetzungen und Einschränkungen
kommt dieses Messverfahren heute nur noch selten zum Einsatz.
Bild 7.15   Drallfeld-Methode
a) Prinzipieller Aufbau
b) Schematische Darstellung des Messsignals
300
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7.2.2.2   Stoßspannungsverfahren
In Gegensatz zum Tonfrequenzverfahren ist beim Stoßspannungsver-
fahren als akustisches Verfahren Voraussetzung, dass an der Fehler-
stelle ein Überschlag entsteht, d. h. dass der Fehler keine leitende
Verbindung darstellt.
In Bild 7.16 ist das Stoßspannungsverfahren dargestellt. Ein Stoßspan-
nungsgenerator wird an die defekte Kabelader angeschlossen. Der in
das Kabel einlaufende Stoßspannungsimpuls löst an der Fehlerstelle
einen Überschlag mit einem starken Entladungsgeräusch (Schallwellen)
aus, das oberirdisch mit Hilfe eines Körperschallmikrofons und nachge-
schaltetem Detektor akustisch wahrgenommen werden kann. Dort, wo
das Entladungsgeräusch am lautesten ist, befindet sich die Fehlerstelle.
Zusätzlich kann die Intensität des Schallsignals quantitativ mit Hilfe
eines Messinstruments am Detektor angezeigt werden [7.17].
Bei verrohrten Kabelstrecken ist wegen der Schallübertragung in Längs-
richtung der Rohre die akustische Nachortung schwierig. Neuere Emp-
fänger, die neben dem akustischen auch das elektromagnetische Signal
Bild 7.16   Stoßspannungsverfahren
a) Prinzipieller Aufbau
b) Schematische Darstellung des Messsignals
                                                                                                          301
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auswerten, erleichtern in diesen Fällen die punktgenaue Nachortung.
Werden beide Signalarten (akustisch und elektromagnetisch) zur Mes-
sung verwendet, spricht man von der Schall-Laufzeit-Messmethode.
Dieses Messverfahren wird wegen seiner hohen Zuverlässigkeit in der
Praxis bevorzugt eingesetzt. Akustische Störungen, hervorgerufen z. B.
durch den Straßenverkehr, spielen dann nur noch eine untergeordnete
Rolle [7.18].
Um eine Nachortung auch bei Leiterunterbrechungen durchführen zu
können, muss die Stoßspannung zwischen den Enden der fehlerbehaf-
teten Ader angelegt werden. Wegen der räumlichen Entfernung wird
dazu eine fehlerfreie Ader als Hilfsleitung benutzt, indem an einem Ka-
belende eine leitende Verbindung (Brücke) zwischen der fehlerbehafte-
ten Ader und der als Hilfsader verwendeten fehlerfreien Ader hergestellt
wird. Aus Sicherheitsgründen ist der Kabelschirm zu erden und in den
Messaufbau mit einzubeziehen.
Handelsüblich sind Stoßspannungsgeräte bis 32 kV. Insbesondere bei Feh-
lern mit Erdberührung an ungeschirmten Kabeln kann es zu hohen Schritt-
spannungen an der Erdoberfläche kommen, die eine Gefahr darstellen.
7.2.3   Ortung von Mantelfehlern mit dem Schrittspannungs-
verfahren
Das Schrittspannungsverfahren setzt voraus, dass nur an der Fehler-
stelle eine leitende Verbindung zwischen Leiter und Erdreich bzw.
Schirm und Erdreich vorhanden ist [7.19]. Das Verfahren kann also nicht
zur Ortung von Fehlern an erdfühligen Mänteln (Massekabel) angewen-
det werden.
Vorzugsweise wird das Schrittspannungsverfahren bei der Mantelfeh-
lerortung an Kunststoffkabeln angewendet. Die entsprechenden Geräte
werden deshalb auch Mantelmessgeräte genannt.
Bei Mantelfehlern an Kabeln mit großen Längen wird eine Vorortung
durchgeführt. Für diese Vorortung sind ein Spannungsmessgerät mit
Milli volt-Bereich und eine Gleichspannungsquelle bis etwa 5 kV erforder-
lich, die auch für die anschließende Nachortung benutzt werden kann.
Bei der Vorortung werden bei einem konstanten Strom auf dem Schirm
bei zwei getrennten Messungen die Spannung U1 auf dem vorderen
302
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Schirmabschnitt zwischen Kabelanfang und Fehler und die Spannung
U2 auf dem hinteren Schirmabschnitt zwischen Fehler und Kabelende
ermittelt. Dazu müssen am Ende des Kabels zwei Außenleiter mit dem
Schirmende der fehlerbehafteten Ader verbunden werden (Bild 7.17)
[7.20].
Die Teilspannungen U1 und U2 verhalten sich zueinander wie die Stre-
cken L1 zu L2, so dass bei bekannter Kabellänge Lg der Fehlerort wie
folgt errechnet werden kann:
L1 = Lg ·  
                                                                          (7.2)
Moderne Geräte zeigen direkt das Längenverhältnis L1/Lg an.
Bei diesem Verfahren liegt die Messunsicherheit bei ca. ±  2 % der Ge-
samtlänge. Bei Auftreten mehrerer Fehler am gleichen Kunststoffmantel
kann es zu Fehlmessungen kommen.
Zwischen dem abgetrennten Schirm und Erde wird eine Gleichspan-
nung oder eine tonfrequente Wechselspannung angelegt. Dabei fließt
an der Fehlerstelle ein Strom ins Erdreich, der an der Erdoberfläche
U1
U1 + U2
Bild 7.17   Prinzipielle Darstellung der Mantelfehler-Vorortung
                                                                                                          303
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einen Spannungstrichter bildet. In der Praxis hat sich die Messung mit
Gleichspannung durchgesetzt (Bild 7.18).
Zur Fehlerortung wird dann zwischen zwei Sonden (Erdspieße) über der
Trasse die Spannungsdifferenz abgegriffen. Die Annäherung an die
Fehlerstelle zeigt sich bei diesem Verfahren zunächst durch einen An-
stieg der abgegriffenen Spannung. An der Fehlerstelle selbst ergibt sich
dann ein Polaritätswechsel. Die beiden Sonden müssen bei der Ortung
stets gleichsinnig aufgesetzt werden und sollten deshalb markiert sein.
Die Messung kann auch mit Gleichspannungsimpulsen durchgeführt
werden, um Fremdbeeinflussungen zu vermindern.
Bild 7.18   Mantelfehler-Nachortung
a) Prinzipielle Darstellung
b) Schematisches Messsignal
304
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7.2.4   Vorgehensweise bei der Fehlerortung
Grundsätzlich wird bei der Fehlerortung in folgenden Schritten vorge-
gangen:
1. Kontrolle
    Es wird festgestellt, ob der Fehler durch sichtbare äußere Einwirkun-
gen, z. B. Baumaßnahmen, entstanden ist.
2. Messtechnische Kontrolle
    Isolationswiderstand und Durchgang des betroffenen Kabels werden
gemessen. Aufgrund der Messergebnisse wird die Fehlerart bestimmt
und das einzusetzende Ortungsverfahren festgelegt.
3. Brennen
    Gegebenenfalls wird bei hochohmigen Fehlern an papierisolierten
Kabeln die Fehlerstelle durch Verkohlen der Isolierung niederohmig
„gebrannt“, allerdings wird das Brennverfahren nur noch selten an-
gewendet.
4. Vorortung
    Die Entfernung der Fehlerstelle vom Kabelanfang (Anschlusspunkt
der Messeinrichtung) wird ungefähr bestimmt und in das Planwerk
übertragen.
5. Kabelortung
    Der genaue Kabelverlauf im Bereich der vorgeorteten Fehlerstelle
wird bestimmt.
6. Nachortung
    Der Fehlerort wird punktgenau bestimmt und markiert. Anschließend
wird die Tiefenlage des Kabels ermittelt und erst danach können die
Reparaturarbeiten eingeleitet werden.
In Kabelnetzen entstehen an allen Abzweigen und Kabelenden Teilrefle-
xionen, die eine Auswertung bei der Vorortung mit dem Reflexionsverfahren
sehr erschweren. Bei kurzen Kabellängen kann in Niederspannungsnetzen
im Allgemeinen auf die Vorortung verzichtet werden. Sofern die Nachortung
mit dem Stoßspannungsverfahren durchgeführt wird, ist es notwendig, 
alle Kundenanlagen durch Ziehen der Hausanschlusssicherung frei-
zuschalten. Ist der meist innenliegende Hausanschlusskasten nicht 
zugänglich, muss notfalls der Hausanschluss getrennt werden.
                                                                                                          305
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Ein Verfahren, das die Kapazität des verwendeten Stoßkondensators
und den Induktivitätsbelag des defekten Kabels berücksichtigt, ermög-
licht eine zuverlässige Vorortung [7.21]. Voraussetzung für den Einsatz
dieses Verfahrens ist die Kenntnis des Kabeltyps der fehlerbehafteten
Kabelstrecke.
Tabelle 7.2 zeigt eine Übersicht der Ortungsverfahren und deren Ein-
satzbereiche.
7.3   Einzelgeräte zur Fehlerortung
Die Anschaffung oder der Einsatz eines Kabelmesswagens ist z.  B. bei
kleinen Netzen mit wenigen Kabelstörungen oder bei unwegsamem Ge-
lände (Bergstrecken) nicht sinnvoll. In solchen Fällen kommen üblicher-
weise folgende Einzelgeräte zur Fehlerortung zum Einsatz:
306
Tabelle 7.2   Übersicht und Zuordnung der Ortungsverfahren
Kabelfehlerortung
Mantelfehler -
ortung
Erd- oder Kurzschluss
Unterbrechung
niederohmig
hochohmig
Vor -
ortung
Reflexions-
 Verfahren
Schrittspan-
nungsverfahren
(Erdschluss)
Lichtbogen-Stoß-
verfahren mit Re-
flexionsbewertung
Stromimpuls-Ver-
fahren
Spannungsgekop-
peltes Ausschwing-
verfahren
Schrittspannungs-
verfahren (Erd-
schluss)
Reflexions-
Verfahren
Schritt -
spannungs-
Verfahren
Nach -
ortung
Tonfrequenz-
Verfahren
Stoßspannungs-
Verfahren
Stoß -
spannungs-
 Verfahren
Schritt -
spannungs-
 Verfahren
Schrittspan-
nungsverfahren
(Erdschluss)
Schrittspannungs-
verfahren
 (Erdschluss)
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–  Isolationsmessgerät
–  Reflexions-Messgerät zur Vorortung (kann bei kurzen Kabelstrecken
entfallen)
–  tragbares Stoßspannungsgerät (Empfehlung: Gerät mit mindestens
10 kV Stoßspannung) und Bodenmikrofon zur Nachortung
–  Kabelmantel-Messgerät (Schrittspannungsverfahren) zum Einsatz in
Netzen mit kunststoffummantelten Kabeln
Beim Anschluss von Einzelgeräten sind die DIN VDE 0104 und die
DIN VDE 0105 zu beachten. Weitere Hinweise sind in Abschnitt 6.1 ent-
halten [7.22].
7.4   Kabelmesswagen
Im Kabelmesswagen sind die für die Fehlersuche erforderlichen Geräte
fest eingebaut. Dadurch wird die Rüstzeit wesentlich verkürzt und die Ar-
beitssicherheit erhöht. Nachfolgend werden Auswahlkriterien für das Fahr-
zeug und für die Messeinrichtung sowie Hinweise für den Anschluss des
Kabelmesswagens gegeben. In der DGUV 203-048 (BGI 5191) werden
die Vorgehensweise und die Verantwortlichkeiten beim Betrieb von Kabel-
messwagen  ausführlich beschrieben, welche zwingend einzuhalten sind.
7.4.1   Fahrzeug
Bei Spezifizierung des Fahrzeuges sind zwischen Netzbetreiber und
Messwagenhersteller u. a. folgende  Überlegungen anzustellen:
–  Welche Messeinrichtungen sind erforderlich? (Nennspannung des
Netzes, Ausstattung und Anzahl der Messgeräte, Anordnung der Ge-
räte)
–  Ist ein zusätzlicher Antrieb für die Stromerzeugung erforderlich?
–  Wie hoch sind das Gesamtgewicht der Messeinrichtungen und die
zulässige Zuladung? Wie verteilt sich das Gewicht auf die Fahrzeug-
achsen?
–  Wie groß ist der Platzbedarf für die Messeinrichtungen und den Stau-
raum für zusätzliche Geräte?
–  Wird eine Ablage für persönliche Schutzausrüstung, Kleidung und
Pläne benötigt?
–  Empfiehlt sich der Einbau einer Standheizung und einer Wärmeiso-
lierung?
                                                                                                          307
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–  Wird ein Sitzplatz für einen Beifahrer benötigt?
–  Welche Führerscheinklasse wird benötigt? (EU-Führerschein mit
neuer Gewichtszuordnung, früher PKW-Führerscheinklasse 3 bis
7,5 t, jetzt PKW-Führerscheinklasse B bis 3,5 t.)
–  Ist ein Navigationsgerät erforderlich?
Bild 7.19a   Kabelmesswagen Anschlussraum (Quelle: Bayernwerk)
Bild 7.19a zeigt den Anschlussraum und Bild 7.19b den Messgeräte-
raum eines Kabelmesswagens.
308
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                                                                                                          309
Bild 7.19b   Kabelmesswagen Messgeräteraum (Quelle: Bayernwerk)
Neben diesen Überlegungen ist die Handhabung des Fahrzeugs im je-
weiligen Einsatzgebiet, z.  B. beim Rangieren in Innenstädten, zu be-
rücksichtigen. Der Trend geht in den letzten Jahren zu kleineren
Fahrzeugen, was durch den vermehrten Einsatz der Elektronik bei den
Messgeräten und durch die Modulbauweise begünstigt wird.
7.4.2   Einrichtung
Ein Messwagen sollte in jedem Fall folgende Grundausstattung haben:
–  Spannungsquelle für die einzusetzenden Prüfverfahren
–  Reflexions-Messgerät zur Vorortung
–  Stoßspannungsgerät und Bodenmikrofon zur Nachortung
–  Systemschalter einpolig mit menügeführter Anwahl
–  Messkabel einpolig
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–  zusätzliche Einzelgeräte für Isolationsmessung, Trassensuche und
Kabelauslese sowie zur Fehlerortung mittels Schrittspannungsver-
fahren (Kabelmantel-Messgerät)
–  Funkgerät bzw. Mobiltelefon
Der Kabelmesswagen benötigt eine Stromversorgung mit Niederspan-
nung. Wenn eine Speisung aus dem Netz nicht möglich ist, muss eine
mobile Stromerzeugung mitgeführt werden.
Für weitergehende Aufgaben können zusätzliche Geräte, z. B. für Mas-
sekabel, erforderlich sein:
–  Brenngerät
–  Anlage für Lichtbogenstoßverfahren zur Vorortung von hochohmigen
Fehlern
–  Tonfrequenzgenerator und Empfänger zur Nachortung
–  Kabeldiagnosegerät
–  Systemschalter dreipolig mit menügeführter Anwahl
–  Messkabel dreipolig
Kabelmesswagen werden hinsichtlich der Anordnung der Hochspan-
nungsgeräte unterschieden in:
–  gekapselte Bauweise und
–  offene Bauweise.
Bei der gekapselten Bauweise sind Hochspannungserzeuger, Schalt-
geräte und Kabelspule so aufgebaut, dass die aktiven Teile während
der Messung nicht zugänglich sind. Zusätzliche Trennwände oder Tür-
verriegelungen im Messwagen sind bei dieser Bauweise nicht erforder-
lich. Die einzige zugängliche spannungsführende Stelle ist das Ende
des Messkabels.
Bei der offenen Bauweise sind im Messwagen hochspannungsführende
Teile zugänglich. Hier sind Trennwände erforderlich, die den Messwa-
gen in einen Bedienraum und einen Hochspannungsraum unterteilen.
Weiterhin muss der Hochspannungsraum mit Türkontakten abgesichert
sein. Wegen des geringeren Isolationsaufwandes bei den Geräten und
der damit verbundenen Gewichtsminderung hat sich die offene Bau-
weise am Markt durchgesetzt.
310
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7.4.3  Anschluss des Kabelmesswagens
Nach DIN VDE 0104 bzw. DGUV 203-048 (BGI 5191) stellt ein Kabel-
messwagen eine nichtstationäre Prüfanlage dar und ist als Prüfplatz mit
zwangsläufigem Berührungsschutz zu verstehen. Die entsprechenden
DIN-VDE-Bestimmungen und die Betriebsanweisungen des Kabel-
messwagenherstellers sind zu beachten.
Ein Personenschutz ist gewährleistet, wenn bei der Anschaltung des
Messwagens nachstehende Reihenfolge eingehalten wird:
1. Schutzerdungsseil des Kabelmesswagens nach Vorschrift mit Stati-
onserde verbinden und somit Verbindung zwischen Fahrzeugge-
häuse und Stationserde schaffen
2. Fehlerspannungs-Messsonde (FU-Sonde) neben Fahrzeug ins Erd-
reich treiben und mit Anschlussleitung Potenzialüberwachung des
Messwagens verbinden
3. Netzspannung anlegen
4. Messkabel mit Prüfling verbinden, Schirm des Messkabels direkt am
Kabelmantel anschließen
Die Trennung des Messwagens vom Prüfling erfolgt sinngemäß in um-
gekehrter Reihenfolge.
                                                                                                          311
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8
Diagnoseverfahren zur Zustandsbewertung von 
Mittelspannungskabelnetzen
Die Mittelspannungskabelnetze stellen einen bedeutenden Anteil des
Anlagevermögens der Netzbetreiber dar. Mit zunehmendem Alter der
Kabelnetze besteht für den Netzbetreiber verstärkt die Aufgabe, durch
geeignete Diagnoseverfahren zu prüfen, ob die Kabelanlagen weiterhin
eine ausreichende Betriebszuverlässigkeit besitzen. Dabei gilt zu be-
rücksichtigen, ob die Kabelanlagen
– durch Wartungsmaßnahmen ertüchtigt werden können
– oder in die Planung für den Austausch von Einzelabschnitten aufge-
nommen werden müssen
– oder komplett ersetzt werden müssen.
Für eine komplette Zustandsbewertung durch den Anwender sind neben
dem globalen dielektrischen Zustand der Isolierung auch lokale Fehl-
stellen zu betrachten. 
Dabei dürfen Messdaten nicht als alleinige Entscheidungsgrundlage für
die weiteren Festlegungen herangezogen werden, sondern müssen mit
vorliegenden Erfahrungen abgeglichen werden.
Erst nach der gemeinsamen Bewertung der Messdaten und spezifi-
schen Netzbetreiberdaten ist eine Kabeldiagnose möglich, und an Hand
von geeigneten Klassifizierungen (z. B. gut, mittel, schlecht) können Er-
satzmaßnahmen priorisiert werden.
Grundsätzlich darf die Anwendung von Diagnoseverfahren keine Schä-
digung oder gar Zerstörung der Kabelanlage zur Folge haben. Unter
diesen Aspekten werden nachfolgend die bereits in der Praxis ange-
wendeten Methoden beschrieben. Siehe auch Abschnitt 5.4.2.
8.1   Dielektrische Diagnoseverfahren
Der Zustand der Isolierung von Kabeln wird durch normale Alterung im
Laufe der Betriebsjahre, äußere Einwirkungen wie z.  B. das Eindringen
von Feuchtigkeit sowie durch normale und außergewöhnliche Betriebs-
belastungen wie z. B. Überlast oder Überspannungen beeinflusst. Die
erwartete Lebensdauer von Energiekabeln wird allgemein mit 40 bis 50
Jahren angegeben. Viele papierisolierte Kabel sind ohne Probleme we-
                                                                                                          313
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sentlich länger in Betrieb. Dagegen mussten viele VPE-Kabel der ersten
Generation durch die bekannten water-tree-Probleme schon nach 15
bis 20 Jahren ausgetauscht bzw. saniert werden.
Die Verfahren zur dielektrischen Zustandsbestimmung sind auf die spe-
zifischen physikalischen Eigenschaften der Papierisolierung und der
VPE-Isolierung abzustimmen. Dielektrische Diagnoseverfahren können
nicht zwischen einer lokal begrenzten Schädigung und einer globalen
Minderung der Isolationseigenschaften im gesamten Kabelsystem un-
terscheiden. Somit ist es generell nicht möglich, eine Ortsbestimmung
von z.  B. partiell besonders stark geschädigten Isolierungsabschnitten
durchzuführen. In der Praxis werden deshalb je nach Situation zur Ein-
grenzung der schlechten Kabelabschnitte Messungen an Teillängen
durchgeführt. An den zunehmend gemischt ausgeführten Kabelstre-
cken (Papier-Masse oder VPE-Isolierung) ist eine eindeutige dielektri-
sche Beurteilung nicht möglich, da das Er gebnis vom Zustand der
Isolierung der Papier-Massekabelstrecken dominiert wird. Lediglich an
Papier-Massekabeln mit kurzen Reparaturstücken mit VPE-Kabeln
kann der Zustand der Papierisolierung diagnostiziert werden. 
Bei der Anwendung von dielektrischen Diagnoseverfahren sind der Ein-
fluss von resistiven und refraktiven Feldsteuerungen in Endverschlüssen
und Muffen sowie die Eigenschaften der Isolierwerkstoffe der Garnituren
zu beachten. Insbesondere bei Anwendung höherer Messspannungen
(mehrfaches von U0) ist der Einfluss der Ableitungen durch Kriech-
ströme an Endverschlüssen und von Teilentladungsaktivitäten in den
entsprechenden Fehlstellen nicht zu vernachlässigen.
8.1.1   Diagnose auf Basis der Verlustfaktormessung 
(tan--Messung)
Der Winkel  zwischen dem idealen kapazitiven Strom und dem kom-
plexen Strom wird maßgeblich vom ohmschen Ableitstrom der Isolierung
bestimmt, aber auch die verschiedenen Polarisationsmechanismen tra-
gen zu dem Verlustwinkel bei (Bild 8.1).
Als technische Kenngröße wird der Verlustfaktor tan  für papierisolierte
Systeme (Trafos, Wandler, Kabel) schon seit einem Jahrhundert ver-
wendet. 
Der tan  bei trockenen ölimprägnierten Papierisolierungen liegt im Neu-
zustand bei 50 Hz im Bereich von 10-3. Er steigt im Laufe des Betriebes
314
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durch natürliche Alterungsprozesse an, vor allem durch Zellulosezerset-
zung und damit verbundene Freisetzung von Wasser. Das Eindringen
von externer Feuchte – z.  B. durch Korrosion der Metallmäntel – verur-
sacht eine lokale Durchfeuchtung und damit erhöhte Ableitströme, was
zu einem Anstieg des tan  auf Werte bis zu 10-1 und höher führen kann.
Der tan  ist generell von der Temperatur des beurteilten Isoliervolumens
und der Frequenz der benutzten Prüfspannung abhängig (Bild 8.2).
Dementsprechend sind die Prüfsequenzen für die Diagnosemessung
auszulegen und die Beurteilung der Messergebnisse vorzunehmen.
Bei Hochspannungskabeln mit massegetränkter bzw. ölimprägnierter
Isolierung wird der tan  bei 50 Hz zur Bestimmung der zulässigen
Strombelastbarkeit der Kabel verwendet. Kabel mit hohen dielektrischen
Verlusten können nur mit geringeren Übertragungsleistungen betrieben
werden, um Wärmedurchschläge zu vermeiden. Bei diesen Kabeln be-
einflussen auch Teilentladungen die Höhe des tan--Wertes.
PE- und VPE-isolierte-Kabel mit homopolymerer Isolierung haben im
Neuzustand tan--Werte im Bereich 10-5 bis 10-4. Durch die bekannten
water-tree-Effekte steigt die Leitfähigkeit der Isolierung, was sich in
einem Anstieg der tan--Werte widerspiegelt. Es gibt langjährige Erfah-
rungswerte der tan--Bewertung bei Beanspruchung mit 0,1-Hz-Prüf-
                                                                                                          315
Bild 8.1   Ersatzschaltbild zur Charakterisierung von Isolierungen
               R0, C0
Ableitwiderstand und Kapazität der Isolierung
               RP, CP
Widerstand und Kapazität der Polarisationsmecha-
nismen
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Bild 8.2   tan  in Abhängigkeit von der Temperatur [8.1]
Bild 8.3   tan--Verlauf in Abhängigkeit der Spannung und des 
Feuchtezustandes einer VPE-Isolierung
316
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                                                                                                          317
spannung (VLF = very low frequency) an VPE-Mittelspannungskabeln
der ersten Generation [8.2]. Daraus wurden Kriterien für die Zustands-
bewertung abgeleitet:
Kabel in gutem Zustand:         tan  (bei 2 · U0) < 1,2 · 10-3 bzw. 
                                                tan  ändert sich bei der Spannungs -
erhöhung von U0 auf 2 · U0 um weniger
als 0,6 · 10-3
Kabel in schlechtem Zustand: tan  (bei 2 · U0) > 2,2 · 10-3 bzw.
                                                tan  ändert sich bei der Spannungs -
erhöhung von U0 auf 2 · U0 um mehr
als 1,3 · 10-3
Die erhöhte Leitfähigkeit einer durchfeuchteten VPE Isolierung führt zum
Ansteigen des tan  und kann während der Spannungserhöhung von
U0 auf 2  · U0 auch zum Durchschlag der Isolierung führen. Dabei ist in
der Regel ein nichtlinearer Verlauf des tan  während der Spannungs-
steigerung festzustellen (Bild 8.3).
Die VPE-Kabel nach aktueller DIN-VDE-Norm sind an der extrudierten
äußeren Leitschicht zu erkennen. Diese Kabel sind überwiegend mit
einem Isoliercompound verschiedener Polymere ausgeführt, der so ge-
nannten Copolymerisolierung. Diese VPE-Kabel haben, bedingt durch
die Eigenschaften des Isoliermaterials, bereits im Neuzustand einen
tan  > 2,2 · 10-3 [8.3]. Dieses ist bei der Diagnosemessung an Kabeln
der heutigen Generation und an alten VPE-Kabeln mit längeren Repa-
ratursegmenten neuer Kabel zu beachten.
8.1.2   Diagnose im Zeitbereich
Die Strom- bzw. Spannungsantwort einer Isolierung nach einer definier-
ten Formierung mit geringer Gleichspannung wurde bereits um 1915
untersucht und bis heute stetig weiterentwickelt.
Das Kabel wird über eine definierte Formierzeit mit einer Gleichspan-
nung beaufschlagt, danach erfolgt eine Entladung in 5 s über einen Ent-
ladewiderstand, und anschließend wird die sich an den Messklemmen
aufbauende Wiederkehrspannung aufgezeichnet (Bild 8.4).
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318
Bild 8.4   Formierung, Entladung und Relaxationsstrom- bzw. Wieder-
kehrspannungsverlauf
8.1.2.1   Diagnose auf Basis Wiederkehrspannungsmessung
(RVM)
Imprägnierte Papierisolierungen sind mit dem klassischen Ersatzschalt-
bild (Bild 8.1) sehr gut nachzubilden. Die Polarisationsprozesse und
deren Zeitkonstanten sind aus Grundlagenuntersuchungen der RVM-
Technologie (RVM: Return Voltage Measurement) an Transformatoren,
Wandlern und papierisolierten Kabeln bekannt. Für die Feuchtebestim-
mung in Transformatoren und Wandlerisolierungen wurden spezielle
Messprozeduren entwickelt. An Kabel mit massegetränkter bzw. ölim-
prägnierter Isolierung sind solche oftmals zeitaufwändigen Messabläufe
nicht erforderlich. Die verschiedenen Kabellängen und Messtempera-
turen erfordern dennoch eine speziell angepasste Messabfolge, um re-
produzierbare Messergebnisse zu erhalten [8.4]. 
Die RVM-Messung an Papier-Masse Kabeln erfolgt in einer dreiphasig
parallelen Reihenmessung bei 1 kV und 2 kV (Gleichspannung). Aus
dem Verlauf der Wiederkehrspannungskurve ist der Zustand der Papier-
Isolierung zu erkennen (Bild 8.5). Eine langsam ansteigende Wieder-
kehrspannung mit einem sehr langsamen Abklingen nach dem
Maximum charakterisiert eine trockene Isolierung. Bei einem schnellen
Anstieg der Kurve bis zum Maximalwert und schnellem Abklingen ist
von einem hohen Feuchtegehalt in der Isolierung auszugehen. 
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Bild 8.6   RVM Feldmessung; Kurvenparameter und Ergebnisse der
Q- und p-Faktoren
Bild 8.5   Typische Wiederkehrspannungsverläufe für Papierisolierun-
gen: (R) trocken, (S) moderat feucht, (T) nass
                                                                                                          319
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Als objektive Bewertungskriterien wurden die beiden Bewertungsfakto-
ren Qa- und p-Faktor entwickelt:
Qa-Faktor: Dieser Wert wird von der Messsoftware aus dem Anstieg SR
(siehe Bild 8.4) der Wiederkehrspannungskurven bei 1 kV und 2  kV
 berechnet.
Qa = SR (2 kV)/SR (1 kV)                                                       (8.1)
Qa < 1,65                             hoher Feuchtegehalt; nasse Isolie-
rung meist durch externe Einflüsse)
1,65 < Qa < 1,86                 moderater Feuchtestatus; 
in der Regel normale Alterung;
Feuchtigkeit durch Zelluloseabbau
Qa > 1,86                             trockene Papierisolierung
p-Faktor: Dieser Wert wird aus den Parametern Maximalwert der Span-
nung, Steilheit und Zeitpunkt des Maximums der RVM-Kurve (Bild 8.4)
berechnet [8.4].
p = URmax/SR · tRmax                                                              (8.2)
p < 0,1                                 trockene Papierisolierung 
0,1 < p < 0,2                        moderater Feuchtestatus;
in der Regel normale Alterung; 
                                            Feuchtigkeit durch Zelluloseabbau
p > 0,2                                 hoher Feuchtegehalt; nasse Isolie-
rung meist durch externe Einflüsse
Die Wiederkehrspannung sowie die berechneten Qa- und p-Faktoren
von zwei Messungen sind in Bild 8.6 dargestellt.
8.1.2.2   Diagnose auf Basis Relaxationsstrommessung 
(IRC-Analyse)
Polymere Isolierstoffe besitzen aufgrund ihrer amorph/kristallinen Struk-
tur natürliche Haftstellen für Ladungsträger. Weitere Haftstellen sind die
320
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                                                                                                          321
Grenzflächen der Leitschichten von Kabeln und die durch Alterung (u.  a.
water-treeing) entstandenen Materialveränderungen. Diese Haftstellen
haben unterschiedliche energetische Niveaus und daraus resultierend
unterschiedliche Entladezeitkonstanten, auch als 1-, 2- und 3-Berei-
che bezeichnet (Bild 8.7) Für die Diagnose an PE-/VPE-isolierten-Ka-
beln wurde die isotherme Relaxationsstrom-Analyse (IRC: Isothermal
Bild 8.8   IRC-Kurven von VPE-isolierten Kabeln mit verschiedenen
Alterungszuständen
Bild 8.7   Haftstellen und Entladezeitkonstanten von polymerisolier-
ten Kabeln
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Bild 8.9   Ergebnis einer IRC-Analyse an VPE-isolierten Kabeln mit 
Alterungsklassifizierung und Restfestigkeitsprognose
322
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Relaxation Current) von der Universität Wuppertal in Kooperation mit
Kabelherstellern Anfang der 1990er Jahre entwickelt und wissenschaft-
lich abgesichert.
Die Entladestromverläufe von VPE-Kabeln mit unterschiedlichem Alte-
rungszustand sind bei fortschreitender Alterung durch zunehmende
Stromanteile im Bereich größer 100 Sekunden (3-Bereich) charakteri-
siert (siehe Bild 8.8).
Auf der Basis von IRC-Messungen, welche bei Kabelherstellern parallel
zum VDE-Langzeittest durchgeführt wurden, und den dazu vorliegenden
Steptest-Ergebnissen konnte eine Expertendatenbank aufgebaut wer-
den. Zusätzlich wurden an einer Vielzahl von betriebsgealterten Kabel-
stücken im Labor IRC- und Restfestigkeitsuntersuchungen durchgeführt.
Damit steht dem Anwender eine Wissensbasis für eine objektive Bewer-
tung von IRC-Analysen zur Verfügung [8.5; 8.6]. Einschränkend ist zu
erwähnen, dass die Analysen bei möglichst gleicher Temperatur durch-
geführt werden müssen, da die Temperatur einen Einfluss auf den Ver-
lauf des Relaxationsstromes hat.
Als Ergebnis der IRC-Analyse kann die untersuchte Kabelstrecke in eine
Alterungsklasse eingeordnet (neu, gealtert, alt oder kritisch) und eine
Restfestigkeitsprognose anhand des Vergleiches mit der Expertenda-
tenbank erstellt werden. In dem in Bild 8.9 dargestellten Beispiel einer
Messung an den drei Leitern eines Drehstromkabels werden zwei Leiter
als kritisch, ein Leiter als alt/kritisch eingestuft.
8.2   Teilentladungsdiagnose
Unter Teilentladung ist allgemein der elektrische Teildurchschlag eines
Isoliersystems zu verstehen, wobei nur ein begrenzter Bereich der ge-
samten Isolierstrecke zwischen den Elektroden überbrückt wird.
Die Erfassung, Ortung und Bewertung von Teilentladungen (TE) in der
Isolierung und den Garnituren von Mittelspannungskabeln bietet die Mög-
lichkeit zur Früherkennung von Schwachstellen und damit möglichen Be-
triebsstörungen der Kabelanlagen, wobei eine Differenzierung zwischen
den Kabeln und den Garnituren notwendig ist. Um eine möglichst genaue
Beurteilung des Gefährdungsgrades von TE-Fehlstellen vornehmen zu
können, sollte die Frequenz der Belastungsspannung bei einer TE-Diag-
nose im Bereich der Netzfrequenz liegen. Die typischen TE-Parameter
                                                                                                          323
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324
wie Ein- und Aussetzspannung, TE-Pegel und TE-Pattern entsprechen
dann den unter Betriebsbedingungen relevanten Werten. Andererseits
sollen durch die Diagnosemessung keine irreversiblen Schädigungen und
damit Zustandsverschlechterungen der Prüfobjekte eintreten.
In Kabeln sind TE-Fehlstellen in der Regel ionisierungsfähige, gasge-
füllte Hohlräume, welche entweder bereits bei der Herstellung der Iso-
lierung entstanden, durch mechanische Beschädigung oder durch
fehlerhafte Montageprozesse in den Muffen oder Endverschlüssen ver-
ursacht wurden (Bild 8.10). Auch thermische Degradationsprozesse in
Muffen mit unsachgemäß ausgeführten Leiterverbindungen können
ebenfalls wie betriebs- und alterungsbedingte Fehlstellen Teilentladun-
gen generieren.
Teilentladungen können auch entstehen, wenn die elektrische Festigkeit
des jeweiligen Isolierwerkstoffes durch die beanspruchende elektrische
Feldstärke lokal überschritten wird – z.  B. durch große water trees oder
unebene Leitschichten am Innenleiter eines PE/VPE-Kabels. Dabei
kommt es zum irreversiblen Materialaufbruch, dem so genannten „elect-
rical treeing“ (Bild 8.11). In dem homogenen Isolierwerkstoff PE/VPE
können electrical trees auch bei Betriebsfeldstärken mit ca. 0,2 mm/h
in Richtung Gegenelektrode vorwachsen, sodass im Kabel innerhalb
weniger Tage ein kompletter Durchschlag erfolgt [8.2, 8.7]. 
Bild 8.10   TE-Kriechspuren an unsachgemäß geschälter Aderober -
fläche eines VPE-Kabels
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                                                                                                          325
Water trees selbst verursachen keine Teilentladungen, so dass die TE-
Diagnose für die Zustandsbeurteilung water-tree-behafteter PE/VPE-
Isolierungen nicht geeignet ist. 
In Kabeln mit massegetränkter bzw. ölimprägnierter Isolierung und
deren Garnituren existiert dagegen ein völlig anderes TE-Verhalten. In
der geschichteten und imprägnierten Papierisolierung treten in schlecht
imprägnierten Bereichen lokal verteilt Teilentladungen auf, welche durch
Masse- bzw. Öl-Wanderung bei thermischen Lastwechseln auch wieder
verlöschen können. Durch Teilentladungen entstandene Karbonisierun-
gen wirken als leitfähige Brücken, sodass die Potentialunterschiede
„kurzgeschlossen“ werden und die Teilentladungen wieder aussetzen.
Durch die Barrierewirkung der geschichteten Papierisolierung wird die
Ausbreitung von TE-Kanälen stark behindert, so dass Papierkabel auch
über viele Jahre hinweg mit Teilentladungen in der Isolierung betriebs-
sicher sein können.
Ein ähnliches Verhalten ist in ölgefüllten Muffen festzustellen. Leergelau-
fene Masse-Endverschlüsse sind dagegen unmittelbar betriebsgefährdet.
Hier fehlt die zur Selbstheilung nachfließende Masse bzw. das Isolieröl.
Aus einer Vielzahl von TE-Messungen an PE/VPE-Kabeln und Papier-
Masse-Kabeln liegen Erkenntnisse und Erfahrungen zur Einschätzung
der Gefährdung der jeweiligen Isoliersysteme durch TE vor.
                                                                                                                
Bild 8.11   Electrical tree initiiert durch water tree
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326
8.2.1   Prämissen der TE-Diagnose vor Ort
Grundsätzlich sind für eine Beurteilung des TE-Verhaltens einer Kabel-
anlage drei Parameter wichtig: die TE-Einsetzspannung Ui, die TE-Aus-
setzspannung Ue sowie der TE-Pegel.
TE-Einsetzspannung Ui: Die TE-Einsetzspannung wird durch stufen-
weise oder kontinuierliche Spannungserhöhung ermittelt. Ui ist die
Spannung, bei welcher erste periodisch auftretende Teilentladungen
oberhalb eines bestimmten Pegels einsetzen. Die Empfindlichkeit des
Messsystems und der vorherrschende Grundstörpegel während der
Messung beeinflussen die Ermittlung der Einsetzspannung Ui.
TE-Aussetzspannung Ue: TE-Fehlstellen weisen oftmals ein Hysterese-
verhalten bezüglich der Einsetz- und Aussetzspannung auf, d.  h. die Teil-
entladungen verlöschen erst deutlich unterhalb der TE-Einsetzspannung.
Für die Beurteilung des Gefährdungsgrades von TE-Fehlstellen ist der
Wert der Aussetzspannung Ue ein wichtiges Beurteilungskriterium. Ue
muss oberhalb der im Betrieb auftretenden Spannungen liegen.
TE-Pegel: In der Regel wird die Impulsladung bei Nennspannung U0 als
Beurteilungskriterium benutzt. Es gibt bereits gute Erfahrungswerte, um in
Abhängigkeit von U0, dem Ort der TE-Fehlstelle (Kabel, Muffe, Endver-
schluss), der Art der Isolierung des Kabels und der Bauform der Garnituren
den Gefährdungsgrad für die Betriebszuverlässigkeit einzuschätzen [8.8,
8.9]. Ergänzend kann auch die Häufigkeit der TE-Impulse zur Bewertung
der Gefährlichkeit einer TE-Fehlstelle herangezogen werden.
Eine phasenaufgelöste Darstellung der TE-Pegel über eine bestimmte
Messzeit bietet für typische Fehlstellenarten die Möglichkeit des Ver-
gleiches mit so genannten „Fingerprints“. Für GIS-Anlagen und Maschi-
nen existieren heute geeignete Charakterisierungen. Für Kabelanlagen
sind dagegen Fingerprints von einer Vielzahl von Einflussfaktoren ab-
hängig, sodass derzeit keine gesicherten Korrelationen möglich sind,
aber dennoch nützliche Zusatzinformationen abgeleitet werden können. 
Es ist darauf zu achten, dass die Messempfindlichkeit bei der TE-Mes-
sung auch von der Kabeldämpfung und der Kabellänge abhängt.
Für den Netzbetreiber sind die nachstehenden Prämissen zur Beurtei-
lung der Kabelanlagen von Bedeutung:
–  Bei Nennspannung U0 sollte die Kabelanlage unter Berücksichtigung
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der Empfindlichkeit des Messsystems und des zulässigen TE-Pegels
TE-frei sein.
–  Für Kabel in gelöschten Netzen dürfen bis 1,7 · U0 (Spannung der
nicht betroffenen Leiter bei Erdschluss) keine Teilentladungen auftre-
ten
–  Für die TE-Diagnose sollte eine Spannungsform benutzt werden, wel-
che vergleichbare TE-Parameter (Ein- und Aussetzspannung und TE-
Pegel) erzeugt wie die 50-Hz Betriebsspannung.
–  Die Spannungsbelastung bei der TE-Diagnose soll die vorhandenen
Fehlstellen zur TE-Generierung anregen, um diese zu detektieren,
die Ladungsintensität zu erfassen und den Ort der Fehlstelle zu lo-
kalisieren.
–  Die TE-Diagnose soll zerstörungsfrei erfolgen, d.  h. es dürfen keine
zusätzlichen Fehlstellen mit TE-Generierung in Form von electrical
trees initiiert werden.
–  Bei Verwendung betriebsfrequenter oder ähnlicher Spannungsformen
sollte die Spannungssteigerung bei der Diagnose bis max. 1,7 · U0
begrenzt werden. Damit ist das Risiko einer Schädigung der Isolie-
rung minimal.
–  Bei Verwendung deutlich abweichender Spannungsformen (z.  B. 0,1-
Hz oder Resonanzkreise sowie schwach gedämpfte oszillierende
Spannungen) sollten Kenntnisse vorliegen, ob und wie die gewonne-
nen Messergebnisse auf die 50-Hz-Beanspruchungen übertragen
werden können.
8.2.2   Erzeugung der Prüfspannung für die TE-Diagnose 
vor Ort
Für die TE-Diagnose ist eine 50-Hz-Sinusspannung am besten geeig-
net. Für die Erzeugung einer Spannung vor Ort gibt es Resonanzprüf-
anlagen mit variabler Induktivität oder variabler Frequenz. Diese
Systeme werden wegen ihrer Größe, Gewicht und Kosten im Wesentli-
chen von Kabelherstellern oder speziellen Dienstleistungsunternehmen
eingesetzt.
Die 0,1-Hz-Sinusspannung (VLF) ist aus der Anwendung für Stehspan-
nungsprüfungen und der dielektrischen Diagnose mit tan--Messein-
richtung in der Praxis in der Mittelspannung etabliert. Bei Verwendung
dieser Spannungsform ist allerdings eine direkte Übertragung der ge-
messenen TE-Parameter auf 50-Hz-Verhältnisse nicht generell gege-
ben. Während die TE-Messergebnisse mit 0,1-Hz-Sinusspannung an
                                                                                                          327
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Papier-Masse-Kabeln weitgehend mit den Verhältnissen bei Netzfre-
quenz korrelieren, weisen Fehlstellen in den Garnituren von Kunststoff-
kabeln, bedingt durch die Gleitentladungscharakteristik an den
Grenzflächen der Muffen und Endverschlüsse, zum Teil wesentlich
 höhere TE-Einsetzspannungen bei 0,1-Hz-Sinusspannung auf.
Die Erzeugung einer gedämpften Wechselspannung (DAC: Damped
AC) ist mit relativ überschaubarem Aufwand, geringen Kosten und ver-
gleichsweise niedrigem Gewicht möglich (Bild 8.12).
Das zu prüfende Kabel wird auf die gewünschte Gleichspannung auf-
geladen. Die Ladezeit ist abhängig von der Kabelkapazität und der
Spannungshöhe.  Anschließend erfolgt die Entladung über einen elek-
tronischen Hochspannungsschalter und eine Luftdrossel. Damit entsteht
eine oszillierende Spannungswelle (Bild 8.13), deren Schwingfrequenz
von der Induktivität der Luftspule und der Kapazität des Prüfobjektes
bestimmt wird. 
Der Ausschwingvorgang der DAC beträgt in der Regel 250 bis 300  ms, so
dass die Spannungsbelastung des Messobjektes sehr gering ist [8.8, 8.9]. 
Bei mittleren Kabellängen von 1.000 m beträgt die Schwingfrequenz
etwa 250 bis 300 Hz und ist damit um den Faktor 5 bis 6 höher als die
Betriebsfrequenz. Um auch an kurzen Kabeln im niedrigen Frequenz-
328
Bild 8.12   Prinzipschaltbild zur Erzeugung einer schwach gedämpften
oszillierenden Wechselspannung (DAC)
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bereich unter 300 Hz messen zu können, kann optional ein TE-freier
Stützkondensator mit Sperrinduktivität zugeschaltet werden. 
8.2.3   Auswertung von TE-Messungen
Der TE-Messkreis wird üblicherweise nach IEC 60270 kalibriert. Durch
stufenweise Erhöhung der Prüfspannung wird die TE-Einsetzspannung
Ui ermittelt, durch stufenweises Absenken der Prüfspannung die Aus-
setzspannung Ue. Die TE-Aussetzspannung Ue kann bei DAC-Syste-
men (gedämpfte Wechselspannung, siehe 8.2.2) durch den gedämpften
Spannungsverlauf sehr leicht bestimmt werden. Anhand der TE-Pattern,
d. h. Häufigkeit und Phasenlage der TE-Impulse, kann oftmals auf die
Art der TE-Fehlstelle (Hohlraum oder Grenzfläche) geschlossen werden. 
Für die Lokalisierung der TE-Fehlstellen ist in den meisten TE-Mess-
systemen eine komfortable Software verfügbar, mit welcher in halb- oder
vollautomatischem Ablauf die Reflektogramme der aufgezeichneten und
gespeicherten TE-Signale ausgewertet werden (Bild 8.14). 
Als Ergebnis dieser Auswertung ist das sogenannte Mapping der TE-
Fehlstellen darstellbar (Bild 8.15). Im vorliegenden Fall ist für alle drei
                                                                                                          329
Bild 8.13   Gedämpfte oszillierende Wechselspannung DAC
a) Vollwelle zur Ermittlung der TE-Ein- und Aussetzspannung 
b) Einzelperiode zur Erkennung der TE-Pattern 
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Phasen des Systems die TE-Lokalisierung über der Kabellänge darge-
stellt. Es ist deutlich zu erkennen, dass bei 200  m im Leiter 1 und bei
360  m in den Leitern 2 und 3 sehr häufige Teilentladungen mit hoher
Intensität auftreten. Bei diesem Prüfobjekt handelt es sich um ein 
20-kV-VPE-Kabelsystem mit schlecht montierten Schrumpfmuffen im
Bereich 200 m im Leiter 1 und 360 m in den Leitern 2 und 3. Bemer-
kenswert ist hier, dass die extrem hohen TE-Pegel erst nach 5 bis 6 Jah-
ren Betriebsdauer zum Ausfall der Muffen geführt haben.
Wegen der Stochastik von TE-Prozessen ist für eine gesicherte Aus-
sage über Art und Ort von TE-Fehlstellen unbedingt eine statistische
Auswertung der TE-Signale erforderlich. Interpretationen auf Basis von
nur wenigen „vermeintlichen“ TE-Signalen können zu Fehleinschätzun-
gen mit sehr hohen Folgekosten führen. Schließlich muss der Netzbe-
treiber auf Basis der TE-Diagnose eine Entscheidung über Austausch
oder Verbleib der betroffenen Garnituren oder Kabelabschnitte treffen.
In der Regel sind im Feld Grundstörpegel im Bereich unter 100 pC zu
erreichen, sodass die Voraussetzungen für eine ausreichende Mess-
empfindlichkeit zum Nachweis von TE im Allgemeinen gegeben sind.
Die TE-Einsetzspannung und die Häufigkeit der TE-Signale werden
stark von der Frequenz der Prüfspannung und damit der Spannungs-
steilheit im Nulldurchgang bestimmt. Insbesondere bei Fehlstellen im
330
Bild 8.14   TE-Signale mit automatisierter Fehlstellenortung
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                                                                                                          331
Bereich der Feldsteuerung (Schräggrenzflächen), in Muffen und End-
verschlüssen sind stark frequenzabhängige Einsetzspannungen, Im-
pulshäufigkeiten und TE-Pegel zu beobachten [8.8 bis 8.11]. Daher sind
Resonanzprüfsysteme mit variabler oder fester Frequenz und die ge-
dämpfte Wechselspannung (DAC) zur Nachbildung der tatsächlichen
Betriebsbelastung zu empfehlen. 
Fehlstellen mit erhöhter TE-Aktivität liegen meist in den Garnituren der
Kabel. Sehr umfangreiche Erfahrungen liegen dazu an Papier-Masse-
Kabeln vor (Bild 8.16). 
Durch die unterschiedlichen Isolierwerkstoffe und deren Empfindlichkeit
bzw. Resistenz gegen Teilentladungen sind bezüglich der Gefährdungs-
beurteilung von Teilentladungen für PE/VPE-Kabel andere Kriterien an-
zusetzen als für Papier-Masse-Kabel (Tabelle 8.1). Die dargestellten
Trend- bzw. Grenzwerte bieten eine gute Orientierung für die Bewertung.
Dennoch sind die jeweiligen Betriebserfahrungen mit den betreffenden
Kabelanlagen von entscheidender Bedeutung. So kann z.  B. eine Muffe
in Papier-Masse-Kabeln auch schon mit relativ geringen TE-Pegeln die
Ursache für kurzzeitige Erdschlusswischer sein. Wird bei der TE-Diag-
Bild 8.15   TE-Fehlstellenlokalisationen und TE-Pegel über der 
Kabellänge
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nose nur eine Muffe als Quelle von Teilentladungen festgestellt, ist der
Austausch dieser Muffe zur Beseitigung des Problems naheliegend.
Typische Serienfehler, beispielsweise durch Fehlmontagen, wird man
nach dem Ausfallverhalten und den TE-Parametern, insbesondere der
TE-Einsetzspannung, beurteilen. 
Aussagen zur Restlebensdauer von Kabeln oder deren Garnituren sind
durch die TE-Diagnose derzeitig noch nicht gesichert möglich. Erfah-
rungswerte aus der Praxis erlauben aber eine grobe Orientierung über
Zustand und Gefährdungsgrad der Kabelanlage. Eine Korrelation eige-
ner Messdaten mit Daten aus einem vergleichbarem Messsystem las-
sen eine Zustandsbewertung zu. Somit liefert die TE-Diagnose wertvolle
Informationen für gegebenenfalls erforderliche Instandhaltungsmaßnah-
men und den effektiven Einsatz der verfügbaren Ressourcen.
332
Bild 8.16   Einsetzspannungen (Ui) und Fehlstellen 
(PD-Lokalisierungen) in Papier-Masse Kabeln [8.8]
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9   Statistische Auswertung des Störungs- und Schadens -
geschehens
Die Beobachtung des Störungsgeschehens in Energieversorgungsnet-
zen ist aus Sicht der Kunden, der Netzbetreiber und der Bundesnetz-
agentur (BNetzA) von großem Interesse. 
Die Kunden sind von Störungen immer dann betroffen, wenn diese zur
Unterbrechung oder Beeinflussung der Energieversorgung führen. Die
Bundesnetzagentur beobachtet die Qualität der Versorgung aus Sicht
der Kunden und berücksichtigt die Versorgungszuverlässigkeit seit dem
Jahr 2012 im Rahmen der Anreizregulierung bei der Festlegung der 
Erlösobergrenze der Netzbetreiber durch das sogenannte Qualitätsele-
ment [9.1]. Die Netzbetreiber wollen neben der Ermittlung von Zuver-
lässigkeitskennwerten auch Störungsursachen, insbesondere systema-
tische Störungsursachen, möglichst früh erkennen, um Abhilfe schaffen
zu können. Weiter sollen aus den erfassten Daten Kennwerte für die
Zuverlässigkeitsberechnung abgeleitet werden.
Grundsätzlich ist zu unterscheiden zwischen einer Beobachtung der Zu-
verlässigkeitskenngrößen (mittlere Unterbrechungsdauer, mittlere Un-
terbrechungshäufigkeit, mittlere Nichtverfügbarkeit) aus Sicht der
Letztverbraucher und einer Beobachtung der Zuverlässigkeit einzelner
Betriebsmittel. Beide Aufgaben sind nur mit Hilfe einer konsequenten,
über einen langen Zeitraum geführten Statistik zu lösen.
Schon vor vielen Jahrzehnten haben Netzbetreiber und Forschungsge-
sellschaften begonnen, das Störungs- und Schadensgeschehen in den
Hochspannungsanlagen zu verfolgen. So wurde bereits in den 1920er
Jahren von der SFH (Studiengesellschaft für Höchstspannungsanla-
gen), der Vorgängerin der FGH (Forschungsgemeinschaft für Elektri-
sche Anlagen und Stromwirtschaft e.V.), eine einheitliche Erfassung und
Auswertung von Störungen in Hochspannungsanlagen durchgeführt.
Dabei wurde von Beginn an nicht nur eine Fehlerstatistik, sondern be-
reits auch eine Unterbrechungsstatistik entwickelt [9.2]. In den 1930er
Jahren hat dann die VDEW (Vereinigung der Elektrizitätswerke, später:
Verband der Elektrizitätswirtschaft) mit einer Hochspannungskabelsta-
tistik begonnen. Nach dem zweiten Weltkrieg wurde eine Störungs- und
Schadensstatistik etabliert. Ergebnisse wurden erstmals 1951 veröffent-
licht. Mehrfach wurde diese Störungs- und Schadensstatistik den Erfor-
dernissen angepasst. Nach der Liberalisierung des Energiemarktes und
der damit verbundenen Entflechtung der Energieversorgungsunterneh-
                                                                                                          333
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men und Gründung des VDN (Verband der Netzbetreiber – VDN – e.V.
beim VDEW) ging die Zuständigkeit für diese Statistik auf den VDN und
im Jahr 2008 auf das FNN (Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE)
über. Das Erfassungsschema wurde 2004 den aktuellen Bedürfnissen
angepasst und 2006 im Zusammenhang mit den Meldepflichten der
Netzbetreiber gegenüber der Bundesnetzagentur nach § 52 EnWG
nochmals überarbeitet. Die Statistik wird als FNN-Störungs- und Ver-
fügbarkeitsstatistik geführt. Aus dieser Statistik lassen sich die von der
Bundesnetzagentur abgefragten Werte für die Versorgungszuverlässig-
keit ermitteln und Zuverlässigkeitskennwerte für Netzbetriebsmittel ab-
leiten. Nicht erfasst und ausgewertet werden Daten wie Hersteller, Typ
und Baujahr einzelner schadhafter Betriebsmittel.
9.1   FNN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik
Das Erfassungsschema der FNN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik
ist in [9.3] beschrieben. Auswertungen liegen mittlerweile bis zum 
Berichtsjahr 2015 vor [9.4]. Danach lag die mittlere Nichtverfügbarkeit
für einen Letztverbraucher in der Niederspannung durch störungs -
bedingte Versorgungsunterbrechungen in Deutschland im Jahr 2014 bei
13,1 min/a auf einem Spitzenplatz in Europa, wie aus den Daten, die im
“6th CEER benchmarking report on the quality of electricity and gas sup-
ply” vom August 2016 [9.5] veröffentlicht wurden, hervorgeht (Bild 9.1).
Im Jahr 2015  betrug dieser Wert 15,3 min/a.
334
Tabelle 9.1   Beitrag der einzelnen Netzebenen zur Versorgungs -
zuverlässigkeit beim Kunden in Deutschland 
(nur stochastische Versorgungsunterbrechungen), 2015
Netzebene
Unterbrechungs-
häufigkeit
Hu [1/a]
Unterbrechungs-
dauer
Tu [min]
Nichtverfüg-
barkeit
Qu [min/a]
Aus
Niederspannung
0,018
140,9
2,5
Aus
Mittelspannung
0,248
50,0
12,4
Aus
Hochspannung
0,026
11,5
0,3
Aus
Höchstspannung
0,000
4,0
0,0
Gesamt
0,293
52,2
15,3
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Zu beachten ist, dass die vom Kunden wahrgenommene Nichtverfüg-
barkeit ganz wesentlich durch die Nichtverfügbarkeit des Mittelspan-
nungsnetzes bestimmt wird (Tabelle 9.1). Damit wird deutlich, welch
hohe Bedeutung dem Mittelspannungsnetz und damit allen in diesem
Netz eingebauten Betriebsmitteln hinsichtlich der Versorgungszuverläs-
sigkeit insgesamt zukommt.
Die Zahl der Störungen mit Unterbrechung der Versorgung beträgt bei
Mittelspannungskabeln mit 1,2 Störungen pro 100 km pro Jahr etwa ein
Drittel der bei Freileitungen. Dies darf aber nicht darüber hinwegtäu-
schen, dass der Anlass „kein erkennbarer Anlass“ mit knapp 1 Störung
pro 100 km pro Jahr etwa doppelt so hoch ist wie bei der Freileitung. In
dieser Kategorie „kein erkennbarer Anlass“ sind unter anderem auch
die inneren Kabelfehler enthalten. Mit 0,3 Störungen pro 100 km pro
Jahr ist der Anlass „Fremde Einwirkung“ die zweite bestimmende Größe
für das Störungsgeschehen im Kabelnetz.
9.2   VDEW-Umfrage zu Schäden an VPE-isolierten 
Mittelspannungskabeln
Seit den 1970er Jahren werden in Deutschland kunststoffisolierte Mit-
telspannungskabel eingesetzt. Zunächst aus den USA, dann aber auch
aus Deutschland kamen Anfang der 1970er Jahre Meldungen über hohe
                                                                                                          335
Bild 9.1   Mittlere Nichtverfügbarkeit durch störungsbedingte Versor-
gungsunterbrechungen in Europa
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Schadenshäufigkeiten an diesen Kabeln. Zur Beurteilung des tatsäch-
lichen Schadensgeschehens wurde deshalb ab 1980 über mehr als 10
Jahre vom Arbeitsausschuss „Kabel“ des VDEW für VPE-isolierte 
Mittelspannungskabel die Statistik „VDEW-Umfrage zu Schäden an
kunststoffisolierten Mittelspannungskabeln“ durchgeführt, mit der das
Schadensgeschehen an diesen Kabeln statistisch erfasst und ausge-
wertet wurde.
Von jedem teilnehmenden Netzbetreiber wurden für jedes Einbaujahr
die Stromkreislängen der einzelnen Kabeltypen und Hersteller erfasst.
Für jedes Berichtsjahr wurden alle Schäden, die nicht auf äußere Be-
schädigungen zurückzuführen waren, und alle Auswechselungen ge-
meldet. Zu den einzelnen Schäden wurden die wesentlichen Kabeldaten
(z. B. Baujahr, Hersteller, Typ, Spannungsebene) und die Schadensur-
sache erhoben. Dabei wurde auch festgehalten, ob es sich um den ers-
ten Fehler auf der Strecke handelte oder ob bereits früher Fehler
aufgetreten waren.
In den jährlichen Standardauswertungen wurden die Zahl der Schäden
und die Austauschlängen insbesondere nach Einbaujahr und Hersteller
ausgewertet [9.6]. So konnten den Herstellern und den Anwendern wich-
tige Hinweise auf besonders störanfällige Kabel gegeben werden.
336
Bild 9.2   Anzahl der Schäden an VPE-isolierten Mittelspannungskabeln
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Über 95  % aller Schäden betrafen Kabel mit grafitierter äußerer Leit-
schicht. Bis 1990 war die Zahl der Schäden auf über 550 pro Jahr an-
gestiegen, danach aber wieder auf unter 400 im Jahr 1995 gefallen
(Bild 9.2). Dieser Rückgang war hauptsächlich auf den Austausch von
schadhaften Kabeln zurückzuführen. Er war aber auch ein Beweis dafür,
dass das Schadensgeschehen auf ganz bestimmte Chargen beschränkt
war und dass es sich nicht um ein generelles Alterungsproblem der
VPE-isolierten Mittelspannungskabel handelte.
Die Schadenshäufigkeit war abhängig vom Einbaujahr und vom Hersteller.
Bild 9.3 zeigt die Zahl der Schäden in Abhängigkeit vom Einbaujahr (Mit-
telwerte aus den Berichtsjahren 1986 bis 1995). Über 70 % aller Schäden
traten an Kabeln der Einbaujahre 1974 bis 1978 auf, Kabel der Einbau-
jahre nach 1980 waren nur vereinzelt und VPE-isolierte Mittelspannungs-
kabel heutiger Bauart nach DIN VDE 0276 überhaupt nicht betroffen.
Die Netzbetreiber konnten mit diesen Ergebnissen und dem Schadens-
geschehen im eigenen Netz Strategien entwickeln, wie mit den beson-
ders gefährdeten Kabeln verfahren wird. Oft wurden diese Kabel nach
dem ersten oder zweiten Fehler auf einer Strecke ausgetauscht. Im Jahr
1990 wurden insgesamt über 100 km Kabel ausgetauscht. Dieser Wert
ist Mitte der 1990er Jahre auf etwa 80 km zurückgegangen (Bild 9.4).
                                                                                                          337
Bild 9.3   Anzahl der Schäden an VPE-isolierten Mittelspannungs -
kabeln (Mittelwerte aus den Berichtsjahren 1986 bis 1995)
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Vom Austausch waren insbesondere Kabel der Einbaujahre 1974 bis
1978 betroffen (Bild 9.5).
Bild 9.5   Austauschlängen von VPE-isolierten Mittelspannungskabeln
(Mittelwerte aus den Berichtsjahren 1986 bis 1995)
Bild 9.4   Austauschlängen von VPE-isolierten Mittelspannungskabeln
338
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                                                                                                          339
Ein genereller Austausch der besonders betroffenen Kabel war nicht er-
forderlich und wirtschaftlich nicht vertretbar. Es gab keine gesicherten
Hinweise, dass es an allen Kabeln der besonders störanfälligen Kabel
(Hersteller und Herstellungsjahr) innerhalb einer bestimmten Zeit zu
Schäden kommen würde. Wichtig war jedoch, dass bei den Netzbetrei-
bern Konzepte vorlagen, nach denen beim Auftreten von Schäden ver-
fahren werden konnte.
Die Statistik „VDEW-Umfrage zu Schäden an VPE-isolierten Mittelspan-
nungskabeln“ zeigt, wie mit einer unternehmensübergreifenden Statistik
wichtige Erkenntnisse über das Schadensgeschehen gewonnen werden
können. Mithilfe dieser Statistik wurden ein Gesamtüberblick über das
Schadensgeschehen in Deutschland und ein Vergleich mit anderen Län-
dern geschaffen. Sie gab dem einzelnen teilnehmenden Netzbetreiber
die Möglichkeit, sich in das Gesamtgeschehen einzuordnen, eventuelle
Schwachpunkte zu erkennen und Abhilfemaßnahmen zu ergreifen. Ins-
gesamt konnten so Schlussfolgerungen für Netzplanung, Beschaffung
und Betrieb gezogen werden. Die Hersteller konnten gezielte Verbes-
serungen vornehmen. Hersteller und Anwender konnten gemeinsam
Prüfverfahren entwickeln, um in der fertigungsbegleitenden Prüfung und
der Langzeitprüfung die Qualität der gefertigten Kabel noch besser be-
obachten und beurteilen zu können.
Seit Auflösung des Arbeitsausschusses „Kabel“ des VDEW wird diese
Umfrage nicht mehr weitergeführt.
9.3   FNN-Erfassungsschema C (Schäden)
Mit dem im Jahr 2015 veröffentlichten Erfassungsschema C [9.7] hat
das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (FNN) einen Vorschlag für
eine strukturierte Erfassung von Daten zu Schäden an Mittelspannungs-
Betriebsmitteln vorgelegt.
Für Mittelspannungs-Kabelanlagen wird eine Differenzierung nach den
Komponenten Kabel (unterschieden nach Kabeltypen, z. B. PE-Kabel),
Endverschluss und Muffe vorgeschlagen. Endverschlüsse werden nach
Konstruktionstyp unterschieden (z. B. Kunststoff- Kaltschrumpftechnik).
Bei der Komponente Muffe erfolgt die Unterscheidung nach Konstrukti-
onstyp (z. B. Kunststoff- Gießharztechnik) sowie Funktionstyp (z. B. Ver-
bindungsmuffe). Darüber hinaus sieht die Systematik unter anderem die
Erfassung der Art der Schadensfeststellung, der Schadensursache und
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des Baujahrs des beschädigten Betriebsmittels vor. Zudem definiert das
Erfassungsschema Mengengerüste für die Berechnung spezifischer
Kenngrößen.
Auf Basis dieser Daten können typspezifische Alterungsmodelle unter
Berücksichtigung von Funktion und Technologie entwickelt werden, die
eine wichtige Grundlage für Prognosen über die Zuverlässigkeit von Be-
triebsmitteln darstellen.
Der Verband erhebt diese Daten jedoch nicht. Die Auswertung erfolgt
individuell durch den jeweiligen Netzbetreiber.
9.4   Betriebsmittelstatistik
Der Vergleich der absoluten Störungszahlen verschiedener Zeitspannen
oder unterschiedlicher Unternehmen ist nicht sinnvoll. Hierzu müssen
bezogene Werte berechnet werden; in der Regel Werte, die auf 100 km
Netzlänge bezogen sind. Die dazu benötigten Bezugsdaten können nur
einer unternehmensintern geführten Statistik (Betriebsmittelstatistik) ent-
nommen werden. Diese muss sehr sorgfältig und ausführlich geführt
werden, da sonst keine effektive Auswertung einer Schadensstatistik
möglich ist.
Die für die Betriebsmittelstatistik benötigten Informationen erhält man
z.  B. aus den Abnahmeprotokollen oder den Planunterlagen. Sind sol-
che Angaben in früheren Jahren nicht genau festgehalten worden, so
wird dringend empfohlen, diese Betriebsmittelstatistik noch nachträglich
anzulegen und derzeit nicht beschaffbare Daten vorerst durch Annah-
men zu ersetzen, die durch Befragung der Mitarbeiter gewonnen wer-
den. Vielfach lassen sich solche vorläufigen Annahmen im Laufe der
Zeit aus dem Betriebsgeschehen rekonstruieren.
Die Erstellung einer detaillierten Betriebsmittelstatistik erfordert unter-
nehmensintern eindeutige Vorgaben zur Berichterstattung.
Die Betriebsmittelstatistik muss auch Angaben enthalten, die wichtig für
die Beurteilung des Betriebsmittels sind, aber nicht aus den übrigen
Daten hervorgehen (z.  B. Angaben über die Zeitpunkte Übergang von
grafitierter Leitschicht zu fest verschweißter Leitschicht bei Kunststoff-
kabeln, Einführung neuer Muffenarten, Klemmen oder Vergussmassen).
Werden zwei oder mehr verschiedene Ausführungen gleichzeitig ver-
wendet, so wäre gegebenenfalls eine örtliche Abgrenzung festzuhalten.
340
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                                                                                                          341
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342
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10   Instandhaltung der Kabelanlage 
10.1   Hintergrund
Bereits vor Jahrzehnten wurde auf die zunehmende Bedeutung der In-
standhaltung in der Anlagentechnik des Verteilungsnetzes [10.1] hinge-
wiesen. Trotz der Liberalisierung des Energiemarktes und die damit
verbundenen gewaltigen Änderungen des Umfeldes der Energieversor-
gungsunternehmen hat sich an der Notwendigkeit für eine optimale In-
standhaltungsstrategie des einzelnen Unternehmens nichts Grund- 
le gendes geändert. Nach wie vor können als Ziele für eine optimale In-
standhaltung 
– mehr Verfügbarkeit
– weniger Umweltbelastung
– mehr Sicherheit
– weniger Gesamtkosten
– weniger Ausfälle
– längere Lebensdauer
für  die Anlagen und Betriebsmittel des elektrischen Verteilungsnetzes,
hier insbesondere der Kabelanlage genannt werden. Aber es ist weiter
Druck auf die Optimierung der Instandhaltung und damit auf die Kosten
entstanden, denn das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) verlangt elek-
trische Verteilungsnetze, die sichere, preisgünstige, verbraucherfreund-
liche, effiziente und umweltverträgliche Elektrizitätsversorgung für die
Kunden ermöglichen soll.  
So werden im § 49 des EnWG folgende Anforderungen an Energiean-
lagen gestellt:
(1)  Energieanlagen sind so zu errichten, dass die technische Sicherheit
gewährleistet ist. Dabei sind vorbehaltlich sonstiger Rechtsvorschrif-
ten die allgemein anerkannten Regeln der Technik zu beachten, 
(2)  Die Einhaltung der allgemein anerkannten Regeln der Technik wird
vermutet, wenn bei Anlagen der Erzeugung, Fortleitung und Abgabe 
– von Elektrizität: die technischen Regeln des VDE  
– von Gas: die technischen Regeln der DVGW eingehalten worden
sind. 
10.2.   Norm für die Instandhaltung 
Das Komitee K 227 der Deutschen Elektrotechnischen Kommission
(DKE)  hatte in den vergangenen Jahren eine Vornorm erarbeit, die seit
                                                                                                          343
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344
2008 / 2010 gültig ist. Diese Norm wurde überarbeitet und liegt nun in
aktueller Form aus dem Jahr 2014 vor. 
Diese Vornorm „Instandhaltung von Anlagen und Betriebsmitteln in elek-
trischen Versorgungsnetzen“ gliedert sich in zwei Teile:
– Systemaspekte und Verfahren; 
DIN VDE V 0109-1 VDE V 0109-1:2014-09 
– Zustandsfeststellungen von Betriebsmitteln/Anlagen; 
DIN VDE V 0109-2 VDE V 0109-2:2014-09 
Als Grundlage für die Erarbeitung des Teils 1 dieser Vornorm dienten dem
Komitee die Technische Richtlinie für die Instandhaltung von Betriebsmit-
teln und Anlagen in Elektrizitätsversorgungsnetzen des VDN [10.2] und
die DIN EN 60300-3-14: Zuverlässigkeitsmanagement – Anwendungs-
leitfaden – Instandhaltung und Instandhaltungsunterstützung [10.3]. 
Der Anwendungsbereich dieser Vornorm:  für Betreiber von Elektrizi-
tätsversorgungsnetze, insbesondere der öffentlichen Versorgung, aus-
genommen waren in den Ausgaben 2008/2010:
– Hochspannungs-Gleichstromübertragung ( HGÜ)
– Bahnnetze
– Einrichtungen in Letztverbraucheranlagen * 
– Anlagen zur Einspeisung von elektrischer Energie 
In den Teilen der jetzt gültigen Norm DIN VDE V 0109 aus dem Jahr
2014 ist der Anwendungsbereich geändert und die HGÜ aufgenommen
und Erzeugungsanlagen detailliert worden. Außerdem sind Ersatzstrom-
versorgungsanlagen eingeführt.
Die Inhalte: mit Blick auf die Verkehrssicherheit werden folgende Inhalte
beschrieben:
– Instandhaltungsstrategien, Prozessabläufe und Dokumentation
– Möglichkeiten der Zustandserfassung von Betriebsmitteln und Anlagen
– Hinweise für eine Personengefährdung 
– Auswahlkatalog für Maßnahmen zur Feststellung des Ist-Zustandes
von Betriebsmitteln/Anlagen der Elektrizitätsversorgungsnetze, wobei
für Kabelanlagen, Starkstromkabel und isolierte Starkstromleitungen
* Letztverbraucheranlagen sind Anlagen, die nicht der Elektrizitätsver-
teilung an weitere Kunden dienen
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nur einige wenige Aussagen zu Trassen und Kabelverteilerschränken
getroffen worden sind. 
Mit diesem Teil 1 wird ein System von Anforderungen an die Organisa-
tion und die Dokumentation von Instandhaltung in der leitungsgebun-
denen, öffentlichen Elektrizitätsversorgung beschrieben. Wichtig war es
dem Komitee dabei auf entsprechende Nebenbedingungen hinzuwei-
sen, die in der Vornorm enthalten sind:
– Vorgaben an die Organisation des NB müssen freizügig bleiben
– Forderungen der Norm müssen einfach ausführbar sein
– Die grundsätzlichen Verantwortlichkeiten des NB dürfen nicht ange-
tastet werden 
– Die Norm enthält Empfehlungen ohne in die Entscheidungskompetenz
der NB einzugreifen 
– Die Norm muss für große und kleine NB gleichermaßen umsetzbar
sein
– Die Zuweisung der Aufgaben und die Eigenleistungstiefe bleiben dem
NB überlassen 
– Die Dokumentationsanforderungen beschränken sich auf das zwin-
gend Notwendige 
Der Weg über die Vornorm ist deshalb beschritten worden, weil da-
durch die langwierigen Arbeiten auf europäischer Ebene zu umgehen
waren. Auch bei den zurzeit gültigen Ausgaben aus dem Jahr 2014
handelt es sich um Vornormen.  Es sei aber ausdrücklich darauf hin-
gewiesen, dass die Vornorm den gleichen Status  wie eine Norm hat,
d. h. sie hat rechtlichen Charakter. Nach § 49 EnWG sind Energiean-
lagen so zu errichten und zu betreiben, dass die technische Sicherheit
gewährleistet ist. Dabei sind Rechtsvorschriften und die allgemein an-
erkannten Regeln der Technik (VDE-Normen) zu beachten. Die Ein-
haltung der allgemein anerkannten Regeln der Technik wird im
Fehlerfall/Störungsfall vermutet, wenn die Anforderungen der VDE-
Normen seitens der Betreiber eingehalten sind. Damit sieht sich der
Anwender der DIN V VDE V 0109 auf der sicheren Seite. Sollten Schä-
den entstehen und der Anwender hat das Instandhaltungskonzept
nach der Norm DIN V VDE V 0109 angewandt, muss die Gegenseite
nachweisen, dass das Konzept nicht den Anforderungen des EnWG
genügt. 
Im zweiten Teil  der DIN V VDE V 0109 wird beispielhaft beschrieben,
welche Maßnahmen zur Feststellung des Ist-Zustandes von Betriebs-
                                                                                                          345
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mitteln/Anlagen  und mit welchem Ziel Instandhaltungen an den ver-
schiedenen Betriebsmitteln durchgeführt werden können. Dabei werden
einzelne Komponenten, Geräte, Betriebsmittel, gesamte Anlagenteile
bzw. gesamte Technikbereiche betrachtet. Wichtig gilt es zu erwähnen,
dass sich aus den vorgegebenen Instandhaltungsmaßnahmen ergebe-
nen Konsequenzen, wie Reparatur, Ersatz, Instandsetzung usw. voll-
ständig im Verantwortungsbereich des jeweiligen Anwenders bzw.
Betreibers bleiben.  
Nach der Vornorm [10.4] werden Maßnahmen zur Zustandsfeststellung
an Kabelanlagen in Tabellenform aufgeführt. Darin bedeuten:
– Komponente: Teil eines Betriebsmittels bzw. einer Funktionsgruppe,
für die eine Zustandsfeststellung erfolgt
– Kriterium: Aussage darüber welche Eigenschaft an der Komponente
untersucht wird 
– Maßnahme: Beschreibung der Vorgehensweise bei der Zustandsfest-
stellung, z. B. Sichtkontrolle, Messung
Konkrete Aussagen zu den Komponenten/Kriterien/Maßnahmen kön-
nen dem Teil 2 unter Abschnitt 5 „Auswahlkatalog für Maßnahmen zur
Feststellung des Ist-Zustandes von Betriebsmitteln/Anlagen der Elek-
trizitätsversorgungsnetze“ entnommen werden.
Über Kabelanlagen sind Aussagen in den folgenden Abschnitten zu fin-
den:
(Anmerkung: an diesen Festlegungen hat neben dem K 227 ebenfalls
für die Kabelanlagen das Komitee K 411 mitgewirkt)
5.2.2. Hausanschlusskasten
5.2.3. Kabelverteilerschränke
5.7.     Kabelanlagen, Starkstromkabel und isolierte Starkstromleitungen 
5.7.1. Trasse
5.7.2. Stromkreise
5.7.3. Garnitur. 
Abschließend sei nochmals darauf hingewiesen, dass die Art der Maß-
nahmen zur Zustandsfeststellung bei den unterschiedlichen Betriebs-
mitteln/Anlagen in welcher Terminierung angewendet werden, vom
Netzbetreiber verantwortlich festzulegen und zu dokumentieren ist
[10.5].
346
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                                                                                                          347
11   Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen – Investitionsrechnung
Die überwiegende Anzahl der Investitionen eines Netzbetreibers sind un-
umgängliche Investitionen zur Sicherstellung der elektrischen Energiever-
sorgung. Diese werden kontinuierlich durch Untersuchungen der aktuellen
sowie der zukünftig zu erwartenden Netzentwicklung abgesichert, in die
auch eventuelle Überlastungen vorhandener Betriebsmittel mit daraus ge-
gebenenfalls resultierenden beschleunigten Alterungs vorgängen, z. B. von
Transformatoren oder von anderen Betriebsmitteln, einfließen. Für eine
Netzinvestition gibt es häufig verschiedene Ausführungsmöglichkeiten und
auch Realisierungszeitpunkte. Bei der Auswahl einer Investition ist u. a.
ein Kostenvergleich der einzelnen Varianten von großer Bedeutung. Hier-
bei kommt die Investitionsrechnung zum Tragen. Neben einem reinen Ver-
gleich der Kosten sind aber auch noch andere Aspekte bei der Auswahl
einer bestimmten Variante von großer Bedeutung, z. B.
–  Zuverlässigkeit und Lebensdauer der Betriebsmittel
–  Genehmigungsfähigkeit der Anlagen einschließlich der Akzeptanz in
Politik und bei der Bevölkerung, z. B. bei der Frage der Sichtbarkeit
von Anlagen.
Die Investitionsberechnung ist projektbezogen und zukunftsorientiert;
sie arbeitet in erster Linie mit zu erwartenden Ausgaben und Einnahmen
[11.1]. Dabei spielen die zu erwartenden Einnahmen bei den nachfol-
genden vergleichenden Investitionsberechnungen keine Rolle. Aufgabe
der Investitionsrechnung ist es, eine rechnerische Auskunft über die vo-
raussichtliche Wirtschaftlichkeit, d. h. über die finanzielle Vorteilhaftigkeit,
von Investitionen zu geben [11.1].
11.1   Berechnungsmethoden
Für den hier zu betrachtenden Investitionsbereich kommen entspre-
chend [11.2] finanztechnische dynamische Verfahren zum Tragen. Diese
vor etwa siebzig Jahren entwickelten „klassischen Verfahren“ der Inves-
titionsrechnung legen die Einzahlungen (Kosten) und die Auszahlungen
(Erträge) bis zum Ende der wirtschaftlichen Nutzungsdauer oder bis zu
einem bestimmten Planungshorizont zu Grunde. Im Einzelnen werden
im Hinblick auf die zeitliche Situation einer Investition in der Regel die
folgenden Berechnungsmethoden angewandt, nämlich die Jahreskos-
tenmethode (Annuitätenmethode) und die Kapitalwertmethode (Barwert-
methode).
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348
11.1.1   Jahreskostenmethode (Annuitätenmethode)
Dieses Verfahren ist für zeitgleiche Investitionen mit unterschiedlichen
Erlössituationen oder zeitlich begrenzten Nutzungsdauern geeignet. Die
Jahreskosten einer Investition sind während der Lebensdauer der An-
lage konstant. Die jährlichen Betriebskosten (Verlustkosten, Instandhal-
tung) werden einzeln ermittelt und den jährlichen Kosten der Investition
zugerechnet.
Man vergleicht bei dieser Methode die durchschnittlichen Auszahlungen
einer Investition mit den durchschnittlichen jährlichen Einzahlungen.
Sind diese jährlichen Zahlungen unterschiedlich, werden die Beträge
abgezinst, man errechnet die Barwerte. Der Bezugszeitpunkt liegt dabei
am Anfang der Investition. Die errechneten Barwerte werden (vorzei-
chengerecht) summiert und ergeben den Kapitalwert.
Durch Multiplikation des Kapitalwertes K (Einmalbetrag, z. B. Investiti-
onskosten in €) mit dem Kapitalwiedergewinnungsfaktor a (Annuitäten-
faktor) wird der Kapitalwert einer Investition auf die Nutzungsdauer
verteilt in gleich hohe jährliche Raten (Annuitäten), den Jahreskosten k,
umgerechnet:
        k = K · a                                                                                 (11.1)
k      Jahreskosten (€/a)
K     Einmalbetrag, z. B. Investitionskosten in €
a      Annuitätenfaktor (Kapitalwiedergewinnungsfaktor) 
Der Annuitätenfaktor a gibt an, wie ein Einmalbetrag K bei einem Zins-
faktor q über einen Zeitraum von n Jahren in jährlich gleichbleibende
Raten k umgerechnet werden kann.
Der Annuitätenfaktor a wird wie folgt bestimmt:
        
                                      (11.2)
n      Betrachtungszeitraum in Jahren, Nutzungsdauer 
p      Kalkulationszinsfuß 
q      Zinsfaktor (q = 1 + p) 
Die Annuitätenfaktoren können auch Tabellen (siehe Abschnitt 15.3) 
entnommen werden.
qn (q – 1)
qn – 1
a =
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Die aus den Einmalbeträgen errechneten, jährlich gleichbleibenden
Raten werden zu den jährlich gleichbleibenden Betriebskosten addiert.
Die Gesamtkosten bzw. die jährlichen Kosten für unterschiedliche Pla-
nungsvarianten können verglichen werden. In Abschnitt 11.3.1 ist ein
Anwendungsbeispiel angegeben. Die Jahreskostenmethode ist nur auf
Anlagen anzuwenden, die eine definierte Lebensdauer haben (gleiche
Lebensdauer für alle Elemente).
11.1.2   Kapitalwertmethode (Barwertmethode)
Dieses Verfahren ist geeignet für Investitionen mit unterschiedlichem
Einsatzzeitpunkt, wobei die Nutzungsdauer der Lebensdauer entspricht
oder anderweitig begrenzt ist. Zukünftige Ein- und Auszahlungen wer-
den durch Abzinsung auf den Zeitpunkt der Investitionsentscheidung
(Stichtag) vergleichbar gemacht. Die auf den Stichtag abgezinsten In-
vestitionskosten sowie Übertragungsverluste, Betriebskosten und Rest-
werte werden als Barwerte bezeichnet. Der Kapitalwert einer Investition
ergibt sich als Differenz zwischen der Summe der Barwerte aller Ein-
zahlungen und der Summe der Barwerte aller Auszahlungen, die mit
dieser Investition zusammenhängen [11.2].
Die Barwerte verschiedener Varianten sind direkt vergleichbar, die Va-
riante mit dem kleinsten Barwert ist die wirtschaftlichste.
Bei einmaliger Investition I0 zum Zeitpunkt 0 (Stichtag) und konstanten
Kosten Ki während der betrachteten Zeiträume und nachschüssiger Ver-
zinsung ergibt sich der Barwert der Ausgaben zum Stichtag entspre-
chend folgender Formel:
        
                                                   (11.3)
K0    Barwert (Kapitalwert) bezogen auf das Jahr 0 (Stichtag), 
Ausgangsjahr
I0     einmalige Investition zum Zeitpunkt 0 in €
(Kosten im Ausgangsjahr)
Ki     Kosten im Jahr i in € (Kapitalwert des Jahres i)
                                                                                                                
Abzinsfaktor
p      Kalkulationszinsfuß
n      Nutzungsdauer
1
qi
K0 = I0 + ∑ KI
                                                                                                          349
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Bei jährlich gleichbleibenden Kosten kp während aller Perioden lassen
sich diese mit Hilfe des Rentenbarwertfaktors r auf den Barwert K0 be-
zogen auf den Beginn des Betrachtungszeitraumes (Jahr 0) umrechnen:
        K0 = I0 + Kp · r
                                                                (11.4)
mit
        
                                                                         (11.5)
Die Rentenbarwertfaktoren können auch aus Tabellen (siehe Abschnitt
14.3) entnommen werden.
Ist zu einem späteren Zeitpunkt (nach x Perioden) eine weitere Investi-
tion mit den Investionskosten Ix erforderlich, ergibt sich bei konstanten
Kosten Kp1 während der x Perioden und konstanten Kosten kp2 bis zum
Ende des Betrachtungszeitraumes für den Barwert der Ausgaben zum
Zeitpunkt 0 [11.3] die Gleichung (11.6):
        
                                         (11.6)
11.1.3   Bewertung der Jahreskosten- und der Barwertmethode
Die beiden vorgestellten finanztechnischen Methoden sind grundsätzlich
für vergleichende Investitionsrechnungen anwendbar. Es darf jedoch
nicht übersehen werden, dass die beschriebenen Methoden nicht zuletzt
auch wegen ihres Alters einige Schwachpunkte aufweisen [11.2]. Diese
sind in nachfolgenden Punkten zu sehen.
Es wird unterstellt, dass für eine bestimmte Anzahl von Perioden bzw.
bis zum Ende des Betrachtungszeitraumes oder der Nutzungsdauer
einer Investition die wesentlichen Faktoren der Investitionsrechnung wie
z. B. der Kalkulationszinsfuß und damit auch die Annuitäten sowie die
Kapital- und Barwerte in der Regel konstant sind. Änderungen können
allerdings mit modernen Berechnungsmethoden berücksichtigt werden.
Auch die Energiekosten sind langfristig nicht absehbar. Die Gründe hier-
für sind vielfältig und haben ihren Ursprung in dem für einen längeren
Zeitraum nicht vorhersehbaren Einsatz der Art der Primärenergiestoffe
sowie in technologischen, gesellschaftlichen und politischen Einfluss-
qn – 1)
qn (q – 1)
r =
1
qx
rn-x
qx
K0 = I0 + Ix
+ Kp1 · rx + kp2
350
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                                                                                                          351
faktoren auf die Energieversorgung, aber auch dieser Umstand kann
ebenfalls mit modernen Berechnungsmethoden berücksichtigt werden.
Für eine möglichst eng am Kapitalmarkt orientierte Investitionsberech-
nung insbesondere mit Bezug auf die jährliche Zinssituation empfiehlt sich
das im Folgenden als Kumulationsmethode bezeichnete Verfahren. Hier-
bei werden die jährlichen Kapitalzinsen unter Berücksichtigung der Til-
gungen vom jeweils verbleibenden Restbetrag des Kapitals exakt erfasst.
Bei der Berechnung der Kapitalzinsen mit der Annuitätenmethode nach
Gleichung (11.2) nehmen ab einer gewissen Höhe des Kalkulationszins-
fußes diese Zinsen gegenüber den mit der Kumulationsmethode be-
rechneten Zinsen stetig zu; d. h. am Ende eines Betrachtungszeitraumes
fallen bei der Kumulationsmethode gegenüber der Annuitätenmethode
geringere Zinsen an. Sinngemäß trifft dies auch auf Berechnungen mit
dem Rentenbarwertfaktor, dem Kehrwert des Annuitätenfaktors, zu.
Hierdurch kann die Bewertung von Investitionen verzerrt werden.
11.1.4   Kumulationsmethode
Die Kumulationsmethode [11.4] ist ein Berechnungsverfahren zur Be-
stimmung möglichst genauer Investitionskosten, das sich wegen seiner
Variabilität in Bezug auf die Anpassung der unterschiedlichen Kosten-
faktoren über die gesamte Nutzungs- bzw. Lebensdauer einer Investi-
tion hinweg sowie besonders wegen der genauen Ermittlung der
jährlichen Zinsen für Projekte mit sehr hohen Investitionskosten eignet.
Bei dieser Methode werden über die gesamte Nutzungs- bzw. Lebens-
dauer einer Investition die veränderlich jährlich anfallenden Kosten er-
mittelt und zu den angefallenen Kosten des Vorjahres addiert. Aufgrund
der damit gegebenen jährlichen Ansammlung und Anhäufung der Kos-
ten wird dieses Verfahren hier als Kumulationsmethode bezeichnet.
Auch hierbei brauchen keine Erträge berücksichtigt werden, da es sich
in der Regel um Vergleichsberechnungen für unterschiedliche Investiti-
onsvarianten handelt.
Die Kumulationsberechnung setzt sich additiv aus z. B. folgenden Ter-
men zusammen, die jährlich unter Berücksichtigung der Vorjahressitua-
tion neu berechnet und aufaddiert (kumuliert) werden, bis das Ende der
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Nutzungsdauer bzw. das Ende der Lebensdauer erreicht ist. Außer den
im nachstehenden beispielhaft genannten Termen können je nach In-
vestitions- und Finanzierungssituation weitere Terme, z. B. Steuern, Kos-
ten für Verluste von Kabelkompensationsspulen, Kosten für das
Genehmigungsverfahren, Kosten für Ausgleichs- und Ersatzmaßnah-
men für den Eingriff in Natur und Landschaft, Entschädigungskosten für
die Inanspruchnahme von Grundstücken etc., in die Berechnung auf-
genommen werden.
Im Folgenden werden die wesentlichen Terme beschrieben. Im Einzel-
nen sind dies:
I0     einmalige Investition zum Zeitpunkt 0 in € (Kosten im Ausgangs-
jahr)
KZins,n = I0 Rest,n · pn
        Zinsen im Jahr n vom jährlichen Restbetrag I0 Rest,n im Jahr n 
(variabler Betrag) unter Berücksichtigung des Abzuges der Tilgung
KTilgung in dem betreffenden Jahr n (I0 Rest,n = I0 Rest,n-1 − KTilgung,n)
KTilgung
        konstanter Tilgungsbetrag bis zum Ende des Betrachtungszeitrau-
mes
        
KL,A =  · P´v max. a ·  l · (KZ + KA ·  · 8.760 h/a)                (11.7)
KL,A  Kosten der Leistungs- und Arbeitsverluste
P´v max. a
        Verlustleistung bei Jahreshöchstlast (kW/km)
        (P´v max. a = R′ · S2a max/U2n)
R′    Wechselstromwiderstandsbelag des Leiters (Ω/km) bei Höchstlast
Sa max
        Jahreshöchstlast
Un   Nennspannung des Netzes
     Lastangriffsfaktor;  = 1 bei Belastung am Ende der Leitung und 
 = 0,333 bei gleichmäßiger Belastung
Kz    anzusetzender Leistungspreis für die Berechnung der Verlustkos-
ten (€/[kW · a])
Ka   anzusetzender Arbeitspreis für die Berechnung der Verlustkosten
(€/kWh)
352
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Jahres-Arbeitsverlustfaktor; Näherungsformel für den Arbeits-
verlustfakor ( = 0,17 · ma + 0,83 · ma
2)
mit ma = 
; Tm ist die Benutzungsdauer der Jahreshöchstlast
ma   
Jahresbelastungsgrad (nicht zu verwechseln mit dem Belas-
tungsgrad der Tagesbelastungskurve m)
Tm   
Jahresarbeit/Jahreshöchstlast (kWh/kW ); TB ist die Betriebs-
dauer (maximal 8.760 Stunden pro Jahr)
l       
Leitungslänge (km) 
KInst = I0 · 0,005
        
Instandhaltungskosten (z. B. 0,5 % der Anfangsinvestition I0)
KInfl,n = KInfl,n-1 · 0,02
        
Inflationszuschlag im Jahr n in Höhe von z. B. 2 % der Instand-
haltungskosten im Jahr n-1
Ku    
Unterhaltungskosten (€/[km · a]), diese können als konstant an-
genommen werden oder aber auch mit einem Inflationsfaktor
belegt werden
Mit den vorgenannten Einzelpositionen ergibt für das erste Jahr der In-
vestition folgender Kostenblock:
        
k1 = Kzins,1 + KL,A + KInst + KInfl,1 + Ku
                         (11.8)
Für die folgenden Jahre n, ab dem Jahr n = 2, ergibt sich jeweils jährlich
bis zum Ende des Betrachtungszeitraumes der um die jährliche Til-
gungsrate erweiterte Kostenblock entsprechend Gleichung (11.9):
        kn = Kzins,n + KL,A + KInst + KInfl,n + Ku + KTilgung                          (11.9)
Die Gesamtkosten kges der Investition am Ende des Betrachtungszeit-
raumes ergeben sich unter Berücksichtigung der Kosten im Ausgangs-
jahr und der Kosten in den nachfolgenden Jahren – Gleichungen (11.7)
bis (11.9) – entsprechend Gleichung (11.10):
        
          (11.10)
Die angegebenen Gleichungen lassen sich relativ einfach programmie-
ren; man erhält für die jährlichen Kostenentwicklungen tabellarische und
auch grafische Übersichten.
Tm
TB
n = 40
n = 2
Kges = I0 + k1 + ∑kn
                                                                                                          353
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11.2   Anwendungsfälle
Wenn die Randbedingungen von den zu betrachtenden Varianten bekannt
sind, können konkrete Wirtschaftlichkeitsberechnungen durchgeführt wer-
den. Typische Anwendungsfälle sind der Vergleich von zwei unterschied-
lichen technischen Realisierungsmöglichkeiten oder die Beurteilung von
unterschiedlichen Investitionen zu unterschiedlichen Zeitpunkten.
11.2.1   Freileitung oder Kabel
In städtischen Bereichen werden in der Nieder- und Mittelspannungs-
ebene sowie der Hoch- und Höchstspannungsebene Kabel eingesetzt.
Auch in ländlichen Bereichen werden in der Nieder- und Mittelspan-
nungsebene vorwiegend Kabel eingesetzt. Für das Höchstspannungs-
netz sind in ländlichen Bereichen entsprechend dem Energie-
leitungsausbaugesetz (EnLAG) für einige Teilstrecken in der Nähe von
Wohngebieten Teilverkabelungen als Pilotstrecken vorgesehen. Dies
trägt dem Umstand Rechnung, dass 380-kV-Kabelstrecken technisch-
physikalisch und auch wirtschaftlich erheblich aufwändiger sind als 380-
kV-Freileitungen.
Erschwerend kommen bei Höchstspannungskabeln Aspekte der Ver-
sorgungszuverlässigkeit aufgrund der langen Reparaturdauern im Scha-
densfall hinzu. Auch die Auswirkungen auf Natur, Umwelt ebenso wie
auf die Landwirtschaft bedingt durch die breiten Kabeltrassen und deren
Einschränkungen in Bezug auf Anpflanzungen und Bebauung dürfen
nicht außer Acht gelassen werden.
Beim Wirtschaftlichkeitsvergleich der beiden Varianten „Freileitung“ oder
„Kabel“ kann man im Allgemeinen davon ausgehen, dass jede der Va-
rianten zum gleichen Zeitpunkt realisiert würde. Damit treten alle Kosten,
die Investitionskosten und die laufenden Kosten, zu jeweils gleichen
Zeitpunkten auf. Damit kann ein Wirtschaftlichkeitsvergleich sowohl mit
Hilfe der Jahreskosten-, der Kapitalwert- oder der Kumulationsmethode
durchgeführt werden.
11.2.2   Vorinvestitionen
Bei Tiefbauarbeiten in einem Bereich, in dem in einigen Jahren der Be-
darf an zusätzlichen Starkstromkabeln zu erwarten ist, wird üblicher-
354
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weise geprüft, ob die zusätzlichen Kabel sofort mitgelegt werden, ob
Leerrohre gelegt werden oder ob auf vorgezogene Investitionen verzich-
tet wird. Ausgelöst werden solche Überlegungen auch durch Forderun-
gen von seiten der Straßenbauträger und der Kommunen, wonach
Oberflächen innerhalb einer bestimmten Zeit nicht erneut aufgegraben
werden sollen. Allgemein gesagt lohnt sich eine vorgezogene Mitlegung
um so eher, je höher der Tiefbauanteil an den Gesamtaufwendungen
für die Anlage ist und je früher das Kabel benötigt wird.
Mitlegung von erst später benötigten Kabeln
Voraussetzung für eine vorzeitige Mitlegung eines erst später benötigten
Kabels ist, dass dieses Kabel in absehbarer Zeit mit großer Wahrschein-
lichkeit benötigt wird. Die wirtschaftliche Beurteilung erfolgt mit Hilfe der
Barwertmethode, da die Kosten zu unterschiedlichen Zeitpunkten auf-
treten. Die Wirtschaftlichkeit der Mitlegung von Kabeln ist dann gege-
ben, wenn die Gesamtaufwendungen im Legejahr kleiner sind als der
Barwert der Aufwendungen bei der späteren Legung.
Mitlegung von Kunststoffrohren für spätere Nachlegung von Kabeln
Wenn die Bauarbeiten nur Teilabschnitte einer späteren Kabelverbin-
dung betreffen, oder noch keine endgültige Sicherheit darüber besteht,
ob und wann die zusätzliche Kabelverbindung benötigt wird, kann es
sinnvoll sein, noch nicht das Kabel, sondern Rohre zum späteren Ein-
ziehen der Kabel mitzulegen. Sollten sich die Planungen ändern, so
wäre der verlorene Aufwand (Kunststoffrohr) relativ gering. Oft bestünde
dann immer noch die Möglichkeit, das eingelegte Kunststoffrohr für an-
dere Zwecke zu nutzen oder es zu verkaufen.
Auch hier bietet sich für den Wirtschaftlichkeitsvergleich die Barwertme-
thode (Abschnitt 11.1.2) an. Die einzelnen Kostenanteile in den einzel-
nen Jahren werden ermittelt und auf den Beginn des Betrachtungs- 
zeitraumes bezogen (gebarwertet). So können die drei Varianten „so-
fortige Mitlegung des Kabels“, „sofortige Mitlegung der Rohre und spä-
teres Einziehen der Kabel“ sowie „Kabellegung erst zum Bedarfs-
zeitpunkt“ miteinander verglichen werden.
11.2.3   Wirtschaftlicher Kabelquerschnitt
Sowohl die Errichtungskosten als auch die laufenden Kosten einer Lei-
tungsanlage sind abhängig vom Leiterquerschnitt. Bei bekannten Rand-
                                                                                                          355
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356
bedingungen, wie z. B. zeitliche Entwicklung der Belastung und der
Energiekosten über die gesamte Lebensdauer einer Leitungsanlage,
kann der wirtschaftlich optimale Leiterquerschnitt bestimmt werden,
indem die querschnittsunabhängigen und die querschnittsabhängigen
Kostenbestandteile ermittelt werden. Die Durchführung solcher Rech-
nungen zeigt, dass für übliche Anwendungsfälle im Netzbereich die Kos-
tenkurven in Abhängigkeit vom Leiterquerschnitt im Bereich der Optima
sehr flach verlaufen (Bild 11.1). Abweichungen vom optimalen Leiter-
querschnitt bedeuten deshalb nur geringe Verschlechterungen der Wirt-
schaftlichkeit. 
In der Stromversorgung haben sich deshalb insbesondere im Bereich
der Mittel- und Niederspannung seit vielen Jahren einige Standardquer-
schnitte durchgesetzt. Durch diese Standardisierung ergibt sich eine er-
hebliche Vereinfachung in der Materialwirtschaft, insbesondere auch im
Garniturenbereich.
Bild 11.1   Jahreskosten von Kabeln
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11.3   Berechnungsbeispiele
Anhand von zwei Beispielen wird die Anwendung der Berechnungsver-
fahren erläutert.
11.3.1   Kabel oder Freileitung im Mittelspannungsnetz
Eine klassische Frage im Netzbereich ist, ob für eine vorgesehene Ver-
bindung ein Kabel gelegt oder eine Freileitung gebaut werden soll. Die
Wirtschaftlichkeitsrechnung für diese Fragestellung wird üblicherweise
mit Hilfe der Jahreskostenrechnung durchgeführt.
Die Jahreskosten bei jährlich gleichbleibenden Betriebskosten errech-
nen sich nach der Formel
        k = K · a + KU · l + Pv · l (KZ + Ka ·  · 8.760 h/a)                 (11.11)
Formelzeichen siehe Abschnitt 11.1.4
Eine Wirtschaftlichkeitsberechnung als Grundlage für die Entscheidung
Freileitung oder Kabel im Mittelspannungsnetz zeigt Tabelle 11.1 bei-
spielhaft für zwei Belastungsfälle. Hier werden für Kabel und Freileitung
die gleichen Längen angenommen, sodass die Leitungslänge den Ver-
gleich nicht beeinflusst und die Kosten auf einen Kilometer bezogen an-
gegeben sind.
Fall 1: Übertragungsleistung 1 MVA
Jahreskosten Freileitung:
kIF = 4.114 €/(km · a) – 4.100 €/(km · a)
Jahreskosten Kabel:
kIK = 4.675 €/(km · a) – 4.700 €/(km · a)
€
km
1
a
kW
km
kIF = 42.000       · 0,0772     + 600            + 0,8        (120            + 0,1          · 0,25 · 8.760    )
€
km · a
€
kW · a
€
kWh
h
a
€
km
1
a
kW
km
kIK = 55.000       · 0,0750     + 380            + 0,6        (120            + 0,1          · 0,25 · 8.760     )
€
km · a
€
kW · a
€
kWh
h
a
                                                                                                          357
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358
Tabelle 11.1   Beispiel für die Wirtschaftlichkeitsberechnung Freileitung
oder Kabel im 20-kV-Netz
Freileitung
Kabel
Nennspannung
kv
20
20
Leitermaterial
Al
Al
Leiterquerschnitt
mm2
95
150
Investitionskosten K
€/km
42.000
55.000
Betrachtungszeitraum
Jahre
35
40
Kalkulationszinsfuß
%
7
7
Laufende Betriebskosten
€/km/a
600
380
Leistungspreis Verlustleistung
€/kW/Jahr
120
120
Arbeitspreis Verlustleistung
Ct/kWh
10
10
Arbeitsverlustfaktor
0,25
0,25
Spez. Leiterwiderstand
Ohm/km
0,306
0,211
Annuitätenfaktor
0,0772
0,075
Verlustleistung bei
Übertragungsleistung 1 MVA
kW/km
0,8
0,6
Verlustleistung bei
Übertragungsleistung 4 MVA
kW/km
12,8
8,8
Fall 2: Übertragungsleistung 4 MVA
Jahreskosten Freileitung:
k2F = 8.182 €/(km · a) š 8.200 €/(km · a)
Jahreskosten Kabel:
k2K = 7.488 €/(km · a) š 7.500 €/(km · a)
Die Ergebnisse zeigen, dass unter diesen Randbedingungen bei einer
zu übertragenden Leistung von 1 MVA die Freileitung die wirtschaftli-
chere Lösung ist, während bei einer Leistung von 4 MVA das Kabel wirt-
schaftlich vorteilhafter ist.
€
km
1
a
kW
km
k2F = 42.000       · 0,0772     + 600            + 12,8        (120            + 0,1          · 0,25 · 8.760     )
€
km · a
€
kW · a
€
kWh
h
a
€
km
1
a
kW
km
k2K = 55.000       · 0,0750     + 380            + 8,8       (120            + 0,1          · 0,25 · 8.760     )
€
km · a
€
kW · a
€
kWh
h
a
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11.3.2   Mitlegung eines Niederspannungskabels, Verrohrung
und nachträgliches Einziehen oder spätere getrennte
Legung
In diesem Fall werden Aufwendungen in verschiedenen Jahren mitei-
nander verglichen, deshalb wird die Barwertmethode angewendet.
Dabei werden alle Kosten auf den Zeitpunkt der ersten Baumaßnahme
bezogen.
Fall 1: Sofortige Mitlegung des Kabels
Die Kosten für das Mitlegen eines Niederspannungskabels im Gehweg
in einen vorhandenen Graben liegen bei ca. 65.000 €/km. Damit ergibt
sich bei sofortiger Mitlegung in den vorhandenen Graben der Barwert
K01:
        K01 = 65.000 €/km
Fall 2: Zunächst Mitlegung von Leerrohren, späteres Einziehen des 
Kabels
Wird zunächst nur ein Leerrohr in den vorhandenen Graben eingelegt,
so sind die anfänglichen Investitionskosten geringer. Im Vergleich zum
Fall 1 entfallen die Kosten für das Kabel selbst sowie für die Garnituren
und die Montage.
        K021 = 55.000 €/km
Für das nachträgliche Einziehen des Kabels einschließlich Material und
Montage werden 11.000 €/km angesetzt. Wird das Kabel erst 5 Jahre
später benötigt und ein Zinssatz von 7 % angesetzt, ergibt sich für den
Barwert K022 nach Formel 11.3:
        K022 = 1/1,075 · 12.000 €/km = 8.556 €/km
Der Gesamtbarwert für sofortige Leerrohrlegung in den vorhandenen
Graben und nachträgliches Einziehen des Kabels ist somit:
        K02 = K021 + K022 = 63.556 €/km
                                                                                                          359
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Fall 3: Kabel später getrennt legen
Für die getrennte Legung des Kabels werden 110.000 €/km angesetzt.
Wird das Kabel erst bei Bedarf, hier nach 5 Jahren, gelegt, so ergibt
sich bei einem Zinssatz von 7 % der Barwert K03:
        K03 = 1/1,075  · 110.000 €/km = 78.428 €/km
Ergebnis
Im Fall 2 ergibt sich mit 63.556 €/km der kleinste Barwert. Damit ist es
am wirtschaftlichsten, zunächst nur das Leerrohr in den vorhandenen
Graben zu legen und das Kabel dann 5 Jahre später einzuziehen.
Diese Rechnungen sind stark abhängig von den angesetzten Werten
für den Zinssatz und die Vorinvestitionsdauer. Bei solchen Wirtschaft-
lichkeitsrechnungen empfiehlt es sich deshalb, mehrere Varianten zu
rechnen.
360
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12   Neue Kabeltechnologien
12.1   Gasisolierte Leitungen (GIL)
Gasisolierte Leitungen (GIL) können als koaxiale Aluminiumrohrleiter
beschrieben werden und bestehen aus einem inneren Leiterrohr und
einem äußeren Mantelrohr (Bild 12.1).
Der Innenleiter führt Höchstspannungspotenzial und ist gegen den ge-
erdeten Mantel mit Gießharzstützern abgestützt. Als Isoliermedium wird
– ähnlich wie in gasisolierten Schaltgeräten – ein unter Druck stehendes
Gasgemisch eingesetzt, das aus Schwefelhexaflourid (SF6) und Stick-
stoff (N2) besteht. Auf Grund der sehr guten dielektrischen Eigenschaf-
ten ist ein relativ geringer Isolationsabstand ausreichend, sodass der
Außendurchmesser einer 380-kV-GIL rund 500 mm beträgt.
                                                                                                          361
Bild 12.1   Gasisolierter Rohrleiter für Höchstspannung
Bild 12.2   Praktische Ausführung einer gasisolierten Leitung [12.1]
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Es gibt verschiedene Verfahren, die Rohrleitung für GIL herzustellen. Die
Gebräuchlichste ist die modular aufgebaute Leitung, die vor Ort mittels
eines automatisierten Prozesses orbital verschweißt wird. Zudem können
gerade Rohrsegmente in Verbindung mit Bogensegmenten verwendet wer-
den. Die Legung erfolgt entweder in Schächten oder Tunneln (Bild 12.2)
oder direkt im Erdboden (Bilder 12.3 und 12.4). Dabei ist bei der modular
aufgebauten Leitung eine elastische Biegung der Rohre möglich [12.2].
Praktisch eine Kombination von Freileitungen und Kabeln stellen die Ei-
genschaften von GIL dar. Die elektrischen Verluste entsprechen etwa
denen eines Kabels und betragen somit nur rund ein Drittel der Verluste
einer Freileitung. Die thermische Grenzleistung beträgt, je nach Art der
Legung, zwischen 1.800 und 2.600 MVA [12.3] und liegt damit deutlich
über derjenigen eines VPE-isolierten Kabels und im gleichen Bereich
wie bei einer Freileitung. Wegen der deutlich geringeren Betriebskapa-
zität der GIL im Vergleich zu feststoffisolierten Kabeln aufgrund der klei-
neren Dielektrizitätszahl der Gasisolierung und der Geometrie der
Leiteranordnung fließt auch ein wesentlich kleinerer Ladestrom, so dass
bei langen Übertragungsstrecken die Abstände zwischen zwei Kompen-
sationseinrichtungen etwa drei bis viermal so lang sein können wie bei
einer „klassischen“ Höchstspannungskabelstrecke. 
In der Nähe des Frankfurter Flughafens errichtete der Übertragungs-
netzbetreiber Amprion eine GIL-Pilotinstallation, in deren Rahmen zwei
Stromkreise mit einer Leistung von jeweils 1.800 MVA betrieben werden
[12.4]. Dabei wurden die Rohre bei einer Tiefe von 3 m direkt ins Erd-
reich gelegt (Bilder 12.3 und 12.4). 
362
Bild 12.3   Parallele Legung von zwei GIL-Stromkreisen in einem 
gemeinsamen Graben (Quelle: Amprion)
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                                                                                                          363
12.2   Anwendung von Hochtemperatur-Supraleitern in 
Stromnetzen
12.2.1   Allgemeines
Zum Transport und zur Verteilung elektrischer Energie werden überwie-
gend Kabel mit Leitern aus Kupfer oder Aluminium eingesetzt. Der Wi-
derstand dieser Metalle ist jedoch nicht zu vernachlässigen, und die
Verlustleistung steigt zwangsläufig mit dem Quadrat des Stromes an.
Der Transport größerer elektrischer Leistungen erfordert aber – wenn
nicht in eine höhere Spannungsebene gewechselt werden soll – eine
Erhöhung des Stroms und ist demnach also nur in begrenztem Umfang
möglich, ansonsten müssten Energiekabel mit äußerst großen Leiter-
querschnitten eingesetzt werden. Die Erhöhung der Spannung ist aber
für die Übertragung größerer elektrischer Leistungen unvermeidbar, um
den Einsatz handhabbarer Leiterquerschnitte zu ermöglichen. Daher
wird immer ein Optimum aus beherrschbarer Spannungshöhe und wirt-
schaftlichen Leiterquerschnitten gesucht.
Trotz dieses Optimums sind bei einigen der heute verwendeten Ener-
gieverteilungskabeln in Ballungszentren die durch den Leiterwiderstand
verursachten Verluste beachtlich. So gehen beispielsweise allein bei der
Stromverteilung in Berlin jährlich fast 400 Mio. kWh (Quelle: www.Vat-
Bild 12.4   GIL-Strecke während der Bauphase [12.1]
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tenfall.de) verloren (das ist etwa die Menge Strom, die 100.000 deutsche
Privathaushalte verbrauchen). Derartige Verluste und der damit verbun-
dene CO2-Ausstoß lassen sich minimieren: Supraleitende Betriebsmittel
wie Hochenergiekabel für die Mittel- aber auch Hochspannungsebene
könnten die Verluste in städtischen Verteilungsnetzen zum Beispiel um
bis zu 66  % reduzieren und somit einen echten Beitrag zur nachhaltigen
Optimierung leisten [12.5].
12.2.2   Eigenschaften der Supraleiter
Die seit einigen Jahren als Bandleiter verfügbaren Hochtemperatur-Su-
praleiter (HTS) der ersten und zweiten Generation (1G und 2G) bieten
gute Voraussetzungen für den Energietransport der Zukunft (siehe Ab-
schnitt 2.7.7.4) [12.6]. Die Rohstoffe sind quasi unbegrenzt vorhanden
und vergleichsweise günstig, und die Leistungsfähigkeit (Stromtragfä-
higkeit) der HTS ist bereits heute etwa hundertmal größer als bei Kupfer
und kann noch deutlich gesteigert werden (siehe Bild 12.5).
Durch den sehr geringen Widerstand supraleitender Kabel können hohe
elektrische Leistungen bei vergleichsweise niedriger Spannung verteilt
werden. Dies ermöglicht den Transport größerer Energiemengen bereits
auf einem niedrigeren Spannungsniveau (z.  B. 10 kV anstelle von 110
kV) und die Vermeidung von Kosten für höhere Spannungsebenen. Wei-
tere Vorteile der HTS-Kabel sind 
– der geringe Platzbedarf,
– das niedrige Gewicht,
364
Bild 12.5   HTS-Roebel-Kabel (vorn) mit 2.600 A Stromtragfähigkeit 
im Vergleich zu zwölf konventionellen Kabeln mit Kupfer -
leiter mit insgesamt derselben Transportkapazität 
(Quelle: Forschungszentrum Karlsruhe)
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– die Vermeidung elektrischer und magnetischer Felder
– sowie das absolut neutrale thermische Verhalten nach außen.
Diese Eigenschaften prädestinieren die HTS-Technologie heute schon
als (teilweise einzige) Lösungsmöglichkeit für spezielle Verteilungspro-
bleme [12.5].
12.2.3   Anwendungsmöglichkeiten der Supraleiter
Neben der Wirtschaftlichkeit sprechen weitere, nicht unmittelbar mone-
tär bewertbare Vorteile für den Einsatz von HTS. So ist das lineare Über-
tragungsverhalten bis zum Grenzstrom (konstanter minimaler
Widerstand) von Vorteil, da es neue Netzkonzeptionen erlaubt. 
Ein sehr interessanter Anwendungsfall für supraleitende Kabel ist die
Energieversorgung in Ballungsgebieten [12.7]. Bild 12.6 zeigt schema-
tisch, wie bei der konventionellen Lösung die Energie über Umspann-
anlagen (UA) HS/MS (110 kV auf 10 bzw. 20 kV) in das städtische Netz
eingespeist und in der Mittel- und Niederspannungsebene weiter verteilt
wird [12.8, 12.9]. In den Zentren großer Städte sind zahlreiche UA vor-
handen, die in aller Regel nicht sichtbar sind, da es sich um Innenraum-
anlagen mit Kabeleinspeisungen handelt. Nichtsdestotrotz sind diese
Anlagen aufwändig und beanspruchen sehr viel Raum; bei größeren
Wartungs- oder Instandhaltungsarbeiten ist eine äußerst sorgfältige lo-
gistische Vorbereitung erforderlich. 
Bild 12.6   Innenstadtversorgung konventionell [12.8, 12.9]
                                                                                                          365
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Zur Erzielung „schlankerer“ Netzstrukturen wäre es daher wünschens-
wert, die  Hochspannungstechnik aus dem direkten Innenstadtbereich
in Randbereiche zu verlagern und über einige 110-kV-Einspeisungen
an der Peripherie die Energieverteilung im Zentrum über ein Mittelspan-
nungsnetz zu realisieren. Wegen der auf Grund sehr hoher Lastdichten
erforderlichen großen Anzahl paralleler Kabelsysteme und der ohnehin
sehr vollen Leitungstrassen im städtischen Bereich kommen daher kon-
ventionelle Kabel nicht in Frage. Eine Lösung könnte jedoch in der Ver-
wendung supraleitender Mittelspannungskabel bestehen (Bild 12.7).
Zudem kann die Versorgungssituation in Ballungszentren die Verbindung
von Last- bzw. Einspeiseschwerpunkten im Bereich mehrerer 100 MVA er-
forderlich machen, die bisher nur mittels 400-kV-Anbindung realisierbar war.
Auch hier kann die Supraleitung auf der 110-kV-Ebene eine einem 400-kV-
System gleichkommende Leistung übertragen (z. B. 700 MVA). Zusammen
mit der Einsparung von 400/110-kV-Umspannanlagen im Stadtbereich kön-
nen solche Konzepte zukünftig völlig neue Lösungsansätze für die stabile
und zukunftsfähige Versorgung von Ballungszentren liefern.
Vom „supraleitenden Innenstadtnetz“ werden eine Reihe von Vorteilen
erwartet, wie beispielsweise
– Geringere Trassenbreite
– Geringerer Anlagenbaugröße
366
Bild 12.7   Innenstadtversorgung mit supraleitenden Mittelspannungs-
kabeln [12.8, 12.9] 
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                                                                                                          367
– Keine elektromagnetische Beeinflussung
– Entfall von HS/MS-Umspannanlagen in der Innenstadt
– Geringere Verluste (Kabel, Transformatoren)
Auch im Hinblick auf zukünftige Ladeinfrastrukturen für Elektrofahrzeuge
können supraleitende Energiekabelnetze größere Bedeutung gewinnen.
Vor allem, wenn sogenannte Hochleistungs-Schnellladestationen in grö-
ßerer Stückzahl im Stadtbereich installiert werden sollen, könnte die Su-
praleitung zu einem wichtigen Bestandteil des Versorgungskonzeptes
werden.
Bei Vorhandensein eines Mittelspannungsnetzes mit HTS-Kabeln kön-
nen auf der nachgelagerten Niederspannungsseite größere Netzschlei-
fen realisiert und somit Ortsnetzstationen eingespart werden, denn für
den zulässigen Spannungsfall zwischen Hochspannungsabgang und
Niederspannungshausanschluss kann in diesem Fall fast ausschließlich
das Niederspannungsnetz genutzt werden.
Ein weiterer Anwendungsfall der Supraleiter ist die Kurzschlussstrombe-
grenzung: Übersteigt im Kurzschlussfall der Strom einen bestimmten Wert
und kommt es in Folge davon zur Überschreitung der Sprungtemperatur
(siehe Abschnitt 2.7.7.4), so verliert das Material in Sekundenbruchteilen
seine supraleitende Eigenschaft und begrenzt den Strom durch einen
hohen Widerstand (Bild 12.8). Eine Ausnutzung dieses physikalischen Ef-
Bild 12.8   Elektrischer Wider-
stand von Supraleitern und
 Normalleitern (schematische
 Darstellung)
Bild 12.9   Supraleitender drei-
phasiger Kurzschlussstrom -
begrenzer
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fekts bietet den Vorteil, dass Netzbereiche einfacher gekoppelt und
Schaltanlagen in laststarken Gebieten nicht mehr für die sehr hohen Kurz-
schlussströme dimensioniert werden müssten, was erhebliche konstruk-
tive Vereinfachungen und damit Einsparungen ermöglichen würde. 
Solche supraleitenden Kurzschlussstrombegrenzer sind mittlerweile für
Spannungen bis 132 kV im Einsatz.
Weitere Einsatzgebiete in der Energietechnik
In Bereichen, wo Platz, Gewicht oder die angesprochenen Emissionen
(elektrisch, magnetisch oder thermisch) eine Rolle spielen, stellen HTS-
Verbindungen oft die beste Option dar. Kompaktheit und geringes Ge-
wicht sind beispielsweise auch im Bahn- oder Schiffsbereich
entscheidend. HTS-Generatoren (oder -Motoren) bieten aktuell Ge-
wichtsersparnisse von bis zu 50  % (in der Leistungsklasse von mehre-
ren Megawatt). Sie gestatten aufgrund der kleineren Baugröße
außerdem neue Konzepte im Bereich der Windenergieanlagen. In dem
EU-geförderten-Projekt „EcoSwing“ soll die Eignung der Technologie für
Großanlagen bestätigt werden. [12.10]
12.2.4   Wirtschaftlichkeit der Supraleiter
Der Vielzahl an Vorteilen supraleitender Kabel stehen heute noch ver-
gleichsweise hohe Herstellungskosten gegenüber. Die Rohmaterialien
sind zwar kostengünstig, aber der heutige Preis eines HTS-Bandleiters
der 2. Generation (sehr dünne Keramikschicht auf Stahlband) wird derzeit
im Wesentlichen durch die hohen Prozesskosten determiniert. Mit zuneh-
mendem Volumen hergestellter HTS-Bänder werden diese Kosten stark
fallen und es ist absehbar, dass sogar die auf den Stromtransport bezo-
genen heutigen Leiterkosten von Kupfer (€/kA·m) unterschritten werden.
Zudem ist die derzeitige Fertigungskapazität von HTS-Leitern begrenzt. 
Ein Ziel bei der Weiterentwicklung der HTS-Leiter ist das Minimieren der
Wechselstromverluste; auch wenn sie bereits Größenordnungen unter
denen von Kupfer liegen, sind sie noch ein begrenzender Faktor bei län-
geren HTS-Kabelstrecken, da auch kleinste Verluste einen Wärmeein-
trag bewirken, der durch die Kühlung ausgeglichen werden muss.
Für viele potenzielle HTS-Anwendungen stellen die Investitionskosten
eine Hürde dar. Die Bedeutung dieser Barriere nimmt mit fallenden Her-
368
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stellungskosten für HTS-Materialien ab. Weiterhin beeinflussen die Kos-
ten für Verlustenergie sowie die Kosten der durch die Verluste verur-
sachten CO2-Emissionen den Break-even beim Einsatz der
HTS-Technologie. Diese kann daher schon bald eine wirtschaftliche Al-
ternative sein. Die Autoren von [12.5] haben ermittelt, unter welchen
Umständen der Einsatz von HTS-Betriebsmitteln zu vergleichbaren oder
sogar geringeren annuitätischen Kosten (Investitionen und Betriebskos-
ten) möglich wäre (siehe Bild 12.10) und dazu drei Varianten betrach-
tet.
                                                                                                          369
Bild 12.10   Vergleich der annuitätischen Kosten zwischen einem 
konventionellen städtischen 110-kV-Verteilungsnetz 
(100 km2, 30 MW/km2) und demselben Netz mit HTS-
Mittelspannungsverbindungen; Varianten 1 bis 3 [12.5] 
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Basisvariante: traditionelles Netz (Vergleichsgrundlage für Varianten 1
bis 3) – das traditionelle Netz entspricht der in Deutschland und vielen
anderen europäischen Ländern üblichen Struktur eines Verteilungsnet-
zes in Ballungszentren mit vier Netzebenen und konventionellen Be-
triebsmitteln.
– Variante 1: traditionelles HS-Netz ersetzt durch HTS-Netz
    Das traditionelle Hochspannungsnetz (110-kV-Ebene) wird durch ein
HTS-Netz ersetzt. Die Nennspannung des HTS-Netzes entspricht der
Spannung des nachgelagerten konventionellen Mittelspannungsnet-
zes.
–  Variante 2: traditionelles HS- und MS-Netz ersetzt durch HTS-Netz
    Sowohl das traditionelle Hoch- als auch das Mittelspannungsnetz
werden durch ein HTS-Netz ersetzt.
–  Variante 3: ausgedehnte NS-Netze als Ergänzung zu Variante 2
    Diese Variante unterscheidet sich von Variante 2 durch weiter aus-
gedehnte Niederspannungsnetze und damit größere, dafür aber deut-
lich weniger Umspannstationen zwischen Mittel- und Niederspan-
nungsebene.
Die Voraussetzungen für wettbewerbsfähige annuitätische Kosten von
HTS-Kabelsystemen auf der Grundlage der betrachteten Varianten sind
[12.5]:
–  Der HTS-Einsatz erfolgt in hochbelasteten Netzbereichen als Teilsys-
tem (Hochleistungs-Mittelspannungsnetz als systemischer Ansatz).
–  Durch den effizienten Stromtransport auf Mittelspannungsebene wird
in Ballungsgebieten die Hochspannungsverteilungsnetzebene teil-
weise überflüssig und damit auch Umspannstationen, etc.
–  Die Preise für HTS-Drähte und für die Kühltechnologie sinken.
Aufgrund zunehmender Nachfrage und optimierter Fertigungsmethoden
ist der Preis für HTS-Leiter in den letzten Jahren bereits deutlich gesun-
ken, und somit die letzte Forderung erfüllt. Voraussetzung ist weiterhin,
dass hinreichende Produktionskapazitäten aufgebaut werden und mit
dem Produktionsvolumen durch Lernkurveneffekte die Leistungsfähig-
keit gesteigert und Produktionskosten gesenkt werden können. Dafür
muss ein entsprechender Bedarf an HTS-Betriebsmitteln herrschen. Um
diesen Bedarf zu schaffen und dem Markt zu Wachstum zu verhelfen,
ist zur Initialzündung die öffentliche Förderung von Pilotprojekten sinn-
voll. Ein prominentes Beispiel hierfür ist das Projekt AmpaCity, das im
nächsten Abschnitt näher beschrieben wird.
370
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12.2.5   Pilotprojekt „AmpaCity“ in Essen
In einer detaillierten internen Studie hat die RWE Deutschland AG
(heute: innogy SE) mit Herstellern und Hochschulen untersucht, ob und
in welchem Umfang HTS-Kabel für einen aus technischer und wirt-
schaftlicher Sicht sinnvollen Einsatz in Stadtnetzen geeignet sind und
inwieweit sie eine Alternative zu „klassischen“ Lösungen darstellen.
Dabei wurde konkret das Hochspannungsnetz der Stadt Essen betrach-
tet, insbesondere um zu klären, ob im Innenstadtbereich eine Substitu-
tion von 110-kV-Anlagen durch supraleitende Kabelverbindungen auf
der Mittelspannungsebene möglich ist. Von besonderer Bedeutung war
dabei die Integration der innovativen Betriebsmittel in das vorhandene
Verteilungsnetz, sowohl hinsichtlich der Schnittstellen mit den 110-kV-
Einspeisungen als auch bezüglich des Schutzkonzepts [12.7].
Wie die Studie zeigt, können durch den Einsatz von supraleitenden 10-
kV-Kabeln im Innenstadtbereich von Essen vier von zehn Umspannan-
lagen 110/10 kV entfallen. Ein Ausbau mit konventionellen 10-kV-Kabeln
stellt wegen des hohen Trassen- und Raumbedarfs keine sinnvolle Al-
ternative dar, was sicherlich auch für andere großstädtische Netze in
Anbetracht der Platzverhältnisse im Untergrund Gültigkeit hat. Dahin-
gegen würde der Netzausbau mit HTS-Kabeln deutliche Vorteile gegen-
über einem reinen 110-kV-Netz bieten, einerseits wegen der einfacheren
Netzstruktur und der räumlichen Vorteile der „schlankeren“ 10-kV-Kom-
ponenten, aber andererseits auch bei einem Vergleich der in Wirtschaft-
lichkeitsrechnungen ermittelten Gesamtkosten (Barwertbetrachtung) der
Varianten. Weiterhin lassen die Ergebnisse der Studie erwarten, dass
zusätzlich zu den bereits weiter oben angesprochenen Effekten für die
Kostendegression durch
–  Automatisierung und Optimierung der Kabelfertigung
–  deutliche Reduzierung des Entwicklungsaufwands bei Serienferti-
gung sowie
–  fallweisen Einzug in vorhandene Rohre außer Betrieb zu nehmender
Hochspannungskabel
künftig supraleitende Mittelspannungskabelanlagen wirtschaftlich bes-
ser oder zumindest gleich in Relation zur heutigen Technik sein werden.
Auf der Grundlage der positiven Ergebnisse der Studie wurde in der In-
nenstadt von Essen eine von dem Hersteller Nexans gefertigte Pilot-
strecke (Bild 12.11) mit einem supraleitenden System (10-kV-Kabel und
                                                                                                          371
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Strombegrenzer) von einem Kilometer Länge errichtet und damit die
Umspannanlagen „Herkules“ und „Dellbrügge“ verbunden [12.11].  
Das Pilotprojekt „AmpaCity“ zeigt in der Praxis, dass – beginnend bei
Auslegung und Design über die Legung im innenstädtischen Bereich
bis zur Erprobung im realen Netzbetrieb unter hohen Anforderungen an
die Verfügbarkeit (Versorgung eines nennenswerten Bereichs der In-
nenstadt) – HTS-Kabelanlagen auch für einen Einsatz in großem Maß-
stab geeignet sind. 
Das für einen Dauerstrom von 2.310  A bei 10  kV ausgelegte Kabel ist
einen Kilometer lang; damit wird in Essen weltweit erstmals ein HTS-
Mittelspannungskabel mit kompaktem konzentrischen Design zur Ver-
bindung von zwei Umspannanlagen eingesetzt.
Bild 12.12 zeigt ein Stück des 10-kV-Kabels mit konzentrischem Aufbau
der Leiter, bei dem auf ein inneres Wellrohr die Aufbauelemente Leiter
1, Isolierung, Leiter 2, Isolierung, Leiter 3, Isolierung und Kupferschirm
aufgebracht werden; das Ganze wird dann von einem doppelwandigen
Kryostaten umschlossen, auf den im letzten Fertigungsschritt ein PE-
Bild 12.11   Trasse des 10-kV-HTS-Kabels in der Innenstadt von Essen
372
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Mantel extrudiert wird. Auf Grund der konzentrischen Anordnung der
drei Leiter wird eine sehr kompakte Bauform mit entsprechenden Vor-
teilen bei der Handhabung und hinsichtlich der erforderlichen Kühlung
erreicht. 
An den Enden wird das Kabel jeweils mit einem speziellen Endver-
schluss (Bild 12.13) an die Schaltanlagen angeschlossen; zwischen den
beiden UA ist eine Verbindungsmuffe installiert.
Nach der Fertigung des Kabelsystems und dessen Installation im
Herbst/Winter 2013 erfolgte im Frühjahr 2014 die Inbetriebnahme
[12.12, 12.13]. 
Eine wesentliche Komponente bei der Umsetzung des Projekts – glei-
chermaßen unter zeitlichen sowie wirtschaftlichen Aspekten –  ist der
Tiefbau. Um die Tiefbauarbeiten mit möglichst geringem Aufwand zügig
durchführen zu können und die damit verbundenen Verkehrsstörungen
auf ein Minimum zu beschränken, wurde die projektierte Kabeltrasse
zwischen den beiden Umspannanlagen in insgesamt 18 Bauabschnitte
aufgeteilt. 
Bild 12.12   Supraleitendes 10-kV-Kabel mit koaxialem Aufbau
                                                                                                          373
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Für den späteren Einzug des HTS-Kabels wurden zunächst Leerrohre
in den Boden eingebracht. Zwischen den beiden Endpunkten wurde
eine Grube für die Montage der Verbindungsmuffe und als Start- bzw.
Zielpunkt für den Einzug der beiden Teillängen des Kabelsystems in den
Trassenverlauf integriert. Der Kabeleinzug erfolgte ähnlich wie bei kon-
ventionellen Hochspannungskabeln. 
Anschließend wurden die Komponenten des HTS-Systems in den bei-
den Umspannanlagen und die Verbindungsmuffe montiert. Der supra-
leitende Strombegrenzer und die Kühlanlage sowie ein so genannten
U-Bogen zur Aufnahme der Längenänderungen des Kabels sind in einer
vorhandenen, leerstehenden Trafozelle in der Umspannstation Herkules
installiert (Bild 12.14).
Der Vorratstank für den flüssigen Stickstoff wurde im Freiluftbereich der
Umspannstation „Herkules“ aufgestellt.
Zur Vorbereitung der Inbetriebnahme mussten alle Kontrollsysteme für
die Steuerung, Überwachung und Fernüberwachung sowie deren kor-
374
Bild 12.13  Endverschluss zum Abschluss des supraleitenden 10-kV-
Kabels
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                                                                                                          375
rektes Zusammenspiel validiert werden, um insbesondere den kälte-
und sicherheitstechnischen Betrieb des Systems sicher zu stellen. 
Nach der Abnahme des Kühlsystems durch den Technischen Überwa-
chungsverein wurden Kabelsystem und Strombegrenzer „kaltgefahren“,
d. h. mit einer definierten Abkühlgeschwindigkeit und einem festgelegten
Procedere auf Betriebstemperatur gebracht.
Nach Erreichen eines eingeschwungenen thermischen Zustands er-
folgte im nächsten Projektschritt die Überprüfung der Einschaltbereit-
schaft. Für diese Inbetriebnahmeprüfung wurde ein Kabelmesswagen
eingesetzt und das auch für konventionelle Kabel übliche Prüfverfahren
– VLF-Spannungsprüfung mit 0,1-Hertz-Prüfspannung (30 kV), Verlust-
faktormessung (bei 10 kV, 15 kV und 20 kV) und Teilentladungsprüfung
Bild 12.14   Komponenten des HTS-Systems in der Umspannanlage
„Herkules“
1 Kabel
4 Kurzschlussstrombegrenzer
2 U-Bogen
5 Kühlanlage
3 Endverschluss
6 Stickstofftank
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(20 kV) – herangezogen. Nach dem Bestehen dieser Inbetriebnahme-
prüfung wurde das System formal in den Netzbestand aufgenommen.
Im Rahmen mehrerer Kurz- und Erdschlussversuche wurde erfolgreich
nachgewiesen, dass das System nicht nur für den ungestörten Betrieb
geeignet ist, sondern dass es auch zuverlässig relevante Betriebssitua-
tionen im gestörten Betrieb beherrscht.
Das HTS-System zeichnet sich durch große Zuverlässigkeit im Dauer-
betrieb ohne nennenswerte Probleme aus; lediglich einige kleinere Nach-
besserungen an der Kühlanlage, sowie Justierungen der Schutztechnik
wurden – meist während des laufenden Betriebs – vorgenommen.
Der Innovationscharakter des Pilotprojekts ist ausschlaggebend für die
Förderung durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, da
es potenziell eine Initialzündung für den Aufbau weiterer Produktionska-
pazitäten im Bereich der HTS-Materialien, Kühlanlagen und HTS-Kabel-
technik darstellt. Mit Erreichen der gesteckten Innovationsziele kann
mittel- bis langfristig die Stromversorgung in Ballungsräumen mit hohen
Energiedichten durch die teilweise Substitution von 110/10-kV-Umspann-
anlagen vereinfacht werden, und nicht zuletzt wird hiermit ein Beitrag zur
Sicherung der Technologieführerschaft des Standorts Deutschland auf
dem Sektor der supraleitenden Betriebsmittel geleistet.
Fazit
Mit HTS steht eine Technologie bereit, die Klimaschutz und wirtschaftli-
chen Nutzen vereinen und herkömmliche Betriebsmittel in Sachen Effi-
zienz um ein Mehrfaches übertreffen kann. Ein großer Vorteil ist, dass
HTS in der gesamten Kette der Elektrizitätswirtschaft – von der Strom-
erzeugung über Transport und Verteilung bis hin zum Verbraucher 
(Beispiel Motor) – einsetzbar sind, somit unabhängig von den Primär-
energieträgern Nutzen bieten. Dass HTS zudem neue Netzstrukturen
erlauben oder die konstruktiven Möglichkeiten im Maschinenbau erwei-
tern, ist ein zusätzliches Plus. Ein Engagement von Politik und Wirt-
schaft zugunsten der HTS würde also technische Innovation
beschleunigen, auf breiter Front den Klimaschutz fördern und mittel- bis
langfristig Kostensenkungspotenziale eröffnen.
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13   Vorschriften und Normung
Die Normung bildet die Basis für die technische und wirtschaftliche Zu-
sammenarbeit und ist Voraussetzung für den freien Warenaustausch.
Die Norm beschreibt Funktion und Eigenschaften dergestalt, dass das
Zusammenwirken unterschiedlicher Betriebsmittel gewährleistet ist und
dass die Betriebsmittel herstellerunabhängig austauschbar sind und da-
durch anwendungsspezifische Sonderforderungen minimiert werden.
Für die Einhaltung dieser Anforderungen existieren entsprechende Prüf-
normen. Ein weiterer wichtiger Aspekt der Normung ist die Festlegung
der sicherheitsrelevanten Merkmale für Hersteller, Anwender und unbe-
teiligte Dritte. Die Normen beschreiben im Bereich der Starkstromkabel
den am Markt üblichen Stand der Technik und definieren die Regel der
Technik.
Die elektrotechnische Normungsarbeit hat sich wie folgt entwickelt:
1895  Der VDE (Verband Deutscher Elektrotechniker e.V.) erstellt die
erste deutsche Sicherheitsvorschrift für elektrische Starkstrom-
anlagen (entsprechend DIN VDE 0100).
1906  Die IEC (International Electrotechnical Commission), die für die
Erarbeitung von internationalen elektrotechnischen Normen zu-
ständig ist, wird gegründet.
1937  Die zweite Durchführungsverordnung zum Energiewirtschaftsge-
setz tritt in Kraft; die VDE-Normen gelten als anerkannte Regeln
der Technik.
1970  Mit dem Vertrag zwischen DNA (Deutscher Normenausschuss
e.V.) und VDE wird die Deutsche Elektrotechnische Kommission
(DKE) gegründet; die DKE übernimmt fortan die Normungs- und
Vorschriftenarbeit.
1973  Die CENELEC (Comité Européen de Normalisation Electrotech-
nique) für die Normung auf europäischer Ebene (Harmonisierung
der nationalen Normen) wird gegründet.
Ursprünglich wurde in Deutschland die elektrotechnische Normung vom
Verband Deutscher Elektrotechniker (VDE) e.V. – heute VDE Verband
der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V. – durchgeführt. Mit
dem Vertrag zwischen dem Deutschen Normenausschuss e.V. (DNA) –
                                                                                                          379
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heute Deutsches Institut für Normung (DIN) – und dem VDE vom 13. Ok-
tober 1970 wurde als gemeinsames Organ die Deutsche Elektrotechni-
sche Kommission (DKE) – heute Deutsche Kommission Elektrotechnik
Elektronik Informationstechnik im DIN und VDE – gebildet. Die dafür gül-
tige DIN VDE 0022 regelt in einer aktualisierten Satzung die Zusammen-
arbeit  [13.1]. Die DKE übernimmt die Normungs- und Vorschriftenarbeit.
In diesem Gremium wird die Normung gemeinsam von kompetenten
Fachleuten aus den so genannten „interessierten Kreisen“ aus Wissen-
schaft, Elektroindustrie, Elektrizitätswirtschaft, Elektrohandel, Elektro-
handwerk, Verbraucherschaft, Behörden, Berufs genossenschaften,
Technische Überwachungsorganisationen, Versicherern sowie Prüf- und
Forschungsinstituten erarbeitet. Durch das öffentliche Einspruchsverfah-
ren können alle Interessen berücksichtigt werden. Wichtig dabei ist, dass
die Normen nach dem Konsensprinzip erarbeitet werden und damit die
Voraussetzung für die Akzeptanz der Normen als anerkannte Regel der
Technik gegeben ist. Die Normen werden gleichzeitig als VDE-Bestim-
mungen in das VDE-Vorschriftenwerk aufgenommen. Damit wird ihre Be-
deutung für sicherheitstechnische Festlegungen unterstrichen, sie gelten
somit als sicherheitstechnische Normen.
Die Regeln für den Aufbau und die zu erfüllenden Anforderungen sowie
Empfehlungen für die Verwendung sind für Starkstromkabel und -leitun-
gen weitgehend in nationalen, europäischen und zunehmend in inter-
nationalen Normen festgelegt. Im Zuge der Harmonisierung des
europäischen Marktes hat die europaweite Normung, insbesondere im
Hinblick auf den Abbau von Handelshemmnissen, absolute Priorität
[13.2]. Dadurch haben sich grundlegende Änderungen sowohl in der
Bearbeitung als auch in der Darstellung der Normen ergeben.
Kabel für Verteilungsnetze sind im Vergleich zu anderen elektrotechni-
schen Produkten stärker durch Normen beschrieben, da sie wesentliche
Unterschiede zu Produkten wie z. B. Transformatoren oder Schaltern
aufweisen. In ihrer Rolle als Verbindungselement über lange Distanzen
sind sie unterschiedlichsten Betriebsbedingungen sowohl über die Ver-
bindungslänge als auch über die gesamte Lebensdauer ausgesetzt. Sie
sind zudem, bedingt durch ihren Aufbau und die Legung in Erde, einer
regelmäßigen Wartung nicht zugänglich, und ein Austausch ist wegen
der hohen Kosten für die Erdarbeiten extrem aufwändig. Um den hohen
Ansprüchen an die Lebenserwartung und die Zuverlässigkeit zu genü-
gen und ein einwandfreies Zusammenspiel von Kabeln und Garnituren
zu gewährleisten, ist es erforderlich, bei der Normung einen angemes-
sen hohen Aufwand zu treiben. 
380
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13.1   Nationale Normung
Die Normungsarbeit in der DKE ist in verschiedene Bereiche und dort
wieder in mehrere Fachbereiche aufgeteilt (Bild 13.1). Die Normung für
Starkstromkabel, -leitungen und Garnituren erfolgt im Fachbereich 4,
sie ist dem Komitee K 411 (Starkstromkabel und isolierte Starkstromlei-
tungen) und zugehörigen Unterkomitees (UK) zugeordnet:
– UK 411.1: Starkstromkabel
– UK 411.2: Isolierte Starkstromleitungen
– UK 411.3: Starkstromkabelgarnituren
Bild 13.1   Struktur der Normungsarbeit bei DKE
                                                                                                          381
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13.1.1   DKE K411
Das Komitee K 411 ist für die Normenpolitik und die Koordinierung der
einzelnen Unterkomitees und der übergreifenden Arbeitskreise (Strom-
belastbarkeit und Verwendung von Kabeln und Leitungen, Werkstoffe,
Prüfverfahren und Brandverhalten) verantwortlich. Bei der Festlegung
der Normenpolitik und dem damit verbundenen Aufwand sind sowohl
die Marktrelevanz als auch die zur Verfügung stehenden Ressourcen
zu berücksichtigen. Folgende Faktoren sind zudem für eine effektive
und erfolgreiche Normung von entscheidender Bedeutung:
– Die Normung sollte weiterhin vorzugsweise „freiwillig“ durch die unmit-
telbar beteiligten Partner erfolgen und möglichst nicht ausschließlich
„Dritten“ z. B. dem Gesetzgeber überlassen werden. Nur so kann die
Marktrelevanz und der Bezug zur Verwendung sichergestellt werden.
– Eine frühzeitige und aktive Beteiligung kompetenter Experten insbe-
sondere bei den IEC- und CENELEC-Aktivitäten verhindert, dass Nor-
mungsergebnisse übernommen werden müssen, die nicht dem
angestrebten Ziel entsprechen.
Die Unterkomitees bearbeiten die Normentexte sowohl fachlich als auch
redaktionell. Sie veröffentlichen die Entwürfe der Normen, bearbeiten
die eingehenden Einsprüche, erstellen und veröffentlichen in Abstim-
mung mit dem zuständigen Komitee die endgültigen Normentexte.
13.1.2   DKE UK411.1 Starkstromkabel
Die relevanten Aufbaunormen für Starkstromkabel und -leitungen sind in
der Gruppe 2 „Energieleiter“ (d. h. alle VDE-Bestimmungen, die mit den
Ziffern 02 beginnen, z. B. 0276) des VDE-Vorschriftenwerkes, die zuge-
hörigen Prüfnormen in Gruppe 4 „Messen, Steuern, Prüfen“ zu finden.
Ziel ist es, durch Festlegung des Aufbaus, der Materialien und der Prüf-
kriterien sicherzustellen, dass das Kabel die sicherheitstechnischen
 Mindestanforderungen erfüllt, der Vielfalt der auftretenden Betriebs-
 bedingungen während der geplanten Lebensdauer gewachsen ist, funk-
tionstüchtig bleibt und dass eine definierte Basis für die Garniturenzuord-
nung vorhanden ist. Dabei sind folgende Kriterien zu berücksichtigen:
– Kabelaufbau
– Abmessungen
– elektrische Eigenschaften
382
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– mechanische Eigenschaften
– thermische Eigenschaften
– Verhalten gegenüber äußeren Einflüssen
Die Arbeit an den wichtigsten DIN-VDE-Bestimmungen für kunststoff-
isolierte Starkstromkabel in der Mittel- und Hochspannung folgt einem
international festgelegtem Zeitplan zur Überarbeitung mit den nötigen
Anpassungen an die aktuellen Erkenntnissen bei der Herstellung und
Anwendererfahrung. Bei den Mittelspannungskabeln konnten durch
diese Kontinuität einige Produktmerkmale angepasst und bei Inbetrieb-
nahmeprüfung neue Prüfverfahren eingearbeitet und zusätzlich Hin-
weise für den Anwender zur Qualitätsausrichtung empfohlen werden,
siehe auch Abschnitt 5. In der Hochspannung konnte eine weitere An-
gleichung der Prüfsystematik an die internationale Normung bei IEC und
den deutschen Anwendererfahrungen umgesetzt werden.
Es ist immer zu beachten, dass eine Norm die möglichen aktuellen Anfor-
derungen nicht zeitnah zur Projektaufgabe, insbesondere die Erfordernisse
durch Energiewende vollständig abdecken kann. Die nach einer Norm ge-
fertigten Produkte schließen in der Regel zusätzliche Leistungsmerkmale
ein, die insbesondere die Erfahrungen bei Legung, Montage und Betrieb
berücksichtigen. Jede einzelne Eigenschaft zu normen würde bedeuten,
dass Produktanpassungen ausschließlich über den zeitintensiven Nor-
mungsprozess und die mehrjährigen Überarbeitungsintervalle (Mainten-
ance Cycle) erfolgen müssten. Während die Einhaltung der Norm eine
unverzichtbare Basis für die Lieferung ist, spielt das Vertrauensverhältnis
zwischen Anwender und Lieferant auf der Basis der Betriebserfahrungen
und bei der Präqualifikation der Lieferanten eine wesentliche Rolle.
Es wurde auch für die Starkstromkabel in der Spannungsebene > 110
kV für die Transportnetzebene eine IEC-Norm (IEC 62067) in das na-
tionale Regelwerk in DIN VDE 0276-2067 überführt.
Darüber hinaus werden auf der Basis von CIGRE-Arbeitsgruppen mit
Anwendererfahrungen Normen für Seekabel und Supraleiterkabel ent-
wickelt.
13.1.3   DKE UK411.3 Starkstromkabelgarnituren
Die relevanten Aufbaunormen für Starkstromkabelgarnituren werden,
wie für Kabel in Abschnitt 13.1.1 beschrieben, in der zugehörigen DKE-
Struktur bearbeitet. 
                                                                                                          383
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Ziel ist es, für die verschiedenen Garniturentechnologien die geeigneten
Prüfkriterien festzulegen, um zu gewährleisten, dass die Kabelgarnitu-
ren die sicherheitstechnischen Mindestanforderungen erfüllen.
Kabel müssen während der geplanten Lebensdauer funktionstüchtig
bleiben, d. h. der Vielfalt der auftretenden Betriebsbedingungen gewach-
sen sein. 
Dabei gelten folgende Anforderungen:
– Kabelaufbau muss bekannt sein
– Abmessungen müssen zu den Kabelabmessungen passen
– Elektrische, mechanische und thermische Eigenschaften müssen
denen der Kabel entsprechen
– Verhalten muss gegenüber äußeren Einflüssen resistent sein
Zu den Garnituren gehört auch die Abschluss- und Verbindungstechnik.
Somit werden die zugehörigen Kontaktsysteme ebenfalls im UK411.3
bearbeitet.
13.2
Zusammenhang zwischen nationaler, europäischer und
internationaler Normung
Die nationale Normung wird durch die europäische Normung bestimmt,
die sich wiederum auf die internationale Normung abstützt (Tabelle 13.1).
Die internationale Normung erfolgt bei ISO (International Organization
for Standardization), die europäische bei CEN (Comité Européen de
Normalisation). Die entsprechenden Organisationen für die elektrotech-
nische Normung sind IEC (International Electrotechnical Commission)
und CENELEC (Comité Européen de Normalisation Electrotechnique).
Die erarbeiteten Normen sind lEC-Normen (Tabelle 13.2), EN (Europäi-
sche Normen) und HD (Harmonisierungsdokumente).
Während die EN unverändert, d.  h. im Wortlaut, in nationale Normen
zu übersetzen sind, müssen aus den HD nur die relevanten Teile inhalt-
lich in die nationalen Normen übernommen werden, entgegenstehende
nationale Normen zurückgezogen werden.
In Bild 13.2 sind beispielhaft Deckblätter von DIN-VDE-Bestimmungen
gezeigt. Daraus wird die Verknüpfung der nationalen mit den europäi-
schen und internationalen Normen deutlich.
384
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                                                                                                          385
Tabelle 13.2   IEC-Normen für Starkstromkabel
Tabelle 13.1   Normung auf nationaler, europäischer und internationa-
ler Ebene
nationale
Normung
europäische
Normung
internationale
Normung
allgemeine
 Normungsorganisation
DIN
CEN
ISO
elektrotechnische
 Normungsorganisation
DKE
CENELEC
IEC
entsprechende Normen der
Elektrotechnik
DIN VDE, DIN
EN, HD
IEC
IEC -
Nummer
Thema1)
Bauarten und
Garnituren
kunst-
stoff-
isoliert
60502
Nieder-, Mittelspannung
60840
Hochspannung ≤ 150 kV
62067
Hochspannung > 150 kV
papier-
isoliert
60141
Hochspannung
60055
Nieder-, Mittelspannung
Übergeordnete
Bestimmungen
60050-461
Begriffe
60364
Errichtung
60183
Verwendung
60228
Leiter
Belastbarkeit
60287
Belastbarkeit, ungestörter Betrieb
60724
zul. Kurzschlusstemperaturen (1 bis 3 kV)
60986
zul. Kurzschlusstemperaturen (6 bis 30 kV)
61443
zul. Kurzschlusstemperaturen (> 30 kV)
60949
Berechnung der Kurzschlussströme
60853
Zyklischer Betrieb
Prüfmethoden
60229
Kabelmäntel
60230
Stoßspannung
60331
Isolationserhalt
60332
Brandverhalten
60754
Halogenfreiheit
61034
Rauchdichte
60811
Werkstoffprüfung
61238
Leiterverbinder
61442
Garnituren
60885
Teilentladung
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Bild 13.2   Beispiele für die Bezeichnung von Normen
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Die IEC ist bestrebt, eine Koordinierung der elektrotechnischen Normen
weltweit voran zu bringen. Die von der IEC herausgegebenen Doku-
mente sind Normen, Technische Berichte, Technische Spezifikationen
und Empfehlungen. Eine gesetzliche Regelung, die eine Übernahme
der lEC-Normen erzwingen könnte, gibt es nicht.
Dennoch ist eine Reihe der mitarbeitenden Länder in den letzten Jahren
stark zunehmend übereingekommen, lEC-Normen, denen sie zuge-
stimmt haben, auch sachlich in die nationalen Normen mit zu überneh-
men. Das gilt im Wesentlichen auch für die DIN-VDE-Bestimmungen,
die als Basis die lEC-Anforderungen berücksichtigen. Berücksichtigt
werden in den DIN-VDE-Bestimmungen aber zusätzlich alle nationalen
Besonderheiten z.  B. aufgrund der geltenden Gesetze, der Qualitäts-
anforderungen und des Netzbetriebs.
13.3   Harmonisierung der Normung in Europa
Bereits 1957 wurde im EG-Vertrag („Römische Verträgen“) in einem Ar-
tikel (heute aktuell Nr. 114) festgelegt, durch Richtlinien diejenigen
Rechts- und Verwaltungsvorschriften der Mitgliedsstaaten einander an-
zugleichen, die sich unmittelbar auf die Errichtung oder das Funktionie-
ren des gemeinsamen Marktes auswirken [13.3]. Auf dem Gebiet der
Technischen Regelwerke nimmt die CENELEC die Aufgabe wahr, die
in Europa geltenden Normen zu harmonisieren.
Mit Öffnung des europäischen Marktes in den 1990er Jahren ist die Be-
deutung der europäischen Normen gegenüber den nationalen Normen
stark gestiegen. Aufgabe ist es, die national vorhandenen Normen in
 europäische Normen zu überführen und andererseits europäische Richt-
linien in nationales Recht umzusetzen. Der Schwerpunkt der deutschen
Normungsaktivitäten hat sich seit dieser Zeit auf die Harmonisierung der
europäischen elektrotechnischen Normungsorganisation CENELEC
 konzentriert, (siehe auch Abschnitt 13.2) mit steigender Tendenz zu
IEC-Normen. Wichtig für den Anwender ist dabei, dass die in den DIN-
VDE-Bestimmungen festgelegten anerkannten Regeln der Technik bei-
behalten und nicht auf ein niedrigeres Niveau herabgesetzt werden.
An der Erarbeitung der Harmonisierungsdokumente (HD) und der Eu-
ropäischen Normen (EN) sind nicht nur die Länder der Europäischen
Union, sondern auch die dem europäischen Wirtschaftsraum (EWR) bei-
getretenen Länder beteiligt.
                                                                                                          387
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Dabei sind folgende Grundsätze von Bedeutung:
– Die nationalen Aktivitäten werden soweit wie möglich zugunsten der
europäischen Normung reduziert und neue Normen möglichst nur
noch als EN erarbeitet. Das so genannte Vilamoura-Verfahren schreibt
vor, dass jedes nationale Normungsvorhaben gemeldet werden muss.
Die einzelnen Mitgliedsländer können dann entscheiden, ob sie sich
an dieser Normung im Rahmen der CENELEC beteiligen. Ein natio-
nales Normungsvorhaben kann nur dann durchgeführt werden, wenn
vier andere CENELEC-Mitglieder auf einer europäischen Normung
bestehen.
– Die Ergebnisse der internationalen Normungsarbeit in IEC fließen, so-
weit irgend möglich, ohne weitere Verzögerung in die CENELEC-Nor-
mungsarbeit ein. Im Zuge des so genannten „Parallel Voting
IEC/CENELEC“ werden von IEC erarbeitete Entwürfe, bezeichnet als
DIS (Draft International Standard), entsprechend der Vorgabe des 
betroffenen Technischen Komitees, gleichzeitig in CENELEC abge-
stimmt und bei Annahme in eine Europäische Norm (EN) umgewan-
delt. Im so genannten „Dresden Agreement“ von 1996 wird die
Möglichkeit eröffnet, Normenvorhaben aus dem CENELEC-Bereich in
die IEC-Arbeit einzubringen. 
Die schnelle und sachlich kompetente Beurteilung aller internationa-
len (IEC) und europäischen (CENELEC) Normenvorschläge mög-
lichst durch kompetente und aktive Mitarbeit durch die verantwortli-
chen nationalen Normengremien ist eine wesentliche Voraussetzung,
den gewünschten Stand der Technik zu erhalten und weiter zu entwi-
ckeln.
Unmittelbarer Anlass für die seit Anfang der 1990er Jahre laufenden Ak-
tivitäten auf dem Gebiet der Starkstromkabel in CENELEC war die Um-
setzung der öffentlichen Beschaffungsrichtlinie (Sektorenrichtlinie)
[13.4]. Danach ist ab bestimmten Wertgrenzen des angefragten Volu-
mens jeder europäische Netzbetreiber gehalten, europaweit auszu-
schreiben. Die Richtlinie setzt „transparente, verfügbare“ Normen
(Beseitigung der Handelshemmnisse) voraus.
Da es in den einzelnen europäischen Ländern unterschiedliche gesetz-
liche Vorschriften und in den Verteilungsnetzen unterschiedliche Netz-
bedingungen gibt, ist eine Vereinheitlichung der Verteilungskabel nur
bedingt möglich. Daher hat man sich entschlossen, zunächst die derzeit
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bestehenden nationalen Normen für Starkstromkabel in öffentlichen Ver-
teilungsnetzen in so genannten „Kompendien“ zusammenzustellen, sie
in eine einheitliche Form zu bringen und als HD zu veröffentlichen. Die-
ses Verfahren ist im Moment der einzige Weg, den in den einzelnen
Ländern bestehenden Stand der Technik unter Berücksichtigung der na-
tionalen Vorschriften zu sichern. Die relevanten DIN-VDE-Bestimmun-
gen und damit der in Deutschland erreichte Stand der Technik sind in
die entsprechenden HD eingebracht worden.
Die HD sind in mehrere Teile gegliedert. Dabei enthält der Teil 1 allge-
meine Anforderungen (Anforderungen, die für alle Kabel gelten, wie
z. B. Festlegung der Isolierwanddicken) und der Teil 2, soweit vorhan-
den, Hinweise auf Prüfverfahren. Die folgenden Teile enthalten im We-
sentlichen – nach Bauarten, z. B. den Werkstoffen der Isolierung bzw.
den metallenen Hüllen, sortiert – die einzelnen Hauptabschnitte mit den
Bauarten der Mitgliedsländer.
Die für Deutschland relevanten HD für Kabel werden in der DIN-VDE-
Bestimmung der Normreihe 0276 zusammengefasst. Die jeweilige
 Nummer des HD (z. B. HD 603) gibt den betreffenden Teil der entspre-
chenden DIN-VDE-Bestimmung (z. B. DIN VDE 0276-603) an. In den
DIN-VDE-Bestimmungen sind nur diejenigen Teile und Hauptabschnitte
des jeweiligen HD aufgenommen, die national angewendet werden
(z. B. DIN VDE 0276-603.5G für unbewehrte VPE-isolierte Nieder -
spannungskabel). In den Tabellen 13.3 und 13.4 ist dargestellt, welche
„alten“ DIN-VDE-Bestimmungen in die HD eingeflossen sind und
 welche „neuen“ DIN-VDE-Bestimmungen daraus entstanden sind.
Dabei ist zu beachten, dass die HD für Garnituren und Hochspan-
nungskabel keine Aufbauanforderungen, sondern nur Prüfanforderun-
gen beinhalten.
Die Kennzeichnung auf dem Kabelmantel mit dem eingetragenen Zei-
chen und Angabe der Norm (z.  B. < VDE > 0276) lässt keine Unter-
scheidung der einzelnen Bauarten mehr zu. Deshalb wird die
Kennzeichnung um die Bauartkurzzeichen und die Spannung (z. B.
NAYY 1 kV) erweitert.
Nationale Normen werden dann zurückgezogen, wenn ihr Inhalt in einer
harmonisierten europäischen Norm festgelegt ist. So wurden viele DIN
VDE Normen seit vielen Jahren in der Normreihe DIN VDE 0276 über-
führt und folgen den international gültigen Regularien.
                                                                                                          389
                                                                                                                
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Die Bauarten, die nicht in die HD aufgenommen wurden, verbleiben als
„nationale Restbestände“ in den bekannten Normen, z. B.
– DIN VDE 0271 (z. B. bewehrte Kabel)
– DIN VDE 0266 (ehemalige Teile 3 und 4)
Tabelle 13.3   Harmonisierungsdokumente (HD), Europäische Normen
(EN) und DIN-VDE-Bestimmungen für
Niederspannungs kabel und -garnituren
1) zusätzliche Prüfmethoden
Produkt
Inhalt der Be -
stimmungen
Anwendungsbereich
HD
DIN VDE
Kabel
Prüfmethoden
alle Kunststoffkabel
605
0276-605
Aufbau und
Prüfanforde-
rungen
Kunststoffkabel für Vertei-
lungsnetze
603
0276-603 Teile
1, 3G
0276-603 Teile
1, 5G
Kabel mit verbessertem Ver-
halten im Brandfall für Kraft-
werke
604
0276-604 Teile
1, 5G
isolierte Freileitungen
626
0276-626 Teile
1, 21) 4F und
9F
Steuerkabel
627
0276-627 Teile
1, 21) 7H
0276-627 Teile
1, 21) 4H
Produkt
Inhalt der Be-
stimmungen
Anwendungsbereich
EN
DIN VDE
Garnituren
Prüfanforde-
rungen
Kunststoffkabel
50393
0278-393
Kunststoffkabelgarnituren
50655
0278-655
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                                                                                                          391
Hochspannungskabel werden in weit geringerem Umfang als Nieder-
und Mittelspannungskabel eingesetzt. Sie werden viel stärker auf den
vorliegenden Einzelfall ausgelegt und optimiert. Deshalb sind nicht alle
Parameter der Hochspannungskabel in der Normung festgelegt. Daher
ist es umso wichtiger, für Hochspannungskabel und -garnituren die we-
sentlichen Prüfanforderungen festzulegen, die ein einwandfreies Be-
triebsverhalten erwarten lassen.
Für Hochspannungskabel wurde folgende Struktur – ähnlich den HD für
Nieder- und Mittelspannungskabel – beschlossen:
–  Teil 1: IEC 60141 (für papierisolierte Kabel), IEC 60840 (für kunst-
stoffisolierte Kabel)
Tabelle 13.4   Harmonisierungsdokumente (HD), Europäische Normen
(EN) und DIN-VDE-Bestimmungen für 
Mittelspannungskabel und -garnituren
1) zusätzliche Prüfmethoden
Produkt
Inhalt der Be -
stimmungen
Anwendungsbereich
HD
DIN VDE
Kabel
Prüfmethoden
alle Kunststoffkabel
605 A1
0276-605 A1
Aufbau und
Prüfanforde-
rungen
Kunststoffkabel für Vertei-
lungsnetze
620
0276-620 Teile
1, 3C, 4C
0276-620 Teile
1, 10-C
Massekabel für Verteilungs-
netze
621
0276-621 Teile
1, 21) 3C, 4C
Kabel mit verbessertem Ver-
halten im Brandfall für Kraft-
werke
622
0276-622 Teile
1, 4D
Produkt
Inhalt der Be-
stimmungen
Anwendungsbereich
EN
DIN VDE
Garnituren
Prüfmethoden
Kunststoff- und Massekabel
61442
0278-442
Prüfanforde-
rungen
Kunststoff- und Massekabel
HD
629-1
HD
629-2
0278-629 Teil 1
0278-629 Teil 2
Kunststoffkabelgarnituren
50655
0278-655
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392
– Teil 2: zusätzliche Prüfmethoden, die in Europa zur Anwendung kom-
men
– Teil 3 ff: Prüflisten mit einer Zusammenfassung der für die jeweilige
Bauart der einzelnen europäischen Länder relevanten Prüf -
anforderungen und -methoden
Die Normung eines europäischen Standardkabels für den Bereich der
elektrischen Energieversorgung ist im Hinblick auf die in den einzelnen
Ländern bestehenden unterschiedlichen gesetzlichen und technischen
Rahmenbedingungen nicht möglich, aber auch nicht erforderlich. Aller-
dings werden mit Sicherheit von der Vergleichbarkeit und Transparenz
der neuen HD deutliche Impulse auf die weitere Entwicklung der Pro-
dukte ausgehen. Eine Konzentration auf weniger Bauarten muss län-
gerfristig in die Überlegungen einbezogen werden. Sinnvoll ist hier ein
abgestimmtes schrittweises Vorgehen.
13.4    Normenkonformität
In einem von Handelshemmnissen – soweit sie durch Normen begrün-
det waren – weitgehend befreiten europäischen Markt kommt dem
Nachweis der Normenkonformität eine entscheidende Bedeutung zu.
Die grundsätzliche Vorgehensweise beim Nachweis der Normenkonfor-
mität ist in Bild 13.3 aufgezeigt [13.5].
Bei so genannten zeichenfähigen Produkten erteilt das Prüf- und Zerti-
fizierungsinstitut des VDE die Genehmigung zum Führen des VDE-Zei-
chens. Bei Starkstromkabeln für Verteilungsnetze nach den Normen DIN
VDE 0276-620 und -603 wurde Anfang der 1990er Jahre ein Prüfver-
Tabelle 13.5   Harmonisierungsdokumente und DIN-VDE-Bestimmun-
gen für Hochspannungskabel und -garnituren
Produkt
Inhalt der Be-
stimmungen
Anwendungsbereich
EN
DIN VDE
Kabel und
Garnituren
Prüfanforde-
rungen
Kunststoffkabel
632
0276-632 Teile 0, 1,
3-D, 4-D, 5-D
Niederdruck-Ölkabel
633
0276-633 Teile 1, 3D
Gasinnendruckkabel
634
0276-634 Teile 1, 3C
Gasaußendruckkabel
635
0276-635 Teile 1, 3C
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fahren festgelegt, mit dem im Rahmen einer Langzeitprüfung die Qua-
lität und Lebensdauer zuverlässig überprüft werden kann [13.6, 13.7].
Das bedeutet im Einzelnen:
– Überprüfung der Existenz eines zertifizierten QM-Systems nach DIN
EN ISO 9000
– Typprüfung bei neuen Produkten
– erneute Typprüfung nach dem so genannten „lEC-Modus“, wenn Än-
derungen der Werkstoffe, des Aufbaus oder des Fertigungsprozesses
erfolgen, die eine Änderung der Betriebseigenschaften bewirken könn-
ten
– regelmäßige Wiederholungen der Typprüfung nach ca. 5 Jahren in
einem akkreditierten Prüflabor oder unter dessen Begleitung zur Er-
fassung der Auswirkung von Teilschritten der Produktmodifikationen
Die Erstprüfung im Rahmen einer Zeichengenehmigung erfolgt durch
das Prüf- und Zertifizierungsinstitut selber. Bei Einhaltung aller Prüfan-
forderungen wird von dem akkreditierten Prüflabor das Prüfdokument
erstellt. Liegt für den jeweiligen Hersteller ein QM-Zertifikat nach DIN
EN ISO 9000 vor, kann durch das Prüf- und Zertifizierungsinstitut des
VDE die Zeichengenehmigung erteilt werden. Zur Aufrechterhaltung der
Zeichengenehmigung müssen die oben aufgeführten Wiederholungs-
oder erneuten Typprüfungen, bei kunststoffisolierten Mittelspannungs-
kabeln zusätzlich die fertigungsbegleitenden Prüfungen durchgeführt
werden.
Bei nicht zeichenfähigen Produkten, z.  B. bei Garnituren oder Hoch-
spannungskabeln, bescheinigt der Hersteller selbst das Bestehen der
erforderlichen Prüfungen in Form eines Prüfdokuments (Konformitäts-
erklärung des Herstellers), sofern nicht der Auftraggeber Prüfdokumente
eines akkreditierten Prüflaboratoriums oder ein Produktzertifikat einer
Zertifizierungsstelle verlangt.
Das VDE-Zeichen oder das Produktzertifikat sagt also aus, dass das
gekennzeichnete Produkt die Norm erfüllt, der Hersteller über ein QM-
System verfügt und Typprüfungen regelmäßig wiederholt werden. Die
erteilte Zeichengenehmigung und damit das VDE-Zeichen ist somit, was
die durchzuführenden Prüfungen anbelangt, gleichwertig zu dem Pro-
duktzertifikat. Im Rahmen der Zeichengenehmigung erfolgt jedoch
neben der Überwachung der Fabrikation auch die Überwachung des
Marktes. In diesem Punkt unterscheiden sich VDE-Zeichen und Pro-
duktzertifikat.
                                                                                                          393
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394
Im Falle der anderen DIN-VDE-Normen für Starkstromkabel (z. B.
DIN VDE 0276-604 und -622: Kabel mit verbessertem Verhalten im
Brandfall für Kraftwerke) gilt das o. g. Verfahren sinngemäß.
Eine völlig andere Bedeutung hat das CE-Kennzeichen. Das CE-Kenn-
zeichen ist eine Erklärung des Herstellers, dass ein bestimmtes Produkt
den relevanten Richtlinien der Europäischen Union, z. B. der Niederspan-
nungsrichtlinie, entspricht und in allen Ländern der Europäischen Union
in den Handel gebracht werden darf. Diese Richtlinien enthalten im We-
sentlichen grundlegende Sicherheitsanforderungen, jedoch keine Anfor-
derungen an die Qualität. Die Konformität für Produkte, die unter die
Niederspannungsrichtlinie fallen, wird nicht durch eine unabhängige In-
stitution überwacht. Jeder Hersteller, dessen Produkt die Niederspan-
nungsrichtlinie einhält, kann dieses in eigener Verantwortung mit dem
CE-Kennzeichen versehen (Herstellererklärung). Damit hat das CE-
Bild 13.3   Nachweis der Normenkonformität
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Kennzeichen eine völlig andere Bedeutung und ist mit dem VDE-Zeichen
bzw. dem Produktzertifikat nicht vergleichbar. Das CE-Zeichen ist ein rei-
nes Handelszeichen und sagt nichts über die Qualität des Produktes aus.
Alle Niederspannungskabel fallen unter die Niederspannungsrichtlinie.
Sie sind seit dem 01. Januar 1997 mit dem CE-Kennzeichen zwingend
zu kennzeichnen, wenn sie im europäischen Markt in den Handel ge-
bracht werden. Es wurde vereinbart, dass die CE-Kennzeichnung nur
auf der Verpackung (z. B. Spulenetikett) und nicht auf dem Produkt
selbst erscheint, um die unterschiedlichen Bedeutungen des CE-Kenn-
zeichens und des VDE-Zeichens herauszustellen.
Seit dem 01. Juli 2013 gilt die Bauproduktenverordnung verbindlich für
alle Mitgliedsstaaten der EU. Für Kabel und Leitungen erfolgt die Zu-
lassung nach der harmonisierten Norm hEN50575: 2014 und gilt ab dem
01. Juli 2017 auch für die gefertigten Kabel und Leitungen. So soll si-
chergestellt werden, dass die Brandschutzklassen je nach Einsatzfall
mit verschiedenem Prüfumfang und -schärfe für den Anwender nach-
vollziehbar und die Einhaltung der anspruchsvollen Brandschutzkriterien
nachgewiesen dokumentiert wird.  
13.5   Materialcharakteristik der Isolierwerkstoffe
Materialcharakteristiken für die Komponenten der Garnituren, siehe auch
Abschnitt 5.1.2, dienen der eindeutigen Beschreibung und Zuordnung der
in der Typprüfung eingesetzten Werkstoffe. Seit 2014 wurde die bisherige
Normenreihe HD 631 abgelöst und in die Normreihe EN 50655 überführt.
Letztere entspricht der VDE-Klassifikation als Normenreihe DIN-VDE-
0278-655 und enthält anzuwendende Prüfverfahren und Prüfreihen. 
Die DIN VDE 0278-655 ist aktuell in 3 Standardmaterialkomponenten
untergliedert:
Teil 1: Gießharze
Teil 2: Warmschrumpfschläuche für die Niederspannung und Mittel -
spannung
Teil 3: Kaltschrumpfschläuche für die Niederspannung und Mittelspannung
Hinweis: Ein möglicher Teil 4 für die Aufschiebtechnik ist noch nicht in
Planung, würde diese Normreihe mit den derzeitigen Technologien ver-
vollständigen.
                                                                                                          395
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Die o. g. Normenreihe DIN VDE 0278-655 enthält Angaben zur so ge-
nannten Fingerprintprüfung zur Materialcharakterisierung. Die Typprü-
fungen für die Komponenten der Garnituren werden international in der
Normenreihe  IEC 60455 erarbeitet. Der Systematik folgend werden in
Teilen die Technologien und Prüfungen aufgegliedert. Im DKE-Regel-
werk werden diese in der Normenreihe DIN-VDE-0355 gespiegelt. Ein
Beispiel für die fachlich hervorragend ausgeprägte internationale Zu-
sammenarbeit stellt die als so genannte „Materialblatt“ geführte DIN
VDE 0355-3-8 für Typprüfungen an Reaktionsharzmassen dar.
13.6   Verbindertechnologien in Garnituren
Die anzuwendenden Prüfverfahren sind im Wesentlichen in folgenden
Fachgrundnormen enthalten: 
– IEC 61238-1-1: Niederspannungsverbinder 
– IEC 61238-1-2: Isolationsdurchschneidende Verbinder 
(engl. Abkürzung: IPC)
– IEC 61238-1-3: Mittelspannungsverbinder 
– IEC 61238-1-4: Hochspannungsverbinder* 
In diesen vier Teilen werden Vorgaben zur Prüfung der Betriebseigen-
schaften je nach Anwendungsbereich gemacht. Aus dem bisherigen
nicht mehr zeitgemäßen Gesamtwerk IEC 61238-1 wurde durch die
Strukturierung und Aktualisierung die Übersichtlichkeit und Handhab-
barkeit  wesentlich verbessert und der in der jüngeren Vergangenheit
erreichte Stand der Technik eingearbeitet.
Hinweis: Teil 4 ist vorgesehen und befindet sich zum Zeitpunkt der Über-
arbeitung dieses Kabelhandbuches in Erstellung. Mit Fertigstellung einer
extra eingerichteten Arbeitsgruppe zur Erstellung eines CIGRE-Berich-
tes mit Empfehlungen wird/kann sich in einer ersten Ausgabe (Edition)
dieser Teil 4 an die Erfahrungen aus dem Betrieb mit den elektrischen
und mechanischen Beanspruchungen des Teil 3 (MS-Kabel) orientieren.
Die Herausforderung besteht hier die Beanspruchungen netzspezifisch
in den Prüfungen abzubilden, um die Prüfungen nicht in einen Bereich
zu treiben, wo die technisch-wirtschaftliche Notwendigkeit überschritten
werden könnte.
396
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13.7
Meilensteine in der Kabelnormung
Nachfolgend werden einige Meilensteine der Normungsgeschichte auf-
gelistet und deren Hintergrund und Bedeutung erläutert. Diese Liste
kann natürlich nicht vollständig sein, sondern soll nur an einzelnen Bei-
spielen die Bedeutung einzelner Normenschritte demonstrieren. Dabei
ist zu beachten, dass viele Technologieschritte bereits entwickelt und
am Markt erprobt wurden, bevor eine endgültige Übernahme in die Nor-
mung erfolgte. Die untenstehenden Jahreszahlen geben das Erschei-
nungsdatum der Norm an, in der die Festlegung (z. B. Prüfung,
Anforderungswert, Aufbauelement oder Rechenverfahren) erstmalig er-
folgt ist, unabhängig davon, ob die Bewertung im Sinne eines Meilen-
steines erst in einer der folgenden Ausgaben der Norm erreicht wurde
(z. B. durch Verschärfung der Prüfparameter oder ausschließliche Zu-
lassung eines Aufbauelementes). Durch die Normung erhielt dieser
Schritt aber den Status „Regel der Technik“ und damit die generelle
Marktakzeptanz, eine Voraussetzung für eine breitere Anwendung in
den Verteilungsnetzen. Einige wichtige Schritte wurden erst in die na-
tionalen Normen übernommen, nachdem sie als internationale Normen
verabschiedet werden konnten.
Etwa 1937          Messung des tan  (DIN VDE 0255)
In den Anfängen der Starkstromkabeltechnik wurde der Isolationswider-
stand als die bestimmende Größe für die elektrische Festigkeit der Iso-
lierung von papierisolierten Massekabeln angesehen. Dieser konnte
zwar durch einen höheren Harzanteil der Masse erreicht werden, damit
verschlechterten sich aber die dielektrischen Eigenschaften. Durch die
Einführung der Schering-Messbrücke zur rationellen und sicheren Be-
stimmung des dielektrischen Verlustfaktors tan  und der Festlegung
eines Anforderungswertes in Abhängigkeit von der Temperatur und der
Spannung konnte der so genannte „lonisationsknick“ (Beginn des Ein-
satzes von Teilentladungen in Abhängigkeit von der Spannung) deutlich
außerhalb der normalen Betriebsbeanspruchungen gelegt werden.
Nachdem 1937 bereits ein Anforderungswert festgelegt wurde, erfolgte
1943 zusätzlich die Vorgabe des zulässigen Anstiegs des tan  in Ab-
hängigkeit von der Spannung [13.8 Abschnitt 3.6].
1951          Einführung der Höchstädterfolie (DIN VDE 0255/..51)
An den Flächen der Isolierung beim Übergang auf die Zwickelräume
entstehen zwangsläufig hohe Feldstärken, die sehr große Isolierwand-
                                                                                                          397
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dicken, insbesondere bei höheren Spannungen erfordern. Durch die
Einführung einer Lage eines metallisierten Papierbandes (aufge-
dampfte Metallschicht, perforiert zwecks Durchlass der Masse) auf der
Isolierung wird ein radialer Feldverlauf erzwungen (Radialfeldkabel).
Das führte bei höheren Spannungen zur Entwicklung so genannter H-
Kabel (benannt nach dem Entwickler Höchstädter). Bei diesen dreiad-
rigen Kabeln mit nur einem Metallmantel wird das Feld vergleichmäßigt
und damit die Beanspruchung deutlich reduziert. Diese Bauart hat sich
in Deutschland aber nicht durchgesetzt. Vielmehr wurden für Spannun-
gen größer 10 kV einadrige Kabel und Dreimantelkabel entwickelt, die
jedoch wegen der nach Belastungszyklen entstehenden Hohlräume
zwischen Isolierung und Metallmantel nur eine begrenzte Lebensdauer
aufwiesen. Durch Aufbringen der Höchstädterfolie (alternativ Karbon-
papier) auf der Isolierung bleiben Hohlräume zwischen Isolierung und
Mantel feldfrei. So wurde die wirtschaftliche Herstellung von Kabeln für
höhere Spannungen ermöglicht (erstmalig vorgeschrieben in DIN VDE
0255).
1951          Prüfung der Spannungsbeständigkeit 
unter Feuchtigkeitseinwirkung bei Kabeln mit 
PVC-lsolierung für 1 kV (DIN VDE 0271/01.55)
Die ersten VDE-Bestimmungen für PVC-isolierte Kabel sahen mit Rück-
sicht auf eindringende Feuchtigkeit einen Bleimantel vor. Mit der Ent-
wicklung 
der 
Prüfung 
der 
Gleichspannungsbeständigkeit 
bei
Wasserlagerung (ursprünglich zum Ausschluss emulgatorhaltiger PVC-
Arten gedacht) wurde nach Verschärfung der Prüfbedingungen (03.69)
gewährleistet, dass die Isolierung auch unter Feuchtigkeit ihre elektri-
sche Festigkeit erhält. Damit wurde die Akzeptanz für die Verlegung in
Verteilungsnetzen gefördert [13.8 Abschnitt 6].
1955          Diffusionsvorgänge in kunststoffisolierten Kabeln 
(DIN VDE 0271/01.55)
In Kabeln mit Aufbauelementen aus verschiedenen Kunststoffen, ins-
besondere bei Mischungen, entstehen bei erhöhten Betriebstempera-
turen Ausgleichvorgänge, es treten Diffusionsvorgänge von einzelnen
Bestandteilen der Mischung in andere Aufbauelemente auf (z. B. Weich-
macherwanderung). Dadurch können Eigenschaften, z. B. die mecha-
nischen, so verändert werden, dass das Kabel insgesamt vorzeitig altert
und ausfällt. Die Einführung einer Ganzkabelalterung (Prüfung eines
Kabelstückes im Wärmeschrank über 7 Tage bei einer um 10 K erhöhten
398
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Betriebstemperatur) ermöglichte die Beurteilung der mechanischen Ei-
genschaften der Aufbauelemente nach dieser simulierten Betriebsbe-
anspruchung und damit die Entwicklung geeigneter Compounds und
Werkstoffe, die ein ausreichendes Langzeitverhalten aufwiesen. Diese
Prüfung – zuerst bei Leitungen angewendet – wurde aufgrund der po-
sitiven Erfahrungen auch in die internationale Normung übernommen
[13.9 Abschnitt 7.1.5].
1958          Anwendung ungeschirmter PVC-Kabel für Erdverlegung
(DIN VDE 0271/05.58)
Aufgrund der Erfahrungen mit den papierisolierten Kabeln, deren Blei-
mantel durch eine Bewehrung geschützt war, ging man davon aus, dass
auch bei Kabeln mit einem Feststoffdielektrikum ein metallener Schutz
zur Erhöhung der mechanischen Festigkeit und als Berührungsschutz
erforderlich war. In DIN VDE 0271 wurde der seinerzeit vieldiskutierte
§ 4c) eingeführt, der bei Erdverlegung einen konzentrischen Leiter oder
eine Bewehrung erforderte. Dieser Paragraf wurde 1958 so modifiziert,
dass eine metallene Umhüllung oder Bewehrung nicht erforderlich ist,
wenn nach der Verlegung nicht mit mechanischen Beschädigungen zu
rechnen ist. Aufgrund der bis dahin gemachten Erfahrungen wurde die-
ser Paragraf 1969 ganz gestrichen. Nach DIN VDE 0100/12.65 galt ein
hinreichender mechanischer Schutz als gegeben, wenn eine ausrei-
chende Überdeckung mit Erdreich vorhanden war.
1964          Isolierender Korrosionsschutz für papierisolierte Kabel
(DIN VDE 0255/06.64)
Da die üblichen papierisolierten Kabel mit Bleimantel keine isolierende
Schutzhülle besaßen, wurde die sich daraus ergebende „Erdfühligkeit“
ebenso wie bei metallenen Wasserleitungen seinerzeit bei der Bemes-
sung der Erdung der Anlagen berücksichtigt. Korrosionsprobleme bei
Dreibleimantel-Kabeln NAEKEBA und die Verwendung von Kabeln mit
Aluminiummantel NAKLEY führten zur Einführung von isolierendem Kor-
rosionsschutz (bei NAEKEBA ab 1964 alternativ, ab 11.72 ausschließ-
lich). Da insbesondere diese genannten Bauarten nicht mehr zum
Erdungsverhalten beitrugen, mussten die Erdungsmaßnahmen in den
Stationen und Neubauten von Wohnhäusern und Industrieanlagen ver-
bessert werden (z. B. Fundamenterdung). Diese Maßnahmen erleich-
terten auch die Einführung von Kunststoffkabeln als Verteilungskabel,
da hier von vornherein durch die extrudierten äußeren Schutzmäntel
eine „Erdfühligkeit“ nicht gegeben war.
                                                                                                          399
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1966
Leiterwiderstand (IEC 60228 Ed.1 1966)
Die bisherige Überprüfung des Leiterwiderstandes auf der Basis des
„elektrisch wirksamen Querschnitts“ wurde mit der Übernahme von
IEC 60228 durch die Festlegung eines Grenzwertes für den Gleich-
stromwiderstand des Leiters ersetzt. 1978 wurden in einer weiteren Aus-
gabe von IEC 60228 die Widerstände für ein- oder mehrdrähtige Leiter
bzw. für ein- oder mehradrige Kabel vereinheitlicht. Damit wurde – un-
abhängig von der jeweiligen Konstruktion – für den Betrieb der Kabel
eine eindeutige Vorgabe festgelegt.
1969
Verwendung massiver Aluminium-Leiter 
(DIN VDE 0271/03.69)
Wegen der möglichen Unterbrechung des Schutzleiters durch Korrosion
wurde der Einsatz von vieradrigen Kabeln mit Aluminiumleitern in Net-
zen mit der Schutzmaßnahme Nullung nicht als sicher erachtet. Mit der
Einführung des eindrähtigen AI-Leiters in Verbindung mit einem mög-
lichst hohlraumfreien Kabelaufbau (extrudierter Gummiinnenmantel) und
nichthygroskopischer Aufbauelemente wurde das Risiko einer Leiterun-
terbrechung durch Korrosion als nicht mehr kritisch eingeschätzt. Un-
terstützt wurde die Verwendung von vieradrigen Kabeln mit AI-Leiter
zusätzlich durch den Wegfall der klassischen Nullung sowie die Einfüh-
rung des Fl-Schutzes.
1969          Zersetzung der PVC-lsolierung durch Chlorabspaltung 
(DIN VDE 0271/03.69)
Unter dauerndem Temperatureinfluss findet im PVC-Compound eine
Abspaltung von Chloratomen statt. Diese wiederum beschleunigen die-
sen Prozess und initiieren somit eine vorzeitige Alterung. Die Prüfung
auf thermische Stabilität sichert den für die geforderte Lebensdauer der
PVC-lsolier- und Mantelmischungen ausreichenden Gehalt an Stabili-
satoren und damit die gewünschte Wärmestabilität [13.8 Abschnitt 7].
1975
Isolierwanddicken für Kunststoffkabel 
(IEC 60502 Ed. 1/1975)
Für Kunststoffkabel lagen im Gegensatz zu den papierisolierten Kabeln
keine Langzeiterfahrungen vor. Die Isolierwanddicken waren allenfalls
in den einzelnen Ländern vereinheitlicht, die Kabel waren weder tech-
nisch noch wirtschaftlich vergleichbar. Durch die Einführung von inter-
400
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national vereinbarten Wanddicken (auf der Basis der Erfahrungen mit
papierisolierten Kabeln) wurden die Voraussetzungen für die Weiterent-
wicklung und Marktakzeptanz der Kunststoffkabel, insbesondere im Mit-
telspannungsbereich, geschaffen.
1976
Schirmquerschnitte für kunststoffisolierte Kabel 
(DIN VDE 0276/02.76)
Für Schirme von PVC-isolierten Mittelspannungskabeln war bislang ein
elektrischer Querschnitt von 6 mm2 festgelegt. Dieser ergibt aber keine
klare Aussage über die zulässige Kurzschlussbelastbarkeit der Schirme.
Zudem waren diese Schirme nicht für die maximal auftretende Kurz-
schlussbelastung der Netze bemessen. Die Schirmquerschnitte wurden
daher 1976 als geometrische Querschnitte definiert und erlaubten damit
eine eindeutige Angabe der Kurzschlussbelastbarkeit. Die Höhe der
Nennquerschnitte (angelehnt an die genormte Reihe der Leiternenn-
querschnitte mit 10, 16, 25, 35 mm2) wurde so festgelegt, dass sie min-
destens der Belastbarkeit der Bleimäntel der Dreibleimantelkabel
entsprachen, da es bei diesen Kabeln bei den kritischen Doppelerd-
schlüssen in den gelöschten Netzen zu keinen nennenswerten Schäden
gekommen war. Damit konnte eine technisch und wirtschaftlich opti-
mierte Lösung dieser Frage gefunden werden. Die Zuordnung der
Nennquerschnitte wurde auch für PE- und VPE-isolierte Mittelspan-
nungskabel übernommen [13.9 Abschnitt 19.3].
1978          Teilentladungs-Empfindlichkeit von PE- und VPE-Isolierun-
gen (DIN VDE 0273/08.78)
Polyethylen ist extrem empfindlich gegenüber Teilentladungen (TE). Das
setzt den Einsatz von Leitschichten voraus, die unter allen Betriebsbe-
dingungen (Spannungen, thermische Zyklen, mechanische Beanspru-
chungen) das Auftreten von TE absolut ausschließen. Im Rahmen der
Typprüfung wird daher die Teilentladung sowohl nach thermischer (Wär-
mezyklen) als auch nach mechanischer Beanspruchung (Biegeprüfung)
gemessen. Die Einführung der TE-Prüfung an langen Längen als Stück-
prüfung war Voraussetzung für die Auslieferung TE-freier Produkte. Der
Wettbewerb zwischen grafitierter und extrudierter (festverbundener)
Leitschicht führte frühzeitig zu einer im Vergleich zu internationalen Fest-
legungen scharfen Anforderung von 5 pC (heute 2 pC). Heute sind na-
tional wie international nur noch festverbundene Leitschichten zulässig
[13.8 Abschnitt 5].
                                                                                                          401
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1978
Bestimmung der Wanddicken der Schutzhüllen und Mäntel
von kunststoffisolierten Kabeln (IEC 60502 Ed. 2 1978)
Nur die Leiterabmessungen und die Isolierwanddicken waren einheitlich
festgelegt. Die Wanddicken der inneren Hüllen und des Außenmantels
wurden durch die jeweiligen Konstruktionen der einzelnen Hersteller in
Abhängigkeit vom Aufbau und den tatsächlich erreichten Durchmessern
bestimmt. Dadurch waren in vielen Fällen die Kabel nicht unmittelbar
vergleichbar. Die Einführung einer fiktiven Berechnung der Wanddicken
nach IEC 60502 Anhang A – mit vorgegebenen Durchmesserzunahmen
und einer darauf aufgebauten einheitlichen Berechnung der Wanddi-
cken für die inneren und äußeren extrudierten Schutzhüllen – stellte si-
cher, dass weltweit die gleichen Wanddicken unabhängig von der
jeweiligen Konstruktion erreicht wurden.
1979
Strombelastbarkeit in Abhängigkeit vom Belastungsgrad
und der Bodenaustrocknung (DIN VDE 0298 T2/11.79)
Die bisherigen Rechenverfahren basierten auf einer Berechnung der
Belastbarkeit mit kontinuierlicher Dauerlast (Belastungsgrad 1,0; 
spezifischer Erdbodenwärmewiderstand 1,0 K · m/W) und konstantem
Erdbodenwärmewiderstand. Eine Dauerlast wurde durch den Umrech-
nungsfaktor von 0,75 (Umrechnungsfaktor für einen durch Bodenaus-
trocknung erhöhten spezifischen Erdbodenwärmewiderstand von
2,0 K · m/W) berücksichtigt. Diese Methode war gerechtfertigt, so lange
die Kabel mit Betriebstemperaturen bis maximal 70 °C betrieben wurden
und die Betriebsbedingungen (Auslastung, Häufung usw.) relativ günstig
waren. Mit der Einführung der VPE-isolierten Kabel und dem zuneh-
menden Lastanstieg wurde diese Methode den Anforderungen an einen
technisch zuverlässigen und wirtschaftlichen Betrieb nicht mehr gerecht.
Durch die Entwicklung einer Rechenmethode, mit der man die Boden-
austrocknung in Abhängigkeit von der Auslastung, der Betriebstempe-
ratur und Häufung sowie den Belastungsgrad detailliert berücksichtigen
konnte, wurde eine bessere Nutzung der Übertragungsfähigkeit von
VPE-isolierten Kabeln ermöglicht. Vorteil dieser Rechenmethode ist ins-
besondere, dass sich auf ihrer Basis ein System von Umrechnungsfak-
toren ermitteln ließ, die eine einfache aber trotzdem sichere
Projektierung von Verteilungskabeln im Nieder- und Mittelspannungs-
netz auch ohne technische Hilfsmittel ermöglicht [13.9, 13.10].
402
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1980
Garniturenprüfung (DIN VDE 0278/06.80)
Die Substitution der papierisolierten Kabel erforderte neue Technologien
für die Garnituren. Im Gegensatz zu den Kabeln war eine Aufbaunorm
nur begrenzt möglich (z. B. bei Schnittstellen zu den Anlageteilen wie
Einführungen in Schaltanlagen usw.). Die Beurteilung durch eine Prü-
fung musste sowohl bewährte als auch neue Technologien und in be-
sonderem Maße auch den Übergang zwischen den Technologien
(Übergangsmuffen) erfassen. Das in DIN VDE 0278 ff. definierte Prüf-
programm an montierten Garnituren schreibt eine eindeutige Reihen-
folge der Prüfungen vor, um die kritischen Beanspruchungen während
des Betriebes zu berücksichtigen. Damit bestand unabhängig von der
eingesetzten Technologie auch für gemischte Netze eine klare Prüfba-
sis, mit der die Entwicklung geeigneter Garnituren für funktionstüchtige
und sichere Kabelanlagen möglich war. Diese Systemprüfung wurde
Vorbild für viele europäische Länder und hat ihren Niederschlag auch
in der europäischen Harmonisierung gefunden [13.11].
1983
Auswahl des Mantelmaterials für VPE-isolierte Kabel 
(DIN VDE 0273/03.83 A1)
Bei der Einführung der PE- und VPE-Isolierungen wurde auf den be-
währten und preiswerten PVC-Mantel zurückgegriffen. Der PVC-Mantel
ließ sich zudem – wie für Mittelspannungskabel vorgeschrieben – leicht
rot einfärben. Der Einfluss der Feuchtigkeit auf die Alterung durch water-
treeing sowie Anforderungen an eine höhere mechanische Festigkeit
für robustere Legemethoden (Pflügen, Verzicht auf ausgewähltes Bet-
tungsmaterial) brachten PE als Alternative ins Spiel, obwohl – bedingt
durch die hohe UV-Empfindlichkeit – PE einen Rußanteil zur UV-Stabi-
lisierung benötigt, der eine Rotfärbung nicht zuließ. Der PE-Mantel er-
füllte die Anforderungen an eine deutlich geringere Wasserdampf-
durchlässigkeit sowie an eine wesentlich höhere Widerstandsfähigkeit
gegenüber mechanischen Beschädigungen und setzte sich für erdver-
legte Kabel mit VPE-Isolierung als Standard durch. Die im Vergleich zu
PVC als negativ eingestuften Eigenschaften (Schrumpfung, Spannungs-
rissbeständigkeit) wurden durch geeignete Prüfverfahren und entspre-
chende Anforderungswerte abgesichert. Auf eine rote Einfärbung des
Mantels wurde mit Rücksicht auf die Minderung der mechanischen Ei-
genschaften solcher PE-Mischungen nach einiger Diskussion verzichtet
[13.12].
                                                                                                          403
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1990          Beginn der Harmonisierung der Verteilungskabel in Europa
In den einzelnen europäischen Ländern existierten – im Wesentlichen
bedingt durch abweichende Netzbedingungen – deutliche Unterschiede
sowohl in der Konstruktion der Verteilungskabel als auch in den Prüfan-
forderungen. Damit war eine Harmonisierung nicht kurzfristig möglich.
Um den Anforderungen der Beschaffungsrichtlinie nach Transparenz
und Verfügbarkeit der Normen gerecht zu werden, wurden daher so ge-
nannte Kompendien erstellt, in der die europäischen Bauarten in ein-
heitlicher redaktioneller Form erfasst wurden. Mittlerweile hat
insbesondere auf dem Gebiet der Prüfverfahren ein Harmonisierungs-
prozess eingesetzt, der die Anzahl der zum Teil sehr unterschiedlichen
Prüfverfahren für ein und dieselbe Eigenschaft deutlich reduziert hat.
Damit sind die Voraussetzungen geschaffen, die wesentlichen Aufbau-
elemente anzugleichen und die Harmonisierung weiter zu intensivieren
[13.13].
1991          Alterung von VPE-Kabeln mit Cu-Leiter 
(DIN VDE 0272/1991-01)
Kupferleiter in direktem Kontakt mit einer Isolierung auf der Basis von
Polyolefinen (PE, VPE) verursachen bei entsprechender thermischer
Beanspruchung durch in die Isolierung diffundierende Cu-Ionen eine
vorzeitige Alterung des Werkstoffes. Bei Kabeln mit einer Leitschicht
tritt dieser Effekt bedingt durch die „absorbierende“ Wirkung der Leit-
schicht nicht auf. Spezielle Stabilisatoren oder geeignete Trennschich-
ten unterbinden diesen Alterungsprozess der Kupfer-Kontaminierung.
Ein zuerst in IEC 60502 auf deutsche Initiative durchgesetztes Prüfver-
fahren (Alterung der Isolierung in Gegenwart des Cu-Leiters über län-
gere Zeit bei hohen Temperaturen) war Voraussetzung für die
Aufnahme der VPE-isolierten Kabel mit Cu-Leiter für Niederspannung
in DIN VDE 0272 und die Zulassung dieser Bauart für Erdverlegung
[13.9 Abschnitt 7.1.5].
1991
Alterung durch water-treeing 
(DIN VDE 0273 A1/1991-02 Entwurf)
Die Alterung durch water-treeing bestimmte über einen langen Zeitraum
die Frage, ob konstruktive oder werkstofftechnische Maßnahmen gegen
den Einfluss der Feuchtigkeit die adäquate Lösung seien. Die Anfang
der 1990er Jahre eingeführte Langzeitprüfung über 2 Jahre bei 4 U0
unter ständigem Einfluss von Wasser erbrachte den Nachweis, dass
404
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das VPE-Dielektrikum auch ohne Diffusionssperren die erwartete Le-
bensdauer erreicht. Insbesondere die fertigungsbegleitenden Prüfungen
ergaben wertvolle Erkenntnisse für Maßnahmen zur Stabilisierung bzw.
zur weiteren Verbesserung des Qualitätsniveaus. Diese weitreichenden
Erfahrungen waren eine Voraussetzung für die mittlerweile abgeschlos-
sene europäische Harmonisierung des Prüfverfahrens [13.14].
1995
Anlagenprüfung insbesondere für PE- und VPE-isolierte
Kabel (DIN VDE 0276-1001/1995-06)
Für papierisolierte Massekabel war die Gleichspannungsprüfung eine
einfache und effektive Maßnahme zur Beurteilung, ob während der Ver-
legung oder des Betriebes eine mechanische Beschädigung und ein
damit verbundenes Eindringen von Wasser in das Dielektrikum aufge-
treten waren. Auch bei PVC-isolierten Kabeln wurde diese Prüfung er-
folgreich angewendet. Aufgrund des hohen Isolationswiderstandes von
PE- und VPE-Isolierungen brachte die Gleichspannungsprüfung keine
ausreichende Aussagekraft über eine mögliche Beschädigung. Bei stark
water-tree gealterten Kabeln wurde zudem durch die im Rahmen der
Prüfung auftretenden hohen Raumladungen im Dielektrikum Durch-
schläge im Kabel initiiert, die bei normaler Betriebsspannung nicht er-
folgt wären. Das heißt, es wurde durch die Prüfung eine zusätzliche
Schädigung des gealterten Kabels verursacht. Für eine Beurteilung des
Alterungszustandes war die Prüfung daher völlig ungeeignet. Durch um-
fangreiche und aufwändige Untersuchungen von Prüfinstituten, Herstel-
lern und Anwendern konnten Alternativ-Prüfverfahren entwickelt werden
(VLF-, 50-Hz-Prüfungen), die eine deutlich bessere Beurteilung des Al-
terungszustandes ermöglichen [13.9, Abschnitt 36].
1999          Fingerprintprüfung an Werkstoffen für Garnituren 
(HD631/ 12.08)
Die sogenannte Fingerprintprüfung stellt in einer Normenreihe erforder-
liche Prüfungen zur Charakterisierung der Werkstoffeigenschaften und
eingesetzten Materialien zusammen. Die in HD631 festgelegten Prü-
fungen stellen ein hilfreiches Werkzeug für die Hersteller- und Anwender
bezogene Qualitätsprüfung dar. Inzwischen wurde bereits die erste Ak-
tualisierung zur HD631.1 durchgeführt.
2006
Garniturenprüfung (EN 50393-DIN VDE 0278-393/11.06)
Die im Juni 1980 in Kraft getretene Garniturenprüfreihe DIN VDE 0278
wurde nun in eine Europäische Norm EN 50393 für Niederspannungs-
                                                                                                          405
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kabelgarnituren überführt. Mit dieser ersten EN für Kabelgarnituren
wurde ein weiterer Meilenstein in der Umsetzung der Römischen Ver-
träge zur Harmonisierung der Richtlinien erreicht. Für die MS-Kabelgar-
nituren bleibt die HD629.1 und HD629.2 in Kraft.
2006
Kabelnormreihe DIN VDE 0276 ff. (HD 603, 605 und 620)
Die 1991 aktualisierten Kabelnormen DIN VDE 0272 und DIN VDE 0273
wurden im Rahmen der Umsetzung der Römischen Verträge zur Har-
monisierung der Richtlinien in die Normen der Reihe DIN VDE 0276
überführt. Mit dieser ersten EN für Kabelgarnituren wurde ein weiterer
Meilenstein in der der Richtlinien erreicht. Für die MS-Kabelgarnituren
bleibt die HD629.1 und HD629.2 in Kraft.
2014
Materialcharakterisierung DIN VDE 0278-655 
(früher HD631, jetzt in EN 50655)
Diese Normprüfreihe zur Materialcharakterisierung begann Ende der
1990er Jahre mit Entwürfen für HD631. Diese Reihe wurde mit Be-
schlusserarbeitung in CENELEC TC 20 WG11 nun in eine derzeitige
dreiteilige EN-Normreihe überführt. Es wurde nun eine Aufteilung der
Fingerprint- und Typprüfung eingeleitet.
2017
Verbindernorm DIN VDE 0220-100 bzw. 238-1 bis 3
(IEC61238-1)
Diese Normprüfreihe war seit 2005 als Teil 1 der IEC in Kraft, nun drei-
teilig, mit Option Teil 4.
2017          Erarbeitung von Normen für Seekabel und Supraleiterkabel
Auf Grund der Vielzahl der realisierten und geplanten Offshore-Wind-
anlagen und dem Bedarf an neuen Lösungen für Ballungsgebiete wur-
den bei IEC Aktivitäten zur Erarbeitung von Normen für Seekabel und
supraleitende Kabel aufgenommen.
406
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                                                                                                          407
14   Anhang
14.1   Beispiele für Kabeldaten
In DIN VDE 0276 sind der Aufbau einschließlich der Anforderungen für
den Leiter, die Nennquerschnitte, die geometrischen Angaben, die An-
gaben zur Verwendung der Kabel und deren Belastbarkeit zusammen-
gefasst.
In den folgenden Tabellen sind für einzelne Querschnitte der heute üb-
lichen VPE-Kabel, 10 kV bis 30 kV, die wesentlichen technischen Daten
zusammengestellt. Dabei sind, soweit möglich, Werte aus den DIN-
VDE-Bestimmungen entnommen. Bei den übrigen Werten handelt es
sich um Richtwerte, die von Hersteller zu Hersteller unterschiedlich sein
können. Aussagen zu den zulässigen Biegeradien und zu den zulässi-
gen Zugkräften sind in Abschnitt 4.4.1 und 4.4.6 gemacht.
KabelLAST
Nein – KabelLAST hat nicht geschlafen. KabelLAST
hat sich nicht einmal ausgeruht, sondern zum größten
Sprung in seiner zehnjährigen Geschichte angesetzt.
Mit Dutzenden neuer Funktionen ist es mehr als
doppelt so umfangreich geworden, aber keineswegs
komplizierter, sondern wesentlich einfacher.
Sie können wie bisher Zahlen eintippen, neuerdings
aber auch Schieberegler verändern. Die dynamische
Grenzwertanpassung verhindert unsinnige Eingaben.
Das neue KabelLAST berücksichtigt nun auch fast
alle praxisüblichen Legearten (auch in Häufungen und
Kreuzungen) und deren Auswirkungen auf die Strom-
belastbarkeit. Das kann nur ein mathematisches Genie
– oder eben KabelLAST.
Auch die Berechnung des äußeren Magnetfeldes
von Kabelsystemen einschließlich Flussdichteangabe
gemäß 26. BImschV ist auf Knopfdruck abrufbar.
Temperaturfelder fast beliebiger Kabelanordnungen
können ebenfalls berechnet und als kolorierte Isother-
mengrafiken ausgegeben werden.
Den größten Schritt hat KabelLAST allerdings beim
Bedienkomfort gemacht.
Ab jetzt wird das Berechnungsergebnis – nämlich
die Strombelastbarkeit – von Anfang an während der
Eingabe der Parameter in Echtzeit aktualisiert ange-
zeigt. Auch Korrekturen an einzelnen Parametern
können sofort vergleichend beurteilt werden.
Sie können gewissermaßen durch Ändern der ge-
staltbaren Parameter die gewünschte Strombelastbar-
keit „live ansteuern“ und verfügen mithin über
zuverlässige, nachweisbare Konstruktionsvorgaben
für Ihre zukünftigen Kabelprojekte.
Eine kostenlose Demoversion steht als Download
zur Verfügung.
B.U-H Planende Ingenieure GmbH
Erlenstraße 6, 46519 Alpen
Tel. 02802-910933, Fax 02802-9109 97
www.kabellast.com  info@kabellast.com
Neues von KabelLAST
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408
Tabelle 14.1   NA2XS2Y 6/10 kV – Elektrische Kennwerte 
(bei Dreiecksanordnung) und Abmessungen
Angaben entsprechend DIN VDE 0276-620:
Min.
Außendurchmesser-Mindestwert
Max.
Außendurchmesser-Höchstwert
R´
Gleichstromwiderstandsbelag je Leiter bei 20 °C
Richtwerte entsprechend [14.1]:
Gewicht
X´
Induktiver Widerstandsbelag je Leiter bei 50 Hz
C´
Betriebskapazitätsbelag bei 20 °C
Ladestrom
1) für erdverlegte Kabel ist Schirmquerschnitt 16 mm2 zulässig
Aderzahl
Querschnitt
Leiterform
Außendurch -
messer
R'
Gewicht
X'
C'
Lade-
strom
Min.
mm
Max.
mm
Ω/km
kg/km
Ω/km
μF/km
A/km
1 × 50 RM/16
24
29
0,641
680
0,136
0,249
0,45
1 × 70 RM/16
26
31
0,443
770
0,128
0,283
0,51
1 × 95 RM/16
27
32
0,320
880
0,123
0,315
0,57
1 × 120 RM/16
29
34
0,253
980
0,118
0,345
0,63
1 × 150 RM/251)
30
35
0,206
1200
0,114
0,374
0,68
1 × 185 RM/251)
32
37
0,164
1350
0,111
0,406
0,74
1 × 240 RM/251)
34
39
0,125
1550
0,106
0,456
0,83
1 × 300 RM/251)
36
41
0,100
1800
0,103
0,495
0,90
1 × 400 RM/35
40
45
0,0778
2150
0,099
0,558
1,01
1 × 500 RM/35
43
48
0,0605
2550
0,096
0,613
1,11
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                                                                                                          409
1) für erdverlegte Kabel ist Schirmquerschnitt 16 mm2 zulässig
Tabelle 14.2   NA2XS2Y 12/20 kV – Elektrische Kennwerte 
(bei Dreiecksanordnung) und Abmessungen
Angaben entsprechend DIN VDE 0276-620:
Min.
Außendurchmesser-Mindestwert
Max.
Außendurchmesser-Höchstwert
R´
Gleichstromwiderstandsbelag je Leiter bei 20 °C
Richtwerte entsprechend [14.1]:
Gewicht
X´
Induktiver Widerstandsbelag je Leiter bei 50 Hz
C´
Betriebskapazitätsbelag bei 20 °C
Ladestrom
Aderzahl
Querschnitt
Leiterform
Außendurch -
messer
R'
Gewicht
X'
C'
Lade-
strom
Min.
mm
Max.
mm
Ω/km
kg/km
Ω/km
μF/km
A/km
1 × 50 RM/16
28
33
0,641
850
0,146
0,175
0,63
1 × 70 RM/16
30
35
0,443
950
0,138
0,196
0,71
1 × 95 RM/16
31
36
0,320
1100
0,132
0,216
0,78
1 × 120 RM/16
33
38
0,253
1200
0,127
0,235
0,85
1 × 150 RM/251)
34
39
0,206
1400
0,122
0,254
0,92
1 × 185 RM/251)
36
41
0,164
1550
0,118
0,273
0,99
1 × 240 RM/251)
39
44
0,125
1750
0,113
0,304
1,10
1 × 300 RM/251)
41
46
0,100
2050
0,110
0,329
1,19
1 × 400 RM/35
44
49
0,0778
2450
0,105
0,368
1,33
1 × 500 RM/35
47
52
0,0605
2850
0,102
0,402
1,46
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410
Tabelle 14.3   NA2XS2Y 18/30 kV – Elektrische Kennwerte 
(bei Dreiecksanordnung) und Abmessungen
Angaben entsprechend DIN VDE 0276-620:
Min.
Außendurchmesser-Mindestwert
Max.
Außendurchmesser-Höchstwert
R´
Gleichstromwiderstandsbelag je Leiter bei 20 °C
Richtwerte entsprechend [14.1]:
Gewicht
X´
Induktiver Widerstandsbelag je Leiter bei 50 Hz
C´
Betriebskapazitätsbelag bei 20 °C
Ladestrom
1) für erdverlegte Kabel ist Schirmquerschnitt 16 mm2 zulässig
Aderzahl
Querschnitt
Leiterform
Außendurch -
messer
R'
Gewicht
X'
C'
Lade-
strom
Min.
mm
Max.
mm
Ω/km
kg/km
Ω/km
μF/km
A/km
1 × 50 RM/16
33
38
0,641
1100
0,156
0,136
0,74
1 × 70 RM/16
35
40
0,443
1200
0,147
0,151
0,82
1 × 95 RM/16
36
41
0,320
1350
0,140
0,165
0,90
1 × 120 RM/16
38
43
0,253
1450
0,135
0,178
0,97
1 × 150 RM/251)
39
44
0,206
1650
0,130
0,191
1,04
1 × 185 RM/251)
41
46
0,164
1850
0,126
0,205
1,12
1 × 240 RM/251)
43
48
0,125
2050
0,121
0,227
1,24
1 × 300 RM/251)
46
51
0,100
2350
0,117
0,244
1,33
1 × 400 RM/35
49
54
0,0778
2800
0,112
0,271
1,47
1 × 500 RM/35
52
57
0,0605
3250
0,109
0,295
1,61
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                                                                                                          411
Tabelle 14.4   N2XS2Y 12/20 kV – Elektrische Kennwerte 
(bei Dreiecksanordnung) und Abmessungen
Angaben entsprechend DIN VDE 0276-620:
Min.
Außendurchmesser-Mindestwert
Max.
Außendurchmesser-Höchstwert
R´
Gleichstromwiderstandsbelag je Leiter bei 20 °C
Richtwerte entsprechend [14.1]:
Gewicht
X´
Induktiver Widerstandsbelag je Leiter bei 50 Hz
C´
Betriebskapazitätsbelag bei 20 °C
Ladestrom
1) für erdverlegte Kabel ist Schirmquerschnitt 16 mm2 zulässig
Aderzahl
Querschnitt
Leiterform
Außendurch -
messer
R'
Gewicht
X'
C'
Lade-
strom
Min.
mm
Max.
mm
Ω/km
kg/km
Ω/km
μF/km
A/km
1 × 35 RM/16
27
32
0,524
990
0,153
0,159
0,58
1 × 50 RM/16
28
33
0,387
1150
0,146
0,175
0,63
1 × 70 RM/16
30
35
0,268
1400
0,138
0,196
0,71
1 × 95 RM/16
31
36
0,193
1650
0,132
0,216
0,78
1 × 120 RM/16
33
38
0,153
1900
0,127
0,235
0,85
1 × 150 RM/251)
34
39
0,124
2300
0,122
0,254
0,92
1 × 185 RM/251)
36
41
0,0991
2650
0,118
0,273
0,99
1 × 240 RM/251)
39
44
0,0754
3200
0,113
0,304
1,10
1 × 300 RM/251)
41
46
0,0601
3850
0,110
0,329
1,19
1 × 400 RM/35
44
49
0,0470
4800
0,105
0,368
1,33
1 × 500 RM/35
47
52
0,0366
5850
0,102
0,402
1,46
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412
Tabelle 14.5   N2XS2Y 18/30 kV – Elektrische Kennwerte 
(bei Dreiecksanordnung) und Abmessungen
Angaben entsprechend DIN VDE 0276-620:
Min.
Außendurchmesser-Mindestwert
Max.
Außendurchmesser-Höchstwert
R´
Gleichstromwiderstandsbelag je Leiter bei 20 °C
Richtwerte entsprechend [14.1]:
Gewicht
X´
Induktiver Widerstandsbelag je Leiter bei 50 Hz
C´
Betriebskapazitätsbelag bei 20 °C
Ladestrom
1) für erdverlegte Kabel ist Schirmquerschnitt 16 mm2 zulässig
Aderzahl
Querschnitt
Leiterform
Außendurch -
messer
R'
Gewicht
X'
C'
Lade-
strom
Min.
mm
Max.
mm
Ω/km
kg/km
Ω/km
μF/km
A/km
1 × 50 RM/16
33
38
0,387
1400
0,156
0,136
0,74
1 × 70 RM/16
35
40
0,268
1600
0,147
0,151
0,82
1 × 95 RM/16
36
41
0,193
1900
0,140
0,165
0,90
1 × 120 RM/16
38
43
0,153
2200
0,135
0,178
0,97
1 × 150 RM/251)
39
44
0,124
2550
0,130
0,191
1,04
1 × 185 RM/251)
41
46
0,0991
2950
0,126
0,205
1,12
1 × 240 RM/251)
43
48
0,0754
3550
0,121
0,227
1,24
1 × 300 RM/251)
46
51
0,0601
4200
0,117
0,244
1,33
1 × 400 RM/35
49
54
0,0470
5150
0,112
0,271
1,47
1 × 500 RM/35
52
57
0,0366
6250
0,109
0,295
1,61
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14.2   Beispiele zur Beurteilung der Kurzzeitbelastbarkeit von
Kabeln
Die Belastbarkeit von Kabelstrecken wird in der Regel nach den Anga-
ben in den einzelnen DIN
VDE-Bestimmungen für die jeweiligen Kabel-
typen und der DIN VDE 0276-1000 beurteilt. Kabel sind aber ohne
Einschränkung der Lebensdauer zeitlich begrenzt höher belastbar als
mit den in den Normen der Reihe DIN VDE 0276 angegebenen Strom-
werten, da die Lebensdauer allein durch die Kabeltemperatur und nicht
durch die maximal auftretende Stromstärke bestimmt wird. Dabei ist zu
beachten, dass an keiner Stelle (z. B. in den Garnituren) zulässige
Grenztemperaturen überschritten werden. Eine zeitlich begrenzte Be-
lastung, die über den angegebenen Stromwerten liegt, aber nicht zu
einer Überschreitung der zulässigen Kabeltemperatur führt, ist daher
strenggenommen keine Überlastung. Mit Rücksicht auf den allgemeinen
Sprachgebrauch wird im Folgenden jedoch der Begriff „Überlastbarkeit“
für den genannten Sachverhalt verwendet.
Früher fehlten für die Bestimmung der Überlastbarkeit, z. B. bei Netz -
umschaltungen, praxisbezogene Aussagen. Die in der älteren Literatur
angegebenen bzw. nach dem CIGRE-Verfahren berechneten Aufheiz-
kurven erwiesen sich zur Beurteilung der Überlastbarkeit als nicht wirk-
lichkeitsnah.
Von einem Kabelhersteller und einem Netzbetreiber wurde ein Berech-
nungsverfahren erarbeitet, dessen Ergebnisse gut mit gemessenen
Werten übereinstimmen. Mit Hilfe dieses Verfahrens sind für verschie-
dene Kabeltypen Kurvenscharen errechnet worden, aus denen Über-
lastfaktoren als Funktion der Vorlast und der Überlastungsdauer
entnommen werden können. Da sich erhebliche Überlastfaktoren bzw.
Überlastbarkeitsdauern ergeben, kann die gezielte Nutzung dieser
Überlastbarkeit für den Netzbetrieb von großer Bedeutung sein. Zu be-
merken ist, dass die Werte auf der sicheren Seite liegen und noch nicht
zur Überschreitung der zulässigen Kabeltemperatur führen. Im Stö-
rungsfall können die Kabel unter Inkaufnahme eines gewissen Lebens-
dauerverzehrs noch höher belastet werden als hier dargestellt; dann
handelt es sich allerdings um eine „echte“ Überlastung.
Für die beiden Kabeltypen NKBA und NA2XS2Y werden Berechnungs-
beispiele angegeben.
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414
14.2.1   Randbedingungen für die Berechnung
Als Grenztemperaturen für die Überlastbarkeitsrechnungen wurden die
nach den DIN-VDE-Bestimmungen zulässigen Kabeltemperaturen an-
gesetzt, d. h. eine thermische Überlastung und damit ein erhöhter Le-
bensdauerverzehr erfolgen bei Ausschöpfung der hier angegebenen
Überlastbarkeit nicht. Die Temperatur des ungestörten Erdbodens ist
gemäß DIN VDE 0276-1000 mit 20 °C angenommen; es wurde dosierte
Bodenaustrocknung berücksichtigt. Der spezifische Wärmewiderstand
des völlig ausgetrockneten Erdbodens wurde mit 2,5 K · m/W angesetzt
und der des feuchten Erdbodens mit 1 K · m/W. Für die Kabel wurde
beidseitige Erdung des Metallmantels bzw. des Kupferschirms voraus-
gesetzt. Die Kurven gelten für eine Legetiefe von 70 cm; beim einadrigen
Kabel für Dreieckslegung (Leiterabstand = Kabeldurchmesser).
14.2.2   Vorlaststrom und Tageslastspiel
Ausschlaggebend für eine zulässige Kurzzeitlast ist die Kabeltemperatur
im Einsetzzeitpunkt. Diese hängt vom Vorlaststrom ab, der durch die
Tageshöchstlast Iv und das Tageslastspiel beschrieben wird. Der Vor-
laststrom der mit einer anschließenden Kurzzeitlast zu beaufschlagen-
den Kabelstrecke wurde nicht als zeitlich konstant angenommen,
sondern einem Tageslastspiel mit dem Belastungsgrad 0,7 (EVU-Last)
folgend. Den Beispielen liegt das folgende vereinfachte Modell zu-
grunde: 10 h mit Iv, 10 h mit 0,6 · Iv und 4 h mit 0,2 · Iv.
Für die Berechnungen und Diagramme wurden zwei Grenzfälle betrach-
tet:
a) Einsetzzeitpunkt 0 h (günstigster Fall)
In diesem Fall wird angenommen, dass die Kurzzeitlast dann einsetzt,
wenn das Kabel 4 h lang mit der niedrigsten Stufe des EVU-Lastspiels
belastet war (Bild 14.1), also 4 h lang den Strom 0,2 · Iv führte.
b) Einsetzzeitpunkt 10 h (ungünstigster Fall)
In diesem Fall wird angenommen, dass die Kurzzeitlast dann einsetzt,
wenn das Kabel 10 h lang mit der höchsten Stufe des EVU-Lastspiels
belastet war (Bild 14.2), also 10 h lang den Strom Iv führte.
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Bild 14.1   Zulässige Kurzzeitlast, günstigster Einsetzzeitpunkt (0 h)
Bild 14.2   Zulässige Kurzzeitlast, ungünstigster Einsetzzeitpunkt (10 h)
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14.2.3   Belastbarkeit und Kurzzeitlastfaktoren
Der Bemessungsstrom Ir stellt bei in Erde gelegten Kabeln den zulässi-
gen Strom gemäß DIN VDE 0276 bei einem Belastungsgrad von 0,7
dar. Ein Belastungsgrad von 0,7 kann in EVU-Netzen – auch bei Spei-
cherheizung – in aller Regel als gegeben vorausgesetzt werden. Die
Belastbarkeit Iz weicht vom Bemessungsstrom Ir ab, wenn abweichende
Randbedingungen vorliegen, und berechnet sich nach DIN VDE 0276-
1000 allgemein mit Iz= fi· Ir, wobei die Faktoren fi von den Randbedin-
gungen abhängen. Die Kurzzeitbelastbarkeit wird mit Izk bezeichnet, der
Kurzzeitlastfaktor fizk = Izk/Ir lässt sich aus den Beispieldiagrammen (Bild
14.3 bis Bild 14.6) ablesen.
Bei den betrachteten Kabeltypen ist
Ir = 308 A
für NKBA
3 × 120 SM
6/10 kV
Ir = 319 A
für NA2XS2Y
1 × 150 RM
12/20 kV
Die Tageshöchstlast Iv ist ein variabler Parameter und ist in den Beispie-
len auf den Bemessungsstrom Ir bezogen. Für verschiedene Iv/Ir sind
Kurvenscharen für die Kurzzeitlastfaktoren angegeben. Um zwei Grenz -
werte zu berechnen, sind die Kurvenscharen jeweils für den günstigsten
Einsetzzeitpunkt (0 h) und den ungünstigsten Zeitpunkt (10 h) angege-
ben. Als Grenztemperaturen wurden nach DIN VDE die zulässigen 
Kabeltemperaturen 65 °C bei NKBA und 90 °C bei NA2XS2Y angesetzt.
Den Kurven ist zu entnehmen, wie hoch ein Kabel für eine begrenzte
Zeit tzk mit einer Kurzzeitlast Izk belastet werden darf, wenn es eine be-
stimmte Vorlast, repräsentiert durch die Tageshöchstlast Iv und den Ein-
setzzeitpunkt, führte.
14.2.4   Beispiel für die Anwendung der Diagramme
Ein Kabel des Typs NA2XS2Y 3 × 1 × 150 RM 12/20 kV führt seit Tagen
EVU-Last mit einer Tageshöchstlast von Iv= 160 A (thermisch einge-
schwungener Zustand).
Mit einem Bemessungsstrom nach DIN VDE von Ir= 319 A ergibt sich
als Vorlastfaktor:
        Iv/ Ir = 160 A / 319 A = 0,5
416
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Setzt die Kurzzeitlast zu Beginn des Tageslastspiels ein (Einsetzzeit-
punkt 0 h), so ergibt sich aus Bild 14.5 für eine Beanspruchungsdauer
von tzk= 1 h ein Kurzzeitlasttfaktor von Izk/Ir= 1,82. Das Kabel ist eine
Stunde lang mit 1,82 Ir= 581 A belastbar, bevor es seine zulässige Ka-
beltemperatur erreicht.
Die Kurzzeitlastfaktoren für beliebige Einsetzzeitpunkte der Kurzzeitlast
liegen zwischen den beiden Extremwerten, die sich für die Einsetzzeit-
punkte 0 h und 10 h ergeben. Sie können hinreichend genau durch In-
terpolation abgeschätzt werden.
Statt für eine bestimmte Beanspruchungsdauer die zulässige Kurzzeit-
last Izk zu ermitteln, kann bei gegebener Kurzzeitlast auch die zulässige
Belastbarkeitszeit tzk mit Hilfe der Diagramme bestimmt werden.
In Tabelle 14.6 sind die Ergebnisse der Berechnungen für einige Kabel-
typen und unterschiedliche Tageshöchstlasten, Einsetzzeitpunkte und
Beanspruchungsdauern zusammengefasst.
Aus der Tabelle 14.6 lässt sich z. B. ablesen, wie hoch die zulässige
kurzzeitige Belastung eines 1-kV-Kabels des Typs NAYY 4 × 150 SE sein
darf. Es wird angenommen, dass das Kabel 10 Stunden nach Beginn
des EVU-Lastspiels bei einer Vorlast von Iv= 0,4 ·Ir= 110 A im Zuge von
Umschaltarbeiten eine Stunde lang mit erhöhter Last betrieben werden
soll. Aus der Tabelle 14.6 wird für den Einsetzzeitpunkt 10 h und eine
Beanspruchungsdauer tzk= 1 h der Wert Izk/10/1 = 373 A entnommen.
Dies entspricht 1,36 ·Ir.
                                                                                                          417
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418
Bild 14.3   Kurzzeitlastfaktoren Izk / Ir als Funktion der 
Beanspruchungs dauer tzk mit dem Parameter Iv / Ir
(NKBA, Einsetzzeitpunkt 0 h)
               Iv   Vorlaststrom
               Ir    Bemessungsstrom
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Bild 14.4   Kurzzeitlastfaktoren Izk / Ir als Funktion der 
Beanspruchungsdauer tzk mit dem Parameter Iv / Ir
(NKBA, Einsetzzeitpunkt 10 h)
               Iv   Vorlaststrom
               Ir    Bemessungsstrom
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420
Bild 14.5   Kurzzeitlastfaktoren Izk / Ir als Funktion der 
Beanspruchungs dauer tzk mit dem Parameter Iv / Ir
(NA2XS2Y, Einsetzzeitpunkt 0 h)
               Iv   Vorlaststrom
               Ir    Bemessungsstrom
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                                                                                                          421
Bild 14.6   Kurzzeitlastfaktoren Izk / Ir als Funktion der 
Beanspruchungsdauer tzk mit dem Parameter Iv / Ir
(NA2XS2Y, Einsetzzeitpunkt 10 h)
               Iv   Vorlaststrom
               Ir    Bemessungsstrom
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422
Tabelle 14.6   Kurzzeitbelastbarkeit ausgewählter Kabeltypen 
abhängig von Vorlast, Beanspruchungsdauer und 
Einsetzzeitpunkt
U Nennspannung
Ir Bemessungsstrom entsprechend DIN VDE 0276 (unter 
Berücksichtigung der Bodenaustrocknung)
Iv Angenommene Tageshöchstlast (Vorlast), 
jeweils Werte mit 0,7 Ir und 0,4 Ir
1) Einsetzzeitpunkt: Stunden nach Beginn des EVU-Lastspiels
Zulässige Kurzzeitbelastbarkeit Izk
bei Einsetzzeitpunkt1)
0 h
10 h
Beanspruchungs-
dauer
Beanspruchungs-
dauer
1 h
3 h
1 h
3 h
U
Kabeltyp
Querschnitt
Ir
Iv
Izk/0/1
Izk/0/3
Izk/10/1
Izk/10/3
kV
A
A
A
A
A
A
1
NYY
4 × 95 SM
280
196
112
362
374
320
331
336
369
310
327
NYY
4 × 120 SM
318
223
127
424
445
392
388
390
433
359
380
NAYY
4 × 150 SE
275
193
110
366
383
319
332
338
373
308
330
10
NKBA
3 × 95 SM
269
188
108
349
372
311
322
331
364
299
320
NKBA
3 × 120 SM
308
216
123
414
434
360
374
383
426
348
371
20
NEKEBA
3 × 95 RM
276
193
110
350
363
310
320
325
353
301
317
NEKEBA
3 × 120 RM
314
220
126
440
465
375
395
405
451
362
390
NA2XS2Y
1 × 150 RM
319
223
128
542
592
436
472
492
577
415
468
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14.3   Faktoren für Wirtschaftlichkeitsberechnungen
In den folgenden Formeln gilt:
n  Zeitraum (a)
p  Zinssatz (%)
q  Zinsfaktor q = 1 + 
Annuitätenfaktoren
Der Annuitätenfaktor a wird nach Formel 12.2 ermittelt:
a = 
Tabelle 14.7 zeigt eine Auswahl von Annuitätenfaktoren.
Abzinsfaktoren
Kosten Kn im Jahr n werden mit dem Abzinsfaktor nach Formel 12.3 auf
den Betrachtungszeitpunkt abgezinst.
Abzinsfaktor:  
Tabelle 14.8 zeigt eine Auswahl von Abzinsfaktoren.
Rentenbarwertfaktoren
Der Rentenbarwertfaktor r wird nach Formel 12.5 ermittelt:
r =  
Tabelle 14.9 zeigt eine Auswahl von Rentenbarwertfaktoren.
p
100
qn (q – 1)
qn – 1
1
qn
qn – 1
qn(q – 1)
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424
Tabelle 14.7   Annuitätenfaktoren
Zinssatz p in %
n
3
4
5
6
7
8
9
10
1
1,0300
1,0400
1,0500
1,0600
1,0700
1,0800
1,0900
1,1000
2
0,5226
0,5302
0,5378
0,5454
0,5531
0,5608
0,5685
0,5762
3
0,3535
0,3603
0,3672
0,3741
0,3811
0,3880
0,3951
0,4021
4
0,2690
0,2755
0,2820
0,2886
0,2952
0,3019
0,3087
0,3155
5
0,2184
0,2246
0,2310
0,2374
0,2439
0,2505
0,2571
0,2638
6
0,1846
0,1908
0,1970
0,2034
0,2098
0,2163
0,2229
0,2296
7
0,1605
0,1666
0,1728
0,1791
0,1856
0,1921
0,1987
0,2054
8
0,1425
0,1485
0,1547
0,1610
0,1675
0,1740
0,1807
0,1874
9
0,1284
0,1345
0,1407
0,1470
0,1535
0,1601
0,1668
0,1736
10
0,1172
0,1233
0,1295
0,1359
0,1424
0,1490
0,1558
0,1627
11
0,1081
0,1141
0,1204
0,1268
0,1334
0,1401
0,1469
0,1540
12
0,1005
0,1066
0,1128
0,1193
0,1259
0,1327
0,1397
0,1468
13
0,0940
0,1001
0,1065
0,1130
0,1197
0,1265
0,1336
0,1408
14
0,0885
0,0947
0,1010
0,1076
0,1143
0,1213
0,1284
0,1357
15
0,0838
0,0899
0,0963
0,1030
0,1098
0,1168
0,1241
0,1315
16
0,0796
0,0858
0,0923
0,0990
0,1059
0,1130
0,1203
0,1278
17
0,0760
0,0822
0,0887
0,0954
0,1024
0,1096
0,1170
0,1247
18
0,0727
0,0790
0,0855
0,0924
0,0994
0,1067
0,1142
0,1219
19
0,0698
0,0761
0,0827
0,0896
0,0968
0,1041
0,1117
0,1195
20
0,0672
0,0736
0,0802
0,0872
0,0944
0,1019
0,1095
0,1175
25
0,0574
0,0640
0,0710
0,0782
0,0858
0,0937
0,1018
0,1102
30
0,0510
0,0578
0,0651
0,0726
0,0806
0,0888
0,0973
0,1061
35
0,0465
0,0536
0,0611
0,0690
0,0772
0,0858
0,0946
0,1037
40
0,0433
0,0505
0,0583
0,0665
0,0750
0,0839
0,0930
0,1023
45
0,0408
0,0483
0,0563
0,0647
0,0735
0,0826
0,0919
0,1014
50
0,0389
0,0466
0,0548
0,0634
0,0725
0,0817
0,0912
0,1009
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Tabelle 14.8  Abzinsfaktoren
Zinssatz p in %
n
3
4
5
6
7
8
9
10
1
0,9709
0,9615
0,9524
0,9434
0,9346
0,9259
0,9174
0,9091
2
0,9426
0,9246
0,9070
0,8900
0,8734
0,8573
0,8417
0,8264
3
0,9151
0,8890
0,8638
0,8396
0,8163
0,7938
0,7722
0,7513
4
0,8885
0,8548
0,8227
0,7921
0,7629
0,7350
0,7084
0,6830
5
0,8626
0,8219
0,7835
0,7473
0,7130
0,6806
0,6499
0,6209
6
0,8375
0,7903
0,7462
0,7050
0,6663
0,6302
0,5963
0,5645
7
0,8131
0,7599
0,7107
0,6651
0,6227
0,5835
0,5470
0,5132
8
0,7894
0,7307
0,6768
0,6274
0,5820
0,5403
0,5019
0,4665
9
0,7664
0,7026
0,6446
0,5919
0,5439
0,5002
0,4604
0,4241
10
0,7441
0,6756
0,6139
0,5584
0,5083
0,4632
0,4224
0,3855
11
0,7224
0,6496
0,5847
0,5268
0,4751
0,4289
0,3875
0,3505
12
0,7014
0,6246
0,5568
0,4970
0,4440
0,3971
0,3555
0,3186
13
0,6810
0,6006
0,5303
0,4688
0,4150
0,3677
0,3262
0,2897
14
0,6611
0,5775
0,5051
0,4423
0,3878
0,3405
0,2992
0,2633
15
0,6419
0,5553
0,4810
0,4173
0,3624
0,3152
0,2745
0,2394
16
0,6232
0,5339
0,4581
0,3936
0,3387
0,2919
0,2519
0,2176
17
0,6050
0,5134
0,4363
0,3714
0,3166
0,2703
0,2311
0,1978
18
0,5874
0,4936
0,4155
0,3503
0,2959
0,2502
0,2120
0,1799
19
0,5703
0,4746
0,3957
0,3305
0,2765
0,2317
0,1945
0,1635
20
0,5537
0,4564
0,3769
0,3118
0,2584
0,2145
0,1784
0,1486
25
0,4776
0,3751
0,2953
0,2330
0,1842
0,1460
0,1160
0,0923
30
0,4120
0,3083
0,2314
0,1741
0,1314
0,0994
0,0754
0,0573
35
0,3554
0,2534
0,1813
0,1301
0,0937
0,0676
0,0490
0,0356
40
0,3066
0,2083
0,1420
0,0972
0,0668
0,0460
0,0318
0,0221
45
0,2644
0,1712
0,1113
0,0727
0,0476
0,0313
0,0207
0,0137
50
0,2281
0,1407
0,0872
0,0543
0,0339
0,0213
0,0134
0,0085
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426
Tabelle 14.9   Rentenbarwertfaktoren
Zinssatz p in %
n
3
4
5
6
7
8
9
10
1
0,9709
0,9615
0,9524
0,9434
0,9346
0,9259
0,9174
0,9091
2
1,9135
1,8861
1,8594
1,8334
1,8080
1,7833
1,7591
1,7355
3
2,8286
2,7751
2,7232
2,6730
2,6243
2,5771
2,5313
2,4869
4
3,7171
3,6299
3,5460
3,4651
3,3872
3,3121
3,2397
3,1699
5
4,5797
4,4518
4,3295
4,2124
4,1002
3,9927
3,8897
3,7908
6
5,4172
5,2421
5,0757
4,9173
4,7665
4,6229
4,4859
4,3553
7
6,2303
6,0021
5,7864
5,5824
5,3893
5,2064
5,0330
4,8684
8
7,0197
6,7327
6,4632
6,2098
5,9713
5,7466
5,5348
5,3349
9
7,7861
7,4353
7,1078
6,8017
6,5152
6,2469
5,9952
5,7590
10
8,5302
8,1109
7,7217
7,3601
7,0236
6,7101
6,4177
6,1446
11
9,2526
8,7605
8,3064
7,8869
7,4987
7,1390
6,8052
6,4951
12
9,9540
9,3851
8,8633
8,3838
7,9427
7,5361
7,1607
6,8137
13
10,6350
9,9856
9,3936
8,8527
8,3577
7,9038
7,4869
7,1034
14
11,2961
10,5631
9,8986
9,2950
8,7455
8,2442
7,7862
7,3667
15
11,9379
11,1184
10,3797
9,7122
9,1079
8,5595
8,0607
7,6061
16
12,5611
11,6523
10,8378
10,1059
9,4466
8,8514
8,3126
7,8237
17
13,1661
12,1657
11,2741
10,4773
9,7632
9,1216
8,5436
8,0216
18
13,7535
12,6593
11,6896
10,8276
10,0591
9,3719
8,7556
8,2014
19
14,3238
13,1339
12,0853
11,1581
10,3356
9,6036
8,9501
8,3649
20
14,8775
13,5903
12,4622
11,4699
10,5940
9,8181
9,1285
8,5136
25
17,4131
15,6221
14,0939
12,7834
11,6536
10,6748
9,8226
9,0770
30
19,6004
17,2920
15,3725
13,7648
12,4090
11,2578
10,2737
9,4269
35
21,4872
18,6646
16,3742
14,4982
12,9477
11,6546
10,5668
9,6442
40
23,1148
19,7928
17,1591
15,0463
13,3317
11,9246
10,7574
9,7791
45
24,5187
20,7200
17,7741
15,4558
13,6055
12,1084
10,8812
9,8628
50
25,7298
21,4822
18,2559
15,7619
13,8007
12,2335
10,9617
9,9148
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                                                                                                          427
14.4   Normen und Richtlinien
Im Folgenden sind die in dem vorliegenden Kabelhandbuch zitierten
Normen, Bestimmungen, Richtlinien, Merkblätter usw. zusammenge-
stellt.
Es gilt immer der zum Zeitpunkt der Bearbeitung eines Projektes, der
Planung und Durchführung gültige Stand der Normen, einschließlich Er-
gänzungen. Hierzu ist es erforderlich sich umfassend im Vorfeld von Ak-
tivitäten von Arbeiten rund um die Kabelanlage mit den Normen und der
Rechtslage zu beschäftigen.
Grundsätzlich sind geltenden Normen, Bestimmungen, Vorschriften, Ver-
ordnungen und Gesetze einzuhalten, auch wenn diese hier nicht im Ka-
belhandbuch ausdrücklich genannt werden. Dies ist auf Grund der starken
und kontinuierlichen Internationalisierung der Normen nicht leistbar.
In Abschnitt 14.4.1 sind alle Normen und Bestimmungen zusammenge-
fasst, die als VDE-Bestimmung national veröffentlicht sind. Es sind je-
weils die Dokumentnummer (Klassifizierung), das Datum (Ausgabe-
datum mit Jahr und Monat) und der Titel dargestellt. Als Dokumentnum-
mer ist zuerst die allgemein gültige Normenbezeichnung, also DIN VDE,
DIN EN oder DIN IEC mit anschließendem Nummernschlüssel, aufge-
führt. Entwürfe sind durch ein vorangestelltes E gekennzeichnet. Die
Klassifizierung entsprechend VDE ist in Klammern dahinter gesetzt. Ge-
gebenenfalls ist nach der VDE-Bezeichnung die Klassifizierung des Do-
kuments in der DIN-Reihe angegeben. Das jeweilige neueste
Ausgabedatum der Norm kann über die Internet-Seiten der betreffenden
Normenorganisationen abgefragt werden:
www.vde-verlag.de
www.iec.ch
www.cenelec.org
Die Einträge wurden in der Reihenfolge der VDE-Klassifizierung ange-
ordnet, damit thematisch zusammengehörende Bestimmungen beiei-
nander stehen.
In den Abschnitten 14.4.2 bis 14.4.4 sind die DIN-Normen, die interna-
tionalen elektrotechnischen Normen (IEC-Normen) und die Normen auf-
geführt, die nicht zu einer der vorgenannten Gruppen gehören (Sonstige
Normen).
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Auf eine Auflistung der CENELEC-Normen wurde hier verzichtet, da alle
relevanten europäischen Normen in das VDE-Vorschriftenwerk über-
nommen worden sind. Im Abschnitt 14.4.1 wird – falls relevant – der Zu-
sammenhang zwischen der jeweiligen nationalen Norm und der
entsprechenden internationalen bzw. europäischen Norm mit angege-
ben.
Um die Darstellung der Normen und Bestimmungen etwas übersichtli-
cher und kompakter zu gestalten, wurde bei Dokumenten mit mehreren
Teilen und mehreren Untergliederungen, soweit möglich, zunächst der
Haupttitel dargestellt. Bei bestimmten Normen, z. B. IEC 60811 und IEC
60287, wurde auf die Angabe der einzelnen Teile verzichtet. Der Titel
bezieht sich immer auf den fett gedruckten Teil der Dokumentnummer.
Bei den Teilen oder Unterteilen ist dann der Haupttitel oder Haupttitel
und Titel des übergeordneten Teils nicht mehr genannt. Die Zuordnung
ist durch die Einrückung sowie den Fettdruck erkennbar; außerdem
haben die Dokumenteinträge, die als Zusammenfassung für übergeord-
nete Titel dienen, kein Ausgabedatum.
Zu beachten ist, dass die Nummern der Änderungen zu den Harmoni-
sierungsdokumenten (HD) und der VDE 0276 in der Regel nicht iden-
tisch sind.
Es wird darauf hingewiesen, dass bei einigen Entwürfen das Unterko-
mittee die Ermächtigung ausgesprochen hat, dass das Prüf- und Zerti-
fizierungsinstitut des VDE die Zeichengenehmigung auf der Basis des
vorliegenden Entwurfes erteilen kann.
In Abschnitt 14.4.5 sind die zitierten Richtlinien, Empfehlungen und
Merkblätter sowie wichtige Unfallverhütungsvorschriften (DGUV-Bestim -
mungen) ebenfalls ohne Erscheinungsdatum aufgeführt.
428
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                                                                                                          429
14.4.1   DIN VDE-, DIN EN-, DIN IEC-Normen (als VDE-Bestim-
mungen klassifiziert)
DIN VDE 0100 (VDE 0100)
    Errichten von Starkstromanlagen mit Nennspannungen bis 1.000 V
    DIN VDE 0100 Beiblatt 5 (VDE 0100 Beiblatt 5)                              1995-11
        Maximal zulässige Längen von Kabeln und Leitungen unter Berücksichti-
gung des Schutzes bei indirektem Berühren, des Schutzes bei Kurz-
schluss und des Spannungsfalls
    DIN VDE 0100-100 (VDE 0100-100)                                                 2009-06
        Teil 1: Allgemeine Grundsätze, Bestimmungen allgemeiner Merkmale, Begriffe
(IEC 60364-1: 2005, modifiziert); Deutsche Übernahme HD 60364-1: 2008
    DIN VDE 0100-200 (VDE 0100-200)                                                 2006-06
         Teil 200: Begriffe (IEC 60050-826: 2004, modifiziert)
    DIN VDE 0100-410 (VDE 0100-410)                                                 2007-06
         Teil 4-41: Schutzmaßnahmen – Schutz gegen elektrischen Schlag (IEC
60364-4-41: 2005, modifiziert); Deutsche Übernahme HD 384.4.41 S2: 2007
    DIN VDE 0100-430 (VDE 0100-430)                                                 2010-10
         Teil 4-43:Schutzmaßnahmen; Schutz bei Überstrom (IEC 60364-4-43:
2008, modifiziert + Corrigendum Okt. 2008); Deutsche Übernahme HD
60364-4-43: 2010
    DIN VDE 0100-520 (VDE 0100-520)                                                 2003-06
        Teil 5: Auswahl und Errichtung elektrischer Betriebsmittel; Kapitel 52:
Kabel- und Leitungsanlagen (IEC 60364-5-52: 1993, modifiziert); Deut-
sche Fassung HD 384.5.52 S1: 1995 + A1: 1998
    DIN VDE 0100-520-Berichtigung 1                                                 2003-08
         Berichtigung 1
    DIN VDE 0100-520 Beiblatt 1 (VDE 0100-520 Beiblatt 1)               2008-10
        Leitfaden für elektrische Anlagen – Auswahl und Errichtung elektrischer
Betriebsmittel; Kabel- und Leitungsanlagen; Begrenzung des Temperatur-
anstiegs bei Schnittstellenanschlüssen; Deutsche Fassung CLC/TR
50479: 2007
         DIN VDE 0100-520 Beiblatt 2 (VDE 0100-520 Beiblatt 2)           2010-10
Beiblatt 2: Schutz bei Überlast, Auswahl von Überstrom-Schutz einrich -
tungen, maximal zulässige Kabel- und Leitungslängen zur Einhaltung des
zulässigen Spannungsfalls und der Abschaltzeiten zum Schutz gegen elek-
trischen Schlag
    DIN VDE 0100-732 (VDE 0100-732)                                                 1995-07
         Teil 732: Hausanschlüsse in öffentlichen Kabelnetzen
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430
    DIN VDE 0100-736 (VDE 0100-736) DIN 57100-736                       1983-11
         Niederspannungsstromkreise in Hochspannungsschaltfeldern
DIN VDE 0101 (VDE 0101)                                                                    2000-01
    Errichten von Starkstromanlagen mit Nennspannungen über 1 kV
DIN EN 60909-0 (VDE 0102)                                                                 2002-07
    Kurzschlussströme in Drehstromnetzen – Teil 0: Berechnung der Ströme (IEC
60909-0:2001); Deutsche Fassung EN 60909-0: 2001
DIN EN 50191 (VDE 0104)                                                                    2001-01
    Errichten und Betreiben elektrischer Prüfanlagen
DIN EN 50200 (VDE 0482)
    Normreihe für Brandfallprüfungen
DIN VDE 0105-100 (VDE 0105)                                                            2009-10
    Betrieb von elektrischen Anlagen
    Teil 100 Allgemeine Festlegungen
    DIN VDE 0105-1 (VDE 0105-1) DIN EN 50110-1                             2005-06
         Deutsche Fassung EN 50110-1: 2004
DIN VDE V 0109 (VDE V 0109)                                                             2009-10
    Instandhaltung von Anlagen und Betriebsmitteln
in elektrischen Versorgungsnetzen
Teil 1 Systemaspekte und Verfahren                                                 2014-09
Teil 2 Zustandsfeststellung von Betriebsmitteln/Anlagen                  2014-09
DIN VDE 0115 (VDE 0115)
    Bahnanwendungen
    DIN VDE 0115-1 (VDE 0115-1)                                                         2002-06
         Allgemeine Bau- und Schutzbestimmungen, zusätzliche Anforderungen
DIN EN 50122-1 (VDE 0115-3)                                                              2011-09
        Ortsfeste Bahnanlagen, Schutzmaßnahmen in Bezug auf elektrische Si-
cherheit und Erdung
DIN VDE 0150 (VDE 0150) DIN EN 50162                                           2005-05
    Schutz gegen Korrosion durch Streuströme aus Gleichstromanlagen; Deut-
sche Fassung EN 50162: 2004
DIN VDE 0207 (VDE 0207) DIN EN 57363                                           2005-02
    Isolier- und Mantelmischungen für Kabel und isolierte Leitungen
DIN VDE 0211 (VDE 0211                                                                     1985-12
    Bau von Starkstrom-Freileitungen mit Nennspannungen bis 1.000 V
DIN VDE 0220-100 (DIN EN 61238-1)                                                  2004-03
    Pressverbinder und Schraubverbinder für Nennspannungen bis einschließlich
36 kV (Um = 42 kV) Teil 1 Prüfverfahren und Anforderungen (IEC 61238-1:
2003); Deutsche Fassung EN 61238-1: 2003
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                                                                                                          431
DIN VDE 0220-3 (VDE 0220-3) DIN 57220-3                                        1977-10
    VDE-Bestimmung für Einzel- und Mehrfachkabelklemmen mit Isolierteilen in
Starkstrom-Kabelanlagen bis 1.000 V
DIN VDE 0228 (VDE 0228)
    Maßnahmen bei Beeinflussung von Fernmeldeanlagen durch Starkstrom-
anlagen
    DIN VDE 0228-1 (VDE 0228-1)                                                         1987-12
         Allgemeine Grundlagen
    DIN VDE 0228-2 (VDE 0228-2)                                                         1987-12
         Beeinflussung durch Drehstromanlagen
    DIN VDE 0228-3 (VDE 0228-3)                                                         1988-09
         Beeinflussung durch Wechselstrom-Bahnanlagen
    DIN VDE 0228-4 (VDE 0228-4)                                                         1987-12
         Beeinflussung durch Gleichstrom-Bahnanlagen
    DIN VDE 0228-5 (VDE 0228-5)                                                         1987-12
         Beeinflussung durch Hochspannungsgleichstrom-Übertragungsanlagen
(HGÜ)
DIN VDE 0265 (VDE 0265)                                                                    1995-12
    Kabel mit Kunststoffisolierung und Bleimantel für Starkstromanlagen
DIN VDE 0266 (VDE 0266)                                                                    2000-03
    Starkstromkabel mit verbessertem Verhalten im Brandfall; Nennspannungen
U0/U 0,6/1 kV
DIN VDE 0266                                                                                       2006-03
    Berichtigungen zu DIN VDE 0266 (VDE 0266)
DIN VDE 0271 (VDE 0271)                                                                    2007-01
    Festlegungen für Starkstromkabel ab 0,6/1 kV für besondere Anwendungen
DIN VDE 0271                                                                                       2008-02
    Berichtigungen zu DIN VDE 0271 (VDE 0271)
DIN VDE 0276 (VDE 0276)
    Starkstromkabel
    DIN VDE 0276-603 (VDE 0276-603)                                                 2010-03
         Teil 603: Energieverteilungskabel mit Nennspannungen U0/U 0,6/1 kV;
Deutsche Fassung HD 603 S1: 1994/A3: 2007 Teile 1, 3G und 5G
    DIN VDE 0276-604 (VDE 0276-604)                                                 2008-02
        Teil 604: Starkstromkabel mit Nennspannungen U0/U 0,6/1 kV mit verbes-
sertem Verhalten im Brandfall für Kraftwerke; Deutsche Fassung HD 604
S1.1994 + A1: 1997 + A3: 2002 Teile 0, 1 und Teil 5G
    DIN VDE 0276-605 (VDE 0276-605)                                                 2009-07
         Teil 605: Ergänzende Prüfverfahren; Deutsche Fassung HD 605 S2: 2008
www.vde-verlag.de - KLZ Vertriebs GmbH   ID - 240223213850ae358

432
DIN VDE 0276-620 (VDE 0276-620)                                                     2010-11
    Teil 620: Energieverteilungskabel mit extrudierter Isolierung für Nennspan-
nungen U0/U 3,6/6 kV bis 20,8/36 kV; Deutsche Fassung HD 620 S2: 2010,
Teile 0, 1 und 10C
DIN VDE 0276-621 (VDE 0276-621)                                                     1997-05
    Teil 621: Energieverteilungskabel mit getränkter Papierisolierung für Mittel-
spannung; Deutsche Fassung HD 621 S1: 1996 Teile 1, 2, 3C und 4C
DIN VDE 0276-622 (VDE 0276-622)                                                     2006-05
    Teil 622: Starkstromkabel mit Nennspannungen von 3,6/6 (7,2) kV bis 20,8/36
(42) kV mit verbessertem Verhalten im Brandfall für Kraftwerke; Deutsche
Fassung HD 622 S1 Teil 1 und Teil 4D: 1996, +A1: 2000; +A2: 2005
DIN VDE 0276-626 (VDE 0276-626)                                                     1997-01
    Teil 626: Isolierte Freileitungsseile für oberirdische Verteilungsnetze mit
Nennspannung U 0/U (Um) 0,6/1 (1,2) kV; Deutsche Fassung: HD 626 S1 Teile
1, 2, und 4 F-1: 1996
DIN VDE 0276-626/A1 (VDE 0276-626/A1)                                          1998-07
    Änderung 1, Deutsche Fassung HD 626 S1/A1: 1997
DIN VDE 0276-627 (VDE 0276 Teil 627)                                               2006-09
    Teil 627: Vieladrige und vielpaarige Kabel für die Verlegung in Luft und Erde;
Deutsche Fassung HD 627 S1: 1996 Teile 0, 1, 4H und 7H +A1: 2000 +A2:
2005
    DIN VDE 0276-632 (VDE 0276-632)                                                 1999-05
    Starkstromkabel mit extrudierter Isolierung und ihre Garnituren für Nennspan-
nungen über 36 kV (Um = 42 kV) bis 150 kV (Um = 170 kV); Deutsche Fas-
sung HD 632 S1: 1998 Teile 1, 3D, 4D, 5D
DIN VDE 0276-633 (VDE 0276-633)                                                     1999-05
    Prüfungen an Ölkabeln mit einer Isolierung aus Papier oder polypropylenbe-
schichtetem Papier und Metallmantel und Garnituren für Wechselspannun-
gen bis 400 kV (Um = 420 kV); Deutsche Fassung HD 633 S1: 1997 Teile 1,
3D
DIN VDE 0276-634 (VDE 0276-634)                                                     1999-05
    Prüfungen an Gasinnendruckkabeln und Garnituren für Wechselspannungen
bis 275 kV (Um = 300 kV); Deutsche Fassung HD 634 S1: 1997 Teile 1, 3C
DIN VDE 0276-635 (VDE 0276-635)                                                     1999-05
    Prüfungen an Gasaußendruckkabeln und Garnituren für Wechselspannun-
gen bis 275 kV (Um = 300 kV); Deutsche Fassung HD 635 S1: 1997 Teile 1,
3C
DIN VDE 0276-1000 (VDE 0276-1000)                                                 1995-06
    Teil 1000: Strombelastbarkeit, Allgemeines, Umrechnungsfaktoren
www.vde-verlag.de - KLZ Vertriebs GmbH   ID - 240223213850ae358

                                                                                                          433
DIN VDE 0278 (VDE 0278)
    Starkstromkabel-Garnituren mit Nennspannungen U bis 30 kV (Um bis 36 kV)
    DIN EN 50393 (VDE 0278-393)                                                              2006-11
        Prüfverfahren und Prüfanforderungen für Garnituren von Verteilerkabeln mit
einer Nennspannung von 0,6/1 kV (1,2 kV); Deutsche Fassung EN 50393:
2006
    DIN EN 61442 (VDE 0278-442)                                                        2006-01
          Prüfverfahren und Prüfanforderungen für Starkstromgarnituren mit einer
Nennspannung von 6 kV (Um = 7,2 kV) bis 36 kV (Um = 42 kV); (IEC
6144: 2005, modifiziert; Deutsche Fassung EN 61442: 2005)
    DIN VDE 0278-629-1 (VDE 0278-629-1)                                          2009-11
        Teil 629: Prüfanforderungen für Kabelgarnituren für Starkstromkabel mit
einer Nennspannung von 3,6/6 (7,2) kV bis 20,8/36 (42) kV; Teil 1: Kabel
mit extrudierter Kunststoffisolierung; Deutsche Fassung HD 629.1 S2: 2006
    DIN VDE 0278-629-2 (VDE 0278-629-2)                                          2009-07
        Teil 629: Prüfanforderungen für Kabelgarnituren für Starkstromkabel mit einer
Nennspannung von 3,6/6 (7,2) kV bis 20,8/36 (42) kV; Teil 2: Kabel mit mas-
segetränkter Papierisolierung; Deutsche Fassung HD 629.2 S2: 2006
DIN VDE 0278-631 (VDE 0278-631)
    Kabel und isolierte Leitungen – Materialcharakterisierungen
    DIN VDE 0278-631-1 (VDE 0278-631-1)                                          2008-12
        Teil 1: Fingerprint-und Typprüfungen für Reaktionsharzmassen; Deutsche
Fassung HD 631.1 S2: 2007
    DIN VDE 0278-631-2 (VDE 0278-631-2)                                          2008-12
        Teil 2: Fingerprint-und Typprüfungen für wärmeschrumpfende Komponenten
für Niederspannungsanwendungen; Deutsche Fassung HD 631.2 S1: 2007
    DIN VDE 0278-631-3 (VDE 0278-631-3)                                          2009-05
        Teil 3: Fingerprintprüfungen für wärmeschrumpfende Komponenten für
Mittelspannungsanwendungen von 3,6/6 (7,2) kV bis 20,8/36 (42) kV;
Deutsche Fassung HD 631.3 S1: 2008
    DIN VDE 0278-631-4 (VDE 0278-631-4)                                          2009-05
        Teil 4: Fingerprintprüfungen für kaltschrumpfende Komponenten für Nie-
der-und Mittelspannungsanwendungen bis 20,8/36 (42) kV; Deutsche Fas-
sung HD 631.4 S1: 2008
DIN VDE 0289 (VDE 0298)
    Begriffe für Starkstromkabel und isolierte Starkstromleitungen
    DIN VDE 0289-1 (VDE 0298-1)                                                         1988-03
         Allgemeine Begriffe
    DIN VDE 0289-2 (VDE 0298-2)                                                         1988-03
         Aufbauelemente
www.vde-verlag.de - KLZ Vertriebs GmbH   ID - 240223213850ae358

434
    DIN VDE 0289-3 (VDE 0298-3                                                          1988-03
         Fertigungsvorgänge
    DIN VDE 0289-4 (VDE 0298-4)                                                         1988-03
         Prüfen und Messen
    DIN VDE 0289-5 (VDE 0298-5)                                                         1988-03
         Längen
    DIN VDE 0289-6 (VDE 0298-6)                                                         1993-03
         Zubehör, Garnituren
    DIN VDE 0289-7 (VDE 0298-7)                                                         1988-03
         Verlegung und Montage
    DIN VDE 0289-8 (VDE 0298-8)                                                         1988-03
         Strombelastbarkeit
DIN VDE 0291-1 (VDE 0291-1)                                                             1972-02
    Bestimmungen für Füllmassen für Kabelzubehörteile sowie Abbrühmassen;
Teil 1: Heiß zu vergießende Füllmassen, Kaltpreßmassen, Kaltvergußmassen
sowie Abbrühmassen
    DIN VDE 0291-1a (VDE 0291-1a)                                                     1973-07
         Bestimmungen für Füllmassen für Kabelzubehörteile sowie Abbrühmas-
sen; Teil 1: Heiß zu vergießende Füllmassen, Kaltpressmassen, Kaltver-
gussmassen sowie Abbrühmassen
    DIN VDE 0293-1 (VDE 0293-1)                                                         2006-10
         Kennzeichnung von Adern von Starkstromkabeln und isolierten Stark-
stromleitungen mit Nennspannungen bis 1.000 V; Teil 1: Ergänzende na-
tionale Festlegungen
    DIN VDE 0293-308 (VDE 0293-308)                                                 2003-01
         Kennzeichnung von Adern von Kabeln/Leitungen und flexiblen Leitungen
durch Farben; Deutsche Fassung HD 308 S2: 2001
    DIN VDE 0293-334 (VDE 0293-334)                                                 2001-10
         Kennzeichnung der Adern durch Bedrucken; Deutsche Fassung EN
50344: 2001
VDE 0481                                                                                                            
    Normreihe für elektrische Prüfverfahren an Starkstromkabel
DIN EN 60228 (VDE 0295)                                                                    2005-09
    Leiter für Kabel und isolierte Leitungen (IEC 60228: 2004); Deutsche Fas-
sung EN 60228: 2005 + Corrigendum 2005
DIN VDE 0298 (VDE 0298)
    Verwendung von Kabeln und isolierten Leitungen für Starkstromanlagen
www.vde-verlag.de - KLZ Vertriebs GmbH   ID - 240223213850ae358

                                                                                                          435
    DIN VDE 0298-3                                                                                2006-06
        Verwendung von Kabeln und isolierten Leitungen für Starkstromanlagen;
Teil 3: Leitfaden für die Verwendung nicht harmonisierter Starkstromleitungen
    DIN VDE 0298-4                                                                                2003-08
         Verwendung von Kabeln und isolierten Leitungen für Starkstromanlagen; Teil
4: Empfohlene Werte für die Strombelastbarkeit von Kabeln und Leitungen
für die feste Verlegung in und an Gebäuden und von flexiblen Leitungen
    DIN VDE 0298-300                                                                            2009-09
         Leitfaden für die Verwendung harmonisierter Niederspannungsstarkstrom-
leitungen
DIN EN 60684 (VDE 0341)
    Normreihe für Isolierschläuche (IEC 60684); Deutsche Fassung EN 60684
DIN EN 62677 (VDE 0343)
    Wärmeschrumpfende Nieder- und Mittelspannungsformteile (IEC 62677);
Deutsche Fassung EN 62677
DIN EN 60455 (VDE 0355)
    Normreihe für Reaktionsharzmassen für die Elektroisolierung (IEC 60455);
Deutsche Fassung EN 60445
DIN EN 60529 (VDE 0470-1)                                                                 2000-09
    Schutzarten durch Gehäuse (IP-Code) (IEC 60529: 1989 + A1: 1999); Deut-
sche Fassung EN 60529: 1991 + A1: 2000
DIN VDE 0472 (VDE 0472)
    Prüfung an Kabeln und isolierten Leitungen
    DIN VDE 0472 Beiblatt 1 (VDE 0472 Beiblatt 1)                              2005-02
         Verzeichnis der Normen der Reihe DIN VDE 0472
DIN EN 60811 (VDE 0473-811)
    Isolier- und Mantelwerkstoffe für Kabel und isolierte Leitungen – Allgemeine
Prüfverfahren
DIN VDE 0680 (VDE 0680)
    Körperschutzmittel, Schutzvorrichtungen und Geräte zum Arbeiten an unter
Spannung stehenden Teilen bis 1.000 V
    DIN VDE 0680-1 (VDE 0680-1)                                         1990-05 (Entwurf)
         Isolierende persönliche Schutzausrüstungen und isolierende Schutzvor-
richtungen
    DIN VDE 0680-3 (VDE 0680-3) DIN 57680-3                                   1977-09
         Betätigungsstangen
    DIN VDE 0680-4 (VDE 0680-4) DIN 57680-4                                   1980-11
         NH-Sicherungsaufsteckgriffe
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436
    DIN VDE 0680-6 (VDE 0680-6) DIN 57680-6                                   1977-04
    Einpolige Spannungsprüfer bis 250 V Wechselspannung
    DIN VDE 0680-7 (VDE 0680-7) DIN 57680-7                                   1984-02
         Passeinsatzschlüssel
DIN EN 50575 (VDE 0482-575):                                                            2017-02 
    „Starkstromkabel und -leitungen, Steuer- und Kommunikationskabel - Kabel
und Leitungen für allgemeine Anwendungen in Bauwerken in Bezug auf die
Anforderungen an das Brandverhalten; Deutsche Fassung EN 50575:2014
+ A1:2016“
DIN EN 61243-3 (VDE 0680-401)                                                          2011-02
    Arbeiten unter Spannung – Spannungsprüfer – Teil 3: Zweipoliger Span-
nungsprüfer für Niederspannungsnetze (IEC 61243-3: 2009); Deutsche Fas-
sung EN 61243-3: 2010
DIN VDE 0681 (VDE 0681)
    Geräte zum Betätigen, Prüfen und Abschranken unter Spannung stehender
Teile mit Nennspannungen über 1 kV
    DIN VDE 0681-1 (VDE 0681-1)                                                         1986-10
         Allgemeine Festlegungen für DIN VDE 0681 Teil 2 bis Teil 4
    DIN VDE 0681-2 (VDE 0681-2) DIN 57681-2                                   1977-03
         Schaltstangen
    DIN VDE 0681-3 (VDE 0681-3) DIN 57681-3                                   1977-03
         Sicherungszangen
    DIN VDE 0681-6 (VDE 0681-6)                                                         1985-06
         Spannungsprüfer für Oberleitungsanlagen elektrischer Bahnen 15 kV,
16 2/3 Hz
DIN EN 60900 (VDE 0682-201)                                                             2005-01
    Arbeiten unter Spannung, Handwerkzeuge zum Gebrauch bis AC 1.000 V
und DC 1500 V (IEC 60900: 2004, modifiziert); Deutsche Fassung EN 60900:
2004
DIN EN 60832 (VDE 0682-211)                                                             2010-12
    Isolierende Arbeitsstangen und zugehörige Arbeitsköpfe zum Arbeiten unter
Spannung (IEC 60832: 1988 mod.); Deutsche Fassung EN 60832: 1996
DIN EN 60903 (VDE 0682-311)                                                             2004-07
    Arbeiten unter Spannung, Handschuhe aus isolierendem Material (IEC
60903: 2002 und Corrigendum 2003, modifiziert); Deutsche Fassung EN
60903: 2003
    DIN EN 60903/A11 (VDE 0682-311/A11)                                          1999-04
         Änderung 11
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                                                                                                          437
DIN EN 60984 (VDE 0682-312)                                                             1994-10
    Isolierende Ärmel zum Arbeiten unter Spannung (IEC 60984: 1990, modifi-
ziert); Deutsche Fassung EN 60984: 1992/A11: 1997
    DIN EN 60903/A11 (VDE 0682-311/A11)                                          1999-04
         Änderung 11
DIN EN 60984 (VDE 0682-312)                                                             1994-10
    Isolierende Ärmel zum Arbeiten unter Spannung (IEC 60984: 1990, modifi-
ziert); Deutsche Fassung EN 60984: 1992/A11: 1997
    DIN EN 60984/A11 (VDE 0682-311/A11)                                          1999-04
         Änderung 2
    DIN EN 61243-1 (VDE 0682-411)                                                     2010-09
         Arbeiten unter Spannung -Spannungsprüfer -Teil 1: Kapazitive Ausführung
für Wechselspannungen über 1 kV (IEC 61243-1: 2003, modifiziert + Cor-
rigendum 1: 2005 + A1: 2009); Deutsche Fassung EN 61243-1: 2005 +
A1: 2010
    DIN EN 61481 (VDE 0682-431)                                                        2002-07
         Arbeiten unter Spannung – Phasenvergleicher für Wechselspannungen
von 1 kV bis 36 kV (IEC 61481: 2001); Deutsche Fassung EN 61481: 2001
DIN EN 61229 (VDE 0682-551)                                                             1997-01
    Starre Schutzabdeckungen zum Arbeiten unter Spannung in Wechselspan-
nungsanlagen (IEC 1229: 1993, modifiziert); Deutsche Fassung EN 61229:
1995
    DIN EN 61229/A1 (VDE 0682-551/A1)                                             1999-04
         Änderung 1
DIN EN 61236 (VDE 0682-651)                                                             1996-11
    Mastsättel, Stangenschellen und Zubehör zum Arbeiten unter Spannung (IEC
61236: 1993, modifiziert); Deutsche Fassung EN 61236: 1995
DIN EN 61057 (VDE 0682-741)                                                             1995-08
    Hubarbeitsbühnen mit isolierender Hubeinrichtung zum Arbeiten unter Span-
nung über AC 1 kV (IEC 1057: 1991, modifiziert); Deutsche Fassung EN
61057: 1993
DIN EN 61230 (VDE 0683-100)                                                             2009-07
    Arbeiten unter Spannung; Ortsveränderliche Geräte zum Erden oder Erden
und Kurzschließen (IEC 61230: 2008); Deutsche Fassung EN 61230: 2008
DIN EN 61219 (VDE 0683-200)                                                             1995-01
    Arbeiten unter Spannung; Erdungs- oder Erdungs- und Kurzschließvorrich-
tung mit Stäben als kurzschließendes Gerät – Staberdung (IEC 1219: 1993);
Deutsche Fassung EN 61219: 1993
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438
14.4.2   DIN-Normen
DIN 1960                                                                                                2010-08
    VOB Vergabe- und Vertragsordnung für Bauleistungen – Teil A: Allgemeine
Bestimmungen für die Vergabe von Bauleistungen
DIN 1961                                                                                                2010-08
    VOB Vergabe- und Vertragsordnung für Bauleistungen – Teil B: Allgemeine
Vertragsbedingungen für die Ausführung von Bauleistungen
DIN 1998                                                                                                1978-05
    Unterbringung von Leitungen und Anlagen in öffentlichen Flächen; Richtlinien
für die Planung
DIN 4124                                                                                                2002-10
    Baugruben und Gräben; Böschungen, Verbau, Arbeitsraumbreiten
DIN 17640-1                                                                                           2004-02
    Bleilegierungen für allgemeine Verwendung
DIN EN 12548                                                                                        1999-11
    Blei- und Bleilegierungen – Bleilegierungen in Blöcken für Kabelmäntel und
Muffen; Deutsche Fassung EN 12548: 1999
DIN 18300 bis DIN 18421
    VOB Vergabe- und Vertragsordnung für Bauleistungen – Teil C: Allgemeine
Technische Vertragsbedingungen für Bauleistungen (ATV) 
    Normen aus diesem Bereich sind nachfolgend nur mit dem Untertitel auf-
geführt:
DIN 18300                                                                                         2010-04
Erdarbeiten
    DIN 18301                                                                                         2010-04
         Bohrarbeiten
    DIN 18303                                                                                         2010-04
         Verbauarbeiten
    DIN 18304                                                                                         2010-04
         Ramm-, Rüttel- und Pressarbeiten
    DIN 18309                                                                                         2010-04
         Einpressarbeiten
    DIN 18315                                                                                         2010-04
         Verkehrswegebauarbeiten; Oberbauschichten ohne Bindemittel
    DIN 18316                                                                                         2010-04
         Verkehrswegebauarbeiten, Oberbauschichten mit hydraulischen Binde-
mitteln
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                                                                                                          439
    DIN 18317                                                                                           2010-0
         Verkehrswegebauarbeiten, Oberbauschichten aus Asphalt
    DIN 18318                                                                                           2010-0
         Verkehrswegebauarbeiten – Pflasterdecken und Plattenbeläge in unge-
bundener Ausführung, Einfassungen
    DIN 18319                                                                                         2010-04
         Rohrvortriebsarbeiten
    DIN 18336                                                                                         2010-04
         Abdichtungsarbeiten
    DIN 18364                                                                                         2010-04
         Korrosionsschutzarbeiten an Stahlbauten
    DIN 18382                                                                                         2010-04
         Nieder- und Mittelspannungsanlagen mit Nennspannungen bis 36 kV
    DIN 18384                                                                                         2010-04
         Blitzschutzanlagen
    DIN 18920                                                                                         2002-08
        Vegetationstechnik im Landschaftsbau; Schutz von Bäumen, Pflanzenbe-
ständen und Vegetationsflächen bei Baumaßnahmen
    DIN 46235                                                                                         1983-07
         Kabelschuhe für Pressverbindungen; Laschenform für Kupferleiter
    DIN 46267-1                                                                                      1985-10
         Pressverbinder, nicht zugfest, für Kupferleiter
    DIN 46267-2
                                                                                  1985-10
         Pressverbinder, nicht zugfest, für Aluminiumleiter
    DIN 46329                                                                                         1983-07
         Kabelschuhe für Pressverbindungen; Ringform für Aluminiumleiter
DIN 46391
    Spulen für die Lieferung von Kabeln, Leitungen und Seilen
    DIN 46391-1                                                                      2005-04 (Entwurf)
         Spulen mit Flanschdurchmesser bis 2800 mm, Maße
    DIN 46391-2                                                                                      1981-04
         Technische Lieferbedingungen für Spulen aus Holz
    DIN 46391-3                                                                                      1984-01
         Spulen mit Flanschdurchmesser über 2800 mm; Maße
    DIN 46391-4                                                                                      1985-04
         Technische Lieferbedingungen für Spulen aus Stahl
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440
DIN 47600
    Verbindungsmuffen aus Metallguss für Starkstromkabel bis 10 kV
    DIN 47600-1                                                                                      1974-10
         Schutzmuffen
    DIN 47600-2                                                                                      1974-10
         Innenmuffen
    DIN 47600-3                                                                                      1974-10
         Zuordnung der Verbindungsmuffen zu den papierisolierten Kabeln, Zuord-
nung der Kupferverbindungsseile
    DIN 47600-4                                                                                      1974-10
         Innerer Aufbau für papierisolierte Kabel
    DIN 47600-5                                                                                      1974-10
         Montageanweisung für papierisolierte Kabel
    DIN 47600-6                                                                                      1974-10
         Zuordnung der Verbindungsmuffen zu kunststoffisolierten Kabeln 0,6/1 kV
    DIN 47600-7                                                                                      1974-10
         Innerer Aufbau für kunststoffisolierte Kabel 0,6/1 kV
DIN 47606                                                                                              1974-10
    Verbindungsmuffen aus Metallguss für Starkstromkabel mit einzelnen ge-
schirmten Adern von 10 kV bis 30 kV; Schutzmuffen
DIN V 47640                                                                                          2009-10
    Verbindungsmuffen aus wärmeschrumpfendem Kunststoffschlauch für kunst-
stoffisolierte Starkstromkabel mit Nennspannung 0,6/1 (1,2) kV
DIN EN 50180                                                                                        2011-04
    Durchführungen über 1 kV bis 52 kV und von 250 A bis 3,15 kA für flüssig-
keitsgefüllte Transformatoren; Deutsche Fassung EN 50180: 2010
DIN EN 50181                                                                                        2011-04
    Steckbare Durchführungen über 1 kV bis 52 kV und von 250 A bis 2,50 kA
für Anlagen anders als flüssigkeitsgefüllte Transformatoren; Deutsche Fas-
sung EN 50181: 2010
DIN 47658                                                                                              1975-04
    Kabel-Abzweigklemmen in Hausanschlussmuffen für Kupfer- und Aluminium-
leiter
DIN EN 12613                                                                                        2009-09
    Warneinrichtungen aus Kunststoff mit visuellen Eigenschaften für erdverlegte
Kabel und Rohrleitungen
DIN 54841-3                                                                                           2000-07
    Warneinrichtungen aus Kunststoff für erdverlegte Kabel und Rohrleitungen;
Teil 3: Detektierbares Trassenband
www.vde-verlag.de - KLZ Vertriebs GmbH   ID - 240223213850ae358

                                                                                                          441
DIN 54841-5                                                                                           2000-11
    Warneinrichtungen aus Kunststoff für erdverlegte Kabel und Rohrleitungen;
Teil 5: Kabelabdeckung
DIN 57220 siehe DIN VDE 0220-3
14.4.3   IEC-Normen
IEC 60050-461                                                                                       2008-06
    International Electrotechnical Vocabulary; Chapter 461: Electric cables
    Internationales Elektrotechnisches Wörterbuch (IEW); Kabel und Leitungen
IEC 60055 Ed. 5.1
    Paper-insulated metal sheathed cables for rated voltages up to 18/30 kV
(with copper or aluminium conductors and excluding gas-pressure and oil-
filled cables)
Papierisolierte Kabel mit Metallmantel für Nennspannungen bis 18/30 kV
(mit Kupfer- oder Aluminiumleiter, ausgenommen Gasdruck- und Ölkabel)
    IEC 60055-1 Part 1: Tests on cables and their accessories              2005-05
         Teil 1: Prüfungen an Kabeln und ihren Garnituren
    IEC 60055-1 AMD 1                                                                          2005-02
         Amendment No. 1 Änderung 1
    IEC 60055-2 Part 2: General and construction elements                  1981-00
         Teil 2: Allgemeines und Forderungen zum Aufbau
    IEC 60055-2 AMD 1                                                                          1989-09
         Amendment No. 1 Änderung 1
    IEC 60055-2 AMD 2                                                                          2005-02
         Amendment No. 2 Änderung 2
IEC 60141
    Tests on oil-filled and gas-pressure cables and their accessories
    Prüfungen an Ölkabeln und Gasdruckkabeln und ihren Garnituren
    IEC 60141-1                                                                                      1993-09
         Part 1: Oil-filled, paper-insulated, metal-sheathed cables and accesso-
ries for alternating voltages up to and including 400 kV
Teil 1: Papierisolierte Ölkabel mit Metallmantel und Garnituren für Wech-
selspannungen bis 400 kV
IEC 60141-1 AMD 1                                                                      1995-02
Amendment 1 Änderung 1
IEC 60141-1 AMD 2                                                                      1998-08
Amendment 2 Änderung 2
    IEC 60141-2                                                                                      1963-01
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442
         Part 2: Internal gas-pressure cables and accessories for alternating vol-
tages up to 275 kV
Teil 2: Gasinnendruckkabel und Garnituren für Wechselspannungen bis
275 kV
    IEC 60141-2 AMD 1                                                                          1967-05
         Amendment 1 Änderung 1
    IEC 60141-3                                                                                      1963-01
         Part 3: External gas-pressure (gas compression) cables and accesso-
ries for alternating voltages up to 275 kV
Teil 3: Gasaußendruckkabel und Garnituren für Wechselspannungen bis
275 kV
    IEC 60141-3 AMD 1                                                                          1967-05
         Amendment 1 Änderung 1
    IEC 60141-4                                                                                      1980-01
         Part 4: Oil-impregnated paper-insulated high pressure oil-filled pipe-type
cables and accessories for alternating voltages up to and including 400 kV
Teil 4: Ölimprägnierte papierisolierte Hochdruck-Öl-Rohrkabel und Garni-
turen für Wechselspannungen bis einschließlich 400 kV
    IEC 60141-4 AMD 1                                                                          1990-10
         Amendment 1 Änderung 1
IEC 60183                                                                                              1984-01
    Guide to the selection of high-voltage cables
    Anleitung für die Auswahl von Hochspannungskabeln
    IEC 60183 AMD 1                                                                             1990-11
         Amendment 1 Änderung 1
IEC 60228                                                                                              2004-11
    Conductors of insulated cables
    Leiter von Kabeln und isolierten Leitungen
IEC 60229                                                                                              2007-10
    Tests on extruded oversheaths with a special protective function
    Prüfungen an extrudierten Außenmänteln, die eine besondere Schutzfunk-
tion haben
IEC 60230                                                                                              1966-01
    Impulse tests on cables and their accessories
    Stoßspannungsprüfungen an Kabeln und ihren Garnituren
IEC 60231                                                                                              1967-01
    General principles of nuclear reactor instrumentation
    Allgemeine Prinzipien für die Instrumentierung von Kernreaktoren
www.vde-verlag.de - KLZ Vertriebs GmbH   ID - 240223213850ae358

                                                                                                          443
IEC 60287
    Electric cables – Calculation of the current rating
    Normreihe für Kabel – Berechnung der Bemessungsströme
IEC 60331
    Tests for electric cables under fire conditions – circuit integrity
    Normreihe für Prüfungen an Kabeln und isolierten Leitungen unter Brand-
bedingungen – Isolationserhalt
IEC 60332
    Test on electric cables and optical fibres under fire conditions
    Normreihe für Prüfungen an Kabeln, isolierten Leitungen und Glasfaserka-
beln unter Brandbedingungen
IEC 60364
    Low-voltage electrical installations/Electrical installations of buildings
    IEC 60364-1 Edition 5.0                                                                    2005-11
         Part 1: Fundamental principles, assessment of general characteristics,
definitions
    IEC 60364-4-41                                                                                 2005-12
         Part 4-41: Protection for safety – Protection against electric shock
    IEC 60364-4-42                                                                                 2010-05
         Part 4-42: Protection for safety – Protection against thermal effects
    IEC 60364-4-43                                                                                 2008-08
         Part 4-43: Protection for safety – Protection against overcurrent
    IEC 60364-5-51                                                                                 2005-04
         Part 5-51: Selection and erection of electrical equipment; Chapter 51:
Common rules
IEC 60502
    Power cables with extruded insulation and their accessories for rated volta-
ges from 1 kV (Um = 1.2 kV) up to 30 kV (Um = 36 kV)
Starkstromkabel mit extrudierter Isolierung und deren Garnituren für Nenn-
spannungen von 1 kV (Um = 1,2 kV) bis 30 kV (Um = 36 kV)
    IEC 60502-1                                                                                  2004-04
    
Part 1: Cables for rated voltages of 1 kV (Um = 1.2 kV) and 3 kV (Um
= 3.6 kV)
Teil 1: Kabel für Nennspannungen von 1 kV (Um= 1,2 kV) und 3 kV
(Um =  3,6 kV)
         
IEC 60502-1 AMD 1                                                                2009-09
         
Amendment 1 Änderung 1
         IEC 60502-2                                                                                  2005-03
         
Part 2: Cables for rated voltages from 6 kV (Um= 7.2 kV) up to 30 kV
(Um = 36 kV)
Teil 2: Kabel für Nennspannungen von 6 kV (Um= 7,2 kV) bis 30 kV
(Um = 36 kV)
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444
         IEC 60502-4                                                                                  2010-12
         
Part 4: Test requirements on accessories for cables with rated volta-
ges from 6 kV (Um = 7.2 kV) up to 30 kV (Um = 36 kV)
Teil 4: Prüfanforderungen für Kabelgarnituren mit Nennspannungen
von 6 kV (Um = 7,2 kV) bis 30 kV (Um = 36 kV)
IEC 60724                                                                                              2000-10
    Short-circuit temperature limits of electric cables with a rated voltage of 1
kV (Um = 1.2 kV) and 3 kV (Um = 3.6 kV)
Grenzen der Kurzschlusstemperaturen von Kabeln mit Nennspannungen
von 1 kV (Um = 1,2 kV) und 3 kV (Um = 3,6 kV)
    IEC 60724-1 AMD 1                                                                          2008-09
         Amendment 1 Änderung 1
IEC 60754
    Test on gases evolved during combustion of materials from cables
    Prüfung der bei der Verbrennung von Kabelwerkstoffen freigesetzten Gase
    IEC 60754-1                                                                                      1994-01
         Part 1: Determination of the amount of halogen acid gas
         Teil 1: Bestimmung der Menge von Halogenkarbonsäure-Gas
    IEC 60754-2                                                                                      1991-08
         Part 2: Determination of degree of acidity of gases evolved during the
combustion of materials taken from electric cables by measuring pH and
conductivity
Teil 2: Bestimmung des Grades der Korrosivität von Gasen, die während
der Verbrennung der Werkstoffe von Kabeln und isolierten Leitungen
freigesetzt werden, durch Messung des pH-Wertes und der elektrischen
Leitfähigkeit
    IEC 60754-2 AMD 1                                                                          1997-04
         Amendment 1 Änderung 1
IEC 60811
    Common test methodes for insulating and sheathing materials of electric
and optical cables
Normreihe für Prüfverfahren für Isolier- und Mantelwerkstoffe für Kabel und
isolierte Leitungen
IEC 60840                                                                                              2004-04
    Power cables with extruded insulation and their accessories for rated volta-
ges above 30 kV (Um = 36 kV) up to 150 kV (Um = 170 kV)
Starkstromkabel mit extrudierter Isolierung und ihre Garnituren für Nenn-
spannungen über 30 kV (Um = 36 kV) bis 150 kV (Um = 170 kV)
IEC 60853
    Calculation of the cyclic and emergency current rating of cables
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                                                                                                          445
    Berechnung der Strombelastbarkeit von Kabeln bei zyklischer Last und bei
Notbetrieb
    IEC 60853-1                                                                                      1985-01
         Part 1: Cyclic rating factor for cables up to and including 18/30 (36) kV
         Teil 1: Zyklischer Belastbarkeitsfaktor für Kabel bis einschließlich
18/30 (36) kV
         IEC 60853-1 AMD 1                                                                      1994-09
         
Amendment 1 Änderung 1
         IEC 60853-1 AMD 2                                                                      2008-10
         
Amendment 2 Änderung 2
         IEC 60853-2                                                                                  1989-09
         
Part 2: Cyclic rating of cables greater than 18/30 (36) kV and emer-
gency ratings for cables of all voltages
Teil 2: Belastbarkeit bei zyklischer Last von Kabeln mit Spannungen
größer 18/30 (36) kV und bei Notbetrieb von Kabeln aller Spannungen
    IEC 60853-2 AMD 1                                                                          2008-10
         Amendment 1 Änderung 1
IEC 60853-3                                                                                           2002-02
         Part 3: Cyclic rating factor for cables of all voltages, with partial drying
out of the soil
Teil 3: Umrechnungsfaktor für Kabel aller Spannungen bei teilweiser
Austrocknung des Erdbodens
IEC 60885
    Electrical test methods for electric cables
    Elektrische Prüfverfahren für elektrische Kabel
    IEC 60885-1                                                                                      1987-03
         Part 1: Electrical tests for cables, cords and wires for voltages up to and
including 450/750 V
Teil 1: Elektrische Prüfverfahren für Kabel, Leitungen und Drähte für
Spannungen bis einschließlich 450/700 V
    IEC 60885-2                                                                                      1987-03
         Part 2: Partial discharge tests
         Teil 2: Teilentladungsprüfungen
    IEC 60885-3                                                                                      1988-07
         Part 3: Test methods for partial discharge measurements on lengths of
extruded power cables
Teil 3: Prüfverfahren für Teilentladungsmessungen an langen Stücken
von extrudierten Starkstromkabeln
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446
IEC 60949                                                                                              1988-11
    Calculation of thermally permissible short-circuit currents, taking into account
non-adiabatic heating effects
IEC 60949 AMD 1                                                                                  2008-09
    Amendment 1 Änderung 1
IEC 60986                                                                                              2000-10
    Short circuit temperature limits of electric cables with rated voltages from
6 kV up to 30 kV
Grenzen der Kurzschlusstemperatur von Kabeln mit Nennspannungen von
6 kV bis 30 kV
IEC 60986 AMD 1                                                                                  2008-09
    Amendment 1 Änderung 1
IEC 61034
    Measurement of smoke density of electric cables burning under defined
conditions
Rauchdichtemessung an elektrischen Kabeln und Leitungen, die unter defi-
nierten Bedingungen brennen
    IEC 61034-1                                                                                      2005-04
         Part 1: Test apparatus
         Teil 1: Prüfeinrichtung
    IEC 61034-2                                                                                      2005-04
    Part 2: Test procedure and requirements
    Teil 2: Prüfablauf und Anforderungen
         IEC 61034-2 Corr. 1                                                                     2006-05
         
Correction 1 Korrektur 1
IEC 61238-1                                                                                           2003-05
    Compression and mechanical connectors for power cables for rated volta-
ges up to 36 kV (Um = 42 kV); Part 1: Test methods and requirements
Pressverbinder und Schraubverbinder für Starkstromkabel für Nennspan-
nungen bis einschließlich 36 kV (Um = 42 kV); Teil 1: Prüfverfahren und
Anforderungen
IEC 61442                                                                                              2005-03
    Test methods for accessories for power cables with rated voltages from 6
kV (Um = 7,2 kV) up to 36 kV (Um = 42 kV)
Prüfmethoden für Garnituren von Starkstromkabeln für Spannungen von
6 kV (Um = 7,2 kV) bis 36 kV (Um = 42 kV)
IEC 61443                                                                                              1999-07
    Short-circuit temperature limits of electric cables with rated voltages above
30 kV (Um = 36 kV)
Grenzen der Kurzschlusstemperatur von Kabeln mit Spannungen über 30
kV (Um = 36 kV)
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                                                                                                          447
IEC 62067 Ed. 1.1                                                                                 2006-03
    Power cables with extruded insulation and their accessories above 150 kV
(Um = 170 kV) up to 500 kV (Um = 550 kV) – Test methods and requirements
Starkstromkabel und ihre Garnituren für Nennspannungen über 150 kV (Um=
170 kV) bis 500 kV (Um = 550 kV) – Prüfmethoden und Anforderungen
14.4.4   Sonstige Normen
EN 60529 siehe DIN EN 60529 (VDE 0470-1)
DIN EN ISO 9000
    Qualitätsmanagementsysteme
DIN ISO 9000-3
    Leitfaden für die Anwendung
VDI 2700
    Ladungssicherung auf Straßenfahrzeugen
14.4.5   Sonstige Richtlinien
AfK
    Arbeitsgemeinschaft DVGW/VDE für Korrosionsfragen (AfK): Empfehlun-
gen und Richtlinie
siehe auch SfB
    AfK-Empfehlung Nr. 8 Kathodischer Korrosionsschutz für Stahlrohre von
Hochspannungskabeln
ARegV
    Anreizregulierungsverordnung
ATB-BeStra
    Allgemeine technische Bestimmungen für die Benutzung von Straßen
durch Leitungen und Telekommunikationslinien
BG
    Berufsgenossenschaften, siehe Unfallverhütungsvorschriften (UVV)
BBodSchV
    Bundes-Bodenschutz- und Altlastenverordnung
Bundes-Immissionsschutzgesetz
    Sechsundzwanzigste Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissi-
onsschutzgesetzes (Verordnung über elektromagnetische Felder – 26.
BlmSchV)
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448
DGUV                                                                                                                  
    Deutsche gesetzliche Unfallversicherung, Hinweis: ersetzen die BG bzw.
UVV
DVGW-Arbeitsblätter
    Arbeitsblätter des DVGW (Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.V.)
EEG
    Erneuerbare Energien Gesetz
EnWG
    Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschafts-
 gesetz EnWG)
FNN
    Forum Netztechnik/Netzbetrieb erstellt Anwendungsregeln (AR)
VDE AR N-Forum Netztechnik/Netzbetrieb, Anwendungsregeln
Kreislaufwirtschaftsgesetz (KrWG)
    Gesetz zur Förderung der Kreislaufwirtschaft und Sicherung der umwelt-
verträglichen Beseitigung von Abfällen
Merkblatt Baumstandorte
    Forschungsgesellschaft für Straßen- und Verkehrswesen, Arbeitsaus-
schuss
Kommunaler Straßenbau: Merkblatt über Baumstandorte und unterirdische
Ver- und Entsorgungsanlagen
Kreuzungsrichtlinien:
    Stromkreuzungsrichtlinien
         Richtlinien über Kreuzungen von Starkstromleitungen eines Unterneh-
mens der öffentlichen Elektrizitätsversorgung (EVU) mit DB-Gelände
oder DB-Starkstromleitungen
    NE-Stromkreuzungsrichtlinien
         Richtlinien über Kreuzungen von Starkstromleitungen eines Unterneh-
mens der öffentlichen Elektrizitätsversorgung (EVU) mit Gelände oder
Starkstromleitungen der Nichtbundeseigenen Eisenbahnen (NE)
    Wasserstraßen-Kreuzungsvorschrift
         Wasserstraßen-Kreuzungsvorschrift für fremde Starkstromanlagen
(WKV)
NABEG
    Netzausbaubeschleunigungsgesetz
NAV
    Niederspannungsanschlussverordnung (Verordnung über Allgemeine 
Bedingungen für den Netzanschluss und dessen Nutzung für die 
Elektrizitätsversorgung in Niederspannung). Verordnung des Bundes-
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                                                                                                          449
ministers für Wirtschaft und Technologie vom 01. November 2006 
(BGBl. I S. 2477)
Richtlinien Brandschutz
    Verband der Schadenversicherer e. V. (VdS): Kabel- und Leitungsanlagen,
Richtlinien zur Schadenverhütung.
Der VdS firmiert heute unter: VdS Schadenverhütung GmbH
RI-LEI-BRÜ
    Bundesministerium für Verkehr: Richtlinien für das Verlegen und Anbringen
von Leitungen an Brücken
Römische Verträge
    Hierunter versteht man die in Rom am 25.03.1957 unterzeichneten und am
01.01.1958 in Kraft gesetzten Verträge zur Gründung der Europäischen
Wirtschaftsgemeinschaft (EWG) und der Europäischen Atomgemeinschaft
(EAG).
RSA
    Bundesministerium für Verkehr, Abteilung Straßenbau: Richtlinie für die Si-
cherung von Arbeitsstellen an Straßen (Fassung vom Februar 1995). Ver-
kehrsblatt – Dokument Nr. B 5707
Sektorenrichtlinie
    Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom
31. März 2004 zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftragge-
ber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der
Postdienste (Amtsblatt der Europäischen Union Nr. L 134/1 vom
30.04.2004)
SfB
    Schiedsstelle für Beeinflussungsfragen der Deutschen Bahn AG, der Deut-
schen Bundespost Telekom und der Vereinigung Deutscher Elektrizitäts-
werke: Technische Empfehlungen und Richtlinien
    Technische Empfehlung Nr. 3
         Richtlinie für Schutzmaßnahmen an TK-Anlagen gegen Beeinflussung
durch Netze der elektrischen Energieübertragung, -verteilung sowie Wech-
selstrombahnen
    Technische Empfehlung Nr. 7
         Maßnahmen beim Bau und Betrieb von Rohrleitungen im Einflussbe-
reich von Hochspannungs-Drehstromanlagen und Wechselstrom-Bahn-
anlagen herausgegeben von der SfB und der AfK, textgleich mit der
AfK-Empfehlung Nr. 3
StVO
    Straßenverkehrs-Ordnung – StVO
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450
TGL
    Technische Güte- und Lieferbedingungen waren bis 1989 die Normen der
DDR und wurden im Zuge der Wiedervereinigung sukzessive zurück gezogen.
Unfallverhütungsvorschriften der Berufsgenossenschaft der Feinmechanik
und Elektrotechnik (UVV):
    BGR A3
    Arbeiten unter Spannung an elektrischen Anlagen und Betriebsmitteln
    BGR 500
    Betreiben von Arbeitsmitteln
    BGV A1
    Allgemeine Vorschriften mit Durchführungsanweisungen
    BGV A3 (VBG 4)
    Elektrische Anlagen und Betriebsmittel mit Durchführungsanweisungen
    BGV C22 (VBG 37)
    Bauarbeiten
    BGV D9 (VBG 45)
    Arbeiten mit Schussapparaten
Weitere, nicht zitierte Unfallverhütungsvorschriften, die bei Bauarbeiten im Zu-
sammenhang mit Starkstromkabeln von Bedeutung sein können:
    BGV D8 (VBG 8)
    Winden, Hub- und Zuggeräte
    VBG 40
    Bagger, Lader, Planiergeräte, Schürfgeräte und Spezialmaschinen des
Erdbaues (Erdbaumaschinen) zurückgezogen
(vom 1. Januar 1976 in der Fassung vom 01. Januar 1997)
    BGV D28 (VBG41)
    Rammen
    BGV D36 (VBG 74)
    Leitern und Tritte
´   BGV D32 (VBG 89)
    Arbeiten an Masten, Freileitungen und Oberleitungsanlagen
    BGV A5 (VBG 109)
    Erste Hilfe
VOB siehe DIN 1961
    Vergabe- und Vertragsordnung für Bauleistungen – Teil B: Allgemeine Ver-
tragsbedingungen für die Ausführung von Bauleistungen
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                                                                                                          451
WHG
    Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushaltes (Wasserhaushaltsgesetz – WHG)
in der Fassung der Bekanntmachung vom 19.08.2002 (BGBl. I S. 3245)
ZTV-SA
    Forschungsgesellschaft für Straßen- und Verkehrswesen: Zusätzliche
Technische Vertragsbedingungen und Richtlinien für Sicherungsarbeiten an
Arbeitsstellen an Straßen
ZTVA-StB
    Forschungsgesellschaft für Straßen- und Verkehrswesen: Zusätzliche
Technische Vertragsbedingungen und Richtlinien für Aufgrabungen in Ver-
kehrsflächen
ZTVE-StB
    Forschungsgesellschaft für Straßen- und Verkehrswesen: Zusätzliche
Technische Vertragsbedingungen und Richtlinien für Erdarbeiten im 
Straßenbau
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15   Schrifttum
zu Abschnitt 1: Einleitung
[1.1]    Biewald, H.; Ritter, G.: Ein Rückblick auf die Berliner Kabeltechnik aus
Sicht der Energieversorgung. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 91 (1992), Heft
11/12, S. 742-755.
[1.2]    Tellier, R.: Hundert Jahre Energiekabel – Rückschau und Ausblick. Elek-
trizitätswirtschaft, Jg. 82 (1983), Heft 3, S. 50-56.
zu Abschnitt 2: Kabel 
[2.1]    Dörnemann, C.; Cronau, O. N.: Gesetz zur Beschleunigung des Ausbaus
der Höchstspannungsnetze (EnLAG). 75. Kabelseminar der Leibniz Uni-
versität Hannover, 23./24. Februar 2010
[2.2]    Fricke, K.-G.: Freileitungen und Kabel in Mittelspannungs- und Hoch-
spannungsnetzen der Energieversorgung. 66. Kabelseminar der Leibniz
Universität Hannover, 18./19. Oktober 2005
[2.3]    Heinhold, L.; Stubbe, R.: Kabel und Leitungen für Starkstrom. Pirelli
Kabel und Systeme GmbH & Co. KG/Publicis MCD Verlag, Berlin/Erlan-
gen, 5. Auflage (1999).
[2.4]    Harelik, P; Hornig, N.; Rittinghaus, D.: Temperatur- und Belastungsmes-
sungen an PVC-Niederspannungskabeln zur Abschätzung der Kabelle-
bensdauer. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 91 (1992), Heft 7, S. 359-365.
[2.5]   Angenend, M.; Haag, M.; Zinburg, E.: Belastbarkeitsuntersuchungen an
einer 25-kV-Mittelspannungstrasse. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 91 (1992),
Heft 26, S. 1696-1702.
[2.6]    Jungnitz, L.: 380-kV-Leitungsvorhaben Wesel-Meppen: Pilotprojekt Zwi-
schenverkabelung Raesfeld. 87. Kabelseminar der Leibniz Universität
Hannover, 23./24. Februar 2016
[2.7]    Brakelmann, H.: Kabelbelastbarkeit bei Berücksichtigung von Tages- und
Wochenlastzyklen. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 94 (1995), Heft 7, S. 368-
372.
[2.8]    Weissmüller, G.; Worch, M.: Wirtschaftlichkeitsverbesserung in Elektri-
zitätsverteilungsnetzen durch Auslastungsmonitor für Energiekabelsys-
teme. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 95 (1996), Heft 9, S. 588-593.
[2.9]    van Hove, C; Klockhaus, H.; Kosmann, F.-J.; Schuppe, W.-D.: Zur Überlast-
barkeit von Kabelsystemen. AEG Kabel, Technische Mitteilungen Heft 3/83.
[2.10]  Lieber, P.: Ein einfaches thermisches Modell für den zeitlichen Verlauf
der Kabelerwärmung. EVU-Betriebspraxis (1996), Heft 4, S. 130-132.
[2.11]  Lücking, H. W.: Energiekabeltechnik. Vieweg, Braunschweig – Wiesba-
den, (1981).
[2.12]  Kiwit, W.; Wanser, G.; Laarmann, H.: Hochspannungs- und Hochleis-
tungskabel. VWEW-Verlag, Frankfurt am Main, (1985).
[2.13]  Kliesch, M.; Merschel, F.: Starkstromkabelanlagen, Buchreihe Anlagen-
technik für elektrische Verteilungsnetze. VDE-Verlag GmbH, Berlin, 2.
Auflage 2010
                                                                                                          453
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[2.14]  Strahringer, W.: Zauberwelt der Normzahlen. VWEW-Verlag, Frankfurt
am Main.
[2.15]  Stolle, D.: Eigenschaften und Herstellung von Polyethylen-Kabeln. 89.
Kabelseminar der Leibniz Universität  Hannover, 21./22. Februar 2017
[2.16]  Kuhnert, E..; Wiznerowicz, F.: Eigenschaften von Energiekabeln und
deren Messung. EW Medien und Kongresse, Frankfurt am Main und Ber-
lin, 3. Auflage 2012.
[2.17]  Ashcraft, A. C.; Eichhorn, R. M.; Shaw, R. G.: Laboratory Studies of Tre-
eing in Solid Sielectrics and Voltage Stabilization of Polyethylene. Conf.
Tecord IEEE Trans. El. 1976, S. 213 – 218
[2.18]  Olshausen, R. v.: Water Treeing: Mechanismen, Auswirkungen und Re-
tardierungsmöglichkeiten. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 84 (1985), Heft 26,
S. 1098 – 1102
[2.19]  Beyer, M.; Boeck, W.; Möller, K.; Zaengl, W.: Hochspannungstechnik.
Springer-Verlag (1986).
[2.20]  Pöhler, S.; Schipper, E.: Teilentladungsmessungen an VPE-Hochspan-
nungskabeln und Garnituren, etz, Bd. 113 (1992), Heft 16, S. 1006-1012.
[2.21]  Klockhaus, H.; Merschel, F.: Langzeitprüfungen an VPE-isolierten MS-
Kabeln – Typprüfung und fertigungsbegleitende Prüfung. Elektrizitäts-
wirtschaft, Jg. 94 (1995), Heft 26, S. 1808-1816.
[2.22]  Banowski, D.; Merschel, F. u. a.: Einführung des harmonisierten Verfah-
rens für die Langzeitprüfung an VPE-isolierten Mittelspannungskabeln.
Elektrizitätswirtschaft, Jg. 99 (2000), Heft 20, S. 52-53.
[2.23]  Weck, K.-H.: Stufentest zur Ermittlung des Isolationszustands betrieblich
vorbeanspruchter PE- und VPE-Mittelspannungskabel. Elektrizitätswirt-
schaft 88 (1989), H 8, S. 470-473
[2.24]  Ritter, G.: Hochspannungskabel 110 kV. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 85
(1986), Heft 18, S. 644-654.
[2.25]  Jahnke, B.; Hansen, S.: Energieübertragung in Ballungsräumen mit VPE-
Höchstspannungskabeln bis 400 kV. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 91 (1992),
Heft 26, S. 1705-1714.
[2.26]  Hahne, G.; Waschk, V.: 110-kV-Stadtkabel zum Retrofitting von Rohrka-
beln. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 95 (1996), Heft 26, S. 1770-1774.
[2.27]  Brakelmann, H.; Kirchner, M.; Rasquin, W.; Waschk, V.: Retrofitting von
110-kV-Druckkabelanlagen mit 110-kV-VPE-Kabeln. Elektrizitätswirt-
schaft, Jg. 96 (1997), Heft 4, S. 116-119.
[2.28]  Jahnke, B.; Speck, D.; Weck, K.-H.: 380-kV-VPE-Kabelanlage für einen
Kraftwerksanschluß. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 95 (1996), Heft 26, S.
1736-1743.
[2.29]  Bewag-Langzeitversuch an 380-kV-Kunststoffkabeln bei Cesi. Elektrizi-
tätswirtschaft, Jg. 96 (1997), Heft 9, S. 436-439.
[2.30]  Henningsen, C.-G.; Wohlers, M.: Innovative und wirtschaftliche Einbindung
Berlins ins europäische Verbundnetz. ew, Jg. 100 (2001), Heft 26, S. 26-27.
[2.31]  Grube, S.; Polster, K.; Müller, K.-B.; Schroth, R.; Steinbrink, D.; Plath,
R.: Erfahrungen mit der neuen Übertragungstechnik 380-kV-VPE-Kabel.
ew, Jg. 100 (2001), Heft 26, S. 34-37.
454
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[2.32]  Polster, K.; Heppner, E.; Henkel, W.: Tunnelbauverfahren für die 380-kV-
Diagonalverbindung in Berlin. ew, Jg. 100 (2001), Heft 26, S. 30-32.
[2.33]  Glaese, U.; Goehlich, L: Überwachung von Hochspannungskabelanla-
gen – Methoden und Kundennutzen. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 94
(1995), Heft 16, S. 992-1000.
[2.34]  Oswald, B. R.; Gockenbach, E.: Gleichstrom-Seekabel. 77. Kabelsemi-
nar der Leibniz Universität Hannover, 22./23. Februar 2011.
[2.35]  Krontiris, A.: Anlagen der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung. Se-
minar Hoch- und Mittelspannungsschaltgeräte und -anlagen, RWTH, In-
stitut für Hochspannungstechnik, Aachen, 19./20. Juni 2017.
[2.36]  Fromm, U.: Opimized conductors for XLPE cables with a large cross-
section, European Transactions of Electrical Power 2005; 15; S. 109-121.
[2.37]  CIGRE WG B1.03: Large cross-sections and composite screen design.
Electra 33, No: 220-June 2005.
[2.38]  Biewald, H.; Hänisch, L.; Honarmand, H.; Hopp, A.: Untersuchungen
über thermisch stabilisierte Kabelbettungsmaterialien. Elektrizitätswirt-
schaft Jg. 94 (1995), Heft 12, S. 699- 704
[2.39]  Blasius, P; Craatz, P; Harjes, B.; Henschel, M.; Krieger, W.: Thermisches
und mechanisches Verhalten leitergekühlter Hochleistungskabel am Bei-
spiel der Versuchsanlage Berlin. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 82 (1983),
Heft 3, S. 43-50.
[2.40]  Cousin, V; Dürschner, R.; Koch, H.: Pipeline für den Strom. Siemens EV-
Report 3/95.
[2.41]  Blaum, H.; Kirchesch, P; Kox, A.; Osterholt, A.: Zuverlässigkeit von 400-
kV-gasisolierten Leitungen, etz, Bd. 117 (1996), Heft 13-14, S. 30-34.
[2.42]  Bogner, G.; Neumüller, H.-W.: Hochtemperatur-Supraleiter für die Ener-
gietechnik. Siemens-Zeitschrift Special – FuE, Herbst 1995, S. 32-35.
[2.43]  Matheus, C.: Technische und wirtschaftliche Einsatzmöglichkeiten su-
praleitender Energiekabel. Dissertation, RWTH Aachen. Aachener Bei-
träge zur Energieversorgung, Band 105, Klinkenberg Verlag, Aachen,
2005.
[2.44]  Merschel, F.: AmpaCity – Netzintegration eines supraleitenden 10-kV-
Kabelsystems in der Innenstadt von Essen. Fachtagung Energie, Werk-
statt Kabel. 12./13. November 2014, Dresden. EW Medien und
Kongresse
zu Abschnitt 3: Kabelgarnituren
[3.1]    Klockhaus, H.; Merschel, F.; Wanser, G.: Abschluß- und Verbindungs-
technik bei Starkstromkabeln. VWEW-Verlag, Frankfurt am Main, 2. Auf-
lage (1995).
[3.2]    Holm, R.: Electric Contacts Handbook – elektrische Kontakte. Springer
Verlag, Berlin/Göttingen/Heidelberg (1968).
[3.3]    Piepho, M.: Sicherheitsaspekte zur Gießharzverarbeitung in Kabelgar-
nituren. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 91 (1992), Heft 26, S. 1760-1761.
[3.4]    Böhm, U.; Brackeniers, C; Cheene-Astorino, A.: Kaltschrumpfende Ka-
belgarnituren für Mittelspannungskabel, etz, Bd. (1995), Heft 8, S. 18-25.
                                                                                                          455
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[3.5]    Merks, J.: Abschluß- und Verbindungstechnik kunststoffisolierter Mittel-
spannungskabel, Teil 4: Verbindungs- und Übergangsmuffen. EVU-Be-
triebspraxis (1994), Heft 1-2, S. 39-42.
[3.6]    Merks, J.: Abschluß- und Verbindungstechnik kunststoffisolierter Mittel-
spannungskabel, Teil 3: Endverschlüsse, Kabelsteckteile und Kabel-
steckadapter. EVU-Betriebspraxis (1993), Heft 12, S. 357-362.
[3.7]    Janßen, R.: Niederspannungsnetze. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 92 (1993),
Heft 21, S. 1283-1289.
zu Abschnitt 4: Errichten der Kabelanlage 
[4.1]    Arbeitsgemeinschaft Fernwärme e. V. (AGFW): Bau von Fernwärmenet-
zen. VWEW-Verlag, Frankfurt am Main, 5. Auflage (1993). Noch gültig
und aktuell? ToDo Kliesch mit Gersum
[4.2]    Link zu Homepage des Umweltbundesamtes
           http://www.umweltbundesamt.de/themen/nachhaltigkeit-strategien-int-
ernationales/planungsinstrumente/planungsebenen-planungsraeume-
stufen-der#textpart-1
[4.3]    Bundesgesetzblatt Jg. 2006 Teil I Nr. 46, S. 2334-2335.
[4.4]    Kleiser, K.; Bayer, H.-J.: Der grabenlose Leitungsbau. Vulkan-Verlag,
Essen (1996).
[4.5]    Bayer, H.-J.: Grabenloser Kabelaustausch durch Überbohren. ew,
Jg. 105 (2006) Heft 4 S. 44-47.
[4.6]    Zentralverband der Elektroindustrie (ZVEI), Fachverband Kabel (Hrsg.):
Brandschutzkabel erhöhen die Sicherheit, 4. Auflage, Oktober 2016
[4.7]    Niemeyer, P., Grohs, A..: Anlagentechnik für elektrische Verteilungsnetze,
Band 3, Freileitung, 2. Auflage. Hrsg.: Cichowski, R. R., VWEW-Verlag,
Frankfurt am Main (2008).
zu Abschnitt 5: Qualitätssicherung 
[5.1]    Blechschmidt, H. H.; Litters, L.; Klockhaus, H.; Reus, H. D.: Schadens-
entwicklung an PE-/VPE-isolierten Mittelspannungskabeln – Ergebnisse
der Umfragen des VDEW-Arbeitsausschusses „Kabel“ aus den Jahren
1986 bis 1988. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 88 (1989), Heft 26, S. 1831-
1845.
[5.2]    Klockhaus, H.; Merschel, F.: Langzeitprüfungen an VPE-isolierten Mit-
telspannungskabeln – Typprüfung und fertigungsbegleitende Prüfung.
Elektrizitätswirtschaft, Jg. 94 (1995), Heft 26, S. 1808-1816.
[5.3]    Lindemann, H.; Schreiber, K.; Blasius, P.; Weck, K.-H.: Alterung von 20-
kV-VPE-Kabeln der HEAG im Netzbetrieb. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 94
(1995), Heft 26, S. 1831-1839.
[5.4]    Fischer, M.; Merschel, F; Winkler, U.; Blasius, P.; Weck, K.-H.: Alterung
von 20-kV-VPE-Kabeln in den Netzen der EVS und der RWE Energie.
Elektrizitätswirtschaft, Jg. 95 (1996), Heft 26, S. 1765-1769.
[5.5]    Banowski, D.; Blechschmidt, H.; Kirchner, M.: Erfahrungen bei der Um-
setzung der Langzeitprüfung an VPE-isolierten MS-Kabeln nach DIN VDE
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0276-620. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 96 (1997), Heft 14, S. 726-731.
[5.6]    Merschel, F.: Auswahl VPE-isolierter Mittelspannungskabel auf der
Grundlage der Entscheidungskriterien der Langzeitprüfungen nach DIN
VDE 0276-620. Potsdamer Kabeltage Oktober 2004 – Instandhaltungs-
strategie von Kabelanlagen in Nieder- und Mittelspannungsnetzen. Pirelli
Kabel und Systeme GmbH, Februar 2005.
[5.7]    Merschel, F.: Langzeitprüfungen an VPE-isolierten Mittelspannungska-
beln nach DIN VDE 0276-620. 68. Kabelseminar der Leibniz Universität
Hannover (2006).
[5.8]    Banowski, D.; Klockhaus, H.; Rittinghaus, D.: Neues VDE-Prüfverfahren
für Energieverteilungskabel in der Reihe DIN VDE 0276. Elektrizitätswirt-
schaft, Jg. 95 (1996), Heft 26, S. 1754-1756.
[5.9]    Banowski, D.; Merschel, F.; Kirchner, M.; Rittinghaus, D.: Einführung des
harmonisierten Verfahrens für die Langzeitprüfung an VPE-isolierten Mit-
telspannungskabeln. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 99 (2000), Heft 20, S. 52-
53.
[5.10]  Kuhnert, E..; Wiznerowicz, F.: Eigenschaften von Energiekabeln und
deren Messung. EW Medien und Kongresse, Frankfurt am Main und Ber-
lin, 3. Auflage 2012.
[5.11]  Krefter, K.-H.: Erfahrungen mit Prüfverfahren für Kunststoffkabel in Mit-
telspannungsnetzen. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 92 (1993), Heft 21, S.
1248-1255.
[5.12]  VDEW, DGQ: Qualitätsmanagementsysteme im Kabel-/Leitungstiefbau.
Ein Leitfaden. VWEW-Verlag, Frankfurt am Main (1995).
[5.13]  RAL Deutsches Institut für Gütesicherung und Kennzeichnung e.V.
(Hrsg.): Kabelleitungstiefbau, Gütesicherung RAL-GZ 962. Beuth-Verlag,
Berlin, Ausgabe Januar 2000.
[5.14]  Forschungsgesellschaft für Straßen- und Verkehrswesen e.V.: Allge-
meine Technische Bestimmungen für die Benutzung von Straßen durch
Leitungen und Telekommunikationslinien (ATB-BeStra). FGSV Verlag;
Köln, Ausgabe November 2006.
[5.15]  VDE-AR-N 4220: Bauunternehmen im Leitungstiefbau – Mindestanfor-
derungen 
[5.16]  VDE-AR-N 4221: Mindestanforderungen an ausführende Unternehmen
in der Kabellegung     
[5.17]  Rittinghaus, D.: VDN-Fachkongress Netztechnik 2005 – Expertenforum
5. ew, Jg. 105 (2006), Heft 4, S. 28-29.
[5.18]  FNN-Hinweis „Inbetriebnahmeprüfung MS-Kabelanlagen“, Juni 2017
[5.19]  Borneburg, D.; Diefenbach, I.; Merschel, F.; Kliesch, M.; Keller, M.; Rit-
tinghaus, D.: Vergleich verfügbarer Messverfahren zur Überprüfung der
Einschaltbereitschaft von VPE-MS-Kabeln. ew, Jg. 106 (2007), Heft 4,
S. 20-26.
[5.20]  Bach, R.; Sulk, S.; Walter, C.: Untersuchungen zum TE-Einsatz und –
Wachstum in VPE-Mittel- und Hochspannungs-Kabeln bei Beanspru-
chung mit DAC- und 50-Hz-Prüfspannung; VDE Hochspannungs-
technik 2016, Berlin
                                                                                                          457
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458
[5.21]  Gockenbach, E.: Diagnoseverfahren für Energiekabel. 90. Kabelseminar
der Leibniz Universität Hannover (2017).
[5.22]  Mithöfer, D.; Kaminsky, T.: CableCure-Sanierung „water-tree“-geschä-
digter Mittelspannungskabel – Erfahrungsbericht Deutschland. Elektrizi-
tätswirtschaft, Jg. 95 (1996), Heft 26, S. 1785-1788.
[5.23]  MVV kuriert die roten Kabel – Amerikanische Technik gegen Wasser-
bäumchen im Kunststoff. ZfK vom 04.08. 2001, S. 15.
zu Abschnitt 6: Arbeitssicherheit und Umweltschutz 
[6.1]    Förster, K.; Michalek, R: Umweltschutz beim Kabelnetzbau. Elektrizitäts-
wirtschaft, Jg. 92 (1993), Heft 21, S. 1256-1265.
[6.2]    Wannow, K.: Baumstandorte über oder in der Nähe von unterirdischen
Ver- und Entsorgungsanlagen. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 88 (1989), Heft
11, S. 663.
[6.3]    Hechenberger, V; Schnell, M.: Bergen und Recyclen von Kabelanlagen,
etz, Bd. 115 (1994), Heft 10, S. 570-572.
[6.4]    Dekowski, F.-O.: Stand und zukünftige Aussichten beim Recycling von
Kabelschrotten. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 91 (1992), Heft 24, S.1594-
1597.
zu Abschnitt 7: Ortung von Kabeln und Fehlerstellen 
[7.1]    Lexikon der EVU Betriebspraxis: Ortung und Auslese von Kabeln. EVU-
Betriebspraxis (1993), Heft 12, S. 363-364.
[7.2]    Inspektions- und Ortungssysteme für Hausanschlüsse. EVU-Betrieb-
spraxis 11/2001 Seite 20.
[7.3]    Postler, D.: Das neue Leitungs- und Fehlerortungssystem FM 9800. „Vor
den Toren unserer Stadt“, seba dynatronic (1994), S. 14-15.
[7.4]    Kabelauslese auch in schwierigstem Umfeld. EVU-Betriebspraxis (1996),
Heft 6, S. 241.
[7.5]    Kabelauslesesystem KSG 80 von besonderem Interesse. EVU-Betrieb-
spraxis (1996), Heft 6, S. 238.
[7.6]    BG Feinmechanik und Elektrotechnik: Sonderprobleme bei der Anwen-
dung der 5 Sicherheitsregeln. Die Brücke (1987), Heft 1, S. 11, 12, 21, 22.
[7.7]    Heimans, F; Heisler, H.: Phasenbestimmung an Mittelspannungskabeln
nach der neuen DIN VDE 0105 Teil 100. EVU-Betriebspraxis (1998), Heft
9, S. 19-22.
[7.8]    Pfaff, H.; Schlufter, B.: Schnelle und sichere Phasenbestimmung bei der
Montage von Mittelspannungskabeln. EVU-Betriebspraxis (1999), Heft
12, S. 22-24.
[7.9]    Frank Arnold/Peter Herpertz: Fehlerortung an Energiekabeln; Rolf R. Ci-
chowski (Hrsg.) Anlagentechnik für elektrische Verteilungsnetze, ew Me-
dien und Kongresse
[7.10]  Rühl, B.: Kabelfehlerortung an Energiekabeln, EVU-Betriebspraxis
(1993), Heft 10, S. 280-282.
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[7.11]  Klimpke, K.; Güttier, H.: Anlagentechnik für elektrische Verteilungsnetze,
Band 7 Fehlerortung. Hrsg.: Cichowski, R. R., VWEW-Verlag, Frankfurt
am Main (1996).
[7.12]  Ketterer, H.: Fünf Jahrzehnte Baur Prüf- und Meßtechnik. EVU-Betrieb-
spraxis (1996), Heft 11, S. 390-394.
[7.13]  Gustke, U., Stein, G., Fritsche, H.-D., Herpertz, P.: Methoden der klassi-
schen Hochspannungskabelfehlerortung in Verbindung mit modernen
Reflexionsmessverfahren – und Softwarealgorithmen. ETG-Tagung,
Kassel, 2006.
[7.14]  Rietz, W.: Das Lichtbogen-Stoßverfahren und seine Bedeutung für die
moderne Kabelfehlerortung. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 84 (1985),
Heft 26, S. 1103-1107.
[7.15]  Rietz, W.: Fehlerortung bei Energiekabeln mit der Lichtbogen-Stoßme-
thode, etz, Bd. 103 (1982), Heft 4, S. 177-180.
[7.16]  Jäckle, E.: Fehlerortsbestimmung an Kabeln durch Auswertung transien-
ter Vorgänge, etz, Bd. 103 (1982), Heft 4, S. 181-184.
[7.17]  Sutter, H.: Punktgenaue Kabelfehlerortung, etz, Bd. 106 (1985), Heft 12,
S. 622-626.
[7.18]  Rietz, W.: Die Schall-Laufzeitmessung, eine neue Methode zur punktge-
nauen Kabelfehler-Ortung. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 82 (1983), Heft 23,
S. 862-865.
[7.19]  Sutter, H.: Prüfung von kunststoffummantelten Mittelspannungskabeln
und Ortung von Mantelfehlern. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 81 (1982), Heft
1/2, S. 18-21.
[7.20]  Krüger, M.: Vorortung von Kabelmantelfehlern. Bulletin ASE/UCS 76
(1985), Heft 19, S. 1166-1168.
[7.21]  Schlapp, H., Petzold, F.: Fehlerortungssystem für Niederspannungsnetze
mit dem ICEPlus-Vorortungsverfahren. Netzpraxis Jg. 42 (2003), Heft
11, Seite 28-31.
[7.22]  Katrein, W., Kehne, H.: Errichten und Betreiben elektrischer Prüfanlagen.
EVU-Betriebspraxis 5/2001, Seite 16-24.
zu Abschnitt 8: Diagnoseverfahren zur Zustandsbeurteilung von 
Mittelspannungskabeln 
[8.1]    Heinhold, L.; Stubbe, R.: Kabel und Leitungen für Starkstrom. Pirelli
Kabel und Systeme GmbH & Co. KG/Publicis MCD Verlag, Berlin/Erlan-
gen, 5. Auflage (1999).
[8.2]    Bach, R.; Kalkner, W.; Oldehoff, H.: Spannungsprüfungen zur Beurteilung
von Mittelspannungskabelanlagen. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 92 (1993),
Heft 17/18, S. 1068-1074.
[8.3]    Hvidsten, S; Benjaminsen, H. T.: Sintef Energy Research TR A5180,
Condition assessment of watertree aged XLPE cables, comparison of
four commercial methods. Trondheim, Norway 2000.
[8.4]    Patsch, R.; Kouzmine, O.: Analyse und Auswahl von Mess- und Diagnose-
parametern bei Rückkehrspannungsmessungen an Mittelspannungskabeln
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460
mit unterschiedlichen Isolierungen. ETG Fachtagung Köln, Germany, 2004.
[8.5]    Hoff, G.: Optimierung und Grenzen der technischen Diagnostik am Bei-
spiel der Alterungsbestimmung polymerisolierter Mittelspannungskabel.
Dissertation BUGH Wuppertal, Germany 2003.
[8.6]    Hoff, G.; Kranz, H. G.; Beigert, M.; Petzold, F.; Kneissl, C. H.: Zustands-
orientierte Instandhaltung eines polymerisolierten 20-kV-Kabelnetzes mit
der IRC-Analyse. ew, Jg. 100 (2001), Heft 22 S. 62-67.
[8.7]    Plath, R.; Kalkner, W.; Krage, I.; Vergleich von Diagnosesystemen zur
Beurteilung des Alterungszustandes PE/VPE-isolierter Mittelspannungs-
kabel. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 96 (1997), S. 1130-1140.
[8.8]    Wester, F. J.; Gulski, E.; Smit, J. J.; Seitz, P. N.: Experiences from on-
site PD measurements using oscillating wave test system. ISH 99 Lon-
don August 1999.
[8.9]    Petzold, F.; Beigert, M.; Bövingloh, A.: On site PD-diagnosis on power
cables using oscillating voltages. Cigre Paris 2006.
[8.10]  Colloca, V.; Fara, A.; Nigris, M. D.; Rizzi, G.: Comparison among different
diagnostic sytems for medium voltage cable lines. Paper CIRED 2001
Paris.
[8.11]  Gulski, E.; Smit, J. J.; Seitz P. N.: PD measurements on-site using oscil-
lating wave test system. IEEE International Symposium on EI, Washing-
ton DC, USA June 1998.
zu Abschnitt 9: Statistische Auswertung des Störungs- und 
Schadensgeschehens 
[9.1]    §§ 19 und 20 der Verordnung über die Anreizregulierung der Energie-
versorgungsnetze 
(Anreizregulierungsverordnung 
– 
ARegV),
29.10.2007, zuletzt geändert am 14.09.2016.
[9.2]    Motl, G.; Traeder, G.: Die VDEW-Störungsstatistik der neunziger Jahre.
Elektrizitätswirtschaft, Jg. 93 (1994), Heft 6, S. 239-242.
[9.3]    FNN: Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik – Anleitung, 7. Ausgabe.
Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (FNN), Berlin, Dezember 2016.
(veröffentlicht unter https://www.vde.com/de/fnn/themen/versorgungs-
qualitaet/versorgungszuverlaessigkeit/datenerfassung)
[9.4]    FNN-Hinweis – Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik, Berichtsjahr 2015.
Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (FNN), Berlin, Juli 2016.
[9.5]    6th CEER benchmarking report on the quality of electricity and gas sup-
ply. Council of European Energy Regulators (CEER), Brüssel, August
2016.
[9.6]    Fischer, M.: VDEW-Fehlerstatistik für VPE-Mittelspannungskabel. Elek-
trizitätswirtschaft, Jg. 92 (1993), Heft 21, S. 1310-1315.
[9.7]    FNN-Erfassungsschema C – Schäden. Forum Netztechnik/Netzbetrieb
im VDE (FNN), Berlin, Dezember 2015. (veröffentlicht unter
https://www.vde.com/de/fnn/themen/versorgungsqualitaet/versorgungs-
zuverlaessigkeit/datenerfassung)
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zu Abschnitt 10: Instandhaltung der Kabelanlage 
[10.1]  Cichowski, R. R.: Zunehmende Bedeutung der Instandhaltung in der An-
lagentechnik des Verteilungsnetzes Teil 1 und 2; Zeitschrift „Der Elektri-
ker/Der Energieelektroniker“ H. 11/1988 und 2/1989.
[10.2]  Technische Richtlinie für die Instandhaltung von Betriebsmitteln und An-
lagen in Elektrizitätsversorgungsnetzen vom VDN aus 11/2006. 
[10.3]  DIN EN 603000-3-14: Zuverlässigkeitsmanagement – Anwendungsleit-
faden – Instandhaltung und Instandhaltungsunterstützung aus 12/2004. 
[10.4]  DIN V VDE V 0109-1 und DIN V VDE V 0109-2.
[10.5]  Balzer, G.; Tenberge, W.: Instandhaltung elektrischer Betriebsmittel der
Energieversorgungsnetze. etz H. 8/2007.
zu Abschnitt 11: Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen – Investitions -
rechnungen 
[11.1]  VDEW: Investitionsrechnung in der Elektrizitätsversorgung. VWEW-Ver-
lag, Frankfurt am Main, 3. Auflage (1993).
[11.2]  Wöhe, Günter; Einführung in die Allgemeine Betriebswirtschaftslehre.
21. Auflage, Verlag Vahlen.
[11.3]  Oswald, Bernd R.; et al.; Vergleichende Studie zu Stromübertragungs-
techniken im Höchstspannungsnetz. ForWind, Zentrum für Windenergie-
forschung der Universitäten Oldenburg und Hannover, Hannover & Ol-
denburg, 20. September 2005.
[11.4]  Paul, Hans-Ulrich; Freileitung und Kabel in der Energieversorgung. 71.
Kabelseminar der Leibniz Universität Hannover (Februar 2008).
zu Abschnitt 12: Neue Kabeltechnologien
[12.1]  Polster, K.: Hoch- und Höchstspannungskabel für die Großstadtversor-
gung. 77. Kabelseminar der Leibniz Universität Hannover, 22./23. Feb-
ruar 2011.
[12.2]  Pöhler, S.: Gasisolierte Übertragungsleitungen (GIL) für unterirdischen
Energietransport. ZVEI 2002, „Life needs Power“, Hannover, 18.04.2002.
[12.3]  Kindersberger, J.: Gasisolierter Rohrleiter (GIL) für Hochspannungsüber-
tragungen. IEEE Joint IAS/PELS/IES and PES German Chapter Meeting
Goldisthal, 14.10.2005.
[12.4]  Neumann, C.: Gasisolierte Leitungen (GIL) als Alternative zu Kabelan-
lagen; Forum 6, Leistungsstarke Übertragungsmedien auf der Höchst-
spannungsebene. 16. Fachkongress Netztechnik – Kabeltagung; Erfurt,
30. November/01. Dezember 2009.
[12.5]  Bach, R.; Goldacker, W.; Noe, M.; Poelchau, J.; Prusseit, W.; Willén, D.:
Konzept für eine effiziente Energieversorgung von Ballungsräumen.
VWEW Energieverlag, Frankfurt a. M. 2009.
[12.6]  Bach, R.; Goldacker, W.; Noe, M.; Poelchau, J.; Prusseit, W.; Willén, D.:
Supraleitung in EVU-Netzen. EW Medien und Kongresse GmbH, Frank-
furt/Main, Berlin
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462
[12.7]   Noe, M.; Merschel, F.; Hofmann, L.; Stemmle, M.; Bock, J.: Neue Mit-
tel- statt konventioneller Hochspannungskabel durch Hochtemperatur-
Supraleitung. Internationaler ETG-Kongress 2011, 8. – 9. November
2011, Würzburg, Fachtagung 1.
[12.8]  Noe, M.: Neue Konzepte für eine effiziente Energieversorgung. Fachta-
gung ZIEHL II – Hochtemperatur-Supraleitung für die Energietechnik;
Materialien und Anwendungen, Bonn, 16./17. März 2010
[12.9]   Marzahn, E.; Noe, M.: Hochtemperatur-Supraleiter – Kabel und Strom-
begrenzer. 89. Kabelseminar der Leibniz Universität Hannover, 21./22.
Februar 2017
[12.10] https://ecoswing.eu/project]
[12.11] Merschel, F.: Die Integration von AmpaCity ins Netz und erste Betriebs-
erfahrungen. Fachtagung ZIEHL IV, Bonn, 11./12. März 2014
[12.12] Merschel, F.; Noe, M.; Stemmle, M.; Hobl, A.; Sauerbach, O.: AmpaCity
supraleitende Kabel und Strombegrenzer für die Energieverteilung in
Ballungsgebieten. ETG-Kongress 2013, Berlin, 05./06. November  2013
[12.13] Merschel, F.; Noe, M.; Stemmle, M.; Hobl, A.; Sauerbach, O.: AmpaCity
– Installation und Inbetriebnahme des supraleitenden 10-kV-Systems in
der Innenstadt von Essen. VDE-Kongress 2014, Frankfurt/Main, 20./21.
Oktober 2014
zu Abschnitt 13: Vorschriften und Normung 
[13.1]   Grundlagen für die Normungsarbeit der DKE (Sammlung DKE-GN)
Übersicht der gültigen Dokumente (Stand: Dezember 2014)
[13.2]   Krefter, K.-H. (Hrsg.): Europäisches Konzept für das Prüf- und Zertifizie-
rungswesen – Nachweis der Sicherheit, Normenkonformität und Ge-
brauchstauglichkeit elektrotechnischer Produkte. Schneider, K.-H.:
Sicherheit und Gebrauchstauglichkeit durch Europäische Normen und
Normenkonformität. VWEW-Verlag, Frankfurt am Main (1994), S. 79-99.
[13.3]   Graser, C: Die Bedeutung der europäischen Normung für die deutsche
Elektrizitätswirtschaft. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 90 (1991), Heft  20,
S. 1083-1087.
[13.4]   VDEW-Arbeitsausschuß „Kabel“: Empfehlungen und Hinweise zur EG-
Sektorenrichtlinie für die Beschaffung VPE-isolierter Mittelspannungs-
kabel. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 91 (1992), Heft 3, S. 85-90.
[13.5]   Krefter, K.-H. (Hrsg.): Europäisches Konzept für das Prüf- und Zertifi-
zierungswesen – Nachweis der Sicherheit, Normenkonformität und Ge-
brauchstauglichkeit elektrotechnischer Produkte. Krefter, K.-H.: Prüfen
und Zertifizieren als Nachweis der Sicherheit, Normenkonformität und
Gebrauchstauglichkeit elektrotechnischer Produkte. VWEW-Verlag,
Frankfurt am Main (1994), S. 238-246.
[13.6]   Banowski, D.; Klockhaus, H.; Rittinghaus, D.: Neues VDE-Prüfverfahren
für Energieverteilungskabel in der Reihe DIN VDE 0276. Elektrizitäts-
wirtschaft, Jg. 95 (1996), Heft 26, S. 1754-1756.
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                                                                                                          463
[13.7]   Merschel, F.: Langzeitprüfungen an VPE-isolierten Mittelspannungska-
beln nach DIN VDE 0276-620. 76. Kabelseminar der Leibniz Universität
Hannover (2010).
[13.8]   Kuhnert, E.; Wanser, G.; Wiznerowicz, F.: Eigenschaften von Energie-
kabeln und deren Messung. VWEW-Verlag, Frankfurt am Main, 2. Auf-
lage (1997).
[13.9]   Heinhold, L; Stubbe, R.: Kabel und Leitungen für Starkstrom. Pirelli
Kabel und Systeme GmbH & Co. KG/Publicis MCD Verlag, Berlin/Er-
langen, 5. Auflage (1999).
[13.10] Stubbe, R.: Strombelastbarkeit in Erde – ein neues Rechenprinzip in
VDE 0298 Teil 21...77 1. Entwurf. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 77 (1978)
Heft 8, S. 265 bis 374.
[13.11] Waligora, H.-J.: Prüfbestimmungen für Starkstrom-Kabelgarnituren bis
30 kV. Elektrodienst 22 (1980) Heft 7, S. 8 bis 9.
[13.12] Stöger, H; Stubbe, R.; Ulrich, M: Beanspruchungen und Verhalten von
Poyethylenmänteln. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 84 (1985), Heft 20, S. 792
bis 798.
[13.13] Steckel, R.-D.; Stubbe, R.: Perspektiven für eine künftige Normung von
Verteilungskabeln. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 96 (1997) Heft 20, S. 1105
bis 1112.
[13.14] Klockhaus, H.; Merschel, F.: Langzeitprüfungen an VPE-isolierten Mit-
telspannungskabeln – Typprüfung und fertigungsbegleitende Prüfung.
Elektrizitätswirtschaft, Jg. 94 (1995), Heft 26, S.1808-1816.
zu Abschnitt 14: Anhang 
[14.1]   Heinhold, L; Stubbe, R.: Kabel und Leitungen für Starkstrom; Teil 2 –
Tabellen mit Projektierungsdaten für Kabel, Leitungen und Garnituren,
Angaben zur Querschnittsbemessung. Siemens AG, Berlin – München,
4. Auflage (1989).
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464
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                                                                                                          465
16   Bilder- und Tabellenverzeichnis
16.1   Bilder
zu Abschnitt 1: Einleitung 
Bild 1.1     Kabellegung um 1930
zu Abschnitt 2: Kabel 
Bild 2.1     Netzstruktur und Spannungsebenen 
Bild 2.2    Geplante Teilverkabelungsabschnitte nach EnLAG für die Leitung
Wesel-Meppen
Bild 2.3    Grundsätzlicher Aufbau und Isolationsabstände von Freileitung 
und Kabel
Bild 2.4    Ersatzschaltbild für ein Leitungselement zur Ermittlung der 
elektrischen Kennwerte
Bild 2.5    Anhaltswerte für den Ableitwiderstandsbelag 1/G´ von Kabeln 
und Freileitungen
Bild 2.6    Elektrisches Feld im Zylinderkondensator
Bild 2.7    Ersatzschaltbild eines Kabeldielektrikums mit Zeigerdiagramm 
Bild 2.8    Typisches Tageslastspiel im EVU-Netz mit einem Belastungsgrad
von 0,73
Bild 2.9    Bemessungs-Kurzzeit-Stromdichte nach DIN VDE 0103 (Beispiel:
Kabel mit PVC-Isolierung und Cu-Leiter) 
Bild 2.10  Verlauf der unbeeinflussten Erdbodentemperatur in einer Tiefe 
von 1,1 m
Bild 2.11   Aufbereitungsanlage zur Herstellung von thermisch stabilisiertem
Bettungsmaterial für eine 380-kV-Kabeltrasse
Bild 2.12  Einbau des thermisch stabilisierten Bettungsmaterials in die 
380-kV-Kabeltrasse 
Bild 2.13   Aufbau der Starkstromkabel
Bild 2.14  Leiterformen
Bild 2.15  Fertigung Papierkabel 
Bild 2.16   VPE-Kabel: Prinzip der Extrusion, Vernetzung, Kühlung
Bild 2.17   Einteilung der Polymerwerkstoffe und Beispiele
Bild 2.18   Struktur und Eigenschaften von Polyethylen unvernetzt (PE) 
und vernetzt (VPE)
Bild 2.19   Auswirkung der inneren Leitschicht auf den Feldlinienverlauf
Bild 2.20   Vergleich der Feldverteilung bei dreiadrigen papierisolierten 
Mittelspannungskabeln 
Bild 2.21   Electrical tree
Bild 2.22   Vented tree
Bild 2.23   Bow-tie tree
Bild 2.24   Electrical tree an einem water tree in der VPE-Isolierung
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466
Bild 2.25   Ergebnisse der fertigungsbegleitenden Langzeitprüfungen an 
VPE-isolierten Mittelspannungskabeln nach DIN VDE 0276-620
Bild 2.26   Ersatzschaltbild für einen Hohlraum in der Isolierung
Bild 2.27   Bauarten der Niederspannungskabel
Bild 2.28   1-kV-Kunststoffkabel NAYY-J, vieradriges Kabel nach
DIN VDE 0276-603
Bild 2.29   1-kV-Kunststoffkabel NYCWY, dreiadriges Kabel mit 
konzentrischem Leiter (Ceanderkabel) nach DIN VDE 0276-603
Bild 2.30   Bauarten der Mittelspannungskabel
Bild 2.31   Gürtelkabel NAKBA, dreiadriges papierisoliertes Kabel für 10  kV
nach DIN VDE 0276-621
Bild 2.32   Dreibleimantelkabel NAEKEBA, dreiadriges Mittelspannungskabel
nach DIN VDE 0276-621
Bild 2.33   Standardkabelkonstruktion NA2XS2Y für Mittelspannung nach
DIN VDE 0276-620
Bild 2.34   Bauarten der Hochspannungskabel
Bild 2.35   Einadriges Niederdruck-Ölkabel NÖKUDEY für 110 kV nach
DIN VDE 0276-633
Bild 2.36   Dreiadriges Gasinnendruckkabel NIVFSt2Y für 110 kV nach
DIN VDE 0276-634
Bild 2.37   Dreiadriges Gasaußendruckkabel NPKDVFSt2Y für 110 kV 
nach DIN VDE 0276-635
Bild 2.38   Einadriges VPE-Kabel für 110 kV, N2XS(FL)2Y, 1 × 630 RM/35
nach DIN VDE 0276-632
Bild 2.39  Eingesetzte 380-kV-VPE-Kabel
Bild 2.40   Einadriges VPE-Kabel für 500 kV, 2XKLDE2Y, 1 × 1600 RM/V
Bild 2.41  Trassenführung einer innerstädtischen 400-kV-Verbundleitung
(Berlin)
Bild 2.42  Schema der direkten Mantelkühlung
Bild 2.43  Schnittbild eines Muffenbauwerkes
Bild 2.44  Übersichtsplan 380-kV-Diagonale durch Berlin
Bild 2.45  Eingesetzte 380-kV-Muffe
Bild 2.46   450-kV-Seekabel für Gleichstromübertragung
Bild 2.47   HGÜ-Seekabel
Bild 2.48   Möglichkeiten zur Erhöhung der Strombelastbarkeit von Kabeln
Bild 2.49   Aufbereitung von Bodenaushub und Einbringen in die Trasse 
im Zuge der 380-kV-Zwischenverkabelung bei Raesfeld
Bild 2.50   Einadriges Ölkabel für 400 kV in einem HDPE-Rohr für direkte
Wasserkühlung der Kabeloberfläche
Bild 2.51   Einadriges Hochleistungskabel für 110 kV mit direkter 
Zwangskühlung des Leiters (AÖKLDEY)
Bild 2.52   SF6-isoliertes Rohrleiterdoppelsystem
Bild 2.53   Entwicklung der supraleitenden Materialien
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                                                                                                          467
zu Abschnitt 3: Kabelgarnituren
Bild 3.1    Einzelklemme
Bild 3.2    Mehrfachklemme mit Frässchraube
Bild 3.3    Mehrfachkabelklemmen
Bild 3.4    V-Direktanschlussklemme mit flacher Anschlussfahne
Bild 3.5    Aus Einzelverbindern zusammengesetzter Mehrfachverbinder
Bild 3.6    Schraubverbinder mit versetzter Anordnung und in Linie 
angeordneter Schrauben
Bild 3.7    Herstellen einer Sechskant-Pressverbindung
Bild 3.8    Rollfeder über Schirm
Bild 3.9    Elektrisches Feld an der Absetzstelle
Bild 3.10  Montage einer Verbindungsmuffe in Kaltvergusstechnik
Bild 3.11   Schematische Darstellung einer Gießharz-Hausanschlussmuffe 
mit Parallelabzweig
Bild 3.12  Warmschrumpf-Endverschluss in Freiluftausführung für 
VPE-isolierte 20-kV-Kabel
Bild 3.13  Kaltschrumpftechnik
Bild 3.14  Aufschiebendverschluss
Bild 3.15  Verbindungsmuffe mit Massereservoir in Warmschrumpftechnik für
10-kV-Gürtelkabel
Bild 3.16  Aufschiebbare Verbindungsmuffe mit integrierten Feldsteuerele-
menten für VPE-isolierte Mittelspannungskabel
Bild 3.17  Übergangsmuffe für die Verbindung von Dreibleimantelkabel mit
kunststoffisoliertem Kabel
Bild 3.18  1-kV-Abzweigmuffe für PUR-Gießharz geeignetes Gehäuse an
Kunststoffkabel
Bild 3.19  Abzweigmuffe für kunststoffisolierte 1-kV-Kabel in 
Warmschrumpftechnik
Bild 3.20  Druckfester Kleinendverschluss für papierisolierte Mittelspannungs-
kabel
Bild 3.21  Innenraum-Endverschluss mit Klarsichtisolator (Kunststoff) für 
papierisolierte einadrige Kabel oder Dreibleimantelkabel bis 30 kV
Bild 3.22  Freiluft-Endverschluss für Gürtelkabel oder Höchstädterkabel bis
36 kV
Bild 3.23  Endverschluss für kunststoffisolierte 1-kV-Kabel
Bild 3.24  Aufschieb-Innenraum-Endverschluss für VPE-isolierte 20-kV-Kabel
Bild 3.25  Freiluft-Schrumpfendverschluss für einadrige 20-kV-Kabel
Bild 3.26  Niederspannungs-Stecksystem in einem Kabelverteilerschrank
Bild 3.27  Schematische Darstellung gekapselter steckbarer Kabelanschlüsse
in Außen- und Innenkonustechnik
Bild 3.28  Kabelsteckteil in Außenkonustechnik, MS
Bild 3.29  Kabelsteckteil in Innenkonustechnik, MS
Bild 3.30  Kabelsteckteil in Innenkonustechnik, HS
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468
zu Abschnitt 4: Errichten der Kabelanlage
Bild 4.1    schematische Darstellung für Trassenbelegung im öffentlichen 
Verkehrsraum
Bild 4.2    Anordnung von einadrigen Kabeln
Bild 4.3    Beispiel für eine mögliche Trassenbelegung eines städtischen
Netzbetreibers
Bild 4.4    Beispiel eines Auskreuzschemas (cross bonding)
Bild 4.5    Ausschnitt aus einem digitalen Projektplan
Bild 4.6    Begriffsdefinitionen aus ATB-BeStra
Bild 4.7    Standard-Grabenprofil 30 cm × 60 cm für die Belegung 
mit zwei Niederspannungskabeln NAYY-J 4x150 und einem 
Straßenbeleuchtungskabel NYY 5x10
Bild 4.8    Montagegrube, schematische Darstellung
Bild 4.9    Grabenprofil mit Abstandsangabe für Aushubmaterial
Bild 4.10  Grabenprofil mit Verbauspindeln
Bild 4.11   fachgerechte Befestigung der Kabel mit Gurten
Bild 4.12  Beispiel für eine innerstädtische Baustellensicherung
Bild 4.13  Rohrlegung mit Abstandhalter
Bild 4.14  Kabelbestand im entwickelten Wurzelbereich
Bild 4.15  Lastplattendruckversuch
Bild 4.16  Kabeltransportwagen
Bild 4.17  Abziehen des Kabels von der aufgebockten Spule
Bild 4.18  Mit Kabelrollen und Kabelschubgerät ausgebaute Strecke
Bild 4.19  Mit Kabelrollen (Führungs- und Eckrolle) ausgebaute Strecke
Bild 4.20  Eckrolle und Einführung in Schutzrohr mit Einführungsrolle
Bild 4.21  Vertiefung im Kabelgraben und Einführungstrichter vor dem Rohr
Bild 4.22  Ziehwinde
Bild 4.23  Schema einer Kabellegung mit Motorrollen und Ziehwinde
Bild 4.24  Kabelschubgerät
Bild 4.25  Kabelziehstrumpf mit Drallfänger beim Abziehen der Kabel
Bild 4.26  Eingebaute Mehrsparteneinführung für senkrechte Kellerwände
Bild 4.27  Mehrsparten-Einführungsbauteil zum Einbau in Bodenplatten
Bild 4.28  Abdichtung von Mittel- und Niederspannungskabeln 
mit Roxtec-Rahmen 
Bild 4.29  Mobilfräse mit Allradantrieb
Bild 4.30  Selbstfahrender Vibrations-Kabelpflug
Bild 4.31  Kabelpflug ohne eigenen Antrieb
Bild 4.32  Saugbagger
Bild 4.33  Prinzip des Spülbohrverfahrens am Beispiel einer Gewässer -
unterquerung
Bild 4.34  Spülbohrverfahren im Einsatz
Bild 4.35  Bohrkopf und Aufweitung
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                                                                                                          469
Bild 4.36  Verfahrensablauf Überbohrtechnik – Schemadarstellung
Bild 4.37  Starteinsatz des patentierten Überbohrkopfes
Bild 4.38  Kabelführung in Rohren an Brücken
Bild 4.39a Kabel vertikale Befestigung in Umspannanlage Kabelkeller
Bild 4.39b Kabel im Doppelboden in Umspannanlage 
Bild 4.39c Kabelanschluss in einem Hausanschlusskasten für Wohngebäude
Bild 4.39d Kabelanschluss in einem Kabelverteilerschrank im Ortsnetz 
Bild 4.40a Beschichtung der Kabelmäntel mit brandhemmenden 
Schutzanstrich
Bild 4.40b Lichtbogenschutz zwischen Kabelpritschen
Bild 4.41  Dachständer mit isolierten Freileitungen
Bild 4.42  Abspannung am Tragseil mit Abspannklemme
Bild 4.43  Abspannung an der Bewehrung mit Abspannspirale
Bild 4.44  Isolierte Freileitung A2XS2YT für 20 kV
Bild 4.45  Aufhängung der isolierten Freileitung A2XS2YT mit Ausklink-
mechanismus
Bild 4.46  110-kV-Sperrmuffe für einadriges Niederdruck-Ölkabel
Bild 4.47  Planauszug eines großstädtischen Verteilnetzes
zu Abschnitt 5: Qualitätssicherung 
Bild 5.1    Ergebnisse der in Steptests nach einem Jahr und nach zwei Jahren
Alterung gemäß DIN VDE 0276-620 an VPE-isolierten 
Mittelspannungskabeln gemessenen Durchschlagsfeldstärken
Bild 5.2    Messplatz zur Aufbauprüfung von Kabeln in einem Prüflabor
zu Abschnitt 6: Arbeitssicherheit und Umweltschutz
Bild 6.1    Isoliertes Locheisen und zweipoliger Spannungsprüfer zur Prüfung
auf Spannungsfreiheit bei Niederspannungskabeln
Bild 6.2    Prüfung der Lichtbogen-Schutzklasse APC 1 von Schutzkleidung
im standardisierten Boxverfahren
Bild 6.3    Standortisolation, isolierender Schutzhandschuh und Elektriker-
Gesichtsschutz für Arbeiten unter Spannung
Bild 6.4    Werkzeuge für Arbeiten unter Spannung
Bild 6.5    Arbeitsschutzsicherung
zu Abschnitt 7: Ortung von Kabeln und Fehlerstellen 
Bild 7.1    Kabeltrassensuche mittels Smartphone und App
Bild 7.2    Kabeltrassensuche mit der Minimum-Methode
Bild 7.3    Kabeltrassensuche mit der Maximum-Methode
Bild 7.4    Bestimmung der Tiefenlage eines Kabels
Bild 7.5    Kabelauslese mit Tonfrequenz
Bild 7.6    Wirkungsweise der Kabelauslese mit Gleichstromimpulsen
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470
Bild 7.7    Schematische Darstellung der Fehlerarten
Bild 7.8    Schematische Darstellung der Impulse des Reflexionsverfahrens
Bild 7.9a  Schematisches Messbild eines fehlerbehafteten Kabels
Bild 7.9b  mit aktuellem Verfahren ermitteltes Messbild
Bild 7.10  Lichtbogen-Stoßverfahren
Bild 7.11   Stromimpuls-Verfahren
Bild 7.12  Spannungsgekoppeltes Ausschwingverfahren
Bild 7.13  Schematische Darstellung eines Messverfahrens mit automatischer
Wiederzuschaltung
Bild 7.14  Prinzipdarstellungen des Minimumtrübungs-Verfahrens
Bild 7.15  Drallfeld-Methode
Bild 7.16  Stoßspannungsverfahren
Bild 7.17  Prinzipielle Darstellung der Mantelfehler-Vorortung
Bild 7.18  Mantelfehler-Nachortung
Bild 7.19a Kabelmesswagen, Anschlussraum
Bild 7.19b Kabelmesswagen, Messgeräteraum
zu Abschnitt 8: Diagnoseverfahren 
Bild 8.1    Ersatzschaltbild zur Charakterisierung von Isolierungen
Bild 8.2    tan  in Abhängigkeit von der Temperatur
Bild 8.3    tan--Verlauf in Abhängigkeit der Spannung und des 
Feuchtezustandes einer VPE-Isolierung
Bild 8.4    Formierung, Entladung und Relaxationstrom- bzw. 
Wiederkehrspannungsverlauf
Bild 8.5    Typische Wiederkehrspannungsverläufe für Papierisolierungen
Bild 8.6    RVM Feldmessung; Kurvenparameter und Ergebnisse der Q- und
p-Faktoren
Bild 8.7    Haftstellen und Entladezeitkonstanten von polymerisolierten Kabeln
Bild 8.8    IRC-Kurven von VPE-isolierten Kabeln mit verschiedenen 
Alterungszuständen
Bild 8.9    Ergebnis einer IRC-Analyse an VPE-isolierten Kabeln mit 
Alterungsklassifizierung und Restfestigkeitsprognose
Bild 8.10  TE-Kriechspuren an unsachgemäß geschälter Aderoberfläche
eines VPE-Kabels
Bild 8.11   Electrical tree initiiert durch water tree
Bild 8.12  Prinzipschaltbild zur Erzeugung einer schwach gedämpften 
oszillierenden Wechselspannung (DAC)
Bild 8.13  Gedämpfte oszillierende Wechselspannung DAC
Bild 8.14  TE-Signale mit automatisierter Fehlstellenortung
Bild 8.15  TE-Fehlstellenlokationen und TE-Pegel über der Kabellänge 
Bild 8.16  Einsetzspannungen (PDIV) und Fehlstellen (PD-Lokalisierungen) in
Papier-Masse-Kabeln
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zu Abschnitt 9: Statistische Auswertung des Störungs- und Schadens -
geschehens 
Bild 9.1    Mittlere Nichtverfügbarkeit durch störungsbedingte Versorgungsun-
terbrechungen in Europa
Bild 9.2    Anzahl der Schäden an VPE-isolierten Mittelspannungskabeln
Bild 9.3    Anzahl der Schäden an VPE-isolierten Mittelspannungskabeln
Bild 9.4    Austauschlängen von VPE-isolierten Mittelspannungskabeln
Bild 9.5    Austauschlängen von VPE-isolierten Mittelspannungskabeln
zu Abschnitt 10: Instandhaltung 
Keine Bilder
zu Abschnitt 11: Wirtschaftlichkeitsbetrachungen 
Bild 11.1   Jahreskosten von Kabeln
zu Abschnitt 12: Neue Kabeltechnologien 
Bild 12.1  Gasisolierter Rohrleiter für Höchstspannung
Bild 12.2  Praktische Ausführung einer gasisolierten Leitung
Bild 12.3  Parallele Legung von zwei GIL-Stromkreisen in einem 
gemeinsamen Graben (Quelle: Amprion)
Bild 12.4  GIL-Strecke während der Bauphase
Bild 12.5  HTS-Roebel-Kabel (vorn) mit 2.600 A Stromtragfähigkeit im Ver-
gleich zu zwölf konventionellen Kabeln mit Kupferleiter mit insge-
samt derselben Transportkapazität (Quelle: Forschungszentrum
Karlsruhe)
Bild 12.6  Innenstadtversorgung konventionell 
Bild 12.7  Innenstadtversorgung mit supraleitenden Mittelspannungskabeln
Bild 12.8  Elektrischer Widerstand von Supraleitern und Normalleitern 
Bild 12.9  Supraleitender dreiphasiger Kurzschlussstrombegrenzer
Bild 12.10 Vergleich der annuitätischen Kosten zwischen einem konventionel-
len städtischen Verteilungsnetz (100 km2, 30 MW/km2) und demsel-
ben Netz, wobei die 110-kV-Verteilungsnetzebene durch ein
HTS-Mittelspannungsnetz ersetzt wurde; Varianten 1 bis 3
Bild 12.11 Trasse des 10-kV-HATS-Kabels in der Innenstadt von Essen
Bild 12.12 Supraleitendes 10-kV-Kabel mit koaxialem Aufbau
Bild 12.13 Endverschluss zum Abschluss des supraleitenden 10-kV-Kabels
Bild 12.14 Komponenten des HTS-Systems in der Umspannanlage Herkules
zu Abschnitt 13: Vorschriften und Normung 
Bild 13.1  Struktur der Normungsarbeit bei DKE
Bild 13.2  Beispiele für die Bezeichnung von Normen
Bild 13.3  Nachweis der Normenkonformität
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472
zu Abschnitt 14: Anhang 
Bild 14.1  Zulässige Kurzzeitlast, günstigster Einsetzzeitpunkt (0 h)
Bild 14.2  Zulässige Kurzzeitlast, ungünstigster Einsetzzeitpunkt (10 h)
Bild 14.3  Kurzzeitlastfaktoren Izk / Ir als Funktion der Beanspruchungsdauer
tzk mit dem Parameter Iv / Ir (NKBA, Einsetzzeitpunkt 0 h)
Bild 14.4  Kurzzeitlastfaktoren Izk / Ir als Funktion der Beanspruchungsdauer
tzk mit dem Parameter Iv/ Ir (NKBA, Einsetzzeitpunkt 10 h)
Bild 14.5  Kurzzeitlastfaktoren Izk/ Ir als Funktion der Beanspruchungsdauer
tzk mit dem Parameter Iv/ Ir (NA2XS2Y, Einsetzzeitpunkt 0 h)
Bild 14.6  Kurzzeitlastfaktoren Izk / Ir als Funktion der Beanspruchungsdauer
tzk mit dem Parameter Iv/ Ir (NA2XS2Y, Einsetzzeitpunkt 10 h)
16.2   Tabellen
zu Abschnitt 2: Kabel 
Tabelle 2.1     Stromkreislängen 2014 in Deutschland 
Tabelle 2.2     Typische elektrische Kennwerte von Freileitungen und Kabeln 
Tabelle 2.3     Zulässige Spannungen für Starkstromkabel
Tabelle 2.4     Randbedingungen für Bemessungswerte der Strombelast-
barkeit
Tabelle 2.5     Grenztemperaturen von Energiekabeln (Zulässige Werte im
Kurzschlussfall für den Isolierstoff nach DIN VDE 0276) 
Tabelle 2.6     Aufbauelemente der Kabel
Tabelle 2.7     Eigenschaften der Leiterwerkstoffe Kupfer und Aluminium
Tabelle 2.8     Permittivitätszahlen, Verlustfaktor und Verlustzahl für 
Isolierungen von Hoch- und Mittelspannungskabeln
Tabelle 2.9     Elektrische und thermische Eigenschaften verschiedener 
Isolierstoffe
Tabelle 2.10   Vor- und Nachteile verschiedener Isolierstoffe
Tabelle 2.11   Einsatz von HTSL-Kabeln
Tabelle 2.12   Die wichtigsten Kurzzeichen für Kabel
zu Abschnitt 3: Kabelgarnituren 
keine Tabellen
zu Abschnitt 4: Errichten der Kabelanlage 
Tabelle 4.1     Lichte Mindestbreite für Gräben ohne begehbaren Arbeitsraum
nach DIN 4124
Tabelle 4.2     Platzbedarf von Kabeln und Rohren im Graben
Tabelle 4.3     Mindestüberdeckungen nach ATB-BeStra
Tabelle 4.4     Empfohlene Muffengrubengrößen
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                                                                                                          473
Tabelle 4.5     Mindest-Spulenkern-Durchmesser und Kabelbiegeradien
Tabelle 4.6     Anhaltswerte für Biegeradien von Hoch- und Höchstspannungs-
kabeln
Tabelle 4.7     Spulengröße nach KTG
Tabelle 4.8     Zulässige Zugkräfte und Zugspannungen
Tabelle 4.9     Maximal zulässige Höhenunterschiede für Massekabel bei
senkrechter Anordnung
Tabelle 4.10   Einzuhaltende Mindestabstände anderer Versorgungsleitungen
zu Kabel ≥ 110 kV
zu Abschnitt 5: Qualitätssicherung 
Tabelle 5.1     Mögliche Stufen der Inbetriebnahmeprüfung
Tabelle 5.2     Spannungsprüfungen an Mittelspannungskabeln; Vorzugswerte
für Prüfpegel und -zeiten
zu Abschnitt 6: Arbeitssicherheit und Umweltschutz 
Keine Tabellen
zu Abschnitt 7: Ortung von Kabeln und Fehlerstellen
Tabelle 7.1     Ausbreitungsgeschwindigkeit v von Impulsen bei verschiedenen
Isolierstoffen
Tabelle 7.2     Übersicht und Zuordnung der Ortungsverfahren
zu Abschnitt 8: Diagnoseverfahren 
Keine Tabellen
zu Abschnitt 9: Statistische Auswertung des Störungs- und 
Schadensgeschens 
Tabelle 9.1     Beitrag der einzelnen Netzebenen zur Versorgungszuverlässig-
keit beim Kunden in Deutschland
zu Abschnitt 10: Instandhaltung
Keine Tabellen
zu Abschnitt 11: Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen 
Tabelle 11.1   Beispiel für die Wirtschaftlichkeitsberechnung Freileitung oder
Kabel im 20-kV-Netz
zu Abschnitt 12: Neue Technologien 
Keine Tabellen
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zu Abschnitt 13: Vorschriften und Normung 
Tabelle 13.1   Normung auf nationaler, europäischer und internationaler Ebene
Tabelle 13.2   IEC-Normen für Starkstromkabel
Tabelle 13.3   Harmonisierungsdokumente und DIN-VDE-Bestimmungen für
Niederspannungskabel und -garnituren
Tabelle 13.4   Harmonisierungsdokumente und DIN-VDE-Bestimmungen für
Mittelspannungskabel und -garnituren
Tabelle 13.5   Harmonisierungsdokumente und DIN-VDE-Bestimmungen für
Hochspannungskabel und -garnituren
zu Abschnitt 14: Anhang 
Tabelle 14.1   NA2XS2Y 6/10 kV – Elektrische Kennwerte 
(bei Dreiecksanordnung) und Abmessungen
Tabelle 14.2   NA2XS2Y 12/20 kV – Elektrische Kennwerte 
(bei Dreiecksanordnung) und Abmessungen
Tabelle 14.3   NA2XS2Y 18/30 kV – Elektrische Kennwerte 
(bei Dreiecksanordnung) und Abmessungen
Tabelle 14.4   N2XS2Y 12/20 kV – Elektrische Kennwerte 
(bei Dreiecksanordnung) und Abmessungen
Tabelle 14.5   N2XS2Y 18/30 kV – Elektrische Kennwerte 
(bei Dreiecksanordnung) und Abmessungen
Tabelle 14.6   Kurzzeitbelastbarkeit ausgewählter Kabeltypen abhängig von
Vorlast, Beanspruchungsdauer und Einsetzzeitpunkt
Tabelle 14.7   Annuitätenfaktoren
Tabelle 14.8   Abzinsfaktoren
Tabelle 14.9   Rentenbarwertfaktoren
474
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                                                                                                          475
17   Abkürzungsverzeichnis 
AC                 Wechselstrom, alternating current
AfK                Arbeitsgemeinschaft für Korrosionsfragen
Al                   Aluminium
ALK               Automatisierte Liegenschaftskarte
BauVPO        Bauproduktenverordnung
BDEW           Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
BG                 Berufsgenossenschaft
BGV               Berufsgenossenschaftliche Vorschrift für Sicherheit und Gesund-
heit bei der Arbeit (Unfallverhütungsvorschrift)
BImSchV       Bundesimmissionsschutzverordnung
BMWi             Bundesministerium für Wirtschaft und Energie
BNetzA          Bundesnetzagentur
CD                 Cold Dielectric
CEN               Comité Européen de Normalisation Europäisches Komitee für
Normung
CENELEC     Comité Européen de Normalisation Electrotechnique
Europäisches Komitee für Normung der Elektrotechnik
CESI              Centro Elettrotecnico Sperimentale Italiano
CIGRÉ           Conseil International des Grands Réseaux Électriques
Cu                  Kupfer
DAC               Gedämpfte Wechselspannung (Damped AC)
DAkkS           Deutsche Akkreditierungsstelle GmbH
DB                 Deutsche Bahn AG
DC                 Gleichstrom, direct current
Dena              Deutsche Energieagentur
DGUV            Deutsche gesetzliche Unfallversicherung
DIN                Deutsches Institut für Normung e.V.
DIS                Draft International Standard
DKE               Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informations-
technik im DIN und VDE
DNA               Deutscher Normenausschuss e.V.
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476
DVGW           Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.V.
DWA              Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft, Abwasser und Abfall
e.V.
EG                 Europäische Gemeinschaft
EltBauVO      Verordnung über den Bau von Betriebsräumen für elektrische
Anlagen
ELV                Kleinspannung, Extra Low Voltage
EMV              Elektromagnetische Verträglichkeit
EN                 Europäische Norm(en)
EnWG            Energiewirtschaftsgesetz
EPDM            Ethylen-Propylen-Dien-modifiziert
EPR               Ethylene Propylene Rubber
Ethylen-Propylen-Gummi
EVU               Elektrizitätsversorgungsunternehmen,
                      Energieversorgungsunternehmen
EWG              Europäische Wirtschaftsgemeinschaft
EWR              Europäischer Wirtschaftsraum
FGH               Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und 
Stromwirtschaft e.V.
FNN               Forum Netze Netztechnik
FU                 Fehlerspannung
GSG              Gerätesicherheitsgesetz
GIL                Gasisolierte Leitung
GIS                Gasisolierte Schaltanlage
HD                 Harmonisierungsdokument
HDPE            High Density Polyethylene
Hochverdichtetes Polyethylen
HGÜ              Hochspannunsgleichstromübertragung
HTS               Hochtemperatur-Supraleitung
HTSL             Hochtemperatur-Supraleiter
IEC                International Electrotechnical Commission
Internationale Elektrotechnische Kommission
IRC                Isothermal Relaxation Current
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                                                                                                          477
ISO                International Organization for Standardization
Internationale Normungsorganisation
K                    Komitee
KTG               Kabeltrommelgesellschaft
L                    Außenleiter
LEP               Landesentwicklungsprogramm
LWL               Lichtwellenleiter
M                   Mittelleiter
N                    Neutralleiter
NLaG             Energieleitungsausbaugesetz
Pb                  Blei
PC                 Personal Computer
PCB               Polychloriertes Biphenyl
PDIV              TE-Einsetzspannung (Partial Discarge Inception Voltage)
PE                 Polyethylen
PP                 Polypropylen
PU                 Polyurethan
PVC               Polyvinylchlorid
ROV              Raumordnungsverfahren
RTD               Room Temperature Dielectric
RVM              Recovery Voltage Measurement
QM                Qualitätsmanagement
SFH               Studiengesellschaft für Höchstspannungsanlagen
SF6                Schwefelhexafluorid
SfB                Schiedsstelle für Beeinflussungsfragen
StVO              Straßenverkehrsordnung
TAB               Technische Anschlussbedingungen für den Anschluss an das
Niederspannungsnetz
TBINK            Technischer Beirat Internationale und Nationale Koordinierung
TE                  Teilentladung
TGL               Technische Güte- und Lieferbedingungen (der ehemaligen DDR)
UK                 Unterkomitee
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UVV   
      Unfallverhütungsvorschrift
V   
     Vornorm
VDE   
      Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V.
VDEW   
Verband der Elektrizitätswirtschaft – VDEW – e.V. 
(ehem., jetzt BDEW)
VDI    
 Verein Deutscher Ingenieure
VDN   
      Verband der Netzbetreiber – VDN – e.V. beim VDEW 
(ehem., jetzt FNN)
VLF   
 Very Low FrequencySehr niedrige Frequenz
VOB   
      Vergabe- und Vertragsordnung für Bauleistungen
VPE   
      Vernetztes Polyethylen
WHG    
Wasserhaushaltsgesetz
ZTVA   
    Zusätzliche Technische Vertragsbedingungen Aufgrabungen
ZTVE   
    Zusätzliche Technische Vertragsbedingungen Erdarbeiten
ZVEH    
    Zentralverband der Deutschen Elektro- und Informations-
technischen Handwerke
ZVEI   
     Zentralverband der Elektrotechnik- und Elektronikindustrie e.V.
478
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                                                                                                          479
A
Abdichtung gegen Gase  198
Abfälle  162, 165, 273 f, 448
Abnahmeprotokoll  340
Abriebfestigkeit  67
Absetzstelle  126 f
Abspanngarnitur  222
Abspannklemme  223
Abspannspirale  223
Absperrung  168, 264, 269
Abstand zu anderen Wärmequellen  42
Abzinsfaktor  349, 423, 425
Abzinsung  349
Abzweigklemmen  121, 137
Aderisolierung  19, 47, 228
Adhäsionsvermögen  125, 127
Allgemeine technische Bestimmungen
für die Benutzung von Straßen
durch Leitungen und Telekommu-
nikationslinien   siehe ATB-BeStra
Alterungsbeständigkeit  55, 61, 63, 70
Alterungsklasse  323
Alterungsschutzmittel  56
Aluminiumfolie  93, 95
Aluminiumleiter  50 ff
Aluminiummantel  68, 90, 95
Aluminiumschichtenmantel  86
Anlagenprüfung  405
Annuitätenfaktor  348, 351, 358, 423 f
Anpressdruck  125
Anreizregulierung  160, 333
Arbeiten unter Spannung  250, 267 ff
– Arbeitsanweisungen  264, 267
– Betriebsanweisungen  267, 276, 311
Arbeitssicherheit  261 ff
ATB-BeStra (Allgemeine technische
Bestimmungen für die Benutzung
von Straßen durch Leitungen und
Telekommunikationslinien)  152,
170, 172, 251
Aufheizkurven  413
Aufschiebtechnik   siehe Endver-
schluss, Garnituren, Muffe
Auftragsvergabe  244 ff
Aufweitkopf  211
Ausbreitungsgeschwindigkeit  288 f,
291
Ausgleichsgefäß  89, 99, 227
Aushub  108, 162 ff
Ausklinkmechanismus  223 f
Auskreuzung  156
Auskunftspflicht  230
Ausschreibung  161, 165, 167, 236,
243 f
Außenkonus   144 f
Außenleiterauslese  284
Außenlufttemperatur  43
Aussetzspannung  siehe TE-Diag-
nose, TE-Messung
Austrocknung   siehe Bodenaustrock-
nung
Auswahlprüfung  240
B
Barwertmethode  347 f
Bauartkurzzeichen  113, 389
Bäumchen  siehe Wasserbäumchen
Baumstandorte  181
Baustelleneinrichtung  165, 167, 169
Baustellenprotokoll  188
Baustellensicherung  150, 177
Bautagebuch  168 f, 196
Bauzeitenplan  164
Beanspruchungsdauer  417 ff
Beeinflussung  157 f, 281, 308
Belastbarkeit  siehe Strombelast-
barkeit
Belastungsgrad  37 ff, 44, 353, 402,
414, 416
Bemessungsspannung  31
Bemessungsstrom  36, 45, 416 ff
Bentonit  209, 214 f
18   Stichwortverzeichnis 
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480
Berührungsschutz  47 f, 66, 119, 127,
311, 399
Beschaffung, Beschaffungsrichtlinie
21, 202, 243 ff, 339, 388, 404
Besorgnisgrundsatz  271
Bestandsplan  150, 230, 232 ff
Betriebskapazität  31, 35, 111, 362,
408 ff
Betriebsmittelstatistik  340
Betriebstemperatur  42, 57 ff, 92, 375,
398, 402
Bewehrung  33, 48, 66, 68 ff, 114,
195, 222, 399
Biegeradius  184
BImSchV  275
Bitumen  69, 134
Blattschnittbegrenzung  233
Bleikappe  184
Bleilegierungen  47
Bleimantel  siehe Dreibleimantelkabel
und Gürtelkabel
Blitzeinschlagsgefahr  182
Bodenaustausch  162
Bodenaustrocknung  182, 402, 414,
422
Bodenbeschaffenheit  163, 249
Boden-Durchschlag-Rakete  208
Bodenfeuchte  42
Bodenschutz  162 f, 271
Bodenuntersuchung  162, 178
Bodenverdrängungshammer  208
Bohrkopf  209, 211 ff, 278, 280
bow-tie tree  74, 76
Brandfall  61, 104, 220, 273, 390 ff
Brandfortleitung  104
brandhemmend  61, 220
Brandschutz  104, 198, 220 f, 395
Brenngerät  291, 310
Brennen hochohmiger Fehler  305
Bundes-Immissionsgesetz   siehe
BlmSchV
Bundesnetzagentur, BNetzA  333 f
C
Cadweld-Schweißen  121
Ceanderkabel  84, 197
CE-Kennzeichen  394 f
CEN (Comité Européen de Normalisa-
tion)  384
CENELEC (Comité Européen de Nor-
malisation Electrotechnique)  77,
379 ff
Chlorwasserstoff  61, 273
Comité Européen de Normalisation
siehe CEN
Comité Européen de Normalisation
Electrotechnique   siehe CENELEC
Contaminants  73
Copolymer  317
cross bonding  99, 156
D
DAC (gedämpfte Wechselspannung)
328 
Datenübertragung  mit LWL  103
Degradationsprozess  324
Depolarisation  269
Deutsche Kommission Elektrotechnik
Elektronik Informationstechnik im
DIN und VDE  siehe DKE
Deutscher Normenausschuss e.V.
siehe DNA
Deutsches Institut für Normung  siehe
DIN
Diagnoseverfahren  22 ,256, 317 ff
Dichte  50, 60
Dichtungskappe  481
Dielektrikum  33
Dielektrizitätszahl  56, 71, 362
Dienstbarkeit  152, 161
Diffusionssperre  48, 68, 70, 405
Diffusionsvorgänge  398
DIN (Deutsches Institut für Normung)
380
DIN-Normen  siehe Normen und Nor-
mung
Dioxin  273
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                                                                                                          481
Direktanschlussklemme  123
DKE (Deutsche Kommission Elek-
trotechnik Elektronik Information-
stechnik im DIN und VDE)  380
DNA (Deutscher Normenausschuss
e.V.)  379
Dokumentation  
Doppelerdschluss  48, 285, 401
Doppelkammer-Mischbeutel  129
Draft International Standard  (DIS)
388
Drallfänger  195
Drallfeld-Methode  300
Dreibleimantelkabel  82, 86, 135, 138,
196, 225, 401
Dreiecksanordnung  siehe Kabel -
anordnung
Dreifachspritzkopf  58
Druckschutzbandage  48, 90, 92, 103,
114
Durchschlagfestigkeit  62, 238
Durchzüge  179 ff
Duroplaste  60
E
Eckrolle  189 f
EG-Sektorenrichtlinie  243
Einebenenanordnung   siehe Kabel -
anordnung
Einführungsrolle  190 f
Einführungstrichter  191
Eingangskontrolle  246
Eingangsprüfung  246
Einlaufschnecke  248
Einmessung  230 ff, 277 f
Einpflügen  siehe Pflügen
Einsanden  197
Einsetzspannung  siehe TE-Diagnose,
TE-Messung
Einsetzzeitpunkt  siehe TE-Diagnose,
TE-Messung
Einspruchsverfahren  380
Einspülverfahren  siehe
Gewässerkreuzung
Einzelklemme  121
Einzelverbinder  123
Elastomere  60
electrical tree  72 ff
electrochemical tree  72, 76
Elektrofachkraft  264, 269
elektrotechnisch unterwiesene Person
(EuP) 264
Endkappe  118, 184, 249
Endverschluss  118, 131, 135, 137 ff
Energiebilanz  273 f
Energiekabel  23, 29
EN (europäische Norm)   siehe Nor-
men und Normung
EN-Normen   siehe Normen und Nor-
mung
Entladungskanal  34, 72 f
Entladestrom  323
Entsorgung  163 f, 178 ff
Erdbodentemperatur  37, 43
Erdbodenwärmewiderstand  37, 43,
402
Erdbohrgerät  181 
Erder  53, 133
Erdfühligkeit  399
Erdkurzschluss  285
Erdschluss  31, 47, 54, 251, 285, 298,
306, 327, 401
Erdschlusswischer  331
Erdung  156, 261, 284, 311, 399, 414
Erdverdrängungshammer  208
Erkundigungspflicht  168
Erschütterungsunempfindlichkeit  67
Errichten der Kabelanlage  151 ff
Ethylen-Propylen-Dien-modifiziert
(EPDM) 54, 132, 141, 143
Ethylen-Propylen-Gummi   (EPR)  54
Ethylen-Propylen-Kautschuk  54
EVU-Last  37 ff, 414 ff
europäischer Wirtschaftsraum
(EWR)  387
Extrusion  58 ff
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482
F
Farbpigment  61
Fehlerart  285 ff
Fehlerortung   277 ff
Fehlerstrom  50, 66, 157
Fehlerwandlungsgerät  291
Feldsteuerelement  125 ff
Feldsteuerung  52, 65, 119, 126 ff,
314, 331
fertigungsbegleitende Prüfungen  237,
241, 339, 393, 405
Fertigungsqualität  240
Feuchtigkeitsgehalt  56, 229, 398
Feuchtigkeitsschutz  19, 47, 128 f,
407
Fingerprintprüfung  238, 396, 405
Flammwidrigkeit  67
Flanschinnenseite  248
Flüssigboden  108, 178 ff
Formierung  317
Fräsen  202 f
Frässchraube  121
Freileitung  26 ff, 80, 118, 251, 267,
335, 354 ff, 390
Freileitung, isoliert  221 ff
Freischalten Kabel 260 f
Frostschutzschicht  170
Füllmasse  133, 137
Füllstoffe  61 ff, 104
Fußarmatur  139
G
Ganzkabelalterung  398
Garnituren  20, 32, 70, 81, 100, 117ff,
235 ff, 281, 314, 323 ff, 359, 380 ff,
403 ff, 417
Gasaußendruckkabel  82, 91 ff, 114,
185, 227 f, 392
Gasinnendruckkabel  82, 90 f, 118,
392
Gasisolierte Leitung (GIL) 361
Genehmigungsverfahren  150 ff
Geräteanschlussteil
Gewährleistung  166, 173
Gewässerkreuzung  215 f
Gewässerschutz  271
Gewitterüberspannung  251
Gießform  127 ff
Gießharzkörper  129, 146
Gießharztechnik  128 ff 
Gleichspannungsprüfung  254, 405
Gleichzeitigkeit  42
Gleitmittel  61, 194
Graben   100, 152 ff, 169 ff
graphische Datenverarbeitung  150,
162
Grenzfläche  19, 47, 73, 321, 328 ff
Grenzschicht  55, 64, 73, 75, 125, 131
Größtlast  37 f
Grundkarte, digital  150, 162, 232 ff
Gürtelisolierung  47, 85
Gürtelkabel  31, 82, 85, 133, 138 f,
185, 225
Guttapercha  19 f
H
Haftmassekabel  57, 224
Haftung  166
halogenfrei  104, 385
Hanf  19
Harmonisierungsdokument  (HD) 384 ff
Härter  129
Harz  129
Hausanschluss  152, 164, 199, 208,
305, 367
HDPE (High-Density Polyethylene)
25, 110
HDPE-Rohr  99, 109
Heißvergusstechnik  128, 136
Helium  112
Herstellererklärung  394
HGÜ (Hochspannungs-Gleichstrom-
Übertragung)  23, 27, 94, 102,
104 f, 344
High-Density Polyethylene   siehe
HDPE
Hochdruck-Ölkabel  83, 94
hochohmiger Fehler   siehe Fehlerart
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                                                                                                          483
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertra-
gung   siehe HGÜ
Hochspannungskabel  33, 43, 54, 64,
67, 72, 81 ff, 88 ff, 147, 156, 201,
225 ff, 245, 255, 333, 371, 374,
389, 391, 393
Höchstädter-Folie siehe Höch-
städterkabel
Höchstädterkabel  82, 114, 138 ff, 225
Höchstlast  37, 45, 352
Höchstspannungskabel  20, 27, 33,
58, 83, 94 ff, 108, 184 f, 201, 225,
255, 354, 362
Höchstspannungskabelanlage  96,
100, 225
Hochtemperatur-Supraleiter  (HTS)
113, 364 f, 367 ff
Höhenprofil  161
Höhenunterschied  57, 63, 89, 224 f
Hohlleiter  52, 89 f, 110
Hohlräume  19, 55 ff, 71 ff, 92, 125,
177, 258, 324, 398
Homopolymer  315
Horizontal-Pressanlage  209
Horizontal-Pressbohrgerät  209
Horizontalramme  208
HTS (Hochtemperatur-Supraleiter)
113, 364 f, 367 ff
I
Imprägniermittel  56 ff
Impuls-Echo-Verfahren  287
Information Dritter  163
Innenkonus   118, 144 ff 
Innenmuffe  133 f
Innenraumklima  137
intermittierender Fehler   siehe Fehler-
art
International Electrotechnical Com-
mission   (IEC) 379 ff
International Organization for Stan-
dardization  (ISO) 384
lonisationsknick  397
Ionisationsverluste  81
IRC-Analyse  siehe Relaxation-
sstrommessung
Isolationserhalt im Brandfall  104, 385
Isolationsfehler  256
Isolationsmessgerät  307
Isolatorschirm  141 f
Isolieröl  90 f, 110, 229, 325
Isolierschlauch  141
Isolierstoff  29, 39 f, 47, 55 ff, 254,
288 f, 291, 320
Isolierwanddicke  62, 93, 115, 389,
400 f
Isothermal Relaxation Current  (IRC)
siehe Relaxationsstrommessung
J
Jahreskosten  347 ff
Jute  19, 48, 69
K
Kabelaufbau  69, 121, 125, 184, 237,
275, 382, 384, 400  
Kabelanordnung  55, 153 
Kabelanschluss (steckbar)  siehe
Stecktechnik
Kabelauslese  261, 277 ff 
Kabelauslesegerät  261 
Kabelbauart  84 ff
Kabelbettungsmaterial  43
Kabelblei  67
Kabeldaten  115, 188, 366, 407 ff
Kabeldiagnosegerät  310
Kabelende  132, 141, 184, 188, 196,
229, 240, 248, 283 ff
Kabelfehler siehe Fehlerart
Kabelformsteine  178 f
Kabelgarnituren  siehe Garnituren
Kabelgraben  166 ff, 249, 251, 259
Kabelhäufung  41, 104, 108, 281
Kabelimprägniermasse  134  
Kabelkanal  100, 170, 217
Kabelklemme  121 ff
Kabellegung  20 ff, 42, 117 f, 150 f,
165 ff, 179 ff, 285, 355
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484
Kabelleitungstiefbau  150, 166 f, 251,
259
Kabelmantel  siehe Mantel
Kabelmantel-Messgerät   siehe Man-
telmessgerät
Kabelmerkstein  232
Kabelmesswagen  269, 278, 306 ff,
375
Kabelortung  277, 305
Kabelpflug  siehe Pflügen
Kabelplan  261
Kabelpritsche  218, 220, 250 
Kabelquerschnitt  273, 355
Kabelring  187
Kabelrolle  189, 192 ff
Kabelschießgerät  262
Kabelschnellverleger  218
Kabelschnittstelle  183
Kabelschubgerät  189, 192, 194
Kabelschuh  123, 125, 196
Kabelschutzrohr  178, 181
Kabelspule  siehe Spule
Kabelsteckadapter  siehe Stecktech-
nik
Kabelstecker  siehe Stecktechnik
Kabelsteckteil  siehe Stecktechnik
Kabelsuchgerät  261
Kabeltemperatur  184, 413 ff
Kabeltränkmasse  57, 272
Kabeltransport  166, 187 f
Kabeltransportwagen  siehe Kabel-
transport
Kabeltrasse  27, 31, 44, 89, 151, 153,
167, 178, 197, 221, 232, 249, 251,
270, 277 ff, 354, 373
Kabeltrassensuche  277, 278 ff
Kabeltrommelgesellschaft  siehe KTG
Kabelwanne  217
Kabelzug  siehe Kabellegung
Kalibriergerät  191
Kaltfließen  120
Kaltschrumpftechnik  131 ff, 339
Kaltvergusstechnik  128
Kaolin  61
Karbonisierung  325
Kartengrundlage  232
Katasterdaten  232
Kennzeichnung der Baustelle  siehe
Baustellensicherung
Kernbohrung  198
Kerndurchmesser  siehe Spule
Kettenlinie  59
Klarsichtisolator  138
Klemmring  121, 136 f
Kohlenwasserstoff  61
Komitee  siehe DKE
Kompendien  siehe Normen und Nor-
mung
Kompensationsspulen  31, 352
Konformitätserklärung  393
Kontaktdruck  120 f
Kontaktzähne  121
Konzentrischer Leiter  siehe Leiter
Konzessionsvertrag  151, 160, 217
Kopfarmatur  139
Körperdurchströmung  264 f
Körperschutzmittel  264
Korrosion  315, 399 f
Kreide  48, 61, 69
Kreislaufwirtschaftsgesetz (KrWG)
163, 273
Kreuzungen  siehe Näherungen und
Kreuzungen
Kriechstrom  314
Kriechweg  142
KTG (Kabeltrommelgesellschaft)  186 f
Kühlrohr  109 f
Kunststoffbänder  69, 127
Kunststoffgehäuse  127
Kunststoffisolierung  55, 58 ff, 71 ff
Kunststoffrohr  179 f, 217, 228, 355
Kupferleiter  80, 98, 103, 120 f, 197,
364 , 404
Kupferschirm  siehe auch Schirm 70,
372, 414
Kurzschluss  34 ff, 60, 64, 89, 251,
267 f, 285 f, 306, 367
Kurzschlusstemperatur  41, 120, 385
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 485
Kurzzeichen  82, 113 ff, 248, 389
Kurzzeitbelastung  45
Kurzzeitlastfaktor  416 ff
L
Ladeleistung  92
Ladestrom  30 f, 111, 362, 408 ff
Lagerung  77, 174, 186, 235, 248 f,
285, 398
längswasserdicht  48, 86, 93, 114
Langzeitprüfung  21, 77 ff, 94, 100,
234, 237 ff, 339, 393, 404
Langzeitverhalten  241, 245, 399
Lastgang  42
Lastschalteigenschaften  143
Lebensdauer  21, 36, 41 ff, 54 ff, 77,
80, 117, 236 ff, 273, 313, 343, 347
ff, 380 ff, 393, 398 ff
Legebedingungen  37
Legetiefe  37, 170 f, 197, 212, 228,
230, 276 f, 300
Legeverfahren  150, 189, 203, 249
Leiter  50 ff
Leitertemperatur  37, 41, 56, 60, 63
Leiterunterbrechung  288, 302
Leiterverbindung  119 ff, 137, 144 f,
324
Leiterwiderstand  358, 363, 400
Leitschicht  19, 47, 55, 58 f, 64 ff,
72 ff, 118, 127, 134 ff, 317, 321,
324, 336, 340, 401, 404
Leitungsbau  siehe Kabellegung
Leitungszone  170, 178
Lichtbogenschutz  198, 220 f
Lichtbogen-Stoßverfahren  291 f, 306
Lichtwellenleiter (LWL)  103
Liegenschaftskarte  232
Löschkammer  143
Luftkabel  221
M
Mantel  66 ff
Mantelfehler  252, 302 ff
Mantelfehlerortung  302, 306
Mantelmessgerät  302
Mantelprüfung  250 ff
Mantelrohr  361
Massekabel  54 ff, 89, 102, 138, 177,
224, 228 f, 272, 302, 310, 314,
391, 397, 405
Massereservoir  133 f
Massestand  140
Mehrfachklemme  121 f, 137
Mehrfachverbinder  123
Mehrmantelkabel  69, 114
Mehrspartentechnik  153
Membran  82, 91 f
Messung Wiederkehrspannung  siehe
RVM
Metallgehäuse  127, 133
Mikrobenfestigkeit  67
Millikenleiter  siehe Leiter
Mindestabstand 158, 198, 225 f
Mindestüberdeckung  170 ff, 208 f,
225
Minimumtrübungs-Verfahren  299
Molch  279 f
Monitoring  44 f, 103
Montagefehler  252, 285
Montagegrube  117, 173, 177
Motorrolle  siehe Kabelrolle
Muffe  siehe Garnituren
Muffenbauwerk  225 ff
Muffengehäuse  133
Muffengrube  173, 207, 229
Multifläche  152
N
Nachortung  siehe Ortung
Nachtränkung  134
Näherungen und Kreuzungen  157
Naturschutzgesetz  160
NAV (Niederspannungsan-
schlussverordnung)  152, 160
Netzdokumentation  232 ff
Netzinformationssystem  232 f
Netzschutz  45, 255, 261, 263
Neutralleiter  47 f, 52 f, 66, 133
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486
nichtstationäre Prüfanlage  269, 311
Nichtverfügbarkeit  333 ff
Niederdruck-Ölkabel  48, 82, 89, 92 ff,
100, 227 f, 272, 392
Niederspannungsanschlussverord-
nung  siehe NAV
Niederspannungsrichtlinie  394 f
Normen  und Normung 379 ff 
– Dresden Agreement  388
– Vilamoura-Verfahren  388
Normenkonformität  392 ff
Normkabel  114
O
Oberbau  165, 170, 174, 179, 203,
208
Öl  siehe Isolieröl
Öldruckkabel  102
Ölspeiseabschnitt  89
Ortung  siehe Fehlerortung 
Oxydschicht  120
Ozon  117
P
Papierisolierung  19, 55 ff, 71, 82 ff,
201, 227 ff,272, 314 ff
Passlängen  225
PE-Mantel  67 ff, 84, 91 ff, 184, 227,
249, 253, 403
Permittivitätszahl  35, 54 ff, 
Personensicherheit  222
persönliche Schutzausrüstung (PSA)
265, 307
Pflügen  153, 203 ff, 403
Phasenbestimmung  284
Phenole  56
Planausgabe  234
Planum  170, 172, 188
Planunterlagen  277 f, 287, 340
Polarisationsprozess  318
Polyethylen (PE)  47 f, 55, 59 ff, 72,
110, 401
Polymerisate  60
Polymerwerkstoffe  59
Polyolefine  404
Polyurethan  siehe PU
Polyvinylchlorid  siehe PVC
Präqualifikation (PQ)  93, 150, 167,
243 f, 383
Pressgerät  181
Presshülse  124
Presssitz  132
Pressverbinder  124
Probelieferung  244
Produktzertifikat  393 ff
Projektplan  161 ff
Proximityeffekt  107
Prüfanforderungen  21, 93, 120, 125,
133, 137, 242, 389 ff, 404
Prüfbestimmungen  119, 167, 238 ff
Prüfdokument  393
Prüflabor  120, 238, 247, 393
Prüfnormen  siehe Normen und Nor-
mung
Prüfpegel  254 ff
Prüf- und Zertifizierungsinstitut  241,
392 f, 428
Prüfzeit  253 f
PU (Polyurethan)  129
PVC (Polyvinylchlorid)  19, 25, 40 f,
47 f, 54 f, 60 ff, 83 ff, 115, , 184,
236, 253 f, 273, 291, 398 ff
PVC-Mantel  67, 184, 253, 403
Q
Qualitätsanforderung  229, 242 ff, 387
Qualitätskontrolle  21, 246 f
Qualitätsmanagement (QM)  243 ff
Qualitätsprüfung  246 f, 405
Qualitätssicherung  21, 100, 163, 235 ff
Qualitätsstandard  21, 245
Querleitwendel  66, 84, 88 ff
Querverbund  153
querwasserdicht  68, 70, 86, 93, 95,
102, 114
R
Radialfeldkabel  398
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                                                                                                          487
Rahmenvertrag  siehe Genehmi-
gungsverfahren
RAL-Gütezeichen  167, 251
Raten  21, 146, 348 f
Rauchentwicklung  104
Rauchgas  104, 273
Raumordnungsverfahren  siehe
Genehmigungsverfahren
Recycling  203, 273 f
Reduktionsfaktor  41 ff
Reflektogramm  329
Reflexionsverfahren  287 ff, 305
Reiblötung  121
Relaxationsstrommessung  256, 320 ff
Rentenbarwertfaktor  350 f, 423 f
Resonanzprüfanlage  255, 327
Restfestigkeit  77, 79, 238, 322 f
Restlebensdauer  332
Richtlinien für die Sicherung von Ar-
beitsstellen an Straßen  siehe
RSA
RI-LEI-BRÜ (Richtlinien für das Ver-
legen und Anbringen von Leitun-
gen an Brücken)  216
Rissbildung  67
Rohrbürste  191
Rohre  41 f, 59, 91 ff, 109, 141, 152, 162,
166, 171 f, 178 ff, 198 ff, 228, 249 f,
271, 279, 301, 355 ff, 362, 371 ff
Rohrlegung  171, 180, 359
Rohrleiter  361
Rollfeder  125
Rollrichtung  187, 248
Römische Verträge  387
RSA (Richtlinien für die Sicherung von
Arbeitsstellen an Straßen)
Rückkehrspannung  269
Rückstreumessgerät  103
Rußpapier  86, 90 ff, 103, 110
RVM (Messung Wiederkehrspannung)
318 ff
S
Saugbagger  182, 207
Schadensgeschehen  333 ff
Schelle  218
Schichtenmantel  48, 68 ff, 93 ff, 114
Schirm  48, 66, 70, 82 ff, 113 ff, 125,
133, 156, 241, 275, 283, 299 ff,
311, 372, 399, 401, 408 ff
Schirmdrähte  70, 123, 125
Schirmverbindung  125
Schlämmkreide  69
Schraubkabelschuh  123 ff, 196
Schraubverbinder  123 ff
Schrittspannung  302 ff
Schrittspannungsverfahren  siehe
Schrittspannung
Schrumpfkappe  184
Schrumpfschlauch  134, 200, 395
Schrumpftechnik  117, 131 ff, 339
Schutz vor Körperdurchströmung  265 
Schutzanstrich  220
Schutzart  143
Schutzgleitbogen  191
Schutzhülle  33, 48, 68 ff, 82 ff, 113 ff,
119, 12 ff, 198, 399, 402
Schutzleiter  47 f, 53, 66, 114, 400
Schutzmaßnahmen  53, 157, 166,
259, 263, 271 
Schutzrohr  siehe Kabelschutzrohr
Schutzvorrichtungen  264 f
Schweißen  59, 120, 127
Schwellenwert  167, 243
Seekabel  54, 68 f, 102 ff, 159, 196,
215, 383, 406
Sektorenrichtlinie  siehe EG-Sektoren-
richtlinie
Selbstheileffekt  58, 63
Sicherheitsanforderungen  104, 394
Sicherheitsregeln  136, 260, 285
sicherheitstechnische Festlegungen
380
Sicherheitsvorschriften  229
Sichern gegen Wiedereinschalten  261
Sicherungsaufsteckgriff  143
Signaleinkopplung  157
Silikonkautschuk  132, 141 ff
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488
Skineffekt  107
Spannungsanhebung  157, 285
Spannungsfestigkeit  19, 54, 71, 258
Spannungsfreiheit  201, 260 ff
spannungsgekoppeltes Aus -
schwingverfahren  292, 295, 306
Spannungsprüfer  261 ff
Spannungsprüfung  253 ff, 327, 375,
405
Sperrmuffe  89, 99, 224 ff, 271
Spratzprobe  229
Sprungtemperatur  111 f, 367
Spülbohrverfahren  siehe steuerbares
Horizontal-Spülbohrverfahren
Spule  58 f, 69, 88, 185 ff, 205, 226,
246 ff, 310, 394
– Außendurchmesser
– Gesamtbreite
– Kern
– Kerndurchmesser
– Spulenbremse
– Spulengröße
– Spulenschild, -etikett
– Ziehrichtung
Spüllanze  209
Stabilisator  61 ff. 400. 404
Stahldrahtbewehrung  siehe Beweh -
rung
Stahlrohr  82 f, 90 ff, 110, 115, 179,
185,198, 201, 208 f, 217, 228
Stahlseil  222
Standardquerschnitt  356
Standardkonstruktion  86
Startgrube  209, 211, 214 
statische Aufladung  184, 249
Statistik, Störungs- und Schadens-
geschehen 22, 233, 238, 252,
333 ff
Stecktechnik  117 ff, 142 ff 
– gerade
– T-Stecker
– Winkelstecker
Steckverbindung 121, 125
Steilstrecke  225
Steptest  237, 241, 323
Steuerader  53
steuerbares Horizontal-Spülbohrver-
fahren  209
Stichprobenprüfung  247
Stickstoff  82, 91, 112, 227, 361, 374 f
Störstelle  72 ff
Störungsgeschehen  333 ff
Störungsursache  252, 333
Stoßspannungsverfahren  301 ff
Strombelastbarkeit  36 ff, 84, 106 ff,
315, 382, 402
Stromimpuls-Verfahren  292 ff, 306
Stückprüfung  77, 240, 401
Stützrohr  131 f, 141
Stützsteg  121
Stützwendel  132, 141
Suchschlitz  201
Suchspule  280
Supraleitung  23, 111
T
Tageshöchstlast  414 ff
Tageslastspiel  37 f, 44, 414 f
tan 
siehe Diagnoseverfahren
Technische Güte- und Lieferbedingun-
gen (TGL) siehe Normen und
Normung
technische Spezifikation  245 ,387
Teilentladung  (TE)  19, 36, 47, 55,
64, 72, 77, 79 ff, 125, 141 ,254 ff,
314 ff, 323 ff, 375, 385, 397, 401
- TE-Diagnose
- TE-Messung
Tellur  48
Temperaturüberwachung  siehe Moni-
toring
thermische Stabilität  400
Thermoelaste  60
Thermoplaste  60
Tiefenlage   siehe Kabellegung und
Ortung
Tonfrequenzgenerator  282, 299 f,
310
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                                                                                                          489
Tonfrequenzverfahren  298, 301
Topfzeit  129
Tragorgan  222
Tragseil  223
Transport  siehe Kabeltransport
Trasse  siehe Kabeltrasse
Trassenwarnband  178, 197 f, 204
Trassierung  215, 249, 270
treeing  73, 255, 321, 324, 403 f
Trommel  siehe Spule
Typprüfung   siehe auch Prüfung
U
Überbeanspruchung (thermisch,
mechanisch)  229, 285
Überbohrkopf  214
Überbohrverfahren  214 f
Überdeckung  170 ff, 208 f, 225, 230,
399
Übergangsmuffe  118, 132 ff ,173,
403
Überlast  39 ff, 104, 147, 251, 313,
347, 413 ff
Überlastbarkeit  siehe Überlast
Überlastbetrieb  siehe Überlast
Überlastfaktoren  siehe Überlast
Überlastung  siehe Überlast
Überlastungsdauer  siehe Überlast
Übersichtsplan  100, 230, 233 f
Überspannung  29, 54 ,71
Überspannungsableiter  147, 251,
285, 313
Übertragungseigenschaft  156
Übertragungsfähigkeit   siehe
Strombelastbarkeit
Umgebungsbedingungen  36 ff, 249
Umgebungstemperatur  37 ff, 218
Umrechnungsfaktoren  siehe
Strombelastbarkeit
Umwelteinfluss  117, 137, 285
Umweltschutz  23, 117, 128, 140, 182,
203, 207, 243 ff, 259, 270 ff
Umweltverträglichkeit  206, 270
Umweltverträglichkeitsprüfung  siehe
Umweltschutz 
Underground Residential Distribution
Cable  siehe URD-Mittelspan-
nungskabel
Unfallverhütung  170, 260, 264, 428
Unfallverhütungsvorschriften (UVV)
siehe Unfallverhütung
unmagnetisch  48, 68, 90, 92, 114 f
Unterbrechungsdauer  333 f
Unterbrechungshäufigkeit  333 f
unverseilt  siehe Verseilung
URD-Mittelspannungskabel (under-
ground residential distribution
cable)  256
UV-Strahlung  117, 140
V
VDE-Bestimmungen  siehe Normen
und Normung
VDEW-Umfrage zu Schäden an VPE-
isolierten Mittelspannungskabeln
siehe Schadensstatistik
VDE-Zeichen  241, 392 ff
VDE-Zeichengenehmigung  siehe
VDE-Zeichen
VDN-Störungs- und Verfügbarkeits -
statistik  siehe Schadensstatistik
vented tree  74 ff
Verbindungsmuffe  99, 118, 128, 131,
133 ff, 173, 184, 339, 373 f
Verdichtung  52, 178 ff
Verdichtungsgrad siehe Verdichtung
Verfüllen (siehe auch Kabelgraben)
171, 178, 252  
Verfüllzone  170
Vergabe- und Vertragsordnung für
Bauleistungen  siehe VOB
Vergusstechnik  (siehe auch Garni-
turen)  117, 128 ff
Verkappung  188 
Verkehrsgrund  151, 160
Verkehrsraum  151, 164 f, 219, 251
Verkehrssicherung  164, 168 f
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490
Verkehrszeichenplan  165
Verluste  34 f, 54 ff, 81, 105, 112, 154,
179, 226, 273, 315, 352, 362 ff,
– dielektrisch  81, 92, 111
– frequenzabhängig  105, 333
– Stromwärmeverluste  71
– Mantel  226
– Wechselstrom(zusatz)verluste  154,
368
Verlustfaktor  19, 35, 54 f, 60, 71, 256,
314, 375, 397
Verlustfaktormessung 0,1 Hz   siehe
Diagnoseverfahren
Verlustwärme  105, 110
Verlustwinkel  35, 314
Vermessungspunkt  176, 230
vernetztes Polyethylen  siehe VPE
47, 60, 62
Vernetzung  58 ff
Verschlusskappe  184
Verseilung, verseilt, unverseilt  47, 51 f,
66, 82, 88, 90, 115, 154, 222 f
vertikale Anordnung   siehe Kabel -
anordnung
very low frequency   siehe Wech-
selspannung, VLF
Vibrationspflug  203, 205
Viskosität  57, 71, 272
VLF (very low frequency)  siehe
Wechselspannung
Vlies  48, 70, 86, 93, 96
VOB (Vergabe- und Vertragsordnung
für Bauleistungen)  166, 169
void  73
Vorinvestition  354 ff
Vorlast  413 ff
Vorlastfaktor  siehe Vorlast
Vorlaststrom  siehe Vorlast
Vorschriften  157, 163 ff, 215, 226 ff,
236, 248, 259 ff, 311, 343 ff, 379 ff,
427 ff
VPE (vernetztes Polyethylen)  siehe
vernetztes Polyethylen
Vulkanisationsmittel  63
W
Wanddicke  33, 54, 206, 227 f, 240,
247, 401 f
Wanddurchführung  198
Wanderwelle  255, 292
Wareneingangskontrolle  246 f
Wärmeabfuhr  42, 109, 158, 182, 218,
228
Wärmeausdehnungskoeffizient  120
Wärmedurchschlag  315
Wärmeleitfähigkeit  37, 107
Wärmewiderstand  37, 43, 108, 402
Warmschrumpftechnik  117, 131 ff
Warneinrichtung  198
Wasserbäumchen  21, 73
Wasserdampf-Diffusionskonstante  67
Wasserdampfdurchlässigkeit  403
Wasserhaushaltsgesetz  (WHG)  163,
271
Wasserlagerung  398
Wasserrecht  160, 271
water tree  21, 72 ff, 255 ff, 314 ff,
404 f
Wechselstromwiderstand, Wechsel-
stromwiderstandsbelag  52, 352
Wegenutzung  159
Weichlöten  120
Weichmacher  61, 63, 72, 398
Wickeltechnik  127, 250
Widerkehrspannung   siehe RVM
Wiederkehrspannungsmessung  siehe
RVM
Wiederholungsprüfung  241 ,262
Winde   siehe Ziehwinde
Wirtschaftlichkeitsbetrachtung  347
Wirtschaftlichkeitsrechnung  23, 273,
357 ff, 371
Witterungseinflüsse  141
Z
Zeichengenehmigung  77, 291, 393,
428
Zeichenprüfung  241
Zertifizierungsstelle 393
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                                                                                                          491
Ziehen der Kabel  siehe Kabelzug
Ziehgeschwindigkeit  193
Ziehkopf  195 ff ,209
Ziehstrumpf  195 ff
Ziehwinde  192 f
Zielgrube  209 ff
Zinsfaktor  348 f, 423 ff
Zinssatz  359 f, 423 ff
Zugfestigkeit  48 ff, 55, 64, 72
Zugkraft  193 ff, 250, 407
Zugöse  195 f
Zugprotokolle  196
Zugseil  194 ff
Zugspannung  196 f
Zustandsbeurteilung  325
Zuverlässigkeitsberechnung  333
Zuverlässigkeitskennwerte  333 f
Zwangskühlung  109 f
Zweikomponentensystem  128
Zweimetall-Verbindung  120
Zwei-Schichten-Modell  37
Zwickel  53, 66, 69 f, 89, 92, 113, 140,
397
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492
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19   Autorenverzeichnis 
Bach, Robert
Prof. Dr.-Ing. promovierte im Bereich Energiekabeltechnik, war anschließend
in verschiedenen Leitungsfunktionen in Energieversorgungsunternehmen
und auch als Vorstand bei verschiedenen Kabelherstellern tätig, bevor er an
die Fachhochschule Südwestfalen Fachgebiet Elektrotechnik und Hoch-
spannungstechnik wechselte.
E-Mail: robert.bach@me.com
Borsi, Hossein
Prof., Dr.-Ing. habil. Hossein Borsi - Institut für Elektrische Energiesysteme
- Fachgebiet Hochspannungstechnik und Asset Management; Leibniz Uni-
versität Hannover
E-Mail: borsi@ifsi.uni-hannover.de
Cichowski, Rolf Rüdiger
Dipl. – Ing. Dipl. – Wirtsch. – Ing. MBA 
Autor / Herausgeber 
Vier Jahrzehnte tätig in verschiedenen Funktionen (etwa 20 Jahre Ge-
schäftsführungen) in Energieversorgungsunternehmen und Telekommuni-
kationsunternehmen in West- und Ostdeutschland und Geschäftsführer
eines Dienstleisters für Strom, Daten, Gas und Wasser mit Sitz in Essen.
Mitglied mehrerer DKE – Komitees. Referent in Seminaren und Kongressen.
VDE. Autor und Herausgeber seit mehr als dreißig Jahren.  
E-Mail:  rolf@cichowski.de
Gockenbach, Ernst
Prof. Dr.-Ing.; Institut für Elektrische Energiesysteme - Fachgebiet Hoch-
spannungstechnik und Asset Management; Leibniz Universität Hannover
E-Mail: ernst.gockenbach@ifes.uni-hannover.de
Haimerl, Karl-Heinz
Dipl.-Ing.; Leiter Prozesse, Leistungsverzeichnisse im Geschäftsbereich
Netzdienste der Bayernwerk AG;
Mehrjährige Tätigkeit in den Bereichen Technische Richtlinien, Partner -
firmenmanagement und Qualitätssicherung; Leiter verschiedener techni-
scher Arbeitsgruppen bei E.ON SE;
Mitglied im VOB-Arbeitsausschuss ATV DIN 18322 Kabelleitungstiefbau -
arbeiten
Email: karlheinz.haimerl@bayernwerk.de 
 493
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Hecht, Ingo  
Techniker im Trassenmanagement der Stromnetz Hamburg GmbH, Schwer-
punkt Trassenplanung;
vorab langjährige Tätigkeit als Projektleiter für Kabelleitungstiefbauprojekte
in Hamburg
E- Mail: ingo.hecht@stromnetz-hamburg.de  
Kliesch, Mario 
Referent für Standardisierung (Technical Service) Qualität und Regelsetzung
der Sparte Strom, Westnetz GmbH, Dortmund, Führen von Expertennetz-
werken der innogy SE in der Spart Grid & Infrastructure, mehrjährige Tätig-
keit im Material- und Hochstromprüffeld der RWE Eurotest GmbH und als
technischer Produktmanager für Kabel und Garnituren bei RWE, heute Mit-
arbeiter der Westnetz GmbH, (Part of innogy) im o. g. Bereich; mehrjähriges
Mitglied in DKE VDE - Gremien, K 201, UK 411.1 und UK411.3, Leiter
AK411.3.4 und der europäischen Spiegelgremien für Kabel und Kabelgarni-
turen CENELEC TC 20 WG 9 und WG11, u. a. Referent beim Kabelseminar,
Leibniz Universität Hannover, EW Medien und Kongresse, sowie Fachbuch-
autor der Buchreihe Anlagentechnik für elektrische Verteilungsnetze, Stark-
stromkabelanlagen, 2. Auflage, langjähriges VDE-Mitglied 
E-Mail: mario.kliesch@westnetz.de
Merschel, Frank
Dr.-Ing., innogy SE, Essen, Neue Technologien
Dr.-Ing. Frank Merschel, VDE, war nach Studium der Energietechnik und
Promotion an der Universität Hannover in verschiedenen Aufgabenberei-
chen und Standorten der RWE tätig und koordiniert heute bei der innogy
F&E-Projekte im Bereich der Verteilnetze. Daneben bearbeitet er auf Grund
seiner in früheren Tätigkeiten gesammelten Erfahrungen Grundsatzfragen
im Zusammenhang mit Starkstromkabeln und ist stellvertretender Obmann
des DKE-Komitees K 411. Weiterhin ist er Lehrbeauftragter der Leibniz
 Universität Hannover und Leiter des dortigen Kabelseminars.
E-Mail: frank.merschel@innogy.com
Myland, Helmut 
Geschäftsführung
ZVEI-Zentralverband Elektrotechnik und Elektronikindustrie e.V., Fachver-
band Kabel und isolierte Drähte; davor 15 Jahre tätig in einem Kabelwerk
und mehr als 20 Jahre Referent im Fachverband Kabel und isolierte Drähte
zuständig für den Bereich Starkstromkabel; seit 2009 als Sekretär für die
Starkstromkabelkomitees TC  20 bei CENELEC und IEC Betreuung der
 Normungsvorgänge im internationalen Bereich.
E-Mail: myland@zvei.org
494
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Platz, Erik 
BEng (Maschinenbau mit Mechatronik), Industriemeister (FR Energietechnik
und FR Mess-, Steuer- und Regelungstechnik), Energie-Auditor (BAFA),
ausgebildeter Auditor (ISO 14001 und 27001); 
viele Jahre bei der Bewag in der Instandhaltung von Fernmelde-, Mittel- &
Nieder-, Hoch- und Höchst-spannungskabelanlagen und Freileitungen tätig,
heute Managementsystembeauftragter für Umwelt-, Energie- und Informa-
tionssicherheit sowie Abfall- und Gewässerschutzbeauftragter bei der Strom-
netz Berlin GmbH
E-Mail: erik.platz@stromnetz-berlin.de
Schubert, Stephan 
Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH, Bereich Prozessführung, Ab-
teilung Netzautomatisierung 
E-Mail: stephan.schubert@mitnetz-strom.de
Stengl, Werner 
Dipl.-Ing. FH, Sicherheitsingenieur, Leiter Technische Dienstleistungen der
Bayernwerk Netz GmbH, mehrjähriges Mitglied des DKE–Komitees K 411,
Mitglied im Deutschen Komitee CIRED, Referent beim Kabelseminar, Uni
Hannover
E-Mail: werner.stengl@bayernwerk.de
Strasse, Ulrich 
Dip. Ing. Ök. ; Leiter Region Mitte des Nieder- und Mittelspannungsnetzes
der Stromnetz Berlin GmbH, seit 40 Jahren tätig im praktischen Betrieb von
elektrischen Anlagen, von der Niederspannung bis zur Höchstspannung; seit
2001 Mitwirkung im DKE, konkret K224 und UK 214.3 und seit über 20 Jah-
ren Referent zu Themen des Betriebes von elektrischen Anlagen, u.a.
BDEW Akademie, BG ETEM, GridLab GmbH
E-Mail:  ulrich.strasse@stromnetz-berlin.de
 495
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496
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                                                                                                          497
                                                                                                                
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Das Kabelhandbuch ist seit Jahrzehnten in der Bran-
che der elektrischen Energieversorger als Standardwerk
bekannt. Es hat sich bewährt und wird von den Lesern
regelmäßig als Nachschlagewerk genutzt. Daher wurde
auch bei der vorliegenden Neuauflage die inhaltliche
Konzeption beibehalten, aber alle Kapitel sind überar -
beitet und auf den derzeitigen Stand der Technik, der
Gesetze und Normung gebracht worden.
Die Bauarten der Kabel und Garnituren einschließlich
der neuen Entwicklungen in der Hochtemperatur-Supra-
leiter-Technik werden vorgestellt. Weiter werden die 
wesentlichen Gesichtspunkt bei der Projektierung und
Bauabwicklung von Kabelanlagen – in herkömlicher als
auch in grabenloser Bauweise – beschrieben. Dabei
wurde das Thema Kabellegung in Kooperation mit der
Gütegemeinschaft Leitungstiefbau den gegenwärtigen
Gegebenheiten angepasst. Detailliert behandelt 
werden die im laufenden Betrieb erforderlichen Mess -
verfahren zur Kabeltrassensuche zur Kabelauslese 
und zur Kabelfehlerortung sowie der heutige Stand der
Kabeldiagnose. Die Ausführungen zur Qualitätssiche-
rung, zur Arbeitssicherheit und dem Umweltschutz, 
zur Wirtschaftlichkeitsberechnung, zur Störungs- und
Schadensstatistik, zur Instandhaltung und zur Normung
runden das Werk ab.
Mit der 9. Auflage des Kabelhandbuches liegt ein 
aktuelles Fachbuch vor, das als Nachschlagewerk, als
Planungshilfe und zur Aus- und Weiterbildung gleicher-
maßen Netzbetreibern, Tiefbauern, Montageunterneh-
men und Herstellern sowie Studierenden ein wichtiges
Hilfmittel sein wird.
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