Energieeinsparungen in elektrischen Verteilungssystemen

Lernziele:

Ingenieure und Gebäudeeigentümer konzentrieren sich häufig auf Amortisationszeiten und Kapitalrendite als wirtschaftliche Entscheidungsschwellen für Energieeffizienzinvestitionen. Bei diesen Energieeffizienzverbesserungen geht es in der Regel um energieeffiziente Beleuchtung (z. B. LEDs), den Einsatz von Frequenzumrichtern (VFDs) oder den Einsatz von Premium-Motoren der National Electrical Manufacturers Association (NEMA). Es gibt jedoch andere Parameter, die bei Investitionsentscheidungen für Gebäudesysteme, insbesondere elektrische Verteilungssysteme, genauer und effektiver sind.

Die mit der Energieeffizienz verbundenen Vorschriften und Standards legen die Mindestanforderungen an die Energieeffizienz fest, die für die Planung neuer Gebäude und die Renovierung bestehender Gebäude erforderlich sind. Die Vorschriften sind jedoch auf die Effizienz mechanischer und lichttechnischer Systeme ausgerichtet. In diesen Codes werden nicht viele Informationen zur Festlegung von Energieeffizienzmaßnahmen für die Gestaltung der Stromverteilungssysteme bereitgestellt, sondern nur die Systeme, die die Stromverteilungssysteme versorgen. Diese Codes und Standards umfassen Folgendes:

Die Einführung von Energiekodizes und die in den einzelnen Bundesstaaten verwendeten Energiekodizes sind sehr unterschiedlich.

ASHRAE 90.1 enthält ein Kapitel über Macht (Kapitel 8). Obwohl die Norm die Anforderung enthält, dass Transformatoren den Energy Policy Act (EPAct) von 2005 erfüllen müssen, werden andere Aspekte des Stromverteilungssystems nicht erörtert.

Die Norm legt außerdem fest, dass der Spannungsabfall 2 % für Einspeisungen und 3 % für Abzweigstromkreise nicht überschreiten darf (Kapitel 8.4.1). Obwohl ASHRAE 90.1 nicht strenger ist als NFPA 70: Empfehlungen zum Spannungsabfall des National Electrical Code (NEC), die im Abschnitt „Fine Point Notes (FPNs)“ in Artikel 210.19 dargelegt sind, legt ASHRAE 90.1 den Spannungsabfall als Voraussetzung für die Erfüllung der Norm fest. Ein NEC FPN empfiehlt einen maximalen Spannungsabfall von 5 %, wobei die Einspeisungen 3 % nicht überschreiten dürfen; Da es sich um einen FPN handelt, handelt es sich nicht um eine Codeanforderung. Beim Entwurf eines energieeffizienten Stromverteilungssystems ist es jedoch wichtig, den Spannungsabfall zu berücksichtigen. Ein Spannungsabfall kann aufgrund von Unterspannungsbedingungen bei induktiven Lasten zu Überhitzung und einer kürzeren Lebensdauer der Geräte führen. Die überschüssige Wärme erfordert zusätzliche HVAC-Anforderungen für die Kühlung von Räumen. Darüber hinaus führt ein Spannungsabfall zu einer Ineffizienz der Beleuchtungslasten, da es zu Verlusten in den Kabeln kommt und nicht die volle Leistung an die Leuchten abgegeben wird. Die Vergrößerung der Kabelgröße ermöglicht eine höhere Lichtausbeute, ohne dass zusätzlicher Strom von der Quelle benötigt wird.

Der Rest von Kapitel 8 befasst sich mit Vorlagen (Werkszeichnungen) und Kontrollen für Behälter. Der Rest der Norm betrifft vor allem maschinelle Ausrüstung und bauliche Maßnahmen zur Erreichung der Energieeffizienz. Es werden jedoch einige Aspekte des Elektrodesigns behandelt, darunter Beleuchtung (Kapitel 9) und Motoren (Kapitel 10). In diesem Artikel geht es nicht um Beleuchtung oder Motoren, außer im Hinblick auf VFDs.

Die automatische Steuerung von Behältern war in ASHRAE 90.1-2010 enthalten und war ein Streitpunkt in der Norm. Obwohl die automatische Steckdosensteuerung eine zusätzliche Energieeffizienz beim Einstecken von Lasten bietet, was bei gewerblichen und privaten Anwendungen bisher ein schwieriges Element zur Reduzierung des Energieverbrauchs war, erfordert sie auch die Aufklärung der Eigentümer über die richtige Anwendung und die Vorteile.

Ähnlich wie ASHRAE 90.1 beziehen sich die im IECC beschriebenen Energieeffizienzmaßnahmen hauptsächlich auf Gebäudemaßnahmen und mechanische Ausrüstung. Im Code werden Beleuchtungsanforderungen für Leistungsdichte und Steuerungen erörtert (Kapitel 4), aber im Gegensatz zu ASHRAE werden darin keine Mindestanforderungen für die Energieeffizienz von Stromverteilungssystemen festgelegt. Der Massachusetts Stretch Energy Code basiert beispielsweise auf dem IECC von 2009. Um die Anforderungen zu erfüllen, muss der Planer jedoch die grundlegenden IECC-Standards für gewerbliche (mittlere oder große) Gebäude oder für schrittweise Verbesserungen um 20 % übertreffen Die grundlegenden IECC-Standards für (mittlere) Gebäude werden durch die Wahl von zwei der drei im Code verfügbaren Optionen erreicht, darunter die Verbesserung der HVAC-Effizienz, die Stromerzeugung vor Ort oder eine weitere Reduzierung der Beleuchtungsleistungsdichte.

Da sie strenger sind als die IECC, ist die Verwendung von ASHRAE 90.1 oder einem Stretch-Energy-Code als Entwurfsgrundlage ein guter Ausgangspunkt für jedes Projekt und sollte als Standardpraxis für Ingenieurbüros betrachtet werden.

Kupfer versus Aluminium

Kupfer und Aluminium sind die am häufigsten verwendeten Materialien für Leiter, Busse in Verteilungsgeräten und Wicklungen in Transformatoren. Es gibt ein weit verbreitetes Missverständnis, dass Kupferverteilungsanlagen energieeffizienter seien als Aluminium, weil Kupfer leitfähiger sei als Aluminium. Das ist nicht der Fall. Es sind weitere Faktoren zu berücksichtigen, darunter Leitergröße, Gerätegröße, Kosten und Gewicht der Geräte und Leiter.

Abhängig von der für die Leiter oder den Bus verwendeten Aluminiumlegierung beträgt die Leitfähigkeit von Aluminium etwa 56 bis 61 % der von Kupfer. Obwohl der Unterschied in der Leitfähigkeit erheblich ist, hat dies keinen wesentlichen Einfluss auf die Gesamteffizienz der Verteilungsausrüstung, da die Schalttafeln, Schalttafeln und Transformatoren unabhängig vom verwendeten Material immer noch die NEMA- und UL-Standards für Temperaturanstiege erfüllen müssen , was die Effizienz der Ausrüstung beeinträchtigen würde.

Auch wenn die Leiter größer sind, wird die Effizienz der Kabel nicht beeinträchtigt. Die Vergrößerung der Leiter erfordert abhängig von der Nennleistung der Leiter größere Leitungen und möglicherweise zusätzliche Zuleitungen. Wenn beispielsweise gemäß Tabelle 310.16 des NEC 380 Ampere erforderlich sind, ist ein 500-MCM-Kabel erforderlich, der entsprechende Aluminiumleiter ist ein 750-MCM-Kabel. Dies entspricht einer Vergrößerung der Querschnittsfläche der Leiter um 50 %.

Die Materialkosten hängen vom Markt ab. Typischerweise sind jedoch bei der Verwendung von Aluminium folgende Kosteneinsparungen zu verzeichnen: 30 % bis 50 % für Trockentransformatoren, 20 % für Umspannwerk-Trockentransformatoren, 25 % für flüssigkeitsgefüllte Transformatoren auf Unterlage, 1.000 US-Dollar pro vertikalem Abschnitt für eine 1.000-Ampere-Schalttafel und 1.500 US-Dollar pro vertikalem Abschnitt für 3.000/4.000-Ampere-Schalttafeln.

Darüber hinaus ist bei Aluminiumkabeln der Spannungsabfall ein größerer Faktor, der berücksichtigt werden muss, da es weniger leitfähig ist. Im Durchschnitt reduziert der entsprechende Aluminiumleiter die Länge, die ein Kabel verlegen kann, um etwa 40 %, um dennoch den von der ASHRAE empfohlenen Spannungsabfall von 3 % zu erreichen.

Obwohl die Anzahl der Busse oder Wicklungen innerhalb des Geräts zunimmt, kommt es bei der Verwendung von Aluminium im Vergleich zu Kupfer in der Regel nicht zu einer signifikanten Vergrößerung der Gesamtgröße des Gerätegehäuses, wenn überhaupt. Bei großen Geräten, wie z. B. ölgefüllten Transformatoren und Schalttafeln/Schaltanlagen, die auf der Unterlage montiert sind, kann es je nach Stromstärke oder kVA-Nennleistung des Geräts zu einem Anstieg kommen. Bei Schalttafeln und Trockentransformatoren ist jedoch bei der Wahl zwischen diesen Materialien keine Vergrößerung der Gehäusegröße erforderlich.

Der bedeutendere Unterschied ist die Gewichtsreduzierung, obwohl die Busse/Wicklungen der Ausrüstung größer geworden sind. Beispielsweise ist eine 1.000-Ampere-Sammelschiene bei Aluminium etwa 22 % größer; der Kupferbus wird etwa 50 % schwerer sein. Dies wird mit steigenden Busbewertungen dramatisch zunehmen. Beispielsweise beträgt bei einer 4.000-Ampere-Sammelschiene die Größenzunahme von Aluminium gegenüber Kupfer etwa 27 %; die Gewichtszunahme beträgt ca. 73 %.

Obwohl die Verwendung von Kupfer im Vergleich zu Aluminium keinen signifikanten Energieeffizienzvorteil bietet, sollte das für die Projektanwendung ausgewählte Material immer während des Entwurfs bewertet werden.

Wie oben erwähnt, bestehen die größten Unterschiede zwischen den Metallen im Gewicht und den Kosten der Materialien, obwohl bei der Auswahl eines stromführenden Materials viele andere Faktoren berücksichtigt werden sollten, darunter auch die Umwelt. Hersteller verfügen über nützliche Informationen sowie zahlreiche Whitepapers zu diesem Thema, die für zusätzliche Informationen eingesehen werden können. Obwohl der Wirkungsgradunterschied zwischen Kupfer- und Aluminiumtransformatoren nicht wesentlich über 15 kVA liegt, gibt es genügend Unterschiede, die den Einsatz von Kupfer erfordern, wenn Energieeffizienz das Hauptziel des Projekts ist. Wenn man jedoch die Kosten berücksichtigt, überwiegen die anfänglichen Kosteneinsparungen für Aluminium oft den Verlust an Energieeffizienz.

Elektrische Lasten ausgleichen

Eine der kostenlosen Maßnahmen zur Etablierung der Energieeffizienz im Verteilernetzdesign ist der Ausgleich der einphasigen Lasten auf dreiphasigen Verteilernetzen. Wenn die Lasten nicht richtig auf die 3-Phasen-Busse verteilt sind, führt dies zu ungleichem Strom und unsymmetrischer Spannung an der Last (unsymmetrische Verzerrung). Auch wenn dies keine Vorschrift ist, sollte der Konstrukteur bei seinem Entwurf stets den Lastausgleich berücksichtigen. Als gute technische Praxis sollte die unausgeglichene Last so ausgelegt sein, dass sie 2 % Unwucht nicht überschreitet. Die unsymmetrische Verzerrung führt zu Leistungsverlust, Spannungsabfallproblemen und Überhitzung von Induktionsmotoren und Transformatoren.

Diese Energieeffizienzmaßnahme ist für den Eigentümer auch eine kostenlose Maßnahme, wenn sie während der Planung und des Baus durchgeführt wird, und erfordert keine zusätzlichen Kapitalkosten, um die Energieeffizienz im Entwurf zu verbessern. Auch wenn die Konstruktion ausgewogen sein kann, sollte der Elektroinstallateur beim Bau auch darauf achten, die Lasten auszugleichen.

Auch wenn bei der Konstruktion darauf geachtet wird, ausgeglichene Lasten zu erreichen, sollte beachtet werden, dass sich die Unsymmetrie im elektrischen System ändert, wenn die Lasten ein- und ausgeschaltet werden. Daher sollte bei der Planung so weit wie möglich berücksichtigt werden, dass der Betrieb der Gebäudesysteme während des tatsächlichen Betriebs des Gebäudes schwankt. Daher sollte die Messung immer in die Gestaltung der Verteilungsausrüstung einbezogen werden, um Trends im Stromverteilungssystem aufzuzeichnen und Probleme zu identifizieren.

Ebenso kann die Hinzufügung von Zählern in einem bestehenden Stromverteilungssystem zur Überwachung von Trends dazu beitragen, die Energieeffizienz dieser Gebäude zu verbessern. Identifizieren von Bereichen mit unausgeglichenen Lasten und Erstellen eines Wartungsplans zur Neuzuweisung elektrischer Lasten, um eine Phasenunsymmetrie von maximal 2 % zu erreichen. Als Teil dieses Prozesses sollte auch das Lastmanagement (Lastabwurf) berücksichtigt werden, da die Verlagerung elektrischer Lasten kostspielig sein kann und möglicherweise den normalen Anlagenbetrieb stört.

Transformer

Darüber hinaus führen unsymmetrische einphasige Lasten zu Oberschwingungen im elektrischen System.

Ab dem 1. Januar 2016 hat das Energieministerium (DOE) strengere Vorschriften für Verteilungstransformatoren erlassen. Dieser Auftrag dient dazu, höhere Mindestwirkungsgrade der Transformatoren festzulegen, die zuvor zur Erfüllung der Effizienzstandards NEMA TP-1 erforderlich waren, wodurch Transformatoren, die zuvor als NEMA Premium bezeichnet wurden, im Wesentlichen zu den Standardwirkungsgraden für 3-Phasen-Transformatoren werden. Es ist zu beachten, dass die Wirkungsgrade im DOE-Mandat von 2016 dem NEMA TP-1-Standard für einphasige Transformatoren entsprechen. Das DOE-Mandat von 2016 dient jedoch dazu, den Hersteller von dreiphasigen NEMA TP-1-konformen Transformatoren nach dem 1. Januar zu eliminieren, da der neue DOE-Standard vorschreibt, dass neue, für die USA hergestellte Transformatoren die Standards von 2016 erfüllen müssen.

Vor dem 31. Dezember 2015 hergestellte Transformatoren werden jedoch von einigen Herstellern weiterhin zum Kauf angeboten. Dies ist ein Grund, die Wirkungsgrade und Kostenvergleiche zwischen TP-1- und NEMA-Premium-Effizienztransformatoren zu diskutieren, die jetzt den Mindeststandard darstellen. Es ist jedoch zu beachten, dass einige Hersteller zum Ende des dritten Quartals 2015 keine Bestellungen für Transformatoren mehr entgegennahmen, die nicht den DOE-Standards von 2016 entsprachen.

Es ist außerdem zu beachten, dass alle Transformatoren die Anforderungen für hocheffiziente Transformatoren gemäß ASHRAE 90.1 Tabelle 8.1 erfüllen. Allerdings erfüllen nicht alle Transformatoren die oben erwähnten Anforderungen des neuen DOE 2016-Transformatoreffizienzmandats. Das DOE-Mandat 2016 gilt für die folgenden Transformatoren:

Das DOE-Mandat 2016 gilt nicht für die folgenden Transformatoren:

Hitzeverlust

Wärme ist das Nebenprodukt der Ineffizienz elektrischer Systeme. Je effizienter der Transformator ist, desto weniger Wärme wird normalerweise vom Transformator abgegeben. Daher sind Transformatoren mit geringerem Temperaturanstieg tendenziell effizienter. Allzweck-Trockentransformatoren für die Verteilung innerhalb von Gebäuden gibt es in drei Standardtemperaturbereichen: 80 °C (176 °F), 115 °C (239 °F) und 150 °C (302 °F).

Die Kosten für den Stromverlust durch Wärme können während der Lebensdauer des Transformators erheblich sein. In diesen Kosten sind die Kosten für die zusätzliche Klimatisierung und Belüftung nicht berücksichtigt, die erforderlich sind, um den Wärmeverlust im Raum auszugleichen, der ebenfalls erheblich sein kann.

Im Laufe der Lebensdauer des Transformators rechtfertigen die Kosten des durch Wärme verlorenen Stroms die zusätzlichen Kosten, die mit dem Kauf eines Transformators mit geringerem Temperaturanstieg verbunden sind, wenn man zwischen 150 °C (302 °F) und 115 °C (176 °F) wählt. Temperaturerhöhungstransformatoren. Der Kostenanstieg zwischen den Temperaturanstiegstransformatoren auf 115 °C (239 °F) und 150 °C (302 °F) führt jedoch nicht immer zu einer Kapitalrendite. Wenn daher die Anschaffungskosten ein Faktor bei der Wahl des Transformators sind, bietet der 239 °F-Temperaturanstiegstransformator die beste Kombination aus Energieeffizienz und Kosteneinsparungen.

Für die Zwecke der folgenden Diskussion über hocheffiziente (NEMA TP-1) und NEMA Premium-Effizienztransformatoren (DOE 2016 und Candidate Standard Level-3) liegt der Schwerpunkt auf dem Temperaturanstieg von 115 °C (239 °F). Trockentransformatoren, da diese die beste Kombination aus Energieeffizienz und Kosteneinsparungen bieten.

Obwohl die Hersteller Wirkungsgrade bei 25 %, 50 %, 75 % und 100 % Volllast angeben, basieren die Transformatoreffizienzstandards NEMA TP-1 und 2016 des DOE auf einer Studie des DOE, die ergab, dass Transformatoren typischerweise mit 32 % belastet werden. Daher müssen die Effizienzstandards bei einer Auslastung des Transformators von 35 % eingehalten werden, sodass die Transformatoren effizienter sind, wenn sie nicht unter Volllast betrieben werden.

Das vom DOE ins Leben gerufene Premium Efficient Transformer Program zur Festlegung höherer Mindestwirkungsgrade für Transformatoren wird als Candidate Standard Level oder CSL bezeichnet. Der Begriff CSL wird vom DOE im Bewertungsprozess von Transformatoren verwendet und umfasst fünf Stufen. Level 1 (CSL-1) ist der äquivalente Wirkungsgrad von NEMA TP-1-Transformatoren. Darüber hinaus unterteilt die Norm höhere Wirkungsgrade in drei Kategorien: Einphasentransformatoren (DL6), Dreiphasentransformatoren von 15 bis 150 kVA (DL7) und Dreiphasentransformatoren von 225 bis 1.000 kVA (DL8).

Von den NEMA-Premium-Effizienztransformatoren entspricht der am häufigsten von großen Herstellern erhältliche Transformator der Norm CSL-3. Transformatoren müssen einen um mindestens 0,6 % höheren Wirkungsgrad als der TP-1-Standard haben. Obwohl die CSL-3-Wirkungsgrade den Großteil des DOE-Mandats von 2016 nicht erfüllen, liegen die CSL-3-Wirkungsgrade nahe am Mandat und können immer noch gekauft werden, obwohl es immer schwieriger wird, sie zu kaufen, da sie nicht mehr hergestellt werden können.

Darüber hinaus übertrafen viele Hersteller, die CSL-3 erfüllten, häufig die Mindesteffizienzanforderung von 0,6 %. Allerdings waren Transformatoren oberhalb dieses Niveaus bis zum DOE-Mandat von 2016 nicht allgemein verfügbar. Mit zunehmender Größe der Transformatoren führt die Energieeffizienz der CSL-3- und 2016 DOE-Transformatoren zu erheblichen jährlichen Kosteneinsparungen, die die höheren Anschaffungskosten gegenüber den günstigeren TP-1-Transformatoren rechtfertigen.

Am Beispiel des 75-kVA-Transformators mit einer Belastung von 50 % ergibt sich wiederum eine jährliche Kosteneinsparung von 256,23 $ bzw. 337,37 $, was 6.405,75 $ bzw. 8.434,25 $ über die 25- bis 30-jährige Lebensdauer der Transformatoren entspricht . Darüber hinaus sollten Ingenieure die höheren Kosten für Kühlung und Belüftung berücksichtigen, um den zusätzlichen Wärmeverlust auszugleichen. Der Kostenaufschlag für den 75-kVA-Transformator CSL-3 gegenüber dem TP-1-Transformator beträgt etwa 3.000 US-Dollar, womit sich der Eigentümer innerhalb von 10 Jahren für die Anfangsinvestition amortisieren würde. Die DOE-Transformatoren 2016 erhöhen außerdem die Anschaffungskosten des Transformators gegenüber den effizienten NEMA Premium-Transformatoren um etwa 10 %; die jährliche Kostenersparnis beträgt 20 bis 25 %.

Da sich die Effizienzstandards geändert haben, müssen die Spezifikationen der Transformatoren an das DOE-Mandat von 2016 angepasst werden. Transformatoren, die die DOE-Wirkungsgrade von 2007 erfüllen, werden weiterhin zum Kauf angeboten, es ist jedoch nicht bekannt, wie lange. Daher sollten NEMA-Premium-Effizienztransformatoren, die das DOE-Mandat von 2016 erfüllen, als Standardentwurfsansatz für alle Energieeffizienzdesigns verwendet werden und dienen größtenteils dazu, die Anforderungen des DOE-Mandats von 2016 zu erfüllen.

Allerdings werden die NEMA TP-1 CSL-Transformatoren nur mit linearen Lasten getestet und berücksichtigen keine harmonische Verzerrung, die auch eine Ursache für Energieeffizienzverluste in Stromverteilungssystemen ist.

VFDs versus Motorstarter

Der Einbau von VFDs in Motoren ist eine der am häufigsten verwendeten Methoden zur Erzielung von Energieeffizienz im Stromverteilungssystem, da Sie mit dem VFD die Leistungsaufnahme des Motors anpassen können. Diese Fähigkeit ist in vielen Anwendungen nützlich, insbesondere in HVAC-Systemen, die es dem Eigentümer ermöglichen, die Kühlung oder Belüftung eines Raums oder Bereichs auf unterschiedlicher Basis an die tatsächlichen Anforderungen des Raums anzupassen.

VFDs haben in der Regel einen Wirkungsgrad von 95 % bis 98 %, abhängig von der Art des bereitgestellten VFD (6- oder 18-Puls, Active Front-End, Low Harmonic usw.), während Quer- und Softstarter (reduziert) einen Wirkungsgrad von 95 % bis 98 % haben -Spannungshalbleiter) haben einen Wirkungsgrad von 99,5 % bis 99,9 %. Halbleiterstarter mit reduzierter Spannung verwenden Halbleiterbauelemente, um die Klemmenspannung von Motoren vorübergehend zu reduzieren, wodurch der Einschaltstrom reduziert und das Wellendrehmoment begrenzt wird, um die Motoren schrittweise zu starten. Softstarter und Querstarter sind in der Regel kostengünstiger und benötigen weniger Platz als VFDs, wobei Querstarter am günstigsten sind und den kleinsten Platzbedarf erfordern. Daher sorgt ein Sanftanlasser bei Anwendungen, bei denen nicht beabsichtigt ist, die Drehzahl des Motors anzupassen, bei Volllast oder bei einem Off-Control-Schema, für einen höheren Grad an Energieeffizienz im System. Es sollte auch beachtet werden, dass VFDs am energieeffizientesten sind, wenn sie bei 50 % bis 100 % der Volllast betrieben werden. Daher ist es wichtig, den Motor richtig zu dimensionieren, um die maximale Energieeffizienz zu erreichen.

Bei der Entscheidung, ob Querstarter oder Sanftstarter zu wählen sind, spielt die Energieeffizienz in der Regel nicht nur eine Rolle. Dies ist ein Faktor zur Begrenzung des Einschaltstroms, um die Kosten in der elektrischen Infrastruktur einschließlich der Kabelgröße und der Größe des Leistungsschalters zu senken.

Frequenzumrichter sind auch eine Quelle von Oberschwingungen im Stromverteilungssystem. Bei der Verwendung von Frequenzumrichtern sollten Oberschwingungen berücksichtigt werden.

Harmonische Abschwächung

Oberschwingungen sind Ströme oder Spannungen mit Frequenzen, die ein Vielfaches der Grundfrequenz des Netzes (60 Hz) betragen und Verzerrungen im Stromverteilungssystem verursachen. Oberwellen werden durch nichtlineare Lasten erzeugt, zu denen unter anderem Schaltnetzteile (SMPS), VFDs, Kopierer, Computer, Drucker, Batterieladegeräte, medizinische Diagnosegeräte und unterbrechungsfreie Stromversorgungen (USVs) gehören. Der Grund dafür ist, dass elektronische Geräte zum Betrieb Gleichspannung benötigen und um den Wechselstrom, der das Gebäude versorgt, in Gleichstrom für die elektronischen Geräte umzuwandeln, sind Gleichrichter und Kondensatoren erforderlich. Während der Umwandlung werden Kondensatoren geladen und entladen, wodurch der Strom in Impulsen und mit einer nicht kontinuierlichen Rate entnommen wird. Die nicht kontinuierliche Stromentnahme führt zu Verzerrungen im elektrischen System (harmonische Verzerrung). Harmonische Ströme verringern die Effizienz des elektrischen Systems, indem sie die Überhitzung elektrischer Geräte erhöhen und damit den Bedarf an Klimaanlagen erhöhen.

Es ist ein weit verbreitetes Missverständnis, dass Transformatoren mit K-Bewertung dazu beitragen, harmonische Verzerrungen zu verringern. Tatsächlich sind die Transformatoren jedoch überdimensioniert, um der zusätzlichen Wärme standzuhalten, die durch die Oberschwingungen entsteht. Dies bedeutet, dass der Transformator weniger effizient ist, da er eine höhere Wattleistung benötigt, um die gleiche elektrische Last mit Strom zu versorgen.

Oberschwingungsmindernde Transformatoren (HMTs) unterdrücken die Auswirkungen der Übertragung von Oberschwingungen von den Sekundärwicklungen des Transformators auf die Primärwicklungen des Transformators, um zu verhindern, dass die Oberschwingungen in den Rest des Stromverteilungssystems, einschließlich des Stromversorgungssystems, gelangen. Dies wird durch die Zickzack-Wicklungskonfiguration der HMTs erreicht. Weitere Informationen zum Aufbau der Transformatoren, zur richtigen Auswahl der Phasenverschiebung und zu ihrer Funktionsweise finden Sie auf der Website des Herstellers.

Darüber hinaus erfüllen HMT-Transformatoren die Effizienzwerte von NEMA TP-1-Transformatoren. Die HMT-Transformatoren werden mit nichtlinearen Lasten mit 100 % harmonischer Verzerrung getestet, während die TP-1-Transformatoren nur mit linearen Lasten getestet werden, um die Effizienzwerte der Norm zu erreichen. Daher sollten HMTs zur Verbesserung der Effizienz im elektrischen System eingesetzt werden, wenn nichtlineare Lasten verwendet werden. Wenn jedoch nur lineare Lasten von einem Transformator gespeist werden, ist die Energieeffizienz des Transformators im Wesentlichen gleich und die mit einem HMT verbundenen zusätzlichen Kosten rechtfertigen den Kauf nicht.

Es ist zu beachten, dass HMTs am effektivsten sind, wenn mehrere (zwei oder mehr) identische Lasten von den Transformatoren gespeist werden. Wenn mehrere einzigartige Lasten aus dem System gespeist werden, die nicht einfach angepasst werden können, sollten andere Formen der Oberschwingungsminderung in Betracht gezogen werden, darunter Oberschwingungsfilter (aktiv und passiv) und Netzdrosseln.

Cameron Bellao ist der leitende Elektroprojektingenieur bei Fitzemeyer & Tocci Associates Inc. Er verfügt über etwa 10 Jahre Erfahrung in der Elektrotechnik, einschließlich energieeffizienter Designs, die verschiedene Energievorschriften und -standards erfüllen.

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