Indikatoren für die Stromqualität in Stromnetzen

Gemäß GOST 13109-87 werden grundlegende und zusätzliche Leistungsqualitätsindikatoren unterschieden.

Zu den Hauptindikatoren für die Qualität von Elektrizität gehört die Bestimmung der Eigenschaften elektrischer Energie, die ihre Qualität charakterisieren:

1) Spannungsabweichung (δU, %);

2) der Spannungsänderungsbereich (δUT, %);

3) die Dosis der Spannungsschwankungen (ψ, %);

4) der Nicht-Sinus-Koeffizient der Spannungskurve (kNSU, %);

5) Koeffizient der n-ten Komponente der harmonischen Spannung ungerader (gerader) Ordnung (kU (n), %);

6) der Koeffizient der negativen Spannungsfolge (k2U, %);

7) Nullspannungsverhältnis (k0U, %);

8) die Dauer des Spannungsabfalls (ΔTpr, s);

9) Stoßspannung (Uimp, V, kV);

10) Frequenzabweichung (Δe, Hz).

Zusätzliche Netzqualitätsindikatoren, die Formen der Aufzeichnung der wichtigsten Netzqualitätsindikatoren darstellen und in anderen regulatorischen und technischen Dokumenten verwendet werden:

1) der Amplitudenmodulationskoeffizient von Spannungen (kMod);

2) der Ungleichgewichtskoeffizient zwischen den Phasenspannungen (kneb.m);

3) Unsymmetriefaktor der Phasenspannungen (kneb.f).

Beachten wir die zulässigen Werte der angegebenen Indikatoren für die Stromqualität, Ausdrücke für deren Definition und Umfang. Während 95 % der Tageszeit (22,8 Stunden) sollten die Stromqualitätsindikatoren die normal zulässigen Werte nicht überschreiten und zu jeder Zeit, auch im Notfallmodus, innerhalb der maximal zulässigen Werte liegen.

Die Kontrolle der Stromqualität an charakteristischen Punkten der Stromnetze erfolgt durch das Personal des Stromnetzunternehmens. In diesem Fall sollte die Dauer der Messung des Netzqualitätsindikators mindestens einen Tag betragen.

Spannungsabweichungen

Spannungsabweichungen sind einer der wichtigsten Indikatoren für die Netzqualität. Die Spannungsabweichung wird durch die Formel ermittelt

δUt = ((U(t) — Un) / Un) x 100 %

wobei U (t) der Effektivwert der Spannung der positiven Folge der Grundfrequenz oder einfach der Effektivwert der Spannung (mit einem nicht-sinusförmigen Faktor kleiner oder gleich 5 %) zum Zeitpunkt T, kV ist ; Nicht-Nennspannung, kV.

Die Menge Ut = 1/3 (UAB (1) + UPBC (1) + UAC (1)), wobei UAB (1),UPBC (1), UAC (1)-RMS-Werte der Phase-zu-Phase-Spannung bei der Grundfrequenz.

Aufgrund zeitlicher Belastungsänderungen, Änderungen des Spannungsniveaus und anderer Faktoren ändert sich die Größe des Spannungsabfalls in den Netzelementen und dementsprechend das Spannungsniveau UT.Als Ergebnis stellt sich heraus, dass die Spannungsabweichungen an verschiedenen Punkten des Netzes zum gleichen Zeitpunkt und zu einem Zeitpunkt zu unterschiedlichen Zeiten unterschiedlich sind.

Der normale Betrieb elektrischer Empfänger mit einer Spannung von bis zu 1 kV ist gewährleistet, sofern die Spannungsabweichungen an ihrem Eingang ± 5 % (Normalwert) und ± 10 % (Maximalwert) betragen. In Netzen mit einer Spannung von 6 – 20 kV wird eine maximale Spannungsabweichung von ± 10 % eingestellt.

Die von Glühlampen verbrauchte Leistung ist direkt proportional zur zugeführten Spannung mit der Potenz 1,58, die Lichtleistung der Lampen beträgt mit der Potenz 2,0, der Lichtstrom mit der Potenz 3,61 und die Lebensdauer der Lampe mit die Potenz von 13,57. Der Betrieb von Leuchtstofflampen hängt weniger von Spannungsabweichungen ab. Somit ändert sich ihre Lebensdauer um 4 % bei einer Spannungsabweichung von 1 %.

Die Verringerung der Beleuchtung an Arbeitsplätzen geht mit einer Abnahme der Spannung einher, was zu einer Verringerung der Produktivität der Arbeitnehmer und einer Verschlechterung ihres Sehvermögens führt. Bei großen Spannungsabfällen leuchten oder blinken Leuchtstofflampen nicht, was zu einer Verkürzung ihrer Lebensdauer führt. Mit steigender Spannung verkürzt sich die Lebensdauer von Glühlampen drastisch.

Die Drehzahl asynchroner Elektromotoren und damit ihr Betrieb sowie die aufgenommene Blindleistung hängen vom Spannungsniveau ab. Letzteres spiegelt sich in der Höhe der Spannungs- und Leistungsverluste in Netzabschnitten wider.

Der Spannungsabfall führt zu einer Verlängerung der Dauer des technologischen Prozesses in Elektrothermie- und Elektrolyseanlagen sowie zur Unmöglichkeit eines stabilen Empfangs von Fernsehsendungen in Versorgungsnetzen. Im zweiten Fall kommen sogenannte Spannungsstabilisatoren zum Einsatz, die selbst erhebliche Blindleistung verbrauchen und zu Leistungsverlusten im Stahl führen. Für ihre Herstellung wird knapper Transformatorenstahl verwendet.

Um die notwendige Spannung der Niederspannungsbusse aller TPs sicherzustellen, wurde im Lebensmittelzentrum die sogenannte Gegenstromregelung eingesetzt. Dabei wird im Maximallastmodus die maximal zulässige Spannung der Prozessorbusse und im Minimallastmodus die Mindestspannung aufrechterhalten.

In diesem Fall erfolgt die sogenannte lokale Regelung der Spannung jeder Trafostation, indem der Schalter der Verteiltransformatoren in die entsprechende Position gebracht wird. In Kombination mit zentraler (im Prozessor) und definierter lokaler Spannungsregelung kommen geregelte und ungeregelte Kondensatorbänke, auch lokale Spannungsregler genannt, zum Einsatz.

Spannung abbauen

Der Spannungshub ist die Differenz zwischen den Spitzen- oder Effektivspannungswerten vor und nach einer Spannungsänderung und wird durch die Formel bestimmt

δUt = ((Ui — Уi + 1) / √2Un) x 100 %

wo Ui und Ui + 1- die Werte der folgenden Extreme oder Extrema und der horizontale Teil der Hüllkurve der Amplitudenspannungswerte.

Spannungsschwankungsbereiche umfassen einzelne Spannungsänderungen jeglicher Art mit einer Wiederholungsrate von zweimal pro Minute (1/30 Hz) bis einmal pro Stunde, mit einer durchschnittlichen Spannungsänderungsrate von mehr als 0,1 % pro Sekunde (für Glühlampen) und 0,2 % pro Sekunde % pro Sekunde für andere Empfänger.

Schnelle Spannungsänderungen werden durch die Stoßbetriebsart der Motoren von metallurgischen Walzwerken von Traktionsanlagen der Eisenbahnen, Wiesenöfen zur Stahlproduktion, Schweißgeräten sowie durch häufige Anläufe leistungsstarker Asynchron-Elektromotoren mit Eichhörnchen verursacht Bei ihnen beträgt die Blindleistung einige Prozent der Kurzschlussleistung.

Die Anzahl der Spannungsänderungen pro Zeiteinheit, d.h. Die Häufigkeit der Spannungsänderungen wird durch die Formel F = m / T ermittelt, wobei m die Anzahl der Spannungsänderungen während der Zeit T und T die Gesamtzeit der Beobachtung des Spannungshubs ist.

Die Hauptanforderungen für Spannungsschwankungen ergeben sich aus Überlegungen zum Schutz der menschlichen Augen. Es wurde festgestellt, dass die höchste Empfindlichkeit des Auges gegenüber Lichtflimmern im Frequenzbereich von 8,7 Hz liegt. Daher darf die Spannungsänderung bei Glühlampen, die Arbeitsbeleuchtung mit erheblichen sichtbaren Spannungen liefern, nicht mehr als 0,3 %, bei Pumplampen im Alltag 0,4 % und bei Leuchtstofflampen und anderen elektrischen Empfängern 0,6 % betragen.

Die zulässigen Schwenkbereiche sind in Abb. dargestellt. 1.

Reis. 1. Zulässige Spannungsschwankungsbereiche: 1 – Arbeitsbeleuchtung mit Glühlampen mit hoher sichtbarer Spannung, 2 – Haushaltsglühlampen, 3 – Leuchtstofflampen

Region I entspricht dem Betrieb von Pumpen und Haushaltsgeräten, II – Kränen, Hebezeugen, III – Lichtbogenöfen, manuellem Widerstandsschweißen, IV – Betrieb von Kolbenkompressoren und automatischem Widerstandsschweißen.

Um die Reichweite von Spannungsänderungen im Beleuchtungsnetz zu reduzieren, werden die Stromversorgung der Empfänger des Beleuchtungsnetzes und der Stromlast durch verschiedene Leistungstransformatoren, die kapazitive Längskompensation des Stromnetzes sowie Synchronelektromotoren und künstliche Blindstromquellen getrennt Leistung (Reaktoren oder Kondensatorbänke, deren Strom über gesteuerte Ventile erzeugt wird, um die erforderliche Blindleistung zu erhalten).

Dosis von Spannungsschwankungen

Die Dosis der Spannungsschwankungen ist identisch mit der Bandbreite der Spannungsänderungen und wird in bestehende Stromnetze eingeleitet, sobald diese mit entsprechenden Geräten ausgestattet sind. Bei Verwendung des Indikators „Dosis von Spannungsschwankungen“ kann eine Beurteilung der Zulässigkeit des Spannungsänderungsbereichs nicht erfolgen, da die betrachteten Indikatoren austauschbar sind.

Die Dosis von Spannungsschwankungen ist auch ein integrales Merkmal von Spannungsschwankungen, die über einen bestimmten Zeitraum hinweg durch blinkendes Licht im Frequenzbereich von 0,5 bis 0,25 Hz zu Reizungen bei einer Person führen.

Der maximal zulässige Wert der Dosis durch Spannungsschwankungen (ψ, (%)2) im Stromnetz, an das die Beleuchtungsanlagen angeschlossen sind, sollte Folgendes nicht überschreiten: 0,018 – bei Glühlampen in Räumen, in denen eine erhebliche visuelle Spannung erforderlich ist; 0,034 – mit Glühlampen in allen anderen Räumen; 0,079 – mit Leuchtstofflampen.

Nichtsinusförmiger Faktor des Spannungsverlaufs

Beim Arbeiten in einem Netzwerk aus leistungsstarken Gleichrichter- und Umrichteranlagen sowie Lichtbogenöfen und Schweißanlagen, also nichtlinearen Elementen, kommt es zu Verzerrungen der Strom- und Spannungskurven. Nichtsinusförmige Strom- und Spannungsverläufe sind harmonische Schwingungen unterschiedlicher Frequenz (die Industriefrequenz ist die niedrigste Harmonische, alle anderen relativ dazu sind höhere Harmonische).

Höhere Harmonische im Stromversorgungssystem verursachen zusätzliche Energieverluste, verkürzen die Lebensdauer von Cosinus-Kondensatorbatterien, Elektromotoren und Transformatoren, führen zu Schwierigkeiten beim Aufbau von Relaisschutz und Signalisierung sowie beim Betrieb von thyristorgesteuerten Elektroantrieben usw . .

Der Gehalt an höheren Harmonischen im Stromnetz wird durch den nichtsinusförmigen Koeffizienten der Spannungskurve kNSU charakterisiert, der durch den Ausdruck bestimmt wird

wobei N die Ordnung der letzten der betrachteten harmonischen Komponenten ist, Uí – Effektivwert der n-ten (í = 2, ... Н) Komponente der harmonischen Spannung, kV.

Normale und maximal zulässige Werte kNSU sollten Folgendes nicht überschreiten: in einem Stromnetz mit einer Spannung von bis zu 1 kV – 5 und 10 %, in einem Stromnetz 6 – 20 kV – 4 und 8 %, in einem Stromnetz 35 kV — 3 und 6 %, im Stromnetz 110 kV und darüber 2 und 4 %.

Um höhere Harmonische zu reduzieren, werden Leistungsfilter verwendet, bei denen es sich um eine Reihenschaltung aus induktivem und kapazitivem Widerstand handelt, die auf Resonanz bei einer bestimmten Harmonischen abgestimmt ist. Um Oberschwingungen bei niedrigen Frequenzen zu eliminieren, werden Umrichteranlagen mit vielen Phasen eingesetzt.

Koeffizient n-te Komponente der harmonischen Spannung ungerader (gerader) Ordnung

Koeffizient nDiese harmonische Komponente der Spannung ungerader (gerader) Ordnung ist das Verhältnis des Effektivwerts der n-ten Harmonischenkomponente der Spannung zum Effektivwert der Spannung der Grundfrequenz, d.h. kU (n) = (Un/Un) x 100 %

Durch den Wert des Koeffizienten kU(n) wird das Spektrum durch n-x harmonische Komponenten bestimmt, für deren Unterdrückung die entsprechenden Leistungsfilter ausgelegt werden müssen.

Normale und maximal zulässige Werte sollten Folgendes nicht überschreiten: in einem Stromnetz mit einer Spannung bis zu 1 kV – 3 und 6 %, in einem Stromnetz 6 – 20 kV 2,5 und 5 %, in einem Stromnetz 35 kV – 2 und 4 %, in einem Stromnetz 110 kV und darüber 1 und 2 %.

Spannungsungleichgewicht

Das Spannungsungleichgewicht entsteht durch die Belastung einphasiger elektrischer Empfänger. Da Verteilungsnetze mit Spannungen über 1 kV mit einem isolierten oder kompensierten Neutralleiter arbeiten, dann Spannungsasymmetrie aufgrund des Auftretens einer Gegensystemspannung. Asymmetrie äußert sich in Form von Ungleichheit Leitungs- und Phasenspannung und ein negativer Folgefaktor ist gekennzeichnet durch:

k2U = (U2(1)/ Un) x 100 %,

Dabei ist U2(1) der Effektivwert der Gegensystemspannung bei der Grundfrequenz des dreiphasigen Spannungssystems, kV. Der U-Wert2(1) kann durch Messung von drei Spannungen bei der Grundfrequenz, d. h. UA(1), UB (1), UB (1)... Dann

wo yA, yB und y° C – Phasenleitfähigkeit A, B und ° C Empfänger.

In Netzen mit Spannungen über 1 kV kommt es hauptsächlich durch einphasige elektrothermische Anlagen (indirekte Lichtbogenöfen, Widerstandsöfen, Öfen mit Induktionskanälen, Elektroschlackeschmelzanlagen usw.) zu Spannungsasymmetrien.

Führt das Vorhandensein einer Gegensystemspannung zu einer zusätzlichen Erwärmung der Erregerwicklungen von Synchrongeneratoren und einer Zunahme ihrer Vibrationen, einer zusätzlichen Erwärmung von Elektromotoren und einer starken Verringerung der Lebensdauer ihrer Isolierung, einer Verringerung der erzeugten Blindleistung? durch Leistungskondensatoren, zusätzliche Erwärmung von Leitungen und Transformatoren? Erhöhung der Anzahl falscher Alarme des Relaisschutzes usw.

An den Anschlüssen eines symmetrischen elektrischen Empfängers beträgt das normalerweise zulässige Unsymmetrieverhältnis 2 % und das maximal zulässige Verhältnis 4 %.

Der Einfluss der Unsymmetrie wird erheblich reduziert, wenn einphasige Stromverbraucher über separate Transformatoren versorgt werden, sowie wenn gesteuerte und ungesteuerte Symmetriervorrichtungen verwendet werden, die den von einphasigen Verbrauchern verbrauchten Gegensystem-Ersatzstrom kompensieren.

In Vierleiternetzen mit einer Spannung von bis zu 1 kV geht ein Ungleichgewicht, das durch mit den Phasenspannungen verbundene einphasige Empfänger verursacht wird, mit einem Stromdurchgang im Neutralleiter und damit dem Auftreten einer Nullspannung einher .

Nullspannungsfaktor k0U = (U0(1)/Un.f.) x 100 %,

wobei U0 (1) – effektiver Wert der Nullspannung der Grundfrequenz, kV; Un.f. — Nennwert der Phasenspannung, kV.

Die Größe U0(1) wird durch Messung der drei Phasenspannungen bei der Grundfrequenz, d. h.

wobei tiA, vB, c° C, yO – Leitfähigkeit der Phasen A, B, C des Empfängers und Leitfähigkeit des Neutralleiters; UA(1), UB (1), UVB (1) – Effektivwerte der Phasenspannungen.

Zulässiger Wert U0(1), begrenzt durch Spannungstoleranzanforderungen, die durch einen Nullsystemfaktor von 2 % als Normalpegel und 4 % des Maximalpegels erfüllt werden.

Die Reduzierung des Wertes kann durch eine rationelle Verteilung einer einphasigen Last auf die Phasen sowie durch eine Vergrößerung des Querschnitts des Neutralleiters auf den Querschnitt der Phasendrähte und den Einsatz von Transformatoren in einem Verteilungsnetz erreicht werden mit einer Stern-Zick-Zack-Verbindungsgruppe.

Spannungseinbruch und Intensität der Spannungseinbrüche

Spannungseinbruch – Dabei handelt es sich um einen plötzlichen erheblichen Spannungsabfall an einem Punkt des Stromnetzes, gefolgt von einer Wiederherstellung der Spannung auf das Ausgangsniveau oder in dessen Nähe nach einem Zeitintervall von mehreren Perioden bis zu mehreren zehn Sekunden.

Die Dauer des Spannungsabfalls ΔTpr ist das Zeitintervall zwischen dem anfänglichen Zeitpunkt des Spannungsabfalls und dem Zeitpunkt der Wiederherstellung der Spannung auf den ursprünglichen Wert oder nahe daran (Abb. 2), d. h. ΔTpr = Tvos – Trano

Reis. 2. Dauer und Tiefe des Spannungsabfalls

Das bedeutet, dass ΔTpr zwischen mehreren Perioden und mehreren zehn Sekunden variiert. Der Spannungsabfall wird durch die Intensität und Tiefe des Einbruchs δUpr charakterisiert, der die Differenz zwischen dem Nennwert der Spannung und dem minimalen Effektivwert der Spannung Umin während des Spannungsabfalls darstellt und als Prozentsatz des Nennwerts ausgedrückt wird die Spannung oder in absoluten Einheiten.

Die Größe δUpr wird wie folgt bestimmt:

δUpr = ((Un — Umin)/ Un) x 100 % oder δUpr = Un — Umin

Die Intensität des Spannungseinbruchs m* stellt die Häufigkeit des Auftretens von Spannungseinbrüchen einer bestimmten Tiefe und Dauer im Netzwerk dar, d. h. m* = (m (δUpr, ΔTNC)/М) NS 100 %, wobei m (δUpr, ΔTNS) – Anzahl der Spannungsabfälle, Tiefe δUpr und Dauer ΔTNS während T; M – die Gesamtzahl der Spannungsabfälle während T.

Einige Arten elektrischer Geräte (Computer, Leistungselektronik), daher müssen Stromversorgungsprojekte für solche Empfänger Maßnahmen vorsehen, um die Dauer, Intensität und Tiefe von Spannungseinbrüchen zu reduzieren. GOST gibt keine zulässigen Werte für die Dauer von Spannungsabfällen an.

Impulsspannung

Ein Spannungsstoß ist eine plötzliche Spannungsänderung, gefolgt von einer Wiederherstellung der Spannung auf ihr normales Niveau über einen Zeitraum von einigen Mikrosekunden bis 10 Millisekunden. Sie stellt den maximalen Momentanwert der Stoßspannung Uimp dar (Abb. 3).

Reis. 3. Impulsspannung

Die Impulsspannung wird durch die Impulsamplitude U 'imp charakterisiert, die die Differenz zwischen dem Spannungsimpuls und dem Momentanwert der Spannung der Grundfrequenz darstellt, die dem Zeitpunkt des Impulsbeginns entspricht. Impulsdauer Timp – das Zeitintervall zwischen dem Anfangszeitpunkt des Spannungsimpulses und dem Moment der Wiederherstellung des Momentanwerts der Spannung auf den Normalwert. Die Breite des Impulses kann mit Timp0,5 auf der Ebene von 0,5 seiner Amplitude berechnet werden (siehe Abb. 3).

Die Stoßspannung wird in relativen Einheiten durch die Formel ΔUimp = Uimp / (√2Un) bestimmt.

Empfindlich gegenüber Spannungsimpulsen sind auch elektrische Empfänger wie Computer, Leistungselektronik usw. Durch Schaltvorgänge im Stromnetz entstehen Stoßspannungen. Beim Entwurf spezifischer Stromversorgungskonstruktionen sollten Maßnahmen zur Reduzierung der Stoßspannung in Betracht gezogen werden. GOST legt die zulässigen Werte der Stoßspannung nicht fest.

Frequenzabweichung

Frequenzänderungen sind auf Änderungen der Gesamtlast und der Eigenschaften der Turbinendrehzahlregler zurückzuführen. Große Frequenzabweichungen entstehen durch langsame, regelmäßige Lastwechsel bei unzureichender Wirkleistungsreserve.

Die Spannungsfrequenz ist im Gegensatz zu anderen Phänomenen, die die Qualität der Elektrizität verschlechtern, ein systemweiter Parameter: Alle an ein System angeschlossenen Generatoren erzeugen Strom mit einer Spannung mit derselben Frequenz – 50 Hz.

Nach dem ersten Kirchhoffschen Gesetz besteht immer ein striktes Gleichgewicht zwischen der Stromerzeugung und der Stromproduktion. Daher führt jede Änderung der Leistung der Last zu einer Änderung der Frequenz, was zu einer Änderung der Wirkleistungserzeugung der Generatoren führt, für die die „Turbinen-Generator“-Blöcke mit Vorrichtungen ausgestattet sind, die eine Regulierung des Durchflusses ermöglichen des Energieträgers in der Turbine abhängig von Frequenzänderungen im elektrischen System.

Bei einer gewissen Lasterhöhung stellt sich heraus, dass die Leistung der „Turbinen-Generator“-Blöcke erschöpft ist. Steigt die Belastung weiter, pendelt sich das Gleichgewicht bei einer niedrigeren Frequenz ein – es kommt zu einer Frequenzdrift. In diesem Fall handelt es sich um ein Defizit an Wirkleistung zur Aufrechterhaltung der Nennfrequenz.

Die Frequenzabweichung Δf vom Nennwert en wird durch die Formel Δf = f — fn bestimmt, wobei es sich um den aktuellen Wert der Frequenz im System handelt.

Frequenzänderungen über 0,2 Hz haben erhebliche Auswirkungen auf die technischen und wirtschaftlichen Eigenschaften elektrischer Empfänger, daher beträgt der normal zulässige Wert der Frequenzabweichung ± 0,2 Hz und der maximal zulässige Wert der Frequenzabweichung ± 0,4 Hz. Im Notbetrieb ist eine Frequenzabweichung von +0,5 Hz bis – 1 Hz für nicht mehr als 90 Stunden pro Jahr zulässig.

Eine Abweichung der Frequenz vom Nennwert führt zu einem Anstieg der Energieverluste im Netz sowie zu einer Verringerung der Produktivität der technologischen Ausrüstung.

Spannungsamplitudenmodulationsfaktor und Unsymmetriefaktor zwischen Phase und Phasenspannungen

Amplitudenmodulationsspannung charakterisiert Spannungsschwankungen und ist gleich dem Verhältnis der halben Differenz der größten und kleinsten Amplitude der modulierten Spannung, gemessen für ein bestimmtes Zeitintervall, zum Nenn- oder Basiswert der Spannung, d.h.

kmod = (Unb — Unm) / (2√2Un),

wobei Unb und Unm die größte bzw. kleinste Amplitude der modulierten Spannung sind.

Der Ungleichgewichtsfaktor zwischen den Phasenspannungenne.mf charakterisiert das Ungleichgewicht der Phase-Phase-Spannung und ist gleich dem Verhältnis des Schwingungsunterschieds des Phasen-Phase-Spannungsungleichgewichts zum Nennwert der Spannung:

kne.mf = ((Unb – Unm) /Un) x 100 %

wobei Unb und Unm der höchste und niedrigste Effektivwert der dreiphasigen Phasenspannungen sind.

Der Phasenspannungsungleichgewichtsfaktor kneb.f charakterisiert die Phasenspannungsungleichheit und ist gleich dem Verhältnis des Hubs der Phasenspannungsungleichheit zum Nennwert der Phasenspannung:

kneb.ph = ((Unb.f — Unm.f) /Un.f) x 100 %,

wobei Unb und Unm der höchste und niedrigste Effektivwert der drei Phasenspannungen sind, Un.f der Nennwert der Phasenspannung.

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