NR 2/2010 ISSN 2082-4149 ROK 1 (2)atol.am.gdynia.pl › ~tomera › publikacje › e-pismo-2-2010.pdfnp. 10 lat. Zaleca się jednak przeprowadzać sprawdzanie przy zmianie użytkownika

ISS

N 2

082-

4149

R

OK

1 (2

)N

R 2

/201

0

2

AUTOMATYKA - ELEKTRYKA - ZAKŁÓCENIA | 1/2010

www.elektro-innowacje.pl

2 STRONA OKŁADKI CZEKA W KAŻDEJ CHWILINA WASZĄ REKLAMĘ

3



Szanowni Czytelnicy!

Przekazujemy Wam kolejny numer e-pisma, pełniącego swoistą rolę

książki naukowo-technicznej, umieszczonej jednak nie na półce, lecz na

serwerze, do którego dostęp jest w dzisiejszej dobie tak łatwy i powszechny.

Ponieważ nasze pismo w obecnej formie spotkało się z dużym

zainteresowaniem naukowców i praktyków, w publikowanych artykułach

w dalszym ciągu będziemy poruszać bieżące problemy, nurtujące

środowisko elektryków i automatyków, a także prezentować nowe

dziedziny wiedzy, takie jak inteligentne sieci elektroenergetyczne czy

komputerowe (smart grid).

Będziemy też informowali o wszelkich źródłach energii, gdyż to właśnie

my, elektrycy, potrafimy przetworzyć je na prąd elektryczny, tak niezbędny

do życia we współczesnym świecie.

Zapraszamy więc do współpracy naukowców i praktyków, chcących

na łamach pisma podzielić się swoim doświadczeniem z naszymi

Czytelnikami.

Proponujemy zarazem, aby Polski Komitet Normalizacyjny przygotowywał

nowe normy z taką starannością, z jaką uczynił to dr inż. Edward Musiał

w swoim artykule zamieszczonym w niniejszym numerze.

Zachęcamy również do zadawania pytań oraz przesyłania nowych,

inspirujących propozycji (nasz adres: [email protected]).

Zbigniew Kwiatkowski

OD REDAKCJI

Wydawca: INFOTECH, 80-809 Gdańsk, ul. Łużycka 17/5Tel./fax: 58 625 16 01e-mail: [email protected]

Zespół Redakcyjny: Zbigniew Kwiatkowski - Redaktor naczelnyStanisław Przybek, Andrzej Skiba

Korekta: Joanna Szłapczyńska

Skład i łamanie tekstu: Zespół wydawcy

Rada Naukowa:dr inż. Edward Musiał - Przewodniczącydr hab. inż. Zbigniew Hanzelka, dr hab. inż. Andrzej Sowadr inż. Henryk Boryńprof. dr hab. inż. Zbigniew Krzemińskiprof. dr hab. inż. Ryszard Gessing prof. dr hab. inż. Leszek Czarneckiprof. dr hab. inż. Jacek Malkoprof. dr hab. inż. Kazimierz Jakubiukdr hab. inż. Stanisław Czappdr inż. Stanisław Wojtasdr inż. Zdzisław Kusto

Recenzenci:prof. dr hab. inż. Jerzy Hryńczukdr hab. inż. Zbigniew Hanzelkadr inż. Henryk Boryńdr inż. Andrzej Skibadr inż. Tadeusz Piotrowskidr inż. Edward Musiał dr inż. Krzysztof Nowickiprof. dr hab. inż. Kazimierz Jakubiuk

NASI PARTNERZY

Zostańcie Państwo naszym partnerem. Tutaj umieścimy logo Waszej firmy.

Wszelkie prawa zastrzeżone © INFOTECHRozpowszechnianie artykułów zamieszczonych w e-pismie AUTOMATYKA, ELEKTRYKA, ZAKłÓCENIA jest możliwe tylko za zgodą Wydawcy pisma.

inForMacje Dla aUtorÓwUwaga! Poniższe dane są orientacyjne. Zespół redakcyjny składa tekst stosownie

do wolnego miejsca na stronie.

1. Teksty należy pisać programie Word, czcionką Times New Roman (11)

na powierzchni o wymiarach 180x255 mm.

2. Wzory oraz indeksy należy pisać czcionką Times New Roman

3. Rysunki i zdjęcia prosimy dodatkowo dostarczyć w odrębnym pliku.

4. Rysunki najlepiej wykonać w postaci wektorowej - CorelDraw v11 (cdr)

lub Adobe Illustrator (AI)

5. Pozostałe informacje, jak pisać teksty techniczne znajdują się

w artykule prof. Krystyna Pawluka na stronie www.elektr.polsl.pl/elektryka/jakpisac.pdf

oD reDakcji

4



SPIS TREŚCI 2/2010 (listopad)

TEORIE MOCY

71 MOCE I KOMPENSACJA W OBWODACH Z ODKSZTAŁCONYMI ORAZ NIESYMETRYCZNYMI PRZEBIEGAMI PRĄDU I NAPIĘCIA. Część 2. Składowe fizyczne ... - prof. dr hab. inż. Leszek S. CZARNECKI

AUTOMATYKA

FASCYNUJĄCE WŁASNOŚCI UKŁADÓW Z REGULATORAMI WYNIKAJĄCYMI Z PODSTAWOWEJ ZASADY STEROWANIA - prof. dr hab. inż. Ryszard GESSING

80

STUDIUM PRZYPADKU

PRZYPADEK UDERZENIA PIORUNA W SAMOCHÓD OSOBOWYdr inż. Henryk BORYŃ

94

POWTÓRKA Z TEORII

REGULATOR PIDdr inż. Mirosław TOMERA

89

spis treści

6 „POMIARY OCHRONNE” W URZĄDZENIACH NISKIEGO NAPIĘCIA. PRZEGLĄD TREŚCI ORAZ BŁĘDÓW TŁUMACZENIA NORMY PN-HD 60364-6:2008 - dr inż. Edward MUSIAŁ

OCHRONA PRZECIWPORAŻENIOWA

OCHRONA PRZECIWPRZEPIĘCIOWA I ODGROMOWA

26 ZABEZPIECZANIE UKŁADÓW POMIARU ENERGII. WYMAGANIA DLA OCHRONY PRZED PRZEPIĘCIAMI LICZNIKÓW ZASILANYCH Z PRZEKŁADNIKÓW NAPIĘCIOWYCH - dr hab. inż. Andrzej W. SOWA

34 ROLA PARAMETRÓW TECHNICZNYCH SYSTEMU OCHRONY ODGROMOWEJ BUDYNKU W EKSPLOATACJI UKŁADÓW AUTOMATYKI PRZEMYSŁOWEJ - dr inż. Henryk BORYŃ, Stanisław WOJTAS

MECHANIZM ODDZIAŁYWANIA URZĄDZEń ENERGOELEKTRONICZNYCH NA UKŁADY AUTOMATYKI PRZEMYSŁOWEJ - dr inż. Józef CZUCHA

46

JAKOŚĆ ENERGII

ZAPADY NAPIĘCIA I KRÓTKIE PRZERWY W ZASILANIUdr hab. inż. Zbigniew HANZELKA

55

spis treści

5



TU BĘDZIE SKUTECZNA REKLAMA WASZEJ FIRMY

6



© „poMiarY ocHronne” w UrZĄDZeniacH niSkieGo napiĘcia. prZeGlĄD treŚci oraZ BŁĘDÓw tŁUMacZenia norMY – edward MUSiaŁ


„POMIARY OCHRONNE” W URZĄDZENIACH NISKIEGO NAPIĘCIA. PRZEGLĄD TREŚCI ORAZ BŁĘDÓW TŁUMACZENIA NORMY

PN-HD 60364-6:2008 dr inż. edward MUSiaŁ

Ustanowiona w grudniu 2008 roku norma PN-HD 60364-6:2008 [5] „Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Część 6: Sprawdzanie”

jest tłumaczeniem na język niby-polski wydanej rok wcześniej anglojęzycznej wersji PN-HD 60364-6:2007 (oryg.) [4]. Porównanie obydwu

dokumentów pozwala każdemu zainteresowanemu odkryć niezliczone błędy merytoryczne tłumaczenia i nieudolną polszczyznę.

Pozwala też zrozumieć głębię stwierdzenia, iż „przekład to szukanie nie słów, lecz sensów”. Trzy wcześniejsze wersje normy [1, 2, 3]

dotyczyły tylko sprawdzania odbiorczego, nowa edycja zaś dotyczy również sprawdzania okresowego i wprowadza wiele innych zmian.

Rozszerzono zakres sprawdzania odbiorczego, uwydatniono znaczenie oględzin, zaakceptowano pomiar impedancji pętli metodą

cęgową i zmodyfikowano niektóre wymagania.

1. SPRAWDZANIE ODBIORCZE I SPRAWDZANIE OKRESOWE

Ustanawiając w roku 1986 pierwszy dokument 61 (IEC 364-6-61:1986) dotyczący sprawdzania odbiorczego IEC zamierzała wkrótce wydać arkusz komplementarny 62 dotyczący sprawdzania okresowego i prace w tym kierunku trwały do roku 2001 włącznie. Zrezygnowano z dwóch powodów. Jedno i drugie sprawdzanie ma podobny zakres i tę samą metodykę, co podważa sens ustanawiania dwóch osobnych równorzędnych dokumentów normalizacyjnych, a ponadto nie udało się uzgodnić w skali międzynarodowej częstości przeprowadzania sprawdzania okresowego, na co bardzo liczono. Wszczęto zatem prace nad arkuszem 6 „Sprawdzanie”, obejmującym zarówno sprawdzanie odbiorcze, jak i okresowe.

Sprawdzanie stanu technicznego instalacji elektrycznych jest wymagane po zakończeniu budowy, przebudowy (rozbudowy, modernizacji) bądź remontu instalacji jako sprawdzanie odbiorcze oraz w określonych odstępach czasu w trakcie jej eksploatacji jako sprawdzanie okresowe. Metodyka jednego i drugiego sprawdzania jest niemal jednakowa, ale zakres sprawdzania odbiorczego jest nieporównanie szerszy, bo – w porównaniu z okresowym – obejmuje dodatkowo:

• sprawdzanie poprawności dokumentacji technicznej stanowiącej podstawę budowy, przebudowy bądź remontu, • sprawdzanie protokołów oględzin i badań, które można przeprowadzić tylko podczas budowy obiektu bądź instalowania

urządzeń, np. przy odbiorach robót zanikających (trasy przewodowe i kablowe, ekranowanie, uziomy, w tym uziomy fundamentowe).

Osobie dokonującej sprawdzania odbiorczego należy udostępnić informacje wymienione w Rozdziale 514.5 Części 5-51 normy i inne informacje niezbędne do wykonania tego sprawdzania (61.1.2). Chodzi o kompletne schematy i plany instalacji oraz zestawienia przedstawiające jej układ całościowy i następujące dane poszczególnych obwodów:

• obciążenie szczytowe, • liczba i przekrój przewodów oraz sposób ich ułożenia, • długość obwodu, • umiejscowienie łączników izolacyjnych i roboczych, • umiejscowienie, rodzaj, typ oraz nastawienie zabezpieczeń nadprądowych i innych, jeśli występują, • prąd zwarciowy początkowy oraz prąd zwarciowy wyłączalny zabezpieczeń nadprądowych (wyłączników i bezpieczników).

Właściciel bądź zarządca instalacji powinien aktualizować tę dokumentację, zwłaszcza po każdej przebudowie i rozbudowie oraz każdej zmianie warunków zasilania.

Protokół sprawdzania odbiorczego powinien zawierać (61.4): • schematy i plany instalacji z opisem pozwalającym zidentyfikować każdy obwód, jego wyposażenie (zwłaszcza

zabezpieczenia) i jego umiejscowienie w budynku lub w terenie, • szczegółowy opis wyników oględzin, prób i pomiarów, • usterki i braki wymagające usunięcia przed przekazaniem obiektu do użytkowania, • zalecenia odnośnie do terminu pierwszego sprawdzania okresowego, • podpisy osób uprawnionych do dokonywania sprawdzeń i oceny ich wyników.

Od RedakcjiPrzygotowując artykuł dr inż. Edward Musiał porównywał polską wersję tekstu normy z jej oryginalnymi tekstami, angielskim i francuskim, nieskażonymi błędami nieudolnego tłumaczenia. Dzięki temu artykuł cytuje oraz komentuje autentyczne zapisy oryginału normy i kończy się erratą do tekstu polskiego.

7





Osoby odpowiedzialne za bezpieczeństwo, budowę i sprawdzenie instalacji powinny przedstawić inwestorowi – wraz z protokołami badań częściowych i badań odbiorczych – protokół określający zakres odpowiedzialności każdej z nich (61.4.4).Z kolei sprawdzanie okresowe należy rozpocząć od zapoznania się z protokołem poprzedniego sprawdzania (odbiorczego bądź okresowego). Jeżeli taki protokół nie jest dostępny, to mogą być konieczne dodatkowe badania (62.1.1 oraz 62.1.2), związane z dodatkowymi kosztami. Sprawdzanie okresowe wykonuje się bez demontażu bądź z częściowym demontażem urządzeń. Jeżeli szczegółowe przepisy nie stanowią inaczej, to akceptuje się zasadę ochrony zastanej (62.1.2, UWAGA 1), czyli wystarcza sprawdzenie zgodności z przepisami i normami z okresu projektowania i budowy obiektu.

Protokół sprawdzania okresowego powinien zawierać (62.1.4, 62.3): • schematy i plany instalacji z opisem pozwalającym zidentyfikować każdy obwód, jego wyposażenie (zwłaszcza

zabezpieczenia) i jego umiejscowienie w budynku lub w terenie, • szczegółowy opis wyników oględzin, prób i pomiarów, • ewentualne ograniczenia zakresu sprawdzania w stosunku do wymagań normy i ich przyczyny, • usterki i braki wymagające usunięcia z podkreśleniem usterek wymagających usunięcia przed najbliższym uruchomieniem

określonych urządzeń, • zalecenia modernizacji instalacji w celu doprowadzenia do zgodności z aktualnymi normami i przepisami, jeżeli

przemawiają za tym ważne argumenty, • zalecenia odnośnie do terminu kolejnego sprawdzania okresowego, • podpisy osób uprawnionych do dokonywania sprawdzeń i oceny ich wyników.

Częstość sprawdzania okresowego powinna być ustalana (62.2) z uwzględnieniem rodzaju instalacji, jej narażeń środo-wiskowych oraz trybu użytkowania, w tym częstości i jakości zabiegów konserwacyjnych; wymagana częstość jest zwykle określona w przepisach krajowych.

Dla budownictwa mieszkaniowego można dopuścić dość długi okres czasu między kolejnymi sprawdzeniami okresowymi, np. 10 lat. Zaleca się jednak przeprowadzać sprawdzanie przy zmianie użytkownika lokalu, aby kolejny lokator nie był narażony na skutki ewentualnych niefachowych napraw i przeróbek dokonanych przez poprzednika.

Poza budownictwem mieszkaniowym okres czasu między kolejnymi sprawdzeniami okresowymi może wynosić 4 lata, natomiast powinien być krótszy w następujących przypadkach:

a) obiekty o zwiększonym zagrożeniu porażeniem, pożarem lub wybuchem,b) miejsca, w których występują instalacje zarówno niskiego, jak i wysokiego napięcia,c) tereny budowy,d) instalacje bezpieczeństwa,e) obiekty gromadzące publiczność (widowiskowe, gastronomiczne, handlowe, usługowe, komunikacyjne, edukacyjne, sportowe).

Ta ostatnia pozycja brzmi w tekście angielskim communal facilities, co przetłumaczono jako obiekty komunalne i będą się polscy elektrycy dziwić, dlaczego szczególnie często należy sprawdzać instalacje elektryczne wysypisk śmieci, oczyszczalni ścieków i cmentarzy. Wątpliwości interpretacyjne wyjaśnia wersja francuska tekstu: établissements recevant du public. Chodzi o obiekty gromadzące publiczność (niem. bauliche Anlagen für Menschenansammlungen), zaliczane w polskich przepisach do wysokiej kategorii zagrożenia ludzi ZL.

Cytowane wyżej postanowienia tekstu oryginalnego normy odnośnie do zakresu i częstości sprawdzania stanu technicznego instalacji elektrycznych nie kolidują z przepisami polskiego prawa budowlanego.

Norma wyjaśnia, że sprawdzenia okresowe mogą być zastąpione nadzorem ciągłym przez wykwalifikowany personel albo monitoringiem ciągłym dokonywanym przez aparaturę. To nowe strategie prowadzenia eksploatacji urządzeń elektrycznych w przestrzeniach zagrożonych wybuchem, wprowadzone i rozwinięte w Niemczech, a następnie w USA, wdrażane dla zmniejszenia kosztów i zwiększenia bezpieczeństwa. Nadzór ciągły pozwala wyeliminować kontrole okresowe oraz sprawozdawczość z nimi związaną. Powinien odbywać się według zasad sformułowanych w ustępie 4.5 normy [8].

2. OGLĘDZINY, PRÓBY I POMIARY

Oględziny są kontrolą instalacji elektrycznej dokonywaną za pomocą wszelkich zmysłów (6.3.2), bez użycia aparatury, w szczególności bez próbników i mierników. Oględziny wykonuje się przed próbami (za pomocą próbników, żargonowo nazywanymi testerami) i pomiarami (za pomocą mierników).

Oględziny przy sprawdzaniu odbiorczym powinny odpowiedzieć na pytanie, czy poszczególne składniki instalacji zostały

8





poprawnie dobrane w projekcie, a następnie – prawidłowo zainstalowane w czasie budowy instalacji, zgodnie z wymaganiami właściwych przepisów, norm oraz wytycznych producenta (C.61.2.2). Norma wylicza w 61.2.3 i w C.61.2.3 liczne szczegółowe aspekty wymagające sprawdzenia w ramach oględzin, w tym sprawdzenie doboru przekroju przewodów i ich zabezpieczeń nadprądowych, a więc szczegółów związanych z ogólnymi zasadami bezpieczeństwa i niezawodności. Oględziny obejmują również ocenę prawidłowości zastosowanych środków ochrony przeciwporażeniowej, poprawności oznaczeń przewodów i ich połączeń, obecności połączeń ochronnych i wyrównawczych oraz doboru przekroju ich przewodów, dostępności i poprawności rozmieszczenia elementów napędowych i sterowniczych, obecności napisów bądź kodowanych symboli i barw informacyjnych oraz ostrzegawczych. Obejmują również sprawdzenie poprawności zastosowanych w instalacji środków ochrony przeciwpożarowej, w tym budowlanych środków ochrony mających na celu zapobieganie rozprzestrzenianiu się płomienia (C.61.2.3 b).

Nowa norma przykłada ogromną wagę do rzetelnego przeprowadzania oględzin, czynności dotychczas w Polsce lekceważonych. Niestety, Załącznik G, zawierający długą listę szczegółowych czynności (strony 29÷34 normy) jakie należy przeprowadzać w ramach oględzin, jest najsłabszą częścią normy. Oględziny tego formularza mogą zdenerwować najbardziej wyrozumiałych elektryków: błędy tłumaczenia zmieniające sens oryginału, zdeformowana polska terminologia techniczna, pokraczna polszczyzna (patrz załączona Errata). W oryginale powtarzają się w różnych miejscach te same zwroty i uwagi, ale po polsku brzmią one różnie w różnych miejscach; widać tłumacze mieli za krótką pamięć. Już w oryginale są niejasności, spotyka się terminy spoza słownika IEV, czasem określenia żargonowe; niekiedy wymienia się, jaki element instalacji należy sprawdzić nie precyzując, na jaki aspekt doboru bądź montażu albo jego stanu należy zwrócić uwagę.

W 61.3.1 norma wymienia dziesięć prób oraz pomiarów, które należy przeprowadzić i zaleca je wykonać w podanej kolejności, chyba że, któraś z pozycji nie dotyczy instalacji poddawanej sprawdzaniu. Jeżeli wynik którejkolwiek próby (pomiaru) jest negatywny, to tę próbę i każdą próbę poprzedzającą, na wynik której wykryte uszkodzenie mogło wpłynąć, należy powtórzyć po usunięciu przyczyny uszkodzenia.

W referacie zostaną pominięte te sprawdzenia, których sposób wykonywania albo kryteria oceny wyników nie zostały w normie zmienione i w dotychczasowej praktyce jej stosowania nie budzą wątpliwości.

3. POMIAR REZYSTANCJI IZOLACJI INSTALACJI ELEKTRYCZNEJ

Nowa edycja normy [4, 5] podwoiła najmniejszą dopuszczalną wartość rezystancji izolacji w instalacjach o napięciu znamionowym nieprzekraczającym 500 V, w tym w obwodach o napięciu znamionowym bardzo niskim (ELV). Aktualne wymagania przedstawiono w tabl. 1.

Norma [4, 5] już na początku rozdziału 61.3.3 określa, że „Rezystancję izolacji należy zmierzyć między przewodami czynnymi a przewodem ochronnym, przyłączonym do układu uziemiającego. Do tego pomiaru przewody czynne można połączyć razem.” (61.3.3, 1. akapit). To poważna zmiana w porównaniu ze wszystkimi poprzednimi wydaniami normy. Pierwsze edycje normy [1, 2] wymagały pomiaru rezystancji izolacji między każdą parą przewodów czynnych oraz między każdym przewodem czynnym a ziemią. Norma z roku 2000 [2] dodawała wyjaśnienie, iż „W praktyce pomiar ten można wykonać tylko w czasie montażu instalacji przed przyłączeniem odbiorników”. Obecną procedurę „zwarte przewody czynne - ziemia” nakazywała jedynie w obwodach z urządzeniami elektronicznymi. Dokument HD z roku 2003, przyjęty w Polsce w roku 2006 [3], wymagał pomiaru rezystancji izolacji między każdym przewodem czynnym z osobna a przewodem ochronnym lub ziemią.

Tablica 1. Najmniejsza dopuszczalna wartość rezystancji izolacji instalacji (Tablica 6.A w normach [4, 5])

Napięcie znamionowe obwoduV

Wymagane napięcie pomiarowe d.c.V

Wymagana rezystancja izolacjiMΩ

SELV, PELV 250 0,5

Nie większe niż 500 V, w tym FELV 500 1,0

Większe niż 500 V 1000 1,0

Dotychczasowe wymaganie pomiaru rezystancji izolacji między każdą parą przewodów czynnych oraz między każdym przewo-dem czynnym a ziemią na ogół nie było respektowane, bo wymagało przesadnego nakładu pracy w stosunku do oczekiwanych efektów. Uciążliwe było odłączanie odbiorników oraz odłączanie przewodu neutralnego pozbawionego łączników i zabezpieczeń. Powszechna była praktyka sporządzania fikcyjnych protokołów w celu pozorowania zgodności z normą i w celu podwyższenia rachunku za pomiary. Liczba koniecznych pomiarów N w obwodzie o liczbie nieuziemionych przewodów n wynosi wtedy [16]:

. (1)( )( )! 1 2

! 1 −+

=n

nN

9





Wynik tego obliczenia wskazuje na konieczność wykonywania na ogół sześciu lub dziesięciu pomiarów (tabl. 2) zamiast jednego.

Tablica 2. Liczba pomiarów rezystancji izolacji w zależności od liczby przewodów obwodu elektrycznego

Liczba nieuziemionych przewodów obwodu n 2 3 4 5

Wymagana liczba pomiarów według norm

z lat

1993/2000 3 6 10 15

2007/2008 1 1 1 1

W dodatku wynikiem pomiaru wcale nie jest wartość rezystancji izolacji oczekiwana przez niedoświadczonego elektryka. Na przykład w przewodzie o trzech żyłach nieuziemionych można się dopatrzyć 6 cząstkowych rezystancji izolacji (rys. 1a). Kto przyłącza megaomomierz do żyły 1 i uziemionego przewodu ochronnego bądź innej części o potencjale ziemi, może naiwnie sądzić, że mierzy cząstkową rezystancję izolacji R1E. Nic bardziej błędnego, mierzy on wypadkową rezystancję układu sześciu cząstkowych rezystancji izolacji (rys. 1b). I czyni to każdorazowo wykonując 6 pomiarów wymaganych przez poprzednie normy, tyle że układ połączeń tych 6 rezystancji cząstkowych za każdym razem jest inny.

MΩ

L1

PE

R1E

R12

R2ER23

R13

R3E

1

2 3

R1E R2E R3E

R13R12

R23

a) b)

Rys. 1. Cząstkowe rezystancje izolacji przewodu o trzech żyłach nieuziemionych (n = 3): a) rzeczywisty układ rezystancji cząstkowych; b) układ połączeń rezystancji cząstkowych przy pomiarze rezystancji izolacji doziemnej żyły 1

Nowa norma [4, 5] rezygnuje z ogólnego nakazu mierzenia rezystancji izolacji między przewodami czynnymi, czyli izolacji, która nie stanowi izolacji podstawowej w ochronie przeciwporażeniowej. Rozważając konsekwencje tej zmiany wymagań trzeba pamiętać, że:

• wprawdzie zwarcia między przewodami czynnymi częściej niż zwarcia doziemne są zwarciami wielkoprądowymi bądź przeradzają się w zwarcia wielkoprądowe i są wyłączane przez zabezpieczenia zwarciowe, obecne w każdym obwodzie,

• ale małooporowe zwarcia między przewodami czynnymi nie są wyłączane przez zabezpieczenia zwarciowe ani przez zabezpieczenia różnicowoprądowe; mogą być wyłączane co najwyżej przez zabezpieczenia przeciążeniowe, jeśli one są, i to na początku obwodu, i jeśli prąd jest dostatecznie duży.

Z tych powodów w miejscach niebezpiecznych pod względem pożarowym norma [4, 5] nakazuje (Uwaga 3) mierzyć rezystancję izolacji również między przewodami czynnymi. W wielu krajach taką zasadę od dawna wprowadzają przepisy prawa powszechnego.

Najmniejsze dopuszczalne wartości rezystancji izolacji (tabl. 1) dotyczą pojedynczego obwodu instalacji elektrycznej, odbiorcze-go bądź rozdzielczego.

W obwodzie odbiorczym wymagania dotyczą obwodu z odłączonymi odbiornikami, a nie z odłączonym osprzętem, jak błędnie sugeruje polska wersja tekstu [5].

Norma objaśnia (C.61.3.3) najprostszy sposób postępowania, a mianowicie wykonanie przy złączu pomiaru rezystancji izolacji całej instalacji (wszystkich zwartych ze sobą przewodów czynnych względem ziemi). Gdyby wynik takiego pomiaru był gorszy od wymaganego (tabl. 1), wtedy należałoby instalację dzielić na grupy obwodów, a gdyby i to nie pomogło – na pojedyncze obwody. W następstwie kolejnych pomiarów akceptuje się całe grupy obwodów, dające korzystny wynik, i poszukuje obwodu lub obwodów o niezadowalającym stanie izolacji. Procedurę podaną w normie ktoś opisywał mając przed oczyma niezbyt rozległe instalacje, np. w budynkach mieszkalnych. Nie sposób ją wdrożyć w wielkiej hali przemysłowej bądź w dużym szpitalu.

Pomiar rezystancji izolacji odbywa się po zamknięciu wszelkich łączników w badanych obwodach i wyłączeniu instalacji spod

10





napięcia. Jeżeli wtedy styczniki bądź inne zabezpieczenia podnapięciowe odłączają całe obwody bądź ich części, to stan izolacji odłączonych części należy sprawdzić osobno.

Jeżeli badane obwody zawierają urządzenia, które mogą zniekształcać wynik pomiaru bądź ulec uszkodzeniu w zwykłych warun-kach pomiaru, np. ograniczniki przepięć (61.3.3), to należy je odłączyć na czas pomiaru. Gdyby to było praktycznie niewykonalne, to napięcie pomiarowe stałe wolno obniżyć do 250 V, nie obniżając wszakże wymaganej wartości rezystancji izolacji 1 MΩ.

Do odbiorczych i okresowych pomiarów rezystancji izolacji instalację elektryczną można przystosować już w trakcie jej projekto-wania. Jest to szczególnie ważne w obiektach, w których częstość okresowej kontroli stanu technicznego powinna być zwiększo-na i w których powinna być sprawdzana również izolacja międzybiegunowa, np. w miejscach niebezpiecznych pod względem pożarowym. Należy wtedy preferować ograniczniki przepięć w wykonaniu wtykowym i zapewnić łatwe rozłączanie przewodów neutralnych, choćby za pomocą odcinaczy, czyli łączników mechanizmowych przestawianych prostym narzędziem, jak wkrętak.

Nie zmieniły się wymagania odnośnie do mierników rezystancji izolacji [9]. Miernik powinien mieć napięcie pomiarowe stałe o pomijalnym tętnieniu; w stanie jałowym nie powinno ono przekraczać 1,5UN, przy czym UN jest nominalnym napięciem wyjściowym odpowiadającym wymaganemu napięciu pomiarowemu w tabl. 1. Zależność rzeczywistego napięcia pomiarowego UM w funkcji prądu pomiarowego IM obrazuje charakterystyka zewnętrzna miernika, która w najprostszym przypadku ma postać jak na rys. 2. Prąd nominalny IN powinien być równy co najmniej 1 mA, a szczytowa wartość prądu pomiarowego nie powinna przekraczać 15 mA. Największy dopuszczalny błąd roboczy w oznaczonym zakresie pomiarowym nie powinien przekraczać ± 30%. Miernik nie powinien ulec uszkodzeniu, jeżeli na zaciskach pomiarowych pojawi się przypadkowo, wskutek błędnych manipulacji, napięcie zewnętrzne stałe lub przemienne o wartości skutecznej dochodzącej do 120% najwyższego nominalnego napięcia wyjściowego.

4. SPRAWDZANIE WARUNKU SAMOCZYNNEGO WYŁĄCZANIA ZASILANIA

4.1. Największy dopuszczalny czas samoczynnego wyłączania zasilania

Ochrona przeciwporażeniowa dodatkowa (ochrona przy uszkodzeniu) przez samoczynne wyłączanie zasilania jest skuteczna, jeżeli w razie uszkodzenia izolacji podstawowej (zwarcia L - PE) następuje samoczynne wyłączenie zasilania w wymaganym czasie. Tablica 3 podaje największy dopuszczalny czas samoczynnego wyłączania zasilania w sekundach w obwodach odbiorczych o prądzie obciążenia nieprzekraczającym 32 A w zależności od napięcia względem ziemi Uo. W innych obwodach odbior-czych oraz w obwodach rozdzielczych instalacji największy dopuszczalny czas samoczynnego wyłączania zasilania wynosi 5 s w układach TN oraz 1 s w układach TT. Większy czas samoczynnego wyłączania zasilania można dopuścić w publicznych sieciach rozdzielczych i ich stacjach zasilających.

Tablica 3. Największy dopuszczalny czas samoczynnego wyłączania zasilania w sekundach w obwodach odbiorczych o prądzie obciążenia nieprzekraczającym 32 A [6]

Układ 50 V < Uo <120 V 120 V < Uo < 230 V 230 V < Uo < 400 V Uo > 400 V

AC DC ac Dc AC DC AC DC

tn 0,8 1) 0,4 5 0,2 0,4 0,1 0,1

tt 0,3 1) 0,2 0,4 0,07 0,2 0,04 0,1

1) Wyłączenie może być wymagane z innych powodów niż zagrożenie porażeniem.

Wymagane w nowej normie [6] czasy samoczynnego wyłączania zasilania w układzie TN nie odbiegają od dotychczas przyjmowanych. Nowością jest, że wreszcie określono te czasy dla układu TT i że są one mniejsze niż w układzie TN, a przecież w układzie TT trudniej je dotrzymać. Dopuszczono zatem odstępstwo: wolno dla układu TT przyjąć wartości czasu określone

750

250

500

0

V UM

IM

0 1 2 3 mA

Rys. 2. Przykładowa charakterystyka zewnętrzna miernika rezystancji izolacji o nominalnym napięciu wyjściowym UN = 500 V (miernik o sile elektromotorycznej Uo = 750 V i rezystancji wewnętrznej Rw = 250 kΩ

11





dla układu TN, jeżeli samoczynnego wyłączania zasilania dokonują zabezpieczenia nadprądowe, a w instalacji są wykonane połączenia wyrównawcze główne.

W najbardziej rozpowszechnionym układzie TN do samoczynnego wyłączania zasilania można użyć zabezpieczenia nadprądowego (bezpiecznika lub wyłącznika nadprądowego) albo wyłącznika różnicowoprądowego. Podobnie w układzie TT, przy czym rzadkie są sytuacje, kiedy zabezpieczenie nadprądowe jest w stanie spełnić wymagania stawiane skuteczności ochrony; zwykłym urządzeniem wyłączającym w układzie TT jest wyłącznik różnicowoprądowy. W układzie IT na ogół jest niepożądane samoczynne wyłączenia zasilania po jednomiejscowym uszkodzeniu izolacji doziemnej; poza wcześniej wymienionymi zabezpieczeniami mogą być przydatne urządzenia monitorujące stan izolacji doziemnej bądź prąd różnicowy oraz lokalizatory zwarć doziemnych.

Jeżeli warunku samoczynnego wyłączania zasilania w wymaganym czasie nie da się spełnić, to – zgodnie z 411.3.2.6 normy [6] – należy wykonać połączenia wyrównawcze miejscowe ograniczające długotrwale występujące napięcie dotykowe do wartości dopuszczalnej, np. nieprzekraczającej 50 V napięcia przemiennego lub 120 V napięcia stałego. To odstępstwo dotyczy zarówno układu TN, jak i układu TT, a także układu IT. W niektórych komentarzach [13] do nowej normy podkreśla się, że dokładne określanie czasu wyłączania i napięcia dotykowego w układzie TN nie jest konieczne.

4.2. Prąd wyłączający

Prąd wyłączający Ia jest to najmniejszy prąd wywołujący zadziałanie, w wymaganym czasie (tabl. 3), urządzenia zabezpieczające-go powodującego samoczynne wyłączenie zasilania. We wszelkich przypadkach wątpliwych można posłużyć się charakterystyką czasowo-prądową urządzenia zabezpieczającego i dla wymaganego czasu wyłączania zasilania odczytać z niej (z linii najwięk-szych czasów wyłączania) najmniejszy prąd, który to wyłączenie gwarantuje. Na co dzień nie jest to konieczne

Dla niektórych bezpieczników normy przedmiotowe podają pasma czasowo-prądowe, w których powinny się zmieścić cha-rakterystyki czasowo-prądowe pasmowe produkowanych wkładek. Dla potrzebnych czasów samoczynnego wyłączenia zasi-lania (0,2 s, 0,4 s, 5 s) można z nich wynotować prąd wyłączający Ia (rys. 3) wkładek określonej klasy i prądu znamionowego, np. gG 50A, i będzie on miarodajny dla tych wkładek niezależnie od producenta. Podczas sprawdzania odbiorczego bądź okreso-wego instalacji kontroluje się, czy wkładki są nienaruszone i poprawnie zainstalowane, sprawdza ich klasę oraz prąd znamionowy i na tej podstawie wnioskuje się o wartości prądu wyłączającego Ia .

W sieciach rozdzielczych niskiego napięcia norma N SEP-001:2003 [10] pozwala przyjmować prąd wyłączający bezpieczników na poziomie zaledwie dwukrotnej wartości prądu znamionowego (Ia = 2Inb), co oznacza czas samoczynnego wyłączania zasilania na poziomie nawet przekraczającym 1 h. Nie jest to groźne z punktu widzenia zagrożenia porażeniem, bo warunkiem są połączenia wyrównawcze główne w zasilanych obiektach, ale jest ryzykowne z punktu widzenia zagrożenia pożarem, tym bardziej że w sieciach rozdzielczych nie są wymagane zabezpieczenia przeciążeniowe przewodów.

Prąd wyłączający wyłączników nadprądowych jest równy prądowi zadziałania wyzwalacza zwarciowego bezzwłocznego. Tylko dla wyłączników nadprądowych instalacyjnych jest on określony wprost – wynosi 5 In, 10 In i 20 In odpowiednio dla wy-łączników o charakterystyce typu B, C i D, przy czym In jest prądem znamionowym ciągłym wyłącznika. W przypadku większych wyłączników, sieciowych i stacyjnych, operuje się prądem nastawczym wyzwalacza lub przekaźnika zwarciowego bezzwłocz-nego Ii (rys. 4), który jest wartością średnią rzeczywistego prądu zadziałania o paśmie rozrzutu ±20% wokół prądu nastawczego

Rys. 3. Wyznaczanie prądu wyłączającego Ia wkładki topikowej dla wymaganego czasu wyłączania 0,4 s z podanego w normie pasma czasowo-prądowego tp – czas przedłukowy, tw – czas wyłączaniaIInb

t

tp tw

Ia

0,4 s

12





Ii . Zatem prądem wyłączającym jest prąd Ia = 1,2 Ii. W przypadku wyłączników stacyjnych kategorii użytkowania B (zwłocznych, wybiorczych) wolno przyjąć mniejszy prąd zadziałania wyzwalacza zwarciowego zwłocznego, jeżeli czas wyłączania wyłącznika uwzględniający zwłokę wyzwalacza spełnia podane w tabl. 3 wymagania odnośnie do największego dopuszczalnego czasu wyłączania. Podobnie, jak w przypadku bezpieczników, prąd wyłączający Ia określa się na podstawie samych oględzin wyłącznika.

Prąd wyłączający wyłączników różnicowoprądowych bezzwłocznych i krótkozwłocznych (o wyzwalaniu typu AC) przez wiele ostatnich lat przyjmowano jako równy znamionowemu prądowi różnicowemu zadziałania Ia = IΔn (tabl. 4), nie zwracając uwagi na największy dopuszczalny czas wyłączania przy tym prądzie (rys. 5), gwarantowany przez producenta zgodnie z normą: 0,3 s dla wyłącznika bezzwłocznego i krótkozwłocznego, 0,5 s przy IΔn i 0,2 s przy 2 IΔn dla wyłącznika selektywnego (zwłocznego). Jak widać, te wartości mogą w pewnych warunkach przekraczać największy dopuszczalny czas wyłączenia zasilania określony przez nową normę (tabl. 3). W dodatku wyłączniki o wyzwalaniu typów A oraz B mogą mieć – zależnie od przebiegu prądu różni-cowego – prąd wyłączający znacznie większy niż znamionowy prąd różnicowy zadziałania (tabl. 4).

Tablica 4. Prąd wyłączający Ia wyłączników różnicowoprądowych według dotychczasowych zasad

Rodzaj wyłącznika Prąd wyłączający Ia

Wyłączniki bezzwłoczne i krótkozwłoczne o wyzwalaniu AC IΔn

Wyłączniki bezzwłoczne i krótkozwłoczne mrozoodporne 1,25 IΔn

Wyłączniki wybiorcze (selektywne) o wyzwalaniu AC 2 IΔn

Wyłączniki o wyzwalaniu A 1,4 IΔn

Wyłączniki o wyzwalaniu B 2 IΔn

Nowa norma [6] stawia sprawę jasno, nie czyni wyjątków; również w przypadku wyłączników różnicowoprądowych należy sprawdzać dopełnienie warunku największego dopuszczalnego czasu wyłączania zasilania. Kto ma z tym kłopot, choćby z braku charakterystyk, powinien szacunkowo przyjmować prąd wyłączający z nadmiarem: Ia = 5 IΔn (411.4.4. Uwaga, 411.5.3 Uwaga 4, 411.6.4 Uwaga 4).

Ta zmiana podejścia nie ma żadnego znaczenia w najbardziej rozpowszechnionym układzie TN, w którym prądy zwarć L-PE są setki i tysiące razy większe niż jakkolwiek określone prądy wyłączające wyłączników różnicowoprądowych.

Warto przypomnieć, że przed pojawieniem się w roku 1982 pierwszego dokumentu międzynarodowego IEC 364-4-41:1982 w normach i przepisach wielu krajów (m.in. Niemcy, Polska) jako prąd wyłączający wyłączników różnicowoprądowych przyjmo-wano Ia = 1,2 IΔn . Zatem w roku 2005 IEC z rozmachem naprawiała (IEC 60364-41:2005) to, co wcześniej zepsuła.

t

IIr Ii

Ia = 1,2 Ii

εRys. 4. Charakterystyka czasowo-prądowa wyłącznika nadprądowego bezzwłocznego

Ir– prąd nastawczy wyzwalacza przeciążeniowego,

Ii – prąd nastawczy wyzwalacza zwarciowego,ε - pasmo rozrzutu ±20%,

Ia – prąd wyłączający wyłącznika nadprądowego

13





15 150 150030 60 300 600 mA

I∆10

405060

130150

200

300

500

ms t

I∆n = 30 mA I∆n = 300 mAS

Rys. 5. Zestawienie pasmowych charakterystyk czasowo-prądowych dwóch wyłączników różnicowoprądowych:

bezzwłocznego IΔn = 30 mA i selektywnego IΔn = 300 mA

Z podanej na wstępie definicji prądu wyłączającego Ia wynika, że jest on ściśle związany z gwarantowanym czasem samoczynnego wyłączania zasilania, który powinien spełniać wymagania stawiane przez normę (tabl. 3). Stąd pytanie, czy należy albo czy warto, albo czy jest sens, pomiarowo sprawdzać czas wyłączania urządzenia dokonującego samoczynnego wyłączenia zasilania.

Postulat sprawdzania czasu wyłączania wkładek topikowych byłby pomysłem absurdalnym, bo jest to badanie niszczące. Nigdzie na świecie przy sprawdzaniu instalacji nie weryfikuje się drogą pomiaru ani prądu wyłączającego, ani czasu wyłączania wyłączników nadprądowych niskiego napięcia. Wprawdzie takie pomiary sprawdzające wykonuje się w przypadku wyłączników wysokiego napięcia, ale trzeba widzieć różnicę w stopniu złożoności budowy wyłączników nn i WN oraz współpracujących z nimi zabezpieczeń.

Wśród wymienionych urządzeń wyłączających urządzenia różnicowoprądowe wyróżniają się szczególnie dużą zawodnością [15]. Z tego powodu w ich przypadku i tylko w ich przypadku wymaga się sprawdzania działania, próby funkcjonalności. Na użytkownikach spoczywa powinność sprawdzania zdatności zabezpieczeniowej wyłącznika różnicowoprądowego przez naciśnięcie przycisku kontrolnego T, co jednak nie jest równoznaczne z potwierdzeniem prawidłowej wartości prądu wyłączającego. Takie potwierdzenie powinno następować przy każdym sprawdzaniu odbiorczym i okresowym instalacji przez osobę wykwalifikowaną. Odbywa się to przez pomiar miernikiem rzeczywistego prądu różnicowego zadziałania albo przez sprawdzenie próbnikiem, że nie przekracza on przepisanej wartości.

Jest silna pokusa, przede wszystkim finansowa, aby wykonywać również pomiar czasu wyłączania wyłączników różnicowoprądowych. Taką zasadę zapisano w części ogólnej normy [4, 5] w dwóch zbliżonych sytuacjach: w przypadku stosowania w nowej instalacji wyłączników z odzysku oraz w przypadku rozbudowy lub przebudowy instalacji, jeżeli wcześniej zainstalowane wyłączniki różnicowoprądowe mają służyć również do wyłączania obwodów, których dotyczy rozbudowa lub przebudowa. Zasadę pomiaru czasu wyłączania odrzuciły (Załącznik ZA normatywny normy) w całości bądź w części liczne kraje: Francja, Niemcy, Włochy, Polska (przy sprawdzaniu okresowym), Hiszpania.

Zawsze prezentowałem stanowisko (http://www.edwardmusial.info/pliki/bad_rcd.pdf ), że taki pomiar nie ma sensu, a to z następujących powodów:

a) Żaden ze znanych mierników nie mierzy naprawdę czasu wyłączania, bo pomiaru dokonuje w stanie bezprądowym torów głównych. Tymczasem czas wyłączania jest to czas od chwili wystąpienia prądu różnicowego zadziałania do chwili przerwania łuku we wszystkich biegunach wyłącznika.

b) Czas wyłączania zależy od wartości prądu różnicowego zadziałania wyłącznika (rys. 5). Zwykły miernik dokonuje pomiaru przy rzeczywistym prądzie różnicowym zadziałania wyłącznika (około 0,71 IΔn dla wyłącznika AC), kiedy czas wyłączania jest duży i wykazuje szczególnie duży rozrzut. Przy nowym podejściu normy [6] odnośnie do czasu wyłączania zasilania (tabl. 3) również przez wyłączniki różnicowoprądowe taki pomiar nie jest miarodajny. W rezultacie obecny arkusz 6 normy [4, 5] zaleca pomiar

14





czasu wyłączania przy prądzie różnicowym 5 IΔn (C.61.3.6.1), jeśli brak przesłanek, by postąpić inaczej.

c) Podstawą wymiarowania ochrony ma być prąd wyłączający Ia wyłącznika różnicowoprądowego zapewniający dotrzymanie wymaganego czasu wyłączania (tabl. 3), zgodnie z charakterystyką t- IΔ gwarantowaną przez producenta zgodnie z normą (rys. 5). Z zasady działania wyłącznika wynika, że – zwłaszcza przy prądzie różnicowym znacznie większym niż znamionowy prąd różnicowy zadziałania IΔn – wyłącznik albo otworzy się w czasie wyraźnie krótszym niż największy dopuszczalny, albo nie otworzy się w ogóle. Inaczej mówiąc, sprawdzenie rzeczywistego różnicowego prądu zadziałania sprawę załatwia.

4.3. Wymagania i zalecenia odnośnie do pomiaru impedancji pętli zwarciowej w układzie TN

Warunek samoczynnego wyłączania zasilania w układzie TN jest spełniony, jeżeli zwarcie bezoporowe dowolnego przewodu fazowego z przewodem ochronnym PE (PEN) wywołuje przepływ prądu co najmniej równego prądowi wyłączającemu Ia

poprzedzającego urządzenia wyłączającego. Powinien być spełniony następujący warunek wiążący prąd wyłączający Ia

z napięciem fazowym instalacji Uo oraz impedancją pętli zwarciowej Zs:

. (2)

Wymaganie to w zasadzie powinno być spełnione przy zwarciach u końca obwodu, w punktach najbardziej odległych od poprzedzającego urządzenia wyłączającego, np. w obwodach gniazd wtyczkowych – na końcu przyłączonego przewodu ruchomego. Nie wymaga się, aby było spełnione również w razie zwarcia w odbiorniku, kiedy impedancję pętli zwiększa część uzwojenia silnika albo rezystora sprzętu grzejnego.

Zatem zgodność z postanowieniami normy w zasadzie należy sprawdzić (61.3.6.1 a) wykonując pomiar impedancji pętli zwarciowej pozwalający ocenić jedyną niewiadomą we wzorze (2). Norma objaśnia dwie przykładowe metody pomiaru impedancji pętli (patrz niżej). Jednakowoż pomiar ten można (61.3.6.1a) zastąpić sprawdzeniem ciągłości przewodów ochronnych, jeżeli są dostępne obliczenia impedancji pętli zwarciowej potwierdzające spełnienie warunku samoczynnego wyłączania zasilania, a sposób wykonania instalacji umożliwia sprawdzenie długości i przekroju przewodów.

Pomiar impedancji pętli zwarciowej w układzie TN nie jest konieczny, jeśli urządzeniem wyłączającym jest urządzenie różnicowoprądowe o znamionowym prądzie różnicowym zadziałania IΔn ≤ 500 mA. Prąd wyłączający Ia jest wtedy tak mały, a największa dopuszczalna impedancja pętli zwarciowej Zs tak duża, że warunki skuteczności ochrony z natury rzeczy są spełnione. Sprawdzanie może się wtedy ograniczyć do kontroli ciągłości przewodów ochronnych. Jeżeli w jakikolwiek sposób warunek samoczynnego wyłączania zasilania został sprawdzony tuż za urządzeniem różnicowoprądowym, to skuteczność ochrony w miejscach położonych bliżej odbiorników można wykazać poprzez samą kontrolę ciągłości przewodów ochronnych (61.3.6.1a).

Jeśli warunki skuteczności samoczynnego wyłączania zasilania nie są spełnione (a nie: „są niewystarczające”, jak napisano w tekście polskim 61.3.6.3), to sprawdza się skuteczność połączeń wyrównawczych dodatkowych. Inaczej mówiąc, jeżeli nie dochodzi do samoczynnego wyłączenia zasilania w wymaganym czasie, to sprawdza się, czy utrzymujące się napięcia dotykowe nie przekraczają wartości dopuszczalnych.

W załączniku C (informacyjnym!) norma [4, 5] objaśnia, jak można uwzględnić to, że przewody w warunkach rzeczywistego zwarcia nagrzewają się dodatkowo wskutek przepływu prądu zwarciowego i mają większą rezystancję niż podczas pomiaru impedancji pętli małym prądem. Zjawisko to zachodzi przy zwarciach wielkoprądowych: zwarciach L-PE w układzie TN oraz dwumiejscowych zwarciach poprzez przewody PE w układzie IT. Mianowicie przy pomiarze impedancji pętli zwarciowej metodą małoprądową norma zaleca uwzględnić zwiększenie rezystancji przewodów wskutek ich nagrzania (62.1.2 Uwaga 2, C.61.3.6.2) w taki sposób, by zamiast wymagania skuteczności ochrony wynikającego z najprostszego rozumowania:

a

os

IUZ ≤ lub , (3)

przyjmować postać następującą:

a

os

32

IUZ ≤ lub . (4)

Oznaczałoby to wymaganie zwiększenia aż o 50% prądu zwarciowego pobudzającego zabezpieczenie nadprądowe dokonujące samoczynnego wyłączenia zasilania. W żaden sposób nie da się uzasadnić potrzeby takiego zaostrzenia wymagań wzrostem temperatury przewodów. Podobny postulat pojawił się już wiele lat temu w niemieckich komentarzach i był tłumaczony dwoma

as

o IZU

≥

15





powodami: wzrostem temperatury przewodów (+ 20%) oraz największym dopuszczalnym błędem pomiaru (± 30%) mierników impedancji pętli. Można go też tłumaczyć wprowadzeniem współczynnika czułości zabezpieczenia (kc = 1,5) do wzorów (3).

Autorzy normy mają świadomość, że postawione wymaganie jest przesadne, ale pozwala z dużym marginesem bezpieczeństwa i łatwo potwierdzić skuteczność ochrony w tych miejscach, gdzie jest ona zapewniona ze znacznym nadmiarem. W innych przypadkach zalecają w pętli zwarciowej wyróżnić części, w których wzrost temperatury przewodów przy zwarciu jest zupełnie różny (sieć poprzedzająca do złącza, kolejne linie rozdzielcze, linia odbiorcza) i osobno oceniać nagrzanie poszczególnych przewodów w oparciu o całkę Joule’a wyłączania zastosowanych zabezpieczeń nadprądowych. To zwodnicza porada, bo przewody zabezpieczone bezpiecznikami nagrzewają się najsilniej przy zwarciach oporowych.

Wystarczyłoby uwzględniać nagrzanie przewodów tylko w obwodzie, w którym rozpatruje się zwarcie L-PE (L-PEN). Obwody poprzedzające mają przewody o (znacznie) większym przekroju i ten sam prąd zwarciowy nagrzewa je w stopniu znacznie mniejszym. Wystarczy zwiększyć o 20% rezystancję przewodów obwodu, u końca którego dokonuje się pomiaru impedancji pętli zwarciowej. Oczywiście omawiana okoliczność jest bez znaczenia, jeżeli urządzeniem wyłączającym jest urządzenie różnicowoprądowe.

4.4. Pomiar impedancji pętli zwarciowej metodą sztucznego zwarcia

Większość mierników impedancji pętli zwarciowej Zs wykorzystuje zasadę „sztucznego zwarcia” z prądem probierczym Io

ograniczonym przez impedancję Zo (rys. 6), nakładającym się w przewodzie fazowym na prąd roboczego obciążenia sieci. Na impedancji pętli Zs prąd probierczy wywołuje dodatkową stratę napięcia Io Zs, którą utożsamia się z różnicą wskazań woltomierza (E - U1) przed i po zamknięciu łącznika K2 jak na rys. 6. Wobec tego domniemywa się, że poszukiwana impedancja pętli jest równa

. (5)

Przed przystąpieniem do pomiaru sprawdza się, przez naciśnięcie przycisku K1 jak na rys. 6, czy jest zachowana ciągłość połączeń ochronnych. Duża różnica napięć (E - U1) przed i po naciśnięciu tego przycisku świadczy o naruszeniu ciągłości połączeń ochronnych i sygnalizuje, że kontynuowanie pomiaru (przez zamknięcie łącznika K2) stwarza zagrożenie porażeniem.

Praktyczne realizacje tej zasady różnią się przede wszystkim: • wartością prądu pomiarowego Io z tego punktu widzenia wyróżnia się mierniki małoprądowe (Io < 1 A), średnioprądowe

(1 A ≤ Io < 30 A) i wielkoprądowe (Io > 30 A, nawet >100 A), • rodzajem prądu pomiarowego – prąd stały wyprostowany jednopołówkowo, prąd przemienny, • czasem przepływu prądu pomiarowego – jeden półokres, jeden okres, kilka okresów, dłużej, • rodzajem impedora obciążeniowego – zwarcie tylko przez rezystor, zwarcie dwukrotne przez rezystor i przez reaktor, zwarcie

przez impedor o określonym argumencie, zwarcie przez impedor o stałej impedancji i nastawianym argumencie.

Zespół właściwości podanych czcionką bold kwalifikuje miernik do pomiarów w sytuacjach najbardziej kłopotliwych, w pobliżu stacji zasilających: mała impedancja pętli, o charakterze indukcyjnym.

o

1s I

UEZ −≈

A

L1L2L3NPE

V

Zo

K1 K2

Rk

Ia

Rys. 6. Zasada pomiaru impedancji pętli zwarcia L-PE w układzie TNRk – rezystor o dużej rezystancji (>10 kΩ) do wstępnej kontroli ciągłości pętli,Zo – impedor o stałej impedancji i nastawianym argumencie (stosunku R/X)

16





4.5. Pomiar impedancji pętli zwarcia doziemnego metodą cęgową

Najnowsza edycja normy [4, 5] wskazuje metodę cęgową jako przykładową metodę pomiaru impedancji pętli zwarcia doziemnego (metoda B3 w załączniku B informacyjnym). Mimo rysunku, na którym widać cęgi, w polskim tekście jest mowa o „pomiarze rezystancji pętli uziemienia z użyciem zacisków prądowych”.

W zamkniętej pętli prądowej obejmującej co najmniej dwa uziomy (rys. 7) cęgowy transformator napięciowy (generator), obejmujący przewód uziemiający, indukuje napięcie o określonej częstotliwości, np. 32 V, 1367 Hz. Ze względu na czułość i dokładność pomiaru wybiera się częstotliwość dość wysoką, z zakresu 1000÷2000 Hz, ale nie będącą całkowitą wielokrotnością częstotliwości sieciowej; częstotliwość nie powinna być zbyt wysoka, by nie eksponować reaktancji pętli. Z kolei cęgowy przekładnik prądowy indukcyjny (odbiornik) mierzy płynący w pętli prąd o częstotliwości pomiarowej. Dla uniknięcia zakłóceń jedne i drugie cęgi powinny być oddalone od siebie co najmniej o kilkanaście centymetrów.

Iloraz napięcia i prądu miernik wskazuje jako impedancję pętli (RE +RΣ na rys. 7). Jeżeli droga powrotna prądu pomiarowego zamyka się przez wiele równolegle połączonych uziomów o wypadkowej rezystancji uziemienia pomijalnie małej (RΣ << RE) w porównaniu z rezystancją uziemienia uziomu (RE), przez który przepływa całkowity prąd pomiarowy, to wynik pomiaru można utożsamiać z rezystancją uziemienia tego pojedynczego uziomu (RE).

Zatem metoda cęgowa pomiaru impedancji pętli zwarcia doziemnego może również służyć do pomiaru rezystancji uziemienia określonego uziomu, jeżeli ta rezystancja jest dominującym składnikiem impedancji utworzonej pętli zwarcia doziemnego. Dla celów pomiaru nie trzeba odłączać badanego uziomu ani wykonywać uziomów pomocniczych (sond pomiarowych). Pomiar jest możliwy w układzie TN, w którym badany uziom jest połączony z wielokrotnie uziemionym przewodem PE (PEN), wychodzącym z punktu neutralnego układu. W układzie TT podobne połączenie należałoby stworzyć na czas pomiaru. Metoda ma zastosowanie do wszelkich układów uziomowych (np. odgromowych), a nie tylko spotykanych w technice ochrony przeciwporażeniowej.

Nie wszystkie dostępne na rynku mierniki cęgowe spełniają wymagania stawiane pomiarom ochronnym, bo na przykład mają za duży zakres pomiarowy i/lub za małą dokładność. Ponadto nie zawsze producent precyzyjnie określa, na jaką wartość przebiegu zmiennego miernik reaguje.

4.6. Pomiar rezystancji uziemienia przewodu ochronnego w układzie TT

Ocena skuteczności ochrony przez samoczynne wyłączanie zasilania w układzie TT wymaga określenia rezystancji uziemienia RA przewodu ochronnego i przyłączonych doń części przewodzących dostępnych. Poza usytuowaniem w tekście normy (obecnie Załącznik B, Metoda B1) nic się nie zmieniło. Pozostał infantylny opis procedury pomiarowej, na szczęście traktowanej jako przykład postępowania. Pozostał błędny tytuł: „Pomiar rezystancji uziomu” zamiast „Pomiar rezystancji uziemienia uziomu”. Uziomem może być pręt albo taśma, a rezystancję takiego uziomu mierzy się między końcami pręta lub taśmy za pomocą mostka Thomsona lub innego mostka do pomiaru małych rezystancji.

W miejskim albo przemysłowym terenie bogato uzbrojonym trudno o zlokalizowanie strefy potencjału zerowego i nie sposób poprawnie zmierzyć rezystancję uziemienia. W takich przypadkach norma zaleca (61.3.6.2) pomiar impedancji pętli zwarcia doziemnego dowolną uznaną metodą zwracając uwagę, iż wynik pomiaru będzie wtedy obarczony błędem dodatnim, a ściślej –obejmie dodatkowo, a niepotrzebnie, rezystancję uziemienia punktu neutralnego sieci oraz rezystancję (impedancję) przewodów całej mierzonej pętli.

RE

RΣ

I

I

U

Rys. 7. Pomiar impedancji pętli zwarcia doziemnego metodą cęgową

17





4.7. Pomiar impedancji pętli zwarciowej w układzie TT

Nowa wersja normy IEC 60364-4-41 [6] warunek skuteczności ochrony dodatkowej w układzie TT, w którym samoczynnego wyłączenia zasilania dokonują zabezpieczenia nadprądowe, formułuje identycznie jak dla układu TN:

.

Obwód prądu zwarcia jednofazowego zamyka się przez ziemię, impedancja pętli Zs obejmuje rezystancję uziemienia przewodu ochronnego i rezystancję uziemienia roboczego układu. Impedancja pętli Zs jest stosunkowo duża (co najmniej kilka omów) i ma charakter rezystancyjny. Oba czynniki sprawiają, że jej pomiar jest łatwy, może być dokonywany pierwszym lepszym, byle rzetelnym, miernikiem rezystancji pętli zwarciowej (rys. 8), również metodą cęgową.

4.8. Próba ciągłości przewodów

Norma dopuszcza w wielu sytuacjach zastępować pomiar impedancji pętli zwarciowej bądź pomiar rezystancji uziemienia próbą ciągłości przewodów ochronnych i wyrównawczych. Bywa też przydatna próba ciągłości przewodów czynnych w przypadku pierścieniowych obwodów odbiorczych.

Czasem wystarcza potwierdzenie próbnikiem ciągłości przewodów ochronnych i ich połączeń. Bywają jednak sytuacje, kiedy należy dokonać pomiaru rezystancji przewodów ochronnych. Taki pomiar powinien odbywać się przyrządem spełniającym wymagania normy PN-EN 61557-4:2007 [9] przy napięciu pomiarowym stałym lub przemiennym o wartości w stanie jałowym 4÷24 V i przy prądzie co najmniej 0,2 A. W razie wykorzystania napięcia stałego przyrząd powinien umożliwiać zmianę biegunowości napięcia zasilania. Największy dopuszczalny błąd roboczy (± 30%) nie powinien być przekroczony w zakresie pomiarowym od 0,2 Ω do 2 Ω. Wiele zwykłych multimetrów, pochopnie wykorzystywanych do takiego pomiaru, ma za mały prąd wyjściowy i za duży błąd w podanym zakresie (0,2÷2 Ω), wobec czego nie nadaje się do takiego pomiaru.

5. SPRAWDZANIE SPADKU NAPIĘCIA

Norma [4, 5] określa, że kiedy wymaga się sprawdzenia warunku dopuszczalnego spadku napięcia według Rozdziału 525 normy [7], to można go określić poprzez pomiar impedancji obwodu albo korzystając z „diagramu odpowiedniego do wyznaczenia wartości spadku napięcia” zamieszczonego w załączniku D (informacyjnym).

Otóż w braku ważniejszych przesłanek Rozdział 525 normy [7] zaleca przyjmować największy dopuszczalny spadek napięcia od złącza instalacji do zacisków odbiorników jako równy 4%. Dla takiej sytuacji Załącznik D podaje „diagram” pozwalający sprawdzić, czy ta wartość nie jest przekroczona. Ten „diagram odpowiedni” zapewne dlatego tak się nazywa, że został sporządzony przy założeniu jednakowego przekroju przewodów od złącza do zacisków odbiornika.

Wspomniana wartość dopuszczalnego spadku napięcia 4% jest zaokrągloną wartością sumy dwóch cząstkowych dopuszczalnych spadków napięcia przyjmowanych w Niemczech:

• 0,5% od złącza do urządzenia pomiaru rozliczeniowego, według TAB 2000 [12] • 3% od urządzenia pomiaru rozliczeniowego do zacisków odbiorników, według DIN 18015-1 [11].

Niedawny, z marca 2009 roku, niemiecki komentarz do tej procedury sprawdzania spadku napięcia [14] dowodzi, że niewiele są warte podane w normie porady (61.3.11), aby spadek napięcia wyznaczać poprzez pomiar impedancji obwodu albo według wykresu podanego w załączniku D.

TT

N

RARB

Ω

Rys. 8. Pomiar rezystancji pętli zwarciowej w układzie TT

a

os

IUZ ≤

18





6. KWALIFIKACJE

Norma określa, że sprawdzania stanu instalacji – zarówno odbiorczego, jak i okresowego – powinny dokonywać osoby wykwalifikowane i kompetentne w zakresie sprawdzania (61.1.6, 62.1.6), spełniające wymagania właściwych krajowych przepisów. Aktualne polskie prawo dopuszcza przyznawanie tzw. świadectw kwalifikacyjnych D i E, dających określone uprawnienia do sprawdzania stanu instalacji, również osobom bez żadnego wykształcenia zawodowego. Stoi to w sprzeczności z zapisem w normie i ze zdrowym rozsądkiem, bo nawet ignorantom pozwala przyznawać uprawnienia zbliżone do uprawnień rzeczoznawcy.

7. WNIOSKI

Nowelizacja arkuszy 41 oraz 6 normy PN-HD 60364 wprowadza wiele istotnych zmian w dotychczasowej praktyce projektowania oraz sprawdzania instalacji elektrycznych w obiektach budowlanych. Wprowadzono pewien ład w zasadach wymiarowania ochrony (największe dopuszczalne czasy samoczynnego wyłączania zasilania) oraz sprawdzania stanu technicznego instalacji: wyeksponowanie oględzin, uproszczenie procedur pomiarowych i rezygnacja z nich w licznych sytuacjach. Upłynie sporo czasu do chwili, kiedy instalacje projektowane według nowych zasad doczekają się sprawdzania odbiorczego, a zwłaszcza sprawdzeń okresowych. Na razie obowiązuje zasada ochrony zastanej.

BIBLIOGRAFIA[1] PN-93/E-05009/61 Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Sprawdzanie. Sprawdzanie odbiorcze.

[2] PN-IEC 60364-6-61:2000 Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Sprawdzanie. Sprawdzanie odbiorcze.

[3] PN-HD 384.6.61 S2:2006 (oryg.) Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Część 6-61: Sprawdzanie – Sprawdzanie odbiorcze.

[4] PN-HD 60364-6:2007 (oryg.) Instalacje elektryczne niskiego napięcia – Część 6: Sprawdzanie.

[5] PN-HD 60364-6:2008 Instalacje elektryczne niskiego napięcia – Część 6: Sprawdzanie.

[6] PN-HD 60364-4-41:2007 (oryg.) Instalacje elektryczne niskiego napięcia – Część 4-41: Ochrona dla zapewnienia bezpieczeństwa – Ochrona przeciwporażeniowa.

[7] PN-IEC 60364-5-52:2002 Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Dobór i montaż wyposażenia elektrycznego. Oprzewodowanie.

[8] PN-EN 60079-17:2008 (oryg.) Atmosfery wybuchowe – Część 17: Kontrola i konserwacja instalacji elektrycznych.

[9] PN-EN 61557-… :… Bezpieczeństwo elektryczne w niskonapięciowych sieciach elektroenergetycznych o napięciach przemiennych do 1 kV i stałych do 1,5 kV. Urządzenia przeznaczone do sprawdzania, pomiarów lub monitorowania środków ochronnych. Norma wieloarkuszowa.

[10] N SEP-E-001:2003 Sieci elektroenergetyczne niskiego napięcia. Ochrona przeciwporażeniowa.

[11] DIN 18015-1:2007-09 Elektrische Anlagen in Wohngebäuden – Teil 1: Planungsgrundlagen.

[12] Technische Anschlußbedingungen für den Anschluß an das Niedespannungsnetz. TAB 2000.

[13] Baade W., Bonhagen S.: Prüfung elektrischer Anlagen nach DIN VDE 0100-600. Elektropraktiker, 2008, nr 9, s. 802-805.

[14] Hörmann W.: Prüfung des Spannungsfalls. Elektropraktiker, 2009, nr 3, s. 193-196.

[15] Musiał E., Czapp S.: Wyłączniki ochronne różnicowoprądowe. Niezawodność. Miesięcznik SEP INPE „Informacje o normach i przepisach elektrycznych”, 2008, nr 110-111, s. 3-40 (www.edwardmusial.info/pliki/rcd_03.pdf ).

[16] Musiał E., Roskosz R.: Wyznaczanie prądu upływowego przez pomiar cząstkowych rezystancji izolacji w wielobiegu nowych obwodach instalacji. W: [Materiały Konferencyjne] XII Międzynarodowa Konferencja Naukowo-Techniczna „Bezpieczeństwo elektryczne”, Wrocław, 1999. Inst. Energoelekt. Polit. Wroc., SEP Oddz. Wrocław. 1999, t. I, s. 415-423.

Dane bibliograficzne

Musiał E.: Pomiary ochronne w urządzeniach niskiego napięcia. Przegląd treści oraz błędów tłumaczenia normy PN-HD 60364-6:2008. W: [Materiały] Konferencja „AUTOMATyKA, POMIARy, ZAKłóCENIA” Jurata, 3-6 czerwca 2009 r. Gdańsk, INFOTECH 2009, s. 81-102.

19





Załącznik

Errata do polskiej wersji tekstu normyPN-HD 60364-6:2008 Instalacje elektryczne niskiego napięcia. Część 6: Sprawdzanie.Pogrubione obramowanie sygnalizuje poważniejsze błędy

Miejsce jest powinno być

s. 2 wiersz 17 od góry

- informacja dotycząca pomiaru impedancji pętli zwarciowej z zaciskami prądowymi;

- informacja dotycząca pomiaru impedancji pętli zwarcia doziemnego metodą cęgową;

s. 2 wiersz 19 od góry

- zalecenia dla stosowanego ponownie wyposażenia elektrycznego;

- zalecenia dla wyposażenia elektrycznego z odzysku;

s. 5wiersz 6-8 od góry

Sprawdzanie odbiorcze ma miejsce po wykonaniu nowej instalacji lub po zakończeniu uzupełnień lub zmian instalacji istniejących.

Sprawdzanie odbiorcze odbywa się po wykonaniu nowej instalacji oraz po przeprowadzeniu rozbudowy lub przebudowy istniejącej instalacji.

s. 6 61.1.2

61.1.2 Osobie dokonującej sprawdzania odbiorczego należy udostępnić informacje o wymaganiach 514.5 z Części 5-51 i inne informacje niezbędne do wykonania tego sprawdzania.

61.1.2 Osobie dokonującej sprawdzania odbiorczego należy udostępnić informacje wymagane w 514.5 z Części 5-51 i inne informacje niezbędne do wykonania tego sprawdzania.

s. 6, 61.2.2

- zostało dobrane prawidłowo oraz zainstalowane zgodnie z HD 60364 i instrukcjami producenta;

- zostało prawidłowo dobrane i zainstalowane zgodnie z HD 60364 oraz instrukcjami producenta;

s. 6 61.2.3 s. 21 C.61.2.3

b) występowanie przegród ogniowych… b) obecność przegród ognioodpornych…

s. 7 61.2.3

d) dobór i nastawienie urządzeń zabezpieczających i sygnalizacyjnych…

d) dobór i nastawienie urządzeń zabezpieczających i monitorujących…

s. 7 61.2.3

j) oznaczenie obwodów, urządzeń zabezpieczających przed prądem przetężeniowym…

j) oznaczenie obwodów, zabezpieczeń nadprądowych…

s. 7 61.2.3

l) występowanie i ciągłość przewodów ochronnych…

l) obecność i poprawność połączeń przewodów ochronnych…

s. 7 61.3.1, 1. akapit

… pod warunkiem że dadzą one nie gorsze wyniki. … pod warunkiem że dadzą one wyniki co najmniej równie miarodajne.

s. 8, (cd. 61.3.1) 1. akapit

… próbę tę i próbę poprzedzającą, jeżeli wykryte uszkodzenie może mieć wpływ na ich wynik, należy powtórzyć…

… próbę tę i każdą próbę poprzedzającą, na wynik której wykryte uszkodzenie mogło wpłynąć, należy powtórzyć…

s. 8 61.3.3 1. akapit

Rezystancję izolacji należy zmierzyć pomiędzy przewodami czynnymi a przewodem ochronnym, przyłączonym do układu uziemiającego. Do tego pomiaru przewody czynne można połączyć razem.

Rezystancję izolacji należy mierzyć pomiędzy przewodami czynnymi a uziemionym przewodem ochronnym. Do tego pomiaru przewody czynne można zewrzeć.

s. 8 61.3.3 2. akapit

Rezystancja izolacji mierzona przy napięciu pomiarowym o wartościach podanych w Tablicy 6A jest zadowalająca, jeżeli jej wartość dla każdego obwodu z odłączonym osprzętem jest nie mniejsza niż odpowiednia wartość podana w Tablicy 6A.

Rezystancja izolacji jest zadowalająca, jeżeli jej wartość, mierzona przy napięciu pomiarowym według Tablicy 6A w każdym obwodzie z odłączonymi odbiornikami, jest nie mniejsza niż odpowiednia wartość podana w Tablicy 6A.

s. 8 61.3.3 4. akapit

Jeżeli istnieje prawdopodobieństwo, że ograniczniki przepięć (SPD) lub inne urządzenia mogą mieć wpływ na próbę sprawdzającą lub mogą się uszkodzić, takie urządzenia należy odłączyć przed wykonaniem pomiaru rezystancji izolacji.

Jeżeli ograniczniki przepięć (SPD) lub inne urządzenia mogą wpływać na wynik pomiaru albo ulec uszkodzeniu, to przed pomiarem rezystancji izolacji należy je odłączyć.

s. 9 61.3.4 2. akapit

Wartość rezystancji uzyskana wg 61.3.4.1, 61.3.4.2 i 61.3.4.3 powinna być co najmniej taka, jak w Tablicy 6A dla obwodu o najwyższym napięciu.

Wartość rezystancji wskazana wg 61.3.4.1, 61.3.4.2 i 61.3.4.3 powinna być co najmniej taka, jak w Tablicy 6A dla obwodu o najwyższym z występujących napięć.

20





s. 9 61.3.4.3 2. akapit W przypadku separacji elektrycznej z odbiornikami zainstalowanymi w więcej niż jednym obwodzie sprawdzenie powinno być wykonane za pomocą pomiarów lub metodą obliczeniową dla przypadku dwóch przypadkowych uszkodzeń o pomijalnej impedancji między różnymi przewodami czynnymi, a także między przewodem ochronnym połączeń wyrównawczych lub częściami przewodzącymi dostępnymi przyłączonymi do niego; co najmniej jeden z uszkodzonych obwodów powinien być odłączony.

Jeżeli separacja elektryczna obejmuje więcej niż jeden odbiornik, to za pomocą pomiaru lub obliczeń należy sprawdzić, czy w przypadku dwóch jednoczesnych zwarć o pomijalnej impedancji różnych przewodów czynnych z przewodem wyrównawczym albo połączoną z nim częścią przewodzącą dostępną, co najmniej jeden z obwodów dotkniętych zwarciem zostanie wyłączony.

s. 9 61.3.6 UWAGA

Jeżeli do ochrony przeciwpożarowej są stosowane również urządzenia RCD, sprawdzanie warunków ochrony za pomocą samoczynnego wyłączania zasilania może być rozważane w aspekcie postanowień Części 4-42.

Jeżeli urządzenia RCD są stosowane również do ochrony przed pożarem, to sprawdzanie warunków ochrony za pomocą samoczynnego wyłączania zasilania można uważać za sprawdzanie postanowień Części 4-42.

s. 10 TN, pkt 2) 2) sprawdzenie charakterystyk i/lub 2) sprawdzenie danych znamionowych i/lub

s. 10 TN, pkt 2) s. 11 TT, pkt 2)

- ponownie użytych urządzeń RCD;- rozbudowy lub zmiany istniejącej instalacji, w której istniejące urządzenia RCD mają być użyte również do wyłączania obwodów w tej rozbudowanej lub zmienionej instalacji.

- urządzeń RCD z odzysku;- rozbudowy lub przebudowy instalacji, jeżeli istniejące urządzenia RCD mają służyć również do wyłączania obwodów, których dotyczy rozbudowa lub przebudowa

s. 10 TT, pkt 1)

UWAGA Jeżeli pomiar rezystancji RA jest niemożliwy, to można go zastąpić, wykonując pomiar impedancji pętli zwarciowej jak w a)1).

UWAGA Jeżeli pomiar rezystancji RA jest niemożliwy, to można go zastąpić pomiarem impedancji pętli zwarciowej jak w a)1).

s. 11 IT

UWAGA 1 Pomiar jest wykonywany tylko wówczas, gdy przeprowadzenie obliczeń jest niemożliwe z powodu braku wszystkich parametrów. Podczas wykonywania pomiaru należy zachować ostrożność, aby uniknąć niebezpieczeństwa podwójnego doziemienia.

UWAGA 1 Pomiar jest wykonywany tylko wówczas, gdy przeprowadzenie obliczeń jest niemożliwe, bo nie są znane wszystkie parametry. Podczas wykonywania pomiaru należy zachować ostrożność, aby uniknąć zagrożenia w wyniku podwójnego doziemienia.

s. 11 61.3.6.3 3. akapit

Jeżeli wymagania niniejszego podpunktu są niewystarczające…

Jeżeli wymagania niniejszego podpunktu nie są spełnione…

s. 12 61.3.6.7

UWAGA Jeżeli urządzenie RCD jest przewidywane do ochrony przy uszkodzeniu i do ochrony uzupełniającej, to wystarczająca jest próba według odpowiednich wymagań Części 4-41, dotyczących ochrony przeciwzwarciowej.

UWAGA Jeżeli urządzenie RCD jest użyte do ochrony przy uszkodzeniu i do ochrony uzupełniającej, to wystarczająca jest próba według odpowiednich wymagań Części 4-41, dotyczących ochrony przy uszkodzeniu.

s. 13 61.4.4

W protokóle należy podać osobę lub osoby odpowiedzialne za bezpieczeństwo, budowę i sprawdzenie instalacji, uwzględniając indywidualną odpowiedzialność tych osób w stosunku do osoby zlecającej pracę, razem z zapisami wymienionymi w 61.4.3.

Osoba lub osoby odpowiedzialne za bezpieczeństwo, budowę i sprawdzenie instalacji powinny przedstawić inwestorowi, wraz z protokołami wymienionymi w 61.4.3, protokół określający zakres odpowiedzialności każdej z nich.

s. 14 62.2.1 - obiekty komunalne; - obiekty gromadzące publiczność;

s. 15 A.2 3. akapit

Pomiar impedancji należy wykonać, dla pewności, co najmniej w trzech wybranych losowo miejscach, uznanych za konieczne.

Aby wyniki były wiarygodne, pomiar impedancji należy wykonać w tak licznych miejscach wybranych losowo, jak to się wydaje konieczne, jednak co najmniej w trzech.

s. 16 A.3 1. akapit Elektroda jest metalowym statywem trójnożnym, którego elementy, spoczywające na podłodze, tworzą wierzchołki trójkąta równobocznego. Każdy z podtrzymujących punktów jest wyposażony w elastyczną podstawę zapewniającą, po obciążeniu, dokładny styk z badaną powierzchnią o powierzchni około 900 mm2, przedstawiającym rezystancję mniejszą niż 5000 Ω

Elektroda jest metalowym trójnogiem, którego wsporniki, stykające się z podłogą, tworzą trójkąt równoboczny. Każdy wspornik ma elastyczną podeszwę, która po obciążeniu zapewnia z badaną powierzchnią dobrą styczność o powierzchni około 900 mm2 i wprowadza rezystancję mniejszą niż 5000 Ω

21





s. 18 B.1 1. akapit Następująca procedura, podana jako przykład, może być zastosowana przy pomiarze rezystancji uziomu (patrz Rysunek B.1).

Kiedy wymaga się pomiaru rezystancji uziemienia, można na przykład postąpić następująco (patrz Rysunek B.1).

s. 18 rys. B.1 Obszary pomiaru rezystancji (nieoddziaływujące na siebie)T1: uziom pomocniczyT2: drugi uziom pomocniczy

Obszary leja potencjału uziomów (nieoddziaływające na siebie)T1: uziom pomocniczy prądowyT2: uziom pomocniczy napięciowy

s. 20 B.3 Tytuł rozdziału oraz Podpis rysunku B.3

- Pomiar rezystancji pętli uziemienia z użyciem zacisków prądowych

- Pomiar rezystancji pętli zwarcia doziemnego metodą cęgową

s. 20 B.3 2. akapit Pierwszy zacisk wprowadza napięcie pomiarowe U do pętli, drugi zacisk mierzy prąd I w pętli.…

Pierwsze cęgi indukują w pętli napięcie pomiarowe U, drugie cęgi mierzą prąd I w pętli.…

s. 20 B.3 4. akapit Każdy zacisk może być indywidualnie przyłączony do miernika lub zespolony w jeden specjalny zacisk.

Każde z cęgów mogą być osobno połączone z miernikiem albo mogą być wykonane jako cęgi zespolone.

s. 20 B.3 6. akapit W układach TT, w których dostępne jest tylko nieznane połączenie z ziemią, pętla podczas pomiaru może być zamknięta krótkotrwałym połączeniem między uziomem a przewodem neutralnym (układ quasi TN).

W układzie TT, w którym jest dostęp tylko do uziemienia objętego pomiarem, pętlę można zamknąć łącząc krótkotrwale, na czas pomiaru, to uziemienie z przewodem neutralnym (układ quasi TN).

s. 20 B.3 7. akapit W celu uniknięcia ewentualnego ryzyka spowodowanego prądami powstałymi na skutek różnicy potencjałów między przewodem neutralnym a ziemią, układ powinien być wyłączony podczas przyłączania i odłączania zacisków.

Aby uniknąć ryzyka wynikłego z różnicy potencjałów między przewodem neutralnym a ziemią, wspomniane wyżej połączenie zaleca się wykonywać i rozłączać po wyłączeniu zasilania instalacji.

s. 21 C.61.2.3 b) Instalację uszczelnień sprawdza się… Uzyskaną szczelność sprawdza się…

s. 21 C.61.2.3 b) Ochrona przed prądem przetężeniowym układów oprzewodowania jest…

Zabezpieczenia nadprądowe przewodów są…

s. 21 C.61.2.3 b) ochrona przed prądem przetężeniowym zabezpieczenia nadprądowe

s. 21 C.61.2.3 c) i d) Dobór przewodów, uwzględniający ich materiał, sposób zainstalowania i przekrój, montaż przewodów…

Dobór przewodów, uwzględniający ich budowę, materiał i przekrój oraz sposób układania…

s. 21 C.61.2.3 i) Istnienie schematów, napisów ostrzegawczych lub innych podobnych informacjiSchemat określony w 514.5 Części 5-51 jest szczególnie niezbędny, gdy instalacja zawiera kilka rozdzielnic tablicowych.

Obecność schematów, napisów ostrzegawczych i podobnych informacjiSchemat określony w 514.5 Części 5-51 jest niezbędny szczególnie, jeśli instalacja zawiera kilka rozdzielnic.

s. 22 C.61.3.2 Próba ta jest wymagana do sprawdzenia warunków zabezpieczenia za pomocą samoczynnego wyłączenia zasilania (patrz 61.3.6) i jest uznana za miarodajną, jeżeli przyrząd pomiarowy użyty do tej próby ma odpowiednie wskazania.

Próba ta jest wymagana do sprawdzenia warunków ochrony za pomocą samoczynnego wyłączania zasilania (patrz 61.3.6), a jej wynik jest zadowalający, jeżeli użyty przyrząd daje wskazanie pozytywne.

s. 22 C.61.3.4.3 Gdy instalacja zawiera zarówno obwody separowane, jak i inne obwody, to wymagana izolacja jest uzyskiwana przez skonstruowanie urządzenia, zgodnie z wymaganiami stosownych norm.

Jeżeli urządzenie zawiera zarówno obwód separowany, jak i inne obwody, to wymaganą izolację zapewnia się przez konstrukcję urządzenia zgodną z wymaganiami bezpieczeństwa stosownych norm.

s. 22 C.61.3.6.1 Zgodnie z HD 60364-4-41:2007, przy sprawdzaniu zgodności z maksymalnymi czasami wyłączania, do próby powinien być stosowany prąd różnicowy o wartości 5 IΔn.

Zgodnie z HD 60364-4-41:2007, największy dopuszczalny czas wyłączania zaleca się sprawdzać przy prądzie różnicowym o wartości 5 IΔn.

s. 22 C.61.3.6.2 Jeżeli pomiary są wykonywane w temperaturze pokojowej, przy małych prądach, to postępowanie opisane dalej może być stosowane, ponieważ uwzględnia zwiększenie rezystancji przewodów ze wzrostem temperatury na skutek zwarcia, aby potwierdzić w przypadku układu TN zgodność zmierzonej wartości impedancji pętli zwarciowej z wymaganiami 411.4 w Części 41.

Ponieważ pomiary są wykonywane w temperaturze pokojowej, małymi prądami, więc można postąpić jak niżej, aby uwzględnić zwiększenie rezystancji przewodów wskutek wzrostu ich temperatury przy zwarciu, w celu sprawdzenia w przypadku układu TN zgodności zmierzonej wartości impedancji pętli zwarciowej z wymaganiami 411.4 w Części 41.

22





s. 22 C.61.3.6.2 Jeżeli pomiary są wykonywane w temperaturze pokojowej, przy małych prądach, to postępowanie opisane dalej może być stosowane, ponieważ uwzględnia zwiększenie rezystancji przewodów ze wzrostem temperatury na skutek zwarcia, aby potwierdzić w przypadku układu TN zgodność zmierzonej wartości impedancji pętli zwarciowej z wymaganiami 411.4 w Części 41.

Ponieważ pomiary są wykonywane w temperaturze pokojowej, małymi prądami, więc można postąpić jak niżej, aby uwzględnić zwiększenie rezystancji przewodów wskutek wzrostu ich temperatury przy zwarciu, w celu sprawdzenia w przypadku układu TN zgodności zmierzonej wartości impedancji pętli zwarciowej z wymaganiami 411.4 w Części 41.

s. 23 objaśnienia pod wzorem

Zs(m) jest zmierzoną wartością impedancji pętli zwarciowej, rozpoczynającej się i kończącej w miejscu zwarcia, w (Ω);

Uo jest napięciem przewodu fazowego względem uziemionego punktu neutralnego, w (V);

Zs(m) jest zmierzoną wartością impedancji pętli zwarciowej przy zwarciu w rozpatrywanym miejscu, w (Ω)

Uo jest napięciem przewodu fazowego względem uziemionego przewodu neutralnego, w (V);

s. 23 a) w pierwszej kolejności mierzy się, przy złączu instalacji, impedancję pętli zwarciowej Ze, obejmującej przewód fazowy i uziemiony punkt neutralny;

a) najpierw mierzy się impedancję pętli zwarciowej Ze przy złączu instalacji;

s. 23 d) wartości rezystancji zmierzonych według a), b) i c) zwiększyć na podstawie wzrostu temperatury, uwzględniając przy tym, w przypadku prądów zwarciowych, energię przepuszczoną przez urządzenie zabezpieczające;

d) wartości rezystancji zmierzonych według a), b) i c) zwiększa się stosownie do przyrostu temperatury, przyjmując za podstawę w przypadku zwarcia całkę Joule’a wyłączania urządzenia zabezpieczającego;

s. 23 e) te zwiększone wartości rezystancji są na koniec dodawane do wartości impedancji pętli zwarciowej Ze, obejmującej przewód zasilający fazowy i uziemiony punkt neutralny, tak aby otrzymać realną wartość Zs w warunkach zwarcia.

e) te zwiększone wartości rezystancji według d) dodaje się odpowiednio do impedancji pętli zwarciowej Ze, otrzymując wartości Zs w rzeczywistych warunkach zwarcia.

s. 24 Napisy nad wykresem

przewody miedziane w izolacji PVCpodzielić na 2podzielić na 1,6

przewody miedziane o izolacji PVCpodzielić przez 2podzielić przez 1,6

s. 25

Tytuł załącznika E

Zalecenia dotyczące wyposażenia elektrycznego, które ponownie zastosowano w instalacjach elektrycznych

Zalecenia dotyczące użycia w nowej instalacji wyposażenia elektrycznego z odzysku

s. 25

2. akapit

W czasie sprawdzania instalacji powinny być dostępne dokumenty dotyczące ponownie zastosowanego wyposażenia, zawierające co najmniej informacje na temat:

Dla wyposażenia z odzysku podczas sprawdzania zaleca się przygotować dokumenty zawierające co najmniej następujące informacje:

s. 26 Tytuł załącznika F Opis instalacji przeznaczonej do sprawdzenia Opis sprawdzanej instalacji

s. 26 Modyfikacja Modernizacja

s. 26 Identyfikacja użytych przyrządów: Wykaz użytych przyrządów:

s. 27, górna tablica Tablica na końcu erraty

s. 28 górna tablica 5-krotnie

sprawdzane połączenie połączenie sprawdzono

s. 28 dolna tablica Urządzenia izolacyjne i ochronne… łączniki izolacyjne i zabezpieczenia…

s. 30 G.2 Przykłady tematów,…Postanowienia ogólne

Przykłady zagadnień,…Ocena ogólna

s. 30 wiersz 4 od góry Obwody, które powinny być separowane (brak wzajemnego połączenia punktów neutralnych obwodów).

Oddzielenie obwodów (brak połączenia między przewodami neutralnymi różnych obwodów).

s. 30 wiersz 5/6 od góry Obwody, które powinny być rozpoznane (przewody neutralny i ochronny w takiej samej kolejności jak przewody fazowe)

Identyfikacja obwodów (ułożenie przewodów neutralnych i ochronnych razem z właściwymi przewodami fazowymi)

s. 30 wiersz 7 od góry Czasy wyłączania, możliwe do spełnienia przez zainstalowane urządzenia ochronne.

Dotrzymanie wymaganych czasów wyłączania przez zainstalowane zabezpieczenia.

23





s. 30 wiersz 9 od góry Wystarczająca liczba przewidzianych gniazd wtyczkowych.

Wystarczająca liczba zainstalowanych gniazd wtyczkowych.

s. 30 wiersz 12 od góry Główne odłączniki do wyłączenia wszystkich przewodów czynnych, jeżeli ma to zastosowanie

Obecność, jeśli wymagana, rozłącznika izolacyjnego odłączającego wszystkie przewody czynne

s. 30 wiersz 16 od góry Wszystkie połączenia bezpieczne Poprawnie wykonane połączenia (przewodów)

s. 30 wiersz 17 od góry Cała instalacja uziemiona zgodnie z normami krajowymi

W całej instalacji uziemienia wykonane zgodnie z normami krajowymi

s. 30 wiersz 9 od dołu Przewody inne niż giętkie i przewody sznurowe Przewody inne niż giętkie

s. 30 wiersz 7 od dołu Prawidłowy prąd znamionowy Wystarczająca obciążalność prądowa

s. 30 wiersz 6 od dołu Przewody nieosłonięte chronione obudową rury instalacyjnej, kanału kablowego lub listwy

Przewody bez powłoki są chronione rurą instalacyjną albo listwą zamkniętą bądź otwieraną

s. 30 wiersz 5/4 od dołu Przewody osłonięte prowadzone w dozwolonych strefach lub mające dodatkową ochronę mechaniczną

Przewody kabelkowe i kable są ułożone w dozwolonych miejscach albo mają dodatkową ochronę od uszkodzeń mechanicznych

s. 30 wiersz 3 od dołu Odpowiedni typ, jeżeli są narażone na bezpośrednie działanie światła słonecznego

Przewody narażone na bezpośrednie nasłonecznienie są odpowiedniego typu

s. 30 wiersz 2 od dołu Prawidłowo dobrane i zainstalowane do użytkowania, np. wbudowane

Przewody układane w ziemi są poprawnie dobrane i ułożone

s. 30 wiersz 1 od dołu Prawidłowo dobrane i zainstalowane do użytkowania na ścianach zewnętrznych

Przewody układane na ścianach zewnętrznych są poprawnie dobrane i ułożone

s. 31 wiersz 1 od góry Wewnętrzne promienie gięcia zgodne z odpowiednimi normami.

Promienie gięcia przewodów zgodne z odpowiednią normą.

s. 31 w. 5 od góry Osłony zacisków Zaciski umieszczone w osłonach

s. 31 wiersz 6 od góry Instalacja pozwalająca na łatwą wymianę w przypadku uszkodzenia przewodów

Możliwość łatwej wymiany uszkodzonych przewodów

s. 31 wiersz 7 od góry Instalacja przewodów taka, aby uniknąć nadmiernych naprężeń przewodów i zakończeń

Sposób ułożenia zapobiegający nadmiernym naprężeniom w przewodach i zaciskach

s. 31 wiersz 9/10 od góry

Jedna rura instalacyjna do przewodów tego samego obwodu…

W jednej rurze przewody tylko jednego obwodu…

s. 31 w. 11/12 od góry Połączenie przewodów (rozmiar zacisków przystosowany do przekroju przewodów); powinien być zagwarantowany wystarczający docisk stykowy

Połączenia przewodów (rozmiar zacisków dostosowany do przekroju przewodów) gwarantujące wystarczający docisk zestykowy

s. 31 wiersz 17 od góry Dobrane pod względem odporności na uszkodzenie spowodowane nagrzewaniem

Przewody odpowiednie pod względem ciepłoodporności

s. 31 wiersz 19 od góry Połączenia, które mają być wykonane z użyciem złączek do przewodów

Stan połączeń wykonanych z użyciem złączy wtykowych (połączenia gniazdo - wtyczka)

s. 31 w. 20/21 od góry Połączenia krańcowe z innymi odbiornikami prądu, właściwie zabezpieczone lub rozmieszczone tak, aby zapobiec naprężeniom przewodów

Przyłączenia urządzeń odbiorczych są tak zabezpieczone albo tak rozmieszczone, aby zapobiec naprężeniom w miejscach łączenia przewodów

s. 31 wiersz 22 od góry Zawieszone masy nie przekraczają prawidłowych wartości

Obciążenia zwieszaków nie są nadmierne

s. 31 wiersz 17 od dołu Przewody ochronne doprowadzone do każdego punktu i osprzętu

Przewody ochronne są doprowadzone do każdego miejsca przyłączenia

s. 31 wiersz 14 od dołu Izolacja, osłony i zakończenia oznaczane kombinacją barw zielonej i żółtej

Izolacja, koszulki i zaciski oznaczone kombinacją barw zielonej i żółtej

s. 31 wiersz 12 od dołu Prawidłowy rozmiar głównych i dodatkowych przewodów wyrównawczych

Prawidłowy przekrój przewodów połączeń wyrównawczych głównych i dodatkowych

s. 31 wiersz 9 od dołu Widoczne wskazanie… Widoczne oznaczenia…

24





s. 31 wiersz 6/5 od dołu s. 34 wiersz 2/3 od góry

Brak ostrych krawędzi na otworach do wprowadzenia przewodów, łbach wkrętów itd., które mogłyby powodować uszkodzenia przewodów

Otwory do wprowadzenia przewodów ani łby wkrętów nie mają ostrych krawędzi, które mogłyby uszkadzać przewody

s. 31 wiersz 4 od dołu Nieosłonięte przewody i żyły przewodów, z których usunięto osłonę, nie wystają poza obudowę

Poza obudową nie ma przewodów bez powłoki ani żył o jednej warstwie izolacji

s. 31 wiersz 1 od dołu Gołe przewody ochronne z nasadką o barwie na przemian zielonej/żółtej

Koszulki zielono-żółte u końców gołych przewodów ochronnych

s. 32 wiersz 1 od góry Zaciski dociśnięte i obejmujące wszystkie żyły przewodów

Wszystkie druciki żyły wielodrutowej są zaciśnięte w końcówce

s. 32 wiersz 2/3 od góry Zacisk przewodu sznurowego zastosowany prawidłowo lub uchwyty dopasowane do przewodów w taki sposób, aby chroniły zaciski przed naprężeniem

Prawidłowa odciążka lub opaska zaciskowa na przewodzie, aby zapobiec przenoszeniu naprężeń na zaciski

s. 32 wiersz 14 od góry Element złącza Złącze wtykowe

s. 32 wiersz 15 od góry Umieszczony poza zasięgiem osoby korzystającej z łazienki lub prysznica

Umieszczone poza zasięgiem ręki osoby korzystającej z wanny lub prysznica

s. 32 wiersz 15 od dołu Prawidłowy kod barwny lub oznakowanie przewodów

Przewody mają poprawne oznaczenia barwne lub opisowe

s. 32 wiersz 3 od dołu Puszki odpowiednie do wciągania przewodów Właściwe rozmieszczenie i rodzaj puszek do wciągania przewodów

s. 33 wiersz 3 od góry Przewody fazowe i neutralny osłonięte tą samą rurą instalacyjną

Przewody fazowe i neutralny w tej samej rurze

s. 33 wiersz 7 od góry Odpowiednio podtrzymywana i zakończona Odpowiednio umocowana i łączona

s. 33 wiersz od góry Rezerwa na wydłużanie i kurczenie Zapewniona kompensacja dylatacji cieplnych

s. 33 w. 10/11 od góry Puszki i osprzęt mocujący dostosowany do masy zawieszonej oprawy oświetleniowej w spodziewanej temperaturze

Puszki i uchwyty dostosowane do masy zawieszonej oprawy oświetleniowej i spodziewanej temperatury

s. 33 wiersz 19 od góry Mocowanie przewodów w ciągach pionowych W ciągach pionowych przewody są umocowane

s. 33 wiersz 19 od dołu Przewody fazowe i neutralne osłonięte tą samą listwą metalową

Przewody fazowe i neutralny jednego obwodu w tej samej listwie metalowej

s. 33 wiersz 16 od dołu Pewne połączenia mechaniczne i odpowiednia ciągłość z dopasowanymi powiązaniami

Użyte złączki zapewniają należytą wytrzymałość mechaniczną i ciągłość elektryczną

s. 33 w. 11/10 od dołu Nieprzewodzące pokrycia aparatury rozdzielczej usunięte w miejscach przyłączenia przewodu ochronnego i, jeżeli konieczne, dobrze zabezpieczone po przyłączeniu

Nieprzewodzące odejmowalne pokrywki zacisków ochronnych, jeśli konieczne, założone po przyłączeniu

s. 33 wiersz 8/7 od dołu Uwzględnienie możliwych do wystąpienia warunków, np. właściwych dla przewidywanego środowiska

Właściwie dobrane do warunków środowiska pracy

s. 33 wiersz 5 od dołu Odpowiednie, jako środki do izolowania, jeżeli mają zastosowanie

W wymaganych miejscach zainstalowano łączniki izolacyjne

s. 33 wiersz 4 od dołu Niedostępne dla osoby korzystającej prawidłowo z łazienki lub prysznica

Niedostępne dla osoby korzystającej prawidłowo z wanny lub prysznica

s. 34 wiersz 5 od góry Odpowiedni dostęp i odpowiednia przestrzeń do pracy

Należyta dostępność i przestrzeń obsługowa

s. 34 wiersz 6/7 od góry Obudowy odpowiednie do ochrony mechanicznej i, tam gdzie mają zastosowanie, do ochrony przed ogniem

Obudowa właściwa do ochrony od uszkodzeń mechanicznych i, jeśli to wymagane, od ognia

s. 34 wiersz 10 od góry Dobór i nastawienie zabezpieczeń (przetężeniowych)

Zabezpieczenia nadprądowe poprawnie dobrane i nastawione

s. 34 wiersz 11 od góry Zabezpieczenie przypisane indywidualnie do każdego obwodu

Każdy obwód ma osobne zabezpieczenie

25





s. 34 wiersz 12 od góry … w rozdzielnicy tablicowej … w rozdzielnicy

s. 34 wiersz 15 od góry Prawidłowo zakończone lub umieszczone we właściwym osprzęcie

Prawidłowo przyłączone z użyciem właściwego osprzętu

s. 34 wiersz 22 od góry Prawidłowo zlokalizowane Prawidłowo rozmieszczone

s. 34 wiersz 16 od dołu Widoczny znak zgodności z właściwą normą wyrobu, jeżeli jest wymagany w tej normie

Widoczny znak zgodności z właściwą normą wyrobu

s. 34 wiersz 15 od dołu Izolacja klasy ochronności 2 lub przyłączony przewód ochronny

Klasa ochronności 2 lub przyłączony przewód ochronny

Str. 27, górna tablica

informacje o zasilaniu i uziemieniu Zaznaczyć pole i ew. wpisać dane

Uziomdostawcy energii

odbiorcy liczba i rodzaj przewodów czynnych

Dane sieci zasilającejw miejscu przyłączenia

Zabezpieczeniew miejscu przyłączenia

Układ sieci

tn-c

tn-c-S

tn-S

tt

it

ac DcNapięcie znamionowe,

U/Uo (1).................V

Częstotliwość znamionowa, f (1)................. Hz

Największy spodziewany prąd zwarciowy,

Icc (2).................kA

Impedancja pętli zwarciowej (L-PE),

Ze (2)................. Ω

Uwagi:

(1) zapytać dostawcę

(2) zapytać, zmierzyć lub obliczyć

Typ: ...........................

......................................

Prąd znamionowy:

.................A

Czułość RCD,

jeśli zastosowano:

.............mA

1-fazowy, 2-przewodowy (LN) 2-biegun.

1-fazowy, 3-przewodowy (LLM) 3-biegun.

2-fazowy, 3-przewodowy (LLN) inny

3-fazowy, 3-przewodowy (LLL) inny

3-fazowy, 4-przewodowy (LLLN) inny

inne źródła zasilania (szczegóły w załączeniu)

reklaMa

26



© ZaBeZpiecZanie UkŁaDÓw poMiarU enerGii. wYMaGania Dla ocHronY prZeD prZepiĘciaMi... – andrzej w. Sowa


Stworzenie warunków zapewniających pewne i bezawaryjne działanie urządzeń elektronicznych wymaga przeprowadzenia

oceny zagrożenia przepięciowego występującego w miejscach ich zainstalowania. Następnie należy porównać poziomy występujących

przepięć z dopuszczalnymi poziomami odporności udarowej urządzeń oraz dobrać, jeśli jest to konieczne, odpowiednie urządzenia

do ograniczania przepięć. Taki tok postępowania zastosowano przy określaniu wymagań, jakie powinny spełniać urządzenia ograniczające

przepięcia dochodzące do układów pomiaru energii elektrycznej.

Poniżej przedstawiono podstawowe informacje o przepięciach występujących w instalacjach elektrycznych do 1000 V oraz w sieciach

średnich napięć. Zestawiono również wymagane poziomy odporności liczników energii elektrycznej na działanie napięć udarowych.

Informacje te wykorzystano do doboru urządzeń ograniczających przepięcia dochodzące do układów pomiaru energii elektrycznej,

połączonych bezpośrednio lub pośrednio do sieci elektroenergetycznej.

1. ZAGROŻENIE PRZEPIĘCIOWE URZĄDZEŃ

Układy pomiaru energii mogą być podłączone do sieci elektroenergetycznej: • bezpośrednio, dotyczy to głownie urządzeń w sieci 400/230 V, • półpośrednio, połączone przez przekładniki prądowe, • pośrednio, połączone przez przekładniki prądowe i napięciowe.

W zależności od układu połączeń, urządzenia mogą być narażone na oddziaływanie części prądu piorunowego oraz wszelkiego rodzaju przepięcia występujących w sieciach elektroenergetycznych różnych napięć.

W celu oceny występującego zagrożenia przedstawiono krótką charakterystykę przepięć atmosferycznych i łączeniowych, występujących w liniach elektroenergetycznych różnych napięć oraz instalacji elektrycznej w obiekcie budowlanym

1.1. Zagrożenie udarowe występujące w instalacji elektrycznej do 1000 V

Wyniki rejestracji prowadzonych w sieciach zasilających niskiego napięcia wykazały, że w większości przypadków przepięcia występujące w instalacji elektrycznej do 1000 V mają formę tłumionej sinusoidy lub przebiegi dwuwykładnicze. Na podstawie dostępnych danych można przyjąć, że w ciągu roku w instalacji elektrycznej w obiekcie budowlanym wystąpią przepięcia o następujących wartościach szczytowych:

300 – 500 V – kilkadziesiąt przypadków,

500 – 1000 V – kilkanaście przypadków,

1000 – 5000 V – kilka przypadków;

ponad 5000 V – pojedyncze przypadki.

W sieci elektroenergetycznej ułożonej w terenie podmiejskim lub wiejskim liczba przepięć o amplitudach przekraczających 1 kV będzie wielokrotnie większa. W ciągu roku może nawet wystąpić kilka przypadków przepięć o wartościach szczytowych przekraczających 5 kV.

Podejmowane są również próby uporządkowania dostępnych wyników i wykreślenia krzywych, które umożliwiają wyznaczanie liczby przepięć o dowolnej amplitudzie, mogących wystąpić w ciągu roku w instalacji elektrycznej. Przykład takich przebiegów przedstawiono na rys. 1. Otrzymane krzywe wyznaczono, uwzględniając różny „stopień wystawienia” obwodów niskonapięciowych sieci zasilających na działanie impulsów zakłócających.

ZABEZPIECZANIE UKŁADÓW POMIARU ENERGII.WYMAGANIA DLA OCHRONY PRZED PRZEPIĘCIAMI LICZNIKÓW

ZASILANYCH Z PRZEKŁADNIKÓW NAPIĘCIOWYCH

dr hab. inż. andrzej w. Sowa

27





Rys. 1. Krzywe określające liczby przepięć o różnych amplitudach wywołanych w ciągu roku w obwodach sieci zasilającej przez zewnętrzne źródła zakłóceń:

– krzywa A (małe wystawienie na zakłócenia); przepięcia w podziemnych kablach zasilających, ułożonych w miastach,– krzywa B (wystawienie średnie); przepięcia w biegnących przez tereny podmiejskie kablach podziemnych z dołączonymi odcinkami linii napowietrznych,– krzywa C (wystawienie duże); przepięcia w liniach napowietrznych biegnących przez tereny niezabudowane

W obiekcie budowlanym mającym urządzenie piorunochronne instalacja elektryczna i dołączone do niej urządzenia pomiaru energii mogą być również narażone na bezpośrednie oddziaływanie części prądu piorunowego. Takie zagrożenie występuje podczas bezpośredniego wyładowania piorunowego w obiekt budowlany (rys. 2).

Rys. 2. Przykładowy rozpływ prądu piorunowego w obiekcie budowlanym

1.2. Przepięcia w sieci elektroenergetycznej

Najgroźniejszym przypadkiem jest bezpośrednie wyładowanie piorunowe w przewody linii elektroenergetycznej. Do przybliżonej oceny zagrożenia można przyjąć, że impedancja kanału wyładowania jest duża i piorun uderzający w linię jest traktowany jak źródło prądowe podłączone do przewodu ułożonego nad powierzchnią ziemi (rys. 3).

28





Zakładając, że dla rozpływającego się prądu udarowego wartość impedancji falowej przewodu Z0 nad ziemią zawiera się pomiędzy 400 Ω – 500 Ω, otrzymujemy wartość napięcia:

2IZU 0 ⋅= .

Przykładowo, dla prądu piorunowego o wartości szczytowej I = 40 kA i impedancji falowej Z0 = 400 Ω otrzymujemy U = 8000 kV. Jest to wartość teoretyczna. W rzeczywistych liniach wystąpią przeskoki iskrowe na izolatorach i nastąpi ograniczenie wartości przepięcia atmosferycznego. Poziom ograniczania przepięć uzależniony jest od spadku napięcia na indukcyjności przewodu i rezystancji uziomu słupa, na którym nastąpił przeskok.

Częstość wyładowań piorunowych w linię elektroenergetyczną uzależniona jest od jej wymiarów, lokalnej częstości wyładowań piorunowych w analizowanym obszarze oraz ekranujących właściwości otoczenia linii. Dla linii elektroenergetycznej biegnącej w otwartym obszarze częstość wyładowań piorunowych w linię można określić z zależności:

N = A ⋅ Ng ⋅10–6 ,

gdzie: A – powierzchnia zbierania wyładowań piorunowych [m2],

Ng – roczna częstość wyładowań piorunowych [wyładowanie/km2 rok].

W przybliżonej analizie można przyjąć

A = 6 ⋅H ⋅ L ,

gdzie: L – długość linii [m],

H – wysokość linii.

Przykładowo dla H = 5 m, L = 1000 m, Ng = 1,8 wyładowania / km2 rok otrzymujemy N = 0,054 wyładowania / rok.

1.3. Przepięcia indukowane w liniach elektroenergetycznych

Znacznie częściej, w porównaniu z przypadkiem bezpośredniego wyładowania piorunowego, występują przepięcia atmosferyczne indukowane w liniach elektroenergetycznych. Przepięcia atmosferyczne indukowane mają najczęściej przebiegi aperiodyczny lub oscylacyjny tłumiony. Przykłady przepięć rejestrowanych w liniach elektroenergetycznych średnich napięć przedstawiono na rys. 4.

Rys. 4. Oscylogramy przepięć atmosferycznych indukowanych w równych punktach linii

Rys. 3. Wprowadzenie prądu udarowego do przewodu nad ziemią (symulacja bezpośredniego wyładowania piorunowego w linię)

29





Podobnie jak w przypadku wyładowań bezpośrednich, tworzone są również modele matematyczne: kanał z prądem piorunowych – linie napowietrzne. Przykład obliczeń przepięcia atmosferycznego indukowanego w linii odległej o 150 m od miejsca wyładowania piorunowego przedstawiono na rys. 5.

Rys. 5. Przepięcia atmosferyczne indukowane w różnych punktach linii

Uproszczoną zależność, określającą wartość szczytową napięcia U indukowanego pomiędzy przewodem a ziemią, można przedstawić w postaci:

U = 30 ⋅ H ⋅ I ,d

gdzie: I – prąd piorunowy [kA],

H – wysokość zawieszenia przewodu nad ziemią [m],

d – odległość pomiędzy przewodem a miejscem uderzenia pioruna [m].

Rys. 6. Napięcia indukowane w linii nad ziemią w funkcji odległości od miejsca wyładowania (linia ciągła H = 5 m, linia przerywana H = 7 m)

Istnieje również możliwość określenia liczby przepięć o danej wartości szczytowej, przy uwzględnieniu wymiarów linii oraz rocznej częstości wyładowań piorunowych w analizowanym obszarze.

Liczba przepięć wynosi:

,

gdzie: Ni – liczba indukowanych przepięć.

30





Współczynnik c określa redukujący czynnik wprowadzany przez uziemiony przewód neutralny lub ochronny (c = 0, jeśli brak wymienionych przewodów, c = 0,7 lub 0,9 w zależności od uziemiania przewodów). Przykładowo, wyniki obliczeń uzyskanych za pomocą powyższej zależności (oznaczenie CC05) zaprezentowano na rys. 7. Dodatkowo przedstawiono również krzywe proponowane przez innych autorów [3].

Rys. 7. Liczba przepięć o różnych amplitudach wyznaczona dla linii L = 1 km, H = 10 m, Ng = 1

1.4. Przepięcia wewnętrzne

Stany nieustalone w sieciach elektroenergetycznych, powstające podczas nagłych zmian napięcia zasilającego lub konfiguracji układu połączeń poszczególnych elementów w systemie elektroenergetycznym, są źródłem tzw. przepięć wewnętrznych. Wśród tych przepięć najczęściej występującymi są:

• przepięcia powstające podczas wyłączania i ponownego załączania nieobciążonych linii lub baterii kondensatorów, przerywaniu niewielkich prądów indukcyjnych, likwidacji zwarć za pomocą szybkich układów automatyki SPS;

• przepięcia wywołane nagłymi zmianami obciążenia, zjawiskami rezonansu i ferrorezonansu, niezanikającymi zwarciami jedno lub dwufazowymi z ziemią;

• przepięcia występujące podczas zwarć doziemnych w sieciach elektroenergetycznych;

• przepięcia powstające po zadziałaniu układów ochrony przepięciowej, wywołane gwałtowną zmianą napięcia, i towarzyszący temu przepływ prądów udarowych;

• bezpośredni styk przewodów sieci elektroenergetycznej o różnych napięciach.

Część z przedstawionych typów przepięć wewnętrznych występuje w sieciach średnich napięć. W takim przypadku zagrożenie urządzeń technicznych wynika z możliwości przenoszenia przepięć na stronę niskonapięciową transformatorów energetycznych.

2. POZIOMY ODPORNOŚCI UDAROWEJ LICZNIKÓW ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Jednym z podstawowych wymagań elektrycznych jest zachowanie odpowiednich właściwości dielektrycznych przy działaniu różnorodnych napięć, jakie mogą wystąpić w naturalnych warunkach. Odwzorowanie występujących zagrożeń uzyskano, badając liczniki napięciem udarowym oraz napięciem przemiennym.

W przypadku napięcia udarowego wykorzystywany jest udar o wartości szczytowej 6 000 V oraz kształcie 1,2/50 [6, 7]. Zakres badań liczników zestawiono w tabl. 1.

31





Tablica 1. Zakres badań liczników napięciem udarowym [6, 7]

Zakres badań Sposób prowadzenia badań Uwagi

Badania izolacji torów i izolacji między torami

Próby dla poszczególnych torów, odizolowanych podczas normalnej pracy od innych torów.

Zaciski torów nie badanych powinny być połączone z masą.

Wspólne próby torów napięciowych i prądowych. W przypadku połączenia obu torów.

Napięcie doprowadzane do wspólnego punktu oraz każdego swobodnego końca torów napięciowych.

W przypadku wspólnego, połączonego z masą, punktu kilku torów napięciowych.

Próba toru prądowego – napięcie udarowe połączone pomiędzy każdy z zacisków a masę

Próba toru napięciowego – napięcie udarowe połączone pomiędzy każdy z zacisków a masę. .

Tory napięciowe i prądowe rozdzielone, każdy z oddzielną izolacją. Próby niezależnie dla każdego toru. Zaciski, które nie są badane, powinny być połączone z masą.

Próby torów pomocniczych (przewidywane do zasilania z sieci lub przekładnika) o napięciu wyższym od 40 V.

Próby na takich samych warunkach jak próby torów napięciowych.

Badania izolacji torów względem masy

Wszystkie zaciski torów elektrycznych licznika połączone. Napięcia udarowe doprowadzane pomiędzy wszystkie tory elektryczne a masę.

Do połączonych zacisków elektrycznych należy również przyłączyć zaciski pomocnicze.

3. OCHRONA PRZED PRZEPIĘCIAMI UKŁADÓW POMIARU ENERGII

Zasady ograniczania przepięć dochodzących do układów pomiaru energii zostaną przedstawione dla: • liczników energii elektrycznej w instalacjach energii elektrycznej w obiektach budowlanych (połączenie bezpośrednie), • układów pomiarowych dołączonych do przekładników prądowych i napięciowych (układy półpośrednie i pośrednie).

W przypadku bezpośredniego połączenia liczników ograniczania przepięć poniżej poziomu 6000 V można zapewnić, stosując urządzenia ograniczające przepięcia. Typowe układy połączeń urządzeń ograniczających przepięcia przedstawiono na rys. 8. W celu ograniczenia prądów upływu zalecane jest stosowanie ograniczników iskiernikowych [8, 9].

W przypadku obiektu z urządzeniem piorunochronnych będą to urządzenia ograniczające przepięcia typu I (badane zgodnie z wymogami testów klasy I), które zapewniają ochronę przed wszelkiego rodzaju przepięciami oraz przed bezpośrednim oddziaływaniem części prądu piorunowego.

Napięciowe poziomy ograniczania przepięć ograniczników powinny zawierać się poniżej 4000 V lub, z uwzględnieniem wymagań normy PN-IEC 60364-4-443 [10], powinny wynosić poniżej 2500 V.

W przypadku braku zagrożeń stwarzanych przez oddziaływanie prądów piorunowych należy rozważyć ochronę tworzoną przez układy urządzeń ograniczających przepięcia typu 2 (klasy II). W celu eliminacji prądów upływu mogą to być ograniczniki zawierające szeregowe połączenie iskiernika i warystora.

W przypadku układów pomiaru energii, które dodatkowo wykonują inne funkcje, np. przesyłają dane pomiarowe (droga radiowa lub łącza kablowe), należy również dobrać ograniczniki przepięć w torach przesyłu sygnałów oraz liniach zasilających.

Rys. 8. Układy połączeń urządzeń ograniczających przepięcia w różnych systemach sieci

tt

32





Ograniczanie przepięć w układach półpośrednich i pośrednich zostanie przedstawione na przykładzie pomiarów w stacji wysokich napięć.

We współczesnych stacjach wysokich napięć budynki nastawni mogą znajdować się w znacznej odległości od miejsca montażu przekładników, co stwarza konieczność stosowania w obwodach wtórnych przewodów o długościach dochodzących do kilkuset metrów. W takich układach, w przypadku przepięć w liniach wysokich napięć, mogą wystąpić również przepięcia o znacznych wartościach, stwarzające zagrożenie dla izolacji urządzeń w nastawni.

Przepięcia przenoszą się ze strony pierwotnej na wtórną drogą sprzężeń: magnetycznego, elektrycznego i galwanicznego. Sprzężenia powodują, że w miejscu pomiarów mogą wystąpić napięcia udarowe doziemne oraz różnicowe.

Z danych literaturowych wynika, że napięcia doziemne mogą osiągać wartości nawet do kilku kilowoltów, a w przypadku sprzężeń galwanicznych dochodzą nawet do 20 kV [1, 2, 4].

Sprzężenia galwaniczne wywołane są przez różnice potencjałów uziomów stacji i nastawni. Jeśli uwzględnimy następujące wymagania:

• obowiązkowe uziemianie uzwojeń wtórnych przekładników, • niedopuszczanie do uziemiania w kilku miejscach, np. w rozdzielni i nastawni,

to równica potencjałów może być groźna dla uzwojeń izolacji liczników. Rozwiązaniem może być uziemianie w nastawni. W takim przypadku nie wnosimy potencjałów z siatki uziemiającej z rozdzielni do nastawni.

Jeśli uzwojenia wtórne są uziemione w nastawni, to do ograniczania różnic potencjałów przy przekładniku można zastosować elementy gazowyładowcze. Przykład takiego połączenia przedstawiono na rys. 9.

Budynek nastawni

Rys. 9. Ograniczanie różnic potencjałów pomiędzy uziomami rozdzielni i nastawni

Jeśli uziemienie zostało wykonane w bliskim sąsiedztwie przekładnika, to elementy gazowyładowcze można zastosować w budynku nastawni.

Podobny sposób ograniczania różnic potencjałów można zastosować w przypadku przekładników prądowych. W przykładzie przedstawionym na rys. 10 ograniczane są zarówno różnice potencjałów pomiędzy systemami uziomów, jak i przepięcia występujące pomiędzy przewodami w obwodzie wtórnym.

Budynek nastawni

Rys. 10. Przykład ograniczania przepięć w układzie z przekładnikiem prądowym

33





4. ZAKOŃCZENIE

Stosowanie coraz doskonalszych układów pomiaru energii oraz wzrost wymagań dotyczących ich możliwości stwarza konieczność przeanalizowania ich zagrożenia przepięciowego oraz podjęcia odpowiednich środków ochrony.

W przypadku analizowanych układów dodatkowym problemem jest konieczność wyeliminowania wpływu zastosowanych urządzeń ograniczających przepięcia na pracę chronionych liczników.

BIBLIOGRAFIA

[1] Wiszniewski A.: Przekładniki w elektroenergetyce. WNT Warszawa 1982.

[2] Nowicz R.: Przekładniki napięciowe. Klasyczne, specjalne i niekonwencjonalne. Monografie Politechniki Łódzkiej, 2003,

[3] Technical Report General Basic information regarding surge overvoltages and surge protection In lowvoltage a.c. power systems.

[4] Kasprzak A., Orlikowski M., Brodecki D.: Badanie przenoszenia zakłóceń impulsowych w przekładnikach. Zeszyty Politechniki Łódzkiej, Elektryka z. 96.

[5] Koszmider A.: Właściwości indukcyjnych przekładników wysokonapięciowych w świetle wymagań dyrektywy kompatybilnościowej.

[6] PN-93/E-06504 Liczniki energii elektrycznej. Liczniki indukcyjne energii czynnej prądu przemiennego klasy 0,5, 1, 2.

[7] PN-E-06506 Liczniki energii elektrycznej. Liczniki indukcyjne energii biernej klasy 3.

[8] Vereinigung Deutscher Elektrizitätswerke VDEW – e.V. : Überspannungsschutzeinrichtungen der Anforderungsklase B. Richtlinie für den Einsatz in Hauptstromversorgunssystemen.

[9] Vereinigung Deutscher Elektrizitätswerke VDEW – e.V. Technische Anschlussbedingungen für den Anschluss an das Niederspannungsnetz.

[10] PN-IEC 60364-4-443:1999, Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Ochrona dla zapewnienia bezpieczeństwa. Ochrona przez przepięciami. Ochrona przed przepięciami atmosferycznymi i łączeniowymi.

Współorganizatorzy: Wydział Elektrotechnki i Automatyki oraz Wydział Elektroniki, Telekomunikacji i Informatyki Politechniki Gdańskiej

EC Wybrzeże, Port Gdynia, SEP O/Gdańsk.

Tematyka konferencji jest ukierunkowana na energooszczędność i bezpieczeństwo w systemach elektroenergetycznych, układach napędowych oraz systemach automatyki.

Wśród wykładowców znakomitości o międzynarodowej sławie.

Całkowity koszt konferencji 1450 zł + 22% VAT obejmuje: 3-dniowe szkolenie, 3-dniowe zakwaterowanie (2-osobowe)

z pełnym wyżywieniem w hotelu Lido oraz materiały konferencyjne drukowane w formie książkowej.

Przy zakwaterowaniu 1-osobowym jest dopłata 60 zł (za 3 noclegi). Ceny nie ulegną zmianie, o ile nie wzrosną podatki!

Dla zainteresowanych egzamin na świadectwo kwalifikacyjne.

XI KONfERENCjA O CHARAKtERZE SZKOLENIOWYMreklaMa

34



© rola paraMetrÓw tecHnicZnYcH SYSteMU ocHronY oDGroMowej BUDYnkU... – Henryk BorYŃ, Stanisław wojtaS


ROLA PARAMETRÓW TECHNICZNYCH SYSTEMU OCHRONY ODGROMOWEJ BUDYNKU

W EKSPLOATACJI UKŁADÓW AUTOMATYKI PRZEMYSŁOWEJ

dr inż. Henryk BORYŃ, Stanisław WOJTAS


W pracy dokonano analizy właściwości technicznych podstawowych elementów systemu ochrony odgromowej budynku, czyli

zewnętrznego urządzenia piorunochronnego, uziemienia odgromowego i wewnętrznych połączeń wyrównawczych na podstawie

aktualnych norm. Omówiono działania pozwalające na ograniczenie amplitudy zaburzeń napięciowych, generowanych w układach

zasilania elektroenergetycznego, i minimalizację ich wpływu na zakłócenia powstające w instalacjach sygnałowych układów automatyki

przemysłowej.

1. WSTĘP

Współczesne urządzenia elektroniczne oraz niektóre elektryczne, z uwagi na swoją konstrukcję i zastosowane materiały, mają stosunkowo niewielką odporność na działanie udarów napięciowych lub prądowych, dochodzących do tych urządzeń z elektroenergetycznej sieci zasilającej. Znaczny stopień zagrożenia potwierdzają towarzystwa ubezpieczeniowe, ponoszące znaczne koszty naprawy ubezpieczonego sprzętu. Poprawna i niezawodna praca tych urządzeń wymaga sprawnego i właściwie zaprojektowanego systemu ochrony przed przepięciami zewnętrznymi, wywołanymi głównie przez wyładowania atmosferyczne. Bardzo ważnymi elementami systemu ochronnego budynku są zewnętrzne urządzenia piorunochronne oraz układ połączeń wyrównawczych między uziemieniem odgromowym a przewodzącymi instalacjami technicznymi, wprowadzonymi do obiektu.

Celem pracy jest przedstawienie aktualnych przepisów technicznych i zasad praktycznych dotyczących zagadnień związanych z projektowaniem i budową systemów uziemień odgromowych oraz połączeń wyrównawczych w instalacjach zasilających i sygnałowych w obiektach budowlanych.

2. ŹRÓDŁA ZAKŁÓCEŃ NAPIĘCIOWYCH

Krótkotrwały przejściowy wzrost napięcia, często znacznie powyżej napięcia roboczego sieci, stanowi zakłócenie, które może mieć negatywny wpływ na pracę urządzeń przyłączonych do niej. Źródłem takich przepięć mogą być następujące zjawiska:

• wyładowania atmosferyczne – przepięcia związane z nimi mogą być spowodowane bezpośrednim uderzeniem pioruna w elementy sieci zasilającej, uderzeniem bliskim lub dalszym. Praktyka pokazuje, że bez zastosowania specjalistycznych układów ochronnych, urządzenia eksploatowane na obszarze o promieniu do 1,5 km od miejsca uderzenia pioruna mogą ulec uszkodzeniu;

• stany nieustalone w sieciach elektroenergetycznych – powodują powstawanie przepięć łączeniowych, dynamicznych i ziemnozwarciowych. Występują one w sieciach średnich napięć i są przenoszone na stronę niskonapięciową transformatorów energetycznych, dając stosunkowo niewielki wzrost amplitudy napięcia do kilkukrotnej wartości napięcia znamionowego;

• wyładowania elektrostatyczne – powstają podczas wyładowań elektrycznych spowodowanych przez ładunki elektrostatyczne zgromadzone na różnych elementach obwodów w wyniku elektryzacji, z udziałem ludzi lub bezpośrednio na urządzeniach.

Wyniki rejestracji przepięć w rzeczywistych sieciach omówione w podręczniku Sowy [8] wskazują, że w ciągu roku w dowolnym punkcie instalacji elektrycznej niskiego napięcia mogą pojawić się przepięcia o następującym rozkładzie amplitud:

• 300 – 500 V – kilkaset przypadków, • 500 – 1000 V – kilkadziesiąt przypadków, • 1000 – 5000 V – kilkanaście przypadków, • ponad 5000 V – kilka przypadków.

Przy czym przepięcia o amplitudzie powyżej 3500 V są wywołane wyłącznie przez wyładowania atmosferyczne, stanowiąc przepięcia najbardziej niebezpieczne dla urządzeń zasilanych z niskonapięciowej instalacji elektroenergetycznej. Informacje

35





o zagrożeniu przepięciowym w instalacjach sygnałowych są nieliczne i niepełne [8], z uwagi na czasochłonność i koszt prowadzenia takich badań. Można jednak wskazać, że amplituda przepięć występujących w sieciach informatycznych może sięgać kilkuset woltów przy liczbie kilkudziesięciu udarów rocznie. Większe zagrożenie obserwuje się w sieciach telekomunikacyjnych – nawet do kilkunastu kilowoltów w liniach napowietrznych lub pojedynczych kilowoltów w liniach kablowych.

3. ZEWNĘTRZNE URZĄDZENIE PIORUNOCHRONNE

3.1. Definicje

Przyjęte w kraju normy europejskie [1, 2, 3, 4], dotyczące ochrony odgromowej wprowadzają określoną systematykę pojęć z tego zakresu. Do najważniejszych definicji należą:

1. urządzenie piorunochronne (LPS – ang. lightning protection system) – kompletne urządzenie stosowane do redukcji szkód fizycznych spowodowanych wyładowaniami piorunowymi. Składa się ono z zewnętrznego i wewnętrznego urządzenia piorunochronnego;

2. zewnętrzne urządzenie piorunochronne – część LPS: system zwodów, przewodów odprowadzających i uziemień;

3. wewnętrzne urządzenie piorunochronne – część LPS składająca się z systemu połączeń wyrównawczych i/lub zastosowania w układzie bezpiecznych odstępów izolacyjnych wewnątrz chronionej przestrzeni;

4. zwód – część zewnętrznego urządzenia piorunochronnego, przezna czona do przejmowania wyładowań piorunowych;

5. przewód odprowadzający – część zewnętrznego urządzenia piorunowego, przeznaczona do odprowadzania prądu piorunowego od zwodu do uziemienia;

6. uziemienie – część zewnętrznego urządzenia piorunochronnego, przeznaczona do odprowadzenia prądu do ziemi;

7. uziom – część lub zespół części uziemienia zapewniająca bezpośrednie połączenie elektryczne z ziemią i rozpraszające w gruncie prąd piorunowy;

8. umowna impedancja uziemienia – stosunek wartości szczytowych napięcia i prądu, które na ogół nie występują na uziomie równocześnie. Umownie służy on za wskaźnik skuteczności uziemienia;

9. poziom ochrony odgromowej – termin służący klasyfikacji urządzenia piorunochronnego zgodnie z jego skutecznością odniesioną do określonego zestawu parametrów prądu pioruna. Termin ten wyraża prawdopodobieństwo, z jakim LPS chroni strefę ochrony odgromowej przed skutkami piorunowymi.

3.2. Zwody

Do projektowania układu zwodów można stosować według normy [3] niezależnie lub w dowolnej kombinacji metody: kąta ochronnego, toczącej się kuli lub oczkową. Wyznaczanie stref ochronnych, czyli przestrzeni zabezpieczonych przed bezpośrednim uderzeniem pioruna, tradycyjnymi metodami kąta ochronnego lub oczkową jest stosowane w praktyce inżynierskiej od dawna. Mniej znaną metodą obliczeń jest znacznie nowsza metoda toczącej się kuli.

Według normy [3] metoda toczącej się kuli może być stosowana w każdym obiekcie, ale w szczególności jest zalecana do określania chronionych obszarów wszędzie tam, gdzie metoda kąta ochronnego okazuje się zbyt łagodna, na przykład przy obiektach o znacznej wysokości lub w przypadku wymagania wysokiego poziomu ochrony. Na rys. 1 przedstawiono ideę tej metody – właściwe rozmieszczenie zwodów na chronionym budynku uzyskuje się wtedy, gdy żaden punkt przestrzeni podlegającej ochronie nie ma kontaktu z kulą toczącą się po ziemi i po powierzchni obiektu we wszystkich możliwych kierunkach. Kula wskazuje te elementy na ziemi lub na budynku,w które może uderzać piorun. Promień kuli R powinien odpowiadać wybranemu poziomowi ochrony LPS – zawiera się w przedziale od 20 m dla poziomu I do 60 m dla poziomu IV. Gdy wysokość obiektu chronionego przekracza promień R, to strefa ochronna rozpoczyna się poniżej punktu B (rys. 1). Zwody powinny być umieszczone między punktami A i B (na bocznej powierzchni obiektu). Ponadto konieczny jest zwód na odcinku CC’ i w punkcie D, jeżeli jest on częścią obiektu podlegającego ochronie.

Metoda oczkowa wymiarowania sieci zwodów jest stosowna do projektowania układów ochrony płaskich powierzchni, czyli w przypadku dachów, na których zwody są umieszczone wzdłuż krawędzi lub kalenicy dachu. Wymiary oczek sieci zwodów nie powinny przekraczać wartości dopuszczonych normą [3].

36





A

B CC`

D

Rys. 1. Miejsce rozmieszczenia zwodów urządzenia piorunochronnego według metody toczącej się kuli

3.3. Uziemienie

Właściwie zaprojektowane uziemienie odgromowe jest bardzo ważną częścią LPS, którego zadaniem jest ochrona ludzi, zwierząt oraz urządzeń przed niszczącymi skutkami wyładowań atmosferycznych. Podczas przepływu prądu piorunowego na rezystancji uziemienia występuje napięcie, którego rozkład na obszarze gruntu otaczającego uziom zależy wyraźnie od jego kształtu i położenia. Analizując ten rozkład napięcia, szczególną uwagę należy zwrócić na jego wartości na powierzchni ziemi, gdzie ludzie lub zwierzęta mogą być narażeni na działanie znacznego napięcia krokowego, ΔU występującego na odcinku Δx między stopami człowieka, jak to przedstawiono na rys. 2. Z wysokimi wartościami napięcia krokowego można spotkać się zwłaszcza w przypadku dużych zwierząt – duży odstęp Δx.

Zasadniczym parametrem charakteryzującym uziemienie jest jego rezystancja (impedancja) R, od której zależy całkowity spadek napięcia przy przepływie prądu do ziemi. Przy wyznaczaniu tej wielkości metodą obliczeniową istnieje ryzyko popełnienia nawet znacznych błędów wskutek zwykle przyjmowanego założenia, bardzo trudnego do uwzględnienia w obliczeniach, stałości wartości rezystywności gruntu, mimo występujących w rzeczywistości zmian:

1. w czasie, wywołanych np. opadami atmosferycznymi czy temperaturą gruntu,

2. związanych z głębokością i odległością od uziomu, w wyniku różnic w składzie chemicznym i rodzaju gruntu,

3. spowodowanych innymi czynnikami, np. zmniejszaniem się natężenia pola elektrycznego w warstwach bezpośrednio przylegających do uziomu.

W praktyce inżynierskiej spotyka się uziomy pionowe, poziome oraz wielokrotne, czyli jednocześnie złożone z części pionowych i poziomych. Wyrażenia umożliwiające obliczanie rezystancji prostych uziomów są najczęściej wyprowadzane metodą odbicia zwierciadlanego. W przypadku uziomu pionowego o długości l, średnicy 2,r zagłębionego w gruncie o rezystywności p, jego rezystancję R można obliczyć zgodnie z podręcznikiem Szpora i Samuły [5] według następującego wzoru:

(1)

W wykonaniach praktycznych uziomu pionowego wartość ln(2l/r) zmienia się w niezbyt szerokim zakresie, wobec czego można do obliczeń wykorzystywać wzór uproszczony:

l

R ρ⋅≈ 9,0 (2)

37





0 2 4 6 8 10-2 x [m]

Ux

0,2

0,6

1

∆x

∆U

Rys. 2. Rozkład napięcia na powierzchni ziemi w pobliżu uziomu pionowego; napięcie krokowe ΔU na odcinku Δx

Postępując analogicznie dla uziomu poziomego o długości l, średnicy 2r, umieszczonego na głębokości h w gruncie o rezystywności p, otrzymujemy wzór dokładny [5]:

(3)

oraz przybliżony, przy uwzględnieniu nieznacznych zmian czynnika ln(l2/2rh):

l

R ρ⋅≈ 2 (4)

W uziomach wielokrotnych poszczególne elementy pionowe lub poziome w liczbie n współpracują równolegle, a więc rezystancja wypadkowa całości jest znacznie mniejsza niż rezystancja pojedynczego uziomu prostego. Rezystancja ta jest jednak nieco większa niż wartość R/n, ponieważ poszczególne części uziomu oddziaływują na siebie w sposób zwiększający napięcie. Na przykład stosowany często uziom otokowy w kształcie kwadratu złożony z czterech uziomów prostych o parametrach r, l, h,

charakteryzuje się przybliżoną rezystancją o wartości [5]:

(5)

3.4. Właściwości udarowe uziemień

O skuteczności uziemienia w warunkach udarowych decydują indukcyjne spadki napięcia na poszczególnych elementach systemu uziemień, ponieważ prądy piorunowe cechuje znaczna stromość narastania w czasie, do 100 kA/µs. Dla bardziej rozległych układów należy wziąć pod uwagę zjawiska falowe, zachodzące w uziemieniach. Wymaganie w warunkach udarowych niskiej wartości rezystancji nie może być realizowane poprzez proste zwiększanie rozległości uziomów, jak to jest powszechnie praktykowane w przypadku uziemień roboczych pracujących przy prądach o częstotliwości przemysłowej. Analiza pracy linii długiej modelującej uziom, w której uwzględniono działanie wszystkich parametrów obwodu, pokazuje, że zwiększanie długości l uziomu poziomego jest skuteczne tylko do wartości efektywnej równej [5]:

38





, (6)

gdzie: T1 – czas trwania czoła udaru prądowego, L – indukcyjność jednostkowa uziomu (1 - 2µH/m), G – konduktywność gruntu.

Z zależności (6) wynika, iż dla udaru o czole T1 = 1 µs oraz przy L = 2 µH/m efektywna długość uziomu w gruncie o rezystywności 1000 Ωm wynosi 50 m, natomiast w gruncie o rezystywności 100 Ωm zaledwie 15 m.

Stosowane czasem w praktyce łączenie uziomu odgromowego z rozległym uziomem roboczym umożliwia uzyskanie niskiej wartości rezystancji uziomu, mierzonej metodą niskoczęstotliwościową. Rezystancja udarowa takiego uziemienia jednak może być wielokrotnie wyższa, co prowadzi do zagrożenia chronionego obiektu podczas wyładowania atmosferycznego. Na rys. 3 pokazano obliczone zmiany rezystancji statycznej i udarowej uziemienia poziomego w funkcji jego długości. Przyrost długości powyżej wartości efektywnej praktycznie nie daje obniżenia rezystancji udarowej, a więc ta część uziomu nie bierze udziału w odprowadzaniu prądu piorunowego.

Ze względu na szybkość zmian przebiegów udarowych oraz przesunięcie w czasie między prądem i wywołanym przez niego spadkiem napięcia na uziemieniu, techniczna realizacja pomiaru nie jest rzeczą oczywistą. Można stosować różne definicje rezystancji udarowej, także operujące wartościami chwilowymi, ale praktyczną realizację, opisaną w pracach Galewskiego, Wojtasa i Wołoszyka [6, 7], znalazła definicja wykorzystująca pomiary wartości szczytowej prądu Imax oraz napięcia Umax według następującego wyrażenia

max

max

IUZ = (7)

Rys. 3. Zmiany rezystancji statycznej R oraz udarowej Z z przyrostem długości l uziomu poziomego dla gruntu o znacznej rezystywności

Wartości maksymalne prądu i napięcia zwykle nie występują w tym samym czasie i przesunięcie między nimi zależy od rozległości (a więc indukcyjności) uziemienia. Przykładowe oscylogramy obu wielkości przedstawiono na rys. 4.

Rys. 4. Przykładowe przebiegi prądu i napięcia na uziemieniach o znacznej indukcyjności: a – uziom otokowy, b – uziom szpilkowy głębinowy

a) b)

39





Rezystancja uziemienia przewodzącego prądy udarowe jest nie tylko funkcją stromości narastania prądu i jego natężenia, ale także długości uziomu. Stosunek wartości rezystancji uziomu, mierzonej metodą udarową, do rezystancji przy napięciu wolnozmiennym, to współczynnik udarowy uziomu ku. Uziomy pod względem wartości współczynnika ku. można podzielić na trzy grupy, zależnie od ich konstrukcji.

W uziomach skupionych o niewielkiej rozległości należy oczekiwać współczynnika o najmniejszej wartości. W innych, bardziej rozległych uziemieniach wartości ku. powinny być większe. Ilustracją tych rozważań mogą być wyniki pomiarów rezystancji uziemienia słupów linii napowietrznych, pokazane na rys. 5. W przypadku uziemienia słupów linii 110 kV, posadowionych w gruncie o dobrej przewodności, często już sam naturalny fundament słupa spełnia wymagania stawiane uziemieniom. Zmierzona wartość rezystywności udarowej uziemienia takich słupów wynosiła 5,6 Ω, a rezystancji statycznej – 4,8 Ω, co dało niewielki, o wartości 1,17, współczynnik udarowy ku.

Rys. 5. Wyniki pomiarów rezystancji udarowej i statycznej oraz współczynnika udaru uziemień o różnych konstrukcjach: I – uziomy skupione, II – typowe uziomy otokowe słupów, III – uziomy bardzo rozległe

Do drugiej grupy należą typowe uziemienia otokowe słupów posadowionych w gruncie o średniej rezystywności. Dla takich obiektów uzyskano średnią wartość rezystancji udarowej 16,4 Ω, a rezystancji statycznej – 11,2 Ω, co daje współczynnik udarowy równy 1,5. Jest to wartość ku, spotykana w typowych, niezbyt rozległych uziomach otokowych różnych obiektów.

Trzecią grupę stanowią bardzo rozległe uziemienia. Natrafiono na takie podczas pomiarów uziemień słupów odłącznikowych linii 15 kV. Średnia wartość rezystancji udarowej słupów wyniosła 10,2 Ω, a ich rezystancja statyczna tylko 2,1 Ω. Daje to współczynnik udarowy równy 4,9. Badana linia była zbudowana na piaszczystym gruncie charakteryzującym się wysoką rezystywnością i dla uzyskania odpowiedniej rezystancji uziemień wykonawca linii poprowadził tzw. przeciwwagę, czyli umieszczony w ziemi uziom poziomy, łączący kolejne słupy. Uzyskano w ten sposób zadowalające właściwości statyczne uziemień słupów linii, ale ochrona w warunkach udarowych może okazać się nieskuteczna. Podobna sytuacja wystąpi w dowolnych obiektach, w których jako środek zaradczy na zbyt wysoką wartość rezystancji uziemienia zastosowano połączenie systemu uziomów z rozległą metalową siecią wodociągową. Taki zabieg radykalnie poprawia właściwości statyczne uziemienia, ale ma niewielki wpływ na jego właściwości w warunkach udarowych.

4. POŁĄCZENIA WYRÓWNAWCZE BEZPOŚREDNIE

4.1. Definicje

Omawiając problem stosowania połączeń wyrównawczych w systemach ochrony odgromowej typowych obiektów budowlanych, należy zacząć od przytoczenia kilku zasadniczych definicji, dotyczących wewnętrznej ochrony odgromowej według aktualnej normy [3]:

• przestrzeń chroniona, to część budowli, dla której jest wymagana ochrona przed skutkami uderzenia pioruna, • szyna wyrównawcza, to szyna, za pomocą której są łączone z urządzeniem piorunochronnym metalowe instalacje,

zewnętrzne części przewodzące, linie elektroenergetyczne i telekomunikacyjne oraz inne przewody, • lokalna szyna wyrównawcza, to szyna wyrównawcza na granicy kolejnych stref ochrony odgromowej, • sieć wyrównawcza, to sieć przewodów wyrównawczych, łączących przewodzące części układu, • połączenie wyrównawcze (EB – ang. equipotential bonding), to część wewnętrznego urządzenia piorunochronnego,

redukująca różnice potencjałów wywołane przez prąd piorunowy, wykonana za pomocą złączy lub ograniczników przepięć,

40





• przewód wyrównawczy, to przewód przeznaczony do wyrównywania potencjałów, • bezpieczny odstęp, to minimalna odległość między dwiema przewodzącymi częściami chronionej przestrzeni, między

którymi nie może wystąpić niebezpieczna iskra, • niebezpieczna iskra, to nieakceptowane wyładowanie elektryczne wywołane przez prąd piorunowy wewnątrz chronionej

przestrzeni, • ogranicznik przepięć, to urządzenie przeznaczone do ograniczania napięcia udarowego między dwiema częściami

w obrębie chronionej przestrzeni.

4.2. Zasady stosowania połączeń wyrównawczych bezpośrednich

W obiektach budowlanych, wyposażonych w LPS, występuje zagrożenie piorunowe dla ludzi oraz urządzeń technicznych, wywołane przez prąd piorunowy rozpływający się w instalacji podczas bezpośredniego wyładowania w obiekt. Zagrożenie to wynika z napięć (osiągających niekiedy znaczne wartości), które występują między poszczególnymi przewodzącymi instalacjami technicznymi budynku. Uproszczony rozpływ prądu piorunowego w obiekcie ilustruje rys. 6.

Można przyjąć, że płynący w LPS całkowity prąd piorunowy ip dzieli się w węźle łączącym uziemienie i szynę wyrównawczą budynku. Połowa prądu odpływa bezpośrednio przez uziom do gruntu, a pozostała część prądu wpływa do poszczególnych przewodzących instalacji technicznych wprowadzonych do budynku, połączonych z szyną wyrównawczą. Prąd piorunowy uziomu wywołuje na nim spadek napięcia o wartości wynikającej z natężenia prądu i impedancji uziomu, a więc potencjał szyny wyrównawczej i dołączonego do niej przewodu PEN nagle wzrasta. W efekcie może to prowadzić do uszkodzenia izolacji instalacji oraz zasilanych urządzeń. Gdyby będące w pobliżu szyny wyrównawczej przewodzące instalacje techniczne budynku (co, wodne, gazowa) nie były połączone z szyną, to wskazana wcześniej różnica potencjałów stanowiłaby niebezpieczeństwo porażeniowe dla użytkowników tych instalacji oraz powodowałaby możliwość wystąpienia niebezpiecznych iskier wtórnych.

Zgodnie z zasadami sformułowanymi w normach dotyczących ochrony odgromowej budowli [1, 2, 3, 4], usunięcie tego niebezpieczeństwa wymaga zainstalowania w budynku odpowiednio zaprojektowanego i wykonanego systemu wyrównywania potencjałów (zwanego inaczej systemem ekwipotencjalizacji lub systemem połączeń wyrównawczych).

Zbudowany system wyrównywania potencjałów ma następujące zadania: • wyeliminować możliwość występowania iskier wtórnych w chronionej przestrzeni, co pozwala znacznie zredukować

zagrożenie pożarowe i wybuchowe, • ograniczyć do dopuszczalnego poziomu wartości przepięć występujących między instalacjami technicznymi budynku

oraz • zapewnić bezpieczeństwo porażeniowe ludziom przebywającym wewnątrz i na zewnątrz obiektu budowlanego.

Rys. 6. Uproszczony rozpływ prądu piorunowego w obiekcie budowlanym: ip – prąd piorunowy, Ru – rezystancja uziemienia, 1, 2, 3, 4 – przewodzące instalacje techniczne wprowadzone do budynku

4321

i

p

Rup0,5 i

p0,5 ip0,5 i

Σ i=

41





Wymienione wyżej normy zalecają, aby ekwipotencjalizacją objąć wszystkie przewodzące instalacje wprowadzone do obiektu, metalowe części konstrukcyjne obiektu oraz instalacje przebiegające wewnątrz obiektu w zależności od ich usytuowania i od rodzaju obiektu. Realizacja tego zalecenia sprowadza się do wykonania połączeń tworzących system połączeń wyrównawczych w budowli (rys. 7), czyli:

• połączeń bezpośrednich (za pomocą przewodów wyrównawczych), a więc połączeń między wszystkimi przewodzącymi instalacjami i urządzeniami technicznymi budynku, na których potencjał elektryczny nie występuje trwale a zewnętrznym urządzeniem piorunochronnym oraz

• połączeń pośrednich (za pomocą ograniczników przepięć), a więc połączeń między znajdującymi się pod napięciem przewodami instalacji elektrycznych, telekomunikacyjnych czy sygnałowych lub innymi odizolowanymi od potencjału ziemi elementami urządzeń a zewnętrznym urządzeniem piorunochronnym.

Dokładne omówienie zasad stosowania obu rodzajów połączeń wyrównawczych przekracza ramy niniejszej pracy, zgodnie z przyjętym zakresem, w dalszej części ograniczono się tylko do przedstawienia problemów stosowania połączeń wyrównawczych bezpośrednich. Należy pamiętać, że stosowanie połączeń wyrównawczych bezpośrednich jest zalecane nie tylko w odniesieniu do przestrzeni chronionej wewnątrz budowli, na której zainstalowano LPS, ale również w przypadku:

• instalacji metalowych umieszczonych poza przestrzenią chronioną przez LPS oraz • instalacji technicznych wchodzących do obiektu budowlanego bez LPS, które jednak należy chronić przed szkodami

piorunowymi.

W prostych układach wyposażenia technicznego obiektu lub w przypadku, gdy połączenia wyrównawcze bezpośrednie nie mogą być wykonane, norma [3] dopuszcza rozwiązanie alternatywne – zapewnienie bezpiecznego odstępu izolacyjnego s dobranego zgodnie z zależnością:

lkkks

m

ci ⋅⋅≥ (8)

w której współczynnik ki zależy od wyznaczonego poziomu ochrony LPS, kc jest określony przez konfigurację LPS zgodnie z normą [3], km charakteryzuje rodzaj materiału izolacyjnego w obszarze zbliżenia, a l jest odległością między punktem najbliższego połączenia wyrównawczego i miejscem zbliżenia.

7

6

52

2

1

3 4

Rys. 7. System połączeń wyrównawczych w obiekcie budowlanym: 1 – główna szyna wyrównawcza, 2 – bezpośrednie połączenie wyrównawcze, 3 – element na potencjale ziemi, 4 – element na potencjale wyższym niż potencjał ziemi, 5 – połączenie do lokalnej szyny wyrównania potencjału,

6 – pośrednie połączenie wyrównawcze, 7 – połączenie szyny wyrównawczej z uziomem odgromowym

Instalując połączenia wyrównawcze bezpośrednie w budynku, należy pamiętać o zasadniczych zaleceniach dotyczących miejsca ich montowania:

• połączenia wyrównawcze należy instalować w piwnicy lub przy powierzchni ziemi, wybierając miejsce dla szyny wyrównawczej tak, aby połączenia między nią a elementami łączonymi były jak najkrótsze. W obiektach rozległych istnieje konieczność instalowania kilku szyn wyrównawczych, przy czym zawsze należy mieć na uwadze minimalizację długości połączeń między poszczególnymi szynami. Optymalny wybór trasy połączeń wyrównawczych bezpośrednich jest warunkiem poprawnej pracy systemu ekwipotencjalizacji;

• jeżeli obiekty budowlane są wyższe niż 20 m, to szyny wyrównawcze należy również instalować na kolejnych poziomach w odstępach nie przekraczających 20 m. Takie szyny powinny być przyłączone do przewodów wyrównawczych poziomych, łączących otokowo przewody odprowadzające zewnętrznego urządzenia piorunochronnego;

42





• wszystkie wewnętrzne części przewodzące budynku o znacznych rozmiarach (np. prowadnice wind, podłogi metalowe, dźwigi, rury instalacyjne, korytka kablowe) powinny być połączone również najkrótszą trasą z najbliższa szyną wyrównawczą.

4.3. Zasadnicze wymagania techniczne stawiane połączeniom wyrównawczym

W większości przypadków system połączeń wyrównawczych obiektu budowlanego jest narażony na przepływ całkowitego prądu pioruna lub zasadniczej jego części (≥25%), co wynika z rysunku 6. Jedynie w obiektach ze zbrojonymi ścianami można oczekiwać, że tylko nieznaczna część prądu pioruna (<25%) popłynie przez elementy systemu ekwipotencjalizacji. Tak więc zarówno szyny, jak i przewody wyrównawcze powinny wytrzymywać spodziewane wartości prądów piorunowych. Minimalne, wymagane w obu przypadkach przekroje elementów systemu wyrównania potencjału, niezależne od przyjętego poziomu ochrony urządzenia piorunochronnego, podano w tablicy 1.

Konieczność minimalizacji długości połączeń wyrównawczych w obiekcie budowlanym sprowadza się do spełnienia następujących wymagań:

• zewnętrzne instalacje przewodzące oraz linie elektroenergetyczne i telekomunikacyjne powinny wchodzić do budynku w jednym wspólnym punkcie blisko poziomu gruntu, szczególnie w budynku o konstrukcji stwarzającej słabe ekranowanie przestrzeni chronionej, wskazującym miejsce zainstalowania głównej szyny wyrównawczej (rys. 8a). Realizacja tego postulatu wymaga odpowiednich uzgodnień na etapie projektu budynku;

• w przypadku gdy instalacje wchodzą do budynku w różnych punktach, należy zainstalować kilka szyn wyrównawczych połączonych z uziemieniem otokowym lub fundamentowym budowli (rys. 8b). Jeżeli w budynku jest zastosowany układ uziomów lokalnych, to szyny wyrównawcze należy połączyć z poszczególnymi uziomami i dodatkowo wewnętrznym przewodem wyrównawczym tworzącym otok pełny lub częściowy (rys. 8c). Podobnie należy postąpić z instalacjami wchodzącymi do budynku nad powierzchnią ziemi;

• w obiektach, dla których sformułowano szczególne wymagania w zakresie kompatybilności elektromagnetycznej i wymaga się bardzo niskiego poziomu zaburzeń należy zastosować w miejscu wejścia instalacji technicznych do budynku metalową płytę dławiącą z wieloma połączeniami z elementami przewodzącymi budynku.

Tablica 1. Minimalne przekroje przewodów i szyn wyrównawczych

Element systemuekwipotencjalizacji Materiał

Podział prądu piorunowego

Część zasadnicza≥ 25%

Część nieznaczna< 25%

mm2

Przewód wyrównawczy Cu 16 6

Al 25 10

Fe/Zn 50 16

Szyna wyrównawcza Cu, Fe/Zn 50

5. PRZEPIĘCIA W UKŁADACH STEROWANIA I POMIARÓW

Działania zmniejszające oddziaływanie zaburzeń napięciowoprądowych na instalacje sygnałowe można prowadzić w dwóch płaszczyznach:

1) ograniczania amplitudy zaburzeń generowanych w obwodach zasilających poprzez instalowanie skutecznych systemów uziemień i połączeń wyrównawczych, zgodnie z uwagami przedstawionymi powyżej;

2) stosowania takiej konfiguracji przewodów sygnałowych, która ogranicza oddziaływanie zaburzeń napięciowoprądowych wskutek sprzężeń pojemnościowych oraz indukcyjnych. Te efekty można osiągnąć przez:

• zmniejszanie do minimum pojemności lub indukcyjności wzajemnych pomiędzy obwodami generującymi zaburzenia i obwodami zakłócanymi,

• kompensację indukowanych zaburzeń poprzez skręcanie przewodów o wspólnym potencjale lub przewodów obwodu generującego zaburzenia z przewodami obwodu zakłócanego,

• odpowiednie prowadzenie przewodów (płaskie taśmy, obustronne przyłączanie żył wolnych do masy, ortogonalne ułożenie przewodów itp.)

• ekranowanie kabli, przewodów, obudów itp.

43





Wynika stąd ważne zalecenie praktyczne, określające prawidłowe rozmieszczenie przewodów w korytku lub kanale kablowym. Rozwiązaniem idealnym jest ułożenie trzech różnych rodzajów kabli (pomiarowych, sterowniczych, zasilających) na oddzielnych metalowych korytkach odległych od siebie o 20–30 cm. Rozwiązanie dopuszczalne, to pogrupowanie i w miarę możliwości maksymalne rozsunięcie w ramach jednego korytka wiązek kabli (szczególnie kabli pomiarowych i zasilających), aby ograniczyć niekorzystne sprzężenia między nimi, co zaleca podręcznik Charoya [9].

Ekranowanie kabli pozwala na zmniejszenie, a nawet na całkowite ograniczenie wnikania zaburzeń wielkich częstotliwości do wnętrza kabli, w szczególności przy przesyłaniu sygnałów o małych wartościach, szybkozmiennych i cyfrowych. Wraz z zastosowaniem kabla ekranowanego pojawia się problem uziemienia (połączenia z masą) jego ekranu – na jednym końcu, czy też na obu końcach kabla jednocześnie.

a)

b)

c)

Teoretyczne wyjaśnienie zjawisk zachodzących w przewodzie ekranowanym poddanym działaniu zewnętrznych zakłóceń oraz roli metalowego ekranu zainstalowanego w przewodzie można znaleźć w pracy Hryńczuka i Skiby [10]. Autorzy podali również podstawowe zasady łączenia ekranu przewodu z uziemieniem układu, uzależniając rodzaj tego połączenia od stosunku częstotliwości f sygnału zakłócającego i jego częstotliwości rezonansowej fr, wynikającej z parametrów przewodu; należy stosować:

Rys. 8. Przykłady rozmieszczenia w budynku szyn i przewodów wyrównawczych przy różnych sposobach wprowadzania instalacji technicznych: a – instalacje zewnętrzne wprowadzone w jednym miejscu budynku z uziomem otokowym, b – instalacje zewnętrzne wprowadzone w kilku

miejscach budynku z uziomem otokowym, c – instalacje zewnętrzne wprowadzone w kilku miejscach budynku z uziomami lokalnymi; 1 – szyna wyrównawcza, 2 – przewodzące instalacje wprowadzone do budynku, 3 – uziemienie otokowe budynku, 4 –uziomy lokalne, 5 – wewnętrzny otok

44





• połączenie jednostronne, jeżeli f < fr, • połączenie dwustronne, jeżeli f >> fr, • połączenie jednostronne ekranu wewnętrznego i dwustronne ekranu zewnętrznego, jeżeli f ≥ fr.

Prawidłowe postępowanie w tym zakresie, wynikające z praktyki inżynierskiej, uzależnione od rodzaju obwodów sterowniczych i pomiarowych, można również sformułować następująco:

• ekrany (w tym również pancerz) kabli sterujących i zasilających elementy wykonawcze jak styczniki, siłowniki, zestyki sygnalizacyjne, przekaźniki itp. należy łączyć z masą na obydwu końcach;

• ekran kabla do przesyłu sygnałów cyfrowych należy łączyć z masą na obydwu końcach, • ekran kabla połączenia analogowego, przesyłającego sygnały prądowe 4–20 mA, należy łączyć z masą na obydwu końcach; • ekran zewnętrzny kabla z podwójnym ekranem należy łączyć z masą na obydwu końcach, natomiast ekran wewnętrzny

tylko w jednym punkcie. Rolę ekranu zewnętrznego mogą również pełnić: pancerz kabla, metalowe konstrukcje znajdujące się w pobliżu kabla, rynny, metalowe korytka i kanały kablowe, metalowe wsporniki – pod warunkiem starannego obustronnego ich połączenia z masą;

• jednostronne połączenie ekranu z masą stosuje się wyłącznie w przypadku jednoczesnego spełnienia następujących warunków:

- przesyłania sygnałów małej częstotliwości (do kilku kHz), - przesyłania sygnałów napięciowych o bardzo małej amplitudzie, - braku w kablu podwójnego ekranowania, - dopuszczalności występowania w układzie napięcia asymetrycznego między końcami ekranu kabla.

Problem ekranowania w zakresie wysokich częstotliwości dotyczy również czujników pomiarowych: • najkorzystniej jest stosować czujnik z ekranem izolowanym od masy urządzenia, w którym jest on zainstalowany, i w takim

przypadku jeden koniec ekranu kabla łączy się z ekranem czujnika, a drugi z masą układu elektronicznego, do którego jest doprowadzany sygnał,

• w przypadku czujników bez ekranu, lecz izolowanych od masy urządzenia technologicznego, ekran kabla należy łączyć z masą tego urządzenia poprzez dwójnik RC tłumiący drgania rezonansowe w układzie, zaś drugi koniec ekranu kabla z masą układu elektronicznego, a na jego wejściu zainstalować dolnoprzepustowy filtr.

Korzyści wynikające z zastosowania kabli ekranowanych są widoczne tylko wtedy, gdy ekrany kabli prawidłowo połączono z szyną wyrównawczą. Często stosowane połączenie za pomocą dodatkowego pojedynczego przewodu (lub zwiniętego oplotu kabla) o określonej długości niweczy efekty redukcyjne ekranu kabla z powodu włączenia do układu stosunkowo dużej indukcyjności tego połączenia (15 cm długości, to ok. 150 nH przy częstotliwościach powyżej kilku megaherców). Poprawnym połączeniem jest półokrągła obejma dociskająca koniec ekranu do szyny uziemiającej. Idealnym rozwiązaniem jest natomiast przepust zamontowany w szynie, zapewniający równomierną styczność całego obwodu ekranu z szyną.

Wszystkie połączenia elektryczne w systemie ekranowania należy wykonywać tak, aby na stykach nie występowała korozja pogarszająca z biegiem czasu eksploatacji rezystancję przejścia. Przy połączeniach różnych metali, np. St–Cu czy Al–Cu, należy stosować odpowiednie przekładki likwidujące powstające na stykach ogniwa elektrochemiczne.

Wszystkie wolne żyły kabli sygnalizacyjnych czy sterujących, stanowiące rezerwę w instalacji, powinny być na obu końcach linii połączone z masą systemu, w przeciwnym razie wprowadzają one do szafy obcy potencjał, co może być przyczyną tworzenia nieoczekiwanych pętli indukcyjnych, zakłóceń w pracy instalacji lub nawet jej uszkodzenia.

6. PODSUMOWANIE

Zasadniczym zagrożeniem piorunowym w typowym obiekcie budowlanym z zainstalowanym zewnętrznym urządzeniem piorunochronnym są niebezpieczne napięcia występujące miedzy uziemieniem a przewodami instalacji energetycznych i sygnałowych oraz metalowymi instalacjami technicznymi, wynikające z przepływu prądu piorunowego w urządzeniu piorunochronnym w przypadku bezpośredniego uderzenia pioruna w chroniony obiekt.

Amplituda przepięć generowanych w instalacjach wskutek przepływu prądu piorunowego zależy od spadku napięcia wywołanego przez ten prąd na uziemieniu, dlatego w celu zredukowania go należy dobrać właściwą rezystancję uziemienia nie tylko w warunkach statycznych, lecz przede wszystkim w udarowych.

Występujące niebezpieczne przepięcia można ograniczyć, stosując w obiekcie prawidłowo zaprojektowany i wykonany system wyrównania potencjałów.


© rola paraMetrÓw tecHnicZnYcH SYSteMU... – Henryk BorYŃ, Stanisław wojtaS

Poprzez zmniejszenie sprzężeń indukcyjnych i pojemnościo-wych między obwodami generującymi zakłócenia oraz ob-wodami sygnałowymi, w istotny sposób można zredukować wpływ zaburzeń na pracę układów sterowania i pomiarów.

BIBLIOGRAFIA

[1] PN-EN 62305-1:2008 Ochrona odgromowa. Część 1: Wymagania ogólne.

[2] PN-EN 62305-2:2008 Ochrona odgromowa. Część 2: Zarządzanie ryzykiem.

[3] PN-EN 62305-3:2009 Ochrona odgromowa. Część 3: Uszkodzenia fizyczne obiektów budowlanych i zagrożenia życia.

[4] PN-EN 62305-4:2009 Ochrona odgromowa. Część 4: Urządzenia elektryczne i elektroniczne w obiektach budowlanych.

[5] PN-HD 60364-5-54:2010 Instalacje elektryczne niskiego napięcia. Część 5-54: Dobór i montaż wyposażenia elektrycznego. Uziemienia przewody ochronne i przewody połączeń ochronnych.

[6] Szpor S., Samuła J.: Ochrona odgromowa. Tom 1. WNT, Warszawa 1983.

[7] Galewski M., Wojtas S., Wołoszyk M.: Impulse earthing measurement. IMEKO XIV International Congress, Tampere (Finlandia) 1997.

[8] Wojtas S.: Efficiency of evaluation methods of earthing systems for lightning protection purposes. ICLP, Kraków 2002.

[9] Sowa A.: Kompleksowa ochrona odgromowa i przeciw-przepięciowa. Wyd. COSiW SEP, Warszawa 2005.

[10] Charoy A.: Zakłócenia w urządzeniach elektronicznych. Ekrany, filtry, kable i przewody ekranowane. Tom 3. WNT, Warszawa 2000.

[11] Hryńczuk J., Skiba A.: Redukcja zakłóceń w przewodach ekranowanych. Konf. Automatyka, Elektryka, Zakłócenia, INFOTECH, Jurata 2010.

rek

laM

a

doradztwo techniczne

projekt i nadzór autorski

dostawy i rozruch urządzeń

pomoc techniczna

serwis gwarancyjny i pogwarancyjny

JAK ZAPEWNIĆ BEZPIECZEŃSTWOELEKTRYCZNE LUDZI I URZĄDZEŃ?

Kontrola rezystancji izolacji, wykrywanie i lokalizacja doziemień w sieci IT

Ciągła kontrola, pomiar i monitorowanie prądów różnicowych w sieci TN/TT

Kontrola, nadzór i zasilaniepomieszczeń użytkowanych medycznie

Kontrola parametrów sieci i monitoring zużycia energii

Kompensacja mocy biernej

Projektowanie instalacji elektrycznych

tel. 42 61 61 680/681

fax: 42 61 61 682

[email protected]

www.promac.com.pl

ul. Bema 55 91-492 ŁódźSP

EC

JAL

IŚC

I O

D Z

AR

ZĄ

DZ

AN

IA B

EZ

PIE

CZ

EŃ

ST

WE

M

www.promac.com.pl

46



© MechanizM oddziaływania urządzeń energoelektronicznych na układy... – józef czucha


MechanizM oddziaływania urządzeń energoelektronicznych na układy

autoMatyki przeMysłowej

dr inż. józef czucha

Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC -ang. -Electromagnetic Compatibility) jest to zdolność urządzenia lub systemu

do zadowalającego działania w określonym środowisku elektromagnetycznym równocześnie bez wprowadzania do tego środowiska

niedopuszczalnych zaburzeń elektromagnetycznych [PN-T-01030 Kompatybilność elektromagnetyczna. Terminologia]

Rozważając zagadnienia kompatybilności elektromagnetycznej określonych urządzeń mamy również na uwadze oddziaływanie tych

urządzeń na warunki pracy innych urządzeń, w szczególności na przykład urządzeń automatyki przemysłowej, sprzężonych bezpośrednio

(galwanicznie), jak i również polem elektromagnetycznym z urządzeniami energoelektronicznymi.

1. WstĘP

Od urządzeń elektrycznych oczekujemy z jednej strony określonej podatności obwodów głównych na napięcie na zaciskach urządzenia, a z drugiej strony dużej odporność układów izolacyjnych na pole elektryczne. Miarą tych cech może być np. znamionowe napięcie odpowiednio obwodu głównego Un i układu izolacyjnego Uni, przy oczywistym warunku -napięcie znamionowe izolacji powinno być nie mniejsze od napięcia znamionowego urządzenia Uni ≥ Un. Napięciu znamionowemu izolacji odpowiadają określone wymiary i rodzaj izolacji. Stanowi ono podstawę do określenia znormalizowanych napięć probierczych.

W klasycznych urządzeniach elektroenergetycznych funkcje przewodzenia i izolacji pełnią oddzielne fragmenty tego urządzenia. Tor prądowy - klasyczne materiały przewodzące (miedź, aluminium, ...), funkcje izolacyjne - obszerna grupa materiałów izolacyjnych, których przewodność elektryczna jest ...1020 ... razy mniejsza. Z grupy „klasycznych” urządzeń elektrycznych jedynie w przypadku łączników elektroenergetycznych pewien odcinek toru prądowego, zestyk, zmienia swój stan zdolności przewodzenia prądu. Idealizując, od doskonałej przewodności w stanie zamkniętym, do nieskończenie małej przewodności w stanie otwartym. Użytkownicy łączników elektroenergetycznych nie obserwują (przy prawidłowym doborze) problemów z wytrzymałością napięciową między otwartymi stukami bieguna łącznika elektroenergetycznego. Oczywiście wszyscy akceptują taki stan i ...z wielkim niezadowoleniem doświadczają skutków podobno niskiej wytrzymałości napięciowej urządzeń energoelektronicznych, w których są łączniki, ale półprzewodnikowe. Nieprzypadkowo tą grupę urządzeń (łączników), nazwano „półprzewodnikowe”. O cechach przyrządów półprzewodnikowych w stanie przewodzenia jest wiele w referatach dotyczących wrażliwości i zabezpieczeniom prądowym przyrządów półprzewodnikowych [1,2]. Niżej będzie o wrażliwości, kryteriach doboru i zabezpieczeniach urządzeń elektronicznych i energoelektronicznych (UEE) przed zakłóceniami wywołanymi zmiennymi polami elektromagnetycznymi.

2. WyMAGANIA NAPIĘCIOWE stAWIANE UEE

Z zasad koordynacji izolacji urządzeń elektrycznych wynika relacja między odpornością napięciową urządzenia i dopuszczalnym poziomem zaburzeń napięciowych w instalacji w miejscu zainstalowania urządzenia. Parametry standardowych zaburzeń napięciowych, w literaturze często nazywane przepięciami, są określone w odpowiednich normach, np. [3,4,5].

Przykładowo w tablicy 1 podano wartości wymaganych [3] znamionowych napięć udarowych (1,2/50 μs) wytrzymywanych przez urządzenia dołączone do instalacji stałej budynku. Eksploatowane w budynkach urządzenia elektryczne powinny być tak dobrane, aby ich znamionowe napięcie udarowe wytrzymywane było nie niższe od wartości podanej w tabl.1 odpowiednio do kategorii przepięć w danym fragmencie instalacji. Poziom tych narażeń zależy od sposobu zasilania obiektu (linia napowietrzna, kablowa), sposobu zabezpieczenia elementami ochrony przepięciowej, w tym (często naturalnej, lub dodatkowo zainstalowanej) indukcyjności odcinka instalacji (która tłumi przepięcia przenoszone przez tą linię). Wyższym numerom klas przepięciowych przyporządkowane są wyższe wymagane wytrzymałości na przepięcia.

Urządzenia energoelektroniczne wykonuje się w II lub III kategorii przepięć. Jeżeli producent urządzenia energoelektronicznego nie zadeklarował kategorii odporności przepięciowej, to powinno ono być odporne na przepięcia odpowiadające kategorii wyższej, czyli III.

47





Tablica 1. Wymagane znamionowe napięcia udarowe wytrzymywane urządzeń [PN-IEC 60364-4-443]

Znamionowe napięcie instalacji [V] Znamionowe napięcie udarowe wytrzymywane [V] (odporność na przepięcia ) urządzeń zaliczanych do kategorii

Sieć trójfazowa Sieć jednofazowa z punktem środkowym

IV (urządzenia w lub przy przyłączu

instalacji)

III (urządzenia rozdzielcze i obwodów

odbiorczych)

II (urządzenia odbiorcze)

I (urządzenia specjalnie chronione)

120 -220 4 2,5 1,5 0,8

230/400 - 6 4 2,5 1,5

400/690 - 8 6 4 2,5

1000 - Zależnie od typu sieci

Te wymagania dotyczą poziomów zaburzeń w napięciu zasilającym urządzenie elektryczne dołączone do określonego punktu instalacji oczywiście z pełnym respektowaniem zasady kompatybilności (w bardzo swobodnej interpretacji: -nie czyń drugiemu, co tobie niemiłe), czyli poziom przepięć generowanych przez konkretne urządzenie, w tym energoelektroniczne, też jest objęty (co najmniej) tymi wymaganiami.

Można ocenić, że margines wytrzymałości napięciowej klasycznych urządzeń elektrycznych (UE) w porównaniu do znamionowego napięcia izolacji jest bardzo duży. Do tych warunków dostosowano układy izolacyjne i zaakceptowano cenę uzyskania określonej niezawodności układów izolacyjnych.

W urządzeniach energoelektronicznych najdroższym podzespołem jest przyrząd półprzewodnikowy mocy (PPM), którego parametr – napięcie blokowania (maksymalne wytrzymywane) UDM jest bardzo trudny do uzyskania w procesie technologicznym wytwarzania PPM, więc ... bardzo drogi. Znamionowanie napięcia PPM polega na opisaniu ich wartością liczbową UDM, czyli bez jakiegokolwiek marginesu wytrzymałości napięciowej ponad tą wartość, nawet dla bardzo krótkich przebiegów przejściowych (nawet poniżej 1μs) Chyba często zapominamy o tym i eksploatujemy UEE w warunkach (napięciowych) zbyt surowych do ich (niewłaściwie zrozumianej) odporności napięciowej. W tej sytuacji konieczne jest stosowanie indywidualnych środków obniżających poziom przepięć do wytrzymywanych przez zastosowany PPM (lub ich szeregowe łączenie), lub pogodzić się z zwiększonym ryzykiem uszkodzenia PPM od przepięć w instalacji.

Jeszcze jedna uwaga tłumacząca opinie o „przypadkowych” uszkodzeniach napięciowych PPM. Przepięcia są zdarzeniami stochastycznymi, krótkotrwałymi. Ewentualnemu uszkodzeniu napięciowemu (utrata zdolności blokowania napięcia) ulegnie ten PPM, który w czasie wystąpienia zaburzenia napięciowego był w stanie blokowania, nie przewodził ... . Porównajmy, bez skomplikowanych pomiarów, odwołując się jedynie do naszej inżynierskiej wyobraźni, realne zagrożenie przebicia przerwy między stykami bieguna łącznika zestykowego w stanie otwarcia od zagrożeń napięciowych (tabl.1) z narażeniem elektrycznym złącza półprzewodnikowego w stanie blokowania o szerokości ok. 10 μm między warstwami krzemu (półprzewodnika) o charakterze przewodnictwa odpowiednio n-p.

3. ŹRóDłA PRZEPIĘć

Jednym z parametrów charakteryzujących zaburzenie elektromagnetyczne jest wartość i przebieg napięcia zaburzeń. Jeżeli wartość szczytowa napięcia sygnału zaburzeń jest większa od maksymalnej wartości napięcia roboczego, to ten stan przejściowy napięcia w obwodzie nazywamy przepięciem. Typowymi źródłami przepięć w urządzeniach elektroenergetycznych według kryterium zjawiska fizycznego je wywołującego, to:

• przepięcia od wyładowań atmosferycznych - LEMP (ang. – Lightning Electromagnetic Puls); • przepięcia łączeniowe w obwodach elektrycznych - SEMP (ang. – Switching Electromagnetic Puls); • przepięcia od wyładowań elektrostatycznych - ESD (ang. – Elektrostatic Discharge); • przepięcia wywołane wybuchami nuklearnymi - NEMP (ang. – Nuclear Electromagnetic Puls)

Dla urządzeń powszechnego stosowania badania odporności na zaburzenia NEMP nie są wymagane.

Badania odwzorowujące ESD są często krytyczne dla urządzeń elektronicznych bardzo małej mocy.

Zaburzenia wywołane przepięciami atmosferycznymi LEMP, w klasyfikacji od miejsca powstania zaliczane do zaburzeń zewnętrznych nie są przedmiotem tego referatu, w którym będzie o mechanizmie generacji i oddziaływania zaburzeń wywołanych procesami łączeniowymi, które w urządzeniach energoelektronicznych występują w czasie ich „normalnej” pracy.


48





Przepięciu w obwodzie, czyli dynamicznej zmianie potencjałów pola elektrycznego (du/dt) w otaczającym środowisku odpowiada dynamiczna zmiana rozkładu gęstości ładunków elektrycznych w otaczającej przestrzeni, czyli przepływ prądu, na przykład w „sąsiednich” (sprzężonych elektromagnetycznie) obwodach. Również każdej zmianie prądu (di/dt) w obwodzie, z którym zawsze jest skojarzone pole magnetyczne o strumieniu Ф, (współczynnikiem proporcjonalności między strumieniem i wywołującym go prądem jest indukcyjność L = Ф/I) odpowiada generowanie pola elektrycznego. Oczywiście przy tych wzajemnych przemianach (często oscylacyjny charakter) energii pola magnetycznego (1/2 LI2) i elektrycznego (1/2 CU2) występują w tym środowisku straty energii w materiałach przewodzących i w dielektrykach (tłumiony charakter oscylacji). Maxwell pięknie opisał to równaniami matematycznymi, które .... pozostawimy w spokoju. W tych przypadkach mówimy o wewnętrznych źródłach zaburzeń. Jednak pole elektromagnetyczne wymuszane w pewnym obszarze przestrzeni (obwodzie) może obejmować inną przestrzeń (obwód), w której wywoła podobne efekty (jak „u siebie”) i wówczas mówimy o zewnętrznych zaburzeniach (przepięciach) indukowanych. W przypadkach nas interesujących częstotliwości oscylacji przemian energetycznych są stosunkowo małe i spełniony jest warunek, że odległość x między źródłem zaburzenia i punktem przestrzeni (obwodu) w którym obserwujemy jego skutek jest mała w porównaniu do odpowiadającej tej częstotliwości długości λ fali elektromagnetycznej (x ≤ λ/2π), więc upraszczamy mówiąc o sprzężeniach:- pojemnościowych (napięciowych, elektrycznych):

- indukcyjnych (prądowych, magnetycznych):

gdzie: indeks 1 i 2 dotyczy odpowiednio źródła zaburzeń i odbiornika, ωz1– pulsacja sygnału zaburzającego C1-2- pojemność między 1 i 2, R2- rezystancja obciążająca 2, M1-2 –współczynnik indukcyjności wzajemnej między 1 i 2, w przypadku indukcji zaburzeń własnych (w tym samym obwodzie) M1-2 = L1-1 współczynnik indukcyjności własnej.

Z powyższych uproszczonych, ale łatwych do interpretacji zależności wynikają bardzo istotne wnioski dotyczące zaburzeń (w tym referacie nazywanych przepięciem) wywołanych łączeniem obwodów:

• każdej zmianie napięcia i/lub prądu odpowiada zaburzenie napięciowe bez względu czy pierwotna przyczyna zmian napięcia/prądu występuje w obwodzie zewnętrznym, czy w tym, w którym dokonuję analizy sygnału zaburzeń;

• szybkość zmian napięcia/prądu źródła zaburzeń ma znaczący wpływ na poziom generowanych zaburzeń; • wzajemne relacje geometryczne i cechy środowiska (C1-2,, M1-2, L1-1, μ, ε) wpływają na poziom zaburzeń, oraz • wartość impedancji obciążenia (dla niewielkich częstotliwości –rezystancji) narażanego obwodu zaburzeniami

ma znaczący wpływ na poziom zaburzeń.

4. ANAlIZA ZAbURZEń GENEROWANyCH PRZEZ UEE

W urządzeniach energoelektronicznych ma miejsce okresowa, z częstotliwością rzędu ... 1 kHz zmiana konfiguracji obwodu której towarzyszy komutacja dużych wartości prądów i napięć. Odpowiada temu bardzo stroma zmiana pola elektromagnetycznego w otaczającym środowisku. Indukowane na drodze sprzężeń polem elektromagnetycznym sygnały zaburzeń w innych obwodach mogą osiągać wartości przekraczające dopuszczalne.

Urządzenia energoelektroniczne można scharakteryzować następująco: • zmiana stanu przy załączaniu przyrządu półprzewodnikowego (PPM) odbywa się w czasie nawet poniżej 1 μs, z tego

wynika duża szybkość zmian napięcia du/dt, nawet powyżej 1 kV/μs; • zmiana stanu przy odzyskiwaniu zdolności blokowania napięcia, równoznaczna z komutacją prądu w gałęzi z PPM

do innej gałęzi następuje w czasie ...1...5... μs, czyli stromość prądu di/dt może przekraczać nawet ...500 A/μs; • pojemności obwodu głównego do obwodów pomocniczych, głównie sterujących (małe odległości) mogą być znaczne,

więc poziom zaburzeń w obwodach sterowniczych może być względnie wysoki, a ich naturalny poziom odporności napięciowej (niskonapięciowe obwody sterujące) jest niski, czyli zagrożenie utraty cech wielkie;

• indukcyjności własne komutującej prąd gałęzi PPM w zintegrowanych modułach PPM są małe. Jednak w starszych

49





urządzeniach energoelektronicznych z tzw. dyskretnymi PPM (w jednej obudowie jeden PPM, niemożliwe jest zredukowanie długości połączeń z powodu dużych wymiarów gabarytowych) indukcyjności są stosunkowo duże i z tego powodu poziom emitowanych zaburzeń, jak i podatność na zaburzenia dyskretnych PPM są duże;

• niektóre typy PPM są sterowalne również w zakresie szybkości przełączania. Możliwe jest w tych przypadkach sterowanie (spowalnianie) procesów przejściowych prądu/napięcia w gałęzi PPM. Jednak występuje praktyczne ograniczenie stosowania tego sposobu obniżania dynamiki zmian prądu/napięcia w instalacji. Przy powolnym przełączaniu PPM wzrastają (znacząco) straty mocy przełączania [1,6];

• dostępne są PPM o tzw. miękkiej charakterystyce wyłączania prądu (ang. – soft switching off ), które powinny być stosowane w przypadkach krytycznych wartości przepięć komutacyjnych;

• przyrządy półprzewodnikowe są bardzo wrażliwe na nawet bardzo krótkie stany przejściowych przepięć, nawet o czasie trwania poniżej 1 μs.

Z doświadczeń wynika, że najbardziej krytyczną w odpowiedzialności za generowane przepięcia wewnętrzne w urządzeniach energoelektronicznych jest indukcyjność gałęzi, w której jest komutowany prąd. Starania konstruktora w kierunku jej minimalizacji, nawet poniżej 0,1 μH, to przede wszystkim skracanie długości połączeń między podzespołami komutującymi prąd (indukcyjność toru prądowego można szacować ok. 1 μH/m).

Jak wspomniano wyżej, procesy łączeniowe realizowane przez PPM w urządzeniach energoelektronicznych są potencjalnym źródłem sygnałów zaburzeń napięciowych dla nich samych jak i innych urządzeń znajdujących się w „strefie oddziaływania) zmiennego pola elektromagnetycznego generowanego przez UEE. Analizując odporność typowych podzespołów UEE okazuje się, że zdecydowanie najbardziej podatne są właśnie zastosowane PPM, a w tej grupie najbardziej wrażliwe są te, które są zdolne najszybciej komutować prąd. Do nich należą PPM o niesymetrycznej charakterystyce wstecznej, których obszar pracy SOA (ang.-Safety Operating Area) dla ujemnych napięć nie przekracza ok. 20 ... 50 V, również dla wysokonapięciowego tyrystora GTO 3,3 kA/4,5 kV, czy tranzystora IGBT 1,2 kA/3,3 kV. Z tego powodu wymagane są specjalne środki ochrony przed przepięciami (przede wszystkim ujemnymi) tych PPM.

Na rys.1a podano schemat układu ochrony tyrystora GTO przed niedopuszczalnymi narażeniami napięciowymi. GTO przed ujemnym napięciem chroniony jest diodą D1. Powinna to być dioda o szybkiej dynamicznej charakterystyce przewodzenia, tzn. czas wejścia w stan przewodzenia powinien być bardzo krótki (kilka ns), o długości przewodów łączących z zaciskami głównymi GTO ekstremalnie małej (kilka cm). Ten ostatni problem rozwiązali konstruktorzy modułów tranzystorowo-diodowych – proponują zintegrowane w jednej obudowie diody zwrotne z strukturami półprzewodnikowymi tranzystorów IGBT – rys.1b. Tyrystory GTO ze względów technologicznych w takiej wersji wykonania nie są dostępne. Indukcyjność Ls (...10...μH) zmniejsza stromość prądu przy załączeniu GTO (przy przewodzącej, w pierwszej chwili, diodzie zerowej Do). Indukcyjność Ls w chwili wyłączania GTO jest bocznikowana diodą Dz, podobnie jak indukcyjność obciążenia diodą Do. Gałąź Cz, Rz jest filtrem wejściowym chroniącym przed przepięciami zewnętrznymi i z elementami Cs, Rs oraz Ds przed przepięciami komutacyjnymi tyrystora GTO. Kondensatory i rezystory powinny charakteryzować się ekstremalnie małymi indukcyjnościami (drogie!), które w takim wykonaniu nazywamy najczęściej kondensatorami i rezystorami bezindukcyjnymi. Oczywiście połączenia powinny być ekstremalnie krótkie, a tor prądowy główny dobrany do obciążalności prądem zmiennym (np. kilka kA) o częstotliwości znacznie wyższej niż typowe 50 Hz, np. 1200 Hz lub więcej [1]. W przypadku tyrystorów GTO wymienione elementy dodatkowe pełnią również funkcje optymalnego kształtowania prądu i napięcia tyrystora GTO przy wyłączaniu, minimalizując straty mocy wyłączania w strukturze GTO.

W przypadku tranzystorów IGBT w wykonaniu z zintegrowaną diodą jak na schemacie zastępczym na rys. 1b nie stosuje się żadnych dodatkowych urządzeń chroniących przed ujemnym napięciem.

W przypadku układów diodowych (prostowniki niesterowane, ...) i tyrystorów (prostowniki sterowane, falowniki z komutacją sieciową, ...) wewnętrznym źródłem przepięć jest charakterystyczne dla tych przyrządów „urywanie” przejściowego prądu wstecznego ir -rys.1c. Czas trr zaniku nośników prądu w złączu tyrystora (diody) jest parametrem charakterystycznym dla (technologii) PPM (...1...5...μs). Upraszczając, można przyjąć, że energia pola magnetycznego związana z wartością przejściowego prądu wstecznego IRM obwodu w którym on płynie jest zamieniana na energię pola elektrycznego pojemności Cfk układu tłumiącego. Rozpraszanie energii cieplnej w elementach rzeczywistego obwodu (straty w rezystancjach obwodu, ferromagnetykach, izolacji i innych) w tym uproszczeniu pomija się.

Szczegóły doboru wartości Rfk oraz Cfk można znaleźć w [1, 3]. W praktycznie najczęściej spotykanych rozwiązaniach prostowników diodowych zasilanych z sieci energetycznej wartości te są z przedziału Rfk≈ ...10 ... 100 ... Ω o stosunkowo dużej wymaganej dopuszczalnej mocy strat (... 10 ... 100 ..W); Cfk≈ ...0,1 ... 1 ... μF o napięciu nie niższym niż maksymalne napięcie wsteczne diody URRM.

50





a)

b) c)

UWE

CZ

RZ

CSRS

DS

GTO

D1

DZ

D0

LS

Lzk

SCR

Uzk

G

C

E

IGBTD

UWY

Rfk

Cfki

i

t

iR

trr

QrrIRM

Rys.1. Przykłady schematów układów ochrony przepięciowej a) – tyrystora GTO, b) –tranzystora IGBT, c) –tyrystora SCR i szkic przebiegu przejściowego prądu wstecznego iR

Przy przestrzeganiu powyższych zasad (przede wszystkim minimalizacja indukcyjności wewnętrznych torów prądowych, również obwodów pomocniczych) można „opanować” problem przepięć łączeniowych (energoelektronicy nazywają je przepięciami komutacyjnymi) na etapie projektowania i badań prototypu. W przypadku tyrystorów GTO może to być związane z pewnym wysiłkiem i optymalizacją rozwiązania, bo bywają to układy rozbudowane (rys.1a).

5. ODDZIAłyWANIE URZąDZEń UEE NA INstAlACjE sPRZĘżONE

Przykładowe schematy zasilania UEE z zaznaczeniem poziomów narażeń napięciowych (przepięć) w poszczególnych punktach podano na rys.2. Przy bezpośrednim przyłączeniu PPM i odbiornika do instalacji zasilającej, jak na rys.2a, poziom przepięć we wszystkich punktach jest jak w punkcie przyłączenia do instalacji, który na rys.2 zaznaczono PN (...taki, jak wynika z odpowiedniej normy...) W przypadku, gdy między punktem przyłączenia UEE do instalacji i PPM znajduje się inne urządzenie elektryczne UE, to poziom przepięć może się różnić za tym urządzeniem (może być niższy), rys.2b i 2c. Zainstalowane urządzenie tłumiące poziom przepięć OVPD (ang. –Overvoltage Protecting Device) obniża poziom narażeń PPM.

Urządzenia energoelektroniczne, z zasady działania, są urządzeniami o impulsowym poborze energii z sieci zasilającej. Dlatego wymaga się, aby źródło zasilania miało cechy zbliżone do idealnego źródła napięcia w przypadku przekształtników napięcia lub idealnego źródła prądu w przypadków przekształtników prądu. Te urządzenia pełnią również funkcje filtrów przepięć od strony zasilania –rys.2d. Niekiedy UEE zasilane jest przez transformator (tzw. blokowy), jak na rys.2c, z własnym wyłącznikiem zabezpieczającym i/lub manewrowym, co jest typowym układem dla UEE typu prostownik-falownik z komutacją sieciową. W przypadku wyłączania nieobciążonego transformatora, przepięcia łączeniowe mogą osiągać dużą wartość. W tych przypadkach instaluje się po stronie wtórnej transformatora (od strony UEE) indywidualne elementy tłumiące przepięcia łączeniowe. W starszych rozwiązaniach zalecało się filtry pojemnościowe [2], obecnie chętniej stosowane są nieliniowe elementy ochrony przepięciowej o typowych rozwiązaniach jak dla układów sieciowych od przepięć atmosferycznych i łączeniowych, lub indywidualne układy ochrony przepięciowej.

Urządzenia tłumiące przepięcia OVPD włącza się równolegle do zabezpieczanego urządzenia. Dzięki nieliniowej charakterystyce przejmują one część energii zaburzenia napięciowego obniżając poziom przepięcia na zaciskach chronionego urządzenia. Ze względu na konieczność dynamicznej reakcji tych urządzeń na krótkotrwałe przepięcia, powinny one charakteryzować się bardzo krótkim czasem odpowiedzi. Z pośród wymienionych w tablicy, jedynie ochronnik iskiernikowy ma stosunkowo długi czas zwłoki ok. 0,7...1 μs. W tym czasie iskiernik jeszcze nie ogranicza przepięcia. W przypadkach stromo zboczy narastającego

51





przepięcia za iskiernikiem instaluje się inny typ OVPD, np. warystor (często wymagane jest oddzielenie kolejnych urządzeń ochronnych impedancją np. kilku metrów przewodu, lub dławikiem o L ≈ 5 μH). Jednak ostatni element OVPD powinien być połączony możliwie najkrótszymi przewodami z zaciskami przyłączeniowymi zabezpieczanego urządzenia, a w przypadku rozległej instalacji wewnętrznej urządzenia najlepiej bezpośrednio na zaciskach najbardziej podatnego na zaburzenia napięciowe przyrządy/podzespołu.

a)

b)

c)

d)ZASILANIE

ZASILANIE

ZASILANIE

ZASILANIE

POZI

OM

PRZE

PIÊÆ

POZI

OM

PRZE

PIÊÆ

POZI

OM

PRZE

PIÊÆ

POZI

OM

PRZE

PIÊÆ

UEE

PPM

OD

BIO

RN

IKO

DBI

OR

NIK

OD

BIO

RN

IK

OD

BIO

RN

IK

UE "X"

OVPD

PPM

UE "Y"

OVPD 1

PPM

OVPD 2

OPVD

UEE-A OVF UEE-B

PN ... UEE; PPM; ODB; ...

PN ... UE "X" OPVD, (PPM; ODB; ...)

PN ... UE "Y" OPVD1, PPM, OPVD2 ODB

PN ... OPVD, UEE-A OVF UEE-B, ODB

Rys.2. Przykłady schematów zasilania i poziomów przepięć urządzenia energoelektronicznego (UEE) zasilanego z instalacji elektrycznej o poziomie przepięć oznaczonym PN

52





W tablicy 2 podano charakterystyki najczęściej stosowanych elementów ochrony przepięciowej.

Tablica2 Charakterystyki wybranych elementów tłumiących przepięcia

JednostkiOchronnik

iskiernikowyWarystor Dioda Zenera Dioda lawinowa

Dioda tyrystorowa

Symbol

Charakterystyka U-I symetryczna symetryczna asymetryczna asymetryczna asymetryczna

Poziom ochrony V 60 - 12000 20 - 20000 2,4 - 200 6 - 440 50 - 4000

Prąd udarowy (8/20 μs) A ... 60000 ... 25000 ... 10 ... 1000 ... 500

Prąd udarowy (1 ms) A ... 500 ... 120 ... 10 ... 200 ... 200

Pochłaniana energia Ws ... 60 ... 2000 ... 0,1 ... 1 -

Pojemność własna pF 0,5 ... 10 40...40000 5...15000 300...15000 ...200...

Czas odpowiedzi 1) ns 700...1000 25 10 0,1 0,1

Rodzaj zabezp. zgrubne zgrubne precyzyjne precyzyjne precyzyjne

Obszar zastosowańniskie i średnie

napięcianiskie i średnie

napięciab. niskie i niskie

napięciab. niskie i niskie

napięcianiskie i średnie

napięcia

Cechy szczególne

duży prąd udarowy, mała

pojemność, powolne

duża rozpraszana. energia, zależność

nap. od prądubardzo krótki czas odpowiedzi, duża pojemność

1) –z uwzględnieniem indukcyjności połączeń rzeczywisty czas odpowiedzi może być (szczególnie dla superszybkich elementów) znacznie dłuższy

6. KOORDyNACjA OCHRONy PRZEPIĘCIOWEj PPM W UEE

Wymagany poziom odporności na przepięcia UEE (tabl.1, III kategoria) jest wysoki biorąc pod uwagę cenę parametru PPM –maksymalne napięcie blokowania UDM. Dlatego w urządzeniach energoelektronicznych, bezpośrednio na zaciskach gałęzi PPM, rys.2, instaluje się indywidualne urządzenia ochrony przepięciowej OVPD ograniczające wszystkie, wewnętrzne i zewnętrzne [1] przepięcia do poziomu poniżej dopuszczalnego dla zastosowanych PPM.

Na rys. 3 podano przykład doboru poziomu napięcia charakteryzującego poszczególne urządzenia w sieci 230/400 V (pojedynczy PPM w jednym przewodzie, obciążenie rezystancyjne) dla trzech przypadków:

1. spodziewany poziom przepięć komutacyjnych bardzo mały, zastosowane urządzenia ochrony przepięciowej ekstremalnie skutecznie chronią przed przepięciami zewnętrznymi (tabl.1);

2. parametry przepięć komutacyjnych i charakterystyki dobieranych OVPD „typowe”, często występujące w praktycznych zastosowaniach, oraz

3. przepięcia wewnętrzne UEE ograniczone do poziomu kompatybilnego z poziomem przepięć instalacji do której dołączone jest UEE (nie zastosowano żadnych środków obniżających przepięcia).

Wymagana wartość parametru UDM zastosowanego PPM w warunkach tego przykładu powinna wynosić w kolejności zadań co najmniej: 1000 V; 1800 V i 4400 V.

53





Rys.3. Poziom narażeń napięciowych PPM w UEE. Przykład: 1) - bardzo niski spodziewany poziom narażeń (skuteczna ochrona przepięciowa); 2) - typowe rozwiązanie ochrony przepięciowej, 3) - UEE kompatybilne z poziomem przepięć instalacji zasilającej. Oznaczenia: Un, UeM –znamionowe

i maksymalne robocze napięcie instalacji; UkM –poziom przepięć komutacyjnych PPM; U(OV)L –poziom ograniczania przepięć przez OVPD; UDM –napięcie blokowania PPM.

Podobnie jak w większości (a może we wszystkich ?!) działaniach inżynierskich, tak i w przypadku doboru urządzeń chroniących przed przepięciami, albo inaczej doboru urządzeń odpornych na określony (w nawet najważniejszych (?) przepisach) poziom przepięć, doboru tego dokonujemy przy założeniu, że prawdopodobieństwo wystąpienia zdarzenia o parametrach ponad spodziewanych jest niewielkie. Ile ono wynosi ? ... . Doświadczenie eksploatacyjne, naśladownictwo dobrych rozwiązań i własne przemyślenia mogą zagwarantować, że nasz produkt znajdzie się w grupie urządzeń (prawie) niezawodnych.

bIblIOGRAFIA

[1]. Czucha J.: Zabezpieczenia prądowe i napięciowe przekształtników półprzewodnikowych. Ogólnopolskie Szkolenie Techniczne "Zabezpieczenie Niskonapięciowych Instalacji i Urządzeń Elektrycznych", ENERGO-EKO-TECH, Poznań – Kiekrz, 28 –29 paźdź. 2001.

[2]. Czucha J.: Dobór nadprądowych zabezpieczeń urządzeń energoelektronicznych. II Ogólnopolskie Szkolenie Techniczne „Zabezpieczenie Niskonapięciowych Instalacji i Urządzeń Elektrycznych”, ENERGO-EKO-TECH, Poznań, 8 - 9 maj 2002.

[3] Żyborski J., Lipski T., Czucha J.: Zabezpieczenia diod i tyrystorów. WNT, Warszawa,1985

[4] PN-IEC 60364-4-443 Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Ochrona dla zapewnienia bezpieczeństwa. Ochrona przed przepięciami. Ochrona przed przepięciami atmosferycznymi lub łączeniowymi.

[5] PN-EN 50082-1 Kompatybilność elektromagnetyczna. Wymagania ogólne dotyczące odporności na zakłócenia. Środowisko mieszkalne, handlowe i lekko uprzemysłowione.

[6] PN-EN 50082-2 Kompatybilność elektromagnetyczna. Wymagania ogólne dotyczące odporności na zaburzenia. Środowisko przemysłowe.

[7] Napieralski A., Napieralska M.: Polowe półprzewodnikowe przyrządy dużej mocy. WNT, Warszawa, 1995

[8] Konferencja INFOTECH - AUTOAMTYKA, POMIARY, ZAKŁÓCENIA Jurata2004

54



© ZapaDY napiĘcia i krÓtkie prZerwY w ZaSilaniU – Zbigniew HanZelka

JAKOŚĆ ENERGII

MIEJSCE NA DUŻĄREKLAMĘ

55




JAKOŚĆ ENERGII

W artykule zaprezentowano dwa rodzaje zaburzeń elektromagnetycznych: zapady napięcia i krótkie przerwy w zasilaniu.

Przedstawiono ich źródła, skutki, możliwe sposoby eliminacji oraz metody pomiaru w stopniu niezbędnym dla formułowania postanowień

kontraktowych. Opierając się na istniejących normach i przepisach, wyróżniono te zagadnienia, które powinny być uwzględnione przy

zawieraniu umowy pomiędzy dostawcą i odbiorcą energii elektrycznej.

1. DEFINICJE

Zapad napięcia

Nagłe zmniejszenie się napięcia w sieci elektrycznej poniżej zadanej wartości progowej, w czasie nie krótszym niż 10 ms, zakończone powrotem napięcia do wartości równej lub bliskiej wartości początkowej.

UWAGA 1: Zapad napięcia najczęściej charakteryzowany jest poprzez czas trwania i napięcie resztkowe (także amplitudę zapadu – rys. 1).

UWAGA 2: Wartość progowa jest wartością skuteczną napięcia określoną w celu wyznaczenia początku i końca zapadu. Może być wyrażona w woltach lub w jednostkach względnych (procentach) napięcia referencyjnego.

Krótka przerwa w zasilaniu

Nagłe zmniejszenie się napięcia we wszystkich fazach sieci elektrycznej poniżej wartości progowej, zakończone powrotem napięcia do wartości równej lub bliskiej wartości początkowej.

Napięcie referencyjne (zapadu)

Wartość odniesienia, w stosunku do której podawane są w jednostkach względnych (procentach) amplitudy, progi i inne wielkości charakteryzujące zaburzenie (rys.1).

UWAGA: Często jako napięcie referencyjne przyjmuje się znamionowe lub deklarowane napięcie systemu zasilającego. Może być ono także wyznaczane w przesuwnym oknie czasowych bezpośrednio przed wystąpieniem zapadu.

Rys. 1. Amplituda i napięcie resztkowe zapadu napięcia. Jako wartość progową przyjęto przykładowo 0,9U.

ZAPADY NAPIĘCIA I KRÓTKIE PRZERWY W ZASILANIU

dr hab. inż. Zbigniew HANZELKA

56




JAKOŚĆ ENERGII

Rys. 2. Wpływ przyjętej wartości progowej na czas trwania zapadu (porównaj z rys. 2)

Czas trwania zapadu

Czas pomiędzy chwilą, w której napięcie w rozważanym punkcie systemu zasilającego zmaleje poniżej wartości progowej początku zapadu, i chwilą, w której przekroczy ono wartość progową końca zapadu.

UWAGA 1: W systemach wielofazowych różnie definiuje się początek i koniec zapadu. Dla potrzeb tego rozdziału przyjęto, że trójfazowy zapad zaczyna się w chwili, gdy wartość napięcia pierwszej zakłóconej fazy zmniejszy się poniżej wartości progowej początku zapadu, i kończy się, gdy napięcia we wszystkich fazach będą równe lub większe od wartości progowej końca zapadu.

UWAGA 2: Czas trwania trójfazowego zapadu napięcia zależy od przyjętej wartości progowej (rys. 2).

2. OPIS ZABURZENIA

Źródła zapadów napięcia

Główną przyczyną zapadów napięcia są zwarcia występujące w systemie elektroenergetycznym. Wywołują przepływ bardzo dużych prądów i w następstwie duże spadki napięć na impedancjach sieci zasilającej. Są nieuniknionymi stanami pracy systemu.

Typowa sieć elektroenergetyczna, wraz z generatorami, odbiornikami i impedancjami sprzęgającymi, stanowi zintegrowany systemem dynamiczny – każda zmiana napięcia, prądu, impedancji itd. w dowolnym jego punkcie wywołuje bezzwłocznie zmiany stanu w pozostałych punktach systemu. W miejscu zwarcia napięcie maleje do zera. Równocześnie w nieomal wszystkich innych punktach systemu ulega zmianie w stopniu zależnym najczęściej od „elektrycznej” odległości od miejsca zwarcia.

Systemy zasilające są wyposażone w urządzenia zabezpieczające, służące do odłączenia zwartego obwodu od źródła zasilania. Gdy to nastąpi, napięcie, w każdym punkcie, z wyjątkiem odłączonego obwodu, powraca do wartości zbliżonej do tej, która poprzedzała chwilę wystąpienia zwarcia.Pewne rodzaje zwarć zanikają samoczynnie przed trwałym odłączeniem linii.

Załączanie dużych odbiorników, rozruchy dużych silników przyłączonych do końców długich linii zasilających, zmienność mocy (szczególnie biernej) charakterystyczna dla pewnej kategorii urządzeń i instalacji (silniki o zmiennym obciążeniu i/lub prędkości, piece łukowe, sprzęt spawalniczy itp.) może także wywołać zmiany prądu podobne w skutkach do stanów zwarciowych. Oddziaływanie tej kategorii odbiorów powinno być jednakże ograniczone do akceptowalnego poziomu poprzez warunki techniczne ich przyłączenia, zależne od aktualnego stanu sieci zasilającej, a wydawane przez jej operatora.

wartość progowa

UN

UN – 10 %

trójfazowy zastępczy zapad napięcia

t

t

57




JAKOŚĆ ENERGII

Czas trwania zapadu napięcia

Jest on zdeterminowany głównie szybkością działania urządzeń zabezpieczających. Są nimi bezpieczniki i wyłączniki sterowane za pomocą różnego rodzaju przekaźników. Te ostatnie mają często charakterystykę odwrotnie proporcjonalną tzn. im mniejszy prąd zwarcia (najczęściej bardziej odległe zwarcie), tym dłuższy czas wyłączenia. Podobną charakterystykę mają bezpieczniki. Charakterystyki i nastawy obydwu rodzajów urządzeń zabezpieczających są stopniowane i koordynowane tak, aby zwarcie stwierdzone przez kilka urządzeń zabezpieczających zostało wyeliminowane w najbardziej właściwym punkcie systemu (najczęściej najbliżej miejsca zwarcia).

Czasy występowania zaburzeń powodowanych przez inne niż zwarcie czynniki sprawcze zależą od indywidualnych przypadków. Pewne rodzaje odbiorników, np. silniki, wywołują przepływ dużego prądu łączeniowego podczas powrotu napięcia po zakończeniu zaburzenia. Skutkuje to przedłużeniem czasu trwania zapadu.

Wartość zapadu napięcia

Zależna jest od „elektrycznej” odległości rozważanego punktu systemu w relacji do miejsca zwarcia i źródła (źródeł) zasilania. Im bliżej rozważanego punktu zlokalizowane jest miejsce zwarcia, tym mniejsza jest wartość napięcia resztkowego. Z drugiej strony, im bliżej źródła zasilania (ogólnie: źródła energii, którym może być także bateria kondensatorów, akumulatorów, maszyna wirująca itp.) znajduje się rozważany punkt, tym mniejsza jest redukcja napięcia podczas zaburzenia.

Połączenie uzwojeń transformatorów i odbiorników

Wartość amplitudy zapadu zależy także od rodzaju zwarcia oraz skojarzenia uzwojeń transformatora (transformatorów), znajdujących się pomiędzy miejscem zwarcia i rozważanym punktem systemu zasilającego. Fazy, które zostały poddane zburzeniu – przyczynie zapadu, oraz skojarzenie uzwojeń transformatora – to czynniki mające istotny wpływ na negatywne skutki zaburzenia.

Krótkie przerwy w zasilaniu

Działanie bezpiecznika lub wyłącznika odłącza część systemu od źródła zasilania. W przypadku radialnego systemu, oznacza to przerwę w zasilaniu dla wszystkich odbiorców poniżej punktu przerwania obwodu. W przypadku sieci oczkowej, dla eliminacji zwarcia konieczna jest przerwa w więcej niż jednym punkcie. Odbiorcy przyłączeni do odłączonego segmentu sieci doświadczą przerwy w zasilaniu.

W systemie zasilającym stosowany jest układ samoczynnego ponownego załączania (SPZ). Celem jego działania jest przywrócenie, z minimalnym czasem opóźnienia, normalnej nie zaburzonej pracy systemu w przypadku, gdy zwarcie miało przejściowy charakter. Operacja ponownego załączenia może być ponawiana kilkakrotnie (w zależności od przyjętej praktyki eliminacji zwarć), aż do samoczynnej eliminacji zwarcia lub do pozostawienia wyłącznika w stanie otwartym, jeżeli zwarcie ma charakter trwały. Należy zauważyć, że każda operacja łączenia systemu SPZ na zwarty obwód daje w rezultacie zapad napięcia.

3. SKUTKI ZAPADÓW NAPIĘCIA I KRÓTKICH PRZERW W ZASILANIU

Podczas trwania zaburzenia, źródła zasilania, które w normalnych warunkach dostarczają energię do urządzenia nie wypełniają swojej funkcji, lub wypełniają ją w ograniczonym zakresie. Redukcja napięcia lub jego zanik powoduje, że sprzęt nie otrzymuje ilości energii potrzebnej do prawidłowego funkcjonowania. Prowadzi to w konsekwencji do degradacji jego pracy, w krańcowym przypadku do przerwy w działaniu. Często stosowane są układy zabezpieczające, które odłączają zasilanie, gdy napięcie zmniejszy się poniżej zadanego poziomu. Takie zabezpieczenie może zmienić zapad napięcia w długą przerwę w zasilaniu. Nie jest ona bezpośrednio spowodowana zapadem, lecz jest efektem zamierzonego, planowego działania urządzeń zabezpieczających.

Odbiornik może zostać odłączony przez układy zabezpieczające lub jego praca może być niewłaściwa, jeżeli napięcie osiągnie zbyt małą wartość lub jeżeli zapad będzie trwał zbyt długo. Efekty takiego przypadku mogą być bardzo znaczące z ekonomicznego punktu widzenia.

Sprzęt informatyczny/układy sterowania Układy mikroprocesorowe stosowane obecnie powszechnie do sterowania złożonych procesów technologicznych są wyjątkowo czułe na zapady napięcia. Nieprawidłowości ich pracy mogą spowodować przerwanie procesu, nawet jeżeli np. napędy i inny „siłowy” sprzęt jest odporny na te zaburzenia. Najpowszechniej występującymi skutkami są: brak transmisji sygnałów lub błędy

58




JAKOŚĆ ENERGII

w ich przekazie. Większość sprzętu informatycznego ma wbudowane detektory uszkodzeń i zewnętrznych zaburzeń w celu ochrony danych w wewnętrznej pamięci (w tym również programowo zapisaną procedurę reakcji na zapady i krótkie przerwy w zasilaniu, gwarantującą zachowanie danych i poprawną pracę po powrocie napięcia) lub ze względów bezpieczeństwa (brak transmisji lub błędne rozkazy w przypadku sterowania dużymi procesami).

Ten rodzaj sprzętu jest bardziej czuły na stopniowe zmiany napięcia (zmniejszanie) niż na nagłą przerwę zasilania. Niektóre detektory uszkodzeń nie reagują dostatecznie szybko na stopniowe zmniejszanie napięcia zasilającego. Wówczas stałe napięcie wyjściowe zasilaczy może zmniejszyć się do poziomu niższego niż minimalne dopuszczalne napięcie pracy, zanim detektor uszkodzenia zostanie pobudzony. W efekcie dane będą utracone lub błędne. Po powrocie napięcia sprzęt taki może nie być zdolny do poprawnego ponownego startu i może wymagać przeprogramowania. Z tego powodu dla sprzętu informatycznego podano w przedmiotowych standardach szczegółowe procedury testowania odporności na omawiany rodzaj zaburzenia. O odporności sprzętu komputerowego na zmiany wartości skutecznej napięcia informuje tzw. charakterystyka ITIC (dawniej CBEMA), przedstawiona na rys. 3. Na osi poziomej zaznaczony jest czas występowania zaburzenia w ms i okresach przebiegu składowej podstawowej napięcia, natomiast na osi pionowej – wartość skuteczna napięcia wyrażona w procentach napięcia znamionowego. Widać wyraźnie, że odporność sprzętu (gwarantowana dla zaburzeń zawartych pomiędzy gałęziami charakterystyki) silnie zależy od czasu trwania zapadu. Zgodnie z tą charakterystyką, sprzęt informatyczny (komputery, elementy sieci komputerowych itp.) powinien być zdolny do tolerowania ustalonych zmian napięcia zawartych w przedziale 90 – 110% wartości znamionowej.

Sterowanie realizowane przez programowalne sterowniki logiczne PLC można przedstawić w postaci czterech podstawowych kroków funkcjonalnych: czytanie danych wejściowych (moduł wejściowy); rozwiązywanie programu sterowania (CPU); samodiagnostyka (CPU); modyfikacja stanów wyjść zgodnie z programem (moduł wyjściowy). Zapady napięcia mogą oddziaływać na CPU, karty I/O i także na poziomy logiczne PLC podczas realizacji każdego z wyróżnionych kroków. Każde z tych potencjalnych miejsc zakłócenia może przerwać ciągłość całego procesu technologicznego. Czas cyklu, czyli czas potrzebny do realizacji wszystkich czterech kroków, może nie przekraczać kilkunastu ms, a więc może być współmierny z czasem występowania zaburzeń.

Rys. 3. Charakterystyka ITIC dla sprzętu informatycznego

Jednym ze „słabszych” elementów w PLC jest jego zasilacz. Jest to typowy układ zasilany napięciem przemiennym, które przekształca (najczęściej impulsowo) w napięcie stałe, zasilające pozostałe elementy PLC. Odporność zasilacza zależy głównie od wymaganego stopnia stabilizacji stałego napięcia wyjściowego oraz od energii zgromadzonej w jego kondensatorach.

59




JAKOŚĆ ENERGII

Niekiedy urządzenia I/O są lokalizowane w pobliżu urządzeń wykonawczych, w celu minimalizacji wymaganego okablowania, pracując np. jako koncentratory danych. Wówczas krytycznymi punktami stają się również ich zasilacze, tym bardziej, że w większości instalacji CPU ma najczęściej gwarantowane bezprzerwowe zasilanie realizowane za pomocą UPS, natomiast nie zawsze jest tak w przypadku koncentratorów.

System I/O tworzy interface pomiędzy urządzeniami peryferyjnymi – zewnętrznymi, a sterownikiem. Wejściowe urządzenia, tj. przyciski, czujniki są hardwerowo połączone z sterownikiem. Powszechny jest dyskretny charakter wejść. Napięcia progowe, na podstawie których ustalona jest wartość sygnału logicznego – 0 lub 1 – nie są normalizowane. Na przykład jeżeli zapad napięcia spowoduje w czasie kilku okresów obniżenie wartości sygnału wejściowego, może wyniknąć problem właściwego rozpoznania stanu logicznego.

W każdym układzie sterownika istnieje przycisk awaryjnego zatrzymania linii. Bywa on też niekiedy przyczyną niepożądanych wyłączeń, jeżeli jest skonfigurowany w taki sposób, że zapad napięcia może wywołać działanie analogiczne do skutków jego celowego uaktywnienia.

Styczniki i przekaźniki

Są stosowane do łączenia lub rozłączania zarówno obwodów mocy jak i sterowania. Niezależnie od aplikacji występuje zawsze problem, gdy stycznik/przekaźnik rozłączy się w sposób nieplanowany podczas zaburzenia elektromagnetycznego. Prowadzi to zwykle do niekontrolowanego przerwania procesu. Wielu wytwórców podaje, że ich styczniki odpadają przy 50% napięcia znamionowego UN, jeżeli te warunki trwają dłużej niż jeden okres. Te dane zmieniają się w zależności od producenta, lecz w praktyce nieprawidłowość ich działania występuje często już przy 70% UN lub więcej.

Silniki asynchroniczne

Są z reguły zabezpieczone swoją inercją (oraz inercją napędzanego agregatu) przed skutkami krótkich zmian napięcia, z wyjątkiem zapadów lub przerw o większych wartościach (amplitudy i czasu trwania), które mogą spowodować niepożądane zaburzenia w ich pracy. W efekcie zapadu następuje początkowo redukcja wartości momentu elektromagnetycznego i w konsekwencji zmniejszenie prędkości. Ustala się nowy punkt równowagi pomiędzy momentem silnika (osiąganym przy większym prądzie) i momentem obciążenia. Zapad o amplitudzie mniejszej niż około 30% nie ma najczęściej w praktyce znaczącego wpływu na pracę silnika asynchronicznego. Moment silnika podczas takich zaburzeń jest z reguły większy lub równy momentowi obciążenia. Przeciwnie, dla większości zapadów napięcia o amplitudzie większej niż 30% moment silnika może być mniejszy niż moment obciążenia. Wówczas silnik redukuje prędkość, a stopień redukcji zależy od amplitudy i czasu trwania zapadu, podobnie jak od inercyjności wirującego systemu.

Ponowny rozruch po zaniku zaburzenia wymaga, podczas wzrostu prędkości, dużego prądu i powoduje wydłużenie czasu zapadu (ponad czas zaburzenia). Jest to rezultat obniżenia napięcia na skutek dużej wartości prądu, co utrudnia lub niekiedy może nawet uniemożliwić ponowny rozruch. Wartość prądu jest tym bliższa prądowi rozruchu, im większy poślizg wystąpił na końcu zapadu.

Silniki synchroniczne

W przemyśle są stosowane prawie wyłącznie jako układy napędowe o stałej prędkości. Ze względu na ich moc zasilane są z sieci SN. W zależności od amplitudy i czasu trwania zaburzenia skutkiem może być przejściowe przetężenie prądowe i w granicznym przypadku utrata synchronizmu. Wówczas musi być przeprowadzony złożony proces ponownego rozruchu.

Maszyna synchroniczna może tolerować krótkotrwale większe zmiany napięcia (o amplitudzie nawet do 40%) ze względu na: inercję związaną z jej zazwyczaj dużą mocą, możliwość przewzbudzenia i proporcjonalność momentu silnika do napięcia w pierwszej potędze. Praca silnika synchronicznego jest definiowana na wyjściu przez moment i prędkość, a na wejściu – przez napięcie i moc czynną. Strumień, moc czynna i kąt mocy silnika są zmiennymi sprzężonymi z napięciem i momentem. Redukcja napięcia może prowadzić do ustalenia nowego stabilnego punktu pracy w reakcji na zapad napięcia.

Wzrost odporności tych maszyn można uzyskać przez: ustalenie właściwego poziomu pobudzenia zabezpieczenia prądowego tak, aby dopuszczało ono większe przeciążenia oraz zagwarantowanie odpowiedniego, regulowanego prądu wzbudzenia utrzymującego maszynę w stanie synchronizmu.

Regulowane napędy elektryczne

Stanowią jeden z największych problemów, jeżeli chodzi o zapady napięcia i krótkie przerwy w zasilaniu. Są szczególnie czułe na ten rodzaj zaburzenia, a ich często znaczące moce jednostkowe czynią wszelkie sposoby redukcji skutków problemem

60




JAKOŚĆ ENERGII

trudnym technicznie i najczęściej kosztownym. Problem dotyczy nie tylko negatywnych efektów oddziaływania na napędy, lecz także oddziaływania na całe elektromagnetyczne i technologiczne środowisko, którego są częścią składową. Skutek jest natychmiastowy, nie tak jak dla innych rodzajów zaburzeń, np. harmonicznych, asymetrii itp.

W ich przypadku charakteryzowanie zapadu napięcia jedynie w układzie współrzędnych: amplituda zapadu-czas trwania jest często zbyt dużym uproszczeniem, mimo, że jest to powszechny sposób opisu i podstawowy cel pomiarów. Nie uwzględnia on bowiem różnic wartości poszczególnych napięć fazowych (asymetrii tych napięć) i występującej także podczas zapadu zmiany ich kątów fazowych. Dodatkowo ta uproszczona charakterystyka nie uwzględnia również niesinusoidalnej natury przebiegu napięcia podczas zaburzenia.

Napędy prądu stałego i przemiennego reagują różnie na zapady napięcia, różnią się bowiem topologią części siłowej i układami sterowania (zarówno softwarem, jak i hardwarem). Istnieją trzy główne przyczyny, które sprawiają, że napędy są czułe na zapady napięcia.

pierwsza, to zasilanie układu sterowania napędu. Jeżeli zasilacze nie są w stanie zapewnić wystarczającego poziomu napięcia, wówczas napęd musi być wyłączony, ze względu na groźbę utraty kontroli nad jego pracą.

Druga grupa problemów dotyczy możliwych nieprawidłowości w pracy lub nawet groźby wystąpienia stanu awaryjnego w części siłowej układu w następstwie zaburzenia (np. przerzut falownikowy w napędzie prądu stałego).

trzecią przyczyną jest fakt, że wiele procesów, ze względów technologicznych, nie toleruje utraty precyzyjnej kontroli prędkości lub momentu nawet przez bardzo krótki okres czasu.

Reakcja napędu na zapad napięcia jest, prócz wielkości opisujących zaburzenie, także funkcją rodzaju (typu) obciążenia oraz parametrów napędu. Pewne procesy (układy wentylatorów, dmuchaw itp.) mogą tolerować nawet znaczące zmniejszenie prędkości i momentu silnika. Inne takich zmian nie dopuszczają. Wiele procesów przemysłowych wymaga precyzyjnej i dokładnej kontroli parametrów, jak ciśnienie, temperatura, przepływ. Ponieważ większość tych procesów jest napędzana przez silniki elektryczne, moment i prędkość silnika bezpośrednio wpływają na zmienne procesu.

Lampy wyładowcze

W przypadku popularnego obecnie typu oświetlenia – wysokoprężnych lamp sodowych, przerwa w zasilaniu o czasie trwania około 2 okresów lub zapad do wartości 45% napięcia znamionowego powoduje zgaśnięcie lampy. Musi upłynąć czas, od jednej do kilku minut po to, aby lampa mogła ostygnąć i aby mógł nastąpić jej ponowny zapłon. W przypadku lamp wyeksploatowanych wystarczy zapad o znacznie mniejszym napięciu resztkowym (np. do 85%UN), aby lampa zgasła.

4. SPOSOBY POPRAWY

Standardowe podejście do kompatybilności elektromagnetycznej polega na koordynacji dopuszczalnych poziomów emisji i odporności. Z jednej strony podejmowane są działania zmierzające do ograniczenia wytwarzanych zaburzeń elektromagnetycznych, tak aby nie przekroczyły one zadanych poziomów. Z drugiej strony dąży się do tego, aby sprzęt i instalacje poddane wpływowi tych zaburzeń wypełniały swoje funkcje, czyli miały wystarczający poziom odporności.

W przypadku zapadów napięcia, definiowanych w dwuwymiarowym układzie współrzędnych: napięcie resztkowe (amplituda)-czas trwania, dopuszczalne poziomy emisji i odporności muszą być określone dla obydwu współrzędnych.

Napięcie resztkowe zmienia swą wartość w przedziale od zera do bliskiej znamionowej, w zależności od względnego położenia rozważanego punktu sieci, miejsca zwarcia i źródeł generacji energii.

Czas trwania zapadu jest w dużym stopniu zależny od szybkości, z jaką eliminowane jest zwarcie. Niezbędną cechą zabezpieczeń przeciwzwarciowych jest gradacja czasów zadziałania wyłączników, przekaźników itp., w celu odłączenia zwarcia w najbardziej odpowiednim punkcie systemu zasilającego. Oznacza to, że czas eliminacji zwarcia, a w konsekwencji czas trwania zapadu i krótkiej przerwy w zasilaniu zależy od miejsca, w którym wystąpiło zwarcie.

Istnieją więc ograniczone możliwości wpływania na poziom zaburzenia. Można natomiast w pewnym stopniu zmniejszać częstość jego występowania, poprzez zwiększenie, w różny sposób, odporności sieci zasilającej na zwarcia.

Pewne urządzenia i instalacje mają zwiększoną odporność na zapady napięcia dzięki własnej inercyjności lub zgromadzonej w nich energii. Taką cechę można im nadać już na etapie projektowania.

Wśród technicznych działań zmierzających do zmniejszenia negatywnych skutków eliminacji zapadów i krótkich przerw w zasilaniu można wyróżnić: (1) redukcję liczby zwarć, (2) redukcję czasu eliminacji zwarć, (3) zmianę konfiguracji systemu zasilającego,

61




JAKOŚĆ ENERGII

(4) włączenie specjalnych urządzeń pomiędzy sieć zasilającą i zaciski czułego sprzętu (stabilizatorów napięcia), (5) zwiększenie odporności urządzeń.

Redukcja liczby zwarć

Całkowita eliminacja zwarć nie jest oczywiście możliwa. Istnieją jednakże sposoby pozwalające zasadniczo zmniejszyć ich liczbę, a w konsekwencji także częstość występowania zapadów napięcia oraz przerw w zasilaniu. Jest to bardzo efektywny sposób poprawy jakości zasilania i wielu odbiorców sugeruje jako oczywisty ten rodzaj działań w przypadku występowania rozważanych zaburzeń. Przykładami są: (1) zastępowanie linii napowietrznych liniami kablowymi, (2) stosowanie izolowanych przewodów w liniach napowietrznych, (3) stosowanie regularnej przycinki drzew w strefie linii, instalowanie osłon przed zwierzętami, (4) ekranowanie przewodów napowietrznych poprzez instalowanie dodatkowych przewodów ekranujących, (6) zwiększenie poziomu izolacji, instalowanie liniowych odgromników, (7) zwiększenie częstości remontów i przeglądów technicznych, mycie izolatorów itp.

Redukcja czasu eliminacji zwarcia

Nie oznacza zmniejszenia liczby zwarć, lecz tylko złagodzenie ich skutków. Nie wpływa także na liczbę lub czas trwania przerwy w zasilaniu. Ten ostatni jest bowiem zależny jedynie od szybkości z jaką następuje powrót zasilania. Szybka eliminacja zwarcia nie wpływa także na liczbę zapadów napięcia, lecz może znacząco ograniczyć czas ich trwania.

Podstawowy sposób redukcji czasu zwarcia polega na stosowaniu bezpieczników z ograniczeniem prądu. Są one zdolne do eliminacji zwarcia w czasie jednego półokresu. Zmniejszenie prądu zwarcia i skrócenie czasu jego występowania zasadniczo ogranicza czas trwania zapadu napięcia (rzadko więcej niż jeden okres).

Zmiana konfiguracji systemu zasilającego

Dzięki tym działaniom można uzyskać redukcję „ostrości” zjawiska, lecz dużym kosztem, szczególnie w systemach WN. Podstawową metodą przeciwdziałania zwarciom jest instalacja elementów redundancji. Do tych metod, szczególnie odpowiednich dla zapadów napięcia, należą:

• instalowanie generatorów w pobliżu czułych odbiorów. Podtrzymają one napięcie podczas odległych zwarć. Redukcja napięcia jest równa procentowemu udziałowi generatora w prądzie zwarcia. W przypadku instalowania elektrowni, np. pracującej w skojarzeniu, warto również w tym aspekcie rozważyć jej lokalizację;

• zwiększenie liczby szyn i rozdzielni w celu ograniczenia ilości odbiorców, którzy mogą potencjalnie doświadczyć skutków zaburzenia;

• instalowanie dławików zwarciowych w strategicznych punktach systemu, w celu zwiększenia „elektrycznej” odległości od miejsca zwarcia. Nie należy jednakże zapominać, że to działanie może zapad napięcia uczynić większym dla innych odbiorców;

• zasilanie szyn z czułymi odbiorcami z kilku rozdzielni. Zapad napięcia w jednej będzie redukowany poprzez wpływ pozostałych. Im bardziej niezależne są te rozdzielnie, tym działanie jest skuteczniejsze. Najlepszy efekt redukcji można osiągnąć poprzez zasilenie z dwóch różnych systemów przesyłowych. Wprowadzenie drugiego zasilania zwiększa liczbę zapadów, lecz redukuje ich wartość (czas i amplitudę).

Liczba krótkich przerw może być zmniejszona poprzez przyłączanie mniejszej liczby odbiorców do jednego wyłącznika (innymi słowy: zwiększenie liczby wyłączników).

Instalowanie stabilizatorów napięcia

Najpowszechniejszym sposobem redukcji skutków rozważanych zaburzeń jest stosowanie dodatkowych urządzeń – stabilizatorów napięcia. Mogą być instalowane zarówno po stronie dostawcy, jak i odbiorcy energii, lecz praktyka pokazuje, że znacznie częściej stosuje je ten ostatni. Poprawa warunków zasilania oraz zwiększanie odporności sprzętu są bowiem poza kontrolą odbiorcy.

Układy te można określić wspólnym mianem – układów o podwyższonych wskaźnikach energetycznych (UPPE). W tej grupie istnieje ogromna różnorodność rozwiązań szczegółowych.

Działanie takich urządzeń, przyłączanych pomiędzy zaburzone źródło zasilania i czuły sprzęt, polega w swej istocie na szybkim dostarczenie energii z alternatywnego źródła lub na adaptacji trybu ich pracy do krótkiej przerwy lub do ograniczonej wartości dostarczanej energii, gwarantując równocześnie krytycznemu odbiornikowi poprawne warunki zasilania.

62




JAKOŚĆ ENERGII

Można mówić o dwóch rodzajach stosowanych rozwiązań technicznych. Są nimi:

• układy gromadzące energię; jest ona następnie wykorzystywana do zasilania krytycznego sprzętu podczas zaburzenia. Mogą być stosowane w przypadku zapadów napięcia o dowolnej wartości napięcia resztkowego, a także podczas przerw w zasilaniu. Poziom odporności sprzętu jest wówczas uzależniony od wartości zgromadzonej energii i wymagań energetycznych chronionego procesu. W wielu przypadkach należy rozważać jako krytyczny, także czas reakcji urządzenia kompensującego zaburzenie. Ponieważ proces gromadzenia energii jest z reguły bardzo kosztowny, stosowany jest w odniesieniu do tych urządzeń, które są szczególnie czułe. Przykładami tych rozwiązań mogą być: bezprzerwowe układy zasilające (UPS), nadprzewodnikowe zasobniki energii elektrycznej (SMES – ang. Superconducting Magnetic Energy Storage), układy z kołem zamachowym, zespoły silnik-generator;

• układy nie mające możliwości gromadzenia energii; mogą być stosowane jedynie w celu redukcji skutków zapadów (nawet do 50%), lecz nie przerw w zasilaniu. Różnią się pomiędzy sobą wartością zapadu napięcia, który może być przez nie kompensowany. W tych rozwiązaniach czas trwania zapadu nie jest krytycznym parametrem. Ich koszt jest z reguły mniejszy niż rozwiązań gromadzących energię. Przykładami takich rozwiązań mogą być:

• transformatory stabilizujące (w tym także ferrorezonansowe);

• energoelektroniczne układy szybkiego przełączani źródeł zasilania – FTS (ang. Fast Transfer Switching)

• statyczne generatory prądów i napięć podstawowej harmonicznej, tj.:

• układy szeregowe (DVR – ang. Dynamic Voltage Restorer). Prócz stabilizacji napięcia uzyskiwanej poprzez włączenie szeregowego źródła napięcia pomiędzy krytyczny odbiornik a zaburzone źródło zasilania, układy te mogą także wpływać na wartość reaktancji zastępczej sieci elektroenergetycznej, pełnić funkcję przesuwników fazowych, symetryzować, eliminować w aktywny sposób odkształcenie napięcia na zaciskach odbiornika itp.;

• układy równoległe: statyczne kompensatory (SVC – ang. Static VAR Compensator) wpływające na wartość i charakter (indukcyjny lub pojemnościowy) pobieranej mocy biernej, tym samym powodujące redukcję lub wzrost napięcia w rozważanym punkcie systemu zasilającego.

• układy szeregowo-równoległe: uniwersalne kontrolery przepływu mocy.

5. POPRAWA ODPORNOŚCI SPRZĘTU

Jednym z rozwiązań, najkorzystniejszych ze względów technicznych i ekonomicznych, jest stosowanie urządzeń o dostatecznym poziomie odporności, właściwym dla środowiska do pracy, dla którego są one przeznaczone. Jest to efektywna metoda eliminująca niepożądane wyłączenia będące skutkiem zapadów napięcia (w mniejszym stopniu przerw w zasilaniu). Coraz częściej odporność na określoną wartość i czas zapadu staje się podstawą oferty producenta, przesądzającą o jego komercyjnym sukcesie. Korzystne byłoby, aby producenci powszechnie określali w opisie danych technicznych produktu stopień jego odporności na zapady napięcia. Należałoby również wytypować pewne rodzaje odbiorników, które są szczególnie czułe i krytyczne, ze względu na skutki ich błędnego zadziałania, i te urządzenia w pierwszej kolejności wyposażyć w odpowiednie zabezpieczenia. Przed przyłączeniem czułego urządzenia należy ocenić poziom jego kompatybilności z siecią zasilającą. Możliwa procedura postępowania obejmuje trzy etapy:

• uzyskanie informacji o pracy systemu: spodziewanej liczbie zapadów i ich charakterystyk. Jest kilka sposobów uzyskania takich danych: kontakt z dostawcą energii, monitorowanie zasilania w dłuższym okresie czasu, analiza zwarć itp. Dla uzyskania wiarygodnych informacji potrzebny jest pomiar zapadów w długim okresie czasu. Alternatywnym rozwiązaniem jest zastosowanie statystycznych metod predykcji: wykorzystując model systemu oraz informacje dotyczące statystyki zwarć w różnych jego punktach można określić spodziewaną liczbę zwarć dla każdych szyn. Metody te nie wymagają długiego czasu, szybko dają końcowy rezultat. Są tak dokładne, jak dokładny jest stosowany model oraz dane wejściowe;

• uzyskanie informacji o czułości sprzętu. Można je uzyskać od producenta, poprzez przeprowadzenie testów lub przyjmując typowe charakterystyki czułości. W praktyce odbiorca często dowiaduje się o ograniczonej odporności urządzenia już po jego zainstalowaniu;

• określenie potencjalnego skutku. Jeżeli dwie poprzednie informacje są dostępne, istnieje możliwość oceny potencjalnej groźby awarii sprzętu (częstości) oraz oceny ekonomicznego skutku ich wystąpienia. Na tej podstawie można wybrać metodę postępowania: poprawę warunków zasilania, lepszy (mniej czuły) sprzęt, zastosowanie stabilizatora lub akceptacja istniejącej sytuacji.

63




JAKOŚĆ ENERGII

W praktyce trudno jest uzyskać informacje od energetyki zawodowej oraz od producenta sprzętu. Jest wiele przyczyn tego stanu. Jedną z nich jest stosowany bardzo różny, trudny do porównania opis zjawiska (brak znormalizowanego formatu charakterystyki), producenci dotychczas rzadko przeprowadzają takie badania. Ich stan wiedzy na temat charakterystyk odpornościowych sprzętu na skok np. fazy napięcia podczas zapadu, czy niesymetryczny zapad, jest najczęściej bardzo ograniczony.

Ze względu na fakt, że różne kategorie urządzeń różnie reagują na zapady, nie jest możliwe opracowanie i stosowanie jednego standardu definiującego czułość sprzętu stosowanego np. w przemyśle. Najbliższa unifikacji jest charakterystyka CBEMA i jej późniejsze modyfikacje.

Skutki zapadów i przerw w zasilaniu powinny być wzięte po uwagę na etapie konstruowania urządzenia, istnieje bowiem możliwość projektowania i produkcji sprzętu bardziej odpornego na omawiany rodzaj zaburzenia. Posiadanie podanych powyżej informacji pozwala zastosować właściwe, z technicznego i ekonomicznego punktu widzenia (bez ponoszenia nadmiernych kosztów), sposoby uzyskania właściwego stopnia odporności.

6. POMIAR ZAPADÓW NAPIĘCIA I KRÓTKICH PRZERW W ZASILANIU

Do oceny jakości zasilania, ze względu na zapady napięcia i krótkie przerwy, należy zrealizować następującą, pięciostopniową procedurę:

etap 1 – pomiar wartości chwilowej napięcia z odpowiednią częstotliwością próbkowania (typowo 128 lub 256 próbek w okresie) i rozdzielczością określoną liczbą bitów stosowanych dla zapamiętania pojedynczej próbki.

etap 2 – wyznaczanie, na podstawie „spróbkowanego” napięcia, charakterystyki zaburzenia jako funkcji czasu.

etap 3 – wyznaczenie wskaźników opisujących pojedyncze zaburzenie.

etap 4 – wyznaczanie, na podstawie wskaźników pojedynczych zapadów, wskaźników dla wszystkich zaburzeń, które wystąpiły w zadanym przedziale czasu.

etap 5 – wyznaczanie wskaźników opisujących zaburzenia dla danego systemu lub określonej jego części.

Wszystkie napięcia dotyczące zapadów są wartościami skutecznymi, wyznaczonymi dla minimum połowy okresu składowej podstawowej napięcia zasilającego (10 ms dla 50 Hz). Najczęściej wartość zapadu określana jest w dwojaki sposób, jako: (1) minimalna wartość, którą przyjmuje napięcie podczas zaburzenia (napięcie resztkowe), (2) wartość, o którą napięcie zmaleje w stosunku do napięcia referencyjnego. Coraz częściej w dokumentach normalizacyjnych stosowany jest pierwszy wskaźnik – staje się on powszechny, lecz nie jest jeszcze obowiązujący.

Mierzone są więc: wartość napięcia, czas trwania zapadu oraz liczba zaburzeń w przyjętym okresie rejestracji. Dwa ostatnie parametry są także rejestrowane dla przerw w zasilaniu.

Aby uzyskać porównywalność otrzymanych wyników, niezbędne jest podjęcie pewnych arbitralnych decyzji pomiarowych. Poniżej przedstawiono, dla celów informacyjnych (nie są to rekomendacje) decyzje, które zostały podjęte w wybranych zrealizowanych projektach pomiarowych, których wyniki zostały opublikowane.

Napięcie referencyjne dla celów pomiarowych

Napięcie resztkowe jest zwykle wyrażane w jednostkach względnych lub w procentach, w odniesieniu do napięcia znamionowego lub deklarowanego w rozważanym punkcie systemu. Jest to stosowane szczególnie w sieciach nn i SN.

Zakres zmienności napięć w sieciach WN jest znacznie większy niż w sieciach nn i SN. W takich przypadkach korzystniejszy jest pomiar zapadów w odniesieniu do napięcia poprzedzającego zaburzenie. Napięciem referencyjnym jest wówczas wartość, która jest wyznaczana w sposób ciągły, w zadanym przedziale czasu – oknie pomiarowym – dłuższym niż czas trwania zapadu (np. 1 s).

Należy zauważyć, że wartość referencyjna napięcia w przesuwnym oknie czasowym nastręcza pewnych trudności w prognozowaniu reakcji sprzętu, którego odporność jest często wyrażana w wartościach absolutnych. Przykładowo zapad o napięciu resztkowym d% z wartości napięcia referencyjnego wyznaczanego w przesuwnym oknie może wynosić zarówno 0,9dUN, jak i 1,1dUN (UN – napięcie znamionowe), w zależności od wartości napięcia poprzedzającego zapad. Nie jest to więc wystarczająco precyzyjna informacja, aby przewidzieć reakcję sprzętu na rozważane zaburzenie.

Czas trwania zapadu – wartości progowe początku i końca zaburzenia

Wybór wartości progowych jest zależny od rodzaju napięcia referencyjnego: czy jest ono wyznaczane w przesuwnym oknie, czy też jego wartość jest stała.

64




JAKOŚĆ ENERGII

Rozróżnienie pomiędzy zapadami napięcia i krótkimi przerwami w zasilaniu

Pojęcie „przerwa” oznacza całkowite odizolowanie od wszystkich źródeł zasilania i zero napięcia. W praktyce jednakże izolowana część systemu może zawierać źródła o znaczącej energii zmagazynowanej w różnej formie, co sprawia, że napięcie nie osiąga wartości zerowej podczas bardzo krótkich przerw. Prócz tego, teoretycznie największe zapady napięcia mogą osiągnąć zerową wartość napięcia resztkowego. Taki zapad jest rzeczywistą przerwą, mimo że połączenie ze źródłami zasilania nadal istnieje. Z tego powodu trudno jest rozróżnić za pomocą przyrządów pomiarowych, zapad napięcia od krótkiej przerwy w zasilaniu. Niezbędne jest więc wprowadzenie pewnego kilkuprocentowego napięcia granicznego (np. 1, 5, 10% – rozdział 9.9), umożliwiającego rozróżnienie tych dwóch zaburzeń. Przykładowo, zwarcie może spowodować w różnych punktach systemu niezależnie zapady i krótkie przerwy w zasilaniu w zależności od tego, czy zarejestrowane napięcie jest mniejsze lub większe od wybranej wartości granicznej.

Pomiar zapadów napięcia

Większość zapadów ma prosty kształt – napięcie maleje do pewnej mniej więcej stałej wartości i następnie po pewnym czasie wraca do poprzedniego poziomu. Można wówczas założyć, że kształt jest w przybliżeniu prostokątny. W tym przypadku napięcie resztkowe podczas zapadu jest najmniejszą wartością, do której napięcie zmalało podczas zaburzenia. Wówczas para liczb – napięcie resztkowe i czas trwania – stanowią jego pełny opis.

W przypadku złożonych, nieprostokątnych zapadów, podczas których napięcie przyjmuje kilka poziomów wartości, opisanie takiego zaburzenia przez minimalne napięcie resztkowe oraz zdefiniowany wcześniej czas trwania może być niekiedy bardzo dużym jego „przewymiarowaniem”.

Klasyfikacja wyników pomiarów

Dwuwymiarowy charakter opisu zaburzenia sugeruje dwuwymiarową macierz lub tablicę z wierszami zawierającymi wartości napięcia resztkowego i kolumnami zawierającymi czas trwania zaburzenia.

Tablica 1. Klasyfikacja zapadów napięcia – wersja 1

Czas trwania

Napięcie resztkowe u [%]

10 ms ≤ t <

20 ms

20 ms ≤ t <

100 ms

100 ms ≤ t <

500 ms

500 ms ≤ t < 1 s

1 s ≤ t < 3 s

3 s ≤ t < 20 s

20 s ≤ t < 60 s

60 s ≤ t < 180 s

90 > u ≥ 85

85 > u ≥ 70

70 > u ≥ 40

40 > u ≥ 10

10 > u ≥ 0

UWAGA 1: Wyniki pomiarów w pierwszej kolumnie i pierwszym wierszu są odpowiednio zwiększone przez przepięcia i zmiany obciążenia

Tablica 2. Klasyfikacja zapadów napięcia – wersja 2

Czas trwania

amplituda u* [%]

10 ms ≤ t <

20 ms

20 ms ≤ t <

100 ms

100 ms ≤ t <

500 ms

500 ms ≤ t < 1 s

1 s ≤ t < 3 s

3 s ≤ t < 20 s

20 s ≤ t < 60 s

60 s ≤ t < 180 s

u* ≥ 10

u* ≥ 15

u* ≥ 30

u* ≥ 60

u* ≥ 90

UWAGA 1: Wyniki pomiarów w pierwszej kolumnie i pierwszym wierszu są odpowiednio zwiększone przez przepięcia i zmiany obciążenia.

65




JAKOŚĆ ENERGII

Na podstawie doświadczeń europejskiej energetyki UNIPEDE zaproponowało sposób klasyfikowania zaburzeń w formie dwóch alternatywnych tablic – 1 i 2, wyznaczanych dla zadanego przedziału czasu np. 30 dni, ½ roku, rok itp. Podobne tablice są stosowane przy sporządzaniu raportów z pomiarów przeprowadzonych w wielu punktach. Wówczas każda kratka tablicy może zawierać: (1) percentyl (najczęściej 95%) z wszystkich zarejestrowanych zaburzeń, (2) maksymalną wartość spośród zarejestrowanych zaburzeń, (3) średnią liczbę zarejestrowanych zaburzeń, (4) inne dane statystyczne.

W przypadku gdy pomiary są przeprowadzane w różnych sieciach (kablowych, napowietrznych, mieszanych, nn, SN, WN itp.), tablice mogą być sporządzane oddzielnie dla każdej z nich.

7. METODY ANALIZY

Analiza statystyczna z reguły wymaga informacji o systemie zasilającym w postaci jego modelu oraz informacji o historii zaburzeń (możliwie jak najdłuższej). Pożądane jest posiadanie dla każdego wyłącznika w liniach przesyłowych (z możliwie długiego okresu czasu) historii jego działania w postaci danych o fizycznej lokalizacji zwarć, liczbie zaburzonych faz, impedancji zwarć i czasie ich trwania itp. W bardziej zaawansowanych przypadkach analizy uwzględniane są także modele aparatury łączeniowej oraz charakterystyki czasowe zabezpieczeń. Jeżeli takie informacje są dostępne, można dokonywać wiarygodnych analiz i prognozowania. Ich brak zmusza do czynienia pewnych założeń upraszczających, obniżających pewność prognozy.

Typowy model systemu zawiera schemat ideowy, długości i rodzaj linii zasilających (kablowe czy napowietrzne), dane transformatorów i moce zwarciowe w poszczególnych punktach sieci. Dane te są niezbędne dla większości analiz zwarciowych.

Do zalet metod statystycznych można zaliczyć: szybkość pozyskania informacji, dokładność określania wartości zapadów napięcia na podstawie analizy zwarciowej, możliwość wyznaczania czasu trwania zaburzenia (jeżeli uwzględniane są modele urządzeń zabezpieczających), przydatność na etapie projektowania nowych systemów.

Nie należy zapominać, że dokładność rezultatów zastosowanej metody jest determinowana dokładnością modelu. Jeżeli będzie on błędny, również otrzymane za jego pomocą estymacje będą nieprawidłowe. Drugim czynnikiem ograniczającym dokładność prognoz jest losowość zmian danych wejściowych do modelu, np. częstości występowania zwarć zależnej od sezonu, warunków atmosferycznych, praktyki eksploatacji sieci itp.

Bezpośrednie pomiary

Wymagają ciągłej rejestracji napięć w przypadku, gdy ich wartość przekroczy zadane poziomy graniczne. Pomiar prądów fazowych (uzasadniony analizą innych zaburzeń np. harmonicznych) może dostarczyć wielu istotnych informacji, np. pomóc w lokalizacji źródła zaburzenia. Jeżeli nastąpi przekroczenie wartości granicznych, rejestrowane są wartości skuteczne napięć we wszystkich kanałach pomiarowych w czasie trwania zaburzenia oraz wartości chwilowe napięć z zadanej liczby okresów poprzedzających i następujących po początku i końcu zaburzenia. Jeżeli czas trwania zaburzenia przekroczy zadany przez użytkownika przedział, wówczas – w celu ochrony zasobów pamięci przyrządu – należy rejestrować uśrednione w kilku okresach wartości skuteczne monitorowanych napięć. W przedziale uśredniania pożądana jest rejestracja wartości maksymalnej i minimalnej.

Korzystne jest, gdy pozyskane w ten sposób dane są następnie przekazywane do centralnego servera i na bieżąco przetwarzane przez odpowiednie oprogramowanie wspomagające, a rezultaty dostępne dla użytkownika on-line. Wymagania techniczne dotyczące przyrządów pomiarowych są typowe dla sprzętu mierzącego wartości skuteczne napięć. Szczególną uwagę należy zwrócić na dopasowanie poziomu napięć wejściowych przyrządu do wartości napięć z przetworników (przekładników, dzielników) pomiarowych oraz dopasowanie impedancji wejściowej przyrządu. Do pomiaru zapadów napięcia (ogólnie wartości napięcia) można stosować zarówno przekładniki indukcyjne, jak i dzielniki pojemnościowe.

Zalety obydwu metod, tj. analizy statystycznej i pomiarów, łączą w sobie stosowane coraz częściej metody hybrydowe, stanowiące połączenie metod analizy zwarciowej z ograniczonymi danymi pozyskanymi na drodze pomiarowej.

8. NORMALIZACJA

W tablicy 3 przedstawiono wykaz norm IEC które dotyczą zapadów napięcia i krótkich przerw w zasilaniu lub zawierają informacje na temat tych zaburzeń.

Opierając się na analizie porównawczej różnych istniejących dokumentów normalizacyjnych, rekomendacji technicznych itp., można stwierdzić, że występują w nich różnice w klasyfikowaniu i definiowaniu rozważanych zaburzeń oraz że wiele spośród nich nie zawiera jednoznacznych informacji dotyczących podstawowych parametrów, jak: (1) wartość napięcia referencyjnego,

66




JAKOŚĆ ENERGII

(2) wartości progowe, (3) graniczne czasy trwania zaburzenia, (4) sposobu oceny jakości zasilania z punktu widzenia analizowanego zaburzenia (przetwarzania danych dla potrzeb kontraktowych, rodzaju agregacji itp.), (5) sposób oceny zapadu trójfazowego, (6) sposób pomiaru zaburzenia (szczegółowych wymagań dotyczących cech metrologicznych przyrządów), (7) sposób przyłączenia przyrządu pomiarowego.

9. KONTRAKT

Odbiorca finalny doświadcza skutków zapadów napięcia, których źródło jest zlokalizowane w głębi systemu, po stronie dostawcy. Ten sam odbiorca wywołuje zapady napięcia, będące skutkiem np. zwarć występujących w jego instalacjach wewnętrznych, których skutków poprzez sieć energetyki zawodowej doświadczają inni odbiorcy.

Tablica 3. Wartości amplitud i czasów trwania zapadów w różnych dokumentach normalizacyjnych, przepisach oraz publikacjach

wielkość normowana amplituda Min. czas Maks. czas

IEC 1000-2-1 10-100%UN 0,5 okresu kilka sek.

IEC 1000-2-2 10 ms 3 s

IEC 1000-2-5 10-99% UN 10 ms kilka sek.

IEC 61000-2-12 10 ms 3 s

PN EN 61000-4-11 10-95% UN 0,5 okresu kilka sek.

IEC 1000-6-1, IEC 1000-6-2 10-95% UN

PN EN 50160 10-99% UN 10 ms 1 min

UNIPEDE 10-99% UN

UIE 10-99% UN 10 ms 1 min

IEC 61000-4-30 Wszystkie wartości progowe są przedmiotem kontraktu

IEEE Std. 1159-1995 10-90% 0,5 okresu 1 min

CENELEC 10-90% 10 ms 1min

EPRI < 95% 1 okres 1 min

Tablica 4. Krótkie przerwy w zasilaniu

wielkość normowana amplituda Min. czas Maks. czas

IEC 1000-2-1 zanik napięcia (100%) 1 min

IEC 1000-2-2 10 ms 60 sek. (180 sek.)

IEC 1000-2-5 mniej niż 1% UN 1 min

IEC 61000-2-12 10 ms (inf.) 60 sek. (180 sek.)

PN EN 61000-4-11 (IEC 61000-4-11)

więcej niż 95%UN80-100%UN (praktyka

pomiarowa)

1 min (inf.)

IEC 1000-6-1IEC 1000-6-2

więcej niż 95%UN 5 sek .(inf.)

CISPR 14-2

PN EN 50160 więcej niż 99% 3 min

UIE więcej niż 90% 1 min

UNIPEDE więcej niż 99%

IEC 61000-4-30 wszystkie wartości progowe są przedmiotem kontraktu

IEEE Std. 1159-1995 więcej niż 90%UN 0,5 okresu 1 min

Emerald Contract więcej niż 90%UN 1 sek. 3 min

67




JAKOŚĆ ENERGII

Kto i w jaki sposób powinien ponieść odpowiedzialność za straty spowodowane tymi zaburzeniami, które w wielu gałęziach przemysłu, np. w rafineryjnym czy chemicznym, a szczególnie w przemyśle o ciągłym procesie technologicznym, mogą być ogromne?

odbiorca: traktuje zarówno zapady napięcia, jak i krótkie przerwy w zasilaniu jako zaburzenia wpływające na funkcjonowanie sprzętu. Różnicę pomiędzy tymi dwoma zjawiskami dostrzega na podstawie obserwacji efektów zaburzenia: czy praca sprzętu zostanie przerwana, czy oświetlenie wyłączone itp. Takie wnioskowanie może prowadzić do błędów, np. w przypadku źródeł światła zapad napięcia o amplitudzie większej niż 50% (jest to typowy próg wyłączania lamp wyładowczych) wywołuje taki sam efekt, jak krótka przerwa w zasilaniu.

Dostawca: klasyfikuje zaburzenia z punktu widzenia przyczyny. Chce ponosić odpowiedzialność jedynie za czas trwania zapadu, bowiem to zależy od niego, a głównie od jego zabezpieczeń. Nie chce odpowiadać za amplitudę zapadu, na to bowiem ma ograniczony wpływ.

Wymagania dotyczące lepszej niż standardowa jakości zasilania dla pewnej kategorii odbiorców znajdują swój wyraz w kontraktach, w których dostawca energii gwarantuje nieprzekraczalny poziom zaburzeń w sieci zasilającej w zamian za zwiększoną cenę energii.

Kryteria stosowane w tych umowach charakteryzują najczęściej jakość dostawy energii dla pewnego obszaru sieci, w zgodzie z międzynarodowymi rekomendacjami i normami.

W przypadku zapadów napięcia są one niekiedy formułowane inaczej. Dotyczący ich kontrakt jest porozumieniem zawieranym pomiędzy dostawcą energii i jej odbiorcą, traktowanym indywidualnie z uwzględnieniem charakterystyk zasilania w PWP oraz specyficznych cech klienta.

Kontrakty dotyczące zapadów napięcia są nieliczne. Dotyczą głównie sieci rozdzielczych, w bardzo rzadkich przypadkach sieci przesyłowych (w wielu krajach trwają prace nad ich sformułowaniem).

Kontrakt dotyczący zapadów napięcia powinien, prócz sformułowań ogólnych, typowych dla problematyki jakości zasilania, zawierać także postanowienia odnoszące się wyłącznie do tego rodzaju zaburzeń. Do tej kategorii postanowień należą informacje dotyczące: (1) przyjętych definicji zapadu i krótkiej przerwy w zasilaniu dla układu jedno- i wielofazowych, (2) czasu będącego podstawą oceny warunków zasilania (czas pomiarów), (3) wartości napięcia referencyjnego, (4) miejsca i sposobu przyłączenia przyrządu pomiarowego, (5) danych technicznych aparatury pomiarowej, (6) wartości progowych detekcji zaburzeń, (7) techniki raportowania wyników pomiaru, (8) stosowanej metody agregacji wyników pomiaru, (9) innych technik zastosowanych do oceny jakości zasilania, (10) granicy czasu dzielącej długie i krótkie przerwy w zasilaniu.

Czas pomiarów

W niemal wszystkich zawartych dotychczas kontraktach przyjmuje się, ze względu na charakter zaburzenia, jeden rok. Wiarygodność prognozowania oparta na uzyskanych danych wzrasta wraz ze wzrostem czasu (lat) rejestracji analizowanego zaburzenia.

Wartość napięcia referencyjnego

Wartością referencyjną dla określenia progów detekcji zaburzenia jest napięcie deklarowane w kontrakcie na dostawę energii, które w sieciach nn i SN jest najczęściej równe znamionowemu. W sieciach SN i WN deklarowane napięcie może różnić się od znamionowego. W sieciach WN, jak wykazuje praktyka, korzystne dla dostawcy jest przyjęcie jako referencji wartości napięcia wyznaczonej w przesuwnym oknie czasowym. Długość okna czasowego powinna być większa od czas trwania zapadu (np. 1 min).

Miejsce i sposób przyłączenia przyrządu pomiarowego

Wybór sposobu przyłączenia (np. do napięć fazowych czy międzyfazowych) powinien być rezultatem wspólnej decyzji odbiorcy i dostawcy energii, uwzględniającej: (1) sposób zasilania czułego sprzętu, (2) miejsce przyłączenia w relacji do czułego sprzętu z uwzględnieniem obecności elementów systemu mających wpływ na transmisję zapadów, np. transformatory.

W przypadku rejestracji napięć i prądów w PWP nie jest możliwe odtworzenie warunków zasilania w sieci nn na zaciskach czułych odbiorników. Aby uzyskać taką informację, należałoby mierzyć napięcia wraz z ich fazami lub mierzyć składowe symetryczne. Wobec braku takich danych, w ogromnej większości przypadków najbardziej reprezentatywny z punktu widzenia uciążliwości zjawiska jest pomiar napięć międzyfazowych. Można oczekiwać, że pomiar międzyfazowy znacząco zredukuje (szacuje się, że nawet w pewnych warunkach do 25%) liczbę zapadów w stosunku do pomiaru napięć fazowych. Za łączeniem międzyfazowym przemawia także fakt, że jest to sposób, który można zrealizować w każdych warunkach zasilania.

68




JAKOŚĆ ENERGII

Dane techniczne aparatury pomiarowej

Są szczegółowo podane w normie IEC 61000-4-30: Testing and measurement techniques – Power Quality Measurements Methods. Basic EMC publication. Przyrządy pomiarowe stosowane dla potrzeb kontraktu powinny spełniać wymagania techniczne podane w tym dokumencie dla przyrządów klasyA.

Wartości progowe detekcji zaburzenia

Zwykle przyjmuje się 90% napięcia referencyjnego dla zapadów napięcia i 10% dla krótkiej przerwy w zasilaniu. Można przyjąć, co jest korzystne dla dostawcy, że zaburzenia są rozważane w kontrakcie jedynie w przypadku, jeżeli czas ich trwania przekroczy przyjęte wartości graniczne, np. dla przerwy w zasilaniu 1 s, dla zapadu napięcia – 600 ms (EdF).

Nie należy zapominać, że próg napięciowy ma zasadniczy wpływ na czas trwania zapadu, co zostało przedstawione na rys. 4 (także rys. 2). W zależności od przyjętej wartości progowej napięcia, czasy trwania poszczególnych zapadów przyjmują następujące wartości:

Rys. 4. Wpływ wartości progowej napięcia na czas trwania zapadu

Technika raportowania wyników pomiaru

Imperatywem staje się potrzeba opracowania takiej metody zliczania zapadów, która będzie godzić interes zarówno dostawcy, jak i odbiorcy energii, i znajdzie swój wyraz w zawieranym pomiędzy nimi kontrakcie. Dodatkowo metoda ta powinna być czytelna i jednoznaczna. W systemach trójfazowych napięcia w poszczególnych fazach są zwykle monitorowane niezależnie, obliczana jest wartość skuteczna, np. półokresowa, i na tej podstawie na końcu okresu pomiarowego otrzymywane jest zestawienie zaburzeń. Każdy przypadek zawiera informację o czasie rozpoczęcia i zakończenia oraz o amplitudzie zapadu lub napięciu resztkowym.

W wielu kontraktach dostawca gwarantuje, że zapady napięcia o amplitudzie większej niż xx (np.70%) nie wystąpią w ciągu roku więcej niż yy (np.15) razy. W przypadku przekroczenia tej liczby, stosuje na rzecz odbiorcy uzgodnione wcześniej opłaty kompensacyjne.

Stosowane metody agregacji wyników pomiaru

Mimo że zapady napięcia są mierzone i rejestrowane niezależnie dla każdego kanału pomiarowego, mogą być grupowane i agregowane w celu ich zliczania, zgodnie z postanowieniami kontraktu. Rozważane są różne procedury agregacji, spośród których najbardziej powszechnymi są: (1) agregacja poziomów wartości, (2) agregacja fazowa, (3) agregacja czasowa, (4) agregacja lokalizacyjna.

Agregacja poziomów wartości Jak wykazują pomiary, ogromna większość zmian napięcia podczas zapadu ma prostokątny kształt, tzn. może być łatwo opisana dwoma współrzędnymi: amplitudą (napięciem resztkowym) i czasem trwania. Mogą wystąpić jednakże przypadki wielokrotnych zmian wartości napięcia, jak pokazano przykładowo na rys. 5. Wymaga to znacznie bardziej złożonego opisu. Dla celów kontraktowych wartością amplitudy nieprostokątnego, jednofazowego zapadu jest najczęściej maksymalna zmiana napięcia w czasie zaburzenia. Jest to metoda rekomendowana przez EPRI, UIE, CIGRE, UNIPEDE i przyjmowana powszechnie bez większych oporów.

69




JAKOŚĆ ENERGII

Czas trwania zapadu definiowany jest jako czas, w którym napięcie jest mniejsze niż przyjęta wartość progowa. Wybór wartości progowej jest przedmiotem negocjacji pomiędzy stronami umowy.

Rys. 5. Przykładowy nieprostokątny zapad napięcia, charakteryzowany zgodnie z zaleceniami UNIPEDE

Agregacja fazowa

Polega na traktowaniu zapadów napięcia występujących równocześnie w więcej niż jednej fazie jako jedno zaburzenie opisane parą liczb: amplituda-czas trwania. W tej metodzie agregacji zapady w różnych fazach są traktowane jako równoczesne, jeżeli występują przynajmniej w jednym wspólnym oknie pomiarowym. Wymaga to synchronizacji pomiarów, np. względem dodatniego przejścia przez zero napięcia w fazie referencyjnej.

Nie ma międzynarodowego porozumienia odnośnie do sposobu opracowywania wyników pomiarów wielofazowych. Najbardziej popularny polega na wyznaczeniu maksymalnej amplitudy z traktowanych indywidualnie zapadów „fazowych” oraz czasu trwania zaburzenia jako zaczynającego się początkiem zapadu w pierwszej zaburzonej fazie, a kończącego się w chwili zakończenia zapadu w ostatniej zaburzonej fazie. Zgodnie z tą metodą,wartość amplitudy zapadu napięcia dla przykładowego trójfazowego zaburzenia, przedstawionego na rys. 5 wynosi 100%.

Metoda ta w pewnych przypadkach może nie odpowiadać naturze zaburzenia. Dodatkowo może nadmiernie karać dostawcę, jeżeli jest zapisana w kontrakcie. Przypadek taki przedstawiono przykładowo na rys. 6. UNIPEDE definiuje czas trwania trójfazowego zapadu jako czas, podczas którego napięcie jest mniejsze niż 90%. Zgodnie z tą definicją zaznaczono na rysunku czas trwania zapadu. Jeśli zastosować metodę UNIPEDE, trójfazowy zapad napięcia przedstawiony na rys. 6 będzie miał amplitudę 97% i czas trwania około 4,8 s. W rzeczywistości zmniejszenie napięcia poniżej 80% trwa tylko około 500 ms. Wiele czułych odbiorników jest odpornych na takie zaburzenia, a nie jest odpornych na zapad o amplitudzie 97%, trwający 5 s. Jest to więc interpretacja niekorzystna dla dostawcy energii.

Inne stosowane metody polegają na przyjęciu jako wartości charakteryzującej zaburzenie np. amplitudy i czasu trwania „najgorszego zapadu fazowego”, wartości średniej z amplitud zapadów w poszczególnych fazach, średniej ważonej itp.

Rys. 6. Przykład wyznaczania parametrów trójfazowego zapadu napięcia zgodnie z metodą UNIPEDE

70




JAKOŚĆ ENERGII

Agregacja czasowa

Polega na traktowaniu sekwencji zapadów napięcia występujących kolejno z określoną przerwą czasową (w określonym przedziale czasu) jako jedno zaburzenie. Zwykle przyjmuje się jako długość dopuszczalnej przerwy pomiędzy zaburzeniami czas nie mniejszy niż cykl działania SPZ (np. 100 ms jako odległość pomiędzy kolejnymi zapadami – Francja, 1,5 min – Szwecja, 3 min – Hiszpania). Najczęściej stosuje się stały cykl obserwacji, zaczynający się początkiem zaburzenia w pierwszej fazie. Od tego momentu liczony jest czas, którego wartość uzależniona jest między innymi od sekwencji działania zabezpieczeń. W praktyce czas ten określony jest warunkami kontraktu, indywidualnie dla każdego odbiorcy. Dla przemysłu chemicznego może on wynosić nawet kilka dni. Jeżeli w tym czasie wystąpi zapad, nie ma on żadnego znaczenia, bowiem proces technologiczny i tak nie jest realizowany. Odbiorca, u którego ponowny rozruch procesu produkcyjnego trwa np. 5 h nie będzie ponosił dodatkowych kosztów związanych z zagwarantowaniem braku kolejnego zapadu napięcia w 5 minut po pierwszym, który przerwał proces. Z tej przyczyny to odbiorca powinien określić przedział czasu, który jest istotny w jego przypadku. Pojedyncze zagregowane czasowo zaburzenie może być reprezentowane przez np.: (1) amplitudę i czas pierwszego zapadu, (2) amplitudę i czas pierwszego zapadu, który spowodował lub może spowodować zakłócenie w pracy urządzeń, (3) maksymalną amplitudę i czas trwania zapadu spośród wszystkich zapadów które wystąpiły w czasie agregacji, (4) amplitudę i czas trwania zapadu o największej powierzchni itp.

Ten rodzaj agregacji jest szczególnie ważny, bowiem rezygnacja z jego stosowania mogłaby prowadzić do pogorszenia pewności zasilania na skutek zaniechania stosowania SPZ.

Należy w tym miejscu podkreślić, że ze względu na stosowane z reguły krótkie czasy agregacji, metoda ta nie fałszuje oceny powtarzalnych zapadów wywołanych np. czynnikami metrologicznymi. Wiele pomiarów wskazuje, że zapady występujące w okresie np. jednego roku koncentrują się w ogromnym procencie czasu w kilku dniach, co jednoznacznie wskazuje na ich metrologiczne źródło. Dotyczy to w szczególności sieci SN i WN z dużym udziałem linii napowietrznych.

Agregacja lokalizacyjna Ten rodzaj agregacji oznacza grupowanie – traktowanie jako pojedyncze zaburzenie – zapadów napięcia zmierzonych równocześnie w różnych liniach zasilających tego samego odbiorcę lub w jednej rozdzielni przy wielu monitorowanych szynach.

Jeżeli stosowane są poszczególne metody agregacji, tabele UNIPEDE mogą być stosowane bez żadnej modyfikacji. Wielkości w nich występujące będą wówczas wartościami zagregowanymi.

10. PODSUMOWANIE I WNIOSKI

• Zapady napięcia i krótkie przerwy w zasilaniu są rzeczywistymi zaburzeniami występującymi w systemie elektroenergetycznym.

• Mogą wystąpić w każdym miejscu, w każdym czasie, na każdym poziomie napięcia przyjmując wartości bliskie lub równe zeru i czasy powyżej 1 s. Częstość i prawdopodobieństwo ich występowania są silnie zależne od rozważanego miejsca i roku.

• Należy zauważyć, że czas większości przeprowadzonych dotychczas pomiarów nie przekraczał jednego roku. Jeśli uwzględnić silną zależność wyników pomiarów od warunków atmosferycznych i geograficznych, powstaje pytanie: jaką liczbę punktów pomiarowych i jaki czas pomiaru należy uznać za wystarczające dla wiarygodnego prognozowania rodzaju i częstości występowania zapadów napięcia? Istotne jest również pytanie dotyczące kryterium wyboru punktów pomiarowych. Nie należy zapominać, że pewne pomiary, które zostały tu przywołane, mogą być zafałszowane przez szczególne, sprzyjające lub nie, warunki pomiaru.

• W polskich warunkach należy w pierwszej kolejności zgromadzić dane o występujących zapadach. Dopiero na takiej bazie można proponować postanowienia kontraktowe, sprawdzając wcześniej skutki ich obowiązywania na danych z przeszłości.

71



© Moce i koMpenSacja w oBwoDacH Z oDkSZtaŁconYMi i nieSYMetrYcZnYMi ... – Leszek S. CZARNECKI

TEORIE MOCY

MOCE I KOMPENSACJA W OBWODACH Z ODKSZTAŁCONYMI I NIESYMETRYCZNYMI

PRZEBIEGAMI PRĄDU I NAPIĘCIA

Część 2. Składowe fizyczne prądu i kompensacja reaktancyjna w obwodach jednofazowych z odbiornikami liniowymi, czasowo-niezmienniczymi

prof. dr hab. inż. Leszek S. CZARNECKI

Energia elektryczna w dużych ilościach przenoszona jest i przetwarzana w układach trójfazowych, ale nie da się zjawisk fizycznych

i kompensacji w takich układach wyjaśnić i opisać bez zrobienia tego najpierw dla układów jednofazowych. Artykuł przedstawia

teorię mocy Składowych Fizycznych Prądu, znaną pod angielską nazwą teorii mocy CPC (Currents’ Physical Components)

obwodów jednofazowych z odbiornikami liniowymi, czasowo-niezmienniczymi. Artykuł wyjaśnia koncepcję prądu i mocy rozrzutu,

wprowadzonych w teorii mocy CPC dla wyjaśnienia zjawisk energetycznych w obwodach zasilanych napięciem niesinusoidalnym.

Artykuł przedstawia również podstawy kompensacji zupełnej prądu biernego takich odbiorników a także minimalizację jego wartości

skutecznej dwuelementowym kompensatorem LC.

1. ODBIORNIKI TYPU LTI ORAZ HGL

Odbiorniki elektryczne mogą być klasyfikowane w różny sposób. Przy opisie ich właściwości energetycznych ważne jest rozróżnienie odbiorników które, zasilane napięciem sinusoidalnym, powodują odkształcenie prądu lub takiego odkształcenia nie powodują.

Odkształcenie prądu w takiej sytuacji może być powodowane obecnością w odbiorniku elementów nieliniowych, takich jak cewki z rdzeniem ferromagnetycznym, diody, czy lampy wyładowcze. Odbiorniki z takimi elementami nazywane są odbiorni-kami nieliniowymi. Prąd odbiornika zasilanego napięciem sinusoidalnym może być jednak odkształcony także wtedy, gdy jest odbiornikiem liniowym, lecz zawiera elementy o zmiennych w czasie parametrach. W najprostszym przypadku jest to zwykle wiele lub tylko jeden przełącznik półprzewodnikowy, na przykład, tyrystor, triak lub przełącznik tranzystorowy. Aby okres zmienności prądu odbiornika był taki sam jak okres zmienności napięcia zasilania, przełączniki musza być przełączane okresowo, z okresem zmienności napięcia zasilania. Aby odbiornik zasilany napięciem sinusoidalnym nie powodował odkształceń prądu, musi być odbiornikiem liniowym o czasowo-niezmiennych parametrach. Odbiorniki takie określane są jako odbiorniki LTI (ang.: Linear, Time-Invariant). Odbiorniki generujące harmoniczne prądu wskutek nieliniowości lub okresowej zmienności parametrów określane są jako odbiornik HGL (ang.: Harmonic Generating Loads).

2. SKŁADOWE FIZYCZNE PRĄDU ODBIORNIKÓW LTI

Załóżmy, że napięcie zasilające odbiornika u(t) jest odkształcone pewną liczbą harmonicznych rzędu n ze zbioru N, oraz ma składową stałą U0, to jest może być przedstawione jako

. (1)

Napięcie takie może być przedstawione w postaci umożliwiającej algebraiczny opis obwodu

, (2)

gdzie

, (3)

jest [2] zespoloną wartością skuteczną (ang.: complex rms – crms value) harmonicznej napięcia rzędu n.

0 1( ) 2 cos( + )n nn N

u t = U U n tω α∈

+ ∑

10( ) 2 Re jn t

nn N

u t = U e ω

∈+ ∑ U

72




TEORIE MOCY

W podobny sposób może być przedstawiony prąd odbiornika

, (4)

gdzie

, (5)

jest zespoloną wartością skuteczną harmonicznej prądu rzędu n. Stosunek zespolonych wartości skutecznych harmonicznych prądu i napięcia

, (6)

określa admitancję odbiornika, a także jego konduktancję Gn i susceptancję Bn dla częstotliwości harmonicznej nω1. Znając admitancje odbiornika, jego prąd może być przedstawiony w postaci

10 0( ) 2 Re jn t

n nn N

i t = G U e ω

∈+ ∑ Y U . (7)

Moc czynna odbiornika

1 ( ) ( )

T

0TP = u t i t dt∫ , (8)

jest iloczynem skalarnym, (u, i), definiowanym ogólnie jako

(9)

prądu i napięcia odbiornika. Jeśli znane są zespolone wartości skuteczne harmonicznych Xn i Yn, harmonicznych przebiegów x(t) oraz y(t), wówczas iloczyn skalarny tych wielkości ma wartość

*

0 0( , ) = + Re n nn N

x y X Y∈∑ X Y . (10)

Moc czynna odbiornika może więc być wyrażona w postaci

* 2 * 2 20 0 0 0 0 0( ) + Re + Re ( ) + n n n n n n n

n N n N n NP = u, i U I G U G U G U

∈ ∈ ∈= = =∑ ∑ ∑U I U Y U . (11)

Ze względu na moc czynną P przy tym samym napięciu zasilania u(t), odbiornik na rys. 1a jest równoważny odbiornikowi czysto rezystancyjnemu, pokazanemu na rys. 1b, jeśli konduktancja Ge tego odbiornika ma taką wartość, że

2

a e e e( ) ( ) ( ) = || ||u, i u, G u G u, u G u P= = = , (12)

gdzie symbol ||u|| oznacza wartość skuteczną napięcia zasilania

. (13)

Rys. 1. Odbiornik LTI (a) i równoważny mu ze względu na moc czynną P odbiornik rezystancyjny (b)

10( ) 2 Re jn t

nn N

i t = I e ω

∈+ ∑ I

73




TEORIE MOCY

Z wyrażenia (12) wynika, że konduktancja odbiornika rezystancyjnego, równoważnego ze względu na moc czynną P ma wartość

e 2|| ||PGu

= , (14)

i konduktancja ta określana jest jako konduktancja równoważna odbiornika. Prąd odbiornika równoważnego

1

a e e 0 e( ) ( ) 2 Re jn tn

n Ni t G u t G U G e ω

∈= = + ∑ U , (15)

jest prądem czynnym odbiornika. Został on wprowadzony do elektrotechniki w teorii mocy Fryzego [1] w roku 1931, lecz określony on był w tej teorii w dziedzinie czasowej, bez użycia koncepcji harmonicznych. Ponieważ przy napięciu u(t) tylko prąd czynny jest potrzebny do trwałego przenoszenia energii ze źródła zasilania do odbiornika, pozostała część prądu odbiornika

1a 0 e 0 e( ) ( ) ( ) 2 Re ( ) jn t

n nn N

i t i t G G U G e ω

∈− = − + −∑ Y U , (16)

nie uczestniczy w trwałym przenoszeniu energii. Biorąc pod uwagę wyrażenie (6), prąd ten może być rozłożony [2] na dwie składowe

, (17)

. (18)

Pierwszy z tych prądów ir(t) jest wynikiem przesunięcia fazowego harmonicznych prądu względem harmonicznych napięcia i jest prądem biernym odbiornika. Drugi z tych prądów is(t) pojawia się w wyniku zmian wartości konduktancji odbiornika dla częstotliwości harmonicznych Gn względem konduktancji równoważnej Ge. Ponieważ wartości Gn są „rozrzucone” wokół wartości Ge, dla prądu tego wprowadzono [2] nazwę prądu rozrzutu (ang.: scattered current). Tak więc, prąd odbiornika może być rozłożony na trzy składowe

a s r( ) ( ) + ( ) + ( )i t i t i t i t= , (19)

Każdy z tych prądów jest wynikiem odrębnego zjawiska fizycznego. Prąd czynny jest wynikiem trwałego przekształcania energii w odbiorniku na ciepło lub pracę mechaniczną; prąd bierny jest wynikiem przesunięcia fazowego harmonicznych prądu i napięcia; prąd rozrzutu jest wynikiem zmian konduktancji odbiornika z częstotliwością harmonicznych. Dlatego prądy te nazwano składowymi fizycznymi prądu (ang.: Currents’ Physical Components, CPC). Należy jednak podkreślić, że pomimo swej nazwy, prądy te fizycznie nie istnieją. Są one obiektami matematycznymi a nie fizycznymi, tak jak jedynie obiektami matematycznymi a nie fizycznymi są harmoniczne.

Składowe fizyczne pradu są wzajemnie ortogonalne, to znaczy ich iloczyny skalarne są równe zeru, tj.

(ia, is) = 0, (ia, ir) = 0, (is, ir) = 0 . (20)

Jest to ważna cecha CPC, umożliwiająca obliczanie wartości skutecznej prądu odbiornika ze wzoru

2 2 2 2

a s r|| || || || || || || ||i i i i= + + , (21)

gdzie wartości skuteczne poszczególnych prądów wynoszą

a e|| || = || || = || ||Pi G u u , (22)

0

2 2s e|| || = ( )n n

n Ni G G U

∈−∑ , (23)

2 2

r|| || = n nn N

i B U∈∑ . (24)

74




TEORIE MOCY

Symbol N0 we wzorze (23) obejmuje n = 0. Z równania (21) wynika, że wartości skuteczne składowych fizycznych prądu odbiorników LTI spełniają taką samą zależność jak długości boków i przekątna prostopadłościanu pokazanego na rys. 2.

Rys. 2. Prostopadłościan wartości skutecznych składowych fizycznych prądu odbiornika LTI

Rozkład prądu odbiornika LTI na składowe fizyczne ujawnił istnienie w prądzie składowej związanej ze zmianą konduktancji odbiornika z częstotliwością, prądu rozrzutu, który nie uczestnicząc w trwałym przenoszeniu energii do odbiornika, powiększa wartość skuteczą prądu zasilania, a więc i straty energii.

Zmiana konduktancji Gn odbiornika z częstotliwością harmonicznych nie jest jakąś szczególną, rzadko spotykaną cechą odbiorników, lecz cechą szeregowych odbiorników czynno-indukcyjnych. Na przykład, konduktancja odbiornika RL pokazanego na rys. 3, o parametrach R = 1Ω and ω1L = 1Ω dla częstotliwości harmonicznych nω1 może być wyrażona w postaci

1 1

2 21= Re = Re =

+( )n n

RGR+ jn L R n L

Yω ω

, (25)

zmienia się z rzędem harmonicznej, n.

Rys. 3. Odbiornik RL

Konduktancja ta dla kilku harmonicznych najniższego rzędu ma wartość

G0 = 1 S, G1 = 0,5 S, G2 = 0,2 S, G3 = 0,1 S, G4 = 0,06 S,

Tej cechy obwodów zwykle się nie zauważa, gdyż inżynierowie elektrycy są przyzwyczajeni do używania pojęć impedancji czy rezystancji a nie admitancji i konduktancji.

Rozkład prądu (19) na składowe fizyczne nie jest rozkładem przybliżonym, lecz ścisłym. Jeśli tylko odbiornik jest odbiornikiem liniowym, czasowo-niezmienniczym, LTI, to rozkład ten jest poprawny, niezależnie od poziomu odkształcenia napięcia. Ilustruje to następujący przykład.

Przykład 1. Odbiornik RL pokazany na rys. 4 jest skompensowany pojemnościowo dla harmonicznej podstawowej.

Rys. 4. Odbiornik RL skompensowany pojemnościowo dla harmonicznej podstawowej

Przyjmijmy, że odbiornik ten jest zasilany mocno odkształconym napięciem

1 11

5 = 50+ 2 Re100 +20 V, = 1rad/s, || || = 113,58 V.j t j tu e e uω ω ω

|| ||

|| |||| ||

|| ||

75




TEORIE MOCY

Admitancja tego odbiornika dla harmonicznych napięcia wynosi

Y0 = 1 S, Y1 = 0,5 S, Y5 = 0,04 +j2,31 S,

a zatem prąd zasilania ma przebieg

0

1 11 5890 0( ) 2 Re = 50 + 2 Re50 + 46,2 e Ajn t j t j tj

n nn N

i t = G U e e eω ω ω

∈+ ∑ Y U ,

i wartość skuteczną

2 2 2 2 2 20 1 5|| || = 50 50 46 2 84 47 Ai I I I , ,+ + = + + = ,

Ponieważ moc czynna odbiornika ma wartość2

0 1 57 516 kWn n

n , ,P G U ,

∈= =∑ ,

zatem jego konduktancja równoważna wynosi

e 2 27516= = 0 5826 S

|| || 113 58PG ,u ,

= ,

Wartości skuteczne składowych fizycznych prądu wynoszą, odpowiednio

a a|| || = || || = 66 17 Ai G u , ,

2 2s e

0,1,5|| || = ( ) 24 93 An n

ni G G U ,

∈− =∑ ,

2 2r

1,5|| || = = 46 2 An n

ni B U ,

∈∑ ,

i wartość skuteczna prądu obliczona z wartości skutecznych poszczególnych składowych fizycznych

2 2 2 2 2 2a s r|| || = || || || || || || 66 17 24 93 46 2 84 47Ai i i i , , , ,+ + = + + = ,

jest równa wartości skutecznej obliczonej z wartości skutecznych składowych harmonicznych prądu.

Równanie mocy odbiorników LTI. Mnożąc kwadrat wartości skutecznej prądu odbiornika przez kwadrat wartości skutecznej

napięcia zasilania2 2 2 2 2

a s r( || || || || || || || || ) × || ||i i i i u= + + ,

otrzymuje się równanie mocy odbiorników LTI z niesinusoidalnymi przebiegami prądu i napięcia

2 2 2 2sS P D Q= + + , (26)

w którym poszczególne moce zdefiniowane są jak następuje

(27)

W równaniu mocy (26) pojawia się nieznana dotąd moc, Ds, nazwana [2] mocą rozrzutu (ang.: scattered power). Jest ona wynikiem obecności w prądzie odbiornika prądu rozrzutu, is(t). Należy tu zwrócić uwagę czytelnika na fakt, że wszystkie te moce są iloczynami wartości skutecznej napięcia i wartości skutecznej poszczególnych sładowych fizycznych, zatem moce te mają wartość dodatnią, a zatem, podobnie jak moc pozorna S, nie spełniają zasady bilansu.

Kompensacja reaktancyjna odbiorników LTI. Współczynnik mocy odbiornika jest definiowany jako stosunek mocy czynnej do mocy pozornej odbiornika i może być wyrażony poprzez wartości skuteczne składowych fizycznych, mianowicie

, (28)

tak więc, jest on mniejszy od jedności nie tylko z powodu obecności prądu biernego, jak ma to miejsce w obwodach z przebiegami sinusoidalnymi, lecz także z powodu obecności prądu rozrzutu.

76




TEORIE MOCY

Równoległy kompensator reaktancyjny jest to urządzenie, zbudowane z kondensatorów i cewek indukcyjnych, włączone na zaciski odbiornika, tak jak to jest pokazane na rys. 5.

Rys. 5. Odbiornik LTI z równoległym kompensatorem reakrtancyjnym

Jeżeli przyjmie się, dla uproszczenia, że elementy kompensatora są bezstratne, to nie obciąża on źródła zasilania mocą czynną, a ponadto, jego konduktancja dla częstotliwości harmonicznych ma wartość zerową. Jeśli odbiornik taki zasilany jest z dostecznie silnego źródła, to kompensator nie zmienia napięcia na zaciskach odbiornika, nie zmienia mocy czynnej P, nie zmienia konduktancji równoważnej Ge ani konduktancji dla częstotliwości harmonicznych Gn obserwowanej z zacisków źródła. Przy takich założeniach, prąd czynny oraz prąd rozrzutu pozostają niezmienne. Zmienia się tylko prąd bierny źródła. Ma on przebieg

1

r C( ) = 2 Re ( ) jn tn n n

n Ni t j B B e ω

∈

′ +∑ U (29)

i wartość skuteczną

2 2

r C|| || = ( )n n nn N

i B + B U∈

′ ∑ . (30)

W szczególności, jeśli dla każdej harmonicznej o rzędzie n ze zbioru N, susceptancja kompensatora ma wartość

BCn = - Bn, (31)

to kompensator taki redukuje całkowicie prąd bierny odbiornika i powiększa współczynnik mocy do wartości

amax 2 2

a s

|| ||

|| || || ||

i

i iλ =

+ , (32)

Jest to najwyższa wartość współczynnika mocy jaką można osiągnąć równolegle włączonym kompensatorem reaktancyjnym.

Przykład 2. Aby porównać kompensację zupełną prądu biernego z kompensacją pojemnościową, rozpatrzmy odbiornik RL pokazany na rys. 6 z kondensatorem kompensującym moc bierną harmonicznej podstawowej, przy założeniu, że napięcie zasilania ma przebieg

1 1512 Re 220 10 V, = 1 rad/s, || || = 220,23 Vj t j tu e e uω ω ω= + .

Rys. 6. Odbiornik RL z kompensatorem pojemnościowym

Ponieważ admitancja odbiornika dla harmonicznej podstawowej i harmonicznej 5-tego rzędu jest równa, odpowiednio:

063,41 1 1

1 0,20 0,40 = 0,45 S1 2

jG jB j ej

−= + = = −+

Y ,

084,35 5 5

1 0,01 0,10 = 0,10 S1 10

jG jB j ej

Y −= + = = −+

,

77




TEORIE MOCY

zatem prąd odbiornika ma przebieg0 0

1 1563,4 84,32 Re 98,39 1,0 A, || || = 98,40 Aj t j tj ji e e e e iω ω− −= + .

Ponieważ moc czynna odbiornika ma wartość

2 2 2

1 50,20 220 0,01 10 9681Wn n

n ,P G U

== = × + × =∑ ,

zatem współczynnik mocy wynosi λ = 0,45. Kondensator włączony na zaciski odbiornika może współczynnik mocy podwyższyć. Jeśli pojemność kondensatora obliczona jest tak, jak się to czyni w układach z napięciami sinusoidalnymi, to dla zupełnej kompensacji mocy biernej kondensator powinien mieć pojemność C = 0,4 F.

Zmienia on admitancję widzianą przez źródło zasilania do wartości:

1 1 1 0,20 S' j CY Yω= + = ,

089,75 1 55 2,0 (0,01 0,10) = 1,90 S' jj C j j eω= + = + −Y Y .

Prąd zasilania po kompensacji ma więc przebieg0

1 1589,72 Re 44,0 19,0 A, || || = 47,93 Aj t j tji e e e iω ω′ ′= + .

Współczynnik mocy osiąga wartość λ ’ = 0,92, lecz jego poprawie towarzyszy silne odkształcenie prądu zasilającego.

Kompensacja zupełna prądu biernego odbiornika przedstawionego na rys. 6 wymaga kompensatora, który dla częstotliwości

podstawowej i częstotliwości 5-tej harmonicznej miałby, zgodnie z warunkiem (31), susceptancję

BC1 = 0,40 S, BC5 = 0,10 S,Warunek ten spełnia [3] kompensator reaktancyjny pokazany na rys. 7.

Rys. 7. Struktura i parametry kompensatora reaktancyjnego

Prąd zasilania po kompensacji ma przebieg

1 152 Re 44,0 0,1 A, || || = 44,0 Aj t j ti e e iω ω′ = + ,

zaś współczynnik mocy λ' = 0,999. Jest on jednak wciąż mniejszy od jedności, gdyż w prądzie zasilania pozostaje nieskompensowany prąd rozrzutu odbiornika.

Minimalizacja prądu biernego. Przedstawiony powyżej przykład pokazuje, że zupełna kompensacja prądu biernego odbiornika LTI zasilanego napięciem odkształconym jest możliwa, ale też pokazuje, jak złożony może być potrzebny do tego kompensator reaktancyjny. Przykład ten również unaocznia jak bardzo kompensator czysto pojemnościowy może odkształcać prąd zasilania.

Kompensator reaktancyjny mniej złożony od takiego, który całkowicie kompensuje prąd bierny, może ten prąd co najwyżej redukować. Jeśli odrzucimy kompensator czysto pojemnościowy, to najprostszym kompensatorem reaktancyjnym jest kompensator LC pokazany na rys. 8.

Rys. 8. Odbiornik LTI z równoległym kompensatorem LC

1,0 H 6,86 H

0,020 F 0,094 FBC

78




TEORIE MOCY

Kompensator taki zmienia wartość skuteczną prądu biernego źródła do wartości

, 2 21r 2 2

1|| ||

1( )n n

n N

n Ci Un LC

B ω

ω∈=

−+∑ . (33)

Prąd bierny ma minimalną [4] wartość skuteczną przy pojemności C = Copt, spełniającej warunek

2 22

1 opt2 2 2 2 2 3

1 opt 1 opt0

(1 ) (1 )nn n

n N n N

n C Un Un LC n LC

B ω

ω ω∈ ∈+ =

− −∑ ∑ . (34)

Pojemność optymalna w wyrażeniu (34) występuje w postaci uwikłanej. Może być ona znaleziona jako granica ciągu

C1, C2, C3, .....Ci, Ci+1,....,

gdzie kolejne wyrazy można obliczyć [4] z wyrażenia

2

2 2 21

1 2 2

1 2 2 31

(1 )

(1 )

n n

n N ii

n

n N i

n Un LC

Cn U

n LC

Bω

ωω

∈+

∈

−= −

−

∑

∑ , (35)

zwykle szybko zbieżnego do pojemności optymalnej. Jako wartość C1 w tym ciągu można przyjąć pojemność potrzebną do zupełnej kompensacji mocy biernej w warunkach sinusoidalnych, Q1, mianowicie

01 2

1 01CC

LCω=

+ , (36)

gdzie C0 jest pojemnością przy kompensacji czysto pojemnościowej

10 2

1 1

QCUω

= , (37)

Iteracyjny proces obliczania pojemności optymalnej jest zwykle zbieżny do wartości bliskiej pojemności C1, zatem w pobliżu częstotliwości

r1

1LC

ω= , (38)

wystąpi rezonans szeregowy w gałęzi LC, w otoczeniu którego impedancja kompensatora maleje i zatem, jeśli w pobliżu tej częstotliwości pojawia się harmoniczna w napięciu zasilania, może ona mieć w prądzie zasilania dużą wartość. Dlatego, indukcyjność L należy dobierać tak, aby częstotliwość rezonansowa ωr była znacznie niższa niż częstotliwość piątej a nawet trzeciej harmonicznej, 5 ω1 a nawet 3 ω1. Jeśli się tę częstotliwość wybierze, to

. (39)

Przykład 3. Odbiornik zasilany napięciem o wartości skutecznej E1 = 230 V ma moc czynną P = 50 kW i spółczynnik mocy λ = 0,5. Źródło zasilania ma moc zwarciową 1MVA; stosunek reaktancji źródła Xs do jego rezystancji Rs jest równy Xs /Rs = 3. Napięcie zasilania odkształcone jest harmonicznymi rzędu n = 3, 5, 7, 11, przy czym, E3 = 1%, E5 = 5%, E7 = 2% oraz E11 = 1% wartości skutecznej harmonicznej podstawowej, E1 .

Przy częstotliwości znormalizowanej do ω1 = 1 rad/s, pojemność C0 = 0,98 F. Przyjmując ωr = 2,5 ω1, ze wzoru (39) otrzymuje się C1 = 0,840 C0, zaś proces iteracyjny (35) w trzech krokach jest zbieżny do Copt = 0,843 C0. Tak więc, praktycznie można go pominąc i przyjąć, Copt = C1 , szczególnie, że w otoczeniu pojemności optymalnej współczynnik mocy λ, jak to widać na rys. 9, zmienia się tylko nieznacznie.

79




TEORIE MOCY

Rys. 9. Zależność współczynnika mocy od pojemności kompensującej w przykładzie 3.

3. PODSUMOWANIE

Teoria mocy składowych fizycznych prądu wyjaśnia zjawiska energetyczne w jednofazowych obwodach z odbiornikami LTI i tworzy podstawy reaktancyjnej kompensacji takich obwodów. Ujawnia ona wpływ zmian konduktancji odbiornika z częstotliwością harmonicznych na współczynnik mocy obwodu i wprowadza dwie nowe wielkości energetyczne: prąd rozrzutu i moc rozrzutu. Teoria ta pokazuje, że odbiorniki LTI nie mogą być kompensowane kompensatorami reaktancyjnymi do współczynnika mocy λ = 1, gdyż prąd rozrzutu nie jest kompensowalny. Teoria mocy CPC tworzy podstawy zupełnej kompensacji prądu biernego oraz minimalizacji jego wartości skutecznej kompensatorami LC.

BIBLIOGRAFIA[1] Fryze, S.: (1931) Moc czynna, bierna I pozorna w obwodach z niesinusoidalnymi przebiegami prądu i napięcia. Przegląd Elektrotechniczny, , z.7, 193-203, z.8, 225-234, (1932), z.22, 673-676.

[2] Czarnecki, L.S.: (1984) Considerations on the reactive power in nonsinusoidal situations, IEEE Trans. Instr. Meas., IM-34 No. 3, 399-404.

[3] Czarnecki, L.S.: (2005) Moce w Obwodach Elektrycznych z Niesinusoidalnymi Przebiegami Prądów i Napięć, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej.

[4] Czarnecki, L.S.: (1987) Minimization of reactive power in nonsinusoidal situation, IEEE Trans. Instr. Meas., Vol. IM-36, No. 1, pp. 18-22.

TEORIE MOCYTEORIE MOCY

TO MIEJSCE CZEKA NA REKLAMĘ TWOJEJ FIRMY

reklaMa

80



© FaScYnUjĄce wŁaSnoŚci UkŁaDÓw Z reGUlatoraMi wYnikajĄcYMi Z poDStawowej ZaSaDY Sterowania – ryszard GeSSinG

AUTOMATYKA

FASCYNUJĄCE WŁASNOŚCI UKŁADÓW Z REGULATORAMIWYNIKAJĄCYMI Z PODSTAWOWEJ ZASADY STEROWANIA

prof. dr hab. inż. Ryszard GESSING

Sformułowano Podstawową Zasadę Sterowania (PZS) dla układów ze sprzężeniem i obiektami mającymi zera minimalno-fazowe,

lub nie mającymi zer. Pokazano, że proste regulatory zaprojektowane zgodnie z tą zasadą, zastosowane do silnie nieliniowych obiektów

występujących w programach demonstracyjnych MATLAB-a z sieci neuronowych, są znacznie lepsze niż zastosowane w tych programach

regulatory neuronowe. Co więcej, regulatory wynikające z Podstawowej Zasady Sterowania działają dobrze dla znacznie większych zmian

wartości zadanej bez potrzeby ich przestrajania.

1. WPROWADZENIE

Projektowanie regulatorów dla układów z nieliniowymi obiektami ciągle jeszcze stanowi wyzwanie. W przypadku gdy model obiektu nie jest znany, jednym z możliwych podejść jest zastosowanie sieci neuronowych, które mają możliwości uczenia się i w związku z tym – różnych zastosowań [5]. Jednym z nich jest identyfikacja modelu obiektu i w kolejnym kroku – zaprojektowanie regulatora neuronowego. Takie podejście zostało zastosowane w programach demonstracyjnych MATLAB-a, ilustrujących możliwości sieci neuronowych [4]. Występują tam interesujące, nieliniowe obiekty, które wykorzystano również w niniejszej pracy.

Innym podejściem, które daje dobre rezultaty przy sterowaniu obiektami nieliniowymi, jest posłużenie się układami ze sterowaniem poślizgowym [6, 3], cechującymi się dobrymi własnościami, jak m.in.odporność na duże i szybkie zmiany parametrów. Zazwyczaj bazują one na wymaganiu, żeby układ otwarty (bez przekaźnika) miał rząd względny równy 1 [6].

To samo wymaganie było wykorzystywane w [1, 2] w rozpatrywanych tam układach ciągłych,

a w niniejszej pracy jest ono sformułowane w postaci Podstawowej Zasady Sterowania dla układów ze sprzężeniem zwrotnym. Dzięki temu układy z regulatorami zaprojektowanymi zgodnie z Podstawową Zasadą Sterowania mają podobne własności, jak układy ze sterowaniem poślizgowym, dodatkowo zaś nie mają oscylacji wynikających z szybkiego przełączania przekaźnika (ang. chattering [6]).

W niniejszej pracy regulatory neuronowe występujące w MATLAB-ie [4] zostały porównane z regulatorami wynikającymi z Podstawowej Zasady Sterowania (z regulatorami PZS), przy pracy z trzema obiektami: z lewitacją magnetyczną, ramieniem robota i z procesem mieszania. Okazuje się, że regulatory PZS pomimo swojej prostoty są znacznie lepsze niż zastosowane w MATLAB-ie regulatory neuronowe [4]. Co więcej, regulatory PZS pracują dobrze z tymi nieliniowymi obiektami dla znacznie większych zmian wartości zadanej bez potrzeby ich przestrajania. Okazało się, że niemożliwe jest takie przyuczenie rozpatrywanych regulatorów neuronowych (za pomocą zastosowanych do uczenia sygnałów wejściowych obiektu), aby pracowały one dobrze dla tak dużych, jak regulatory PZS, zmian wartości zadanej.

2. PODSTAWOWA ZASADA STEROWANIA UKŁADÓW ZE SPRZĘŻENIEM

Rozważmy układ zamknięty pokazany na rys. 1, w którym G oznacza obiekt mogący być liniowy bądź nieliniowy, C(s) opisuje część dynamiczną regulatora, która zawiera przybliżenia odpowiednich pochodnych i będzie określona dalej, a k oznacza wzmacniacz o dużym wzmocnieniu. Element z

Rys. 1: Układ z regulatorem PZS

81




AUTOMATYKA

nasyceniem, który umożliwia realizowalność sterowania (zapobiega zbyt dużym, nierealizowalnym jego wartościom) opisany jest przez

umx dla v > umx

u =

ν dla umin < ν < umx

umin dla ν < umin , (1)

gdzie umin i umx oznacza odpowiednio minimalną i maksymalną wartość sygnału sterowania, a zmniejszenie umin i wzrost umx

powodują zwiększenie prędkości przebiegów nieustalonych.

Załóżmy, że liniowy bądź nieliniowy obiekt G ma minimalno-fazowe zera, lub nie ma zer i rząd względny równy d > 0 [6]. Załóżmy, że regulator idealny ma transmitancję K*c(s) = kC*(s), gdzie k oznacza odpowiednio duże wzmocnieni, zaś C*(s) opisuje część dynamiczną regulatora idealnego, która ma postać następującego wielomianu Hurwitza (stabilnego):

C*(s)= c0sd−1 + c1sd−2 + ... + cd−2s +1, (2)

gdzie ci , i = 0, 1, ..., d − 1 są odpowiednimi współczynnikami. Układ złożony z szeregowego połączenia obiektu G i części dynamicznej C*(s) idealnego regulatora (z zachowaniem wymienionej kolejności) będziemy nazywać częścią dynamiczną idealnego układu otwartego.

Podstawowa Zasada Sterowania układów ze sprzężeniem. Część dynamiczna idealnego układu otwartego z liniowym

lub nieliniowym obiektem mającym minimalno-fazowe zera, lub nie mającym zer, powinna mieć rząd względny równy 1.

Z (2) wynika, że regulator idealny ma pochodne wyższego rzędu i dlatego jest on dokładnie nierealizowalny (podobnie jak idealny regulator PID jest dokładnie nierealizowalny z powodu części D).

Realizowalna część dynamiczna regulatora PZS, opisana przez transmitancję C(s), może być otrzymana z C*(s,) przy wykorzystaniu następujących uwag.

Uwagi i zalecenia

Aby otrzymać szybkie przebiegi przejściowe, możemy zastosować C*(s) = (1 + Ts)d−1, gdzie T > 0 jest możliwie małą stałą czasową, zapewniającą stabilność zamkniętego układu i dobrą jakość przebiegów przejściowych, przy dużym wzmocnieniu k.

Transmitancję realizowalną C(s) można otrzymać z C*(s) ze wzoru:

C(s) = C*(s/(1 + τ s), (3)gdzie τ > 0 jest dostatecznie małą stałą czasową (znacznie mniejszą niż T). Oznacza to, że aproksymacja pochodnej otrzymywana jest ze wzoru s ≈ s/(1 + τ s). W przypadku gdy lub są bezpośrednio mierzone, mogą być one wykorzysty-wane w regulatorze idealnym.

• Dla obiektów liniowych minimalno-fazowych opisanych transmitancją G(s), stabilność zamkniętego układu z idealnym regulatorem, przy dużym wzmocnieniu, można zapewnić przez wybór możliwie małej T > 0, dla której:

- 180o < φ < 0o φ(ω) = arctg [G(jω) C*(jω)], (4)

co wynika z kryterium Nyquista (przy pominięciu elementu z nasyceniem). • Najważniejszą informacją o obiekcie jest jego rząd względny d. Dzięki temu można zaprojektować regulator PZS bez

dokładnej znajomości jego parametrów na drodze odpowiednich symulacji (także dla obiektów nieliniowych). Można dodać, że dostatecznie małe stałe czasowe obiektu (mniejsze co najmniej o rząd od dominujących) mogą być pominięte przy wyznaczaniu d.

• Możliwość skokowej zmiany nachylenia ė* dla skokowej zmiany u (duże wzmocnienie powoduje w układzie zamkniętym prawie skokową zmianę u nawet dla małych zmian e* w strefie liniowej) daje zazwyczaj układ stabilny, jeżeli tylko zakres zmian [umin, umx] jest odpowiednio wybrany; obowiązuje to zarówno dla obiektów liniowych, nieliniowych, stabilnych i niestabilnych.

• Regulator realizowalny Kc(s), przy dostatecznie małym τ, jest aproksymacją regulatora idealnego K*c(s) i ma zatem podobne własności.

• Szumy pomiarowe wzmacniane przez pochodne, z częstotliwościami odfiltrowywanymi przez dynamikę obiektu, prawie nie występują w sygnale y; inne częstotliwości mogą występować. Co więcej, niesymetryczne obcinanie wzmocnionych szczytów szumów przez górne i dolne nasycenie może powodować pojawienie się pewnego błędu w stanie ustalonym

82




AUTOMATYKA

(ten efekt nie występuje, jeżeli szumy nie wychodzą poza strefę liniową elementu z nasyceniem, lub jeżeli nasycenia usytuowane są symetrycznie względem punktu pracy). Dodatkowo w układzie element wykonawczy musi wytrzymywać szybkie i nerwowe zmiany sygnału u.

• Układ z regulatorem PZS jest bardzo odporny na duże i szybkie zmiany parametrów obiektu [1, 2] (podobnie jak układ ze sterowaniem poślizgowym – oba w pewnym sensie są równoważne [3]). Dlatego warto znać Podstawową Zasadę Sterowania, chociaż ze względu na opisane ograniczenia nie zawsze można ją stosować (na przykład d nie powinno być większe niż 3).

• Idea stosowania regulatorów z aproksymacją pochodnych wyższego rzędu została zastosowana również w [7, 8], gdzie pochodna najwyższego rzędu ma rząd d. W regulatorze PZS najwyższa pochodna ma rząd (d−1) (mniejszy o 1 od najwyższego rzędu występującego w [7, 8]). Na przykład w rozważanych dalej przykładach (rozdziały 3 i 4 niniejszej pracy) zastosowano regulatory PZS typu PD, podczas gdy metoda opracowana w [7, 8] sugeruje zastosowanie pochodnych pierwszego i drugiego rzędu (tj. regulator typu PDD2).

W dalszych rozważaniach będzie pokazane, że proste i w zasadzie konwencjonalne regulatory wynikające z PZS, zastosowane do silnie nieliniowych obiektów występujących w przykładach demonstracyjnych MATLAB-a, są znacznie lepsze od występujących w tych przykładach regulatorów neuronowych, należących przecież do zaawansowanej techniki.

3. LEWITACJA MAGNETYCZNA

Rozważymy teraz model lewitacji magnetycznej występujący w „MATLAB Neural Network (NN) Control Systems Demo” narmaglev.mdl [4]. Bezpośrednio ze schematu blokowego SIMULINK-a wynika następujące równanie różniczkowe modelu:

(5)

który ma następującą charakterystykę statyczną:

(6)

A. Regulator neuronowy NARMA-L2

Aby sterować obiektem nieliniowym (5), zastosowano w [4] regulator neuronowy NARMA-L2 (Nonlinear Auto Regressive Moving

Average ze wskaźnikiem jakości L2), aby zilustrować możliwości sieci neuronowych. W pierwszym kroku przeprowadza się identyfikację obiektu. Jako sygnał uczący obiektu i sieci neuronowej zastosowano przebieg z przypadkowo zmieniającymi się skokowo wielkościami w przedziale (umin = −1, umx = 4). Odległości w czasie pomiędzy chwilami skokowych zmian są również przypadkowe i należą do przedziału (Δtmin = 0.1, Δtmx = 1. Wielkość wyjściowa y obiektu ograniczona jest do przedziału (ymin = 0, ymx = ∞).

Wyniki symulacji układu zamkniętego z regulatorem NARMA-L2 i obiektem (5), otrzymane z [4], pokazane są na rys. 2. Na rys. 2a pokazane są przebiegi wyjścia obiektu y (linia ciągła) dla skokowo zmieniającej się wartości zadanej r w przedziale (rmin = 0.1, rmx = 4) (linia kropkowana). Na rys. 2b pokazane są przebiegi sterowania u.

Rys. 2. Układ z regulatorem NARMA-L2 i obiektem (5): a) przebiegi wartości zadanej r, wyjścia y, oraz b) sterowania u

83




AUTOMATYKA

Widać, że śledzenie wyjścia y za wartością zadaną nie jest dobre. Pojawiają się duże przeregulowania, a dla wartości zadanej bliskiej 0.1 występują wyraźne oscylacje. Po powiększeniu fragmentów wykresu oscylacje widoczne są również wokół innych stałych wartości zadanych, co wynika z niepotrzebnego przełączania występującego w sygnale u (rys. 2b). Jeżeli powiększymy zakres zmian wartości zadanej r, to wyjście y nie nadąża za r. Na przykład po skokowej zmianie r do wartości bliskiej 5 wyjście y dąży do wartości ≈ 8.16, niezależnie od dalszych zmian wartości r.

B. Zastosowanie regulatora PZS

Bezpośrednio z równania (5) wynika, że obiekt nieliniowy (5) nie ma zer i ma rząd względny równy 2. Rzeczywiście skokowa zmiana u w równaniu (5) daje skokową zmianę ÿ [6]. Dlatego z PZS wynika, że konwencjonalny regulator PD z dużym wzmocnieniem powinien pracować bardzo dobrze z nieliniowym obiektem (5). Rozważmy regulator PZS, opisany przez transmitancję:

Kc(s) = 200 (1 + 0.1 ). (7)

Aby zapewnić realizowalność i porównywalne warunki pracy, wprowadzamy takie same nasycenia, jak w rozpatrzonym poprzednio regulatorze NARMA-L2, czyli:

-1 < u < 4. (8)

Wyniki symulacji zamkniętego układu z regulatorem PZS (7), (8) i obiektem (5), przy takich samych jak poprzednio zmianach r, pokazane są na rys. 3. Z rys. 3a, gdzie przebieg skokowych zmian wartości r (linia kropkowana) porównany jest z przebiegiem wyjścia y (linia ciągła), wynika, że nadążanie y za r jest znacznie lepsze niż dla układu z regulatorem NARMA-L2. Co więcej, układ zamknięty z regulatorem PZS pracuje dobrze nawet dla skokowych zmian wartości r w przedziale (rmin = 0.1, rmx = 7) bez potrzeby przestrajania regulatora (8.16 jest wartością y, wynikającą z (6) dla u = 4).

Rys. 3. Układ z regulatorem PZS i obiektem (5): a) przebiegi wartości zadanej r, wyjścia y, oraz b) sterowania u

Inna nie pokazana tutaj próba porównania obu układów: z regulatorem NARMA-L2 i regulatorem PZS (7), (8), przeprowadzona dla r = 1.6 + 1.5sin0.06πt, przemawia wyraźnie na korzyść regulatora PZS.

Obserwując na rys.3 różnice pomiędzy y i r , można zauważyć, że występują one w chwilach, gdy u = −1. Dlatego można przypuszczać, że zmiana dolnego nasycenia u na umin = −4 poprawiłaby jakość sterowania.

Rys. 4. Układ z obiektem (5), ograniczeniem −4 < u < 4 oraz: a) regulatorem PZS, b) regulatorem NARMA-L2

84




AUTOMATYKA

Na rys. 4a pokazane są wyniki symulacji dla zamkniętego układu z obiektem (5) i regulatorem (7), przy ograniczeniach −4 < u < 4. Widać, że śledzenie r przez y jest znacznie lepsze. Przy okazji warto zauważyć, że zmiana ograniczenia u na −4 < u < 4, zastosowana do uczenia regulatora NARMA-L2, skończyła się niepowodzeniem. Rysunek 4b pokazuje wyniki symulacji dla tego przypadku. Widać, że poczynając od chwili t = 15 wyjście y nie śledzi r. Co więcej, dla tych samych nastaw sygnału uczącego wyjście y jest niepowtarzalne (dla tego samego r możemy otrzymać różne przebiegi y dla tych samych nastaw).

4. RAMIĘ ROBOTA

Interesujący model ramienia robota występuje w „MATLAB NN Control Systems Demo” refrobotarm.mdl. Bezpośrednio ze schematu blokowego SIMULINK-a wynika następujące równanie opisujące model:

ÿ + 2 y + 10 sin y = u, (9)

gdzie wejście u jest momentem, a wyjście y jest kątem odchylenia ramienia. Obiekt (9) jest nieliniowy i ma następującą charakte-rystykę statyczną:

y = arcsin (u/10), | u | < 10. (10)

Z przedstawionego na rys. 5a wykresu tej charakterystyki wynika, że funkcja (10) nie jest jednoznacznie określona. Można pokazać, że punkty leżące na linii ciągłej są punktami równowagi stabilnej, a na linii

Rys. 5. a) Charakterystyka statyczna, b) odpowiedzi czasowe obiektu (9)

kropkowanej – punktami równowagi niestabilnej. W punkcie równowagi stabilnej sam obiekt (w układzie otwartym) może pozostawać dowolnie długo, a w punkcie równowagi niestabilnej – nie może pozostawać (ucieka od niego). Na przykład dla u = 5, punkty y = π /6 lub y = π /6 + 2 π (w radianach) są punktami równowagi stabilnej, a punkt y = 5 π /6 jest punktem równowagi niestabilnej.

Dla |u| > 10 charakterystyka statyczna nie istnieje i obiekt ma wtedy charakter nieliniowego elementu całkującego. Odpowiedzi czasowe obiektu dla u = 9 • 1(t) i u = 11 • 1(t), 1(t) = 0 dla t < 0 i 1(t) = 1, dla t > 0) są pokazane na rys. 5b. Dla obu przypadków mają one różny charakter.

A. Regulator neuronowy z modelem odniesienia

Do sterowania obiektem nieliniowym (9) zastosowano w [4] regulator neuronowy z modelem odniesienia (MRNN). Nastawy regulatora MRNN dotyczą modelu odniesienia i identyfikacji obiektu. Sygnał uczący w obu przypadkach jest podobny, jak w regulatorze NARMA-L2. Nastawy dla modelu odniesienia są:

rmin = − 0.7, rmx = 0.7, Δtmin = 0.1, Δtmx = 2, a dla identyfikacji obiektu umin = −15, umx = 15, Δtmin = 0.1, Δtmx = 2.

Oznaczenia są takie same, jak poprzednio zastosowane do uczenia regulatora NARMA-L2.

Przeprowadzenie identyfikacji obiektu i uczenia regulatora trwa około 20 minut, po czym regulator może pracować.

85




AUTOMATYKA

Rys. 6. Układ z obiektem (9) i regulatorem MRNN: a) przebiegi wartości zadanej r, wyjścia y, oraz b) sterowania

Na rys. 6 pokazane są wyniki symulacji układu z regulatorem MRNN i obiektem (9), otrzymane z [4], natomiast na rys. 6a pokazano przebiegi wyjścia y obiektu (9) (linia ciągła) przy skokowych zmianach wartości zadanej r w przedziale (−0.7, 0.7) (linia kropkowana). Rysunek 6b obrazuje odpowiadające im przebiegi sterowania u. Zauważmy, że jakość sterowania nie jest zbyt dobra. Na przykład dla t (25, 30) uchyb w stanie ustalonym wynosi około 5% wartości r, ale zastosowany regulator MRNN nie daje przeregulowań.

Zauważmy również, że skokowe zmiany wartości zadanej r w przedziale (−0.7, 0.7) powodują zmiany wyjścia y w przybliżeniu w tym samym przedziale, w którym charakterystyka statyczna (rys. 5a) jest prawie liniowa. Próby rozszerzenia tego przedziału do (−1, 1) lub do (−1.5, 1.5) skończyły się niepowodzeniem. Otrzymane z ponownego uczenia regulatora MRNN przebiegi, przy wymienionym rozszerzonym przedziale, dały niezadowalające wyniki (patrz rys. 8b) – dla większego przedziału wyniki były jeszcze gorsze.

B. Reulator PZS

Bezpośrednio z równania (9) wynika, że obiekt nieliniowy (9) nie ma zer i ma rząd względny równy 2. Rzeczywiście skokowa zmiana u daje skokową zmianę ÿ. Dlatego z PZS wynika, że konwencjonalny regulator PD o dużym wzmocnieniu powinien pracować dobrze z nieliniowym obiektem (9).

Rozważmy regulator PZS opisany przez transmitancję:

Kc(s) = 1000 (1 + 0.1 ). (11)

Aby zapewnić realizowalność i porównywalne warunki pracy, wprowadzamy takie same ograniczenia sterowania u, jak dla regulatora MRNN:

- 15 < u < 15. (12)

Rys. 7. Układ z obiektem (9) i regulatorem PZS: a) przebiegi wartości zadanej r, wyjścia y, oraz b) sterowania u

Wyniki symulacji układu z obiektem (9) i regulatorem PZS (11), (12), przy podobnych jak dla regulatora MRNN zmianach wartości zadanej r, zaprezentowano na rys. 7. Z rys. 7a, gdzie skokowe zmiany r (linia kropkowana) są porównane z przebiegami wyjścia y (linia ciągła), wynika, że śledzenie r przez y jest znacznie lepsze niż dla układu z regulatorem MRNN. Porównując rys. 6b z rys. 7b, widzimy, że regulator PZS wykorzystuje pełny zakres zmian (−15, 15) sterowania, a regulator – nie wykorzystuje. Co więcej, układ z regulatorem PZS pracuje dobrze nawet dla skokowych zmian r, należących do przedziału (−2, 2)

86




AUTOMATYKA

Rys. 8. Układ z obiektem (9) przy powiększonym zakresie zmian r, dla: a) regulatora PZS, b) regulatora MRNN

(rys. 8a), tzn. ten sam regulator PZS pracuje dobrze w stabilnych punktach równowagi (leżących na ciągłej linii na rys. 5a), jak

i w niestabilnych punktach równowagi (leżących na linii kropkowanej na rys. 5a). Żadne przestrajanie parametrów nie jest potrzebne. Dla porównania, na rys. 8b przedstawiony jest przebieg wyjścia y dla układu z regulatorem MRNN, ponownie wytrenowanego dla r zmieniającego się w przedziale (−1.5, 1.5).

5. PROCES MIESZANIA

Aby zilustrować jeszcze raz projektowanie regulatora z wykorzystaniem PZS, rozważmy proces mieszania rozpatrywany w „MATLAB NN control systems demo” predcstr.mdl [4]. Model tego obiektu wynika bezpośrednio ze schematu blokowego SIMULINK-a i opisany jest przez następujące równania:

(13)

gdzie u i v są dopływami roztworów o stężeniach odpowiednio c1 i c2, h jest objętością roztworu w zbiorniku, y jest stężeniem roztworu w zbiorniku, natomiast v = 0.1, c1 = 24.9, c2 = 0.1; u i y są traktowane jako wejście i wyjście obiektu. Można zauważyć, że

obiekt (13) jest drugiego rzędu i ma rząd względny równy 1 (dla h>0 skokowa zmiana u daje skokową zmianę

). Dodatkowo

można pokazać, że w pewnym przedziale zmian u obiekt ma minimalno-fazowe zero, można więc do niego stosować PZS.

A. Regulator neuronowy predykcyjny

Do sterowania nieliniowym obiektem (13) zastosowano w predcstr.mdl [4] regulator neuronowy predykcyjny (NP). Sygnał uczący zastosowany do tego regulatora jest taki sam, jak dla regulatora NARMA-L2 z nastawieniami umin = 0, umx = 4, Δtmin = 5, Δtmx = 23 (przy tych samych oznaczeniach, jak poprzednio).

Na rys. 9a zaprezentowane są wyniki symulacji z opisanym w [4] regulatorem NP i obiektem (13), otrzymane z omawianego przykładu demonstracyjnego MATLAB-a. Linią kropkowaną pokazano skokowe zmiany wartości zadanej r, a linią ciągłą – wyjście y obiektu.

Próby ponownego nauczenia regulatora NP dla większych zmian r w przedziale (15, 23) (dla nastaw umin = 0, umx = 4, ymin = 15, ymx = 23, Δtmin = 5, Δtmx = 100 – większe Δtmx przyjęto, aby otrzymać większe zmiany y, które są wolne) skończyły się niepowodzeniem. Dla skokowej zmiany r w dół do wartości 17.5 lub do wartości 15.3, w układzie występują oscylacje o dużej amplitudzie (od 12.5 do 20), podczas gdy dla skokowej zmiany r do wartości ≈ 23 wyjście y ucieka od r.

87




AUTOMATYKA

Rys. 9. Układ z obiektem (13) i: a) regulatorem NP, b) regulatorem P

B. Regulator P wynikający z PZS

Ponieważ dla obiektu (13) d = 1, więc z PZS wynika, że zwykły regulator proporcjonalny P o dużym wzmocnieniu powinien dać dobre wyniki. Przyjmijmy regulator P ze wzmocnieniem k = 200. Aby zapewnić porównywalne warunki działania, wprowadzamy takie same ograniczenia sterowania u, jak dla regulatora NP, tzn. 0 < u < 4. Wyniki symulacji dla układu z regulatorem P i obiektem (13) pokazane są na rys. 9b. Porównując wykresy na rys. 9a i 9b,widzimy, że prosty regulator P o dużym wzmocnieniu, wynikający z PZS, pracujący z nieliniowym obiektem (13), daje znacznie lepsze wyniki niż bardzo złożony regulator NP (ostatni dodatkowo wymaga uczenia). Zauważmy, że prędkość przebiegów nieustalonych (dodatnie i ujemne nachylenia) wynika z ograniczeń sterowania i jest podobna dla obu regulatorów, ale dla regulatora P nie występują przeregulowania i oscylacje. Co więcej, dla takich samych, jak dla regulatora NP, większych zmian r w przedziale (15, 23), regulator P pracuje bardzo dobrze bez potrzeby jego przestrajania (oczywiście przebiegi przejściowe są podobne do tych z rys. 9b, co wynika z ograniczeń sterowania).

6. UWAGI KOŃCOWE

Z powyższych rozważań wynika, że proste regulatory wynikające z PZS są znacznie lepsze niż znacznie bardziej skomplikowane regulatory neuronowe, występujące w przykładach ”MATLAB control systems demos” [4]. Te przykłady zostały wykorzystane tutaj jako punkty odniesienia służące porównaniu, ponieważ zawierają bardzo interesujące i silnie nieliniowe obiekty. Chociaż regulatory PZS są liniowe i znacznie prostsze, pracują dobrze z tymi nieliniowymi obiektami dla dużych zmian wartości zadanej r, bez potrzeby ich przestrajania. Próby ponownego uczenia regulatorów neuronowych dla tak dużych zmian r (takich samych jak dla regulatorów PZS) skończyły się niepowodzeniem.

Regulatory bazujące na rzędzie względnym otwartego układu równym 1 (bez sformułowania Podstawowej Zasady Sterowania) były badane przez autora niniejszej pracy w [1, 2], gdzie ich dobre własności zostały zauważone. Dalsze badania autora niniejszej pracy, a w szczególności te opisane powyżej, wskazujące na wyraźną przewagę regulatorów PZS nad rozważanymi regulatorami neuronowymi, przekonały autora, że warto jest podsumować zauważone spostrzeżenia i sformułować Podstawową Zasadę Sterowania.

Należy podkreślić, że PZS jest wykorzystywana przy projektowaniu układów ze sterowaniem poślizgowym [6] (bez wyraźnego jej sformułowania), które przy pewnych dodatkowych założeniach są równoważne rozważanym tutaj układom [3]. Dobre własności układów ze sterowaniem poślizgowym są powszechnie znane.

Regulatory zaprojektowane zgodnie z PZS zawierają aproksymacje pochodnych wyższego rzędu (dla większych d), które wzmacniają szumy pomiarowe. Dlatego mogą być one stosowane z powodzeniem dla obiektów niezbyt wysokiego rzędu względnego (d < 3), które odfiltrowują częstotliwości występujące w szumach pomiarowych i mają zera minimalno-fazowe. Nie odfiltrowane szumy pomiarowe powodują oscylacje sygnału wyjściowego y. Można je zmniejszyć przez zastosowanie odpowiednich filtrów. Dodatkowo, wzmocnione i obcięte przez niesymetryczne ograniczenia szumy pomiarowe mogą powodować pojawienie się błędu w stanie ustalonym. To ostatnie spostrzeżenie dotyczy również układów ze sterowaniem poślizgowym. Także element wykonawczy powinien wytrzymywać szybkie i nerwowe zmiany sygnału u.

Z wielu przeprowadzonych symulacji wynika natomiast, że dodatkowo wprowadzone nasycenia sterowania, zapewniające realizowalność, nie pogarszają istotnie dynamiki układu z rozpatrywanymi regulatorami.

Z przedstawionych badań wynika, że są pewne ograniczenia w stosowaniu tych regulatorów. Jednak z rozważań w niniejszej

88




AUTOMATYKA

i innych pracach [1, 2] wynika również, że warto znać – chociaż nie zawsze można stosować – Podstawową Zasadę Sterownia.

Rozpatrywane tutaj przykłady wzięte z MATLAB-a nie mają na celu dezawuowania metodyki opartej na sieciach neuronowych. Ich celem jest wyeksponowanie dobrych własności regulatorów PZS przy dużych zmianach wartości zadanej r, pomimo istotnej nieliniowości rozpatrywanych obiektów. Jednak przy okazji widać, że dla takich samych, dużych zmian r, rozpatrywane regulatory neuronowe są znacznie gorsze. Trudny jest bowiem, o ile w ogóle możliwy, taki dobór sygnału uczącego, który doprowadziłby do identyfikacji nieliniowego obiektu z zadowalającą dokładnością, dla szerokich zmian wyjścia obiektu y (dotyczy to zresztą również identyfikacji innymi metodami – nie tylko przy wykorzystaniu sieci neuronowych). Tak więc do metod zaawansowanych, do których należy metoda bazująca na sieciach neuronowych, należy podchodzić z ostrożnością.

Na marginesie warto dodać, że metody nowe, również te zaawansowane, wymagają pewnego czasu na ich weryfikację. Na przykład, zdaniem autora niniejszej pracy, rozpowszechniana w ostatnim okresie pozytywna opinia o regulatorach rozmytych jest nieuzasadniona, chociaż okres jej weryfikacji, z różnych względów, przedłuża się. Zagadnienie to wykracza jednak poza zakres niniejszego artykułu, a zainteresowani mogą znaleźć argumenty wspierające taki pogląd w pracach jej autora [9, 10].

PODZIĘKOWANIE

Niniejsza praca zawiera wyniki projektu badawczego wykonanego w 2008 r., częściowo finansowanego przez Ministerstwo Nauki i Szkolnictwa Wyższego.

BIBLIOGRAFIA[1] Gessing, R.: Whether Feedback Itself May Replace Adaptation. Proceedings of International Symposium ”Large Scale Systems-Theory and Applications LSS2004”, July 25-28 2004, Osaka, Japan, pp. 676-681.

[2] Gessing, R. A Feedback Structure with Higher Order Derivatives in Regulator. Proceedings of the International Control Conference ICC2006, Glasgow, Scotland United Kingdom, 30 Aug.-1 Sept. 2006, CD-Rom.

[3] Gessing, R. About Equivalence Between Sliding Mode and Corresponding Continuous Control Systems. Proceedings of the International Control Conference UKACC 2008, Manchester, United Kingdom, 2-4 Sept. 2008, CD-Rom.

[4] MATLAB 7.3, Neural Networks control Systems Demos

[5] Mehrotra, K., Mohan C. K and Ranka. S. Elements of artificial neural networks. Cambridge, Mass. 1997.

[6] Slotine, J. J. E and W. Li. Applied Nonlinear Control, Englewood Cliffs, Prentice Hall, NJ, 1991.

[7] Vostrikov, A. S.: Synthesis of nonlinear systems by means of localization method. Novosibirsk, Novosibirsk State University, 1990 (in Russian).

[8] Yurkevich, V. D. Design of Nonlinear Control Systems with Highest Derivative in Feedback. World Scientific, 2004.

[9] Gessing R.: Whether the Spreaded Good Opinion About Fuzzy Controllers is Justified. Proceedings of the 17-th World Congress of IFAC, Seoul Korea, July 6-11 2008, pp. 10342-10348.

[10] Gessing R.: Czy pozytywna opinia o regulatorach rozmytych jest uzasadniona. Rozdział w: Sterowanie i Automatyzacja: Aktualne Problemy i ich rozwiązania, Red. K. Malinowski, L. Rutkowski, Akademicka Oficyna Wydawnicza EXIT Warszawa 2008, str. 1-10.

TU MOŻE BYĆ WASZA REKLAMA

reklaMa

89



© regulator piD – Mirosław toMera

POWTÓRKA Z TEORII

RegulatoR PID

dr inż. Mirosław toMera

1. WPROWAdZEnIE

Regulator PID jest obecnie najczęściej stosowaną strategią sterowania spotykaną w układach regulacji automatycznej. We wszystkich realizowanych obecnie procesach sterowania, w ponad 90% pętli sterowania stosowane są regulatory typu PID, dość często ze wzmocnieniem różniczkowania ustawionym na zero (sterowanie PI). Regulatory te włączane są w układy sterowania na różne sposoby. Mogą pracować samodzielnie w tradycyjnych pętlach sterowania stosowanych od stuleci. Regulatory typu PID stanowią również ważny składnik rozłożonych systemów sterowania. W bardzo złożonych strategiach sterowania, które zorganizowane są w struktury hierarchiczne, regulatory PID pracują na najniższym szczeblu. O sukcesie tego typu regulatora przede wszystkim decyduje prostota algorytmu i łatwość intuicyjnego zrozumienia zasady jego pracy.

Algorytm sterowania PID ustalił się we wczesnych latach czterdziestych ubiegłego wieku, kiedy to na szerszą skalę zaczęto stosować sterowanie automatyczne. Od tamtego czasu regulatory PID przeszły wiele zmian w technologii wykonania. Na początkowym etapie rozwoju regulatory te były urządzeniami mechanicznymi lub pneumatycznymi. Z biegiem lat algorytmy PID realizowano z uwzględnieniem elektroniki analogowej, wykorzystującej początkowo tranzystory, następnie wzmacniacze operacyjne, aż po obecne zastosowania z mikroprocesorami. Praktycznie wszystkie regulatory PID używane obecnie opierają się na mikroprocesorach, co daje nowe dodatkowe możliwości pozwalające na automatyczne strojenie parametrów, wybieranie wzmocnienia (ang. gain scheduling) i adaptację ciągłą.

Pomimo kilku dziesięcioleci stosowania w praktyce regulatorów typu PID i rozwoju metod strojenia parametrów, a także lepszej znajomości praw rządzących różnymi procesami, uzyskiwana jakość sterowania nie zachwyca. Dla przykładu David Ender [4] oznajmił, że przetestował tysiące pętli sterowania na setkach obiektów i stwierdził, że ponad 30% zainstalowanych tam regulatorów pracuje w ręcznym trybie pracy, natomiast w 65% pętli z regulatorami pracującymi w trybie pracy automatycznej jakość pracy mierzona przez wyznaczenie wariancji jest gorsza od pracy w trybie ręcznym, co oznacza, że regulatory te są słabo nastrojone. Peter Van Overschee i Bart De Moor [6] stwierdzili, że w 80% przypadków regulatory PID były źle nastrojone, przy czym w 25% wszystkich przebadanych regulatorów PID stosowanych w różnych pętlach sterowania, parametry miały ustawione domyślne wartości fabryczne, z czego wynika, że nigdy nie były strojone.

2. AlgORyTm sTEROWAnIA

Na rys. 1 pokazana została typowa struktura układu sterowania, w której regulator PID, wykorzystując sygnał e(t), wypracowuje sygnał sterujący u(t), będący sumą ważoną działania proporcjonalnego, całkującego i różniczkującego [3].

r(t)C(s)

Regulatore(t)

G(s)

Obiektu(t)

H(s)

Czujnik

y(t)

z(t)

v(t)

um

Rys. 1. Typowa struktura układu sterowania PID

Opis matematyczny regulatora PID jest następujący:

++= ∫ dt

tdeTdeT

teKtu D

t

IP

)()(1)()(0

ττ , (1)

gdzie: r(t) jest sygnałem odniesienia (zadanym), z(t) - zakłóceniami bezpośrednio wpływającymi na wielkość regulowaną, v(t) - zakłóceniami (szumami) pomiarowymi, e(t) jest różnicą między wartością zadaną i pomierzoną, natomiast u(t) jest sygnałem wejściowym obiektu (sterującym).

90




POWTÓRKA Z TEORII

Po zastosowaniu przekształcenia Laplace’a, z równania (1) uzyskuje się opis w postaci transmitancji operatorowej:

, (2)

gdzie Kp jest współczynnikiem wzmocnienia regulatora, określanym niekiedy przez zakres proporcjonalności xp = 100%Kp , TI jest czasem zdwojenia, natomiast TD - czasem wyprzedzenia.

Regulator PID, opisany równaniami (1) i (2), nazywany jest „idealnym”. Wadę takiej konfiguracji stanowi to, że człon różniczkujący bardzo silnie wzmacnia sygnały szybko zmieniające się. Szczególnie dotyczy to szumów pomiarowych, stąd w zastosowaniach praktycznych ogranicza się wzmocnienie dla wysokich częstotliwości, wprowadzając inercję do członu różniczkującego:

, (3)

gdzie Tn jest stałą czasową inercji różniczkowania; najczęściej Tn ≈ 0.05 ÷ 0.25 TnTD.

Jak sama nazwa wskazuje, algorytm PID składa się z trzech podstawowych członów dynamicznych: P (proporcjonalnego), I (całkującego) oraz D (różniczkującego), połączonych równolegle. Przy stosowaniu tego regulatora konieczne jest zdecydowanie, który z tych trzech dostępnych członów wybrać (P, I, D?), a następnie określenie parametrów (nastawy) dla każdego z tych członów. Zazwyczaj stosowany jest jeden z trzech algorytmów P, PI lub PID. Strojenie parametrów regulatora PID obejmuje wybór najlepszych wartości Kp , TI oraz TD . Na przestrzeni tych ponad sześćdziesięciu lat zastosowań regulatora PID powstało bardzo wiele metod doboru nastaw, poczynając od strojenia ręcznego, aż po zaawansowane metody samonastrajalne.

3. ROdZAjE REgulATORÓW TyPu PId

Spośród regulatorów uniwersalnych, w praktyce wykorzystywane są następujące [5]:

- regulator proporcjonalny P

C(s) = Kp , (4)

- regulator proporcjonalno-całkujący PI

, (5)

- regulator proporcjonalno-różniczkujący PD

C(s) = Kp (1 + sTD) (6)

- regulator PD z realnym członem różniczkującym

, (7)

- regulator proporcjonalno-całkująco-różniczkujący PID (2),

- regulator PID z rzeczywistym członem różniczkującym (3).

Często w praktyce przemysłowej spotyka się regulatory różniące się od podanych typów. Na przykład charakterystyki regulatora PID osiąga się przez szeregowe połączenie członów PI oraz PD. W tym przypadku transmitancja regulatora PID jest następująca:

. (8)

W innych wykonaniach regulatorów spod działania różniczkującego wyklucza się sygnał wartości zadanej r i uzyskuje się nieinteraktywną strukturę regulatora PID:

. (9)

91




POWTÓRKA Z TEORII

Istnieje również struktura regulatora o postaci:

. (10)

Dodać należy, że w układzie regulacji optymalne nastawy regulatora są na ogół różne dla uchybu nadążeniowego oraz uchybu spowodowanego zakłóceniem. W praktycznych zastosowaniach, regulator PID strojony jest w układzie regulacji, w którym akurat jest stosowany. Reguły strojenia w skrócie można streścić następująco:

1. Ustalenie wartości wzmocnienia Kp celem uzyskania wymaganej prędkości odpowiedzi. Zwiększanie wzmocnienia proporcjonalnego zwiększa prędkość odpowiedzi i redukuje uchyb w stanie ustalonym.

2. Zmiana wzmocnienia całkującego IPI TKK = , poprzez zmianę czasu zdwojenia IT , dokonywana jest celem osiągnięcia

pożądanej jakości w stanie ustalonym. Zwiększanie wzmocnienia całkującego IK pogarsza stabilność, ale służy do likwidacji uchybu w stanie ustalonym.

3. Zwiększanie wzmocnienia różniczkującego DPD TKK = , poprzez zmianę stałej czasowej wyprzedzenia DT , ma na celu

zmniejszenie przeregulowań i poprawę czasu regulacji. Zwiększanie wzmocnienia różniczkującego DK poprawia stabilność i służy do tłumienia oscylacji.

2.1. Charakterystyki sterowań P, I oraz d

Sterowanie proporcjonalne z nastawą PK ma wpływ na zmniejszanie czasu narastania i będzie zmniejszało uchyb w stanie

ustalonym, lecz nigdy nie będzie go eliminowało. Sterowanie całkujące z nastawą IK ma wpływ na eliminowanie uchybu

w stanie ustalonym, lecz pogarsza odpowiedź w stanie przejściowym. Sterowanie różniczkujące z nastawą DK ma wpływ na zwiększenie stabilności układu, zmniejszając przeregulowanie i poprawiając odpowiedź przejściową. Wpływ nastawy każdego

sterowania, PK , IK oraz DK , na odpowiedź skokową układu zamkniętego, przedstawiono w tab. 1..

Tabela 1. Wpływ nastaw regulatora PID na podstawowe wskaźniki jakości regulacji

sterowania Czas narastania Przeregulowanie Czas regulacji uchyb w stanie ustalonym

KP zmniejszenie zwiększenie mała zmiana zmniejszenie

KI zmniejszenie zwiększenie zwiększenie eliminacja

KD mała zmiana zmniejszenie zmniejszenie bez zmian

Związki te nie zawsze są dokładnie takie, jak podane w tabeli, w rzeczywistości zmiana jednej z tych zmiennych może powodować

zmianę pozostałych. Z tego powodu tabela ta powinna być używana jako odniesienie przy określaniu wartości PK , IK oraz

DK .

2.2. Ogólne wytyczne dotyczące wyboru typu i doboru nastaw regulatora PId

Przy strojeniu regulatora PID dla danego układu należy wykonać następujące kroki, w celu uzyskania pożądanej odpowiedzi:

1. Wyznaczenie odpowiedzi układu regulacji z obiektem, ale bez regulatora, i określenie, co powinno zostać poprawione.

2. Dodanie sterowania proporcjonalnego, w celu poprawienia czasu narastania i zmniejszenia uchybu w stanie ustalonym.

3. Dodanie sterowania różniczkującego, w celu poprawienia przeregulowania.

4. Dodanie sterowania całkującego, w celu wyeliminowania uchybu w stanie ustalonym.

5. Dostrojenie każdej z nastaw PK , IT oraz DT , aż uzyska się pożądaną odpowiedź całego układu.

Zawsze można posiłkować się tab. 1, aby odszukać, na jakie wskaźniki jakości - definiowane na odpowiedzi skokowej - wpływają poszczególne sterowania. Nie jest konieczne zastosowanie wszystkich trzech elementów regulatora (proporcjonalnego, różniczkującego oraz całkującego) w pojedynczym układzie. Dla przykładu, jeśli regulator PI daje wystarczającą odpowiedź, wówczas nie ma potrzeby stosowania członu różniczkującego w układzie. Należy stosować możliwie najprostszy regulator.

92




POWTÓRKA Z TEORII

3. CyfROWy REgulATOR PId

Praktycznie wszystkie stosowane obecnie regulatory PID implementowane są w układach budowanych na bazie mikroprocesorów, czyli są regulatorami cyfrowymi [2]. Daje to nowe, dodatkowe możliwości pozwalające na automatyczne strojenie parametrów i adaptację ciągłą. Na rys. 2 pokazany został układ regulacji zawierający regulator cyfrowy o transmitancji D(z), gdzie blok A/C oznacza przetwornik analogowo-cyfrowy, dokonujący konwersji sygnału analogowego na skończoną liczbę bitów (najczęściej 12), natomiast blok C/A jest przetwornikiem cyfrowo-analogowym. Zazwyczaj w przetworniku cyfrowo-analogowymi, poza konwersją sygnału sterującego zakodowanego w postaci zero-jedynkowej na ciągłą, ma miejsce ekstrapolacja zerowego rzędu, co powoduje, że sygnał u(t) ma postać schodkową.

A/Cr(t)

R(s)D(z)

Regulatore(t)

E(s)

e(k)

E(z)

u(k)

U(z)C/A G(s)

Obiektu(t)

U(s)

H(s)

Czujnik

y(t)

Y(s)

Rys. 2. Schemat blokowy układu sterowania, zawierający regulator cyfrowy

Aby można było zaimplementować w regulatorze cyfrowym algorytm ciągłego regulatora PID, zapisanego w postaci czasowej (1), konieczna jest dyskretyzacja części całkującej i różniczkującej. W celu dyskretyzacji składnika całkującego zazwyczaj wykorzystywane są metody prostokątne Eulera ‘wstecz’ lub ‘w przód’ lub metoda trapezoidalna Tustina, natomiast składnik różniczkujący jest zastępowany przez różnicę dwupunktową (różnica pierwszego rzędu) lub przez różnicę czteropunktową. W praktyce wykorzystywane są algorytmy sterowania rekurencyjnego, które dokonują wyznaczenia aktualnej wartości wyjściowej regulatora u(k) na podstawie poprzedniej wartości sterowania u(k-1).

Przykładowa postać dyskretna regulatora PID została wyznaczona z zastosowaniem transmitancji operatorowej (2), w której transformata części całkującej zastąpiona została przez aproksymację wyznaczoną metodą trapezów (Tustina):

112

11

+−

≈

zz

Ts

p

, (11)

natomiast transmitancja części różniczkującej przez aproksymację wyznaczoną metodą prostokątów Eulera wstecz:

z

zT

sp

11 −≈ , (12)

gdzie pT jest okresem próbkowania. Po podstawieniu aproksymat (11) i (12) do transmitancji operatorowej (2) uzyskuje się następującą transmitancję dyskretną D(z):

. (13)

Po przekształceniu transmitancji dyskretnej D(z) przez sprowadzenie wyrażenia w nawiasie (13) do wspólnego mianownika, uzyskuje się inną postać transmitancji regulatora dyskretnego PID:

1

22

110

1)()()(

−

−−

−

++==

zzqzqq

zEzUzD ,

(14)

gdzie q0, q1, q2 są parametrami regulatora dyskretnego, wyznaczanymi z uzyskanych zależności:

++=

p

D

I

pP T

TT

TKq

210

+−−=

p

D

I

pP T

TT

TKq 2

211

p

DP T

TKq =2

(15)

93




POWTÓRKA Z TEORII

Po zastosowaniu do transmitancji dyskretnej regulatora PID, opisanego równaniem (14), odwrotnego przekształcenia Z, uzyskuje się następującą postać rekurencyjną:

u(k) = q0 e(k) + q1 e(k-1) + q2 e(k-2) + u(k-1)

(16)

Możliwe jest również wyprowadzenie innych aproksymat (regulatorów cyfrowych) regulatora PID [1].

BIBlIOgRAfIA[1] Bobal V., Chalupa P., (2001), New modification of MATLAB-toolbox for CAD of adaptive controllers. Sborník prispevku rocniku konference MATLAB 2001, pp. 30-35.

[2] Brzózka J., (2002), Regulatory cyfrowe w automatyce, Wydawnictwo Mikom.

[3] Brzózka J., (2004), Regulatory i układy automatyki, Wydawnictwo Mikom.

[4] Ender D.B., (1993), Process Control Performance: Not as Good as you Think, Control Engineering, 40(9):180-190.

[5] Findeisen W. (red.), (1973), Poradnik inżyniera automatyka, Wyd. 2 zm, Wydawnictwo Naukowo-Techniczne, Warszawa.

[6] Van Overschee P., De Moor B., (2000), RAPID: the end of heuristic PID tuning, Proceedings of the IFAC workshop on digital control: past, present and future of PID control, Terrassa, Spain, pp. 595-600.

KAŻDE MIEJSCE NA REKLAMĘ JEST DOBRE

reklaMa

94



© prZYpaDek UDerZenia piorUna w SaMocHÓD oSoBowY – Henryk BorYŃ

STUDIUM PRZYPADKU

PRZYPADEK UDERZENIA PIORUNA W SAMOCHÓD OSOBOWY

dr inż. Henryk BORYŃ

Opisano okoliczności i skutki uderzenia pioruna w samochód jadący wzdłuż metalowej bariery rozdzielającej jezdnie drogi.

Wskazano zasady prawidłowego postępowania gwarantujące bezpieczeństwo pasażerom pojazdu w takich sytuacjach.

1. WSTĘP

Współczesne metody pomiaru parametrów pola elektromagnetycznego generowanego przez wyładowania piorunowe są nieocenioną pomocą w lokalizacji miejsc uderzeń oraz w wyznaczaniu podstawowych parametrów wyładowań [5]. Projektowanie urządzeń ochrony odgromowej i ich skuteczność może więc być coraz lepsza. O tym, że mimo tego wiedza w tej dziedzinie jeszcze nie jest kompletna można się przekonać na podstawie meldunków o nietypowych uderzeniach pioruna, tzn. takich, które trudno przewidzieć.

W praktyce ochrony odgromowej zdarza się, że częstość uderzeń pioruna, parametry prądu piorunowego, wybór miejsca uderzenia, skutki uderzenia lub osiągnięcie obiektu chronionego przez wyładowanie wbrew zastosowanym środkom ochrony wydają się czymś odbiegającym od ustalonych standardów. Zebranie większej liczby raportów o okolicznościach takich wyładowań pozwala często skorygować wiedzę dotyczącą czynników decydujących o uderzeniach piorunów. Informacje o takich przypadkach zbierane i analizowane są od dawna. Na przykład prof. S. Szpor w licznych swoich pracach wielokrotnie opisywał uderzenia piorunów, które wyróżniały się szczególnymi okolicznościami [2, 3, 4]. Dokładny opis przypadku, okoliczności i skutków działania prądu piorunowego na uderzony obiekt oraz próba odtworzenia przebiegu zjawiska może być cennym przyczynkiem do prowadzonych od wielu lat skomplikowanych badań piorunowych. Często jednak zebranie tak szczegółowych informacji jest niemożliwe z uwagi na zwykle niezbyt precyzyjne relacje bezpośrednich świadków zdarzenia. Rzeczywisty przypadek uderzenia pioruna z wyczerpująco opisanymi okolicznościami zjawiska bywa często dobrą ilustracją rozważań teoretycznych w dziedzinie ochrony odgromowej.

2. OKOLICZNOŚCI UDERZENIA PIORUNA W SAMOCHÓD OSOBOWY

Z zasad ochrony odgromowej dla komunikacji samochodowej opracowanych przez prof. S. Szpora w monografii [1] wynika, że metalowa konstrukcja samochodu praktycznie zapewnia całkowite bezpieczeństwo osobom przebywającym w czasie burzy wewnątrz pojazdu. Należy jednak pamiętać o zachowaniu podstawowych zasad postępowania. Zasadniczym niebezpieczeństwem jest zagrożenie dużym napięciem krokowym występującym przy uderzeniu pioruna w pojazd w momencie wsiadania lub wysiadania, kiedy jedna noga pasażera jest w wozie, a druga dotyka ziemi. Inne niebezpieczeństwa mogą wiązać się z przepływem prądu piorunowego w metalowych elementach karoserii samochodu. Prąd zamyka się od metalowej konstrukcji samochodu do ziemi przez iskry występujące na zewnątrz opon, a więc może powodować efekty wybuchowe w jezdni pod kołami. Należy również pamiętać o możliwości porażenia prądem w wyniku działania napięcia dotykowego, jeżeli pasażer przebywający wewnątrz samochodu będzie w momencie uderzenia dotykać jednocześnie dwu odległych od siebie nieizolowanych punktów metalowej karoserii leżących wzdłuż drogi przepływu prądu piorunowego do ziemi.

Teoretyczne ustalenia prof. S. Szpora znalazły całkowite potwierdzenie w okolicznościach rzeczywistego uderzenia pioruna w samochód osobowy znanego autorowi z racji opracowanej ekspertyzy powypadkowej.

Zgodnie z relacją właściciela uderzonego piorunem samochodu osobowego marki toyota opisywany przypadek miał miejsce w następujących okolicznościach. W okresie letnim (sierpień) pojazd jechał na trasie Wejherowo - Gdynia w godzinach popołudniowych w czasie silnej burzy połączonej z intensywnym deszczem i wyładowaniami atmosferycznymi. Samochód jechał z prędkością ok. 90 km/h lewym pasem jezdni, wzdłuż metalowej bariery rozdzielającej dwie jezdnie drogi, położonej na płaskim terenie pozbawionym drzew, budynków i innych wyższych obiektów w sąsiedztwie.

Obok drogi przebiegała telefoniczna linia napowietrzna prowadzona na drewnianych słupach. Samochód poruszał się z wysuniętą teleskopową anteną radiową o długości około 120 cm.

W pewnym momencie kierowca i pasażer zobaczyli „słup ognia i iskier” z prawej strony przedniej szyby samochodu oraz usłyszeli silny huk przypominający „trzaśnięcie bicza”.

95




STUDIUM PRZYPADKU

Samochód został zatrzymany w wyniku uszkodzenia elektronicznego układu sterowania. Pojazd musiał być odholowany do stacji obsługi..

Bezpośrednio po wypadku, w związku z postępowaniem odszkodowawczym, przeprowadzono oględziny uszkodzonego samochodu oraz dokładny przegląd techniczny jego układów wewnętrznych w firmowej stacji obsługi samochodów stwierdzając następujące defekty związane niewątpliwie z uderzeniem pioruna:

• brak pręta teleskopowej anteny radiowej umieszczonej przed wypadkiem na prawym przednim błotniku (rys. 1), • rozległe, ale stosunkowo delikatne okopcenie błotnika za gniazdem antenowym w obszarze od gniazda do drzwi

samochodu (rys. 1), • częściowe spalenie elementów izolacyjnych i nadtopienie elementów metalowych gniazda antenowego w miejscu

połączenia z karoserią samochodu (rys. 2), • uszkodzenie obwodu antenowego radioodbiornika (magnetofon działał prawidłowo), • uszkodzenie zespołu prostowniczego alternatora, • uszkodzenie czujnika podciśnieniowego układu zasilania, • wytopienie dwóch kraterów w odległości 115 mm od siebie na krawędzi felgi lewego przedniego koła oraz dwa okopcenia

na powierzchni opony poniżej obu kraterów w kierunku jezdni (rys. 3). Średnica felgi wynosiła 360 mm, zaś średnica opony – 520 mm.

Rys. 1. Fotografia prawego błotnika samochodu z gniazdem antenowym – widoczny brak pręta antenowego oraz okopcenie powierzchni karoserii w kierunku drzwi

Rys. 2. Fotografia elementów zdemontowanego gniazda antenowego – widoczne częściowe spalenie elementów izolacyjnych i nadtopienie elementów metalowych przyległych od karoserii samochodu

Rys. 3. Fotografia przedniego lewego koła samochodu – widoczne dwa kratery na krawędzi felgi oraz dwa okopcenia na powierzchni opony – ślady dwu wyładowań powierzchniowych

96




STUDIUM PRZYPADKU

3. UWAGI KOŃCOWE

Opisane wyżej okoliczności wypadku oraz stwierdzone uszkodzenia samochodu potwierdzają bez żadnych wątpliwości, że pojazd uległ uderzeniu piorunem. Droga prądu pioruna zamknęła się przez teleskopową antenę, gniazdo anteny, karoserię samochodu, elementy piasty przedniego lewego koła, jego felgę i w końcu przez wyładowanie elektryczne po powierzchni opony do mokrej jezdni. Elementy metalowe o małym przekroju znajdujące się na drodze prądu pioruna wyparowały (pręt anteny) lub zostały nadtopione (elementy gniazda, krawędzie felgi).

Zebrane wyżej informacje pozwalają odtworzyć obraz zjawiska. Dwa kratery wypalone na feldze koła wskazują na wystąpienie wyładowania piorunowego wielokrotnego składającego się z dwu wyładowań w odstępie, jak można oszacować, około 7 ms. Z rozważań teoretycznych dotyczących rozwoju wyładowania atmosferycznego wynika, że obecność anteny na samochodzie nie mogła wpłynąć na wybór miejsca uderzenia pioruna. Jednak fakt wyparowania anteny przy jednoczesnym braku istotnych uszkodzeń karoserii samochodu wskazuje na korzystną rolę pręta anteny w przebiegu zjawiska – antena zadziałała jako swego rodzaju „bezpiecznik topikowy”, który ochronił karoserię przed innymi uszkodzeniami piorunowymi, np. możliwością perforacji w przypadku uderzenia w inny element pojazdu. . Skutki uderzenia pioruna w karoserię samochodu byłyby podobne do efektów działania prądu impulsowego o kształcie 10/350 µs na blachę stalową pokazanych na fotografiach w podręczniku [6]. Wytopiony otwór o nieregularnym kształcie i średnicy kilku milimetrów byłby niewątpliwie trudniejszym do naprawy uszkodzeniem samochodu. Można więc powiedzieć, że wymontowanie anteny lub jej schowanie (jeżeli dysponujemy anteną składaną) na czas burzy nie jest postępowaniem właściwym.

Uderzenie samochodu osobowego przez piorun jest naturalnym zjawiskiem całkowicie uzasadnionym fizycznie, jednak występującym w przyrodzie bardzo rzadko, ze względu na znikome prawdopodobieństwo takiego wyboru miejsca uderzenia przez piorun.

Pasażerowie podróżujący uderzonym przez piorun samochodem osobowym nie doznali żadnych istotnych obrażeń fizycznych nie licząc emocji i stresu związanych z momentem uderzenia – widoku iskry oraz słyszanego grzmotu wyładowania. Nie można jednak wykluczyć wystąpienia innych, bardziej tragicznych skutków uderzenia – konsekwencji nagłego zatrzymania samochodu lub utraty przez kierowcę panowania nad pojazdem, gdyby poruszał się on po drodze ze znacznym natężeniem ruchu. Niewątpliwie najbardziej rozsądnym, zalecanym postępowaniem dla pasażerów samochodu podróżujących w czasie burzy jest zatrzymanie pojazdu w miejscu bezpiecznym i przeczekanie jej trwania.

BIBLIOGRAFIA[1] Szpor S.: Ochrona odgromowa. Tom 3. Piorunochrony. WNT, Warszawa 1978

[2] Szpor S.: Historia jednego pioruna. Przegl. Elektrotech., s.162, 1951

[3] Szpor S.: Wypadek uderzenia pioruna w obiekt kamienny tuż obok i poniżej zwodu pionowego. Acta Technica Gedanensia, nr 2, 1963

[4] Szpor S.: Wypadek przedostania się napięcia 110 kV do budynku mieszkalnego. Energetyka, s. 194, 1974.

[5] Wojtas S., Olesz M.: Wpływ nowych rejestracji piorunowych na projektowanie ochrony odgromowej. SEP Oddział Gdańsk, Konf. Gdańskie Dni Elektryki’ 2010, Gdańsk, 2010.


MEJSCE NA WASZĄ REKLAMĘ

reklaMa

97




STUDIUM PRZYPADKU

REKL AMA NA KOŃCU JEST TEŻ D O B R A

Documents

NR 2/2010 ISSN 2082-4149 ROK 1 (2)atol.am.gdynia.pl › ~tomera › publikacje › e-pismo-2-2010.pdfnp. 10 lat. Zaleca się jednak przeprowadzać sprawdzanie przy zmianie użytkownika