automatyka elektryka zakłócenia

Transkrypt

ISSN 2082-4149
NR 2/2010
AUTOMATYKA
ELEKTRYKA
ZAKŁÓCENIA
e-pismo naukowo-techniczne
dla praktyków
INTELIGENTNE SIECI
INSTALACJE I URZĄDZENIA
APARATY
JAKOŚĆ ENERGII ZABEZPIECZENIA I OCHRONY OŚWIETLENIE
ENERGOELEKTRONIKA MASZYNY I NAPĘDY TERMINOLOGIA
WWW.ELEKTRO-INNOWACJE.PL
AUTOMATYKA - ELEKTRYKA - ZAKŁÓCENIA | NR 2/2010
AUTOMATYKA - ELEKTRYKA - ZAKŁÓCENIA | 1/2010
2 STRONA OKŁADKI
CZEKA W KAŻDEJ CHWILI
NA WASZĄ REKLAMĘ
2
www.elektro-innowacje.pl
OD REDAKCJI
Wydawca:
INFOTECH, 80-809 Gdańsk, ul. Łużycka 17/5
Tel./fax: 58 625 16 01
e-mail: [email protected]
Zespół Redakcyjny:
Zbigniew Kwiatkowski - Redaktor naczelny
Stanisław Przybek, Andrzej Skiba
Korekta:
Joanna Szłapczyńska
Skład i łamanie tekstu:
Zespół wydawcy
Rada Naukowa:
dr inż. Edward Musiał - Przewodniczący
dr hab. inż. Zbigniew Hanzelka,
dr hab. inż. Andrzej Sowa
dr inż. Henryk Boryń
prof. dr hab. inż. Zbigniew Krzemiński
prof. dr hab. inż. Ryszard Gessing
prof. dr hab. inż. Leszek Czarnecki
prof. dr hab. inż. Jacek Malko
prof. dr hab. inż. Kazimierz Jakubiuk
dr hab. inż. Stanisław Czapp
dr inż. Stanisław Wojtas
dr inż. Zdzisław Kusto
Recenzenci:
prof. dr hab. inż. Jerzy Hryńczuk
dr hab. inż. Zbigniew Hanzelka
dr inż. Henryk Boryń
dr inż. Andrzej Skiba
dr inż. Tadeusz Piotrowski
dr inż. Edward Musiał
dr inż. Krzysztof Nowicki
prof. dr hab. inż. Kazimierz Jakubiuk
Wszelkie prawa zastrzeżone © INFOTECH
Rozpowszechnianie artykułów zamieszczonych
w e-pismie AUTOMATYKA, ELEKTRYKA, ZAKłÓCENIA
jest możliwe tylko za zgodą Wydawcy pisma.
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
INFORMACJE DLA AUTORÓW
Uwaga! 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
NASI PARTNERZY
Zostańcie Państwo naszym partnerem. Tutaj umieścimy logo Waszej firmy.
OD REDAKCJI
3
SPIS TREŚCI NR 2
OCHRONA PRZECIWPORAŻENIOWA
6
„POMIARY OCHRONNE” W URZĄDZENIACH NISKIEGO NAPIĘCIA. PRZEGLĄD TREŚCI ORAZ BŁĘDÓW
TŁUMACZENIA NORMY PN-HD 60364-6:2008 - dr inż. Edward MUSIAŁ
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
46
Mechanizm oddziaływania urządzeń energoelektronicznych na układy automatyki
przemysłowej - dr inż. Józef CZUCHA
JAKOŚĆ ENERGII
55
ZAPADY NAPIĘCIA I KRÓTKIE PRZERWY W ZASILANIU
dr hab. inż. Zbigniew HANZELKA
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
80
FASCYNUJĄCE WŁASNOŚCI UKŁADÓW Z REGULATORAMI WYNIKAJĄCYMI Z PODSTAWOWEJ ZASADY
STEROWANIA - prof. dr hab. inż. Ryszard GESSING
POWTÓRKA Z TEORII
89
Regulator PID
dr inż. Mirosław TOMERA
STUDIUM PRZYPADKU
94
PRZYPADEK UDERZENIA PIORUNA W SAMOCHÓD OSOBOWY
dr inż. Henryk BORYŃ
spis treści
4
XII konferencja naukowo-techniczna o charakterze szkoleniowym
Współorganizatorzy:
Wydział Elektrotechniki i Automatyki PG, Wydział Elektroniki, Telekomunikacji i Informatyki PG,
EC Wybrzeże, Port Gdynia, SPE/O Gdańsk
Konferencja będzie ukierunkowana na:
Inteligentne sieci elektroenergetyczne [Smart Grid]
Inteligentne opomiarowanie [Smart Metering]
oraz na tematykę z tym związaną, którą omówią znani wykładowcy, między innymi:
•• prof. Jan Popczyk (Politechnika Śląska)
Smart Grid - infrastruktura przebudowy energetyki WEK w energetykę OZE/URE
(WEK - wielkoskalowa energetyka korporacyjna, URE - urządzenia rozproszonej energetyki).
•• prof. Zbigniew Hanzelka (Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie)
Platforma technologiczna Smart Grid szansą na poprawę jakości dostawy energii elektrycznej
•• dr Krzysztof Nowicki (Politechnika Gdańska)
Ocena wsparcia niezawodności nowoczesnych sieci komputerowych
•• dr Mirosław Włas (Politechnika Gdańska)
System zarządzania energią w inteligentnych sieciach elektroenergetycznych
•• dr Dariusz Karkosiński (Politechnika Gdańska)
Niezawodność komunikacji, zgodnej z IEC 61850, w elektroenergetycznych sieciach inteligentnych
•• prof. Zbigniew Lubośny (Politechnika Gdańska)
Smart Grid- Konieczność, czy moda
•• prof. Piotr Tomczyk (Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie)
Magazyny energii
•• prof. Ryszard Strzelecki (Akademia Morska w Gdyni)
Energoelektronika jako znacząca część struktury inteligentnych sieci elektroenergetycznych
•• prof. dr hab. inż. Leszek S. Czarnecki (Louisiana State University, USA)
Samochód elektryczny – iluzja czy przyszły poważny odbiornik energii?
•• dr inż. Jarosław Guziński (Politechnika Gdańska)
Pojazdy elektryczne – rozwój technologii i problemy wpływu na sieć elektroenergetyczną
•• prof. Ryszard Katulski (Politechnika Gdańska)
Bezprzewodowa sieć kontroli i sterowania infrastrukturą krytyczną
•• dr Edward Musiał (Politechnika Gdańska)
Ochrona przeciwporażeniowa w UPS oraz agregatach prądotwórczych
•• mgr inż. Adam Babś (Instytut Energetyki Oddział Gdańsk)
Automatyzacja sieci rozdzielczych jako podstawowy element sieci inteligentnych
Szczegółowy program będzie podawany na stronie: www.infotech.gdansk.pl, na której można również pobrać druk zgłoszenia.
Całkowity koszt konferencji: 1650 zł +23% VAT obejmuje: 3 dniowe szkolenie, 2 noclegi; zakwaterowanie (2-osobowe)
z pełnym wyżywieniem w WZW „Jantar” oraz materiały konferencyjne drukowane w formie książkowej. Rozpoczynamy obiadem
w poniedziałek 28 maja i kończymy obiadem 30 maja. Przy zakwaterowaniu 1-osobowym jest dopłata 50 zł za jeden nocleg.
Z uwagi na ograniczoną ilość miejsc prosimy o szybką rezerwację - najpóźniej do końca marca 2012!
Dla zainteresowanych egzamin na świadectwo kwalifikacyjne. Uwaga! Ceny nie ulegną zmianie o ile nie wzrosną podatki!
Zgłoszenia kierować na adres: INFOTECH, 80-809 Gdańsk, ul. Łużycka 17/5
Tel/fax 58 625 16 01; 605 387 534; email: [email protected]; www.infotech.gdansk.pl
5
„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 Redakcji
Przygotowując 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.
© „POMIARY OCHRONNE” W URZĄDZENIACH NISKIEGO NAPIĘCIA. PRZEGLĄD TREŚCI ORAZ BŁĘDÓW TŁUMACZENIA NORMY – Edward MUSIAŁ
6
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 środowiskowych 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
7
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 obwodu
V
Wymagane napięcie pomiarowe d.c.
V
Wymagana rezystancja izolacji
MΩ
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 przewodem 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]:
(n + 1)!
N =
.
(1)
2 (n − 1)!
8
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
Wymagana liczba
pomiarów według norm
z lat
2
3
4
5
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.
a)
b)
1
L1
R 13
R 12
R 23
2
R1E
R2E
R12
MΩ
3
R13
R1E
R2E
R 23
R3E
R3E
PE
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, odbiorczego 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
9
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 warunkach 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 projektowania. Jest to szczególnie ważne w obiektach, w których częstość okresowej kontroli stanu technicznego powinna być zwiększona 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.
V
UM
750
500
250
0
IM
0
2
1
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
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 odbiorczych 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]
120 V < Uo < 230 V
230 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
Układ
50 V < Uo <120 V
Uo > 400 V
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
10
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 zabezpieczającego 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 największych 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 charakterystyki czasowo-prądowe pasmowe produkowanych wkładek. Dla potrzebnych czasów samoczynnego wyłączenia zasilania (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 okresowego 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.
t
tp
tw
0,4 s
Inb
Ia
I
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 wyłączania
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 wyłączników 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 bezzwłocznego Ii (rys. 4), który jest wartością średnią rzeczywistego prądu zadziałania o paśmie rozrzutu ±20% wokół prądu nastawczego
11
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.
t
Ia = 1,2 Ii
ε
Rys. 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
I
Ii
Ir
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 różnicowego – prąd wyłączający znacznie większy niż znamionowy prąd różnicowy zadziałania (tabl. 4).
Tablica 4. Prąd wyłączający Ia wyłączników różnicowoprądowych według dotychczasowych zasad
Prąd wyłączający Ia
Rodzaj wyłącznika
IΔn
Wyłączniki bezzwłoczne i krótkozwłoczne o wyzwalaniu AC
1,25 IΔn
Wyłączniki bezzwłoczne i krótkozwłoczne mrozoodporne
2 IΔn
Wyłączniki wybiorcze (selektywne) o wyzwalaniu AC
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 przyjmowano Ia = 1,2 IΔn . Zatem w roku 2005 IEC z rozmachem naprawiała (IEC 60364-41:2005) to, co wcześniej zepsuła.
12
I∆n = 30 mA
ms
I∆n = 300 mA
S
t
500
300
200
150
130
60
50
40
I∆
10
15
30
60
150
300
600
1500
mA
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
13
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 I a
poprzedzającego urządzenia wyłączającego. Powinien być spełniony następujący warunek wiążący prąd wyłączający Ia
z napięciem fazowym instalacji Uo oraz impedancją pętli zwarciowej Zs:
Uo
≥ I a .
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:
Z s ≤
Uo
Ia
lub
2 Uo
3 Ia
lub
,
(3)
przyjmować postać następującą:
Z s ≤
.
(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
14
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 I o
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
Zs ≈
E − U1
.
Io
(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.
L1
L2
L3
N
PE
Ia
K1
K2
A
V
Rk
Zo
Rys. 6. Zasada pomiaru impedancji pętli zwarcia L-PE w układzie TN
Rk – rezystor o dużej rezystancji (>10 kΩ) do wstępnej kontroli ciągłości pętli,
Zo – impedor o stałej impedancji i nastawianym argumencie (stosunku R/X)
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.
15
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 (R Σ << 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).
U
I
I
RE
Rys. 7. Pomiar impedancji pętli zwarcia
doziemnego metodą cęgową
RΣ
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.
16
TT
N
Ω
RB
RA
Rys. 8. Pomiar rezystancji pętli zwarciowej
w układzie TT
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:
Zs ≤
Uo
.
Ia
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.
17
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 603646:2008. W: [Materiały] Konferencja „Automatyka, pomiary, zakłócenia” Jurata, 3-6 czerwca 2009 r. Gdańsk, INFOTECH 2009,
s. 81-102.
18
Załącznik
Errata do polskiej wersji tekstu normy
PN-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. 5
wiersz 6-8 od góry
Sprawdzanie odbiorcze ma miejsce po wykonaniu Sprawdzanie odbiorcze odbywa się po wykonaniu
nowej instalacji lub po zakończeniu uzupełnień lub nowej instalacji oraz po przeprowadzeniu
zmian instalacji istniejących.
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;
b) występowanie przegród ogniowych…
b) obecność przegród ognioodpornych…
s. 6
s. 21
61.2.3
C.61.2.3
s. 7
61.2.3
d) dobór i nastawienie urządzeń zabezpieczających d) dobór i nastawienie urządzeń
i sygnalizacyjnych…
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,
… próbę tę i próbę poprzedzającą, jeżeli wykryte
(cd. 61.3.1) 1. akapit 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.
19
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
wyłączania zasilania można uważać za
sprawdzanie postanowień Części 4-42.
s. 10
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.
- 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
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
s. 14
TN, pkt 2)
62.2.1
A.3 1. akapit
20
s. 18
B.1 1. akapit Następująca procedura, podana jako przykład, Kiedy wymaga się pomiaru rezystancji uziemienia,
może być zastosowana przy pomiarze rezystancji można na przykład postąpić następująco (patrz
uziomu (patrz Rysunek B.1).
Rysunek B.1).
s. 18 rys. B.1
Obszary pomiaru rezystancji (nieoddziaływujące
na siebie)
T1: uziom pomocniczy
T2: drugi uziom pomocniczy
Obszary leja potencjału uziomów
(nieoddziaływające na siebie)
T1: uziom pomocniczy prądowy
T2: uziom pomocniczy napięciowy
s. 20
B.3 Tytuł - Pomiar rezystancji pętli uziemienia z użyciem
rozdziału oraz Podpis zacisków prądowych
rysunku B.3
- 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 Zabezpieczenia nadprądowe przewodów są…
oprzewodowania jest…
s. 21
C.61.2.3 b)
ochrona przed prądem przetężeniowym
s. 21
Dobór przewodów, uwzględniający ich budowę,
C.61.2.3 c) i d) Dobór przewodów, uwzględniający ich materiał,
sposób zainstalowania i przekrój, montaż przewodów… materiał i przekrój oraz sposób układania…
s. 21
C.61.2.3 i)
Istnienie schematów, napisów ostrzegawczych lub
innych podobnych informacji
Schemat określony w 514.5 Części 5-51 jest
szczególnie niezbędny, gdy instalacja zawiera kilka
rozdzielnic tablicowych.
Obecność schematów, napisów ostrzegawczych
i podobnych informacji
Schemat 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
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
zabezpieczenia nadprądowe
21
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
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
s. 23 objaśnienia pod Zs(m) jest zmierzoną wartością impedancji pętli
wzorem
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 PVC
podzielić na 2
podzielić na 1,6
przewody miedziane o izolacji PVC
podzielić przez 2
podzielić przez 1,6
s. 25
Zalecenia dotyczące wyposażenia elektrycznego, Zalecenia dotyczące użycia w nowej instalacji
które ponownie zastosowano w instalacjach
wyposażenia elektrycznego z odzysku
elektrycznych
s. 22
C.61.3.6.2
Tytuł załącznika E
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 sprawdzane połączenie
5-krotnie
połączenie sprawdzono
s. 28 dolna tablica
Urządzenia izolacyjne i ochronne…
Łączniki izolacyjne i zabezpieczenia…
s. 30
Przykłady tematów,…
Postanowienia ogólne
Przykłady zagadnień,…
Ocena ogólna
Obwody, które powinny być separowane (brak
wzajemnego połączenia punktów neutralnych
obwodów).
Oddzielenie obwodów (brak połączenia między
przewodami neutralnymi różnych obwodów).
G.2
s. 30 wiersz 4 od góry
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)
Dotrzymanie wymaganych czasów wyłączania
przez zainstalowane zabezpieczenia.
Czasy wyłączania, możliwe do spełnienia przez
zainstalowane urządzenia ochronne.
22
Wystarczająca liczba zainstalowanych gniazd
wtyczkowych.
Wystarczająca liczba przewidzianych gniazd
wtyczkowych.
Główne odłączniki do wyłączenia wszystkich
Obecność, jeśli wymagana, rozłącznika
przewodów czynnych, jeżeli ma to zastosowanie izolacyjnego odłączającego wszystkie przewody
czynne
Wszystkie połączenia bezpieczne
Poprawnie wykonane połączenia (przewodów)
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
Prawidłowy prąd znamionowy
Wystarczająca obciążalność prądowa
Przewody nieosłonięte chronione obudową rury Przewody bez powłoki są chronione rurą
instalacyjnej, kanału kablowego lub listwy
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
Odpowiedni typ, jeżeli są narażone na
bezpośrednie działanie światła słonecznego
Przewody narażone na bezpośrednie
nasłonecznienie są odpowiedniego typu
Prawidłowo dobrane i zainstalowane do
użytkowania, np. wbudowane
Przewody układane w ziemi są poprawnie
dobrane i ułożone
Prawidłowo dobrane i zainstalowane do
użytkowania na ścianach zewnętrznych
Przewody układane na ścianach
zewnętrznych są poprawnie dobrane i ułożone
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
Instalacja pozwalająca na łatwą wymianę
w przypadku uszkodzenia przewodów
Możliwość łatwej wymiany uszkodzonych
przewodów
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 Jedna rura instalacyjna do przewodów tego
góry
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
Dobrane pod względem odporności na
uszkodzenie spowodowane nagrzewaniem
Przewody odpowiednie pod względem
ciepłoodporności
Połączenia, które mają być wykonane z użyciem Stan połączeń wykonanych z użyciem złączy
złączek do przewodów
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
Zawieszone masy nie przekraczają prawidłowych Obciążenia zwieszaków nie są nadmierne
wartości
Przewody ochronne doprowadzone do każdego Przewody ochronne są doprowadzone do
punktu i osprzętu
każdego miejsca przyłączenia
Izolacja, osłony i zakończenia oznaczane
kombinacją barw zielonej i żółtej
Prawidłowy rozmiar głównych i dodatkowych Prawidłowy przekrój przewodów połączeń
przewodów wyrównawczych
wyrównawczych głównych i dodatkowych
Widoczne wskazanie…
Przyłączenia urządzeń odbiorczych są tak
zabezpieczone albo tak rozmieszczone, aby
zapobiec naprężeniom w miejscach łączenia
przewodów
Izolacja, koszulki i zaciski oznaczone
kombinacją barw zielonej i żółtej
Widoczne oznaczenia…
23
s. 31 wiersz 6/5 od dołu Brak ostrych krawędzi na otworach do
s. 34 wiersz 2/3 od góry 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
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
Gołe przewody ochronne z nasadką o barwie na Koszulki zielono-żółte u końców gołych
przemian zielonej/żółtej
przewodów ochronnych
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
Element złącza
Złącze wtykowe
Umieszczony poza zasięgiem osoby
korzystającej z łazienki lub prysznica
Umieszczone poza zasięgiem ręki osoby
korzystającej z wanny lub prysznica
Prawidłowy kod barwny lub oznakowanie
przewodów
Przewody mają poprawne oznaczenia barwne
lub opisowe
Puszki odpowiednie do wciągania przewodów
Właściwe rozmieszczenie i rodzaj puszek do
wciągania przewodów
Przewody fazowe i neutralny osłonięte tą samą
rurą instalacyjną
Przewody fazowe i neutralny w tej samej rurze
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
Mocowanie przewodów w ciągach pionowych
W ciągach pionowych przewody są umocowane
Przewody fazowe i neutralne osłonięte tą samą
listwą metalową
Przewody fazowe i neutralny jednego obwodu
w tej samej listwie metalowej
Pewne połączenia mechaniczne i odpowiednia Użyte złączki zapewniają należytą wytrzymałość
ciągłość z dopasowanymi powiązaniami
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
s. 33 wiersz 8/7 od dołu
Uwzględnienie możliwych do wystąpienia
Właściwie dobrane do warunków środowiska
warunków, np. właściwych dla przewidywanego pracy
środowiska
Odpowiednie, jako środki do izolowania, jeżeli
mają zastosowanie
W wymaganych miejscach zainstalowano
łączniki izolacyjne
Niedostępne dla osoby korzystającej
prawidłowo z łazienki lub prysznica
Niedostępne dla osoby korzystającej prawidłowo
z wanny lub prysznica
Odpowiedni dostęp i odpowiednia przestrzeń
do pracy
Należyta dostępność i przestrzeń obsługowa
Nieprzewodzące odejmowalne pokrywki
zacisków ochronnych, jeśli konieczne, założone
po przyłączeniu
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
Dobór i nastawienie zabezpieczeń
(przetężeniowych)
Zabezpieczenia nadprądowe poprawnie
dobrane i nastawione
Zabezpieczenie przypisane indywidualnie do
każdego obwodu
Każdy obwód ma osobne zabezpieczenie
24
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
Widoczny znak zgodności z właściwą normą
wyrobu, jeżeli jest wymagany w tej normie
Widoczny znak zgodności z właściwą normą
wyrobu
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
Uziom
dostawcy energii
Dane sieci zasilającej
w miejscu przyłączenia
Liczba i rodzaj przewodów czynnych
odbiorcy
AC
Układ sieci
DC
Zabezpieczenie
w miejscu
przyłączenia
Typ: ...........................
......................................
Napięcie znamionowe,
TN-C
U/Uo (1).................V
TN-C-S
1-fazowy, 2-przewodowy (LN)
Prąd znamionowy:
2-biegun.
.................A
Częstotliwość znamionowa,
TN-S
f
TT
1-fazowy, 3-przewodowy (LLM)
................. Hz
(1)
3-biegun.
Największy spodziewany prąd zwarciowy,
IT
Icc (2).................kA
2-fazowy, 3-przewodowy (LLN)
Czułość RCD,
inny
Impedancja pętli zwarciowej (L-PE),
3-fazowy, 3-przewodowy (LLL)
inny
3-fazowy, 4-przewodowy (LLLN)
inny
jeśli zastosowano:
Ze (2)................. Ω
Inne źródła
zasilania
Uwagi:
(szczegóły w załączeniu)
(1) zapytać dostawcę
.............mA
(2) zapytać, zmierzyć lub obliczyć
REKLAMA
25
ZABEZPIECZANIE UKŁADÓW POMIARU ENERGII.
WYMAGANIA DLA OCHRONY PRZED PRZEPIĘCIAMI LICZNIKÓW
ZASILANYCH Z PRZEKŁADNIKÓW NAPIĘCIOWYCH
dr hab. inż. 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... – Andrzej W. SOWA
26
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).
©
27
Rys. 3. Wprowadzenie prądu udarowego do przewodu nad ziemią (symulacja bezpośredniego
wyładowania piorunowego w linię)
Zakładając, że dla rozpływającego się prądu udarowego wartość impedancji falowej przewodu Z0 nad ziemią zawiera się
pomiędzy 400 Ω – 500 Ω, otrzymujemy wartość napięcia:
U = Z0 ⋅
I
2
.
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
©
28
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 ⋅
gdzie:
H
d
⋅I,
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.
©
29
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.
©
30
Tablica 1. Zakres badań liczników napięciem udarowym [6, 7]
Zakres badań
Badania izolacji
torów i izolacji
między torami
Sposób prowadzenia badań
Uwagi
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
Tory napięciowe i prądowe rozdzielone, każdy z oddzielną
izolacją. Próby niezależnie dla każdego toru. Zaciski, które nie
są badane, powinny być połączone z masą.
Próba toru napięciowego – napięcie udarowe
połączone pomiędzy każdy z zacisków a masę. .
Badania izolacji
torów względem
masy
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.
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.
TT
Rys. 8. Układy połączeń urządzeń ograniczających przepięcia w różnych systemach sieci
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.
©
31
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
©
32
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.
REKLAMA
MIEJSCE
NA REKLAMĘ
©
33
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
©
ROLA PARAMETRÓW TECHNICZNYCH SYSTEMU OCHRONY ODGROMOWEJ BUDYNKU... – Henryk BORYŃ, Stanisław WOJTAS
34
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].
©
35
A
B
C
C`
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:
©
R ≈ 0,9 ⋅
ρ
l
36
(2)
x
U
∆U
1
0,6
0,2
-2
0
2
8
6
4
10
x [m]
∆x
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):
R ≈ 2⋅
ρ
l
(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]:
©
37
,
(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
Z=
U max
I max
(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.
a)
b)
Rys. 4. Przykładowe przebiegi prądu i napięcia na uziemieniach o znacznej indukcyjności: a – uziom otokowy, b – uziom szpilkowy głębinowy
©
38
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,
©
39
•• 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.
ip
0,5 i p
1
2
3
4
0,5 i p
Σ i= 0,5 i p
Ru
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
©
40
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:
s ≥ ki ⋅
kc
⋅l km
(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.
2
1
2
5
6
3
4
7
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;
©
41
•• 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
Podział prądu piorunowego
Element systemu
ekwipotencjalizacji
Część zasadnicza
≥ 25%
Materiał
Część nieznaczna
< 25%
mm2
Przewód wyrównawczy
Szyna wyrównawcza
Cu
16
6
Al
25
10
Fe/Zn
50
Cu, Fe/Zn
16
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.
©
42
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)
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
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:
©
43
•• 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.
©
44
REKLAMA
www.promac.com.pl
Poprzez zmniejszenie sprzężeń indukcyjnych i pojemnościowych między obwodami generującymi zakłócenia oraz obwodami sygnałowymi, w istotny sposób można zredukować
wpływ zaburzeń na pracę układów sterowania i pomiarów.
JAK ZAPEWNIĆ BEZPIECZEŃSTWO
ELEKTRYCZNE LUDZI I URZĄDZEŃ?
Kontrola rezystancji izolacji,
wykrywanie i lokalizacja doziemień w sieci IT
BIBLIOGRAFIA
[1] PN-EN 62305-1:2008 Ochrona odgromowa. Część 1: Wymagania
ogólne.
[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 przeciwprzepięciowa. Wyd. COSiW SEP, Warszawa 2005.
[10] Charoy A.: Zakłócenia w urządzeniach elektronicznych. Ekrany,
filtry, kable i przewody ekranowane. Tom 3. WNT, Warszawa 2000.
SPECJALIŚCI OD ZARZĄDZANIA BEZPIECZEŃSTWEM
[2] PN-EN 62305-2:2008 Ochrona odgromowa. Część 2: Zarządzanie
ryzykiem.
Ciągła kontrola, pomiar i monitorowanie
prądów różnicowych w sieci TN/TT
Kontrola, nadzór i zasilanie
pomieszczeń 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 Łódź
[11] Hryńczuk J., Skiba A.: Redukcja zakłóceń w przewodach
ekranowanych. Konf. Automatyka, Elektryka, Zakłócenia, INFOTECH,
Jurata 2010.
doradztwo techniczne
projekt i nadzór autorski
dostawy i rozruch urządzeń
pomoc techniczna
serwis gwarancyjny i pogwarancyjny
©
ROLA PARAMETRÓW TECHNICZNYCH SYSTEMU... – Henryk BORYŃ, Stanisław WOJTAS
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.
©
Mechanizm oddziaływania urządzeń energoelektronicznych na układy... – Józef CZUCHA
46
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 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
-
6
4
2,5
1,5
400/690
-
8
6
4
2,5
1000
-
Sieć trójfazowa
230/400
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.
©
47
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
©
48
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 R fk≈ ...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.
©
49
RS
CS
a)
DS
UWE
UWY
LS
GTO
D1
CZ
D0
DZ
RZ
b)
c)
C
Lzk
i
IGBT
G
SCR
D
Rfk
iR
Uzk
trr
i
Cfk
t
Qrr
E
IRM
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
©
50
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.
PPM
UEE; PPM; ODB; ...
ZASILANIE
PPM
UE "X"
c)
PN ...
UE "X"
ZASILANIE
OPVD, (PPM; ODB; ...)
UE "Y"
PPM
POZIOM
PRZEPIÊÆ
OVPD
1
ZASILANIE
OVPD
2
OPVD1, PPM, OPVD2
UEE-A
ODB
UEE-B
OVF
OPVD
POZIOM
PRZEPIÊÆ
d)
UE "Y"
PN ...
ODBIORNIK
POZIOM
PRZEPIÊÆ
OVPD
PN ...
OPVD, UEE-A
OVF
ODBIORNIK
PN ...
ODBIORNIK
b)
UEE
ODBIORNIK
ZASILANIE
POZIOM
PRZEPIÊÆ
a)
UEE-B, ODB
Rys.2. Przykłady schematów zasilania i poziomów przepięć urządzenia energoelektronicznego (UEE) zasilanego z instalacji elektrycznej
o poziomie przepięć oznaczonym PN
©
51
W tablicy 2 podano charakterystyki najczęściej stosowanych elementów ochrony przepięciowej.
Tablica2 Charakterystyki wybranych elementów tłumiących przepięcia
Jednostki
Ochronnik
iskiernikowy
Warystor
Dioda Zenera
Dioda lawinowa
Dioda
tyrystorowa
symetryczna
symetryczna
asymetryczna
asymetryczna
asymetryczna
Symbol
Charakterystyka U-I
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 zastosowań
niskie i średnie
napięcia
niskie i średnie
napięcia
b. niskie i niskie
napięcia
b. niskie i niskie
napięcia
niskie i średnie
napięcia
Cechy szczególne
duży prąd
udarowy, mała
pojemność,
powolne
duża rozpraszana.
energia, zależność
nap. od prądu
bardzo 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.
©
52
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
©
53
R E K L AMA
MIEJSCE
NA
REKLAMĘ
JAKOŚĆ ENERGII
ZAPADY NAPIĘCIA I KRÓTKIE PRZERWY W ZASILANIU
dr hab. inż. Zbigniew HANZELKA
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 – Zbigniew HANZELKA
55
JAKOŚĆ ENERGII
UN
UN – 10 %
wartość progowa
t
trójfazowy zastępczy zapad napięcia
t
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.
©
56
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
©
57
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.
©
58
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
©
59
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,
©
60
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.
©
61
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.
©
62
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.
©
63
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<
1s
1s
≤t<
3s
3s
≤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<
1s
1s
≤t<
3s
3s
≤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.
©
64
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,
©
65
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.
10 ms
3s
10 ms
kilka sek.
10 ms
3s
0,5 okresu
kilka sek.
10 ms
1 min
10 ms
1 min
IEC 1000-2-2
IEC 1000-2-5
10-99% UN
IEC 61000-2-12
PN EN 61000-4-11
10-95% UN
IEC 1000-6-1, IEC 1000-6-2
10-95% UN
PN EN 50160
10-99% UN
UNIPEDE
10-99% UN
UIE
10-99% UN
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
IEC 1000-2-1
zanik napięcia (100%)
1 min
IEC 1000-2-2
10 ms
IEC 1000-2-5
Maks. czas
60 sek. (180 sek.)
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%UN
80-100%UN (praktyka
pomiarowa)
1 min (inf.)
IEC 1000-6-1
IEC 1000-6-2
więcej niż 95%UN
5 sek .(inf.)
PN EN 50160
więcej niż 99%
3 min
UIE
więcej niż 90%
1 min
UNIPEDE
więcej niż 99%
CISPR 14-2
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
©
66
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.
©
67
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.
©
68
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
©
69
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.
©
70
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 odbiornikami 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
u (t) = U 0 + 2
∑ U n cos(nω1t +α n ) .
n∈N
(1)
Napięcie takie może być przedstawione w postaci umożliwiającej algebraiczny opis obwodu
u (t) = U 0 + 2 Re ∑ U n e
n∈N
jnω 1t
,
(2)
gdzie
,
jest [2] zespoloną wartością skuteczną (ang.: complex rms – crms value) harmonicznej napięcia rzędu n.
©
MOCE I KOMPENSACJA W OBWODACH Z ODKSZTAŁCONYMI I NIESYMETRYCZNYMI ... – Leszek S. CZARNECKI
71
(3)
TEORIE MOCY
W podobny sposób może być przedstawiony prąd odbiornika
i (t) = I 0 + 2 Re ∑ I n e
jnω 1t
n∈N
,
(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
i (t) = G0 U 0 + 2 Re
∑ Yn U n e
jnω 1t
n∈N
.
(7)
Moc czynna odbiornika
P =
1
T
∫ u(t) i(t) dt
T
,
(8)
0
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
( x , y ) = X 0 Y0 + Re ∑ X nYn* .
(10)
n∈N
Moc czynna odbiornika może więc być wyrażona w postaci
∑
∑
=
P = ( u, i ) U=
U n I n* G0 U 02 +=
Re
U n (Yn U n )* G0 U 02 +
0 I 0 + Re
n∈N
n∈N
∑ Gn U n2 .
(11)
n∈N
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
=
( u, ia ) (=
u, Ge u ) Ge ( u, u ) = =
Ge || u ||2 P ,
(12)
gdzie symbol ||u|| oznacza wartość skuteczną napięcia zasilania
.
Rys. 1. Odbiornik LTI (a) i równoważny mu ze względu na moc czynną P odbiornik rezystancyjny (b)
©
72
(13)
TEORIE MOCY
Z wyrażenia (12) wynika, że konduktancja odbiornika rezystancyjnego, równoważnego ze względu na moc czynną P ma wartość
Ge =
P
|| u ||2
,
(14)
i konduktancja ta określana jest jako konduktancja równoważna odbiornika. Prąd odbiornika równoważnego
=
ia (t) Ge=
u (t) Ge U 0 + 2 Re
∑ Ge U n e
jn ω 1t
n∈N
,
(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
i (t) − ia (t) = ( G0 − Ge ) U 0 + 2 Re ∑ (Yn − Ge )U n e
jnω 1t
n∈N
,
(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 i s(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
i (t) = ia (t) + is (t) + ir (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
|| i ||2 = || ia ||2 + || is ||2 + || ir ||2
,
(21)
gdzie wartości skuteczne poszczególnych prądów wynoszą
|| ia || = Ge || u || = P ,
|| u ||
|| is || =
©
∑
n∈N 0
|| ir || =
(Gn − Ge ) 2 U n2
∑ Bn2 U n2
n∈N
(22)
,
.
73
(23)
(24)
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 G n 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
Gn = Re{Yn } = Re
1
R
= 2
,
R+ jnω1L
R +(nω 1L) 2
(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
u = 50+ 2 Re{100 e
©
jω 1t
+20 e
j 5ω 1t
}V, ω 1 = 1rad/s,
|| u || = 113,58 V.
74
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
i (t) = G0 U 0 + 2 Re ∑ Yn U n e
jn ω 1t
n∈N
= 50 + 2 Re{50 e jω1t + 46,2 e j 89 e j 5ω1t}A ,
0
i wartość skuteczną
2
|| i || = I 02 +I12 +I 5=
2
502+ 502+ 46 ,2=
84 ,47 A ,
Ponieważ moc czynna odbiornika ma wartość
=
∑ Gn U n2 7 ,516 kW ,
=
P
n∈0 ,1,5
zatem jego konduktancja równoważna wynosi
Ge =
P
|| u ||2
=
7516
113,582
= 0 ,5826 S ,
Wartości skuteczne składowych fizycznych prądu wynoszą, odpowiednio
|| ia || = Ga || u || = 66 ,17 A ,
|| is || =
|| ir || =
∑
n∈0,1,5
∑
n∈1,5
(Gn − Ge) 2 U n2 =
24 ,93 A ,
Bn2 U n2 = 46 ,2 A ,
i wartość skuteczna prądu obliczona z wartości skutecznych poszczególnych składowych fizycznych
|| i || =
2
|| ia ||2 + || is ||2 + || ir ||=
2
66 ,17 2 + 24 ,932 + 46 ,2=
84 ,47A ,
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 zasilania
( || i ||2 = || ia ||2 + || is ||2 + || ir ||2 ) × || u ||2 ,
otrzymuje się równanie mocy odbiorników LTI z niesinusoidalnymi przebiegami prądu i napięcia
S 2 = P 2 + Ds2 + Q 2 ,
w którym poszczególne moce zdefiniowane są jak następuje
(26)
(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.
©
75
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
ir′ (t) =
2 Re ∑ j (BC n + Bn )U n e
jnω 1t
(29)
n∈N
i wartość skuteczną
|| ir′ || =
∑ (BC n + Bn )2 U n2
.
(30)
n∈N
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
λmax =
|| ia ||
|| ia ||2 + || is ||2
,
(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
=
u
2 Re {220 e j ω1t + 10 e j 5ω1t }V, ω1 = 1 rad/s,
|| u || = 220,23 V .
Rys. 6. Odbiornik RL z kompensatorem pojemnościowym
Ponieważ admitancja odbiornika dla harmonicznej podstawowej i harmonicznej 5-tego rzędu jest równa, odpowiednio:
0
1
Y1 =G1 + jB1 =
=0,20 − j 0,40 = 0,45 e− j 63,4 S ,
1+ j2
0
1
Y5 =G5 + jB5 =
=0,01 − j 0,10 = 0,10 e− j 84,3 S ,
1 + j10
©
76
TEORIE MOCY
zatem prąd odbiornika ma przebieg
=
i
2 Re {98,39 e− j 63,4 e j ω1t + 1,0 e− j 84,3 e j 5ω1t }A,
0
0
|| i || = 98,40 A .
Ponieważ moc czynna odbiornika ma wartość
P=
∑ Gn U n2 =
0,20 × 2202 + 0,01× 102 = 9681W ,
n =1,5
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:
Y1'= jω1C + Y1= 0,20 S ,
Y5' = j 5ω1C + Y5 = j 2,0 + (0,01 − j 0,10) = 1,90 e j 89,7 S .
0
Prąd zasilania po kompensacji ma więc przebieg
=
i′
2 Re {44,0 e j ω1t + 19,0 e j 89,7 e j 5ω1t }A,
0
|| i ′ || = 47,93 A .
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.
1,0 H
BC
6,86 H
0,020 F
0,094 F
Rys. 7. Struktura i parametry kompensatora reaktancyjnego
Prąd zasilania po kompensacji ma przebieg
=
i′
2 Re {44,0 e j ω1t + 0,1 e j 5ω1t }A,
|| i || = 44,0 A ,
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
©
77
TEORIE MOCY
Kompensator taki zmienia wartość skuteczną prądu biernego źródła do wartości
,
|| ir || =
nω C
∑ (Bn + 1 − n2ω1 2 LC )2 U n2
n∈N
1
.
(33)
Prąd bierny ma minimalną [4] wartość skuteczną przy pojemności C = Copt, spełniającej warunek
n Bn U n2
∑ (1 − n2ω 2 LC
n∈N
1
opt )
+
2
n 2ω1Copt U n2
∑ (1 − n2ω 2 LC
n∈N
1
opt )
3
=
0 .
(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
n Bn U n2
Ci +1 = −
∑ (1 − n2ω 2 LC )2
n∈N
i
1
2 2
n Un
ω1
2 2
3
n∈N (1 − n ω1 LCi )
,
(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
C1 =
C0
,
1 + ω12 LC0
(36)
gdzie C0 jest pojemnością przy kompensacji czysto pojemnościowej
C0 =
Q1
ω1 U12
,
(37)
Iteracyjny proces obliczania pojemności optymalnej jest zwykle zbieżny do wartości bliskiej pojemności C1, zatem w pobliżu
częstotliwości
1
= ωr ,
(38)
LC1
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.
©
78
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.
REKLAMA
TO MIEJSCE CZEKA NA REKLAMĘ TWOJEJ FIRMY
©
79
AUTOMATYKA
FASCYNUJĄCE WŁASNOŚCI UKŁADÓW Z REGULATORAMI
WYNIKAJĄCYMI 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
©
FASCYNUJĄCE WŁASNOŚCI UKŁADÓW Z REGULATORAMI WYNIKAJĄCYMI Z PODSTAWOWEJ ZASADY STEROWANIA – Ryszard GESSING
80
AUTOMATYKA
nasyceniem, który umożliwia realizowalność sterowania (zapobiega zbyt dużym, nierealizowalnym jego wartościom) opisany jest
przez
umx dla v > umx
ν
dla
umin < ν < umx
umin
dla
ν < umin ,
u=
(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 wykorzystywane 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
©
81
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
©
82
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
©
83
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 yׂ + 10 sin y = u,
(9)
gdzie wejście u jest momentem, a wyjście y jest kątem odchylenia ramienia. Obiekt (9) jest nieliniowy i ma następującą charakterystykę 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.
©
84
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)
©
85
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.
©
86
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
©
87
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.
REKLAMA
TU MOŻE BYĆ WASZA REKLAMA
©
88
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)
e(t)
z(t)
Regulator
u(t)
C(s)
Obiekt
G(s)
um
Czujnik
H(s)
y(t)
v(t)
Rys. 1. Typowa struktura układu sterowania PID
Opis matematyczny regulatora PID jest następujący:

u (t ) = K P  e(t ) +


1
TI
t
∫ e(τ )dτ + TD
0
de(t ) 
,
dt 

(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).
©
Regulator PID – Mirosław TOMERA
89
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
(4)
C(s) = Kp ,
- 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:
.
©
90
(9)
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 K p celem uzyskania wymaganej prędkości odpowiedzi. Zwiększanie wzmocnienia
proporcjonalnego zwiększa prędkość odpowiedzi i redukuje uchyb w stanie ustalonym.
2. Zmiana wzmocnienia całkującego K I = K P TI , poprzez zmianę czasu zdwojenia TI , dokonywana jest celem osiągnięcia
pożądanej jakości w stanie ustalonym. Zwiększanie wzmocnienia całkującego K I pogarsza stabilność, ale służy do likwidacji
uchybu w stanie ustalonym.
3. Zwiększanie wzmocnienia różniczkującego K D = K P TD , poprzez zmianę stałej czasowej wyprzedzenia TD , ma na celu
zmniejszenie przeregulowań i poprawę czasu regulacji. Zwiększanie wzmocnienia różniczkującego K D poprawia stabilność
i służy do tłumienia oscylacji.
2.1. Charakterystyki sterowań P, I oraz D
Sterowanie proporcjonalne z nastawą K P ma wpływ na zmniejszanie czasu narastania i będzie zmniejszało uchyb w stanie
ustalonym, lecz nigdy nie będzie go eliminowało. Sterowanie całkujące z nastawą K I ma wpływ na eliminowanie uchybu
w stanie ustalonym, lecz pogarsza odpowiedź w stanie przejściowym. Sterowanie różniczkujące z nastawą K D ma wpływ
na zwiększenie stabilności układu, zmniejszając przeregulowanie i poprawiając odpowiedź przejściową. Wpływ nastawy każdego
sterowania, K P , K I oraz K D , 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 K P , K I oraz
KD .
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 K P , TI oraz TD , 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.
©
91
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.
r(t)
e(t)
R(s)
E(s)
A/C
e(k)
Regulator
D(z)
E(z)
u(k)
U(z)
C/A
u(t)
U(s)
Obiekt
G(s)
y(t)
Y(s)
Czujnik
H(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):
1
1
,
≈
2 z −1
s
Tp z + 1
(11)
natomiast transmitancja części różniczkującej przez aproksymację wyznaczoną metodą prostokątów Eulera wstecz:
s ≈
1 z −1
,
Tp z
(12)
gdzie Tp 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:
D( z ) =
U ( z ) q 0 + q1 z −1 + q 2 z −2
,
=
E ( z)
1 − z −1
(14)
gdzie q0, q1, q2 są parametrami regulatora dyskretnego, wyznaczanymi z uzyskanych zależności:


Tp
Tp
T 
T 
q 0 = K P 1 +
+ D  q1 = − K P 1 −
+2 D 


2TI T p 
2TI
T p 


©
92
q2 = K P
TD
Tp
(15)
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.
REKLAMA
KAŻDE MIEJSCE
NA REKLAMĘ JEST DOBRE
©
93
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”.
©
PRZYPADEK UDERZENIA PIORUNA W SAMOCHÓD OSOBOWY – Henryk BORYŃ
94
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. 3. Fotografia przedniego lewego koła samochodu – widoczne dwa
kratery na krawędzi felgi oraz dwa okopcenia na powierzchni opony –
ślady dwu wyładowań powierzchniowych
Rys. 2. Fotografia elementów zdemontowanego gniazda antenowego
– widoczne częściowe spalenie elementów izolacyjnych i nadtopienie
elementów metalowych przyległych od karoserii samochodu
©
95
OCHRONA PRZECIWPRZEPIĘCIOWA
I ODGROMOWA
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.
REKLAMA
MEJSCE NA WASZĄ REKLAMĘ
©
96
ENERGIA ODNAWIALNA
w zastosowaniach
W książce, formatu A-4 na 242 stronach, znajdują artykuły dotyczące odnawialnych
źródeł energii, które już dziś mogą być stosowane w polskich warunkach klimatycznych
przy obecnym stanie techniki.
Wśród tematów między innymi:
•• Kolektory słoneczne i panele fotowoltaiczne
•• Praktyczne obliczenia w instalacjach słonecznego ogrzewania wody
•• Konwersja energii słonecznej na chemiczną w ogniwach fotoelektrochemicznych
•• Wykorzystanie zasobników energii w energetyce wiatrowej
•• Ogniwa Paliwowe – najbardziej efektywne źródła elektryczności
•• Produkcja biogazu
•• Pompy ciepła w budownictwie mieszkaniowym
•• Kogeneracja rozproszona oparta na OZE – mikrosiłownie parowe
Cena opracowania wraz z kosztem wysyłki: 120 zł + 5% VAT
Zamówienia kierować na adres: [email protected]

automatyka elektryka zakłócenia

Transkrypt

Podobne dokumenty

DPD Dodatkowe zalecenia - elektronika i sprzęt RTV AGD

Rysunek architektoniczno