Projekt okładki i stron tytułowych: Piotr Fedorczyk

Fotografia na okładce: Witold Hoppel (zdjęcie główne); Relpol S.A.

Wydawca: Adam Filutowski

Koordynator ds. redakcji: Renata Ziółkowska

Redaktor: Anna Bogdanienko

Produkcja: Mariola Grzywacka

Dział reklamy: Małgorzata Pasenik (malgorzata.pasenik@pwn.pl)

Skład wersji elektronicznej na zlecenie Wydawnictwa Naukowego PWN: Marcin Kapusta / konwersja.virtualo.pl

Książka, którą nabyłeś, jest dziełem twórcy i wydawcy. Prosimy, abyś przestrzegał praw, jakie im przysługują. Jej zawartość możesz udostępnić nieodpłatnie osobom bliskim lub osobiście znanym. Ale nie publikuj jej w internecie. Jeśli cytujesz jej fragmenty, nie zmieniaj ich treści i koniecznie zaznacz, czyje to dzieło. A kopiując jej część, rób to jedynie na użytek osobisty.

Szanujmy cudzą własność i prawo

Więcej na www.legalnakultura.pl

Polska Izba Książki

Copyright © by Wydawnictwo Naukowe PWN SA

Warszawa 2017

eBook został przygotowany na podstawie wydania papierowego z 2017 r., (wyd. I)

Warszawa 2017

ISBN 978-83-01-19682-0

Wydawnictwo Naukowe PWN SA

02-460 Warszawa, ul. Gottlieba Daimlera 2

tel. 22 69 54 321; faks 22 69 54 288

infolinia 801 33 33 88

e-mail: pwn@pwn.com.pl; reklama@pwn.pl

www.pwn.pl

Spis treści

Wykaz ważniejszych oznaczeń

Spis tablic

1. Wstęp

2. Definicje

2.1. Wyjaśnienia

2.2. Pojęcia ogólne i związane z sieciami elektroenergetycznymi

2.3. Pojęcia związane z ochroną przed porażeniami, punktem neutralnym i sposobem jego pracy

2.4. Definicje z zakresu elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej

2.4.1. Klasyfikacja przekaźników

2.4.2. Stany przekaźników

2.4.3. Wielkości charakteryzujące przekaźniki

2.4.4. Definicje związane z zabezpieczeniami

3. Zwarcia doziemne jako zjawisko fizyczne

3.1. Pojęcia związane z rozdziałem

3.2. Podstawy

3.3. Przyczyny zwarć

3.4. Zwarcia doziemne

4. Obliczanie wielkości ziemnozwarciowych metodą składowych symetrycznych

4.1. Elementy sieci

4.2. Schemat zastępczy

4.3. Zastosowanie metody składowych symetrycznych

4.4. Ocena wielkości ziemnozwarciowych

4.4.1. Sieć wybrana do analizy

4.4.2. Wpływ rezystancji przejścia

4.4.3. Wpływ odległości miejsca zwarcia od początku linii

4.4.4. Wpływ impedancji transformatora uziemiającego

4.5. Wpływ rezystancji uziemiającej w punkcie neutralnym na ustalone przepięcia ziemnozwarciowe

4.6. Praktyczna metoda składowych symetrycznych

5. Uproszczone metody obliczania wielkości ziemnozwarciowych

5.1. Wstęp

5.2. Schemat bez uwzględniania impedancji wzdłużnej linii

5.3. Schemat z uwzględnieniem impedancji wzdłużnej linii doziemionej

5.4. Wybrane wykresy i porównanie metod uproszczonych

6. Podstawy ochrony przed porażeniami

6.1. Uwagi wstępne

6.2. Powstawanie niebezpiecznych napięć rażeniowych

6.3. Określone uznane środki M

6.4. Zespolona instalacja uziemiająca

6.5. Czas trwania zwarcia doziemnego

7. Wymagania dla sieci i instalacji nn

7.1. Wprowadzenie

7.2. Wymagania ogólne

7.2.1. Sieć TN

7.2.2. Sieć TT

8. Ochrona przed porażeniami przy dotyku pośrednim w stacjach SN/nn

8.1. Stacja SN/nn jako obiekt szczególny

8.2. Skutki zwarcia po stronie SN

8.3. Prąd uziomowy a prąd ziemnozwarciowy

8.4. Znormalizowany algorytm projektowania instalacji uziemiającej ze względu na napięcie dotykowe rażeniowe

8.5. Stacja SN/nn bez rozdzielonych uziemień zasilająca sieć w systemie TN

8.6. Stacja SN/nn z rozdzielonymi uziemieniami zasilająca sieć w systemie TN

8.7. Stacja SN/nn zasilająca sieć w systemie TT

9. Ochrona przed porażeniami przy dotyku pośrednim w liniach SN

9.1. Uwagi wstępne

9.2. Algorytm oceny zagrożenia przy słupach bez aparatury łączeniowej

9.3. Wyjątki od algorytmu

9.4. Zmodyfikowane algorytmy oceny układu uziomowego słupów

9.4.1. Sieć o punkcie neutralnym uziemionym przez rezystor lub układem równoległym

9.4.2. Sieć z izolowanym punktem neutralnym, skompensowana lub z dekompensacją

9.5. Określenie rezystywności gruntu

9.6. Słup z aparaturą łączeniową

9.7. Słup z głowicą kablową

9.8. Wykonanie uziemień przy słupach betonowych

10. Asymetria sieci i określenie pojemnościowego prądu zwarcia doziemnego

10.1. Uwagi wstępne

10.2. Asymetria w sieci

10.3. Metody określania pojemnościowego prądu zwarcia

10.3.1. Przydatność

10.3.2. Obliczanie

10.3.3. Zwarcie pomiarowe

10.3.4. Miernik MPZ

10.3.5. Badanie krzywej rezonansowej w sieci z dławikiem zaczepowym

10.3.6. Regulator dławika

10.3.7. Metody bazujące na rzeczywistych zwarciach

11. Ogólne wiadomości o sposobach pracy punktu neutralnego sieci średnich napięć

11.1. Główne cechy sieci z nieskutecznie uziemionym punktem neutralnym

11.2. Uwarunkowania historyczne w Polsce

11.3. Ochrona przed porażeniami

11.4. Prąd graniczny gaszenia łuku

11.5. Nieustalone przepięcia ziemnozwarciowe

11.6. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe

11.7. Sposoby pracy p.n. rzadko stosowane w Polsce

11.8. Sieć o izolowanym p.n.

11.9. Sieć skompensowana

11.10. Sieć z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor

11.11. Układ równoległy dławika i rezystora

11.12. Właściwości szczegółowe

11.13. Wybór sposobu pracy punktu neutralnego

12. Rozwiązania techniczne dla poszczególnych sposobów pracy punktu neutralnego

12.1. Sieć skompensowana

12.2. Sieć o punkcie neutralnym uziemionym przez rezystor

13. Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa w sieciach średnich napięć

13.1. Wprowadzenie

13.2. Wyposażenie pól w zabezpieczenia i automatyki

13.3. Kody zabezpieczeń

13.4. Struktura sieci SN

13.5. Obliczanie prądów zwarciowych

13.6. Wytrzymałość zwarciowa transformatorów

13.7. Charakterystyki prądowo-czasowe zabezpieczeń nadprądowych

14. Zabezpieczenia przed skutkami przetężeń fazowych w polach rozdzielni SN

14.1. Wstęp

14.2. Pole liniowe

14.2.1. Schemat przyłączenia

14.2.2. Zabezpieczenie przed skutkami przeciążeń linii

14.2.3. Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne przed skutkami zwarć międzyfazowych

14.2.4. Zabezpieczenie nadprądowe zwarciowe

14.2.5. Zabezpieczenie przed skutkami załączenia linii na zwarcie

14.3. Pole łącznika szyn

14.3.1. Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne

14.3.2. Zabezpieczenie zwarciowe

14.4. Pole transformatora potrzeb własnych

14.4.1. Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne

14.4.2. Zabezpieczenie zwarciowe

14.5. Pole baterii kondensatorów

14.5.1. Wstęp

14.5.2. Wybrane definicje

14.5.3. Dobór zabezpieczeń

14.5.4. Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne przed skutkami przeciążeń

14.5.5. Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne

14.5.6. Zabezpieczenia nadnapięciowe

14.5.7. Zabezpieczenie podnapięciowe

14.5.8. Zabezpieczenie przed skutkami zwarć wewnętrznych baterii

14.5.9. Zabezpieczenie przed załączeniem nierozładowanej baterii

14.6. Pole strony SN transformatora zasilającego

14.6.1. Zabezpieczenie przed skutkami przeciążeń

14.6.2. Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne

14.6.3. Zabezpieczenie zwarciowe

14.7. Funkcje zapobiegające zbędnym zadziałaniom zabezpieczeń przed skutkami zwarć międzyfazowych po zamknięciu wyłącznika

15. Zabezpieczenia nadprądowe zwarciowe dla linii

15.1. Wprowadzenie

15.2. Dobór nastawy prądowej z punktu widzenia selektywności

15.3. Ochrona początkowego odcinka linii

15.4. Zagrożenia przy działaniu zabezpieczenia zwłocznego

15.5. Określenie wartości nastawczych z punktu widzenia zjawisk cieplnych przy przepływie prądu zwarciowego

15.6. Blokada SPZ od zadziałania I>>

15.7. Metodyka doboru nastawy

16. Inne zabezpieczenia i automatyki

16.1. Uwagi wstępne

16.2. Zabezpieczenie szyn zbiorczych

16.2.1. Zasada działania

16.2.2. Dobór nastaw

16.3. Lokalna rezerwa wyłącznikowa

16.4. Automatyka SPZ

16.5. Automatyka SZR

16.5.1. Uwagi wstępne

16.5.2. Układ pierwotny stacji

16.5.3. Sposób przyłączenia

16.5.4. Działanie

16.5.5. Nastawy

16.6. Automatyka SCO

17. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe

17.1. Zakres tematyki

17.2. Historia

17.3. Działanie na wyłączenie czy sygnalizację

17.4. Wyposażenie pól rozdzielni w zabezpieczenia ziemnozwarciowe

17.5. Współpraca i rezerwowanie zabezpieczeń ziemnozwarciowych

17.6. Automatyka wymuszania składowej czynnej lub biernej

17.7. Podstawa działania zabezpieczeń zerowoprądowych i admitancyjnych

17.8. Błędy układu zabezpieczeń wpływające na dobór nastaw

17.9. Dobór nastaw dla linii

17.9.1. Uwagi wstępne

17.9.2. Zabezpieczenie zerowoprądowe

17.9.3. Zabezpieczenie konduktancyjne

17.9.4. Zabezpieczenie admitancyjne

17.9.5. Zabezpieczenie susceptancyjne kierunkowe

17.9.6. Zabezpieczenie porównawczo-admitancyjne

17.9.7. Zabezpieczenia kierunkowe

17.9.8. Zerowonapięciowe zabezpieczenie autonomiczne i jako człony rozruchowe zabezpieczeń ziemnozwarciowych

17.9.9. Nastawy czasowe zabezpieczeń ziemnozwarciowych w polach liniowych

17.9.10. Uwarunkowania dla łączników w głębi sieci

17.10. Dobór nastaw w polu podłużnego łącznika szyn (łącznika sekcyjnego)

17.11. Dobór nastaw zabezpieczeń i automatyki AWSCz w polu transformatora uziemiającego

17.11.1. Uwagi wstępne

17.11.2. Sieć o p.n. uziemionym przez rezystor

17.11.3. Sieć skompensowana z dławikami zaczepowymi

17.11.4. Sieć skompensowana z dławikami regulowanymi

17.11.5. Zabezpieczenie różnicowe zerowoprądowe

17.12. Dobór nastaw zabezpieczeń w polu baterii kondensatorów równoległych (BKR)

17.13. Dobór nastaw zabezpieczeń w polu SN transformatora mocy 110 kV/SN

17.14. Dobór nastaw w polu pomiaru napięcia

17.15. Zakres wykrywanych rezystancji przejścia w miejscu zwarcia

17.16. Przyczyny nieprawidłowego działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych

18. Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa dla sieci ze źródłami lokalnymi

18.1. Wstęp

18.2. Rodzaje elektrowni lokalnych i sposoby przyłączeń

18.3. Wymagania ogólne

18.4. Zwarcia międzyfazowe

18.5. Zwarcia doziemne w sieci SN

18.6. Inne zabezpieczenia i automatyki

18.7. Linia bez odbiorców

18.8. Automatyka SZR

18.9. Wnioski

19. Przykłady obliczeniowe

Uwagi ogólne do przykładów

P.1. Dobór urządzeń w punkcie neutralnym sieci i wymagań dla uziemień (rezystor)

P.2. Dobór urządzeń w punkcie neutralnym sieci i wymagań dla uziemień (sieć napowietrzno-kablowa)

P.3. Dobór urządzeń w punkcie neutralnym sieci i wymagań dla uziemień (sieć napowietrzno-kablowa, dławik zaczepowy)

P.4. Dobór urządzeń w punkcie neutralnym sieci i wymagań dla uziemień (sieć napowietrzno-kablowa, dławik regulowany)

P5. Linia jednolita bez źródeł z zabezpieczeniem tylko na początku

P6. Linia jednolita bez źródeł zasilająca RS

P7. Linia jednolita bez źródeł, zasilająca RS przyłączoną do szyn współpracujących z EL

P8. Linia niejednorodna zasilająca na końcu odbiorcę wyposażonego w zabezpieczenie

P9. Linia jednolita z reklozerem w ciągu głównym

P10. Linia jednolita z reklozerem w odpływie

P11. Linia jednolita z dwoma reklozerami w ciągu głównym

P12. Linia z reklozerem zbyt blisko szyn zbiorczych

P13. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe w liniach sieci o izolowanym punkcie neutralnym. Przykład prosty.

P14. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe w liniach sieci o izolowanym punkcie neutralnym (przykład z komplikacjami)

P15. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe w liniach sieci o punkcie neutralnym uziemionym przez rezystor

P16. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe w liniach sieci o punkcie neutralnym uziemionym przez dławik z płynną regulacją

P17. Pole potrzeb własnych w sieci skompensowanej. Dławik zaczepowy

P18. Pole potrzeb własnych w sieci skompensowanej. Dławik zaczepowy

P19. Pole potrzeb własnych w sieci skompensowanej. Dławik z płynną regulacją

P20. Zabezpieczenia w polu SN transformatora 110 kV/SN i sprzęgła podłużnego

P21. Linia z odbiorcami i elektrownią wiatrową

P22. Zabezpieczenie szyn zbiorczych

P23. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe w reklozerach

Załącznik nr 1. Wybrane parametry elektryczne linii napowietrznych i kablowych

Załącznik nr 2. Obliczanie minimalnego prądu zwarcia międzyfazowego

Z2.1. Podstawy

Z2.2. Model matematyczny

Z2.3. Skala zjawiska

Z2.4. Analiza szczegółowa

Z2.5. Wnioski

Załącznik nr 3. Transformacja prądów zwarciowych

Literatura

Artykuły, książki, patenty

Normy

Katalogi, instrukcje, raporty

Przypisy

1
Wstęp

Publikacja dedykowana jest projektantom, operatorom sieci, ale i w pewnym zakresie studentom uczelni wyższych, chociaż jej tematyka nie jest ściśle związana z programem żadnego przedmiotu wykładowego.

Jest w niej zawarta moja wiedza nabyta przez połowę życia, a może nawet więcej. Dotyczy trzech zagadnień – wszystkie są związane z sieciami średnich napięć, chociaż fragment dotyczy także sieci niskiego napięcia, a niektóre zagadnienia można przenieść na sieci wysokiego napięcia. Te trzy zagadnienia to:

– sposoby pracy punktu neutralnego,

– ochrona przed porażeniami przy dotyku pośrednim,

– dobór nastaw zabezpieczeń.

W pewnym stopniu zagadnienia te przenikają się wzajemnie, ponieważ bardzo silny wpływ na ochronę przed porażeniami przy dotyku pośrednim ma sposób pracy punktu neutralnego, ale i zabezpieczenia ziemnozwarciowe. Z kolei sposób pracy punktu neutralnego ma wpływ na zabezpieczenia ziemnozwarciowe. Co prawda inne zabezpieczenia i automatyki elektroenergetyczne stanowią jakby odrębne zagadnienia, ale także wpływają na bezpieczeństwo sieci. W książce można znaleźć odniesienia do tak bardzo w ostatnich latach rozwijających się elektrowni lokalnych, głównie bazujących na energii odnawialnej, i do łączników w głębi sieci.

Materiały do książki gromadziłem podczas swojej 40-letniej pracy w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Poznańskiej, ale w dużej mierze już po przejściu na emeryturę. W większości są to materiały autorskie, niewiele zagadnień jest zaczerpniętych z literatury. Można bez przesady stwierdzić, że swój wkład, czasem bardzo skromny, ale zawsze istotny, wniosło pewnie około 100 osób, czasem nie zdając sobie z tego sprawy. Zawsze podkreślałem ważność spotkań z praktykami podczas seminariów i szkoleń, ponieważ zderzenie nauki i praktyki owocuje bardzo dobrymi wynikami. Zmusza naukowca do myślenia potrzebnego do rozwiązywania problemów technicznych. Dlatego dziękuję tym wszystkim bezimiennym osobom za wkład do tej książki.

Wyrażę też zdanie, że tego typu książka dla mnie nigdy nie będzie ukończona. Jeśli kogoś to dziwi, to proszę oprócz wrażenia autora, że zawsze można coś opisać lub rozwiązać lepiej, poprawniej, dochodzą ciągłe zmiany w normach i ich interpretacji, pojawiają się nowe materiały i konstrukcje. Wydaje się, że zabezpieczenia cyfrowe na dobre się zadomowiły w technice zabezpieczeń. Ale pojawiają się też nowe kryteria ich działania nie zawsze wykorzystywane w praktyce.

Dziękuję też tym wszystkim osobom, które namawiały mnie do podjęcia tej trudnej pracy lub też oczekiwały na jej efekty, przypominając o konieczności pisania. Podczas pracy na Politechnice współpracowałem z wieloma Koleżankami i Kolegami, których wkład w tę książkę jest niewątpliwy i znaczący.

Książka, oprócz kilkunastu rozdziałów dotyczących jej głównej tematyki, zawiera część dotyczącą definicji, załączniki z tablicami oraz załączniki związane z obliczaniem prądów zwarciowych. Tematyka prądów zwarciowych została przerzucona poza główny tekst, ponieważ jest pomocnicza w stosunku do zabezpieczeń, jednak bardzo przydatna i podawana nieco w innym ujęciu niż w przypadku doboru aparatury elektrycznej.

Jest także część dotycząca obliczania różnymi metodami prądów ziemnozwarciowych, ponieważ są niezbędne zarówno przy obliczaniu nastaw zabezpieczeń przed skutkami zwarć z ziemią, jak i przy ochronie przed porażeniami.

Na końcu książki jest seria ponad 20 przykładów obliczeniowych, które zostały przygotowane na podstawie prac wykonywanych głównie dla energetyki zawodowej. Te przykłady mogą się przydać Czytelnikom, którzy rozpoczynają pracę w tej dziedzinie.

Nie ma książek doskonałych, zawsze znajdą się jakieś uchybienia. Jeśli ktoś takowe znajdzie, to bardzo proszę o nadesłanie swoich uwag na adres

witold.hoppel@alpines.pl.

6
Podstawy ochrony przed porażeniami

6.1. Uwagi wstępne

Są to zagadnienia obecnie dobrze rozpoznane zarówno w dokumentach normalizacyjnych, jak i literaturze [19, 20, 34]. Dlatego tutaj zostaną omówione tylko wybrane zagadnienia, które mają istotny związek z sieciami o nieskutecznie uziemionym punkcie neutralnym.

Skutki oddziaływania prądu elektrycznego zależą od wielu czynników, przy czym podstawowe z nich to:

a) rodzaj prądu elektrycznego (stały, przemienny i ewentualnie wartość częstotliwości),

b) natężenie prądu,

c) czas rażenia,

d) droga rażenia,

e) indywidulane cechy organizmu (wiek, choroby, masa ciała),

f) pora dnia, kiedy nastąpiło rażenie.

Czynniki wymienione w punktach (a)–(d) można zwymiarować. Czynniki w punktach (e)–(f) są niewymierne, chociaż na przykład zabawki są objęte szczególnymi zasadami, bo dzieci są mniej odporne na oddziaływanie prądu. Niektórzy badacze zauważają, że skutki rażenia mogą być zależne od pory dnia związanej z aktywnością człowieka. Ale można było spotkać się z bardziej egzotycznymi teoriami, które próbowały wykazać zależność skutków rażenia od układu planet czy punktu wpływu prądu w rozumieniu podobnym, jak dla akupunktury i znajdowaniem skutków w narządach związanych z punktem na powierzchni ciała.

W niniejszej pracy rozpatrywać się będzie tylko przypadki, kiedy rażenie jest wywołane przez prąd przemienny o częstotliwości 50 Hz (dla 60 Hz skutki są takie same). Droga rażenia przyjęta w urządzeniach o napięciu powyżej 1 kV to ręka–stopy, co jest przypadkiem najczęstszym, a w urządzeniach o napięciu do 1 kV ręka–stopy lub ręka–ręka. Pewne uwagi odnośnie do ochrony w urządzeniach elektrycznych o napięciu powyżej 1 kV będą odnoszone do rażenia na drodze stopa–stopa.

Omawiane będą problemy wyłącznie przy rażeniu pośrednim nazywanym też rażeniem przy uszkodzeniu, ponieważ podstawowym warunkiem jego powstania jest wystąpienie uszkodzenia w sieci. To uszkodzenie w sieciach powyżej 1 kV, które wywołuje zagrożenie porażeniowe, jest zawsze zwarciem z udziałem ziemi, przy czym może to być zwarcie podwójne doziemne lub wielofazowe z udziałem ziemi. W sieci nn można wykazać, że zagrożenie przy dotyku pośrednim może pojawić się nie tylko przy zwarciu doziemnym, ale także przy samym przerwaniu przewodu PEN lub PE.

Do zagadnień o charakterze ogólnym można zaliczyć także problem zespolonej instalacji uziemiającej i ustalenie czasu trwania zwarcia doziemnego.

6.2. Powstawanie niebezpiecznych napięć rażeniowych

Mechanizm powstawania napięć na powierzchni gruntu lub na częściach przewodzących dostępnych pokazany jest na rysunku 6.1. Pojęcie „napięcie rażeniowe” w niniejszym tekście jest używane wspólnie do napięć: dotykowego rażeniowego, dotykowego spodziewanego, krokowego rażeniowego i krokowego spodziewanego, bez rozróżniania szczegółowo, o które z nich chodzi.

Jeśli przez część przewodzącą dostępną uziemioną rezystancją RE płynie prąd uziomowy IE, to powstaje na niej napięcie uziomowe o wartości

UE = IERE,

(6.1)

przy czym rezystancja RE nie musi być związana ze specjalnie wykonanym uziomem sztucznym, ale może być naturalną rezystancją wynikającą z umieszczenia elementów przewodzących w gruncie, np. zbrojenia. Człowiek, dotykając części przewodzącej dostępnej i stojąc w odległości 1 m od niej (tak wynika z norm), poddaje się oddziaływaniu napięcia dotykowego spodziewanego UST, które jest częścią napięcia uziomowego

,

(6.2)

gdzie:

αST – współczynnik dotykowy.

Człowiek idący w pobliżu miejsca spływu prądu uziomowego do gruntu zostanie poddany oddziaływaniu napięcia krokowego spodziewanego USS (pojęcie i oznaczenie nie jest definiowane przez normy).

Współczynnik αST może przyjmować wartości z zakresu 0–1, a jego wartość zależy od ukształtowania uziomu. Wartości zbliżone do 1 wystąpią przy tzw. wyizolowaniu się słupa, a rzędu 0,8–0,9 przy słupie niewyposażonym w uziom sztuczny. Współczynnik równy 0 jest teoretycznie możliwy w przypadku, gdy wokół słupa zostanie położona przewodząca płyta połączona z nim galwanicznie. Przy zastosowaniu uziomów kratowych wartości tego współczynnika są rzędu 0,1–0,4 i zależą głównie od gęstości rozmieszczenia elementów kraty.

Rys. 6.1. Powstawanie napięć rażeniowych na powierzchni gruntu i na częściach przewodzących dostępnych

Obecnie w zasadzie nie analizuje się napięć krokowych z dwóch względów:

– ludzie są bardziej odporni na napięcie krokowe (mniej więcej dwukrotnie),

– z praktyki wynika, że jeśli na obiekcie spełnione są warunki dla napięć dotykowych, spełnione są i dla krokowych – oraz odwrotnie – jeśli nie są spełnione dla dotykowych, to i nie są spełnione dla krokowych.

Powyżej podano, że ludzie są mniej więcej dwukrotnie bardziej odporni na rażenie na drodze stopa–stopa niż ręka–stopy, jak do tej pory przyjmowano. W najnowszym raporcie IEC 60479-1 z 2005 r. podano, że współczynnik prądu serca na drodze lewa stopa–prawa stopa wynosi tylko 0,04. Z tego wniosek, że raport ten podaje 25 razy większą odporność serca na rażenie tą drogą niż na drodze lewa ręka–prawa ręka. Trudno obiektywnie ocenić tę nową wartość współczynnika, ponieważ w poprzedniej wersji raportu nie było jej wcale.

Analizę napięć krokowych należy wykonać w pewnych wyjątkowych przypadkach – skrajnym przykładem jest podana wyżej płyta przewodząca leżąca przy słupie, co jest wyłącznie przypadkiem teoretycznym.

Kojarząc ze sobą wzory (6.1) i (6.2), otrzymuje się zależność

.

(6.3)

Dalsza analiza wymaga wprowadzenia schematu zastępczego obwodu rażenia, który jest pokazany na rysunku 6.2, przy czym w normach występują tylko elementy Ra i ZB. Na tym rysunku są następujące oznaczenia:

ZB – impedancja ciała człowieka,

Rp – rezystancja przejścia na drodze ręka–dotykany element (przeważnie część przewodząca dostępna, ale może być obca),

Ra – rezystancja dodatkowa

,

(6.4a)

przy czym:

Ra1 – na przykład rezystancja obuwia,

Ra2 – rezystancja stanowiska w Ω, którą przyjmuje się równą 1,5ρE,

,

(6.4b)

przy czym ρE jest zdefiniowane jako rezystywność gruntu w pobliżu powierzchni stanowiska w Ωm.

Pojęcie „rezystywność gruntu w pobliżu powierzchni stanowiska” jest bardzo nieprecyzyjne. Wątpliwości budzi nawet słowo „grunt”, ponieważ może to być asfalt, tłuczeń czy kostka brukowa. Jeśli jest to grunt typu ziemia czy piasek, to zupełnie nie wiadomo, jak grubą jego warstwę gruntu wziąć do analizy.

Impedancja ciała człowieka przyjmowana do analiz podana jest w tablicach 6.1 i 6.2. Zwraca uwagę dość duża różnica sięgająca 25% dla dużych wartości napięć dotykowych rażeniowych według różnych dokumentów. Większość obowiązujących norm, w tym często wspominane w dalszych rozdziałach normy [N2, N4], bazuje na impedancji ciała człowieka podanej w tablicy 6.1, której pierwotnym źródłem jest raport techniczny IEC nr 479-1 z 1994 r. przetłumaczony na język polski „Skutki działania prądu na ludzi i zwierzęta domowe. Część 1: Aspekty ogólne”. Natomiast nowsze normy, np. [N5], bazują już na tablicy 6.2 pochodzącej z nowszej wersji angielskiej raportu IEC TS 60479-1 z 2005 r. pod tytułem „Effects of current on human beings and livestock”. Do obliczeń w normach używa się środkowych kolumn dotyczących 50% populacji. Impedancja ciała człowieka przy drodze rażenia ręka–stopa jest równa impedancji przy drodze rażenia ręka–ręka. Natomiast do obliczeń w urządzeniach o napięciu powyżej 1 kV używa się wartości przemnożonych przez współczynnik 0,75, ponieważ przyjmuje się w nich drogę rażenia ręka–dwie stopy.

Tablica 6.1. Całkowita impedancja ciała człowieka ZB przy przepływie prądu przemiennego 50/60 Hz na drodze ręka–ręka i dla dużej powierzchni dotyku na podstawie IEC 479-1 z 1994 r.

Napięcie dotykowe rażeniowe UT w V

Wartości impedancji (w Ω), których nie przekracza odpowiednia część populacji

5%

50%

95%

25

1750

3250

6100

50

1450

2625

4375

75

1250

2200

3500

100

1200

1875

3200

125

1125

1625

2875

220

1000

1350

2125

700

750

1100

1550

1000

700

1050

1500

Wartość asymptotyczna

650

750

850

Tablica 6.2. Całkowita impedancja ciała człowieka ZB przy przepływie prądu przemiennego 50/60 Hz na drodze ręka–ręka i dla dużej powierzchni dotyku na podstawie IEC 60479-1 z 2005 r.

Napięcie dotykowe rażeniowe UT w V

Wartości impedancji (w Ω), których nie przekracza odpowiednia część populacji

5%

50%

95%

50

1750

3250

6100

75

1375

2500

4600

100

1125

2000

3600

125

990

1725

3125

150

900

1550

2675

175

850

1400

2350

200

825

1325

2175

225

800

1275

2050

400

775

1225

1900

500

700

950

1275

700

625

850

1150

1 000

575

775

1050

Wartość asymptotyczna

575

775

6100

Niestabilność wartości impedancji ciała człowieka w zależności od czasu wykonywania analiz, przyjmowanie różnego prawdopodobieństwa oraz duża zależność od napięcia rażenia wskazują, jak złożonym zjawiskiem jest rażenie człowieka prądem elektrycznym i jak trudno przewidzieć jego skutki oraz przyjąć do analiz określone wartości różnych wielkości charakterystycznych. Można też wysnuć wniosek, że nadzwyczajna dokładność analiz kryteriów ochrony przed porażeniami nie jest konieczna. Występuje jeszcze wiele dodatkowych czynników zmieniających wrażliwość człowieka na rażenie określonym napięciem.

Dalsza analiza obwodu rażenia prowadzi do zależności

(6.5)

i na tej podstawie można wykazać, że natężenie prądu, od którego zależą skutki rażenia, można ograniczyć przez:

a) poprawienie rozkładu potencjału przy stanowisku, czyli zmniejszenie współczynnika αST,

b) zmniejszenie rezystancji uziemienia RE, przy czym należy zauważyć, że może to być powiązane ze zmniejszeniem także αST – zależy to od zastosowanego sposobu,

c) ograniczenie prądu uziomowego IE, który jest proporcjonalny do Ik1, a czasem jemu równy – jest tutaj silny związek ze sposobem pracy punktu neutralnego sieci,

d) zwiększenie rezystancji Rp oraz Ra.

Jeśli zależność (6.5) pomnożyć dwustronnie przez ZB, to otrzyma się:

oraz dalej

UT = αSTαTIERE,

(6.6)

gdzie:

UT – napięcie dotykowe rażeniowe,

αT – współczynnik rażeniowy, który określa, jaka część napięcia dotykowego spodziewanego stanowi napięcie dotykowe rażeniowe.

Współczynnik ten jest określony zależnością

(6.7)

i może przyjmować wartości od 0 do 1. Jeśli przyjąć, że ZB w określonych warunkach ma wartość stałą, to przy wielkich wartościach Rp i Ra współczynnik ten dąży do zera.

Większość wymienionych sposobów ograniczenia prądu rażeniowego mieści się w uznanych środkach M, które będą jeszcze omawiane.

W zależności (6.5) jest pewne uproszczenie – prąd uziomowy IE jest częścią lub czasem całością prądu ziemnozwarciowego Ik1, a ten jest funkcją rezystancji przejścia w miejscu zwarcia, w skład której wchodzi rezystancja uziemienia. W dowolnej sieci zawsze zachodzi

IERE ≤ ULN,

gdzie:

ULN – robocze napięcie fazowe sieci.

Wymienione w punkcie (d) zwiększanie rezystancji Rp polega na malowaniu powierzchni przewodzących farbami elektroizolacyjnymi lub stosowaniem materiałów nieprzewodzących na powierzchniach, które mogą być dotknięte i na których mogą pojawić się podczas uszkodzenia niebezpieczne napięcia. Zwiększanie Ra2 polega także na zastosowaniu na powierzchni gruntu słabo przewodzących materiałów, jak np. tłuczeń czy asfalt.

Z rysunku 6.2 wynika, że napięcie dotykowe rażeniowe to

(6.8a)

i jest to najbardziej czytelne kryterium dla ochrony przed porażeniami, ponieważ

.

(6.8b)

Rys. 6.2. Obwód rażeniowy z uwzględnieniem rezystancji ciała człowieka

Przy stałej impedancji (w zasadzie rezystancji) ciała człowieka skutki rażenia zależą tylko od napięcia rażeniowego dotykowego. Ściśle biorąc, impedancja ciała człowieka jest nieliniowa i przyjmuje się, że dla 50% populacji maleje do 1000 Ω przy napięciu dotykowym rażeniowym powyżej 1000 V. Najnowszy raport IEC sugeruje, że maleje aż do 775 Ω.

Tablica 6.3. Dopuszczalne napięcia dotykowe rażeniowe w zależności od czasu zwarcia tF

Lp.

Czas przepływu prądu rażeniowego

UTp w V wg normy [N5]

UTp w V wg normy [N2]

1

0,10

660

660

2

0,15

570

600

3

0,20

500

550

4

0,25

440

460

5

0,30

380

410

6

0,35

330

350

7

0,40

280

310

8

0,45

250

250

9

0,50

240

220

10

0,60

170

180

11

0,70

140

150

12

0,80

130

130

13

0,90

120

120

14

1

110

110

15

2

88

90

16

5

81

80

17

10 i więcej

75

80

Dlatego kryterium napięcia dotykowego rażeniowego jest w ochronie przed porażeniami najważniejsze, najbardziej komunikatywne i jest nazywane także kryterium pierwotnym, ponieważ z niego są wyprowadzane wszystkie inne kryteria związane z oceną napięcia dotykowego spodziewanego, napięcia uziomowego oraz rezystancji uziemienia. Na rysunkach 6.3 i 6.4 pokazano krzywe, a w tablicy 6.3 podano wartości dopuszczalnych napięć dotykowych rażeniowych według dwóch norm [N2, N5] w zależności od czasu rażenia. W normie [N5] podpis pod krzywą brzmi „Dopuszczalne napięcie dotykowe”, ale można się domyślić, że chodzi o napięcie dotykowe rażeniowe. W tablicy pominięto czasy krótsze od 0,1 s, ponieważ ich osiągnięcie w urządzeniach o napięciu powyżej 1 kV jest niemożliwe. Czytelnik proszony jest o rozstrzygnięcie, która z krzywych jest przyjmowana w aktualnym stanie prawnym. W momencie pisania tego tekstu według PKN normą aktualną jest [N5], a według rozporządzenia ministra jeszcze obowiązuje norma [N2], ponieważ jest normą tzw. powołaną. Sytuacja prawna może ulec w każdej chwili korekcie przez powołanie normy [N5], co należy przeanalizować we własnym zakresie.

Rys. 6.3. Zależność największego dopuszczalnego napięcia dotykowego (rażeniowego) UTp od czasu rażenia t wg [N5]

Rys. 6.4. Zależność największego dopuszczalnego napięcia dotykowego rażeniowego UTp od czasu rażenia t wg [N2]

6.3. Określone uznane środki M

Środki te mogą być stosowane w różnych sytuacjach i wspomagać główny środek ochrony w urządzeniach o napięciu powyżej 1 kV, jakim jest uziemienie ochronne [N2, N5]. Zakres ich zastosowania podano w tablicy 6.4. Większość wymienionych środków jest przeznaczona dla stacji pracujących w sieciach ze skutecznie uziemionym punktem neutralnym, gdzie wartości prądu jednofazowych zwarć z ziemią prawie zawsze przekraczają 1000 A, a sięgają nawet 20 kA.

Ocena środków wskazuje, że powiązane są zawsze z wpływem następujących parametrów we wzorze (6.5):

– współczynnika dotykowego αT, co przeważnie wiąże się z pewnym zmniejszaniem również rezystancji RE, ale zależy to konkretnej konfiguracji uziomu stacji, w bardzo rozległych układach uziomowych umieszczenie np. środka M 1.2 przy konkretnym stanowisku ma wpływ nieznaczny, dotyczy to także np. środka M 3.2,

– rezystancji przejścia do ręki Rp (np. środki M 1.1, M 2.1),

– rezystancji stanowiska Ra2 (np. M 1.3).

Należy zauważyć, że w stacjach SN/nn bez rozdzielenia uziomu ochronnego i funkcjonalnego zasilających sieci TN potrzeba stosowania środków M jest praktycznie zerowa, ponieważ decydujące jest inne kryterium. Oczywiście wprowadzenie niektórych z nich pozytywnie wpływa na bezpieczeństwo, bo fizyczny dostęp ludzi do takich stacji jest prawie nieograniczony.

Tablica 6.4. Zakres zastosowania określonych uznanych środków M, pozwalających ograniczyć napięcia dotykowe rażeniowe do wartości UTp [N2, N5]

Czas doziemienia tF

Napięcie uziomowe UE

Na zewnętrznych ścianach i ogrodzeniach otaczających instalacje

Na terenie instalacji

instalacje wnętrzowe

instalacje napowietrzne, na zewnątrz budynków

tF > 5 s

UE ≤ 4UTp

M 1 lub M 2

M 3

M 4.1 lub M 4.2

UE > 4UTp

Sprawdzić, czy UT ≤ UTp

M 3

M 4.2

tF ≤ 5 s

UE ≤ 4UTp

M 1 lub M 2

M 3

M 4.2

UE > 4UTp

Sprawdzić, czy UT ≤ UTp

Środkom uzupełniającym M przypisano numery składające się z dwóch cyfr oddzielonych kropką. Pierwsza cyfra (1, 2, 3, 4) oznacza miejsce zastosowania środka M:

1– na zewnątrz ścian budynku rozdzielni wnętrzowej,

2 – na zewnątrz ogrodzenia rozdzielni napowietrznej,

3 – w rozdzielniach wnętrzowych,

4 – w rozdzielniach napowietrznych.

M 1: Określone uznane środki uzupełniające na zewnątrz budynków instalacji wnętrzowych:

M 1.1: Wykonanie zewnętrznych ścian z materiałów nieprzewodzących (np. ścian murowanych lub z drewna) i unikanie metalowych uziemionych części, które można dotknąć z zewnątrz.

M 1.2: Wyrównanie potencjałów przez zastosowanie uziomu poziomego ułożonego na głębokości najwyżej 0,5 m, na zewnątrz ściany, w odległości około 1 m od niej, i połączonego z układem uziomowym.

M 1.3: Zastosowanie izolacji stanowiska obsługi. Warstwy z materiału izolacyjnego powinny mieć odpowiednie rozmiary, tak aby nie było możliwe dotknięcie ręką uziemionych części przewodzących spoza izolowanej warstwy.

Jeżeli dotknięcie części uziemionych jest możliwe tylko z kierunku bocznego, to wystarczająca jest warstwa izolacyjna o szerokości 1,25 m.

Izolacja stanowiska obsługi uważana jest za wystarczającą w następujących przypadkach:

– warstwa tłucznia, której grubość wynosi co najmniej 100 mm,

– warstwa asfaltu na odpowiednim podłożu (np. na żwirze),

– pokrycie izolacyjne (w [N5] występuje pojęcie „mata izolacyjna”) o minimalnej powierzchni 1000×1000 mm i grubości przynajmniej 2,5 mm lub środek zapewniający równoważną izolację.

M 2: Określone uznane środki uzupełniające przy zewnętrznych ogrodzeniach instalacji napowietrznych (na zewnątrz budynków):

M 2.1: Zastosowanie ogrodzenia z materiału nieprzewodzącego lub siatki drucianej pokrytej tworzywem sztucznym (również z gołymi przewodzącymi słupkami).

M 2.2: W przypadku ogrodzenia wykonanego z materiału przewodzącego zastosowanie sterowania potencjału za pomocą połączonego z ogrodzeniem uziomu poziomego ułożonego na zewnątrz ogrodzenia w odległości około 1 m i na głębokości najwyżej 0,5 m. Alternatywnym rozwiązaniem jest połączenie ogrodzenia z uziomem stacji (patrz także określony uznany środek M 2.4).

M 2.3: Zastosowanie równocześnie izolacji stanowiska obsługi wykonanej zgodnie z opisem środka M 1.3 i uziemienie ogrodzenia, albo połączenie z układem uziemiającym w sposób zgodny z wymaganiami zawartymi w załączniku normatywnym F (wyjaśnienie w dalszej części rozdziału).

M 2.4: Jeżeli bramy w zewnętrznym ogrodzeniu są połączone z układem uziemiającym bezpośrednio lub poprzez przewody ochronne lub metalową powłoką kabla instalacji dzwonkowej itp., to na terenie przylegającym do otwartych (prawdopodobny błąd normy, chodzi o bramy otwierane) bram należy zastosować wyrównywanie potencjałów lub izolację stanowiska według opisu uznanego określonego środka.

M 1.3: Jeżeli bramy w przewodzącym ogrodzeniu połączonym z oddzielnym uziomem mają być połączone z głównym układem uziemiającym, to bramy te powinny być odizolowane od przewodzących części ogrodzenia w sposób, który zapewnia elektryczną separację na długości co najmniej 2,5 m. Może to być zrealizowane przez zastosowanie sekcji ogrodzenia wykonanych z materiału nieprzewodzącego lub przez zastosowanie przewodzącego ogrodzenia ze wstawkami izolacyjnymi na obu końcach. Należy zwrócić uwagę na zapewnienie elektrycznej separacji w przypadku pełnego otwarcia bram.

M 3: Określone uznane środki ochrony w instalacjach wnętrzowych:

M 3.1: Wyrównywanie potencjałów przez wykonanie w fundamentach budynków kratowego układu uziomowego (np. o przekrojach przewodów co najmniej 50 mm² i oczkach kraty o szerokości nieprzekraczającej 10 m lub zastosowanie konstrukcyjnych siatek stalowych) i połączenie go z układem uziemiającym co najmniej w dwóch różnych miejscach.

Jeżeli zbrojenie stalowe jest również wykorzystywane do odprowadzenia prądów doziemnych, to należy sprawdzić na drodze obliczeń jego obciążalność prądową.

Jeżeli są wykorzystywane stalowe siatki budowlane, to sąsiednie siatki powinny być wzajemnie połączone przynajmniej w jednym miejscu, a wszystkie siatki połączone razem z instalacją uziemiającą co najmniej w dwóch różnych miejscach.

W istniejących budynkach można zastosować uziomy poziome, które powinny być ułożone w gruncie w pobliżu zewnętrznych ścian i połączone z układem uziemiającym.

M 3.2: Wykonanie stanowisk obsługi z metalu (np. w postaci metalowej kraty lub płyty) i połączenie ze wszystkimi częściami metalowymi, które powinny być uziemione, i które mogą być dotknięte ze stanowisk obsługi.

M 3.3: Izolowanie od napięcia uziomowego stanowisk obsługi według opisu określonego uznanego środka M 1.3. Metalowe części, które powinny być uziemione i które mogą być równocześnie dotknięte, ze stanowisk obsługi muszą być wzajemnie połączone w celu wyrównania ich potencjałów.

M 4: Określone uznane środki w instalacjach napowietrznych:

M 4.1: Na stanowiskach obsługi:

Wyrównanie potencjałów przez uziom poziomy ułożony w gruncie na głębokości około 0,2 m w odległości około 1 m od obsługiwanych urządzeń elektrycznych. Taki uziom poziomy powinien być połączony ze wszystkimi metalowymi częściami, które należy uziemić i które mogą być dotknięte ze stanowiska roboczego,

lub

wykonanie stanowisk obsługi z metalu (np. w postaci metalowej kraty lub metalowej płyty) i połączenie z metalowymi częściami, które powinny być uziemione i mogą być dotknięte ze stanowiska roboczego,

lub

izolowanie stanowiska zgodnie z opisem środka M 1.3; metalowe części, które powinny być uziemione i które mogą być jednocześnie dotknięte, ze stanowisk roboczych należy wzajemnie połączyć połączeniami wyrównawczymi.

M 4.2: Ułożenie na zewnątrz kratowego układu uziomowego, instalacji uziemiającej rozdzielni (stacji), zamkniętego uziomu otokowego. Wewnątrz tego zamkniętego otoku, oczka kraty układu uziomowego nie powinny mieć wymiarów większych od 10×50 m. Dla pojedynczych części instalacji, które są zlokalizowane na zewnątrz uziomu otokowego i które są połączone z instalacją uziemiającą rozdzielni (stacji) należy stosować uziom wyrównujący potencjały ułożony w odległości około 1 m i na głębokości około 0,2 m (np. wokół słupów oświetleniowych, które są połączone z układem uziemiającym stacji za pomocą przewodu ochronnego).

6.4. Zespolona instalacja uziemiająca

Definicja zespolonej instalacji uziemiającej (ZIU) w [N2] jest następująca:

Równoważny układ uziemiający, utworzony przez wzajemnie połączenie lokalnych instalacji uziemiających, który dzięki bliskości instalacji uziemiających zapewnia, że nie występują wówczas niebezpieczne napięcia dotykowe. Rozwiązanie to prowadzi do takiego rozpływu prądu zwarcia doziemnego, który powoduje obniżenie napięcia uziomowego w lokalnej instalacji uziomowej i kształtuje prawie ekwipotencjalną powierzchnię.

W normie [N5] definicja jest bardzo podobna:

Równoważna instalacja uziemiająca utworzona przez wzajemne połączenie lokalnych instalacji uziemiających, która dzięki bliskości instalacji uziemiających zapewnia, że nie występują niebezpieczne napięcia dotykowe.

Definicje te ani nie precyzują sposobu określenia, czy dany układ instalacji uziemiających można zakwalifikować jako ZIU, ani nie określa kryteriów przynależności poszczególnych instalacji uziemiających do ZIU. Wydaje się, że do momentu pisania tego tekstu precyzyjne ustalenia na ten temat nie zapadły.

W nowszej normie [N5] pojawia się załącznik próbujący wyjaśnić jej zasadę. Głównym sformułowaniem tego wyjaśnienia jest zdanie, że nie ma prostej zasady zidentyfikowania ZIU. Dość wyraźnie podaje się, że kryterium nie może być oparte na wartości rezystancji uziemienia, nawet jeśli jest ona mała. W tych wyjaśnieniach jest wiele przynajmniej niejasnych sformułowań. Podaje się, że korzystne są małe wartości prądów ziemnozwarciowych i duże rezystywności wierzchniej warstwy gruntu, bo zwiększają rezystancję stanowiska. Wspomina się o wpływie czasu trwania zwarcia. Analizy wykazują, że kwalifikację do ZIU można uzależniać od wartości prądu ziemnozwarciowego, co tylko komplikuje analizę. Na kwalifikację wpływa także wspomniany czas zwarcia, chociaż jego wartość po prostu wpływa na zagrożenie porażeniowe. Pewne wyobrażenie dają podane przykłady, kiedy można stwierdzić, że stacja jest przyłączona do ZIU:

– stacja zasila centrum miasta lub gęsto zabudowane obszary,

– w pobliżu jest dużo innych stacji,

– stacja znajduje się na terenie rozbudowanego obszaru przemysłowego,

– stacja jest położona na terenach podmiejskich o gęstej zabudowie z dużą liczbą rozproszonych uziemień połączonych ze sobą, np. przy złączach kablowych.

Interesujące podejście do kwalifikacji ZIU podano w pracy [20]. Definicja jest następująca:

Układ utworzony przez połączenie lokalnych instalacji uziemiających wysokiego napięcia (U > 1 kV) i instalacji uziemiających niskiego napięcia, które spełniają następujące wymagania:

1. Wypadkowe napięcia uziomowe połączonych instalacji uziemiających UEnie przekraczają dwukrotnej wartości największej dopuszczalnej wartości napięcia dotykowego rażeniowego UTp(UE ≤ 2UTp).

2. Lokalne instalacje uziemiające wysokiego napięcia powinny mieć typowe uziomy poziome stosowane w ochronie przy dotyku pośrednim (przy uszkodzeniu), tj. uziomy otokowe (gdy instalacja zajmuje niewielki teren) lub uziomy kratowe (gdy instalacja zajmuje duży teren).

3. Wzajemna odległość połączonych lokalnych instalacji uziemiających nie przekracza kilku kilometrów, np. są zlokalizowane na terenie osiedla, na terenach przemysłowych lub handlowych.

4. Lokalne instalacje uziemiające niskiego napięcia połączone z uziemieniami stacji powinny spełniać wymagania norm N-SEP-E-001 oraz PN-E-05115, dopuszczające łączenie instalacji uziemiających niskiego napięcia z instalacjami uziemiającymi wysokiego napięcia.

5. Połączenia między lokalnymi instalacjami uziemiającymi powinny być trwałe, tzn. nie przewidziano ich rozłączania w czasie normalnej eksploatacji, a przy przerywaniu ich ciągłości w czasie prac konserwacyjnych i remontowych jest przewidziane połączenie rezerwowe.

Przyłączając do zespolonej instalacji uziemiającej kolejną lokalną instalację uziemiającą wysokiego napięcia należy sprawdzić, czy ta ostatnia spełnia warunki wymienione w definicji zespolonej instalacji uziemiającej. Przy sprawdzaniu warunku 1 można przyjąć wartość napięcia uziomowego ustaloną wcześniej dla zespolonej instalacji uziemiającej.

Trzeba zauważyć, że warunek 1 jednak powoduje uzależnienie kwalifikacji ZIU od prądu ziemnozwarciowego sieci, z której jest zasilane urządzenie elektryczne.

Inna opinia z pracy [37]: Najwyraźniej chodzi o instalację zajmującą duży teren (np. co najmniej 10 km² ), na którym są połączone ze sobą wszelkie uziomy (w większości mające charakter uziomów wyrównawczych, poziomych), w tym co najmniej 20 lokalnych uziemień stacyjnych, przy czym sąsiednie uziemienia lokalne są blisko siebie w sensie elektrycznym, co oznacza, że największa dopuszczalna odległość między nimi powinna być uzależniona od wypadkowej konduktancji łączących je przewodów.

Nie ulega wątpliwości, że ZIU stanowią centra miast i tereny przemysłowe. Ale już wyznaczanie minimalnej powierzchni jest ryzykowne. Przykład: zakład przemysłowy z długimi rurociągami i siecią z kilkoma stacjami SN/nn, wieloma budynkami ze zbrojonymi fundamentami. Wydaje się, że nawet jeśli ma rozmiar tylko np. 0,5 km na 1 km, albo jeszcze mniej, jest to ZIU.

Wątpliwości wokół ZIU nie uda się łatwo wyjaśnić. W każdej z przytoczonych definicji jest wiele słusznych założeń, ale można także zgłosić wątpliwości.

Przykłady:

Uzależnienie od wartości napięcia uziomowego lub występujących różnic napięć prowadzi wprost do związku z wartością prądu ziemnozwarciowego – dla mniejszych jego wartości pewien obszar jest ZIU, a dla większych – nie. Autor wyraża subiektywny pogląd, że wymagania dla stacji o górnym napięciu wyższym niż 36 kV nie powinny być związane z ZIU i zawsze należy wykonać uziemienia ochronne lub zastosować środki M. Przynależność do ZIU powinna tylko zwalniać z pewnych wymagań, jeśli dotyczą sieci SN i nn.

Definicja z [37] w pewien sposób ocenia gęstość rozmieszczenia lokalnych instalacji uziemiających, ich ogólną minimalną liczbę i ocenę wzajemnych połączeń, co wydaje się kierunkiem słusznym.

Można założyć, że centra miast (może dobra jest proponowana minimalna powierzchnia 10 km²) zawsze stanowią ZIU i dopracować kryteria przynależności lokalnych instalacji uziemiających, które znajdują się w obszarze wątpliwym co do przynależności do centrum miasta, do ZIU. Ta ocena mogłaby być oparta na założeniu, że takie połączenia (raczej tylko należy brać pod uwagę linie kablowe) są przynajmniej dwa, a ich impedancja wzdłużna nie przekracza pewnej określonej wartości.

6.5. Czas trwania zwarcia doziemnego

Czas ten jest różnie nazywany – czasem jak w tytule, rzadziej czasem trwania zakłócenia czy utrzymywania się zagrożenia porażeniowego, napięcia rażeniowego lub zakłóceniowego. Jednak zawsze jest to czas od momentu wystąpienia zwarcia doziemnego do momentu jego wyłączenia, przy czym nieco inaczej jest to pojmowane w liniach z automatyką SPZ.

Czas ten definiowany jest zależnością

,

(6.9)

w której:

tF – czas trwania zakłócenia,

tzab – czas zadziałania zabezpieczenia podstawowego,

tww – czas własny wyłącznika przy wyłączaniu.

W sieciach skompensowanych wyposażonych w AWSCz dochodzi do tego czas oczekiwania na załączenie tej automatyki tAWSCz, czyli

.

(6.10)

Dla czytelników niezorientowanych w tematyce zabezpieczeniowej podaje się, że automatyka wymuszania składowej czynnej (w skrócie AWSCz lub czasem AWSC, obydwa skróty są używane) służy do umożliwienia działania zabezpieczeniom konduktancyjnym, porównawczo-admitancyjnym i kierunkowym czynno-mocowym (czyli o kącie charakterystycznym 0°) w sieciach skompensowanych. Dokładniejszy opis zamieszczono w podrozdziale 17.10.

Warto zwrócić uwagę na wyraźny zapis w normach, że do oceny zagrożenia porażeniowego bierze się pod uwagę czas zabezpieczeń podstawowych, a nie rezerwowych. Jest to wynikiem oceny prawdopodobieństwa porażenia: musi wystąpić zwarcie doziemne i w obszarze jego oddziaływania musi się znaleźć odpowiednio usytuowany człowiek. Są to dwa zdarzenia mało prawdopodobne, a przyjmowanie jeszcze, że w tym momencie zawiedzie zabezpieczenie, jest nadmiarem ostrożności. Nawiązuje to do definicji ochrony przed porażeniami, że jej zadaniem jest zmniejszenie prawdopodobieństwa porażenia.

We wzorach (6.7) i (6.8) jest czas zadziałania zabezpieczenia, ale we wszystkich znanych zaleceniach zamiast niego wstawia się nastawę czasową zabezpieczenia tnast. Różnica pomiędzy obydwoma czasami jest minimalna i wynika z błędów członu czasowego oraz sporadycznie z nieuwzględnienia tzw. czasu własnego. Ten ostatni parametr przez producentów czasem jest uwzględniany w nastawie, czasem nie. Jednak czasy własne współczesnych zabezpieczeń są rzędu tylko 20–40 ms.

Problemem nierozwiązanym przez normy PN czy EN jest sposób uwzględniania automatyki SPZ. Nie ma ten temat najmniejszej wzmianki, jakby ta automatyka nie istniała. Poza tym nie jest znana metoda czy sposób przewidywania skutków porażenia, jeśli prąd rażeniowy pojawia się dwa lub więcej razy z przerwami czy też zmienia się w czasie rażenia. W Polsce na podstawie dawnych Przepisów Budowy Urządzeń Elektrycznych, wycofanych w latach 90. ubiegłego wieku, przyjmuje się, że „czasy prądowe” sumuje się, jeśli przerwa bezprądowa w czasie zwarcia trwa krócej niż 3 s. Czas przerwy bezprądowej w liniach SN bez źródeł lokalnych (czyli jednostronnie zasilanych) pokrywa się z nastawionym w urządzeniu realizującym tę automatykę czasem przerwy tp. Urządzenie realizujące automatykę SPZ może być oddzielnym przekaźnikiem (obecnie już bardzo rzadko), stanowić część zintegrowanego przekaźnika sterującego i zabezpieczeniowego lub terminala polowego. Nastawa tp określa czas pomiędzy wysłaniem impulsu na wyłączenie wyłącznika oraz wysłaniem impulsu na załączenie wyłącznika i może nieznacznie się różnić od czasu przerwy bezprądowej. Większe różnice mogą się pojawić w liniach dwu- lub wielostronnie zasilanych, kiedy nie będzie następowało jednoczesne działanie wyłączników we wszystkich miejscach zasilania. Taki problem wystąpi w liniach współpracujących z elektrowniami lokalnymi. Wyłączenie elektrowni lokalnej może nastąpić około 0,1–0,3 s od momentu wyłączenia linii. Czas ten powiększa czas trwania zakłócenia tF, a zmniejsza czas przerwy bezprądowej.

Czas ten wpływa na przyjęcie wartości dopuszczalnych napięć zakłóceniowych, dotykowych rażeniowych czy dotykowych spodziewanych. Podsumowując, podaje się zasady obliczania czasu tF w liniach jednostronnie zasilanych [N21]:

1) w liniach, w których zastosowano samoczynne wyłączenie zwarć doziemnych – jako sumę nastawy czasowej podstawowych zabezpieczeń ziemnozwarciowych i czasu własnego wyłączników z nimi współpracujących, z zastrzeżeniem podanym w następnym punkcie (2),

2) jeśli w sieci zasilającej wysokiego napięcia stosowana jest zmiana parametrów w punkcie neutralnym dla potrzeb zabezpieczeń od skutków zwarć doziemnych (np. automatyka wymuszania składowej czynnej), to czas oczekiwania na wywołanie tej zmiany należy zsumować z czasem działania zabezpieczeń podstawowych i czasu własnego wyłączników z nimi współpracujących,

3) w razie zastosowania automatyki samoczynnego ponownego załączania o czasie bezprądowym krótszym niż 3 s – jako sumę czasów trwania przepływu prądów zwarciowych,

4) w urządzeniach, w których nie zastosowano samoczynnego wyłączania zwarć doziemnych, czas zwarcia należy przyjmować ≥ 10 s.

W liniach wielostronnie zasilanych, czyli współpracujących z elektrowniami lokalnymi, trzeba zwrócić uwagę na sposób działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych w innych punktach zasilania, czy nie działają w sposób podtrzymujący przepływ prądu ziemnozwarciowego.