poradnik_inzyniera_elektryka.pdf

Właściwości ziemi pod uziom - wpływ wilgotności i rodzajów uziomów

Zastanawiają mnie właściwości ziemi, bo w żadnej książce tego nie opisują. PDF- str.127-128 chciałbym zobaczyć jak się robi uziom fundamentowy. Też znajdziesz

Schneider Electric Polska Sp. z.o.o.
ul. Konstruktorska 12
02-673 Warszawa
Infolinia: 48 801 171 500
www.schneider-electric.com
EIGED306001PL

Ponieważ normy, specyfikacje i projekty się zmieniają, należy uzyskać potwierdzenie informacji
podanych w niniejszej publikacji.
Niniejszy dokument został
wydrukowany na papierze ekologicznym

Według norm międzynarodowych IEC

Poradnik Inżyniera Elektryka

Korzystaj w pełni ze swojej energii

Poradnik
Inżyniera
Elektryka
Według norm
międzynarodowych
IEC

Niniejszy poradnik jest przeznaczony dla inżynierów elektryków, którzy
projektują, dobierają wyposażenie elektryczne, jak również nadzorują jego
prace oraz konserwację w zgodności ze Standardami Międzynarodowej
Komisji Elektrotechnicznej (IEC).
Myślą przewodnią tego opracowania był wybór takich rozwiązań
technicznych, które gwarantują pełne zastosowanie obecnie
obowiązujących norm bezpieczeństwa.
W poradniku dominują przepisy normy IEC 60364 «Instalacje elektryczne
niskiego napięcia», które szeroko określają reguły mające na celu
zapewnienie bezpieczeństwa i prawidłowego działania wszystkich typów
instalacji elektrycznych.
Prezentowany poradnik nie może być uważany za podręcznik roboczy,
lecz jedynie jako dokument odniesienia z uwagi na to, że ma charakter
ogólny i posiada zastosowanie do wszystkich typów wyposażenia oraz
rozwiązań technicznych w użyciu na całym świecie oraz fakt, że tekst norm
IEC jest złożony i nie ma charakteru gotowego do wykorzystania.
Celem niniejszego poradnika jest zapewnienie jasnego, praktycznego
i pełnego badania instalacji elektrycznej krok po kroku, zgodnie z normą
IEC 60364 i innymi istotnymi Standardami IEC. Pierwszy rozdział (A)
przedstawia zastosowaną metodologię, która odnosi się do wszystkich
pozostałych rozdziałów poradnika.
Mamy nadzieję, że poradnik będzie przydatny czytelnikowi.
Zespół Redakcyjny Schneider Electric S.A.

Poradnik instalacji elektrycznych to dokument obejmujący techniki
i normy związane z instalacjami elektrycznymi i jest przeznaczony dla
profesjonalistów w dziedzinie elektryczności w przedsiębiorstwach, biurach
projektowych, organizacjach kontrolnych, itp.
Niniejszy poradnik
jest pracą zbiorową
Ilustracje i produkcja:
AXESS - Valence -France
Edycja: 2015 PL
Cena: 160 zł
© Schneider Electric
Wszelkie prawa zastrzeżone
we wszystkich krajach

Niniejszy Poradnik jest przeznaczony dla profesjonalnych użytkowników
i ma wyłącznie na celu zapewnienie im wytycznych dla projektowania
przemysłowych, usługowych lub domowych instalacji elektrycznych.
Schneider Electric nie udziela żadnych gwarancji jakiegokolwiek
rodzaju, wyraźnie określonych czy domniemanych, takich jak, gwarancje
możliwości sprzedaży i przydatności do danego przeznaczenia, nie
przyjmuje żadnej odpowiedzialności prawnej za dokładność, kompletność,
bądź przydatność jakichkolwiek informacji, urządzenia, produktu bądź
technologii przedstawionych w niniejszym poradniku.
Celem niniejszego poradnika jest ułatwienie projektantom i wykonawcom
wdrożenia międzynarodowych norm instalacyjnych, ale we wszystkich
przypadkach wiążący pozostaje oryginalny tekst międzynarodowych lub
lokalnie obowiązujących norm.

Podziękowania
Niniejszy poradnik został przygotowany przez
doświadczony zespół międzynarodowych
ekspertów, na podstawie serii norm IEC 60364,
i uwzględnia najnowsze osiągnięcia w dziedzinie
standaryzacji instalacji elektrycznych.
W szczególności wymienimy następujących
ekspertów oraz ich obszar specjalizacji:
Rozdział
Christian

Collombet

D

Bernard

Jover

R

Jacques

Schonek

D, G, L, M, N

Didier

Fulchiron

B

Didier

Mignardot

J, P

Eric

Bettega

Emmanuel

Genevray

E
E, P

Eric

Breuillé

F

Fleur

Janet

K

Franck

Mégret

G

Geoffroy

De-Labrouhe

K

Jean Marc

Lupin

L, M

Daniel

Barstz

N

Jérome

Lecomte

H

Matthieu

Guillot

F, H, P

Michel

Sacotte

B

Narzędzia elektroniczne wspomagające
proces projektowania

Electrical installation Wiki
Przewodnik Instalacji Elektrycznych jest także dostępny on-line jako wiki
w 3 językach:




Angielski

& gt; w języku angielskim
& gt; w języku rosyjskim
& gt; w języku chińskim

electrical-installation.org
ru.electrical-installation.org
electrical-installation.org

Nasi eksperci stale pracują nad jego rozwojem. Specjaliści przemysłowi
i akademiccy mogą także współpracować!

Rosyjski

Chiński

Narzędzia do obliczeń elektrycznych online

Online tools

Zestaw narzędzi zaprojektowanych dla Ciebie:
• wykreśla charakterystyki czasowo-prądowe poszczególnych wyłączników lub
bezpieczników
• sprawdza selektywność pomiędzy dwoma wyłącznikami lub bezpiecznikami,
bądź dwoma wyłącznikami różnicowo-prądowymi (RCD), wyszukuje wszystkie
wyłączniki lub bezpieczniki, które mogą być selektywne oraz jednocześnie
połączone kaskadowo z określonym wyłącznikiem lub bezpiecznikiem.
• oblicza przekroje kabli
• oblicza spadek napięcia określonego kabla i sprawdza jego maksymalną
długość


& gt; hto.power.schneider-electric.com

BlogPower Management
Na blogu Schneider Electric, można znaleźć najlepsze porady na temat norm,
narzędzi, oprogramowania, bezpieczeństwa i najnowsze informacje dotyczące
nowości technicznych współtworzone przez naszych ekspertów. Znajdziesz tu
jeszcze więcej informacji o innowacjach i możliwościach biznesowych. Jest to
miejsce dla Ciebie na zostawienie nam uwag i zaangażowanie się w dyskusję na
temat Twojej dziedziny. Możesz udostępnić Twoim przyjaciołom na Twitterze lub
LinkedIn.


& gt; blog.schneider-electric.com/power-management-metering-monitoring-power-quality

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Ecodial Advanced Calculation 4
Nowy program Ecodial Advanced Calculation 4 jest przeznaczony do obliczania
instalacji elektrycznych zgodnie z międzynarodową normą IEC60364 lub
normami krajowymi.
Ecodial Advance Calculation PL V4.4 jest dostępny na stronie www.schneider-electric.pl
(zakładka:Wsparcie) oraz www.alo.home.pl/PUB-SE/ (katalog:Oprogramowanie)

Czwarta generacja zapewnia nowe funkcje takie jak:
• zarządzanie trybem pracy (transformatory równolegle, generatory Diesla...)
• analiza selektywności łącząca sprawdzanie charakterystyk i tabele
selektywności, bezpośredni dostęp do nastaw zabezpieczeń.

ID-Spec large
ID-Spec Large to innowacyjny program opracowany specjalnie do pomocy
w projektowaniu instalacji elektrycznych budynków komercyjnych
i przemysłowych. Nie jest dostępny na dzień 2015.01
Główne cechy:
• Określa ogólną architekturę instalacji elektrycznych
• Sporządza bilans mocy
• Przygotowuje schemat jednokreskowy
• Dobiera i wymiaruje wyposażenie SN/NN
• Ocenia wydajność energetyczną instalacji
• Edytuje część techniczną specyfikacji przetargowej

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Poradnik Inżyniera Elektryka
wydanie 2015 PL

Przedmowa
Etienne TISON, Przewodniczący Międzynarodowej Komisji
Elektrotechnicznej (IEC) TC64.
Zadaniem Komitetu Technicznego 64 IEC jest opracowywanie i
aktualizowanie wymagań:
- dla ochrony osób przed porażeniem prądem oraz
- dla projektu, weryfikacji i wdrożenia niskonapięciowych instalacji
elektrycznych.
Szereg norm takich jak IEC 60364 opracowanych przez IEC TC64 jest
uznawany przez wspólnotę międzynarodową za podstawę większości
krajowych norm projektowania instalacji niskiego napięcia.
Norma IEC 60364 skupia się głównie na bezpieczeństwie związanym
z użytkowaniem energii elektrycznej przez ludzi, którzy mogą być
nieświadomi ryzyka wynikającego z korzystania z energii elektrycznej.
Jednak współczesne instalacje elektryczne są coraz bardziej
skomplikowane, ze względu na wpływy zewnętrzne takie jak:
- zakłócenia elektromagnetyczne
- efektywność energetyczna
W związku z tym projektanci, instalatorzy i konsumenci potrzebują
wskazówek co do doboru i instalacji sprzętu elektrycznego.
Schneider Electric opracował niniejszy Poradnik Inżyniera Elektryka
opisujący głównie niskonapięciowe instalacje elektryczne. Opiera się
on na standardach IEC TC64 takich jak norma IEC 60364 i dostarcza
dodatkowych informacji, pomocnych projektantom, wykonawcom
i audytorom we wdrażaniu poprawnych instalacji elektrycznych niskiego
napięcia.
Jako przewodniczący TC64 mam wielką przyjemność i zaszczyt
zaprezentować niniejszy poradnik. Jestem pewien, że posłuży do
owocnej pracy wszystkim osobom zajmującym się wdrażaniem instalacji
elektrycznych.


Etienne TISON pracuje z firmą
Schneider Electric od 1978 r. Od zawsze
angażuje się w różne działania w dziedzinie
niskiego napięcia.
W 2008 r. Etienne TISON został wybrany
na Przewodniczącego IEC TC64 oraz
Przewodniczącego CENELEC TC64.

Etienne TISON

Ogólne zasady projektowania
instalacji elektrycznej

A

Podłączenie do sieci
dystrybucyjnej średniego
napięcia SN

B

Podłączenie do sieci
rozdzielczej NN

C

Przewodnik wyboru
architektury SN i NN

D

Dystrybucja NN

E

Ochrona
przeciwporażeniowa

F

Dobór i zabezpieczenie
przewodów

G

Aparatura rozdzielcza NN:
funkcje i dobór

H

Zabezpieczenie przed
przepięciem

J

Wydajność energetyczna
w dystrybucji elektrycznej

K

Korekta Współczynnika Mocy

L

Zarządzanie harmonicznymi

M

Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

N

Instalacje fotowoltaiczne

P

Obiekty mieszkalne oraz inne
specjalne

Q

Wytyczne EMC

R

Ogólny spis treści

A
B
C
D

E
F

G

Ogólne zasady projektowania instalacji elektrycznej
1
2
3
4

Metodologia
Normy i regulacje ustawowe
Charakterystyka zainstalowanych odbiorników
Określenie poboru mocy instalacji

A2
A5
A11
A16

Podłączenie do sieci dystrybucyjnej średniego napięcia SN
1
2
3
4
5
6

Układ zasilania średniego napięcia
Projektowanie nowej stacji elektroenergetycznej
Względy bezpieczeństwa
Stacja transformatorowa z pomiarem po stronie NN
Stacja transformatorowa z pomiarem po stronie SN
Skład podstacji rozdzielczych SN/NN

B2
B5
B7
B13
B22
B27

Podłączenie do sieci rozdzielczej NN
1 Sieci rozdzielcze niskiego napięcia
2 Taryfy i pomiary

Przewodnik wyboru architektury SN i NN
1 Założenia wstępne użytkownika
2 Proces projektowania uproszczonej architektury
3 Charakterystyka instalacji elektrycznej
4 Charakterystyka technologiczna
5 Kryteria oceny architektury
6 Wybór podstaw architektury
7 Wybór szczegółów architektury
8 Wybór wyposażenia
9 Zalecenia optymalizacji architektury
10 Glosariusz
11 Program ID-Spec
12 Przykład: instalacja elektryczna w drukarniach

C2
C16
D3
D4
D7
D11
D13
D15
D19
D25
D26
D30
D31
D32

Dystrybucja NN
1 Układy sieci
2 System instalacji
3 Wpływy otoczenia zewnętrznego (IEC 60364-5-51)

E2
E15
E26

Ochrona przeciwporażeniowa
1
2
3
4
5
6
7
8

Informacje ogólne
Ochrona przed dotykiem bezpośrednim
Ochrona przed dotykiem pośrednim
Ochrona dóbr w przypadku awarii izolacji
Wdrożenie systemu TT
Wdrożenie systemu TN
Wdrożenie systemu IT
Wyłączniki różnicowoprądowe (RCD)

F2
F4
F6
F17
F19
F23
F29
F36

Dobór i zabezpieczenie przewodów
1 Informacje ogólne
2 Praktyczne metody określenia najmniejszego
dopuszczalnego przekroju przewodów
3 Określenie spadku napięcia
4 Prąd zwarciowy
5 Szczególne przypadki prądu zwarciowego
6 Przewód ochronny
7 Przewód neutralny
8 Przykład obliczeń kablowych

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

G2
G7
G19
G23
G29
G36
G41
G45

Ogólny spis treści

H
J
K
L

M

Aparatura rozdzielcza NN: funkcje i dobór
1
2
3
4

Podstawowe funkcje aparatury rozdzielczej NN
Aparatura rozdzielcza
Dobór aparatury rozdzielczej
Wyłącznik

5 Konserwacja aparatury rozdzielczej niskiego napięcia

H2
H5
H10
H11
H32

Zabezpieczenie przed przepięciem
1
2
3
4
5
6

Charakterystyka przepięć pochodzenia atmosferycznego
Zasada ochrony przeciwpiorunowej
Projekt systemu zabezpieczenia instalacji elektrycznych
Instalacja ochronników przeciwprzepięciowych (SPD)
Zastosowanie
Dodatki techniczne

Wydajność energetyczna w dystrybucji elektrycznej
1 Wydajność energetyczna w skrócie
2
3
4
5

Wydajność energetyczna a energia elektryczna
Diagnostyka poprzez pomiar elektryczny
Możliwości oszczędzania energii
Jak ocenić oszczędności energii

J2
J7
J13
J24
J28
J32
K2
K3
K6
K8
K23

Korekta Współczynnika Mocy
1 Współczynnik mocy i moc bierna
2 Dlaczego warto korygować współczynnik mocy?
3 Jak korygować współczynnik mocy?
4 Gdzie zainstalować kondensatory korygujące współczynnik mocy?
5 Jak ustalić optymalny poziom kompensacji?
6 Kompensacja przy przyłączach transformatora
7 Korekta współczynnika mocy silników indukcyjnych
8 Przykład instalacji przed i po korekcie współczynnika mocy
9 Skutki harmonicznych
10 Wdrożenie baterii kondensatorów

L2
L6
L8
L11
L13
L16
L19
L21
L22
L25

Zarządzanie harmonicznymi
1 Dlaczego wykrywanie i eliminacja harmonicznych jest konieczna? M2
2 Definicja i pochodzenie harmonicznych
M3
3 Istotne wskaźniki zniekształcenia przebiegu i zasady pomiarów M7
M10
4 Pomiar prądów harmonicznych w instalachach elektrycznych
5 Najważniejsze skutki występowania prądów instalacjach
harmonicznych w elektrycznych
M13
6 Normy
M20
7 Rozwiązania osłabiające prądy harmoniczne
M21

N

Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

P

Instalacje fotowoltaiczne

1
2
3
4
5
1
2
3
4
5

Zabezpieczenie zespołu generatora NN i obwodów odpływowych
Zasilanie bezprzerwowe (UPS)
Zabezpieczenie transformatorów NN/NN
Obwody oświetlenia
Silniki asynchroniczne
Zalety energii fotowoltaicznej
Informacje ogólne i technologia
System PV i reguły instalacji
Architektury instalacji PV
Monitoring

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

N2
N11
N24
N27
N45
P2
P3
P10
P18
P31

Ogólny spis treści

Q
R

Obiekty mieszkalne oraz inne specjalne
1 Obiekty mieszkalne i podobne
2 Łazienki i prysznice
3 Zalecenia mające zastosowanie do specjalnych
obiektów i instalacji

Q2
Q8
Q12

Wytyczne EMC
1
2
3
4
5

Dystrybucja elektryczna
Zasady i konstrukcje uziemienia
Wdrażanie
Mechanizmy połączeniowe i środki zaradcze
Zalecenia dotyczące oprzewodowania

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

R2
R3
R5
R22
R28

Część A
Ogólne zasady projektowania
instalacji elektrycznej

3
4

Spis treści
Metodologia

A2

Normy i regulacje ustawowe

A5

2.1 Definicja zakresów napięciowych
2.2 Regulacje prawne
2.3 Normy
2.4 Jakość i bezpieczeństwo instalacji elektrycznych
2.5 Wstępne badanie instalacji
2.6 Przywracanie bezpieczeństwa istniejących

instalacji elektrycznych
2.7 Okresowe badanie instalacji
2.8 Ocena zgodności zainstalowanego osprzętu
(według norm i specyfikacji)
2.9 Ochrona środowiska

A5
A6
A6
A7
A8

Charakterystyka zainstalowanych odbiorników

A11

3.1 Silniki indukcyjne
3.2 Urządzenia grzewcze typu rezystancyjnego i żarowe źródła

światła (konwencjonalne lub halogenowe)

A11

Określenie poboru mocy instalacji

A16

4.1
4.2
4.3

4.4
4.5
4.6
4.7

A16
A16

Moc zainstalowana (kW)
Zainstalowana moc pozorna (kVA)
Oszacowanie rzeczywistego maksymalnego
zapotrzebowania kVA
Przykład zastosowania współczynników ku i ks
Współczynnik jednoczesności
Dobór transformatora
Dobór źródeł zasilania

A8
A9
A9
A10

A13

A17
A19
A19
A20
A21

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

1
2

A1

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Metodologia

A - Ogólne zasady projektowania instalacji
elektrycznych

A2

Aby uzyskać jak najlepsze wyniki w projektowaniu instalacji elektrycznych, zaleca
się przeczytanie i stosowanie się do wszystkich rozdziałów niniejszego przewodnika
w kolejności, w jakiej są przedstawione.

A - Ogólne zasady projektowania instalacji
elektrycznych

Normy i regulacje ustawowe

A§3 Charakterystyka zainstalowanych
odbiorników
A§4 Określenie poboru mocy instalacji

Charakterystyka zainstalowanych odbiorników

B - Podłączenie do sieci dystrybucji mediów SN

Podłączenie do publicznej sieci dystrybucji SN

Zakres niskiego napięcia wynosi od 0 V do 1 000 V w AC. oraz od 0 V do
1 500 V w DC. Jedną z pierwszych decyzji jest dokonanie wyboru pomiędzy
instalacją prądu przemiennego i instalacją prądu stałego. Następnie projektanci
muszą wybrać najbardziej odpowiednie napięcie znamionowe w tych zakresach
napięć. Przy podłączeniu do publicznej sieci NN rodzaj prądu i napięcie
znamionowe są już wybrane i narzucone przez sieć.
Zgodność z krajowymi przepisami jest drugim priorytetem projektantów instalacji
elektrycznych. Przepisy mogą być oparte na krajowych lub międzynarodowych
normach takich jak seria IEC 60364.
Wybór urządzenia zgodnego z krajowymi lub międzynarodowymi standardami
produktów i odpowiednia weryfikacja gotowej instalacji są ważne dla zapewnienia
bezpiecznej instalacji o przewidywanej jakości. Definiowanie i przestrzeganie badań
i sprawdzanie instalacji elektrycznej po jej ukończeniu, jak również odpowiednia
okresowość badań, zagwarantują bezpieczeństwo oraz jakość tej instalacji w całym
okresie użytkowania. Zgodność wyposażenia z odpowiednimi standardami
produktu, zastosowanymi w obrębie instalacji, mają również duże znaczenie dla
poziomu bezpieczeństwa i jakości.
Warunki środowiskowe stają się coraz surowsze i muszą być uwzględniane
na etapie projektowania instalacji. Może to obejmować przepisy krajowe lub
regionalne, uwzględniające materiał użyty w wyposażeniu oraz demontaż instalacji
pod koniec okresu użytkowania

Musi być przeprowadzony przegląd wszystkich odbiorników, wymagających
zasilania elektrycznego. Muszą być uwzględnione wszelkie możliwe rozbudowy
lub modyfikacje podczas całego okresu użytkowania instalacji elektrycznej. Taki
przegląd ma na celu oszacowanie prądu płynącego w każdym obwodzie instalacji
oraz określenie wielkości źródeł zasilania.
Całkowite zapotrzebowanie na prąd lub moc może być obliczone na podstawie
lokalizacji i mocy każdego odbioru oraz znajomości trybów pracy (ciągłe
zapotrzebowanie, warunki uruchamiania, praca niejednoczesna, itd.). Oszacowanie
maksymalnego zapotrzebowania na moc można określić na podstawie różnych
czynników: w zależności od zastosowania, typu wyposażenia i typu obwodów
wchodzących w skład instalacji elektrycznej.
Z tych danych można łatwo uzyskać moc, wymaganą od źródła zasilania i (tam,
gdzie ma to zastosowanie) liczbę źródeł koniecznych do odpowiedniego zasilania
instalacji.
Lokalne informacje dotyczące struktur taryf są także wymagane do jak najlepszego
wyboru układu połączeń sieci zasilania, np. na poziomie średniego lub niskiego
napięcia.

Jeżeli to podłączenie jest dokonywane na poziomie średniego napięcia, należy
zaplanować, zbudować i wyposażyć podstację typu konsumenckiego. Stację
elektroenergetyczną można zbudować jako zewnętrzną lub wewnętrzną,
spełniającą odpowiednie standardy i przepisy (sekcja niskiego napięcia może być
uwzględniona osobno, jeśli to konieczne). W tym przypadku możliwy jest pomiar
średniego napięcia lub niskiego napięcia.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

C - Podłączenie do sieci dystrybucji mediów NN

Podłączenie do sieci dystrybucyjnej mediów NN
Jeżeli jest to podłączenie na poziomie niskiego napięcia, instalacja zostanie
podłączona do lokalnej sieci zasilania i będzie opomiarowana zgodnie
z taryfami NN.

D - Przewodnik wyboru układu SN i NN

Przewodnik wyboru układu SN i NN
Całość instalacji elektrycznej, włączając instalację SN oraz instalację NN, ma być
planowana jako kompletny układ. Oczekiwania klienta i parametry techniczne będą
wpływać na architekturę układu oraz charakterystykę instalacji elektrycznej.
Ustalenie najbardziej odpowiedniej architektury poziomu rozdziału głównej mocy
SN/NN i rozdziału mocy NN jest często wynikiem optymalizacji i kompromisu.
Uziemienie punktu neutralnego jest wybierane zgodnie z miejscowymi przepisami,
ograniczeniami związanymi ze źródłem zasilania i typem odbiorów.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Metodologia
A3

Wyposażenie dystrybucyjne (rozdzielnice, zabezpieczenia itp.) musi być
skoordynowane z planami budynków, lokalizacją i pogrupowaniem obwodów.
Odporność na zakłócenia zewnętrzne jest determinowana przez lokalizację oraz typ
projektowanego obiektu

E - Dystrybucja NN

Dystrybucja NN
Uziemienie jest jednym ze środków powszechnie używanych do ochrony
przeciwporażeniowej. Uziemienia mają znaczący wpływ na architekturę instalacji
elektrycznej NN i muszą być analizowane jak najwcześniej. W celu prawidłowego
wyboru muszą być przeanalizowane zalety i wady.
Kolejnym aspektem wymagającym rozważenia na wczesnym etapie projektowania
są wpływy zewnętrzne. W dużych instalacjach elektrycznych można napotkać
różne wpływy zewnętrzne i muszą być one rozpatrywane osobno. Z powodu
tych zewnętrznych wpływów musi być dokonany właściwy wybór wyposażenia
rozdzielnic zgodnie z ich kodami IP oraz IK.

F - Ochrona przed porażeniami prądem
elektrycznym

Ochrona przed porażeniami prądem elektrycznym

G - Dobór i zabezpieczenie przewodów

Dobór i zabezpieczenie przewodów

Ochrona przed porażeniem prądem elektrycznym polega na zapewnieniu
ochrony podstawowej (ochrona przed dotykiem bezpośrednim) z zapewnieniem
ochrony przy uszkodzeniu izolacji (zabezpieczenie przed dotykiem pośrednim).
Skoordynowane rozwiązania zapewniają ochronę przed porażeniem prądem
elektrycznym. Jeden z najpowszechniejszych środków ochronnych polega na
" samoczynnym wyłączeniu zasilania " . Dogłębne zrozumienie każdego s systemu
(TT, TN oraz IT) jest niezbędne do prawidłowej realizacji projektu.

Dobór przekroju kabli lub przewodów jest z pewnością jednym z najważniejszych
zadań w procesie projektowania instalacji elektrycznych, gdyż ma znaczny
wpływ na wybór urządzeń zabezpieczających, spadek napięcia wzdłuż tych
przewodów i oszacowanie prądów zwarciowych: maksymalna wartość przekroju
ma związek z zabezpieczeniem przetężeniowym, a minimalna wartość przekroju
ma związek z zabezpieczeniem nadprądowym poprzez samoczynne odłączenie
źródła zasilania. Musi to być zrobione dla każdego obwodu instalacji. Analogiczny
dobór przekroju musi być wykonany dla przewodów neutralnych oraz przewodu
ochronnego.

H - Rozdzielnica NN: funkcje i dobór

Rozdzielnica NN: funkcje i dobór
Po oszacowaniu prądu zwarciowego można dokonać doboru zabezpieczenia
nadprądowego. Wyłączniki instalacyjne mają także inne funkcje, takie jak
przełączanie i przerwa izolacyjna. Konieczne jest pełne zrozumienie funkcji
wszystkich rozdzielnic i aparatury zabezpieczającej w obrębie instalacji. Po
wykonaniu powyżej opisanych kroków może być dokonany prawidłowy dobór
wszystkich urządzeń.
Wszechstronne zrozumienie wszystkich funkcjonalności wyłączników instalacyjnych
ma nadrzędne znaczenie, ponieważ jest to urządzenie o największej różnorodności
funkcji.

J - Zabezpieczenie przed przepięciami
w sieci NN

Zabezpieczenie przed przepięciem

K - Wydajność energetyczna w dystrybucji
elektrycznej

Wydajność energetyczna w dystrybucji elektrycznej
Wdrożenie pomiarów wydajności mocy czynnej w obrębie instalacji elektrycznej
może dać znaczne korzyści użytkownikowi lub właścicielowi: niższy pobór mocy,
niższy koszt energii, lepsze wykorzystanie sprzętu elektrycznego. Powyższe środki
będą zazwyczaj wymagać specjalnego projektu instalacji, ponieważ pomiar zużycia
energii elektrycznej według zastosowania (oświetlenie, ogrzewanie, procesy
technologiczne) lub według obszaru (piętro, warsztat) ma na celu szczególnie
zmniejszenie zużycia energii elektrycznej przy zachowaniu tego samego poziomu
usług świadczonych użytkownikowi.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Bezpośrednie lub pośrednie wyładowania atmosferyczne mogą uszkodzić sprzęt
elektryczny w odległości kilku kilometrów. Skoki napięcia eksploatacyjnego,
przejściowe przepięcia częstotliwości przemysłowej mogą także powodować
takie same konsekwencje. Należy przeanalizować wszystkie środki ochrony
przed przepięciami. Jednym z najczęściej stosowanych jest wykorzystanie
przeciwprzepięciowych urządzeń zabezpieczających (SPD). Ich wybór; instalacja
i ochrona w obrębie instalacji elektrycznej wymagają szczególnej uwagi.

A - Ogólne zasady projektowania instalacji
elektrycznych

1 Metodologia

L - Korekta współczynnika mocy oraz filtry
harmonicznych

Energia bierna

M - Zarządzanie prądami harmonicznymi

Prądy harmoniczne

A4

Korekta współczynnika mocy w obrębie instalacji elektrycznych jest
przeprowadzana lokalnie, centralnie lub jako połączenie obu metod. Poprawa
współczynnika mocy ma bezpośredni wpływ na zużywaną energię elektryczną
i może również mieć wpływ na wydajność energetyczną.

Prądy harmoniczne w sieci wpływają na jakość energii i są źródłem wielu zakłóceń
takich jak: przeciążenia, drgania, starzenie wyposażenia, kłopoty z wrażliwym
wyposażeniem, lokalną siecią, sieciami telefonicznymi. Niniejszy rozdział omawia
źródła i skutki przepływu prądów harmonicznych i wyjaśnia, jak je mierzyć
i przedstawia rozwiązania.

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i
odbiorów

Poszczególne źródła zasilania i odbiory

P - Instalacje fotowoltaiczne

Zielona energia

Badane są poszczególne elementy lub wyposażenie:
b Określone źródła, takie jak generatory lub falowniki
b  kreślone odbiory o specjalnej charakterystyce, takie jak silniki indukcyjne
O
obwody oświetleniowe lub transformatory NN/NN
b Określone systemy, takie jak sieci DC

Projekt instalacji fotowoltaicznej musi spełniać określone zasady instalowania tego
typu urządzeń.

Q - Zastosowania mieszkalne oraz inne specjalne

Ogólne zastosowania
Określone obiekty i lokalizacje podlegają surowym przepisom: najczęstszym
przykładem są budynki mieszkalne.

Wymagania EMC

R - Wymagania EMC

W celu zagwarantowania kompatybilności elektromagnetycznej muszą być
przestrzegane pewne podstawowe zasady.
Nieprzestrzeganie tych zasad może mieć poważne konsekwencje dla działania
instalacji elektrycznej: zakłócenia w systemach komunikacyjnych, nieprawidłowa
aktywacja urządzeń bezpieczeństwa, a nawet zniszczenie wrażliwych urządzeń.

Ecodial software

Narzędzie wspomagające projektowanie
instalacji elektrycznych NN

Program Ecodial(1) zapewnia kompletny pakiet projektowy dla instalacji NN,
zgodnie ze normami i zaleceniami IEC.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Wyposażony jest w następujące funkcj:
b Rysowanie jednokreskowych schematów
b  bliczenie prądów zwarciowych zgodnie z kilkoma trybami pracy (normalny,
O
awaryjny, zrzut obciążenia)
b Obliczenie spadku napięcia
b Optymalizacja wielkości przekroju kabli
b Nastawy zabezpieczeń wyłączników oraz dobór wkładek bezpiecznikowych
b Koordynacja zabezpieczeń
b  ptymalizacja rozdzielnicy z uwzględnieniem wyłączenia kaskadowego
O
b Weryfikacja pod względem bezpieczeństwa ludzi oraz urządzeń
b Wydruki danych projektowych oraz wyników obliczeń

(1) Ecodial to program Schneider Electric dostępny w kilku
językach i w wersji standardowej.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Normy i regulacje ustawowe
A5

Projektowanie instalacji niskiego napięcia jest regulowane przez szereg dokumentów
rządowych i doradczych, które mogą być zaklasyfikowane w następujący sposób:
b  egulacje ustawowe (rozporządzenia, regulacje fabryczne, itd.)
R
b  odeksy praktyk, przepisy wydane przez instytucje branżowe, specyfikacje
K
robocze
b Krajowe i międzynarodowe normy instalacji
b Krajowe i międzynarodowe standardy produktów

2.1 Definicja zakresów napięciowych
Normy i zalecenia napięć IEC
Trójfazowe systemy czterożyłowe lub trzyżyłowe
Napięcie nominalne (V)
50 Hz
60 Hz
–
120/208
230(c)
240(c)
230/400(a)
230/400(c)
277/480(a)
480
347/600
600
400/690(b)
1000
600

Jednofazowe systemy trzyżyłowe
Napięcie nominalne (V)
60 Hz
120/240(d)
–
–

–
–

(a) Wartość 230/400 V jest wynikiem ewolucji systemów 220/380 V i 240/415 V, która
dokonała się w Europie i wielu innych krajach. Niemniej jednak systemy 220/380 V
i 240/415 V nadal istnieją.
(b) Wartość 400/690 V jest wynikiem ewolucji systemów 380/660 V, która dokonała się
w Europie i wielu innych krajach. Niemniej jednak systemy 380/660 V nadal istnieją.
(c) Wartość 200 V lub 220 V jest także stosowana w niektórych krajach.
(d) Wartości 100/200 V stosowane są również w niektórych krajach w systemach
50 Hz lub 60 Hz.
Rys. A1 : Standardowe napięcia między 100 V a 1000 V (IEC 60038 Wydanie 7.0 2009-06)

Seria I
Najwyższe napięcie
System nominalny
dla wyposażenia (kV) napięcie (kV)

Seria II
Najwyższe napięcie System nominalny
dla wyposażenia (kV) napięcie (kV)

3.6(b)
7.2(b)
12
–
–
–
(17.5)
24
–
36(d)
–
40.5(d)

4.40(b)
–
–
13.2(c)
13.97(c)
14.52(b)
–
–
26.4(c, e)
–
36.5(2)
–

3(b)
6(b)
10
–
–
–
(15)
20
–
30(d)
–
35(d)

4.16(b)
–
–
12.47(c)
13.2(c)
13.8(b)
–
–
24.94(c, e)
–
34.5(c)
–

Uwaga1: Zaleca się, aby w każdym kraju stosunek pomiędzy dwoma sąsiednimi
nominalnymi napięciami nie był mniejszy niż dwa.
Uwaga 2: W normalnym systemie Serii I napięcie najwyższe i najniższe nie różnią się
o więcej niż około ±10% od napięcia nominalnego systemu. W normalnym systemie
Serii II napięcie najwyższe nie różni się o więcej niż +5%, a najniższe o więcej niż
- 10% od napięcia nominalnego systemu.
(a) Te systemy to ogólnie systemy trzyżyłowe, o ile nie zostało wskazane inaczej.
Wskazane wartości są napięciami między fazami.
Wartości podane w nawiasach należy uznawać za wartości niezalecane. Zaleca się,
aby unikać tych wartości w nowych systemach budowanych w przyszłości.
(b) Wartości tych należy unikać w nowych publicznych systemach dystrybucyjnych.
(c) Systemy te to ogólnie systemy czterożyłowe, a wskazane wartości są napięciami
międzyfazowymi. Napięcie pomiędzy przewodem fazowym i neutralnym jest równe
podanej wartości, podzielonej przez 1,73.
(d) Rozważane jest ujednolicenie tych wartości.
(e) W niektórych krajach są również stosowane wartości 22,9 kV napięcia
nominalnego i 24,2 kV lub 25,8 kV napięcia najwyższego dla wyposażenia.
Rys. A2 : Standardowe napięcia 3-fazowe AC powyżej 1 kV i nie przekraczające 35 kV
(IEC 60038 Wydanie 7.0 2009)(a)
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

3.3(b)
6.6(b)
11
–
–
–
–
22
–
33(d)
–
–

A - Ogólne zasady projektowania instalacji
elektrycznych

A6

2.2 Regulacje prawne
W większości krajów instalacje elektryczne będą zgodne z więcej niż jednym
zestawem norm, wydanym przez władze krajowe lub przez uznane instytucje
prywatne. Przed rozpoczęciem projektu ważne jest uwzględnienie tych lokalnych
ograniczeń. Przepisy te mogą być oparte na normach krajowych opartych na
IEC 60364: Instalacje elektryczne niskiego napięcia.

2.3 Normy

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Niniejszy przewodnik bazuje na odpowiednich normach IEC, w szczególności
IEC 60364. Norma IEC 60364 została opracowana przez ekspertów technicznych
wszystkich krajów świata, porównujących swoje doświadczenia na poziomie
międzynarodowym. Obecnie zasady bezpieczeństwa IEC seria 60364, IEC seria
61140, 60479 i IEC 61201 są podstawami większości standardów elektrycznych na
świecie (patrz tabela poniżej i następna strona).

IEC 60038
IEC 60076-2
IEC 60076-3
IEC 60076-5
IEC 60076-10
IEC 60146-1-1
IEC 60255-1
IEC 60269-1
IEC 60269-2

IEC 60282-1
IEC 60287-1-1
IEC 60364-1
IEC 60364-4-41
IEC 60364-4-42
IEC 60364-4-43
IEC 60364-4-44
IEC 60364-5-51
IEC 60364-5-52
IEC 60364-5-53
IEC 60364-5-54
IEC 60364-5-55
IEC 60364-6
IEC 60364-7-701
IEC 60364-7-702
IEC 60364-7-703
IEC 60364-7-704
IEC 60364-7-705
IEC 60364-7-706

IEC 60364-7-708
IEC 60364-7-709
IEC 60364-7-710
IEC 60364-7-711
IEC 60364-7-712
IEC 60364-7-713
IEC 60364-7-714
IEC 60364-7-715
IEC 60364-7-717
IEC 60364-7-718
IEC 60364-7-721

IEC 60364-7-729
IEC 60364-7-740

IEC 60364-7-753
IEC 60446

IEC 60479-1
IEC 60479-2
IEC 60479-3

Napięcia znormalizowane IEC
Transformatory mocy - Przyrosty temperatury dla transformatorów olejowych
Transformatory mocy - Poziomy izolacji, próby wytrzymałości elektrycznej i zewnętrzne odstępy izolacyjne w powietrzu
Transformatory mocy - Wytrzymałość zwarciowa
Transformatory mocy – Wyznaczenie poziomów dźwięku
Przekształtniki półprzewodnikowe - Wymagania ogólne i przekształtniki LCC - Specyfikacje podstawowych wymagań
Przekaźniki pomiarowe oraz urządzenia zabezpieczeniowe - Wymagania wspólne
Bezpieczniki niskiego napięcia - Wymagania ogólne
Wymagania dodatkowe dotyczące bezpieczników przeznaczonych do wymiany przez osoby wykwalifikowane (bezpieczniki głównie do stosowania
w przemyśle) -- Przykłady znormalizowanych systemów bezpiecznikowych od A do J
Bezpieczniki wysokiego napięcia - Bezpieczniki ograniczające prąd
Kable – Wyznaczanie obciążenia – Wyznaczanie obciążenia i obliczanie strat- wymagania ogólne
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania podstawowe, ustalanie ogólnych charakterystyk, definicje
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Ochrona dla zapewnienia bezpieczeństwa -- Ochrona przed porażeniem elektrycznym
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Ochrona dla zapewnienia bezpieczeństwa -- Ochrona przed skutkami oddziaływania cieplnego
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Ochrona dla zapewnienia bezpieczeństwa -- Ochrona przed prądem przetężeniowym
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Ochrona przed zaburzeniami napięciowymi i zaburzeniami elektromagnetycznymi
Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych.Dobór i montaż wyposażenia elektrycznego -- Postanowienia ogólne
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Dobór i montaż wyposażenia elektrycznego -- Oprzewodowanie
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Dobór i montaż wyposażenia elektrycznego -- Aparatura łączeniowa i sterownicza
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Dobór i montaż wyposażenia elektrycznego -- Układy uziemiające i przewody ochronne
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Dobór i montaż wyposażenia elektrycznego - Inne urządzenia
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Sprawdzanie
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Pomieszczenia wyposażone w wannę lub prysznic
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Baseny pływackie i fontanny
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Pomieszczenia i kabiny zawierające grzejniki do saun
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Instalacje na placu budowy i rozbiórki
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Gospodarstwa
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Pomieszczenia przewodzące i ograniczające
swobodę ruchu
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Kempingi dla przyczep, kempingi i podobne lokalizacje
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Porty jachtowe i podobne lokalizacje
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Pomieszczenia medyczne
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Wystawy, pokazy i stoiska
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Fotowoltaiczne (PV) układy zasilania
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Meble
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Instalacje oświetlenia zewnętrznego
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Instalacje oświetleniowe bardzo niskiego napięcia
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Zespoły ruchome lub przewoźne
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Obiekty publiczne i miejsca pracy
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Instalacje elektryczne w przyczepach kempingowych
i pojazdach z przestrzenią mieszkalną
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Korytarze obsługi lub nadzoru
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Tymczasowe instalacje elektryczne dla konstrukcji,
urządzeń rozrywkowych i budek na targach, w lunaparkach i w cyrkach
Instalacje elektryczne niskiego napięcia - Wymagania dot. specjalnych instalacji lub lokalizacji - Podłogowe i sufitowe systemy ogrzewania
Zasady podstawowe i bezpieczeństwa przy współdziałaniu człowieka z maszyną, znakowanie i identyfikacja -- Identyfikacja przewodów kolorami albo
znakami alfanumerycznymi
Wpływ prądu na ludzi i zwierzęta hodowlane - Ogólne aspekty
Wpływ prądu na ludzi i zwierzęta hodowlane - Aspekty specjalne
Wpływ prądu na ludzi i zwierzęta hodowlane - Wpływ prądu przepływającego przez ciało zwierząt hodowlanych
(Ciąg dalszy na następnej stronie)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Normy i regulacje ustawowe

IEC 60529
Stopnie ochrony zapewnione przez obudowy (kod IP)
IEC 60644
Wymagania dotyczące wkładek bezpiecznikowych wysokiego napięcia do zabezpieczania obwodów silników
IEC 60664
Koordynacja izolacji urządzeń elektrycznych w układach niskiego napięcia
IEC 60715
Wymiary aparatury rozdzielczej i sterowniczej niskonapięciowej -- Znormalizowany montaż na szynach, w celu mechanicznego mocowania aparatury

elektrycznej w instalacjach rozdzielczych i sterowniczych.
IEC 60724
Ograniczenia temperatury zwarcia kabli elektrycznych dla znamionowych napięć 1 kV (Um = 1,2 kV) i 3 kV (Um = 3,6 kV)
IEC 60755
Wymagania ogólne dotyczące urządzeń ochronnych różnicowoprądowych
IEC 60787
Zasady doboru wkładek bezpiecznikowych dla ochrony transformatorów wysokiego napięcia
IEC 60831-1
IEC 60831-2
Kondensatory samoregenerujące do równoległej kompensacji mocy biernej w sieciach elektroenergetycznych prądu przemiennego o napięciu

znamionowym do 1 000 V włącznie -- Część 2: Próba starzenia, próba samoregeneracji i próba zniszczenia
IEC 60947-1
Aparatura rozdzielcza i sterownicza niskonapięciowa – postanowienia ogólne
IEC 60947-2
Aparatura rozdzielcza i sterownicza niskonapięciowa – wyłączniki
IEC 60947-3
Aparatura rozdzielcza i sterownicza niskonapięciowa – Rozłączniki izolacyjne osłonięte nie objęte zakresem IEC 60947-3 dla zapewnienia izolacji

podczas napraw i prac konserwacyjnych
IEC 60947-4-1
Aparatura rozdzielcza i sterownicza niskonapięciowa – Styczniki i rozruszniki do silników -- Mechanizmowe styczniki i rozruszniki do silników
IEC 60947-6-1
Aparatura rozdzielcza i sterownicza niskonapięciowa – Łączniki wielozadaniowe -- Urządzenia przełączające
Seria IEC 61000
Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC)
IEC 61140
Ochrona przed porażeniami prądem elektrycznym - Wspólne aspekty instalacji i urządzeń
IEC 61201
Wykorzystanie konwencjonalnych limitów napięcia rażeniowego - Przewodnik zastosowania
IEC 61439-0
Rozdzielnice i sterownice niskonapięciowe - Przewodnik specyfikacji
IEC 61439-1
Rozdzielnice i sterownice niskonapięciowe – postanowienia ogólne
IEC 61439-2
Rozdzielnice i sterownice niskonapięciowe – rozdzielnice i i sterownice do rozdziału energii elektrycznej
IEC 61439-3
Rozdzielnice i sterownice niskonapięciowe – Rozdzielnice tablicowe przeznaczone do obsługiwania przez osoby postronne (DBO)
IEC 61439-4
Rozdzielnice i sterownice niskonapięciowe – Wymagania dotyczące zestawów przeznaczonych do instalowania na placu budowy (ACS)
IEC 61439-5
Rozdzielnice i sterownice niskonapięciowe - Zestawy do dystrybucji mocy w sieciach publicznych
IEC 61439-6
Rozdzielnice i sterownice niskonapięciowe - Systemy przewodów szynowych
IEC 61557-1
Bezpieczeństwo elektryczne w niskonapięciowych sieciach elektroenergetycznych o napięciach przemiennych do 1000 V i stałych do 1500 V -
Urządzenia przeznaczone do sprawdzania, pomiarów lub monitorowania środków ochronnych. Wymagania ogólne
IEC 61557-8
Bezpieczeństwo elektryczne w niskonapięciowych sieciach elektroenergetycznych o napięciach przemiennych do 1 000 V i stałych do 1 500 V -
Urządzenia przeznaczone do sprawdzania, pomiarów lub monitorowania środków ochronnych. Urządzenia do lokalizacji uszkodzenia izolacji w sieciach IT
IEC 61557-9
Bezpieczeństwo elektryczne w systemach dystrybucji niskiego napięcia do 1000 V AC i 1500 V DC. -Wyposażenie do testowania, pomiaru lub

monitorowania środków ochronnych - Wyposażenie do lokalizacji usterek w izolacji w systemach informatycznych
IEC 61557-12
Bezpieczeństwo elektryczne w niskonapięciowych sieciach elektroenergetycznych o napięciach przemiennych do 1 000V i stałych do 1 500V -
Urządzenia do sprawdzania, pomiarów lub monitorowania środków ochronnych. Urządzenia do pomiarów i monitorowania parametrów sieci (PMD)
IEC 61558-2-6
Bezpieczeństwo użytkowania transformatorów, zasilaczy, dławików i podobnych urządzeń o napięciach zasilających do 1100 V.

Wymagania szczegółowe i badania dotyczące transformatorów bezpieczeństwa i zasilaczy z transformatorami bezpieczeństwa
IEC 61643-11 (2011) Niskonapięciowe urządzenia ograniczające przepięcia. Urządzenia ograniczające przepięcia w sieciach elektroenergetycznych niskiego

napięcia -- Wymagania i metody badań
IEC 61643-12
Niskonapięciowe urządzenia ograniczające przepięcia. Urządzenia ograniczające przepięcia w sieciach elektroenergetycznych niskiego

napięcia -- Zasady doboru i zastosowania
IEC 61643-21
Niskonapięciowe urządzenia ograniczające przepięcia. Urządzenia do ograniczania przepięć w sieciach telekomunikacyjnych i sygnalizacyjnych

-- Wymagania eksploatacyjne i metody badań
IEC 61643-22
Niskonapięciowe urządzenia ograniczające przepięcia. Urządzenia do ograniczania przepięć w sieciach telekomunikacyjnych i sygnalizacyjnych

--Zasady doboru i zastosowania
IEC 61921
Kondensatory energetyczne -- Baterie kondensatorów niskiego napięcia do poprawy współczynnika mocy
IEC 62271-1
Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza - Postanowienia wspólne
IEC 62271-100
Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza - Wyłączniki wysokiego napięcia prądu przemiennego
IEC 62271-101
Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza - Badanie syntetyczne
IEC 62271-102
Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza - Odłączniki i uziemniki wysokiego napięcia prądu przemiennego AC
IEC 62271-103
Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza - Rozłączniki o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV do 52 kV włącznie
IEC 62271-105
Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza - Kombinacje bezpiecznika prądu przemiennego na napięcia znamionowe powyżej 1 kV

do 52 kV włącznie
IEC 62271-200
Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza - Rozdzielnice prądu przemiennego w osłonach metalowych na napięcie znamionowe

powyżej 1 kV do 52 kV włącznie
IEC 62271-202
Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza - Stacje transformatorowe prefabrykowane wysokiego napięcia na niskie napięcie
IEC 62305 1
Ochrona odgromowa - Część 1: Ogólne Zasady
IEC 62305-2
Ochrona odgromowa - Część 2: Zarządzanie Ryzykiem
IEC 62305-3
Ochrona odgromowa -- Część 3: Uszkodzenia fizyczne obiektów i zagrożenie życia
IEC 62305-4
Ochrona odgromowa -- Część 4: Urządzenia elektryczne i elektroniczne w obiektach
(Koniec)

2.4 Jakość i bezpieczeństwo instalacji elektrycznych
W zakresie w jakim przestrzegane są procedury kontrolne, jakość i bezpieczeństwo
będą gwarantowane tylko wtedy, gdy:
b  rojekt wykonano zgodnie z najnowszym wydaniem odpowiednich norm
P
oprzewodowania
b Elektryczne wyposażenie jest zgodne z odpowiednimi standardami produktu
b  oczątkowa kontrola zgodności instalacji elektrycznej z normami
P
i rozporządzeniami została dokonana
b Zalecane okresowe badania instalacji są dokonywane
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

A7

A - Ogólne zasady projektowania instalacji
elektrycznych

A8

2.5 Wstępne badanie instalacji
Zanim zakład energetyczny podłączy instalację do swojej sieci, muszą być
spełnione ścisłe przedodbiorowe badania i oględziny instalacji elektrycznej,
dokonane przez wyznaczonego przedstawiciela zakładu energetycznego.
Badania te są prowadzone zgodnie z lokalnymi (rządowymi i/lub instytucjonalnymi)
przepisami, które mogą nieco różnić się pomiędzy krajami. Niemniej jednak
zasady wszystkich takich przepisów są typowe i są oparte na przestrzeganiu
rygorystycznych zasad bezpieczeństwa na etapie projektu i realizacji instalacji.
IEC 60364-6 oraz powiązane normy zawarte w niniejszym przewodniku są oparte
na międzynarodowym konsensusie odnośnie takich testów, mającym na celu
uwzględnienie wszystkich środków bezpieczeństwa i zatwierdzonych praktyk
instalacji wymaganych zazwyczaj w budynkach mieszkalnych, użytkowych
i (większości) przemysłowych. Niemniej jednak wiele branż ma dodatkowe przepisy
dotyczące określonego produktu (ropa naftowa, węgiel, gaz ziemny, itd.).Takie
dodatkowe wymogi są poza zakresem niniejszego przewodnika.
Przedodbiorowe testy elektryczne i oględziny instalacji w budynkach obejmują na
ogół wszystkie następujące procedury:
b  esty ciągłości elektrycznej i przewodnictwa urządzeń ochronnych, przewodów
T
ekwipotencjalnych i uziemienia
b  esty rezystancji izolacyjnej między przewodami pod napięciem a przewodami
T
ochronnymi podłączonymi do instalacji uziemienia
b  est zgodności obwodów SELV i PELV lub separacji elektrycznej
T
b  ezystancja/impedancja podłóg i ścian
R
b  abezpieczenie obwodu poprzez samoczynne odłączenie zasilania
Z
v W przypadku sieci TN: poprzez pomiar impedancji pętli zwarcia, a także

weryfikację charakterystyki i/lub skuteczności urządzeń zabezpieczających
(przetężeniowego urządzenia zabezpieczającego i RCD)
v W przypadku sieci TT: poprzez pomiar RA rezystancji uziemienia dostępnych

części przewodzących, a także weryfikacji charakterystyki i/lub skuteczności
powiązanych urządzeń zabezpieczających (przetężeniowego urządzenia
zabezpieczającego i RCD)
v W przypadku sieci IT: poprzez obliczenie lub pomiary Id prądu przy pojedynczym

zwarciu z ziemią, a także poprzez test sieci TN, gdzie warunki są podobne do
sieci TN w przypadku awarii podwójnej izolacji, wraz z testem sieci TT, jeżeli
warunki są podobne do systemu TT w przypadku awarii podwójnej izolacji
b  odatkowe zabezpieczenie przez sprawdzenie weryfikacji pomiarów ochronnych
D
b  est biegunowości, jeżeli zasady zabraniają montażu jednobiegunowych
T
urządzeń przełączających na przewodzie neutralnym
b  ontrola kolejności faz w przypadku obwodu wielofazowego
K
b  est funkcjonalny rozdzielnicy i aparatury sterowniczej przez sprawdzenie ich
T
instalacji i regulacji
b  padek napięcia przez pomiar impedancji obwodu oraz przez zweryfikowanie
S
obliczeń
Te testy i kontrole mają charakter podstawowy (ale nie wyczerpujący) w większości
instalacji, jednocześnie przepisy obejmują wiele innych testów i zasad w celu
objęcia szczególnych przypadków, na przykład: instalacje w oparciu o izolację
klasy 2, specjalne lokalizacje, itp.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Celem tego przewodnika jest zwrócenie uwagi na konkretne cechy różnych
typów instalacji, a także wskazanie istotnych zasad wymaganych do osiągnięcia
zadowalającego poziomu jakości, który zapewni bezpieczne i bezproblemowe
działanie.
Metody zalecane w niniejszym przewodniku, zmodyfikowane, jeśli to konieczne,
w celach zgodności z możliwymi zmianami narzuconymi przez zakład energetyczny,
mają na celu spełnienie wszelkich wymagań testów i inspekcji przedodbiorowych.
Po weryfikacji oraz testach należy przedstawić wstępny raport, włączając raport
inspekcji, raport przetestowanych obwodów wraz z wynikami testów i ewentualne
naprawy lub ulepszenia instalacji.

2.6 Przywracanie bezpieczeństwa istniejących
instalacji elektrycznych
Prace nad tym tematem są w toku z powodu statystyk dotyczących starych
instalacji elektrycznych (liczba starych i uznanych za niebezpieczne instalacji
elektrycznych, istniejące instalacje niezgodne z przyszłymi potrzebami itp.).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Normy i regulacje ustawowe
A9

2.7 Okresowe badanie instalacji
W wielu krajach wszystkie instalacje przemysłowe oraz instalacje w obiektach użyteczności
publicznej muszą być okresowo badane przez uprawnionych przedstawicieli zakładu
energetycznego.
Powinny być wykonywane następujące badania:
b  eryfikacja poprawności działania RCD
W
b  dpowiednie pomiary w celu zapewnienia bezpieczeństwa ludzi przed skutkami
O
porażenia prądem oraz ochrony przed uszkodzeniem mienia przez ogień i ciepło
b  otwierdzenie, że instalacja nie uległa uszkodzeniu
P
Identyfikacja usterek instalacji
Rysunek A3 przedstawia częstotliwość zwykle zalecanych badań zgodnie
z rodzajem instalacji.
Typ instalacji
Instalacje
wymagające
zabezpieczenia
pracowników



Instalacje w budynkach
służących do zgromadzeń
publicznych, gdzie jest
wymagane zabezpieczenie
przed pożarem i paniką
Mieszkalne




Częstotliwość badań
b Zlokalizowane w pomieszczeniach
Co roku
zagrożonych pożarem lub wybuchem
b Tymczasowe instalacje na stanowisku pracy
b Lokalizacje z instalacją SN
b W pomieszczeniach z ograniczoną swobodą,
gdzie użytkowany jest sprzęt przenośny
Inne przypadki
Co 3 lata
Zależnie od typu i wielkości budynku
Od 1 roku
do 3 lat

Zgodnie z lokalnymi przepisami

Przykład: REBT
w Belgii, które
narzuca okresowe
kontrole co 20 lat.

Rys.A3 : Częstotliwość testów kontrolnych powszechnie zalecanych dla instalacji elektrycznych

Co do wstępnej weryfikacji, należy zapewnić raport z okresowej kontroli.

2.8 Ocena zgodności zainstalowanego osprzętu
(według norm i specyfikacji)
Ocena zgodności wyposażenia z odpowiednimi standardami może być
poświadczona poprzez:
b Znak zgodności wydany przez organ certyfikacyjny lub
b Certyfikat zgodności wydany przez organ certyfikacyjny lub
b Przez deklarację zgodności przekazaną przez producenta

Deklaracja zgodności
Deklaracja zgodności, w tym dokumentacja techniczna, jest ogólnie stosowane
w przypadku wyposażenia wysokiego napięcia lub specyficznych produktów.
W Europie Deklaracja CE to obowiązkowe oświadczenie zgodności.
Uwaga: Oznaczenie CE
W Europie europejskie dyrektywy wymagają od producenta lub jego uprawnionego
przedstawiciela zamieszczenia oznaczenia CE na jego własną odpowiedzialność.
Oznacza to, że:
b Produkt spełnia wymogi prawne
b Zakłada się, że nadaje się do sprzedaży w Europie
Oznaczenie CE nie jest znakiem pochodzenia ani znakiem zgodności, uzupełnia
jedynie deklarację o zgodności i dokumenty techniczne urządzenia

Certyfikat zgodności
Certyfikat zgodności może wspierać deklarację producenta i zaufanie klienta. Może być
wymagany przez regulacje krajów, narzucone przez klientów (zastosowania morskie,
nuklearne). Jest gwarancją bezpieczeństwa obsługi i zgodności pomiędzy urządzeniami.

Znak zgodności
Znaki zgodności są silnymi strategicznymi narzędziami potwierdzenia ciągłej
zgodności. Konsolidują zaufanie do marki producenta. Zgodność jest orzekana
przez organ certyfikacyjny, jeżeli urządzenie spełnia wymagania mającego
zastosowanie dokumentu odniesienia (w tym standardu) i po weryfikacji systemu
zarządzania jakością producenta. Audyt produkcji i późniejsza kontrola urządzeń są
dokonywane globalnie każdego roku.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Zgodność wyposażenia z odpowiednimi
standardami może być poświadczona
na kilka sposobów

A - Ogólne zasady projektowania instalacji
elektrycznych

2 Normy i regulacje ustawowe

A10

Zapewnienie jakości
Laboratorium testujące próbki nie może potwierdzić zgodności całego procesu
produkcji: te testy są nazywane badaniami zgodności. W niektórych testach na
zgodność ze standardami próbki są niszczone (na przykład testy bezpieczników).
Tylko producent może potwierdzić, że wyprodukowane produkty spełniają
zadeklarowane właściwości.
Certyfikacja zapewnienia jakości ma na celu wypełnienie początkowej deklaracji lub
certyfikacji zgodności.
Na dowód tego, że zostały podjęte wszelkie niezbędne odpowiednie środki
w celu zapewnienia jakości produkcji, producent uzyskuje certyfikację systemu
kontroli jakości, który monitoruje produkcję danego produktu. Te certyfikaty są
wydawane przez organizacje specjalizujące się w kontroli jakości i są oparte na
międzynarodowym standardzie ISO 9001:2000.
Te standardy definiują trzy modelowe systemy kontroli zapewniania jakości
odpowiadające różnym sytuacjom, a nie różnym poziomom jakości:
b  odel 3 definiuje zapewnienie jakości poprzez kontrolę i sprawdzenie gotowych
M
produktów.
b  odel 2 obejmuje sprawdzenie gotowego produktu oraz uwzględnia dodatkową
M
weryfikację procesu produkcyjnego. Przykładowo, ta metoda stosowana jest
dla producenta bezpieczników, gdzie parametry nie mogą być sprawdzone bez
zniszczenia bezpiecznika.
b  odel 1 to model 2, ale z dodatkowym wymogiem rygorystycznego
M
szczegółowego zbadania projektu procesu jakości; na przykład, gdy nie
ma na celu wytworzenia i przetestowania prototypu (przypadek specjalnie
przygotowanego produktu, wykonanego zgodnie ze specyfikacją).

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

2.9 Ochrona środowiska
Wkład całej instalacji elektrycznej w zrównoważony rozwój może być znacznie
poprawiony poprzez projekt instalacji. Właściwie wykazano, że zoptymalizowany
projekt instalacji, uwzględniając warunki operacyjne, lokalizację podstacji SN/NN
i strukturę dystrybucyjną (tablice rozdzielcze, szynoprzewody, kable), może zasadniczo
obniżyć wpływy na środowisko (zużycie surowców, zużycie energii, proces wycofania
z użytku), zwłaszcza w zakresie wydajności energetycznej. Oprócz architektury
instalacji elektrycznej, specyfikacja środowiskowa zastosowanych komponentów
elektrotechnicznych i wyposażenia jest podstawą instalacji przyjaznej środowisku.
W szczególności, jeśli chodzi o zapewnienie właściwej informacji środowiskowej
i uwzględnienie przepisów.
W Europie opublikowano kilka Dyrektyw dotyczących urządzeń elektrycznych,
wywołując ogólnoświatowy ruch w kierunku stosowania produktów bezpieczniejszych
dla środowiska.
a)  yrektywa RoHS (Ograniczenie Substancji Niebezpiecznych): obowiązująca
D
od lipca 2006 r. i zmieniona w 2012 r. Ma na celu eliminację sześciu substancji
niebezpiecznych: ołów, rtęć, kadm, sześciowartościowy chrom, polibromowane
dwufenyle (PBB) lub etery difenylu polibromowanego (PBDE) z większości
produktów elektrotechnicznych dla użytkowników końcowych. Choć instalacje
elektryczne będące " dużymi stałymi instalacjami " nie są nim objęte, wymóg
zgodności RoHS może być zaleceniem dla instalacji zrównoważonej.
b)  yrektywa WEEE (Zużyty sprzęt elektryczny i elektroniczny): obowiązująca od
D
sierpnia 2005 r. i obecnie w trakcie weryfikacji. Jej celem jest poprawa utylizacji
zużytych artykułów gospodarstwa domowego i innych urządzeń we współpracy
z ich producentami. Odnośnie RoHS, instalacje elektryczne nie są w zakresie tej
Dyrektywy. Jednak zalecana jest informacja o wycofaniu z użytku produktu w celu
zoptymalizowania procesu i kosztu recyklingu.
c)  lasyfikacja energetyczna produktów, zwana również Ekoprojektem. Nie licząc
K
niektórych urządzeń, jak źródła światła czy silniki, dla których etapy wdrażania są
obowiązkowe, nie ma prawnych wymagań, które bezpośrednio dotyczą instalacji.
Niemniej jednak istnieje trend dołączenia do urządzeń elektrycznych ich Deklaracji
Środowiskowej Produktu, tak jak przewidywanie przyszłych wymagań rynku
budowlanego w przypadku produktów budowlanych.
d)  EACh: Rejestracja ocena i autoryzacja chemikaliów. Obowiązująca od 2009 r.,
R
ma na celu kontrolę środków chemicznych i ograniczenie ich zastosowania, gdy
jest to konieczne w celu zmniejszenia zagrożeń dla ludzi i środowiska. W zakresie
EE i instalacji oznacza, że każdy dostawca przekaże na żądanie klienta zawartość
substancji niebezpiecznych w produkcie (tak zwane SVHC). Następnie instalator
powinien upewnić się, że jego dostawcy mają dostępne odpowiednie informacje.
W innych częściach świata nowe przepisy będą dążyć do tego samego celu.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Charakterystyka
zainstalowanych odbiorników
A11

Określenie rzeczywistej wartości mocy pozornej, zapotrzebowanej przez każdy
odbiór, umożliwia uzyskanie:

Określenie rzeczywistej mocy pozornej
poszczególnych odbiorów: konieczny krok
wstępny w projektowaniu instalacji NN

b  adeklarowanego zapotrzebowania mocy, które jest ważne w umowie na dostawę
Z
energii
b  kreślenie wielkości mocy transformatora SN/NN, jeżeli jest to konieczne O
z uwzględnieniem przewidywanego zwiększenia mocy
b  artości prądu znamionowego poszczególnych rozdzielnic
W

Nominalna moc w kW (PN) silnika określa jego
znamionową równoważną mechaniczną moc
wyjściową.
Moc pozorna w (kVA Pa) silnika jest funkcją
mocy wyjściowej, sprawności silnika
i współczynnika mocy.
Pn
Pa =
η cosϕ

3.1 Silniki indukcyjne
Zapotrzebowanie na prąd znamionowy
Prąd znamionowy la silnika jest określony na podstawie następujących wzorów:
b  -fazowy silnik:Ia = Pn x 1,000 / (√3 x U x η x cos ϕ)
3
b  -fazowy silnik:Ia = Pn x 1,000 / (U x η x cos ϕ)
1
gdzie
Ia: prąd znamionowy (w amperach)
Pn: moc znamionowa (w kW)
U: napięcie międzyfazowe silników 3-fazowych i napięcie pomiędzy przyłączami
silników jednofazowych (w woltach). Silnik jednofazowy może być podłączony: faza
do neutralnego lub faza do fazy.
η: Sprawność silnika, tzn. moc wyjściowa kW/moc wejściowa kW
cos ϕ: współczynnik mocy, tzn. stosunek mocy wyrażonej w kW do mocy wyrażonej
w kVA

Prąd przejściowy i zabezpieczenie ochronne
b  artość przejściowego prądu szczytowego może być bardzo wysoka; typowa
W
wartość to około 12 do 15 razy wartość znamionowa RMS Inm. Czasami ta
wartość może sięgać 25 razy Inm
b  yłączniki instalacyjne, styczniki i przekaźniki termiczne Schneider Electric są
W
tak zaprojektowane, by wytrzymać rozruch silnika o bardzo wysokim prądzie
przejściowym (przejściowa wartość szczytowa może wynosić do 19 razy wartość
znamionowa RMS Inm)
b  eżeli podczas rozruchu nastąpi aktywacja zabezpieczenia nadprądowego,
J
oznacza to, że prąd rozruchu przekracza normalne granice. W rezultacie można
osiągnąć maksymalne granice wytrzymałości rozdzielnicy, trwałość może
zostać zmniejszona, a niektóre urządzenia mogą być nawet zniszczone. W celu
uniknięcia takich sytuacji należy rozważyć przewymiarowanie rozdzielnic
b  abezpieczenia Schneider Electric są zaprojektowane dla zabezpieczenia
Z
rozruszników silników przed zwarciami. W zależności od poziomu ryzyka
tabele pokazują kombinację wyłącznika instalacyjnego, stycznika i przekaźnika
termicznego w celu uzyskania koordynacji typu 1 lub typu 2 (patrz rozdział N)

Prąd rozruchowy silnika

Kompensacja mocy biernej (kVAr) dostarczanej do silników indukcyjnych
Jest korzystna z przyczyn technicznych i finansowych w zmniejszaniu prądu
dostarczanego do silników indukcyjnych. Można to osiągnąć przy wykorzystaniu
kondensatorów bez wpływu na moc wyjściową silników.
Stosowanie tej zasady funkcjonowania silników indukcyjnych jest ogólnie zwane
" poprawą współczynnika mocy " lub " korektą współczynnika mocy " .
Jak omówiono w rozdziale L, moc pozorna (kVA) dostarczona do silnika
indukcyjnego może być znacznie obniżona przez wykorzystanie podłączonych
bocznikowo kondensatorów. Redukcja mocy wejściowej kVA oznacza
odpowiadające obniżenie prądu wejściowego (ponieważ napięcie pozostaje stałe).
Kompensacja mocy biernej jest szczególnie zalecana w przypadku silników, które
działają przez długi czas przy obniżonej mocy.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Chociaż na rynku są silniki wysokiej wydajności, w praktyce ich prądy rozruchowe
są mniej więcej takie same, jak w niektórych standardowych silnikach.
Stosowanie rozrusznika gwiazda-trójkąt, soft startów lub falowników pozwala na
obniżenie wartości prądu rozruchowego (Przykład: 4 Ia zamiast 7,5 Ia).

Compensation of reactive-power (kvar) supplied to induction motors
It is generally advantageous for technical and financial reasons to reduce the current
supplied to induction motors. This can be achieved by using capacitors without
affecting the power output of the motors.
The application of this principle to the operation of induction motors is generally
referred to as “power-factor improvement” or “power-factor correction”.

A - Ogólne zasady projektowania instalacji
elektrycznych

A12

B - General design - Regulations Installed power

As discussed in chapter K, the apparent power (kVA) supplied to an induction motor
can be significantly reduced by the use of shunt-connected capacitors. ReductionB11
of
input kVA means a corresponding reduction of input current (since the voltage
remains constant).

3 Installed power loads Characteristics is particularly advised for motors that operate for
Compensation of reactive-power
long periods at reduced power.

kW Input - moc wejściowa kW
kVA Input - moc wejściowa kVA

kW input
so that a kVA input reduction in kVA input will
tak, że redukcja mocy wejściowej kVA
kVA input
increase (i.e. improve) the value of cos ϕ.
zwiększy (tzn. poprawi) wartość cos ϕ.
The current supplied to the motor, after power-factor correction, is given by:
Prąd doprowadzony do silnika, po korekcie współczynnika mocy, wynosi:
As noted above
Jak podano powyżej cos ϕ =

I=Ia



cos ϕ
cos ϕ '

gdzie cos ϕ to współczynnik mocy przed kompensacją, a cos ϕ’
to współczynnik mocy po kompensacji, Ia to pierwotny prąd.

where cos ϕ is the power factor before compensation and cos ϕ’ is the power factor
prądu znamionowego silnika
dla kilku poziomów napięcia, w funkcji mocy znamionowej silnika.
It should be noted that speed drive converter provides reactive energy compensation.
Figure B4 below shows, in function of motor rated power, standard motor current
valueskW several voltage230 V
for
supplies.380 hp
400 V
440 500 V
690 V

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rysunek A4 poniżej pokazuje standardowe wartości
Schneider Electric - Electrical Ia being guideoriginal current.
after compensation, installation the 2005

415 V
480 V
A
A
A
A
A
0.18
1.0
0.6
0.48
0.25
1.5
0.85
0.68
0.37
1.9
1.1
0.88
kW
hp
230 V
380 400 V
440 500 V
415 V
480 V
1/2
1.3
1.1
A
A
A
A
A
0.55
2.6
1.5
1.2
3/4
1.8
1.6
0.18
1.0
0.6
0.48
0.25
1.5
0.85
0.68
1
2.3
2.1
0.37
1.9
1.1
0.88
0.75
3.3
1.9
1.5
1.1
4.7
2.7
2.2
1/2
1.3
1.1
0.55
2.6
1.5
1.2
1-1/2
3.3
3.0
3/4
1.8
1.6
2
4.3
3.4
1.5
6.3
3.6
2.9
1
2.3
2.1
0.75
3.3
1.9
1.5
2.2
8.5
4.9
3.9
1.1
4.7
2.7
2.2
3
6.1
4.8
3.0
11.3
6.5
5.2
1-1/2
3.3
3.0
2
4.3
3.4
3.7
1.5
6.3
3.6
2.9
4
15
9.7
8.5
7.6
6.8
5.5
20
11.5
9.2
2.2
8.5
4.9
3.9
3
6.1
4.8
7-1/2
14.0
11.0
3.0
11.3
6.5
5.2
10
18.0
14.0
7.5
27
15.5
12.4
3.7
4
15
9.7
8.5
7.6
6.8
11
38.0
22.0
17.6
5.5
20
11.5
9.2
15
27.0
21.0
20
34.0
27.0
7-1/2
14.0
11.0
10
18.0
14.0
15
51
29
23
7.5
27
15.5
12.4
18.5
61
35
28
25
44
34
11
38.0
22.0
17.6
15
27.0
21.0
22
72
41
33
20
34.0
27.0
30
51
40
40
66
52
15
51
29
23
18.5
61
35
28
30
96
55
44
25
44
34
37
115
66
53
50
83
65
22
72
41
33
30
51
40
60
103
77
40
66
52
45
140
80
64
55
169
97
78
30
96
55
44
37
115
66
53
75
128
96
50
83
65
100
165
124
75
230
132
106
60
103
77
45
140
80
64
90
278
160
128
55
169
97
78
125
208
156
110
340
195
156
75
128
96
100
165
124
150
240
180
75
230
132
106
132
400
230
184
200
320
240
90
278
160
128
125
208
156
150
110
340
195
156
160
487
280
224
185
150
240
180
132
400
230
184
250
403
302
200
320
240
200
609
350
280
220
150
160
487
280
224
300
482
361
185
250
748
430
344
280
250
403
302
200
609
350
280
350
560
414
220
400
636
474
300
300
482
361
250
748
430
344
280
Rys.A4: Znamionowa moc i prądy znamionowe (ciąg dalszy na następnej stronie)
350
560
414
400
636
474
300
-

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Fig. B4 : Rated operational power and currents (continued on next page)

A
0.35
0.49
0.64
690 V
A
0.87
0.35
0.49
0.64
1.1
1.6
0.87
2.1
1.1
2.8
1.6
3.8
2.1
4.9
6.7
2.8
3.8
8.9
4.9
12.8
6.7
17
8.9
21
12.8
24
17
21
32
39
24
47
57
32
39
77
47
93
57
113
77
134
93
113
162
134
203
162
250
203
250
-

3 Charakterystyka
zainstalowanych odbiorników
A13

kW

hp

230 V

315
335
355
375
400
425
450
475
500
530
560
600
630
670
710
750
800
850
900
950
1000

540
500
-

A
940
1061
1200
1478
1652
1844
2070
2340
2640
2910

380 415 V
A
786
-

400 V
A
540
610
690
850
950
1060
1190
1346
1518
1673

440 480 V
A
515
590
-

500 V

690 V

A
432
488
552
680
760
848
952
1076
1214
1339

A
313
354
400
493
551
615
690
780
880
970

Fig. A4: Znamionowa moc i prądy znamionowe (dokończenie)

3.2 Urządzenia grzewcze typu rezystancyjnego
i żarowe źródła światła (konwencjonalne lub
halogenowe)

Znamionowa moc
obl. (kW)
0.1
0.2
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
6
7
8
9
10

Prąd znamionowy (A)
1-fazowy 1-fazowy
127 V
230 V
0.79
0.43
1.58
0.87
3.94
2.17
7.9
4.35
11.8
6.52
15.8
8.70
19.7
10.9
23.6
13
27.6
15.2
31.5
17.4
35.4
19.6
39.4
21.7
47.2
26.1
55.1
30.4
63
34.8
71
39.1
79
43.5

3-fazowy
230 V
0.25
0.50
1.26
2.51
3.77
5.02
6.28
7.53
8.72
10
11.3
12.6
15.1
17.6
20.1
22.6
25.1

3-fazowy
400 V
0.14
0.29
0.72
1.44
2.17
2.89
3.61
4.33
5.05
5.77
6.5
7.22
8.66
10.1
11.5
13
14.4

Rys. A5: Wartości prądu znamionowego urządzeń grzewczych i żarowych źródeł światła
(konwencjonalnych lub halogenowych)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Wartość prądu znamionowego urządzenia grzewczego lub żarowego źródła światła
można wyznaczyć w prosty sposób na podstawie mocy znamionowej Pn, podanej
przez producenta (tzn. cos ϕ = 1) (patrz Rys.A5)

Installed power loads
33 Installed power loads - Characteristics
Characteristics

B B General design - Regulations - - - General design - Regulations
Installed power
Installed power

A - Ogólne zasady projektowania instalacji
elektrycznych

B13
B13

A14
Pn
Pn (1)(1)
c c 1-phase case: a = =
1-phase case: I I a
UU
where is the voltage between the terminals of the equipment.
where U U is the voltage between the terminals of the equipment.

Prądy current demand of a na podstawie wzorów:
zostały określone heating appliance an incandescent lamp is easily
The
The current demand of a heating appliance oror an incandescent lamp is easily
obtained from the nominal power Pn quoted by the manufacturer (i.e. cos = 1).
obtained from the nominal power Pn quoted by the manufacturer (i.e. cos ϕ ϕ = 1).
Pn (1)

b Układ 3-fazowygiven by: (1)
The currents are I a =
The currents are given = Pn
I a by: 3 U

3U
Pn
Pn (1)(1)
c c 3-phase case: a = = Pn (1)
3-phase case: I I a
(1)
I a = Pn U
33
U
b Układ 1-fazowy I a = U
U
(1)(1)
Pn
Pn
c c 1-phase case: a = =
1-phase case: I I a
gdzie U to napięcie pomiędzy przyłączami urządzenia.
UU
where U is the żarowego źródła światła wykorzystanie halogenu pozwala na
W where U is the voltage between the terminals of the equipment.
przypadku voltage between the terminals of the equipment.
For an incandescent lamp, the use halogen gas allows more concentrated źródła
For an incandescent lamp, the use ofof halogen gas allows a more concentrated light
zwiększenie wydajności źródła światła. Zwiększa sięastrumień świetlny light
source. jego output is
i source. The lighttrwałość.increased and the lifetime ofof the lamp is doubled.
podwajaThe light output is increased and the lifetime the lamp is doubled.

Note:
Note: At the instant ofof switching on, the cold filament gives rise a very brief but
Uwaga:At the natychmiastowym przełączeniu zimny żarnik to a very brief but krótki,
Przy instant switching on, the cold filament gives rise to powoduje bardzo
intense peak current.
intense peak ofof current.
lecz intensywny skok prądu.

Fluorescent lamps and related equipment
Fluorescent lamps and related equipment

Źródła fluorescencyjne on the tube of a fluorescent lamp does not include
The power Pn (watts) indicated
The power Pn (watts) indicated on the tube of a fluorescent lamp does not include

Mocpower dissipated in in naballast.
the power określona the ballast.
the Pn (W)dissipated the świetlówce nie uwzględnia mocy traconej na stateczniku.
The current given
The jest równy: by:
Prądcurrent is is given by:

PP

+ Pn
+ Pn

I a ballast
I a = =ballast
U U cos ϕ
cos ϕ

If If no power-loss value is indicated for the ballast, a figure of 25% of Pn may be used.
no power-loss value is indicated for the ballast, a figure of 25% of Pn may be used.

Gdzie U = napięcie źródła światła
Jeżeli wartośćtubular fluorescent lamps wskazana, może być stosowana
Standard straty fluorescent lamps
Standard tubular mocy statecznika nie jest
wartość 25% Pn
The power Pn (watts) indicated on the tube a a fluorescent lamp does not include the
The power Pn (watts) indicated on the tube of of fluorescent lamp does not include the
power dissipated the ballast.
power dissipated in in the ballast.

Standardowa świetlówka liniowa

The current taken by the complete circuit given by:
The current taken by the complete circuit is is given by:

Z (o ile P zostało to inaczej wskazane):
nie + Pn
+ Pn
P
I a ballast
a = ballast0,6 bez
bI cos=ϕ = cos ϕ kompensacji korekty współczynnika mocy (PF)(2)
UU ϕ
cos
b cos ϕ = = the z korektą PF(2) to the lamp, dwie rury) itsits related equipment.
where = 0,86 voltage applied the lamp, complete with
where U U the voltage applied to (jedna lub complete with related equipment.
b cos(unless otherwise indicated): elektronicznego
With (unless otherwise indicated):
With ϕ = 0,96 dla statecznika
c c cos = 0.6 with no power factor (PF) correction(1) wskazana,
cos wartość straty power factor (PF) correction capacitor
Jeżeli ϕ ϕ = 0.6 with nomocy statecznika nie jest (1) capacitor może być stosowana
wartośćϕ = 0.86 with PF correction(1) (single or twin tubes)
c c cos = 0.86 Pn. PF correction(1) (single or twin tubes)
cos ϕ 25% with
Rysunek = 0.96 for electronic ballast. różnych układów statecznika.
c c cos ϕ 0.96podaje te wartości dla
cos ϕ = A6 for electronic ballast.
If If no power-loss value is indicated for the ballast, a figure of 25% of Pn may be used.
no power-loss value is indicated for the ballast, a figure of 25% of Pn may be used.
Figure B6 gives these values for different arrangements ballast.
Figure B6 gives these values for different arrangements ofof ballast.
Układ lamp,
starterów i
stateczników

Moc lampy
(W) (3)

Prąd (A) przy 230 woltach
Statecznik magnetyczny

Długość
Statecznik tuby
elektro(cm)
Arrangement
Tube power Current (A) 230 V
Tube
Arrangement
Tube power Current (A) at at 230 V
Tube
Bez
niczny
Magnetic ballast Z
Electronic length
(W)
ofof lamps, starters(W) (2) (2)
lamps, starters
Magnetic ballast
Electronic length
kompensacji kondensaand ballasts
ballast
(cm)
and ballasts
ballast
(cm)
współczynnika torem koryWithout PF With PF
With PF
Without PF
correction
correction PF
correction PF correction
mocy
gującym
capacitor
capacitor
capacitor
capacitor
Pojedyncza
18
0.20
0.14
0.10
60
Single tube
0.20
0.14
0.10
Single tube
1818
0.20
0.14
0.10
6060
świetlówka
36
0.33
0.23
0.18
120
0.33
0.23
0.18
120
3636
0.33
0.23
0.18
120
58
0.50
0.36
0.28
150
0.50
0.36
0.28
150
5858
0.50
0.36
0.28
150
Podwójne
2x
60
Twin tubes
2 x 18
0.28
0.18 0.18 6060
Twin tubes
2 x 1818
0.28 0.28 0.18
świetlówki
2x
120
2 x 36
0.46
0.35 0.35 120
120
2 x 3636
0.46 0.46 0.35
2x
150
2 x 58
0.72
0.52 0.52 150
150
2 x 5858
0.72 0.72 0.52
(2) Power watts marked on tube
(2) Power in in watts marked on tube

Rys.A6: Prąd znamionowy i zużycie energii normalnie zwymiarowanych świetlówek (przy 230
Fig. B6
Fig. B6 : Current demands and power consumption commonly-dimensioned fluorescent
V-50 Hz): Current demands and power consumption of of commonly-dimensioned fluorescent
lighting tubes (at 230 V-50 Hz)
lighting tubes (at 230 V-50 Hz)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Świetlówkifluorescent lamps
Compact kompaktowe
Compact fluorescent lamps
(1) “Power-factor correction” often referred to as
(1) “Power-factor correction” is is often referred to as
“compensation” discharge-lighting-tube terminology.
“compensation” in in discharge-lighting-tube terminology.
Cos is approximately 0.95 (the zero values of V V and I are
Cos ϕ ϕ is approximately 0.95 (the zero values of and I are
almost phase) but the power factor is 0.5 due to the
almost in in phase) but the power factor is 0.5 due to the
impulsive form the current, the peak of which occurs “late”
impulsive form of of the current, the peak of which occurs “late”
in in each half cycle
each half cycle

Świetlówki fluorescent lamps have the same characteristics of economytrwałością co
Compact kompaktowe have the same characteristics of economy and long life
Compact fluorescent lampscechują się taką samą oszczędnością i and long life
as classical tubes. They are commonly used public places which are permanently
as classical tubes. They are commonly used in in public w miejscach publicznych,
klasyczne świetlówki. Są powszechnie stosowaneplaces which are permanently
illuminated (for example: (na przykład: korytarze, and can be itd.) i mogą
illuminated (for example: corridors, hallways, bars, etc.) hole, can be mounted
które są stale oświetlonecorridors, hallways, bars, etc.) andbary, mounted in in być
situations otherwise illuminated by incandescent lamps (see żarówkowymi.
situations otherwise illuminated by incandescent lamps (see Fig. B7 next page).
zamontowane w miejscach oświetlonych także lampamiFig. B7 next page).
(patrz Rys.A7 następna strona)

Schneider Electric - Electrical installation guide 2005
Schneider Electric - Electrical installation guide 2005

(1) Ia w amperach; U w woltach. Pn jest w watach. Jeżeli Pn
jest w kW, wówczas należy pomnożyć równanie przez 1.000
(2) " Korekta współczynnika mocy " jest często nazywana
" kompensacją " w terminologii lamp wyładowczych. Cos
wynosi w przybliżeniu 0,95 (wartości zerowe V i I są prawie
w fazie), ale współczynnik mocy wynosi 0,5 z uwagi na
impulsywną formę prądu, którego szczyt wystąpi " późno "
w każdym cyklu
(3) Moc w watach podana na obudowie
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Charakterystyka zainstalowanych odbiorników
A15

Typ lampy
lampa ze
statecznikiem
Zintegrowana
lampa ze
statecznikiem

Moc lampy
(W)
10
18
26
8
11
16
21

Prąd przy 230 V
(A)
0.080
0.110
0.150
0.075
0.095
0.125
0.170

Rys.A7: Prąd znamionowy i zużycie energii świetlówek kompaktowych (przy 230 V -50 Hz)

Moc w watach, podana na źródle lampy
wyładowczej, nie obejmuje mocy rozproszonej
w stateczniku.

Lampy wyładowcze
Rysunek A8 podaje prąd pobierany przez kompletne urządzenie, włączając
powiązane wyposażenie pomocnicze.
Zasada działania polega na wytwarzaniu światła przez wyładowanie, które następuje po
zapłonie w żarniku między dwiema elektrodami. Przewodnictwo elektryczne zapewniają
zjonizowane komponenty, wypełniające bańkę. Elektrody są zamknięte w szczelnej rurce
wyładowczej. Lampy te mają długi czas uruchomienia, w którym Ia prądu będzie większe
niż In prądu znamionowego. Pobór mocy i prądu są podane dla różnych typów lampy
(typowe średnie wartości, które mogą nieco różnić się zależnie od producenta).

In prądu (A)

Rozruch
PF bez
PF
Ia/In
korekty
z korektą
230 V 400 V 230 V 400 V

Wysokociśnieniowe lampy sodowe
50
60
0.76
70
80
1
100
115
1.2
150
168
1.8
250
274
3
400
431
4.4
1000
1055
10.45
Niskociśnieniowe lampy sodowe
26
34.5
0.45
36
46.5
66
80.5
91
105.5
131
154

Okres
(minuty)

Wydajność Średnia
źródła światła trwałość
(lumeny
źródła (h)
na wat)

Zastosowanie

0.3
0.45
0.65
0.85
1.4
2.2
4.9

1.4 do 1.6 4 do 6

80 do 120

9000

b Oświetlenie dużych
sal
b Przestrzenie
zewnętrzne
b Oświetlenie publiczne



0.17
0.22
0.39
0.49
0.69

1.1 do 1.3 7 do 15

100 do 200

8000
do 12000

b Oświetlenie
jezdni
b Oświetlenie
bezpieczeństwa, stacje
b Zewnętrzne obszary
magazynowe

Lampy metalohalogenowe
70
80.5
1
0.40
1.7
3 do 5
70 do 90
6000
b Oświetlenie
150
172
1.80
0.88
6000
bardzo dużych
250
276
2.10
1.35
6000
obszarów
przez projektory
400
425
3.40
2.15
6000
1000
1046
8.25
5.30
6000
(na przykład:
2000
2092 2052 16.50 8.60 10.50 6
2000
stadiony sportowe itp.)
Lampy rtęciowo-żarowe
50
57
0.6
0.30
1.7 do 2 3 do 6
40 do 60
8000
b Warsztaty w bardzo
80
90
0.8
0.45
do 12000
wysokich sufitach
125
141
1.15
0.70
(hale, hangary)
250
268
2.15
1.35
b Oświetlenie
400
421
3.25
2.15
zewnętrzne
700
731
5.4
3.85
b Niska skuteczność
1000
1046
8.25
5.30
świetlna(1)
2000
2140 2080 15
11
6.1

(1) Zastąpione przez lampy sodowe .
Uwaga: lampy te są wrażliwe na spadki napięcia. Gasną, jeżeli napięcie spadnie poniżej 50% napięcia nominalnego i nie zapalą się
ponownie przed ostygnięciem przez około 4 minuty.
Uwaga: Sodowe lampy niskociśnieniowe mają wydajność mocy światła lepszą niż wszystkie inne źródła. Niemniej jednak stosowanie
tych lamp jest ograniczone faktem, że emitowany żółto-pomarańczowy kolor czyni rozpoznawanie kolorów praktycznie niemożliwym.
Rys.A8: Pobór prądu lamp wyładowczych

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Typ
Pobór
lampy (W) mocy
(W) przy
230 V 400 V

maxi = 15mm

4 Power loading of an installation
4 Określenie poboru mocy
instalacji
4 Power loading of an installation

B - General design - Regulations A - Ogólne zasady projektowania instalacji
Installed power
elektrycznych

A16

B - General design - Regulations Installed power

In order to design an installation, the actual maximum load demand likely to be
W celu zaprojektowania instalacji musi must be assessed.
imposed on the power-supply system być określony rzeczywisty maksymalny pobór
mocy zainstalowanych odbiorników.
To base the design simply on the arithmetic sum of all the loads existing in the
Wyznaczenie mocy całkowitej na podstawie sumy arytmetycznej wszystkich
installation would be extravagantly uneconomical, and bad engineering practice.
In order to design an byłoby bardzo nieekonomiczne i jest to demand likely to be w
odbiorów w instalacji installation, the actual maximum load niewłaściwa praktyka
The aim of this chapter is to show how some factors taking into account the diversity
imposed on the power-supply system must be assessed.
projektowaniu.
(nonsimultaneous operation of all appliances of a given group) and utilization (e.g.
Celem tego design simply on the arithmetic its można ocenić existing in the
To electric motor is not generally operated atsumfull-load capability, etc.) czynniki
an base therozdziału jest pokazanie w jaki sposób of all the loadsniektóre of all
uwzględniając zróżnicowanie (niejednoczesne działanie bad engineering practice.
installation would be extravagantly assessed. The values given urządzeń on
existing and projected loads can beuneconomical, and wszystkichare based danej
grupy) i of and on records show how some installations. into account the diversity
experience this chapter is totaken from actual factors takingIn addition to providing
The aimwykorzystanie (np. silnik elektryczny ogólnie działa z pełnym obciążeniem,
itd.) wszystkich istniejących i of all appliances of a given group) and utilization
basic installation-design data on individual circuits, the results will provide naglobal
(nonsimultaneous operation przewidywanych odbiorów. Wartości są oparte a (e.g.
doświadczeniu i analizie from which the requirements of capability, etc.) of
value for the installation,zrealizowanych instalacji.full-load zapewnienia podstawowych
an electric motor is not generally operated at its Oprócz a supply system all
danych and projected loads can poszczególnych obwodów, analiza based on
(distribution network, instalacji dlabe assessed. The values given be specified. określi
existing projektowych HV/LV transformer, or generating set) can are wyników
ilość zapotrzebowanej mocy, na podstawie której można określić wymagania systemu
experience and on records taken from actual installations. In addition to providing
zasilania (sieć dystrybucyjna, on individual circuits, the zespół generatora).
basic installation-design datatransformator SN/NN, bądźresults will provide a global
value for the installation, from which the requirements of a supply system

4.1 Installed power (kW) or generating set) can be specified.
(distribution network, HV/LV transformer,
4.1 Moc zainstalowana (kW)
The installed power is the sum of the nominal
Zainstalowana moc jest sumą devices in the
powers of all powerconsumingmocy
nominalnych wszystkich odbiorów mocy
installation.
w instalacji.
This is not the power to be actually supplied in
The jest to rzeczywista the sum of the nominal
Nie installed power is dostarczana moc.
practice.
powers of all powerconsuming devices in the
installation.
This is not the power to be actually supplied in
practice.

Most electrical appliances and equipments are marked to indicate their nominal
Większość elektrycznych urządzeń i sprzętu ma podaną moc nominalną (Pn).
power rating (Pn).
4.1installed power ispowerof nominalnych powers of all power-consuming
The zainstalowana jest sumą mocy the nominal wszystkich odbiorów mocy w instalacji.
Moc Installed the sum (kW)
devicesto rzeczywista dostarczona moc.the power to be actually supplied in practice.
Nie jest in the installation. This is not
This is the case fordo silników elektrycznych,arepower rating refers to thenominalmocy
Most electrical appliances and equipmentsthe marked to indicate odnosi się do
Ma to zastosowanie electric motors, where gdzie klasyfikacja mocy their output
power at its driving shaft. The input power consumptionbędzie oczywiście większe.
rating wale
wyjściowej na (Pn). napędowym. Zużycie mocy wejściowej will evidently be greater
The installed power is the lamps associated powers of all power-consuming
Fluorescent and dischargesum of the nominalwith stabilizing ballasts, are other
Lampy fluorescencyjne i wyładowcze ze stabilizującymi statecznikami są innympractice.
devices in the installation. This is not the powerthebe actually supplied inpower
cases in which the nominal power indicated on to lamp is less thanniż energia
the
przykładem, w którym nominalna mocwhere the na lampie jest mniejsza the output
This is the by the lamp and motors, wskazana
consumed case for electriclampę i jej statecznik.power rating refers to
its ballast.
elektryczna zużywana przezThe input power consumption will evidently be greater
power at its driving shaft.
Methods of assessing thezużycia power consumption of motors and lighting podane
Metody oceny faktycznego actual associated with
są
Fluorescentare given in Section 3energii silników i urządzeń oświetleniowych other
appliances and discharge lamps of this Chapter. stabilizing ballasts, are
w sekcji 3which the nominal power indicated on the lamp is less than the power
niniejszego Rozdziału.
cases in
The power demand (kW) is necessary to choose the ratedmocy znamionowej zespołu
Wyznaczenie poboru mocy (kW) jest konieczne do określenia power of a generating set
consumed by the lamp and its ballast.
or battery, lub UPS-a, zwłaszcza jeżeli musząabyć uwzględnione wymagania rozrusznika.
considered.
generatora and where the requirements of prime mover have to belighting
Methods of assessing the actual power consumption of motors and
For a power supply zasilania z sieci publicznej network, or through a HV/LVSN/NN,
from a LV public-supply NN lub poprzez transformator transformer,
W przypadku źródła
appliances are given in Section 3 of this Chapter.
the significantsię moc wyrażoną w kVA. power in kVA.
często stosuje quantity is the apparent to choose the rated power of a generating set
The power demand (kW) is necessary
or battery, and where the requirements of a prime mover have to be considered.

4.2 Zainstalowana moc pozorna (kVA)
For a power supply from a LV public-supply network, or through a HV/LV transformer,
4.2 Installed apparent power (kVA)
the significant quantity is the apparent power in kVA.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

The installed apparent power is commonly
Zainstalowana the pozorna jest powszechnie
assumed to be mocarithmetical sum of the kVA
uważana za sumę arytmetyczną kVA
of individual loads. The maximum estimated
poszczególnych odbiorów. Niemniej jednak
kVA to be supplied however is not equal to the
The installed kVA. nie będzie równa sumie
całkowita moc kVA
total installed apparent power is commonly
assumed to be the arithmetical sum of the kVA
arytmetycznej mocy kVA zainstalowanych
of individual loads. The maximum estimated
odbiorników.
kVA to be supplied however is not equal to the
total installed kVA.

Zainstalowana moc pozorna jest powszechnie uważana za sumę arytmetyczną kVA
The installed apparent power is commonly assumed tomoc kVA nie będziesum of
poszczególnych odbiorów. Niemniej jednak całkowita be the arithmetical równa
the kVA of individual loads. kVA zainstalowanych odbiorników. supplied however is
sumie arytmetycznej mocy The maximum estimated kVA to be
4.2 Installed installed kVA. power (kVA)
not equal to the total apparent
Pobór mocy pozornej odbioru (którym może być pojedyncze urządzenie)
The uzyskiwany z jego mocy nominalnej (skorygowanej, jeśli to appliance) is
jest apparent-power demand of a load (which might be a single konieczne,
Thezauważono powyżej wpowercommonly assumed poprzez zastosowanie
obtained fromapparent power is ratingsilników, itd.) necessary,arithmetical sum for
jak installed its nominal przypadku (corrected if to be the as noted above of
the kVA of individual application of the following coefficients:
motors, etc.) and the loads. The maximum estimated kVA to be supplied however is
następujących współczynników:
not equal to the total installed kVA.
η = the per-unit efficiency = output kW / input kW
= sprawność jednostkowa = cos mocy wyjściowej kW/mocy wejściowej kW =
The apparent-power = kW/kVA a load (which might be a single appliance) is
współczynnik mocy demand of
cos ϕ = the power factor = kW / kVA
obtained from its nominal power rating (corrected if necessary, as noted above for
Pobór mocy and the application of
The apparent-power kVA demand of the load
motors, etc.) pozornej kVA odbioru the following coefficients:
Pa = Pn /(η x cos ϕ
Pa = Pn /(η x cos ϕ))
η = the per-unit efficiency = output kW / input kW
Z tego równania the obciążenia pełnego Ia (A)(1) pobierany przez odbiór
From this value, prądfull-load current Ia (A)(1) taken by the load will be: wyniesie:
cos ϕ = the power factor = kW / kVA

The apparent-power kVA demand of the load
Pa x 103
c Ia =
b
Pa = Pn /(η x cos ϕ)
V
for single phase-to-neutral connected a (A)(1) taken by the load will be:
From this value, the full-load current I load
dla odbioru jednofazowego
Pa x 103
3
c I a = Pa x 10
c Ia = 3 x U
b
3xU
three-phase balanced load where:
for single phase-to-neutral connected load gdzie:
f dla trójfazowego odbioru symetrycznego,
V = phase-to-neutral voltage (volts)
V = napięcie fazowe (V)
Pa x 103
c =phase-to-phase voltage (V)
U =anapięcie międzyfazowe (volts)
UI = 3xU
It may be noted that, strictly speaking, the totalpozornej nie jest sumą arytmetyczną
Można zauważyć, że całkowita wartość mocy kVA of apparent power is not the
for three-phase balanced load where: ratings of individual loads (unless all loads
arithmetical sum of the calculated kVA
mocy pozornej poszczególnych odbiorów (poza przypadkiem, gdy wszystkie
V = at the same power factor).
are phase-to-neutral voltage (volts) mocy).
odbiory mają taki sam współczynnik
U = phase-to-phase voltage (volts)
It is common practice however, to makejest dokonywanie prostego arytmetycznego
Niemniej jednak powszechną praktyką a simple arithmetical summation, the result
It which noted that, strictly speaking, wartośćtrue of apparent power rzeczywistą
ofmay bewill givektórego wynik określathe total kVA value by an acceptable “design
podsumowania, a kVA value that exceeds the kVA, która przekracza is not the
arithmetical sum of the calculated kVA ratings
margin”. o dopuszczalny " margines tolerancji " . of individual loads (unless all loads
wartość
are at the sameall of the load characteristics are not known, the values shown in
When some or power factor).
W celu uzyskania bardzo orientacyjnego oszacowania zapotrzebowania na moc,
It is common practice however, to to give a very arithmetical odbiorów, można
Figure B9 next page may be usedmake a simple approximatesummation, the result
gdy nie jest znana charakterystyka niektórych lub wszystkich estimate of VA
of which (individual podane that exceeds the true be expressed in kVA or“design
demandswill wartościloads arena rysunku A9small tovalue by odbiory są zazwyczaj
zastosować give a kVA value generally too (poszczególne an acceptable kW).
margin”. by for lighting loads are based
The estimatesje wyrazić w kVA lub kW). on floor areas of 500 m2.
zbyt małe,
(1) For greater precision, account must be taken of the factor
When some or all ofoświetleniowych są oparte onot known, the values shown in 2.
(1) Dla większej precyzji explained below in 4.3
Szacunki odbiorów the load characteristics are powierzchniach podłogi 500 m
of maximum utilization asnależy uwzględnić współczynnik
Figure B9 next page may be used to give a very approximate estimate of VA
maksymalnego wykorzystania, pokazany w punkcie 4.3
Schneider Electric - Electrical installation guide 2005
demands (individual loads are generally too small to be expressed in kVA or kW).
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015
The estimates for lighting loads are based on floor areas of 500 m2.
(1) For greater precision, account must be taken of the factor
of maximum utilization as explained below in 4.3
Schneider Electric - Electrical installation guide 2005

B15

B15

4 Określenie poboru mocy
instalacji
A17

Oświetlenie fluorescencyjne (skorygowane do cos ϕ = 0.86)
Typ zastosowania
Szacowane (VA/m2)
Poziom natężenia
świetlówka z reflektorem oświetlenia
przemysłowym(1)
(lux = lm/mt2)
Drogi i autostrady, obszary
7
150
magazynowania, praca dorywcza
Intensywne prace: produkcja i
14
300
montaż bardzo dużych elementów
Praca codzienna: praca biurowa
24
500
Praca precyzyjna: biura projektowe 41
800
Warsztaty precyzyjnego montażu
Obwody siłowe
Typ zastosowania
Szacowane (VA/m2)

Stacja pomp sprężonego powietrza 3 do 6
Wentylacja lokali
23
Elektryczne grzejniki konwekcyjne:
domy prywatne
115 to 146
mieszkania
90
Biura
25
Centra wysyłkowe
50
Warsztat montażowy
70
Warsztat mechaniczny
300
Warsztat malarski
350
Strefy obróbki cieplnej
700
(1) przykład: lampa 65 W (bez statecznika), strumień 5.100 lumenów (Im),
skuteczność świetlna lampy = 78,5 Im/ W.
Rys.A9: Oszacowanie zainstalowanej mocy pozornej

4.3 Oszacowanie rzeczywistego maksymalnego
zapotrzebowania kVA
Poszczególne odbiory nie zawsze działają przy pełnej nominalnej mocy i nie
zawsze jednocześnie. Współczynniki ku i ks umożliwiają określenie poboru mocy
maksymalnej i pozornej faktycznie wymaganej do zwymiarowania instalacji.

Współczynnik maksymalnego wykorzystania (ku)
W normalnych warunkach działania zużycie energii odbioru jest czasami mniejsze
niż wskazane jako jego moc nominalna; jest to powszechna sytuacja, która
uzasadnia zastosowanie współczynnika wykorzystania (ku) do oszacowania
rzeczywistych wartości. Ten współczynnik musi być zastosowany do każdego
pojedynczego odbioru, ze szczególnym uwzględnieniem silników elektrycznych,
które rzadko działają przy pełnym obciążeniu.
W instalacjach przemysłowych, w przypadku silników, współczynnik ten może
zostać oszacowany średnio na poziomie 0,75.
W przypadku żarowych źródeł światła współczynnik zawsze równa się 1.
W przypadku obwodów gniazd współczynniki całkowicie zależą od typu urządzeń
zasilanych z danych gniazd.
W przypadku pojazdu elektrycznego współczynnik wykorzystania zostanie
oszacowany systematycznie na 1, ponieważ pełne naładowanie akumulatorów
trwa długo (kilka godzin), a standardy wymagają specjalnego obwodu zasilającego
ładowarkę lub gniazdo ścienne.

Z doświadczenia wynika, że w praktyce nigdy nie występuje jednoczesne działanie
wszystkich zainstalowanych odbiorów danej instalacji, tzn. zawsze istnieje jakieś
zróżnicowanie i  fakt ten jest uwzględniany poprzez zastosowanie współczynnika
jednoczesności (ks).
Współczynnik ks jest stosowany do każdej grupy odbiorów (np. zasilanych
z  rozdzielnicy lub podrozdzielnicy). Określenie tych czynników pozostaje w gestii
projektanta, ponieważ wymaga szczegółowej znajomości instalacji i warunków,
w których poszczególne obwody mają być eksploatowane. Z tego powodu nie
sposób podać precyzyjnych wartości do ogólnego zastosowania.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Współczynnik jednoczesności (ks)

A - Ogólne zasady projektowania instalacji
elektrycznych

A18

Liczba dalszych
odbiorów
2 do 4
5 do 9
10 to 14
15 to 19
20 to 24
25 to 29
30 to 34
35 to 39
40 to 49
50 i więcej

Współczynnik
jednoczesnośc (ks)
1
0.78
0.63
0.53
0.49
0.46
0.44
0.42
0.41
0.40

Rys.A10: Współczynniki jednoczesności w bloku mieszkalnym

Współczynnik jednoczesności w bloku mieszkalnym
Niektóre wartości charakterystyczne dla tego przypadku są podane na Rysunku
A10 i mają zastosowanie do domowych odbiorów zasilanych 230/400 V (3-fazowe
4-przewodowe). W przypadku odbiorów wykorzystujących elektryczne urządzenia
akumulujące ciepło, zaleca się współczynnik 0,8 bez względu na liczbę odbiorów.
Przykład (patrz Rys.A11):
5-piętrowy budynek mieszkalny z 25 odbiorami, każdy mający 6 kVA
zainstalowanego obciążenia.
Całkowita moc zainstalowana dla budynku to: 36 + 24 + 30 + 36 + 24 = 150 kVA
Moc źródła wymagana dla budynku to: 150 x 0,46 = 69 kVA
Na podstawie rysunku A10 można określić wartość prądu wewnętrznej linii
zasilającej. W przypadku pionowej wewnętrznej linii zasilającej powierzchnia
przekroju przewodów może być oczywiście stopniowo obniżana z niższych pięter w
kierunku wyższych pięter.
Te zmiany rozmiaru przewodu zazwyczaj zachodzą co najmniej co 3 piętra.
W tym przykładzie prąd WLZ na poziomie parteru wynosi:
150 x 0.46 x 103
400

3

= 100 A

Prąd WLZ na poziomie trzeciego piętra wynosi:

(36 + 24) x 0.63 x 103
400

3

= 55 A

6 odbiorów
36 kVA

3
piętro

4 odbiory
24 kVA

2
piętro

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

4
piętro

5 odbiorów
30 kVA

1
piętro

6 odbiorów
36 kVA

parter

4 odbiory
24 kVA

0.78

0.63

0.53

0.49

0.46

Rys.A11: Zastosowanie współczynnika jednoczesności (ks) w 5-piętrowym bloku mieszkalnym

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

B - General design - Regulations Installed power

4 Power loading of an installation
4 Określenie poboru mocy
instalacji
Factor of simultaneity for distribution boards

A19

Figure B12 shows hypothetical values of ks for a distribution board supplying a
number of circuits for which there is no indication of the manner in which the total
load divides between them.
Współczynnik jednoczesności rozdzielnicto adopt ks values close to
If the circuits are mainly for lighting loads, it is prudent
unity.
Rysunek A12 pokazuje przykładowe wartości ks dla rozdzielnicy zasilającej
wiele obwodów, dla których nie mamy możliwości określenia współczynnika
jednoczesności dla każdego obwodu z osobna.
Jeżeli obwody są głównie dla odbiorów oświetleniowych, dobrze jest przyjąć
wartości ks bliskie jedności.
Number of
circuits
Assemblies entirely tested
2 and 3
Liczba
4 and 5
obwodów
6 3
2 ito 9
10 and
4 i 5 more
Assemblies partially tested
6 do 9
in i więcej
10every case choose

Factor of
simultaneity (ks)
0.9

Wsp.
0.8
jednoczesn. (ks)
0.7
0.9
0.6
0.8
1.0
0.7
0.6

Rys.A12: Współczynnik jednoczesności rozdzielnic
Fig. B12 : Factor of simultaneity for distribution boards (IEC 60439)

Współczynnik jednoczesności w zależnościfunction obwodu
Factor of simultaneity according to circuit od funkcji

Współczynniki ks, które można zastosować w obwodach zasilających typowe are
Ks factors which may be used for circuits supplying commonly-occurring loads,
odbiory, zostały przedstawione na Rysunku A13.
shown in Figure B13 .

Funkcja obwodu
Wsp. jednoczesności (ks)
Oświetlenie
1
Circuit function
Factor of simultaneity (ks)
Ogrzewanie i klimatyzacja
1
Lighting
1
Gniazdaand air conditioning
0.1 do 0.2 (1)
Heating
1
Windy i podnośniki towarowe(2)
Socket-outlets
0.1 to 0.2 (1)
b Dla największego
10 and more
0.6
silnika
1
c For drugiego
Lifts and catering hoist (2) b Dla the most powerful
motor
1
największego silnika
0.75
c For wszystkich
b Dla the second most
powerful
0.75
silników motor
0.60
c For all motors
0.60
(1) W określonych przypadkach, zwłaszcza w instalacjach przemysłowych, ten
(1) In certain może notably in industrial installations, this factor can be higher.
współczynnikcases, być większy.
(2) The current to take into consideration is equal to the nominal current of the
(2) Prąd, który należy uwzględnić, jest równy znamionowemu prądowi silnika, motor,
oncreased by a third of trzecią jego prądu
zwiększonemu o jedną its starting current. rozruchowego.

Rys.A13: Współczynnik jednoczesności w zależności od funkcji obwodu
Fig. B13 : Factor of simultaneity according to circuit function

4.4 Example of application współczynników ku i ks
Przykład zastosowania of factors ku and ks
An example in the estimation of actual maximum kVA demands at all levels of
Przykład oszacowania rzeczywistych maksymalnych poborów kVA na wszystkichan
installation, from each load position to the point of supply (see Fig. B14 na Rys.A14.
poziomach instalacji, od końcowego odbioru do punktu zasilania, podano opposite
page).
W tym przykładzie całkowita pozorna moc zainstalowana wynosi 126,6 kVA, co
In this example, the total installed apparent power is 126.6 kVA, which corresponds
odpowiada rzeczywistej (szacowanej) maksymalnej wartości równej 65 kVA po
to an actual (estimated) maximum
stronie NN transformatora SN/NN.value at the LV terminals of the HV/LV transformer
of 65 kVA only.
Uwaga: W celu doboru przekrojów kabli obwodów dystrybucyjnych, do określenia
Note: I order to select cable sizes for the równania:
prądu in(w amperach) należy skorzystać z distribution circuits of an installation, the
current I (in amps) through a circuit is determined from the equation:

I=

kVA x 103
U

3

where kVA is the actual maximum 3-phase apparent-power value shown wskazana
gdzie kVA to rzeczywista wartość maksymalnej 3-fazowej mocy pozornejon the
diagram for the circuit obwodu, a U to napięcie międzyfazowew (V).
na schemacie danegoconcerned, and U is the phaseto- phase voltage (in volts).

4.5 Współczynnik jednoczesności
4.5 Diversity factor
The term diversity factor, as defined in IEC standards, is standardu the jest
Termin " współczynnik niejednorodności " według definicjiidentical to IEC factor of
simultaneity (ks) used in this guide, as described in 4.3. In some English-speaking
identyczny ze współczynnikiem jednoczesności (ks), użytym w niniejszym
countries however (at the w 4.3. writing) diversity factor is the anglojęzycznych
przewodniku, jak opisano time of Niemniej jednak w niektórychinverse of ks i.e. it is
always (w
krajach u 1.chwili pisania), współczynnik niejednorodności to odwrotność ks, tzn.
jest to - Electrical 1.
Schneider Electriczawsze ≥installation guide 2005

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

B18

A - Ogólne zasady projektowania instalacji
elektrycznych

A20

Poziom 2

Poziom 1
Moc
pozorna
(Pa)
kVA

Zastosowanie

Warsztat A

Tokarka
nr.

Wsp.
wyk.
max.

Pobór
Wsp. jedn.
mocy
pozornej
maks. kVA

Pobór
mocy
pozornej
kVA

Wsp. jedn.

0.8

4

5

0.8

4

5

0.8

4

4
Cokół
1
-wiertarka
nr.
2
5 gniazdek
10/16 A

5

0.8

4

2

0.8

1.6

2

0.8

1.6

18

1

18

0.2

3.6

30 świetlówek

3

1

3

1

3

Sprężarka

15

0.8

12

1

12 obwód

10.6

1

10.6

0.4

4.3

rozdzielcza

10 świetlówek

1

1

1

1

1

1

2.5

1

2.5

2

2.5

1

2.5

Szafka
rozdzielcza

15

1

15

Wentylacja
nr.

0.75

1

14.4

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

obwód
zas.

obwód
Gniazdo
Obwód
ośw.

obwód
zas.

35

15

1

15

18

1

18

0.28

5

20 świetlówek

B20

Wsp. jedn.

18.9

Pobór
mocy
pozornej
kVA

Rozdzielnia
główna

Szafka
rozdzielcza

Piekarnik
1
nr.
2
5 gniazdek
10/16 A

B20

Pobór
mocy
pozornej
kVA

Warsztat B

3 gniazda
10/16 A

Warsztat C

5

2
3

Warsztat B

1

Poziom 3

2

1

2

1

2

Warsztat A
Szafka
rozdzielcza

0.9

Gniazdo Szafka

Obwód
ośw.

NN / SN

15.6

65
0.9

0.9

obwód
zas.

MGDB

Warsztat C
Szafka
rozdzielcza

0.9

37.8

obwód
Gniazdo
Obwód
ośw.

B - General design - Regulations Installed power

4 Power loading of an installation

B - General design - Regulations Installed power

4 Dobór transformatora
4.6 Power loading of

Rys.A14: Przykład szacowania maksymalnego przewidywanego obciążenia instalacji (zastosowane wartości współczynnika służą tylko do celów demonstracji)

Moc pozorna
kVA
100
160
250
315
400
500
630
800
1000
1250
1600
2000
2500
3150

In (A)
237 V
244
390
609
767
974
1218
1535
1949
2436
3045
3898
4872
6090
7673

410 V
141
225
352
444
563
704
887
1127
1408
1760
2253
2816
3520
4436

Rys.A15: Standardowe moce pozorne dla transformatorów SN/
NN oraz ich prądy znamionowe.

an installation

W przypadku, gdy instalacja ma być zasilana bezpośrednio z transformatora SN/
NN oraz została określona wartość mocy pozornej instalacji, możemy określić moc
transformatora, biorąc pod uwagę następujące względy (patrz ratings
c Installation constraints (temperature...) standard transformer Rys.A15):
b Prawdopodobieństwo poprawy współczynnika mocy instalacji (patrz rozdział L)
The nominal full-load current In on the LV side of a 3-phase transformer is given by:
b Przewidywane rozbudowy instalacji
b Ograniczenia instalacji (np. temperatura)
Pa x 103
I Standardowe wielkości transformatorów
bn =
U 3
c Installation constraints (temperature...) standard transformer ratings
Znamionowy prąd pełnego obciążenia In po stronie NN 3-fazowego transformatora
where
The nominal full-load current In on the LV side of a 3-phase transformer is given by:
wynosi:
c Pa Pa x 103
= kVA rating of the transformer
IU
c n == phase-to-phase voltage at no-load in volts (237 V or 410 V)
U 3
c In is in amperes.
gdzie
where
b Pa = moc kVA transformatora
c Pa = kVA rating of the transformer
b U = napięcie międzyfazowe bez obciążenia w woltach (237 V lub 410 V)
c U prąd znamionowy [A]
For = phase-to-phase voltage at
b In a single-phase transformer: no-load in volts (237 V or 410 V)
c In is in amperes.
W przypadku transformatora jednofazowego:
Pa x 103
In =
For a single-phase transformer:
V
where
gdzie
c V = napięcie fazowe bez obciążenia (V)
b V = voltage between LV terminals at no-load (in volts)
Pa x 103
cn =
I Simplified equation for 400 V (3-phase load)
Uproszczone wyznaczenie In transformatora trójfazowego 400V
V
c In = kVA x 1.4
b In = kVA x 1.4
where
The IEC standard for power transformers is IEC 60076.
Standardy transformatorów są zawarte no-load (inIEC 60076.
c V = voltage between LV terminals at w normie volts)

c Simplified equation for 400 V (3-phase load)
c In = kVA x 1.4

4.7 Choice of power-supply sources
is IEC 60076.

Schneider The IEC standard for power transformers
Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

The study developed in E1 on the importance of maintaining a continuous supply
raises the question of the use of standby-power plant. The choice and characteristics

4 Określenie poboru mocy
instalacji
A21

4.7 Dobór źródeł zasilania
Rosnące znaczenie ciągłości zasilania oznacza rozważenie konieczności
zastosowania rezerwowej instalacji zasilającej. Wybór i charakterystyka tych
alternatywnych źródeł stanowi część wyboru układu zasilania, jak opisano
w punkcie D.
W przypadku podstawowego źródła zasilania wyboru dokonuje się na ogół
spośród podłączenia sieci SN lub NN. W niektórych przypadkach podstawowym
źródłem zasilania mogą być generatory prądotwórcze - w przypadku instalacji na
odludziu z trudnym dostępem do lokalnej sieci publicznej (SN lub NN) lub gdzie
niezawodność sieci publicznej nie zapewnia minimalnego poziomu oczekiwanej
niezawodności.
W praktyce podłączenie do źródła zasilania SN może być konieczne, jeżeli
obciążenie przekracza (lub może przekroczyć) określony poziom - na ogół rzędu
250 kVA, lub jeżeli jest wymagana wyższa jakość niż ta zazwyczaj dostępna w sieci
NN.
Ponadto, jeżeli instalacja może powodować zakłócenia w sąsiednich odbiorach przy
podłączeniu do sieci NN, firma energetyczna może zaproponować przyłączenie do
sieci SN.
Źródła SN mogą mieć określone zalety:
b Nie jest zakłócany przez inne odbiory, co może się zdarzać w przypadku NN

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b Można dobrać dowolny typ systemu uziemienia NN
b Ma szerszy wybór taryf ekonomicznych
b Może przyjąć bardzo duże wzrosty obciążenia
Należy jednak mieć na uwadze, że:
b Użytkownik jest właścicielem podstacji SN/NN i w niektórych krajach musi ją
zbudować, wyposażyć i konserwować na swój koszt. Zakład energetyczny może
w określonych okolicznościach uczestniczyć w inwestycji, na przykład na poziomie
linii SN
b Część kosztów podłączenia często może być odzyskana, jeżeli zostanie
podłączony inny użytkownik do sieci SN, w przeciągu określonego czasu po
podłączeniu pierwotnego użytkownika
b  żytkownik ma dostęp tylko do części NN instalacji, dostęp do części SN
U
Jest zarezerwowany dla personelu zakładu energetycznego (odczytywanie
mierników, obsługa, itd.). Niemniej jednak w niektórych krajach ochronny
wyłącznik instalacyjny SN (lub rozłącznik bezpiecznikowy) może być obsługiwany
przez użytkownika
b Typ i lokalizacja podstacji są ustalane między użytkownikiem a zakładem
energetycznym
Coraz więcej źródeł energii odnawialnej, jak panele fotowoltaiczne, jest
wykorzystywanych w celu zasilania instalacji elektrycznych niskiego napięcia.
W niektórych przypadkach te panele PV są podłączone równolegle do sieci zakładu
energetycznego lub są wykorzystane w trybie autonomicznym bez podłączania do
publicznej sieci. Konieczna jest wówczas konwersja z DC na AC, ponieważ napięcie
znamionowe paneli PV jest coraz wyższe (kilkaset wolt), a także ponieważ panele
PV generują prąd DC.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Część B
Podłączenie do sieci SN

2
3
4
5
6

Układ zasilania średniego napięcia

B2

1.1 Parametry zasilania sieci średniego napięcia
1.2 Rodzaje układów zasilania średniego napięcia
1.3 Praktyczne zagadnienia dotyczące sieci dystrybucji SN

B2
B2
B3

Projektowanie nowej stacji elektroenergetycznej

B5

2.1 Informacje wstępne

B5

2.2 Uzgodnienia projektowe
2.3 Realizacja
2.4 Przekazywanie do eksploatacji

B6
B6
B6

Względy bezpieczeństwa

B7

3.1 Ochrona przed porażeniami prądem elektrycznym
3.2 Zabezpieczenie transformatora i obwodów NN
3.3 Blokady i operacje warunkowe

B7
B8
B10

Stacja transformatorowa z pomiarem po stronie NN

B13

4.1
4.2
4.3
4.4

Funkcje podstacji z pomiarem NN
Dobór wrozdzielnicy SN
Dobór pola transformatorowego SN
Dobór transformatora SN/NN

B13
B13
B15
B16

4.5 Instrukcje wykorzystania wyposażenia SN

B19

Stacja transformatorowa z pomiarem po stronie SN

B22

5.1 Funkcje podstacji z pomiarem SN
5.2 Dobór rozdzielnicy
5.3 Praca równoległa transformatorów

B22
B24
B25

Skład podstacji rozdzielczych SN/NN

B27

6.1 Różne rodzaje podstacji
6.2 Podstacja wewnętrzna
6.3 Podstacja zewnętrzna

B27
B27
B29

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

1

B1

Spis treści

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

B - Podłączenie do sieci dystrybucjnej średniego
napięcia SN

B2

1 Układ zasilania średniego
napięcia

Termin «średnie napięcie» jest powszechnie stosowany dla systemów
dystrybucyjnych o napięciach powyżej 1 kV aż do napięć na poziomie 52 kV (1).
Ze względów technicznych i ekonomicznych znaminowe napięcie sieci
dystrybucyjnej średniego napięcia rzadko przekracza 35 kV.
W niniejszym rozdziale sieci o napięciu 1000 V lub mniejszym określa się
sieciami niskiego napięcia (NN), podczas gdy sieci wymagające transformatora
obniżającego do zasilania sieci NN określane są jako sieci średniego napięcia (SN).

1.1 Parametry zasilania sieci średniego napięcia

Głównymi parametrami sieci SN są:
b Napięcie znamionowe
b Prąd zwarciowy
b Prąd znamionowy
b System uziemienia

Parametry sieci SN określają, jaka rozdzielnica może być zastosowana
w stacji elektroenergetycznej SN lub SN/NN. Parametry te są specyficzne dla
poszczególnych krajów. Znajomość tych parametrów jest niezbędna podczas
definiowania oraz realizacji przyłączy.

1.2 Rodzaje układów zasilania śrdeniego napięcia
W zależności od typu sieci średniego napięcia można zastosować jedną z
poniższych metod zasilania.

Podłączenie do sieci promieniowej SN: zasilanie jednostronne
Podstacja jest zasilana przez odgałęzienie z sieci promieniowej SN (napowietrznej
lub kablowej), zwanej również jako sieć rozdzielcza. Ten rodzaj sieci realizuje
zasilanie jednostronne odbiorników (patrz Rys.B1).
Podstacja zazwyczaj składa się z pola zasilającego, a elementem zabezpieczającym
jest wyłącznik lub rozłącznik bezpiecznikowy z uziemnikami, co pokazano na
Rysunku B1.
W niektórych krajach na podstację składa się transformator słupowy bez
rozłączników czy bezpieczników (instalowany na słupie). Ten rodzaj dystrybucji jest
bardzo powszechny w obszarach wiejskich. Urządzenia zabezpieczające i aparatura
łączeniowa umieszczane są z dala od transformatora w stacji GPZ, z której
zasilana jest podstacja. Zazwyczaj sterują one główną linią napowietrzną, do której
podłączone są wtórne linie napowietrzne.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Linia napowietrzna

Rys.B1: Sieć jednostronna (pojedyncze źródło zasilania)
(1) Zgodnie z IEC nie ma wyraźnej granicy pomiędzy średnim
a wysokim napięciem; decydującą rolę odgrywają czynniki
lokalne oraz historyczne, a granica znajduje się na ogół
między 30 a 100 kV (patrz IEV 601-01-28). Publikacja IEC
62271-1 " Rozdzielnice i aparatura sterownicza wysokiego
napięcia; wspólne specyfikacje " zawiera uwagę w tym
zakresie: " Do celów tego standardu, wysokie napięcie (patrz
IEV 601-01-27) to napięcie znamionowe powyżej
1 000 V. Niemniej jednak termin & lt; & lt; średnie napięcie & gt; & gt;
(patrz IEV 601-01-28) jest powszechnie stosowany dla
systemów dystrybucyjnych o napięciach powyżej 1 kV i aż do
napięć na poziomie 52 kV włącznie " ..
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Układ zasilania średniego
napięcia

Podłączenie do pętli SN: Sieć pierścieniowa

Pętla kablowa

Rys. B2: Sieć pierścieniowa (podwójne źródło). Transformator
jest zabezpieczony zgodnie z odpowiednimi standardami,
wyłącznikiem lub rozłącznikiem bezpiecznikowym, jak
pokazano na Rysunku B1.

B3

Zasilanie podstacji jest przyłączane szeregowo do linii elektroenergetycznej
sieci średniego napięcia celem utorzenia pętli (1). Pozwala to na przepływ prądu,
umożliwiając zasilanie odbiorów z dwóch róźnych źródeł.
(patrz Rys.B2).
Podstacja jest zbudowana z trzech modułowych pól średniego napięcia lub ze
zintegrowanej rozdzielnicy pierścieniowej, realizując następujące funkcje:
b  pola zasilające, każde wyposażone w rozłącznik. Stanowią one część pętli i są
2
podłączone do szyn zbiorczych rozdzielnicy SN.
b  pole transformatorowe podłączone do szyn zbiorczej rozdzielnicy SN.
1
Zabezpieczenie występuje w formie rozłączników bezpiecznikowych, odłącznikorozłączników lub wyłączników.
Wszystkie te typy rozdzielnicy są wyposażone w uziemniki.
Wszystkie przełączniki i uziemniki mają zdolność załączania, która pozwala na
manewry przy prądzie zwarciowym sieci. W tym układzie użytkownik uzyskuje
niezawodne źródło zasilania oparte na dwóch źródłach zasilających średniego
napięcia (SN), ze zredukowanym do minimum czasem przestoju, w przypadku
awarii lub prac wykonywanych w sieci zasilającej(1).
Ta metoda jest stosowana w przypadku sieci dystrybucji SN, występujących na
obszarach miast.

Podłączenie do dwóch równoległych przewodów SN:
układ z równoległymi kablami zasilającymi
Jeżeli do zasilania podstacji mogą być wykorzystywane dwa ułożone równolegle
kable, istnieje możliwość zastosowania rozdzielnicy SN podobnej do tej z sieci
pierścieniowej (patrz Rys.B3). Główna różnica względem stacji pierścieniowej jest
taka, że oba rozłączniki są sprzężone. Oznacza to, że tylko jeden z nich może być
zamknięty w danym momencie (jeżeli jeden jest zamknięty, drugi musi być otwarty).
W przypadku zaniku zasilania, odpowiedni rozłącznik na danym zasilaniu musi
zostać otwarty, a system wzajemnej blokady musi pozwolić na zamknięcie drugiego
rozłącznika. Ta sekwencja może być zrealizowana ręcznie lub automatycznie.
Ten układ zasilania jest stosowany dla sieci w niektórych gęsto zaludnionych lub
rozwijających się obszarach miejskich, zasilanych podziemnymi kablami.

Kable podłączone równolegle

1.3 Praktyczne zagadnienia dotyczące sieci
dystrybucji SN

(1) Pętla średniego napięcia to podziemna sieć dystrybucyjna
oparta na kablach z dwóch przewodów zasilających podstacji
SN. Dwa przewody zasilające to dwa " końce " pętli i każdy jest
chroniony wyłącznikiem SN.
Pętla jest z reguły otwarta, tzn. podzielona na dwie sekcje
(pół-pętle), z których każda jest zasilana przez przewód
zasilający. W celu wsparcia tego układu, dwa przychodzące
rozłączniki w podstacjach w obwodzie są zamknięte,
umożliwiając obieg prądu wokół pętli. Na jednej ze stacji jeden
rozłącznik jest zazwyczaj otwarty, stanowiąc początek pętli.
Usterka na jednej z pół-pętli uruchomi urządzenie ochronne
w powiązanym przewodzie zasilającym, odłączając
zasilanie od wszystkich podstacji w ramach tej półpętli. Po
zlokalizowaniu zwarcia w danym segmencie kabla (pomiędzy
dwoma sąsiednimi podstacjami), zasilanie tych podstacji
może być przywrócone poprzez drugi przewód zasilający.
Wymaga to pewnej rekonfiguracji pętli, z przełączeniem
rozłączników w celu przeniesienia początku pętli do podstacji
bezpośrednio poniżej usterki i otworzenia rozłącznika
podstacji bezpośrednio powyżej zwarcia w pętli. Powyższe
środki odizolują segment kabla, jeżeli nastąpiło zwarcie
i przywróci zasilanie całej pętli lub jej większości, jeżeli
rozłączniki, które zostały przełączone, nie są w podstacjach
po żadnej stronie danego segmentu kabla dotkniętego
zwarciem.
Systemy lokalizacji zwarcia i rekonfiguracji pętli
z przełącznikami zdalnego sterowania umożliwiają
zautomatyzowanie tych procesów.

Warunki atmosferyczne, takie jak wiatr i mróz, mogą spowodować krótkotrwały
kontakt przewodów, a co za tym idzie tymczasowe zwarcia.
Ceramiczne lub szklane materiały izolacyjne mogą być uszkodzone przez śmieci
niesione przez wiatr lub przypadkowe strzały z broni palnej. Zwarcie doziemne może
również wystąpić w sytuacji, w której materiał izolacyjny jest silnie zabrudzony.
Wiele z tych usterek może występować przejściowo. Przykładowo, uszkodzone
materiały izolujące mogą nadal działać niewykryte w suchym otoczeniu, chociaż
intensywne opady deszczu prawdopodobnie spowodują przeskok do ziemi (np.
poprzez metalową konstrukcję wsporczą).
Podobnie, silnie zabrudzony materiał izolacyjny spowoduje przeskok do ziemi
w wilgotnych warunkach.
Niemal zawsze prąd zwarciowy przybierze postać łuku elektrycznego, którego
intensywne ciepło wysuszy ścieżkę prądu oraz w pewnym stopniu przywróci
właściwości izolacyjne. W tym czasie urządzenia bezpieczeństwa zazwyczaj
zadziałają prawidłowo, eliminując usterkę (bezpieczniki przepalą się lub wyłącznik
instalacyjny samoczynnie się aktywuje).
Doświadczenie pokazało, że w olbrzymiej większości przypadków zasilanie
może być przywrócone przez wymianę bezpieczników lub ponowne zamknięcie
wyłącznika instalacyjnego.
W takim przypadku można znacznie poprawić ciągłość działania sieci
napowietrznych przy wykorzystaniu wyłączników ze zautomatyzowanym
urządzeniem zamykającym na odpowiednich przewodach zasilających.
Te zautomatyzowane urządzenia umożliwiają kilka prób zamknięć, jeżeli pierwsza
próba nie przyniesie rezultatu. Przedział czasowy między kolejnymi próbami może
być ustawiony (w celu umożliwienia dejonizacji powietrza w pobliżu zwarcia) zanim
wyłącznik instalacyjny ostatecznie zamknie się po niepowodzeniu wszystkich prób
(zwykle trzech).
Przełączniki zdalnego sterowania mogą być wykorzystywane na segmentach kabli

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Sieci napowietrzne
Rys. B3: Równoległe przewody zasilające (podwójne
źródło). Transformator jest zabezpieczony, zgodnie z
lokalnymi standardami, wyłącznikiem lub rozłącznikiem
bezpiecznikowym, jak pokazano na Rysunku B1.

B - Podłączenie do sieci dystrybucjnej średniego
napięcia SN

B4

1 Układ zasilania średniego
napięcia

w obrębie sieci w celu większej poprawy ciągłości działania. Rozłączniki mogą
być także połączone z zamykającym wyłącznikiem w celu izolacji poszczególnych
sekcji.

Sieci podziemne

Stosowanie scentralizowanej zdalnej kontroli
i monitorowania w oparciu o systemy SCADA
(Supervisory Control And Data Acquisition) oraz
rozwiązania w technologii łączności cyfrowej
są coraz częściej stosowane, w krajach gdzie
złożoność silnie powiązanych ze sobą sieci
uzasadnia nakłady finansowe.

Awarie kabli w sieciach podziemnych mogą czasami być spowodowane przez
niewłaściwie rozmieszczone skrzynki kablowe lub źle ułożone kable. Jednak w
większości zwarcia to wynik uszkodzenia spowodowanego przez narzędzia, takie
jak kilofy i młoty pneumatyczne lub przez maszyny do prac ziemnych, używane
przez inne zakłady komunalne.
Zwarcia izolacji czasami występują w skrzynkach połączeniowych w wyniku
przepięcia, szczególnie w określonych lokalizacjach - tam, gdzie sieć SN jest
podłączona do podziemnej sieci kablowej. W takich przypadkach przepięcie
jest zwykle powodowane przez warunki atmosferyczne, a efekt odbicia fal
elektromagnetycznych w skrzynce połączeniowej (gdzie impedancja zwarciowa
silnie się zmienia) może powodować wystarczające osłabienie izolacji skrzynki
kablowej, by wystąpiło zwarcie.
W tych miejscach są często instalowane urządzenia zabezpieczające przed
przepięciami, takie jak odgromniki.
Podziemne sieci kablowe są mniej narażone na zwarcia, niż sieci napowietrzne
ale te, które występują, są zawsze stałe, a ich zlokalizowanie i naprawa wymagają
więcej czasu.
W przypadku usterki wpływającej na pętlę kablową SN, zasilanie może zostać
szybko przywrócone po zlokalizowaniu segmentu kabla, w którym wystąpiła. Mimo
to, jeżeli usterka wystąpi przy przewodzie zasilającym jednostronnego źródła
zasilania, jej zlokalizowanie i naprawa mogą zająć kilka godzin i dotknięci awarią
zostaną wszyscy odbiorcy przyłączeni do pojedynczego odgałęzienia poniżej
miejsca usterki.
W przypadkach, gdzie ciągłość działania jest kluczowa dla całości lub części danej
instalacji, należy uwzględnić zasilanie pomocnicze.

Zdalna kontrola i monitorowanie sieci SN
Zdalna kontrola i monitorowanie przewodów zasilających SN umożliwia
ograniczenie utraty zasilania, wynikającej z usterek kabli, dzięki szybkiej
i skutecznej rekonfiguracji pętli. System wyposażony jest w elektroniczne
urządzenia pomiarowe, które są zainstalowane w wielu podstacjach w obwodzie
i powiązane ze zmodyfikowanymi jednostkami zdalnego sterowania.
Wszystkie stacje, zawierające to wyposażenie, mogą mieć zasilanie przywracane
zdalnie, podczas gdy inne stacje będą wymagać dodatkowego działania ręcznego.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Wartości prądów zwarcia doziemnego źródła SN
Wartości prądów zwarcia doziemnego w sieci dystrybucji zależą od systemu
uziemienia podstacji SN (lub uziemienia punktu zerowego). Muszą być ograniczone
w celu obniżenia ich wpływu na sieć i ograniczenia możliwego zwiększenia
potencjału ramy podstacji użytkownika, spowodowanego przez sprzężenie
uziemników (sieci napowietrzne), a także ograniczenia przeskoków w przypadku
obwodów NN stacji zdolnych do wytworzenia niebezpiecznych poziomów
potencjału w instalacji niskiego napięcia.
Jeżeli sieci mają zarówno elementy napowietrzne jak i podziemne, zwiększona
wartość pojemności uziemienia kabli może spowodować, że wartość prądu zwarcia
doziemnego wzrośnie i będzie wymagać zrównoważenia tego zjawiska. Wówczas
impedancja uziemienia obejmie opór bierny (rezystor równoległy ze wzbudnikiem)
zależnie od wielkości wycieku: neutralny system uziemienia jest kompensowany.
Impedancja kompensacyjna umożliwia:
b Kontrolę wartości prądu zwarcia doziemnego, niezależnie od okablowania

w obrębie sieci
b  liminację większości chwilowych i stałych jednofazowych zwarć, tym samym
E
zapobiegając wielu chwilowych stratom

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Projektowanie nowej stacji
elektroenergetycznej

Duży odbiorca energii zawsze jest zasilany przyłączem SN.
W systemach NN zasilanych napięciem 120/208 V ( 3-fazowe) za duży można uznać
odbiornik o mocy powyżej 50 kVA, natomiast w 3-fazowych sieciach zasilanych
napięciem 240/415 V za duży można uznać odbiornik o mocy powyżej 100 kVA.
Oba systemy dystrybucji NN są powszechne w wielu częściach świata.
IEC zaleca zastosowanie " światowego " standardu 230/400 V w przypadku systemów
3 fazowych. Taki poziom napięć jest skutkiem kompromisu i umożliwia istniejącym
systemom, działającym na poziomie napięć przy 220/380 V oraz 240/415 V
lub blisko tych wartości, zgodność z proponowanym standardem poprzez
wyregulowanie przełączników zaczepów w standardowych transformatorach
dystrybucyjnych.
Odległość, na którą musi być przesyłana energia, to kolejny czynnik uwzględniany
w przypadku wyboru sposobu zasilania (SN lub NN). Oczywistym przykładem może
być zasilanie niewielkich, ale odizolowanych odbiorców wiejskich.
Wybór źródła zasilania między SN a NN będzie zależeć od lokalnych okoliczności
oraz wyżej wymienionych czynników i będzie narzucony przez zakład energetyczny
danego obszaru.
Po wybraniu zasilania SN są dwie metody postępowania:
1 - Dostawca energii buduje stację elektryczną blisko obiektów użytkowników,
ale transformator(y) SN/NN jest zlokalizowany w komorze(ach) transformatora
wewnątrz obiektów, blisko centrum obciążenia
2 - Użytkownik buduje i wyposaża własną stację elektryczną we własnych
obiektach, która jest zasilana przez dostawcę enegii.
W metodzie nr 1 dostawca energii jest właścicielem stacji elektromagnetycznej,
kabli zasilających transformatory, oraz transformatorów, do których ma
nieograniczony dostęp.
Stacja elektromagnetyczna jest budowana przez użytkownika (według projektu
i przepisów dostarczonych przez dostawcę) i obejmuje cokoły, misy olejowe, ściany
i sufity przeciwpożarowe, wentylację, oświetlenie i uziemienie; wszystkie elementy
muszą być zatwierdzone przez dostawcę energii.
Opłaty za energię elektryczną naliczane są na podstawie taryf. W taryfie zawarta jest
między innymi opłata za przesył energii.
Niezależnie od procedury, takie same zasady mają zastosowanie w przygotowaniu
koncepcji i realizacji projektu. Następujące uwagi odnoszą się również do
procedury nr 2.

Użytkownik musi dostarczyć wymagane dane
zakładowi energetycznemu na wczesnym etapie
projektu.

B5

2.1 Informacje wstępne
Przed jakimikolwiek negocjacjami lub rozmowami z firmą energetyczną
muszą być ustalone następujące podstawowe elementy:
Maksymalny przewidywany pobór mocy (kVA)
Ustalenie tego parametru jest opisane w Rozdziale A i musi uwzględniać
prawdopodobieństwo przyszłych wymagań dodatkowych odbiorów. Na tym etapie
musimy oszacować:
b Współczynnik wykorzystania (ku)
b Współczynnik jednoczesności (ks)
Projekt zagospodarowania przedstawiający lokalizację proponowanych
podstacji
Projekt zagospodarowania powinien wskazywać jednoznacznie drogę dostępu
do proponowanej podstacji z określeniem wymiarów ograniczających dostęp
np. korytarze wejściowe i wysokość sufitu, wraz z możliwymi limitami obciążenia
(ciężar) itd., pamiętając o tym, że:
b  ersonel zakładu energetycznego musi mieć nieograniczony dostęp do
P
wyposażenia SN w podstacji przez cały czas
b  ylko wykwalifikowany i uprawniony personel użytkowników ma dostęp do
T
podstacji
b  iektóre zakłady energetyczne lub przepisy wymagają, aby część instalacji
N
obsługiwana przez zakład znajdowała się w pomieszczeniu oddzielonym od
części obsługiwanej przez konsumenta.
Stopień wymaganej ciągłości zasilania
Użytkownik musi oszacować konsekwencje awarii zasilania pod kątem:
b  trata produkcji
U
b  ezpieczeństwo personelu i wyposażenia
B

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

B - Podłączenie do sieci dystrybucyjnej średniego
napięcia SN

B - Podłączenie do sieci dystrybucyjnej średniego
napięcia SN

B6

2 Projektowanie nowej stacji
elektroenergetycznej

2.2 Uzgodnienia projektowe

Zakład energetyczny musi przedstawić
określone informacje przyszłemu
użytkownikowi.

Na podstawie informacji dostarczonych przez użytkownika dostawca energii musi
podać:
Proponowany typ źródła zasilania i określić:
b  odzaj systemu zasilania: sieć napowietrzna lub podziemna
R
b  zczegóły podłączenia: zasilanie jednostronne, zasilanie w sieci pierścieniowej
S
lub równoległej, itp.
b  ielkość mocy (kVA) i poziom prądu zwarciowego
W
Napięcie znamionowe sieci oraz napięcie izolacji (najwyższe napięcie
wyposażenia)
Istniejącego lub przyszłego, w zależności od rozwoju systemu.
Szczegóły rozwiązań pomiarowych, które określają:
b Koszt podłączenia do sieci zasilania
b  zczegóły taryf (zużycie i opłaty stałe)
S

Zakład energetyczny musi przedstawić oficjalne
zatwierdzenie sprzętu przewidzianego do
zainstalowania w podstacji i zaproponowanej
metody instalacji.

2.3 Realizacja
Przed instalacją musi być uzyskana oficjalna zgoda dostawcy energii. Wniosek o
zatwierdzenie musi obejmować następujące informacje, w dużym stopniu oparte
na powyższych uzgodnieniach:
b Lokalizacja proponowanej podstacji
b  ednokreskowy schemat obwodów zasilania i połączeń, wraz z instalacją
J
uziemienia
b Informacje (wraz z parametrami) o wyposażeniu przeznaczonym do instalacji
b Schemat układu pomiarowego
b Ustalenia dotyczące poprawy współczynnika mocy, jeśli jest to wymagane
b  rojekt dotyczący rezerwowej instalacji zasilającej (SN lub NN), jeśli będzie
P
wymagana

2.4 Przekazanie do eksplotacji

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Po przetestowaniu i kontroli instalacji przez
niezależny organ testowy, wydawany jest
dokument zezwalający na oddanie podstacji do
użytku.

Przed zatwierdzeniem podłączenia instalacji do systemu zasilania konieczne jest
pomyślne zaliczenie testów odbiorczych. Nawet jeżeli zakład ich nie wymaga, lepiej
jest wykonać następujące testy weryfikacyjne:
b Pomiar rezystancji uziemienia

b Pomiar ciągłości wszystkich przewodów uziemiających i bezpieczeństwa, kontrola

i testy funkcjonalne wszystkich komponentów SN
b Kontrole izolacji wyposażenia SN

b W razie konieczności, test wytrzymałości dielektrycznej oleju transformatora (i oleju

rozdzielnicy, jeżeli jest to wskazane)
b Kontrola i badanie instalacji NN w podstacji

b Kontrole wszystkich blokad (mechanicznych, kluczykowych i elektrycznych)

i wszystkich sekwencji automatycznych
b Kontrole prawidłowego działania i ustawienia przekaźnika ochronnego. Konieczne

jest także sprawdzenie czy dostarczone zostało wymagane wyposażenie BHP
,
zapewniające prawidłową eksplotację stacji.
Po otrzymaniu certyfikatu zgodności (jeżeli jest to wymagane):
b Personel zakładu energetycznego poda napięcie SN i sprawdzi prawidłowość

pomiarów
b Wykonawca instalacji odpowiada za testowanie i podłączenieinstalacji NN

Gdy w końcu podstacja działa:
b Podstacja i całość wyposażenia należy do użytkownika

b Zakład energetyczny sprawuje kontrolę operacyjną nad wszystkimi rozdzielnicami

SN w podstacji, np. dwoma rozłącznikami liniowymi oraz zabezpieczeniem
SN transformatora, w przypadku jednostki pierścieniowej, wraz ze wszystkimi
powiązanym uziemnikami SN
b Personel zakładu energetycznego posiada nieograniczony dostęp do wyposażenia

SN
b Użytkownik ma niezależną kontrolę tylko nad rozłącznikiem bezpiecznikowym SN

(lub wyłącznikiem) transformatora(ów), użytkownik odpowiada za konserwację
całości wyposażenia podstacji i musi uzgodnić w zakładzie energetycznym
wyłączenie i uziemienie rozdzielnicy, aby umożliwić prace konserwacyjne.
Dostawca energii musi wydać podpisane zezwolenie na prace personelowi
konserwującemu, wraz z kluczami do zamykanych blokad itp., w których jest
dokonywane wyłączenie.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

B - Podłączenie do sieci dystrybucyjnej średniego
napięcia SN

3 Względy bezpieczeństwa

Temat bezpieczeństwa w branży elektrycznej jest szeroki: obejmuje wszystkie
aspekty bezpieczeństwa personelu, a także zabezpieczenie przed uszkodzeniem lub
zniszczeniem majątku, instalacji i wyposażenia.

B7

Różne względy bezpieczeństwa mogą być zasadniczo zaklasyfikowane według
następujących celów:
b  abezpieczenie personelu i zwierząt przed niebezpieczeństwami przepięć i porażeniem
Z
prądem, pożarem, wybuchami i toksycznymi gazami, itp.
b  abezpieczenie instalacji, sprzętu i elementów systemu energetycznego przed
Z
skutkami zwarć, wyładowaniami atmosferycznymi i niestabilnością systemu zasilania
(utrata synchronizacji) itp.
b  chrona personelu i instalacji przed niebezpieczeństwami nieprawidłowego działania
O
systemu zasilania poprzez zastosowanie blokad elektrycznych i mechanicznych.
Wszystkie kategorie rozdzielnic (włączając, na przykład, selektory pozycji zaczepów
transformatorów, itp.) mają określone llimity operacyjne. Oznacza to, że kolejność,
w jakiej różne rodzaje przełączników mogą być bezpiecznie zamknięte lub otwarte, jest
niezmiernie ważna. Blokady kluczykowe i blokady elektryczne są często stosowane
w celu zapewnienia ścisłego przestrzegania prawidłowych sekwencji obsługi.
Szczegóły poszczególnych rozwiązań są poza zakresem tego poradnika, ale poniższe
rozdziały powinny pomóc w poznaniu ogólnych zasad.
Podczas gdy niektóre urządzenia zabezpieczające mają uniwersalne zastosowania, opisy
na ogół będą ograniczone do tych, będących w powszechnym użyciu w systemach SN
i NN, jak to definiuje podpunkt 1.1 tego rozdziału.

3.1 Ochrona przed porażeniami prądem elektrycznym
Środki ochrony przed porażeniem prądem oparte są na dwóch częstych zagrożeniach:
b  ontakt z czynnym przewodem, tzn. pod napięciem, jest częstym zagrożeniem,
K
nazywanym „dotykiem bezpośrednim”
b  ontakt z przewodzącą częścią urządzenia, które zazwyczaj nie jest pod napięciem, ale
K
które znalazło się pod napięciem z powodu awarii izolacji w urządzeniu. Zagrożenie to
nazywane jest " dotykiem pośrednim "
Można zauważyć, że może istnieć trzeci typ zagrożenia porażeniem w sąsiedztwie
przewodów uziemiających SN lub NN (lub mieszanych), w których płyną prądy zwarcia
doziemnego. To zagrożenie wynika z różnicy potencjału na powierzchni gruntu i jest
nazywane " napięciem krokowym " ; prąd wpływa przez jedną stopę, a wypływa przez
drugą stopę i jest szczególnie niebezpieczny dla zwierząt czworonożnych. Może wystąpić
odmiana tego zagrożenia, zwana " napięciem rażeniowym " , w przypadku gdy uziemiona
metalowa część jest usytuowana w obszarze, w którym istnieją różnice potencjału.
Dotknięcie części pod napięciem spowodowałoby przepływ prądu przez rękę i obie nogi.
Zwierzęta ze stosunkowo dużą odległością między nogami przednimi a tylnymi są
szczególnie wrażliwe na zagrożenia związane z napięciami krokowymi, czasami nawet
bydło ginie z powodu różnic potencjałów spowodowanych przez przewody uziemienia
punktu zerowego niskiego napięcia (230/400 V) o niedostatecznie niskiej oporności.
Problemy z róźnicą potencjału wyżej wymienionego typu z reguły nie są napotykane
w instalacjach elektrycznych budynków pod warunkiem, że przewody ekwipotencjalne
właściwie łączą wszystkie odsłonięte metalowe części wyposażenia i całość zewnętrznej
konstrukcji (tzn. nie będącej częścią urządzenia elektrycznego lub instalacji - na przykład
stal konstrukcyjna, itd.) z ochronnym przewodem uziemienia.

Ochrona przed dotykiem bezpośrednim (ochrona podstawowa)
Podstawową formą ochrony przed „dotykiem bezpośrednim” jest osłonięcie wszystkich
części pod napięciem materiałem izolacyjnym, umieszczenie ich w obudowie oraz
położenie poza zasięgiem ręki (za izolowanymi barierami lub w górnej części pola) lub
poprzez zastosowanie przegrody ochronnej.
Jeżeli izolowane elementy pod napięciem są umieszczone w metalowej obudowie,
na przykład: transformatory, silniki elektryczne i wiele domowych urządzeń, metalowa
obudowa musi być podłączona do systemu ochronnego instalacji uziemienia.
W przypadku rozdzielnicy SN, norma IEC 62271-200 (2. Wysokonapięciowa aparatura
rozdzielcza i sterownicza: rozdzielnice prądu przemiennego w osłonach metalowych
na napięcie znamionowe powyżej 1 kV do 52 kV włącznie) określa minimalny stopień
zabezpieczenia (kodowanie IP) IP2X, zapewniający zabezpieczenie przed dotykiem
bezpośrednim. Ponadto metalowa obudowa musi posiadać ciągłość elektryczną, a także
odpowiednie oddzielenie między wewnętrzną a zewnętrzną częścią obudowy. Właściwe
uziemienie obudowy zapewnia jeszcze większą ochronę elektryczną operatorom
w normalnych warunkach działania.
W przypadku urządzeń NN jest to osiągane poprzez zacisk PE wtyczki i gniazda.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Ochrona przed porażeniem prądem
elektrycznym i przed przepięciami są ściśle
powiązane ze stworzeniem skutecznego
uziemienia (o niskiej oporności) oraz
efektywnego zastosowania zasad
ekwipotencjalności środowiska.

B - Podłączenie do sieci dystrybucyjnej średniego
napięcia SN

B8

Całkowite lub nawet częściowe uszkodzenie izolacji przewodu może podnieść napięcie
obudowy do niebezpiecznego poziomu (w zależności od stosunku rezystancji) ścieżki
upływu poprzez izolację do rezystancji między metalową obudową a ziemią.

Zabezpieczenie przed dotykiem pośrednim lub zabezpieczenie
przeciwzwarciowe
O zagrożeniu nazywanym „dotykiem pośrednim” mówimy w przypadku kontaktu
z metalową obudową urządzenia z uszkodzoną izolacją.
Zagrożenie to charakteryzuje się przepływem prądu rażeniowego przez organizm
ludzki w przypadku dotyku dostępnych części przewodzących uszkodzonych urządzeń
(poprzez przewód uziemienia ochronnego (PE)) równolegle z prądem rażeniowym.
Przypadek zwarcia w sytemie NN
Badania pokazały, iż przy założeniu, że potencjał metalowej obudowy nie będzie większy
niż 50 V względem uziemienia lub jakiegokolwiek materiału przewodzącego będącego
w zasięgu, nie występuje zagrożenie porażeniowe.
Zabezpieczenie przed dotykiem pośrednim w przypadku zwarcia SN
Jeżeli uszkodzenie izolacji w urządzeniu nastąpi między przewodem SN a metalową
obudową, nie jest możliwe ograniczenie wzrostu napięcia obudowy do wartości mniejszej
50 V poprzez zmniejszenie rezystancji uziemienia. W takim przypadku rozwiązaniem
jest wykonanie odpowiedniego uziemienia ochronnego, co opisano w podpunkcie 1.1
" Uziemienie " .

Rezystancja połączeń uziemiających
Zwarcie w instalacji, wpływające na wyposażenie podstacji SN (wewnętrzne) lub
wynikające z przepięć atmosferycznych (zewnętrznych), może generować prądy
doziemne, mogące spowodować obrażenia ciała lub uszkodzenia sprzętu.
Środki zapobiegawcze zasadniczo obejmują:
b  ołączenie wszystkich ram podstacji i podłączenie ich do szyny uziemienia
P
b  inimalizacja rezystancji uziemienia
M

3.2 Zabezpieczenie transformatora i obwodów NN
Ogólne
Elektryczne wyposażenie i obwody liniowe zasilane z podstacji muszą być chronione
w celu eliminowania zagrożeń wynikających z występowania zakłóceniowych prądów
i/lub napięć. Wyposażenie stosowane w instalacjach elektroenergetycznych cechuję się
określoną wytrzymałością na krótkotrwałe zwarcia i przepięcia. Zadaniem zabezpieczeń
jest niedopuszczenie do przekroczenia granic wytrzymałości zabezpieczanych
urządzeń. Oznacza to, że zwarcie musi być wyeliminowane tak szybko, jak to możliwe,
z zapewnieniem koordynacji pomiędzy urządzeniami zabezpieczającymi przed i za
zabezpieczanym urządzeniem. Oznacza to, że jeśli wystąpi zwarcie w sieci, zazwyczaj
kilka urządzeń zabezpieczających widzi zwarcie jednocześnie, ale tylko jedno powinno
zadziałać.
Jako zabezpieczenia mogą być stosowane:
b  ezpieczniki, które same odłączają uszkodzony obwód lub wykorzystują dodatkowe
B
elementy otwierające rozłącznik
b  rzekaźniki, które działają pośrednio na cewkę wyłącznika
P

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Zabezpieczenie transformatora
Przepięcia pochodzące z sieci zasilającej
W sieci zasilającej mogą wystąpić następujące rodzaje przepięć:
b  rzepięcia atmosferyczne
P
Atmosferyczne skoki napięcia są powodowane przez uderzenie pioruna w linię
napowietrzną lub w pobliżu niej.
b  koki napięcia eksploatacyjnego
S
Nagła zmiana ustalonych warunków eksploatacji w sieci elektrycznej powoduje zjawiska
przejściowe. Jest to na ogół udar napięcia wysokiej częstotliwości lub z tłumioną
oscylacją.
W obu przypadkach jako urządzenia zabezpieczające przed przepięciami występują
układy warystorowe.
W większości przypadków zabezpieczenie przed przepięciami nie ma wpływu na
rozdzielnicę.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Względy bezpieczeństwa

Zagrożenia pochodzące z odbioru

B9

Przeciążenie jest często wynikiem jednoczesnego poboru mocy wielu małych
odbiorów lub zwiększenia poboru mocy pozornej (kVA) instalacji, wynikające
z rozbudowy obiektu lub zwiększenia produkcji itd. Wzrosty obciążenia zwiększają
temperaturę przewodników oraz materiału izolacyjnego. W rezultacie wzrosty
temperatury powodują zmniejszenie trwałości urządzeń.
Urządzenia zabezpieczające przed przeciążeniami mogą być zlokalizowane po
pierwotnej lub wtórnej stronie transformatora.
Obecnie jako zabezpieczenie przed przeciążeniami transformatora usunąć stosuje się
przekaźnik cyfrowy, który otwiera wyłącznik po stronie wtórnej transformatora.
Taki przekaźnik, zazwyczaj nazywany przekaźnikiem przeciążenia termicznego,
sztucznie analizuje temperaturę, biorąc pod uwagę stałą czasową transformatora.
Niektóre z nich mogą uwzględniać wpływ prądów harmonicznych z uwagi na
obciążenia liniowe (prostowniki, odbiorniki komputerowe, napędy zmiennej
prędkości). Ten rodzaj przekaźnika może również sygnalizować czas do wyłączenia
i czas oczekiwania po wyłączeniu. Dlatego też informacje te są bardzo pomocne
w kontroli zmniejszania obciążenia.
Ponadto większe transformatory olejowe często mają zabezpieczenia z dwoma
ustawieniami, jedno do celów alarmowych, a drugie do wyłączenia.
Rys. B4: Transformator ze zbiornikiem konserwatora

Dla zabezpieczenia transformatorów żywicznych wykorzystuje się sondy
temperaturowe, zamontowane na rdzeniu transformatora. Podłączone do przekaźnika
termicznego służą do sygnalizacji alarmu i wyłączenia.
Zwarcia wewnętrzne
Zabezpieczenie transformatorów przed skutkami zwarć wewnętrznych jest
realizowane za pomocą urządzeń montowanych w transformatorach, wyposażonych
w zbiorniki konserwatora z odpowietrzaniem za pomocą klasycznego, mechanicznie
aktywowanego przekaźnika Buchholza (patrz Rys. B4). Przekaźniki te mogą
wykrywać wydzielanie się gazów powstałych na skutek rozkładu termicznego izolacji
stałej, zwarcie wewnątrz kadzi, obniżenie się poziomu oleju na skutek wycieku
z kadzi. Pierwszy poziom wykrywania powoduje alarm, ale jeśli stan pogarsza się
jeszcze bardziej, drugi poziom wykrywania powoduje automatyczne wyłączenie
transformatora.
Funkcja wykrywania wycieku oleju przekaźnika Buchholza „natychmiastowo”
automatycznie otwiera wyłącznik znajdujący się powyżej poziomu awarii, jeżeli wyciek
oleju wystąpi w rurze łączącej główny zbiornik ze zbiornikiem konserwatora.
Taki wyciek może wystąpić tylko w wyniku wypływu oleju spowodowanego przez
szybkie nagromadzenie gazu wygenerowanego przez łuk prądu zwarciowego
w oleju.
Dzięki specjalnemu zaprojektowaniu elastycznych elementów ścianek falistych kadzi,
obecnie są dostępne " całkowicie hermetyczne " transformatory wielkości nawet 10 MVA.

Rys. B5: Transformator hermetyczny

Zmiany objętości oleju są przejmowane przez elastyczne ścianki faliste kadzi. Pełen
opis tych transformatorów podano w podpunkcie 4.4 (patrz Rys. B5).
NN

1

1

2

2

3

3
N
Przekaźnik
przetężeniowy

Przekaźnik
E/F

Transformator może być zabezpieczony przed powyższymi efektami fizycznymi przez
przekaźnik Buchholza, jednak obecnie stosuje się nowocześniejsze urządzenia, które
są w stanie mierzyć parametry, takie jak:
b  kumulacja gazu
A
b  adciśnienie
N
b  rzegrzanie
P
Pierwsze dwa stany automatycznie otwierają wyłącznik znajdujący się powyżej poziomu
awarii, a trzeci stan otwiera wyłącznik transformatora.
Wewnętrzne zwarcie międzyfazowe
Wewnętrzne zwarcie międzyfazowe musi zostać wykryte i skorygowane przez:
b  bezpieczniki po stronie pierwotnej transformatora lub
3
b  rzekaźnik zabezpieczający, który aktywuje wyłącznik powyżej transformatora
P

Rys. B6: Ochrona przed zwarciem doziemnym
w transformatorze SN

Zwarcie doziemne
Jest to najpowszechniejszy typ wewnętrznego zwarcia. Jest wykrywany przez przekaźnik
zwarcia doziemnego. Prąd zwarcia doziemnego może być obliczony na podstawie
sumy prądów 3 pierwotnych faz (jeśli są wykorzystywane 3 przekładniki prądowe) lub na
podstawie przekładnika z dobranym rdzeniem.
Jeżeli konieczna jest duża czułość, preferowany będzie przekładnik z dobranym
rdzeniem. W takim przypadku wystarczy zastosowanie dwóch przekładników
(patrz Rys. B6).

Zabezpieczenie obwodów NN
Obwody zasilane z transformatora muszą być zabezpieczone zgodnie IEC 60364.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

WN

B - Podłączenie do sieci dystrybucyjnej średniego
napięcia SN

B10

Selektywność pomiędzy przetężeniowymi urządzeniami
zabezpieczającymi przed i za transformatorem
Czas

Podstacja typu konsumenckiego z pomiarem NN wymaga selektywności pomiędzy
bezpiecznikami SN lub wyłącznikiem SN a wyłącznikiem lub bezpiecznikami NN.

Minimalny czas przed
przedpaleniem
bezpiecznika SN
B/A u 1,35 w dowolnym
momencie D/C u 2 przy
dowolnej wartości
prądu

Charakterystyka
wyzwalania
wyłącznika

D
C

A

Dobór bezpieczników SN zostanie przeprowadzony zgodnie z charakterystyką
transformatora. Charakterystyka wyzwalania wyłącznika NN musi być taka, by
w przypadku przeciążenia lub zwarcia wystepującego poniżej, wyłącznik instalacyjny
wyzwolił się odpowiednio szybko, aby zagwarantować, że przez bezpieczniki SN lub
wyłącznik SN nie będą przepływały prądy przetężeniowe.
Charakterystyki wyzwalania bezpieczników SN lub wyłącznika instalacyjnego SN
i wyłączników instalacyjnych NN są podane na wykresach prądowo-czasowych.
Obie krzywe mają ogólną formę odwrotności czasu/prądu (z przerwaniem ciągłości
charakteryski przy wartości prądu, która powoduje natychmiastowe wyzwolenie
wyłacznika NN).
Na rysunku B7 pokazano typowe charakterystyki czasowo-prądowe B7.

Natężenie
prądu

B

b   celu zapewnienia selektywności (patrz Rys.B8):
W

Rys. B7: Selektywność między działaniem bezpiecznika SN
a wyzwoleniem wyłącznika NN w przypadku zabezpieczenia
transformatora

U1

SN

NN

Rys. B8: Konfiguracja bezpiecznika SN i wyłącznika NN

U2

Cała charakterystyka bezpiecznika lub wyłącznika SN musi się znajdować powyżej
charakterystyki wyłącznika NN.
b   celu uniknięcia wpływu na bezpieczniki (tzn. uszkodzenia):
W
Cała charakterystyka bezpiecznika SN musi się znajdować powyżej charakterystyki
wyłącznika NN o współczynnik ≥1,35 (np. w momencie, gdy charakterystyka wyłącznika
NN przechodzi przez punkt odpowiadający 100A, charakterystyka bezpiecznika SN
musi w tym samym czasie przechodzić przez punkt odpowiadający minimum 135A).
Charakterystyki bezpiecznika SN muszą się znajdować powyżej charakterystyki
wyłącznika NN (na osi czasu różnica pomiędzy charakterystykami powinna być co
najmniej dwukrotna, np. jeżeli charakterystyka wyłącznika NN przechodzi przez punkt
odpowiadający 1,5s, to charakterystyka bezpiecznika SN na tym samy poziomie prądu
musi przechodzić przez punkt odpowiadajacy co najmniej 3s).
Współczynniki 1,35 i 2 są oparte na standardowych maksymalnych tolerancjach
produkcyjnych bezpieczników SN i wyłączników instalacyjnych NN.
W celu porównania dwóch krzywych, prądy SN muszą być przeliczone na równoważne
prądy NN, bądź na odwrót.
Jeżeli w układzie niskiego napięcia zastosujemy bezpiecznik, również musimy zapewnić
selektywność pomiędzy bezpiecznikami SN i NN.
b   celu uniknięcia aktywacji zabezpieczenia wyłącznika instalacyjnego SN:
W
Charakterystyka wyłącznika SN musi się znajdować powyżej charakterystyki wyłącznika
NN, o współczynnik ≥1,35 lub więcej (np. w momencie, gdy charakterystyka wyłącznika
NN przechodzi przez punkt odpowiadający 100A, charakterystyka wyłącznika SN musi
w tym samym czasie przechodzić przez punkt odpowiadający minimum 135A). Wszystkie
części charakterystyki wyłącznika SN muszą się znajdować powyżej charakterystyki
wyłącznika NN (na osi czasu różnica pomiędzy charakterystykami powinna wynosić co
najmniej 0,3s).
Współczynniki 1,35 i 0,3 s są oparte na standardowych maksymalnych tolerancjach
produkcyjnych transformatorów SN, przekaźnika zabezpieczeniowego SN oraz
wyłączników SN i NN. W celu porównania dwóch charakterystyk, prądy SN muszą być
przeliczone na równoważne prądy NN, bądź na odwrót.

Wybór zabezpieczenia po stronie pierwotnej transformatora

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Jak opisano powyżej, transformatory o mniejszych mocach mogą być zabezpieczone
poprzez bezpiecznik lub wyłacznik. W przypadku transformatorów o większych mocach
należy je zabezpieczać za pomocą wyłącznika.
Zabezpieczenie wyłącznikiem zapewnia bardziej czułe zabezpieczenie transformatora
w porównaniu z bezpiecznikami. Wdrożenie dodatkowych zabezpieczeń (zabezpieczenie
przed zwarciem doziemnym, zabezpieczenie przed przeciążeniem termicznym) jest
łatwiejsze z użyciem wyłączników instalacyjnych.

3.3 Blokady i operacje warunkowe
Blokady mechaniczne i elektryczne zostały uwzględnione w mechanizmach oraz
obwodach sterowania aparatury zainstalowanej w podstacjach jako środki ochrony
przed nieprawidłową kolejnością działań personelu obsługującego. Zabezpieczenie
mechaniczne między funkcjami oddzielnych urządzeń (np. rozdzielnica i transformator)
jest zapewniane przez blokady z przekazywanym kluczem. Program blokad ma na celu
uniemożliwienie niepożądanych działań łączeniowych. Operacje takie mogłyby narazić na
niebezpieczeństwo personel lub mogłyby doprowadzić do uszkodzenia urządzeń.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Względy bezpieczeństwa

Podstawowa blokada

B11

Funkcje podstawowych blokad mogą zostać wprowadzone w jednej jednostce
funkcjonalnej; niektóre z tych funkcji są uznawane za obowiązkowe przez IEC 62271200 w przypadku rozdzielnic SN w metalowej obudowie, ale inne zależą od wyboru
użytkownika. Obsługa rozdzielnicy SN wymaga określonej liczby operacji, które zostaną
przeprowadzone w odpowiedniej określonej kolejności. W celu przywrócenia systemu
do dawnego stanu konieczne jest przeprowadzenie operacji w kolejności odwrotnej.
Właściwe procedury, bądź specjalne blokady, mogą zagwarantować, że wymagane
operacje są wykonywane we właściwej kolejności. Wówczas taki dostępny przedział
zostanie zaklasyfikowany jako " dostępny i zablokowany " lub " dostępny proceduralnie " .
Nawet w przypadku użytkowników stosujących właściwe rygorystyczne procedury
stosowanie blokad może pomóc w zapewnieniu bezpieczeństwa operatorom.

Blokada kluczykowa
Poza blokadami dostępnymi w ramach danego pola (patrz także 4.2), najszerzej
stosowana forma blokowania polega na przekazywaniu klucza.
Zasada jest oparta na możliwości wyjęcia lub zablokowania jednego lub kilku kluczy,
zależnie od tego, czy wymagane warunki zostały spełnione.
Warunki te mogą być połączone w unikalne i obowiązkowe sekwencje, tym samym
gwarantując bezpieczeństwo personelowi i instalacji przez unikanie nieprawidłowej
procedury obsługi.
Nieprzestrzeganie prawidłowej sekwencji działań w obu przypadkach może mieć
niezwykle poważne konsekwencje dla personelu i sprzętu.
Uwaga: Ważne jest określenie planu zastosowanych blokad na etapie projektu SN/
NN. W ten sposób dane urządzenia na pewno zostaną wyposażone podczas produkcji
w pasujące klucze i urządzenia blokujące.

Ciągłość zasilania
W przypadku rozdzielnicy SN, określenie dostępności pól, a także warunki dostępu do
nich, stanowią podstawę klasyfikacji " Utraty ciągłości zasilania " zdefiniowanej w normie
IEC 62271-200. Wykorzystanie blokad lub właściwej procedury nie wpływa na ciągłość
zasilania. W normalnych warunkach pracy wniosek o dostęp do danego pola rozdzielnicy
SN skutkuje ograniczeniami mogącymi wpływać na ciągłość zasilania.

Blokady w podstacjach
W podstacji transformatorowej SN/NN obejmującej:
b  edno lub dwa pola zasilajace (z równoległymi przewodami zasilającymi) lub dwoma
J
przychodzącymi/wychodzącymi polami w sieci pierścieniowej
b  ole zabezpieczające transformator, które może zawierać rozłącznik bezpieczniki oraz
P
uziemnik bądź wyłącznik
b  ransformator
T
Blokady umożliwiają działania oraz dostęp do różnych pól w następujących warunkach:
Podstawowe blokady zastosowane w pojedynczym polu
b  życie rozłącznika izolacyjnego/odłącznika
U
v Jeżeli drzwi pola zostaną zamknięte, a powiązany uziemnik jest otwarty
b  życie odłącznika pola transformatora i zabezpieczenia pola
U
v Jeżeli drzwi pola są zamknięte i
v Jeżeli wyłącznik jest otwarty i uziemnik (i) jest (są) otwarty (e)
v Zamknięcie uziemnika
b  ostęp do dostępnego przedziału każdego pola, jeżeli zostały wyspecyfikowane
D
blokady
v Jeżeli odłącznik przedziału jest otwarty a uziemnik (i) przedziału jest (są) zamknięte
b  amknięcie drzwi każdego dostępnego przedziału, jeżeli zostały wybrane blokady
Z
v Jeżeli uziemnik (i) przedziału jest (są) zamknięte
Blokady funkcjonalne obejmujące szereg pól lub separacja wyposażenia
D
b  ostęp do przyłączy transformatora SN/NN
v Jeżeli przyłączone dodatkowo pole ma otwarty rozłącznik, a uziemnik zamknięty.
W przypadku możliwości zasilania od strony NN konieczne jest zastosowanie głównego
wyłącznika NN.
(1) Jeżeli pole zasilające jest uziemione, powiązane odłączniki
są na obydwu końcach linii i powinny być blokowane.
W takim układzie możemy mówić o wieloelementowej
blokadzie.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

v Jeżeli powiązany rozłącznik(i) izolacyjny/odłącznik (i) jest (są) otwarty (1)

B - Podłączenie do sieci dystrybucyjnej średniego
napięcia SN

B12

3 Względy bezpieczeństwa

Przykład praktyczny
W podstacji typu konsumenckiego z pomiarem NN najczęściej stosowanym układem
blokad jest SN/NN/TR :odpowiednio - średnie napięcie/niskie napięcie/transformator).
Celem blokad jest:
b  niemożliwienie dostępu do przedziału transformatora, jeśli uziemnik nie został
U
uprzednio zamknięty
b  niemożliwienie zamknięcia uziemnika w polu transformatorowym, jeżeli wyłącznik NN
U
transformatora nie został uprzednio zablokowany w pozycji " otwartej " lub " wyjezdnej "
Przy dostępie do przyłączy SN lub NN transformatora (zabezpieczonego poprzez
S

pole transformatorowe wyposażone w rozłącznik izolacyjny/odłącznik, bezpieczniki oraz
uziemnik) musimy ściśle przestrzegać opisanych procedu i zilustrowanych
na rysunkach B9.
Uwaga: Transformator posiada złącza wtykowe, które można rozłączyć wyłącznie po
przełączeniu rozłącznika w pozycję otwartą (1).

S

Rozłącznik izolacyjny/odłącznik SN jest mechanicznie połączony z uziemnikiem SN
tak, aby tylko jeden z rozłączników mógł być zamknięty, tzn. zamknięcie jednego
automatycznie blokuje zamknięcie drugiego.

Rozłącznik SN i wyłącznik NN są zamknięte
O

Procedura rozłączenia oraz uziemienia pola transformatorowego wraz z usunięciem
obudowy przyłączy (pokrywy ochronnej)
Warunki wstępne
b  ozłącznik izolacyjny/odłącznik SN i wyłącznik NN są zamknięte
R

O

b  ziemnik SN zablokowany w pozycji otwartej kluczem " O "
U

S

b  lucz " O " jest zablokowany w wyłączniku NN tak długo jak długo wyłącznik jest
K
zamknięty
Krok 1
O
b  twórz wyłącznik NN i zablokuj w pozycji otwartej kluczem " O "
S

b  lucz " O " jest następnie zwalniany
K
Krok 2

Mamy dostęp do Bezpieczników SN

b  twórz rozłącznik SN
O
b  prawdź, czy wskaźniki " obecności napięcia " gasną, gdy rozłącznik SN znajduje się
S
w pozycji otwartej
Krok 3
b  dblokuj uziemnik SN kluczem " O " i zamknij uziemnik
O

S

O

b  lucz " O " jest zablokowany
K
Krok 4
Można teraz zdjąć panel dostępowy do bezpieczników SN (tzn. jest zwalniany przez
zamknięcie uziemnika SN). W tym panelu znajduje się klucz " S " i jest zablokowany, gdy
rozłącznik SN jest zamknięty
S
O

Mamy dostęp do przyłączy transformatora SN
Legenda

Brak Klucza
Klucz wolny
Klucz zablokowany
Panel lub drzwi

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. B9: Przykład blokady SN/NN/TR

b  bróć klucz " S " w celu zablokowania rozłącznika SN w otwartej pozycji
O
b  lucz " S " jest teraz zwolniony
K
Krok 5
Klucz " S " służy do wzajemnej blokday rozłączniko-uziemnika oraz osłony przyłączy
transformatora.
W obu przypadkach odsłonięcie jednego lub więcej przyłączy zablokuje klucz " S "
w blokadzie.
Wynikiem powyższej procedury jest to, że:
b  ozłącznik SN zostaje zablokowany w pozycji otwartej kluczem " S " .
R
Klucz " S " jest zablokowany w zamku osłony przyłączy transformatora dopóki są one
dostępne.
b  ziemnik SN jest w zamkniętej pozycji, ale nie jest zablokowany, tzn. może zostać
U
otworzony bądź zamknięty. Podczas przeprowadzania robót konserwacyjnych na ogół
wykorzystywana jest kłódka w celu zablokowania uziemnika w zamkniętej pozycji, klucz
kłódki jest przechowywany przez technika nadzorującego pracę.
b  yłącznik NN jest zablokowany w pozycji otwartej kluczem " O " , który jest zablokowany
W
przez zamknięty uziemnik SN. Tym samym transformator jest bezpiecznie odizolowany
i uziemiony.

(1) Lub może być zaopatrzone we wspólną pokrywę
ochronną trzech przyłączy.

Można zauważyć, że w opisanej procedurze rozłącznika pola zasilającego może
pozostać pod napięciem, z uwagi na to, że pole zasilające znajduje się w oddzielnym
niedostępnym polu rozdzielnicy SN. Każde inne rozwiązanie techniczne z odsłoniętymi
szynami w przedziale wymaga jeszcze odłączenia zasilania i dalszych blokad.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

B - Podłączenie do sieci dystrybucyjnej średniego
napięcia SN

4 Stacja transformatorowa
z pomiarem po stronie NN

4.1 Funkcje podstacji z pomiarem NN

B13

Stacja transformatorowa z pomiarem po stronie NN, to układ podłączony do systemu
zasilania zakładu energetycznego o napięciu nominalnym 1 kV - 35 kV, z jednym
transformatorem SN/NN o mocy nieprzekraczającej 1250 kVA.

Cechy
Stacja transformatorowa
Wszystkie urządzenia stacji transformatorowej są zlokalizowane w jednym pomieszczeniu
w istniejącym budynku, bądź w postaci prefabrykowanej obudowy na zewnątrz budynku.
Podłączenie do sieci SN
Połączenie do sieci zasilania SN może być realizowane:
b Przez jednostronne zasilanie linią kablową lub napowietrzną
b  oprzez dwa mechanicznie sprzężone rozłączniki w układzie z dwoma równoległymi
P
kablami zasilającymi
b  oprzez dwa rozłączniki w układzie sieci pierścieniowej
P
Transformator
Ponieważ wykorzystanie transformatorów olejowych PCB(1) jest zakazane w większości
krajów, preferowane dostępne technologie to:
b  ransformatory hermetyczne dla podstacji zlokalizowanych na zewnątrz budynków
T
b  uche transformatory żywiczne dla lokalizacji wewnątrz obiektów, np. wielopiętrowych
S
budynków, budynków publicznych itd.
Pomiar
Pomiar po stronie niskiego napięcia umożliwia zastosowanie mniej kosztownych
przekładników pomiarowych.
Większość struktur taryf uwzględnia straty transformatora SN/NN.
Obwody instalacji NN
Wyłącznik niskiego napięcia jest przeznaczony do izolowania, blokowania urządzeń
i służy do:
b  asilania rozdzielnicy
Z
b  abezpieczenia transformatora przed przeciążeniem, a obwodów odpływowych przed
Z
zwarciami

Uproszczony schemat instalacji elektrycznej
Schemat na kolejnej stronie (Rysunek B10) pokazuje:
b  posoby przyłączenia do sieci (4 opcje):
S
v Sieć rozgałęźna lub zasilanie jednostronne
v Zasilanie jednostronne (z możliwością rozbudowy do sieci pierścieniowej)
v Zasilanie równoległe dwustronne
v Pętla lub sieć pierścieniowa
b  posoby zabezpieczenia SN i transformatory SN/NN
S
b  posób pomiaru NN i izolację do sieci NN
S
b  posoby zabezpieczenia i dystrybucji NN
S
b  odział stref dla poszczególnych stron
P

Rys. B11: Jednostka modułowa SM6

Normy i specyfikacje
Rozdzielnica i wyposażenie będą zgodne z następującymi normami międzynarodowymi:
IEC 62271-1, 62271-200, 60265-1, 62271-102, 62271-100, 62271-105
Przepisy lokalne mogą również wymagać zgodności ze standardami krajowymi.
Obejmują one:
b  rancja: UTE
F
b  ielka Brytania: BS
W
b  iemcy: VDE
N
b  SA: ANSI
U

(1) Polichlorowany bifenyl
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

4.2 Dobór rozdzielnicy SN

B - Podłączenie do sieci dystrybucyjnej średniego
napięcia SN

B14
System
zasilania

Przyłącza
serwisowe

Pomiar NN i odłącznik
Sposoby zabezpieczenia
SN i transformatorów SN/NN

Dostawca/użytkownik interfejs

Transformator
Przyłącza NN

Dystrybucja NN
z zabezpieczeniami

Przyłącza poniżej
Odłącznika NN

Zabezpieczenia

Zasilanie jednostronne

Zabezpieczenia

Zabezpieczenie
bezpiecznikiem SN
dozwolone tylko
w przypadku jednego
transformatora,
o mocy uwzględniającej
ograniczenia, jakimi
cechują się bezpieczniki.

Zasilanie jednostronne
(z możliwością rozbudowy
w celu utworzenia
sieci pierścieniowej)

Zasilanie
równoległe
dwustronne

Zabezpieczenia
+ automatyczny
przełącznik źródła
zasilania

Sieć
pierścieniowa

Zabezpieczenia

Rezerowe
źródło zasilania
NN

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Dozwolone

Rys. B10: Stacja transformatorowa z pomiarem po stronie NN

Dobór wyposażenia rozdzielnicy SN
Stacje transformatorowe mogą być wyposażone zgodnie z lokalnymi normami i zasadami
w następujące elementy:
b  ozdzielnice modułowe mogące pracować w każdym układzie sieci z możliwością
R
późniejszej rozbudowy (przy zapewnieniu odpowiedniej ilości miejsca)
b  ozdzielnice kompaktowe w układzie pierścieniowym (w jednym module rozdzielnicy
R
mamy zabudowane 3 pola). Są szczególnie dedykowane tam, gdzie:
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Stacja transformatorowa
z pomiarem po stronie NN

v Warunki klimatyczne i/lub zanieczyszczenie są bardzo uciążliwe (zintegrowana izolacja)
v Nie ma dostatecznego miejsca na rozwiązanie modułowe

B15

Przedziały w jednostkach modułowych rozdzielnic
Norma IEC 62271-200
Norma IEC 62271-200 określa «Wysokonapięciową aparaturę rozdzielczą i sterowniczą:
rozdzielnice prądu przemiennego w osłonach metalowych na napięcie znamionowe
powyżej 1 kV do 52 kV włącznie». Norma odnosi się do
T
b  ypów rozdzielnic:
v AIS (rozdzielnic z izolacją powietrzną)
v GIS (rozdzielnic z izolacją gazową)
b  ednostek funkcjonalnych: «Elementów rozdzielnicy w obudowie obejmujących całość
J
głównych i pomocniczych obwodów, wymaganych do wykonania pojedynczej funkcji –
zwanych jednostką modułową»
P
b  rzedziały: «Elementy rozdzielnicy zawarte w zamkniętej obudowie (nie licząc otworów
służących do połączeń i wentylacji)». Producent definiuje zawartość (np. szyna
zbiorcza, kable, rozdzielnica, itd.) i liczbę przedziałów zdolnych pomieścić następujące
typy rozdzielnic:
v Stałe
v Wysuwne
D
b  ostępności poszczególnych przedziałów:
v Kontrolowanej przez blokady lub zgodnej z procedurami (określającymi, które

przedziały mogą być dostępne w trakcie normalnej pracy rozdzielnic)
v Używania narzędzi; w przypadku przedziałów, które nie powinny być otwarte w trakcie

normalnego działania
v Brak dostępności; w przypadku przedziałów, które nie mogą być otwarte
b  SC (klasa utraty ciągłości pracy) definiująca zakres, w jakim inne przedziały mogą być
L
zasilane, gdy dany przedział jest otwarty

v LSC1, przy otwarciu przedziału wymaga odcięcia od zasilania innych jednostek
funkcjonalnych
v LSC2 A, gdy inne jednostki funkcjonalne mogą być zasilane

v LSC2 B, gdy inne jednostki funkcjonalne i wszystkie przedziały kablowe mogą być
zasilane

v Klasa wygrodzenia między elementami zasilającymi oraz otwartymi przedziałami,
w zależności od typu «wynagrodzenia elementów rozdzielnicy, oddzielających
poszczególne przedziały»
v PM: przegrody metalowe
v PI: przegrody izolacyjne

4.3 Dobór pola transformatorowego SN
Zazwyczaj dostępne są trzy typy pól rozdzielnicy SN:
b  ozłącznik izolacyjny i oddzielne bezpieczniki SN w polu
R
b  ombinacja - rozłącznik izolacyjny/bezpieczniki SN
K
b  yłącznik SN
W
Na optymalny wybór wpływa sześć parametrów:
b  rąd pierwotny transformatora
P
b  okalizacja stacji transformatorowej w odniesieniu do środka obciążenia
L
b  oc transformatora w kVA
m
b  dległość od rozdzielnicy do transformatora
O
b  ykorzystanie oddzielnych przekaźników zabezpieczających (w przeciwieństwie
W
do działających bezpośrednio cewek wyłączających).
Uwaga: Bezpieczniki używane w kombinacjach - rozłącznik izolacyjny/bezpieczniki
mają bezpieczniki wybijakowe, które zapewniają wyłączenie 3-biegunowego
rozłącznika przy zadziałaniu jednego (lub więcej) bezpiecznika(ów).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b  posób izolacji transformatora
S

B - Podłączenie do sieci dystrybucyjnej średniego
napięcia SN

B16

4.4 Dobór transformatora SN/NN
Charakterystyka i parametry transformatora
Transformator jest charakteryzowany zarówno przez jego parametry elektryczne, ale
również przez jego technologię wykonania i warunki zastosowania.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Charakterystyka elektryczna
b  oc znamionowa (Pn): moc pozorna w kVA, na podstawie której określane są
M
pozostałe parametry projektowe i konstrukcyjne. Testy produkcyjne i gwarancje są
odnoszone do tej klasyfikacji
b  zęstotliwość: w przypadku systemów dystrybucji energii, omówionych
C
w niniejszym przewodniku, częstotliwość wyniesie 50 Hz lub 60 Hz
b  ominalne napięcia pierwotne i wtórne: w przypadku uzwojenia pierwotnego,
N
zdolnego do działania na więcej niż jednym poziomie napięcia, musi być nadana
klasyfikacja kVA, odpowiadająca każdemu poziomowi. Napięcie znamionowe
wtórne jest określane w stanie jałowym
b  namionowe poziomy izolacji odnoszą się do testów przepięciowych przy
Z
częstotliwości sieciowej oraz testów impulsem wysokiego napięcia, symulujących
wyładowanie atmosferyczne. Na poziomach napięcia, omawianych w niniejszym
przewodniku, przepięcia powodowane przez operacje łączeniowe SN są ogólnie
mniej szkodliwe, niż te, wynikające z wyładowań atmosferycznych, więc nie są
dokonywane żadne oddzielne testy wytrzymałości udarowej łączeniowej
b  rzełącznik zaczepu umożliwia wybór poziomu napięcia znamionowego do
P
± 2,5% i ± 5% uzwojenia wyższego napięcia. Transformator musi być odłączony od
zasilania przed użyciem przełącznika
b  onfiguracje uzwojenia są określone w formie schematycznej, za pomocą
K
standardowych symboli uzwojeń w układzie gwiazdy, trójkąta i wzajemnie
podłączonej gwiazdy (i ich kombinacji do specjalnych zastosowań, np. transformatory
prostownikowe sześcio lub dwunastofazowe, itd.) i w zalecanym w IEC kodzie
alfanumerycznym. Kod ten jest odczytywany od lewej do prawej, pierwsza litera
odnosi się do uzwojenia górnego napięcia, druga litera do następnego, itd.:
v Duże litery odnoszą się do uzwojenia górnego napięcia
D = trójkąt
Y = gwiazda
Z = gwiazda wzajemnie połączona (lub zygzak)
N = uzwojenie górne z wprowadzonym punktem neutralnym
v Małe litery oznaczają uzwojenia dolne
d = trójkąt
y = gwiazda
z = wzajemnie połączona gwiazda (lub zygzak)
n = uzwojenie dolne z wprowadzonym punktem neutralnym
v  iczba od 0 do 11, odpowiadająca liczbom na tarczy zegara ( " 0 " jest stosowana
L
zamiast " 12 " ) odpowiada każdej parze liter, wskazując zmianę fazy (jeżeli
występuje) podczas transformacji.
Popularnym układem połączeń wykorzystywanym w transformatorach
dystrybucyjnych jest układ Dyn11, gdzie górne uzwojenie jest połączone w trójkąt,
dolne w gwiazdę z wyprowadzonym punktem neutralnym.
Kąt przesunięcia fazowego + 30 stopni, tzn. wektor 1 fazy napięcia górnego jest
w pozycji 11 godziny, a wektor 1 fazy napięcia dolnego jest w pozycji godziny 12, jak
pokazano na Rysunku B31, strona B34. Wszystkie kombinacje uzwojeń w topologii
trójkąta, gwiazdy i zygzaka dają zmianę fazy, która (jeżeli nie jest zerowa) wynosi 30
stopni, albo wielokrotność 30 stopni. IEC 60076-4 szczegółowo opisuje " kod zegara " .
Charakterystyka związana z technologią i warunkami zastosowania transformatora
Przedstawiona poniżej lista nie wyczerpuje tematu
b Wybór technologii Medium izolacyjne:
v Ciecz (olej mineralny)
v Stałe (żywica epoksydowa i powietrze)
b   przypadku instalacji wewnątrz lub na zewnątrz
W
b Wysokość
Standardowa wysokość montażu ( & lt; = 1.000 m n.p.m.)
b  emperatura (IEC 60076-2)
T
v Maksymalna temperatura otaczenia: 40°C
v Średniodobowa temperatura otoczenia: 30°C
v Średnia roczna temperatura otaczenia: 20°C
W przypadku standardowych warunków eksploatacji - (patrz " Wpływ temperatury
otoczenia i wysokości na prąd znamionowy” na stronie B7).

Opis sposobu izolacji
Obecnie dostępne są dwie podstawowe klasy transformatora dystrybucyjnego:
T
b  yp suchy (odlewany w żywicy)
b  lejowy (zanurzony w oleju)
O
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Stacja transformatorowa
z pomiarem po stronie NN

Rys. B13: Transformator olejowy hermetyczny

Rys. B14: Transformator z konserwatorem, z izolacją
powietrzną, z odpowietrznikiem pod ciśnieniem
atmosferycznym

Transformatory olejowe
Najczęstszym płynem izolacyjnym/chłodzącym stosowanym w transformatorach
jest olej mineralny. Oleje mineralne są definiowane w IEC 60296. Ponieważ
są palne, w wielu krajach obowiązkowe są środki bezpieczeństwa, zwłaszcza
w  " transformatorach wewnątrz obiektów. Zabezpieczenie DGPT (odpowiedzialne
za wykrywanie gazu, wzrostu ciśnienia i temperatury) zapewnia ochronę
transformatorów olejowych. W przypadku anomalii, DGPT powoduje bardzo szybkie
odcięcie transformatora SN, zanim sytuacja stanie się niebezpieczna.
Olej mineralny ulega biodegradacji i nie zawiera PCB (polichlorowanego bifenylu), który
był powodem wprowadzenia zakazu stosowania, tzn. Pyralène, Pyrolio, Pyroline.
Na życzenie, olej mineralny może być wymieniony na alternatywny płyn izolacyjny,
poprzez dostosowanie transformatora zgodnie z wymaganiami i podjęcie właściwych
dodatkowych środków ostrożności, jeśli to konieczne.
Płyn izolacyjny działa również jako środek chłodzący; rozszerza się w miarę wzrostu
temperatury odbioru i/lub otoczenia, więc wszystkie transformatory olejowe muszą
być zaprojektowane tak, by pomieścić dodatkową objętość płynu bez przekraczania
ciśnienia w zbiorniku.
Są dwa sposoby osiągnięcia ograniczenia ciśnienia:
b całkowite hermetyczne uszczelnienie obudowy (do 10 MVA)
Metoda ta, opracowana przez wiodącego francuskiego producenta w 1963, została
przyjęta przez państwową firmę energetyczną w 1972 i jest obecnie używana na
całym świecie (patrz Rys.B13).
Rozszerzanie płynu jest kompensowane przez elastyczne elementy ścianek falistych kadzi.
Technika hermetyzacji ma istotne zalety względem innych metod:
U
v  tlenienie płynu dielektrycznego (powietrzem atmosferycznym) jest całkowicie
wykluczone
B
v  rak konieczności stosowania osuszaczy powietrza, co wiąże się z brakiem
konieczności konserwacji (kontroli i wymiany osuszaczy)
v  ie są konieczne testy wytrzymałości dielektrycznej płynu przez co najmniej 10 lat
N
v  ożliwa jest uproszczona ochrona przed zwarciami wewnętrznymi za pomocą
M
urządzenia DGPT

v Prostota instalacji: lżejszy i niższy profil (niż zbiorników z konserwatorem)
oraz dostęp do przyłączy SN i NN nie jest ograniczony
v  atychmiastowe wykrywanie (nawet małych) wycieków oleju; woda nie ma prawa
N
dostać się do zbiornika
Z
b  biornik z konserwatorem, z izolacją powietrzną, z odpowietrznikiem pod
ciśnieniem atmosferycznym
Rozszerzenie się sie płynu izolacyjnego jest kompensowane przez zmianę poziomu płynu
w zbiorniku wyrównawczym (konserwatora) zamontowanym nad głównym zbiornikiem
transformatora, jak pokazano na Rysunku B14. Przestrzeń nad płynem w konserwatorze
może być wypełniona powietrzem zasysanym, gdy poziom płynu spada i częściowo
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

B17

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. B12:Transformator typu suchego

Transformatory typu suchego
Uzwojenia tych transformatorów są izolowane żywicą między uzwojeniami oraz
żywicą i powietrzem od innych uzwojeń i ramy. Żywica jest z reguły odlewana
w procesie próżniowym (opatentowanym przez głównych producentów).
Zaleca się, aby transformator został dobrany zgodnie z IEC 60076-11, z uwzględnieniem:
b  lasa środowiskowa E2 (częsta kondensacja i/lub wysoki poziom zanieczyszczeń)
K
b  arunków klimatycznych klasy B2 (praca, transport i przechowywanie do - 25 °C)
W
b  dporności ogniowej (właściwości samogaszenia transformatorów)
O
Poniższy opis odnosi się do procesu opracowanego przez wiodącego europejskiego
producenta.
Proces hermetyzacji uzwojeń wykorzystuje trzy komponenty:
b  ywicę epoksydową opartą na bisfenolu o odpowiedniej lepkości dla zapewnienia
Ż
znakomitej impregnacji uzwojeń
b  twardzacz anhydrytowy z plastyfikatorem. Zastosowany rodzaj utwardzaczy
U
zapewnia bardzo dobre właściwości cieplne i mechaniczne. Dodatkowy
plastyfikator uelastycznia całość i zabezpiecza przed pęknięciami w czasie działania
b  ktywny sproszkowany wypełniacz. Wypełniacz ten składa się z potrójnie
A
uwodnionego tlenku aluminium i krzemionki, zmieszanych z żywicą i utwardzaczem.
Krzemionka wzmacnia odlew pod względem mechanicznym i zwiększa zdolność
rozproszenia ciepła
Ten trzyskładnikowy system hermetyzacji zapewnia klasę izolacji F (= 100 K)
ze znakomitymi właściwościami przeciwpożarowymi i natychmiastowym
samogaszeniem. W związku z powyższym, transformatory te zostały sklasyfikowane
jako niepalne. Wyprowadzenia uzwojeń nie zawierają związków halogenowych
(chlor, brom, itd.) lub innych związków zdolnych do generowania korozyjnych
lub toksycznych zanieczyszczeń, gwarantując tym samym wysoki stopień
bezpieczeństwa ludzi w sytuacjach awaryjnych, zwłaszcza w przypadku pożaru.
Może być również przeznaczony do pracy w szkodliwych atmosferach
przemysłowych, zawierających pył, wilgoć, itp. (patrz Rys. B12).

B - Podłączenie do sieci dystrybucyjnej średniego
napięcia SN

B18

usuwany, gdy poziom wzrasta. Gdy powietrze jest zasysane z otaczającej atmosfery, przed
wejściem do zbiornika konserwatora wchodzi przez uszczelkę olejową do osuszacza.
W niektórych projektach większych transformatorów przestrzeń nad olejem jest zajmowana
przez nieprzepuszczalny zbiornik powietrzny tak, aby płyn izolacyjny nigdy nie wchodził
w kontakt z atmosferą. Powietrze wchodzi i wychodzi z odkształcalnego zbiornika poprzez
uszczelkę olejową i osuszacz, jak opisano uprzednio. Zbiornik wyrównawczy konserwatora
jest obowiązkowy w transformatorach o mocach powyżej 10MVA (co obecnie jest górnym
limitem hermetycznych transformatorów).

Wybór technologii
Jak omówiono powyżej, mamy do wyboru transformator olejowy lub suchy.
W przypadku mocy do 10 MVA transformatory hermetyczne są dostępne jako
alternatywa dla transformatorów z konserwatorem.
Wybór odpowiedniego transformatora zależy od kilku czynników, uwzględniających:
B
b  ezpieczeństwo osób w pobliżu transformatora. Może być wymagane przestrzeganie
lokalnych przepisów i oficjalnych zaleceń
b  zględy ekonomiczne, z uwzględnieniem korzyści wynikających z zastosowania
W
poszczególnych technologii
Również przepisy mogą wpływać na wybór transformatora:
T
b  ransformator typu suchego:
v   niektórych krajach, transformator typu suchego jest obowiązkowy w wysokich
W
blokach mieszkalnych
v Suche transformatory nie nakładają ograniczeń w innych sytuacjach
b  ransformatory olejowe:
T
b  en rodzaj transformatora jest na ogół zabroniony w wysokich blokach mieszkalnych
T
b   zależności od zastosowanego rodzaju cieczy izolacyjnych, występują różne
W
ograniczenia instalacyjne, bądź wymagania związane z odpornością pożarową
b  iektóre kraje, w których mocno rozwinęło się stosowanie cieczy izolacyjnych,
N
klasyfikują kilka kategorii płynu, zależnie od ich charakterystyki pożarowej. Są one
oceniane według dwóch kryteriów: temperatury zapłonu i minimalnego ciepła
spalania. Główne kategorie zostały przedstawione na Rysunku B15, na którym
pokazano również kod klasyfikacji pożarowej

Kod
O1
K1
K2
K3
L3

Płyn dielektryczny

Punkt zapłonu
(°C)
Olej mineralny
& lt; 300
Węglowodory wysokiej gęstości & gt; 300
Estry
& gt; 300
Silikony
& gt; 300
Halogenowe ciecze izolacyjne -

Minimalne ciepło spalania
(MJ/kg)
48
34 - 37
27 - 28
12

Rys. B15: Kategorie cieczy dielektrycznych

Optymalizacja mocy transformatora
Przewymiarowanie mocy transformatora
Powoduje:
b  admierne koszty i zbędne straty przy braku obciążenia, ale
N
b  mniejsza straty pod obciążeniem
Z

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Niedoszacowanie mocy transforatora
Powoduje:
O
b  bniżoną wydajność przy pełnym obciążeniu (najwyższa wydajność jest osiągana
w zakresie 50% - 70% pełnego obciążenia) tak, że optymalne obciążenie nie jest
osiągane
b Przy długotrwałych przeciążeniach, powoduje poważne konsekwencje dla
T
v  ransformatora, z uwagi na przedwczesne zużycie izolacji uzwojeń,
a w przypadkach skrajnych awarię izolacji i uszkodzenie transformatora
v nstalacji, jeżeli przegrzanie transformatora powoduje wyłączenie przez
I
przekaźniki zabezpieczające wyłącznika
Definicja mocy optymalnej
Aby dobrać optymalną moc (kVA) transformatora muszą być uwzględnione
następujące czynniki:
b Zestawienie mocy zainstalowanych urządzeń, jak to opisano w Rozdziale A
b  kreślenie współczynnika wykorzystania (lub zapotrzebowania) dla każdego
O
indywidualnego elementu obciążenia
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Stacja transformatorowa
z pomiarem po stronie NN

b  kreślenie cyklu obciążenia instalacji, zwracając uwagę na czas trwania obciążeń
O
i przeciążeń

B19

b Przygotowanie korekty współczynnika mocy, jeżeli to uzasadnione, aby:
v Zmniejszyć opłaty za pobór mocy biernej wyrażonej w kVA
v Zmniejszyć wartość zadeklarowanego obciążenia (P (kVA) = P (kW)/cos)
W
b  ybrać transformator z zakresu standardowych mocy, uwzględniając wszystkie
możliwe przyszłe rozbudowy instalacji
Istotną rzeczą jest zagwarantowanie wystarczającego chłodzenia transformatora.

4.5 Instrukcje wykorzystania wyposażenia SN
Celem niniejszego rozdziału jest przedstawienie ogólnych wytycznych w zakresie
tego, w jaki sposób uniknąć lub znacznie ograniczyć pogorszenie stanu
wyposażenia SN w miejscach narażonych na wilgoć i zanieczyszczenia.

Normalne warunki eksploatacji wyposażenia SN wewnątrz
obiektów
Wszystkie urządzenia są zgodne z określonymi standardami oraz standardem IEC
62271-1 " Wspólne specyfikacje rozdzielnic i aparatury sterowniczej " , które definiują
normalne warunki instalacji i wykorzystania takiego sprzętu. Na przykład w odniesieniu
do wilgoci norma wspomina:
Warunki wilgotności są następujące:
b Średnia wartość wilgotności względnej, zmierzona w okresie 24 godzin, nie przekracza

90%

b Średnia wartość ciśnienia pary wodnej, w okresie 24 godzin, nie przekracza 2,2 kPa
b Średnia wartość wilgotności względnej, w okresie jednego miesiąca, nie przekracza 90%


Rys. B15: SM6 Wnętrzowe wyposażenie stacji SN w metalowej
obudowie

b Średnia wartość ciśnienia pary wodnej, w okresie jednego miesiąca, nie przekracza 1,8

kPa
W tych warunkach, może wystąpić od czasu do czasu kondensacja.
UWAGA 1: Można przewidywać kondensację, jeżeli występują nagłe zmiany
temperatury w okresie wysokiej wilgotności.
UWAGA 2: Aby urządzenia wytrzymywały skutki wysokiej wilgotności i kondensacji,
takie jak awaria izolacji lub korozja części metalowych, zastosowana powinna
być taka rozdzielnica która została zaprojektowana na takie warunki oraz została
przetestowana pod tym kontem.
UWAGA 3: Kondensacja może być uniemożliwiona poprzez specjalny projekt
budynku lub obudowę, poprzez odpowiedni system wentylacyjny i ogrzewanie stacji
lub poprzez stosowanie wyposażenia do odwilżania.
Jak wskazano w standardzie, kondensacja może od czasu do czasu występować
nawet w normalnych warunkach. Norma wskazuje specjalne środki dotyczące obiektów
podstacji, które mogą być wdrożone w celu zapobiegania kondensacji pary wodnej.
Stosować w ciężkich warunkach
W określonych ciężkich warunkach wilgotności i zanieczyszczenia, znacznie
poza normalnymi warunkami zastosowania wymienionymi wyżej, prawidłowo
zaprojektowany sprzęt elektryczny może zostać uszkodzony przez szybką korozję
części metalowych i degradację powierzchniową części izolujących.

b Starannie zaprojektować lub dostosować wentylację podstacji
b Unikać wahań temperatury
b Usunąć źródła wilgoci w otoczeniu podstacji
b Zamontować system klimatyzacji
b Upewnić się, że okablowanie jest zgodne z właściwymi regułami

Środki zaradcze na zanieczyszczenia
b  yposażyć otwory wentylacyjne podstacji w kratki wentylacyjne w celu zmniejszenia
W
dostawania się pyłu i zanieczyszczeń
b  trzymywać wentylację podstacji na minimalnym poziomie wymaganym do usuwania
U
ciepła transformatora w celu ograniczenia dostawania się zanieczyszczenia i pyłu
b  tosować szafy SN z odpowiednio wysokim stopieniem ochrony (IP)
S
b  tosować systemy klimatyzacji z filtrami w celu ograniczenia dostępu zanieczyszczeń
S
i pyłu
b  egularnie czyścić wszystkie ślady zanieczyszczeń z części metalowych i izolujących
R

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Przeciwdziałanie kondensacji pary wodnej

B - Podłączenie do sieci dystrybucyjnej średniego
napięcia SN

B20

Wentylacja
Wentylacja podstacji jest na ogół konieczna do rozproszenia ciepła, produkowanego
przez transformatory oraz umożliwienia suszenia po szczególnie mokrych lub
wilgotnych okresach. Jednak wiele badań pokazało, że nadmierna wentylacja może
drastycznie zwiększyć kondensację. Dlatego wentylacja powinna być sprowadzona
do minimalnego wymaganego poziomu. Ponadto, wentylacja nie powinna generować
nagłych wahań temperatury, które mogą spowodować osiągnięcie punktu rosy.
Z tego powodu:
W miarę możliwości należy zastosować wentylację naturalną. Jeżeli będzie konieczna
wymuszona wentylacja, wentylatory powinny pracować nieustannie, aby wykluczyć
wahania temperatury. Wytyczne wymiarowania otworów wlotu i wylotu powietrza
podstacji są przedstawione poniżej.

Metody obliczeń
Do oszacowania wymaganej wielkości otworów wentylacyjnych podstacji,
zaprojektowania nowej podstacji lub adaptacji istniejących podstacji, w których
wystąpiły problemy z kondensacją, dostępnych jest wiele metod obliczeń. Metoda
podstawowa oparta jest na rozpraszaniu w transformatorze. Wymagane powierzchnie
otworów wentylacyjnych S i S' można oszacować przy użyciu następujących wzorów:

S=

1.8 x 10-4 P
H

and S'= 1.10 x S

gdzie:
S =  niejsza powierzchnia (wlot powietrza) otworów wentylacyjnych [m2]
M
(powierzchnia kratki odjęta)
S'=  iększa powierzchnia (wylot powietrza) otworów wentylacyjnych [m2]
W
(powierzchnia kratki odjęta)
P =  ałkowita moc rozproszona [W]
C
P jest sumą mocy rozproszonej przez:
b  ransformator (rozpraszanie bez obciążenia i z uwagi na obciążenie)
T
b  ozdzielnicę NN
R
b  ozdzielnicę SN
R
H =  ysokość pomiędzy środkami otworów wentylacyjnych [m]
W
Patrz Rys. B16
Uwaga: Wzór ten dotyczy rocznej średniej temperatury 20 °C i maksymalnej
wysokości 1.000 m. Należy zauważyć, że te wzory mogą określić tylko jeden rząd
wielkości sekcji S i S', które są klasyfikowane jako sekcja cieplna, tzn. w pełni otwarta
i minimalna niezbędna do usuwania energii termicznej wygenerowanej wewnątrz
podstacji SN/NN. Praktyczne sekcje są oczywiście większe, zależnie od przyjętego
rozwiązania technologicznego.
W istocie rzeczywisty przepływ powietrza jest silnie uzależniony od:
b  ształtu otworów i rozwiązań przyjętych w celu zapewnienia indeksu ochrony
k
szafy (IP): metalowej kratki, wybitych otworów, klinowych szczelin wentylacyjnych

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

w
b  ielkości wewnętrznych komponentów oraz ich pozycji względem otworów:
pozycji i wymiarów transformatora i/lub skrzynki olejowej, kanału przepływu
pomiędzy komponentami
i
b  pewnych parametrów fizycznych i środowiskowych:zewnętrznej temperatury
otoczenia, wysokości, wielkości wynikającego wzrostu temperatury
Zrozumienie i optymalizacja powiązanych zjawisk fizycznych są przedmiotem
precyzyjnych badań przepływu, w oparciu o prawa dynamiki płynów i realizowanych
z użyciem określonego oprogramowania analitycznego.
Przykład:
Rozpraszanie w transformatorze = 7.970 W
Rozpraszanie w rozdzielnicy NN = 750 W
Rozpraszanie rozdzielnicy SN = 300 W
Wysokość między środkami otworów wentylacyjnych wynosi 1,5 m.
Obliczenie:
Moc rozproszona P = 7.970 + 750 + 300 = 9.020 W

S=

1.8 x 10-4 P
= 1.32 m2 and S'= 1.1 x 1.32 = 1.46 m2
1.5

Lokalizacje otworów wentylacyjnych
Aby ułatwić usuwanie ciepła produkowanego przez transformator poprzez
konwekcję naturalną, otwory wentylacyjne powinny być zlokalizowane na górze
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Stacja transformatorowa
z pomiarem po stronie NN

i dole ściany w pobliżu transformatora. Ciepło rozproszone przez rozdzielnicę SN
jest pomijane.
Aby uniknąć problemów z kondensacją, otwory wentylacyjne podstacji powinny
znajdować się jak najdalej od rozdzielnicy (patrz Rys.B 17).

S'
200 mm
mini

B21

Typ otworów wentylacyjnych
W celu zmniejszenia dostawania się pyłu, zanieczyszczeń, pary, itp., otwory
wentylacyjne podstacji powinny być wyposażone w kratki wentylacyjne,
Należy upewnić się, że kratki wentylacyjne są zorientowane we właściwym kierunku
(patrz Rys.B18).

H

Zmiany temperatury wewnątrz szaf
W celu zmniejszenia wahań temperatury należy zamontować nagrzewnice
przeciwroszeniowe w szafach SN, jeżeli średnia wilgotność względna może
pozostawać wysoka przez długi czas. Grzejniki muszą działać nieustannie, 24
godziny na dobę, przez cały rok.
Nigdy nie należy podłączać ich do systemu kontroli lub regulacji temperatury,
ponieważ może to prowadzić do zmian temperatury i kondensacji, a także
krótszego okresu użytkowania elementów grzewczych. Należy upewnić się, że
grzejniki zapewniają odpowiedni okres użytkowania (standardowe wersje są
zazwyczaj wystarczające).

S

Rys. B16: Wentylacja naturalna

Rozdzielnica NN

Wlot oraz wylot
powietrza

Zmiany temperatury wewnątrz podstacji
W celu ograniczenia zmian temperatury wewnątrz podstacji można podjąć
następujące środki:
P
b  oprawa izolacji cieplnej podstacji w celu zmniejszenia wpływu zewnętrznych
wahań temperatury na temperaturę wewnątrz podstacji

Rozdzielnica
SN

Rozdzielnica NN

Wlot oraz wylot
powietrza

U
b  nikanie ogrzewania podstacji, jeśli jest to możliwe. Jeżeli ogrzewanie
jest wymagane, należy upewnić się, że system regulacji i/lub termostat są
dostatecznie dokładne i zaprojektowane w celu uniknięcia nadmiernych wahań
temperatury (np. nie więcej niż 1 °C)
Jeżeli dostatecznie dokładny układ regulacji temperatury nie jest dostępny, należy
zostawiać ogrzewanie stale włączone, przez 24 godziny na dobę, przez cały rok.
b  liminacja przeciągów zimnego powietrza z kanałów kablowych pod szafami lub
E
z otworów w otoczeniu podstacji (pod drzwiami, złącza dachowe, itd.)

Rozdzielnica
SN

Rys. B17: Lokalizacje otworów wentylacyjnych

Środowisko i wilgotność podstacji
Różne czynniki poza podstacją mogą wpływać na wilgotność wewnątrz.
R
b  ośliny
Należy unikać nadmiaru roślin wokół podstacji.
U
b  szczelnienie podstacji
Dach podstacji nie może przeciekać. Należy unikać płaskich dachów, których
izolacja wodna jest trudna w realizacji i konserwacji.
b  ilgotność z kanałów kablowych
W
Należy upewnić się, że kanały kablowe są suche we wszystkich warunkach.
Częściowym rozwiązaniem jest dodanie piasku do dolnej części kanału kablowego.

Zabezpieczenie przed zanieczyszczeniem i czyszczenie

Ochrona
Wewnętrzna rozdzielnica SN może być zabezpieczona w obudowach
zapewniających dostatecznie wysoki stopień ochrony (IP).

Czyszczenie
Jeżeli wyposażenie SN nie jest całkowicie zabezpieczone, należy je regularnie
czyścić w celu uniemożliwienia pogorszenia stanu przez zanieczyszczenie.
Czyszczenie to ważny proces. Stosowanie nieodpowiednich produktów może
nieodwracalnie uszkodzić wyposażenie.
Co do procedur czyszczenia, prosimy o kontakt z lokalnym przedstawicielem
Schneider Electric.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. B18: Deflektory klinowe

Nadmierne zanieczyszczenie sprzyja prądom upływowym i przebiciom na
izolatorach. W celu wyeliminowania pogarszania stanu wyposażenia SN przez
zanieczyszczenie, możliwe jest zabezpieczenie sprzętu przed zanieczyszczeniem
lub regularne czyszczenie wynikającego zanieczyszczenia.

B - Podłączenie do sieci dystrybucyjnej średniego
napięcia SN

B22

Stacja transformatorowa z pomiarem po stronie
SN to instalacja elektryczna podłączona do
systemu zasilania zakładu energetycznego o
napięciu znamionowym 1 kV - 35 kV, zwykle
zawierająca jeden transformator SN/nn, który
przekracza 1250 kVA lub kilka mniejszych
transformatorów. Prąd znamionowy rozdzielnicy
SN zazwyczaj nie przekracza 400A.

5 Stacja transformatorowa
z pomiarem po stronie SN

5.1 Funkcje podstacji z pomiarem SN
Funkcje
Podstacja
Zależnie od złożoności instalacji oraz sposobu, w który dzielone jest obciążenie,
podstacja:
b  oże obejmować jedno pomieszczenie zawierające rozdzielnicę SN i tablicę(e)
M
pomiarową(e), wraz z transformatorem(ami) i główną rozdzielnicą niskiego
napięcia
b  ub też może zasilać jedno lub więcej pomieszczeń transformatorowych, które
L
obejmują lokalne rozdzielnice niskiego napięcia, zasilane w SN z rozdzielnicy w
podstacji głównej, podobne do opisanych powyżej
Te podstacje mogą być zainstalowane:
b  ewnątrz budynku bądź
W
b  a zewnątrz, w prefabrykowanych obudowach.
N
Podłączenie do sieci SN
Połączenie przy SN może być:
P
b  rzez pojedynczy kabel lub linię napowietrzną lub
b  oprzez dwa mechanicznie sprzężone rozłączniki z dwoma kablami z podwójnych
P
przewodów zasilających bądź
b  oprzez dwa rozłączniki jednostki pierścieniowej.
P
Pomiar
Przed rozpoczęciem projektu instalacyjnego, musi być uzyskana zgoda zakładu
energetycznego w zakresie układów pomiarowych.
Pole pomiarowe zostanie uwzględnione w rozdzielnicy SN. Przekładniki napięciowe
i prądowe, o odpowiedniej dokładności pomiarowej, mogą się znajdować
w zasilającym polu wyłącznikowym lub (w przypadku przekładników napięciowych)
mogą być zainstalowane w osobnym polu pomiarowym.
Pomieszczenia transformatora
Jeżeli instalacja obejmuje szereg pomieszczeń transformatorów, zasilanie SN
z głównej podstacji może być doprowadzone poprzez zwykłe jednostronne
przewody zasilające, podłączone bezpośrednio do transformatorów, bądź przez
podwójne przewody zasilające do każdego pomieszczenia, bądź też poprzez
jednostkę pierścieniową, zależnie od wymaganego stopnia dostępności źródła.
W dwóch ostatnich przypadkach będzie wymagana jednostka składająca się
z trzech pól w układzie pierścieniowym w każdym pomieszczeniu transformatora.
Lokalne generatory awaryjne
Zapasowe generatory awaryjne mają na celu utrzymanie zasilania istotnych
odbiorów, w razie awarii systemu zasilania.
Kondensatory
Kondensatory zostaną zainstalowane zgodnie z wymaganiami:
b   stopniowanych bateriach SN przy głównej podstacji bądź
W
b  N w pomieszczeniach transformatora.
N
Transformatory
Ze względu na niezawodność zasilania transformatory mogą być rozmieszczone
z myślą o automatycznym przełączaniu lub do pracy równoległej.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Schematy jednokreskowe
Schematy przedstawione na Rysunku B19 na następnej stronie przedstawiają:
b  óżne metody podłączenia SN, które mogą należeć do jednego z czterech typów:
R
v Podłączenie jednoliniowe
v  odłączenie jednoliniowe (wyposażone do rozszerzenia w celu utworzenia sieci
P
pierścieniowej)
v  odłączenie podwójne
P
v  odłączenie pierścieniowe
P
b  gólne zabezpieczenie przy SN i funkcje pomiarowe SN
O
b  abezpieczenie wychodzących obwodów SN
Z
b  abezpieczenie obwodów dystrybucji NN
Z

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Stacja transformatorowa
z pomiarem po stronie SN
B23
System zasilania Podłączenie zasilania

Zabezpieczenie
i pomiary SN

Dystrybucja i zabezpieczenie
obwodów wychodzących SN

Przyłącza poniżej
rozłącznika SN instalacji

Dostawca/użytkownik
interfejs

Podłączenie jednoliniowe

Dystrybucja NN
i zabezpieczenia

Przyłącza NN
transformator

Zabezpieczenia
NN

Podłączenie jednoliniowe
(wyposażone
do rozbudowy w celu
utworzenia sieci
pierścieniowej)
Pojedynczy transformator

Automatyczne
zapasowe źródło
zasilania NN/SN
Podłączenie
podwójnego
zasilania
Zabezpieczenie
+ automatyczne
przełączanie

Zabezp.
Sieć
pierścieniowa

Rys. B19: Stacja transformatorowa z pomiarem po stronie SN

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Automatyczne
źródło zasilania NN

B - Podłączenie do sieci dystrybucyjnej średniego
napięcia SN

B24

5.2 Dobór rozdzielnicy
Stacja z pomiarem po stronie SN obejmuje oprócz pól rozdzielczych opisanych
w 4.2 specjalne pola do pomiarów i jeżeli jest to wymagane
- do automatycznego lub ręcznego przełączania z jednego źródła na inne.

Pomiar i zabezpieczenie ogólne
Te dwie funkcje są osiągane przez powiązanie dwóch pól:
b Jedno pole do pomiaru napięcia (VT)
b  ole z przekładnikami prądowymi do pomiarów
P
Ogólne zabezpieczenie z reguły chroni przed przetężeniem (przeciążenie i zwarcie)
i zwarciami uziemienia. Oba sposoby wykorzystują przekaźniki zabezpieczające,
zaplombowane przez zakład energetyczny.

Stacja z generatorem awaryjnym
Generator działający samodzielnie
Panele dystrybucji
SN wymagające
zapasowego
Automatyczny
zasilania
panel
przejściowy

Panel
przejściowy
szyny
Do pozostałej
części
rozdzielnicy
SN

Jeżeli instalacja wymaga dużej dostępności źródła zasilania, może być
wykorzystywany zapasowy zespół generatora SN. W takim przypadku, instalacja
musi obejmować automatyczne przełączanie. W celu uniknięcia możliwości
jakiegokolwiek równoległego działania generatora z siecią zasilania, konieczne jest
specjalne pole z automatycznym przełączaniem zasilania (patrz Rys. B20).
b  abezpieczenie
Z
Specjalne przetężeniowe urządzenia zabezpieczające mają na celu zabezpieczenie
samego generatora. Należy zauważyć, że z powodu bardzo niskiej mocy
zwarciowej generatora w porównaniu do sieci zasilania, dużą wagę należy
przywiązać do selektywności zabezpieczeń.
b Sterowanie

Z generatora awaryjnego
P y 20,000 kVA

Rys. B20: Sekcja rozdzielnicy SN z polem zasilania
rezerwowego

Regulator napięcia kontrolujący generator jest na ogół przygotowany do
reagowania spadku napięcia na jego przyłączach przez automatyczne zwiększenie
prądu wzbudzania do momentu, gdy napięcie zostanie przywrócone do
zwykłego poziomu. Gdy celem jest działanie generatora równolegle z innymi,
ARN (Automatyczny Regulator Napięcia) jest przełączany na " pracę równoległą " ,
w czasie której obwód kontrolny ARN jest nieco modyfikowany (sprzęgany), aby
zapewnić zadowalający podział mocy z innymi równoległymi maszynami.
Gdy wiele generatorów działa równolegle pod kontrolą ARN, zwiększenie prądu
wzbudzania jednego z nich (na przykład dokonywane ręcznie po przełączeniu
w tryb sterowania ręcznego) nie będzie mieć praktycznie żadnego wpływu na
poziom napięcia. W istocie dany generator będzie po prostu działać przy mniejszym
współczynniku mocy (więcej kVA, więc więcej prądu) niż dotychczas.
Współczynnik mocy wszystkich innych maszyn automatycznie poprawi się tak, że
wymagania współczynnika mocy odbioru są spełniane jak wcześniej.
Generator działa równolegle z publiczną siecią zasilania
By podłączyć zespół generatora do sieci, z reguły wymagana jest zgoda zakładu
energetycznego. Ogólnie wyposażenie (pola, przekaźniki zabezpieczające) musi
zostać zatwierdzone przez zakład energetyczny.
Następujące uwagi wskazują pewne podstawowe elementy, które należy wziąć pod
uwagę w celach ochrony i sterowania.
b  abezpieczenie
Z
Aby zbadać podłączenie zespołu generatora, zakład energetyczny wymaga
następujących danych:

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

v  oc wprowadzana do sieci
M
v  ryb podłączenia
T
v  rąd zwarciowy zespołu generatora
P
v  symetria napięcia generatora tp.
A
i
W zależności od trybu połączenia wymagane są specjalne zabezpieczające funkcje
rozłączania:
v  abezpieczenie podnapięciowe i nadnapięciowe
Z
v  abezpieczenie podczęstotiwościowe i nadczęstotliwościowe
Z
v  abezpieczenie przed przepięciem składowej zerowej
Z
v  aksymalny czas sprzęgania (sprzężenie chwilowe)
M
v  wrotna moc rzeczywista
Z

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Stacja transformatorowa
z pomiarem po stronie SN

Ze względów bezpieczeństwa rozdzielnica służąca do rozłączania musi być także
wyposażona w funkcję odłącznika (tzn. całkowita izolacja wszystkich przewodów
pomiędzy zespołem generatora a siecią).

B25

b Sterowanie
Gdy generatory w podstacji konsumenckiej działają równolegle z systemem
zasilania zakładu energetycznego zakładając, że napięcie systemu zasilania jest
obniżone z przyczyn eksploatacyjnych (zazwyczaj systemy SN działają w zakresie
± 5% nominalnego napięcia lub nawet więcej), w celu utrzymania napięcia
w obrębie ± 3% (przykładowo), zespół ARN natychmiast spróbuje podnieść
napięcie przez zwiększenie prądu wzbudzania generatora.
Zamiast podnoszenia napięcia, generator będzie po prostu działać przy mniejszym
współczynniku mocy niż dotychczas, tym samym zwiększając prąd wyjściowy
i będzie to robić do chwili, gdy zostanie wyłączony przez jego przeciążeniowe
przekaźniki zabezpieczające. Jest to znany problem i jest zwykle korygowany przez
zapewnienie przełącznika kontroli " stałego współczynnika mocy " w jednostce ARN.
Gdy jest on zapewniony, ARN automatycznie dostosuje prąd wzbudzania w celu
dopasowania napięcia w systemie zasilania, przy jednoczesnym utrzymywaniu
stałego współczynnika mocy generatora na poziomie wstępnej wartości zadanej
(wybranej z jednostki kontrolnej ARN).
W przypadku, gdy generator jest odłączony od systemu zasilania, ARN musi zostać
automatycznie (szybko) przełączony z powrotem na kontrolę " stałego napięcia " .

5.3 Praca równoległa transformatorów
Potrzeba pracy równoległej dwóch lub więcej transformatorów, podłączonych
równolegle, często wynika z:
b Wzrostu obciążenia, które przekracza moc istniejącego transformatora
b Brak miejsca (wysokości) dla jednego dużego transformatora
b  ezpieczeństwa (prawdopodobieństwo awarii dwóch transformatorów w tym
B
samym czasie jest bardzo niewielkie)
b Przyjęcia standardowych rozmiarów transformatora w instalacji

Całkowita moc (kVA)
Całkowita moc (kVA) dostępna, gdy dwa lub więcej transformatorów o tej samej
mocy, wyrażonej w kVA, są podłączone równolegle, jest równa sumie arytmetycznej
poszczególnych mocy pod warunkiem, że impedancje procentowe są równe,
a wskaźniki napięcia są identyczne.
Transformatory o różnej mocy będą dzielić się obciążeniem praktycznie (ale nie
dokładnie) proporcjonalnie do ich mocy pod warunkiem, że stosunki napięcia są
identyczne, a impedancje procentowe (według ich własnej mocy) są identyczne
bądź prawie identyczne. W tych przypadkach zazwyczaj jest dostępnych łącznie
ponad 90% sumy dwóch mocy.
Zaleca się, aby transformatory, których moce różnią się o więcej niż 2:1, nie były
stale eksploatowane i podłączone równolegle.

Warunki niezbędne do pracy równoległej
Wszystkie równoległe jednostki muszą być zasilane z tej samej sieci.
Nieuchronne prądy krążące, wymieniane pomiędzy wtórnymi obwodami
transformatorów równoległych, będą pomijalnie małe pod warunkiem, że:

b Producent transformatora jest w pełni poinformowany o zastosowaniu
transformatorów, więc:
v  onfiguracje uzwojenia (gwiazda, trójkąt, zygzak gwiazda) kilku transformatorów
K
mają taką samą zmianę fazy między napięciami pierwotnymi i wtórnymi
v mpedancje zwarciowe są równe bądź różnią się o mniej niż 10%
I
v  óżnice napięcia między odpowiadającymi fazami nie mogą przekraczać 0,4%
R
v  szystkie możliwe informacje o warunkach zastosowania, przewidywanych
W
cyklach obciążenia, itp.należy zapewnić producentowi w celu optymalizacji
obciążenia i strat przy braku obciążenia.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b Wtórne okablowanie z transformatorów do punktu równoległego podłączenia ma
w przybliżeniu równą długość i charakterystykę

B - Podłączenie do sieci dystrybucyjnej średniego
napięcia SN

B26

5 Stacja transformatorowa
z pomiarem po stronie SN

Typowe układy uzwojenia
Jak to zostało opisane w 4.4 " Charakterystyka elektryczna - Konfiguracje uzwojenia " ,
relacje pomiędzy uzwojeniami głównymi i wtórnymi zależą od:
b  ypu uzwojeń (trójkąt, gwiazda, zygzak)
T
b  odłączenia uzwojeń fazowych
P
W zależności od tego, które końce uzwojeń tworzą punkt gwiazdy (przykładowo),
uzwojenie gwiazdy tworzy napięcia, które są przemieszczone o 180° względem
tych powstających, gdy przeciwne końce są łączone w celu utworzenia punktu
gwiazdy. Podobnie, zmiany o 180° występują w dwóch możliwych sposobach
międzyfazowego podłączenia cewek w celu utworzenia uzwojeń tercjalnych,
jednocześnie możliwe są cztery różne kombinacje połączenia zygzakowego.
b  rzemieszczenie fazy wtórnych napięć fazowych w odniesieniu do
P
odpowiadających pierwotnych napięć fazowych.
Jak odnotowano uprzednio, to przemieszczenie (jeżeli nie jest zerowe) będzie
zawsze wielokrotnością 30° i będzie zależeć od dwóch czynników, o których mowa
powyżej, tzn. typu uzwojeń i podłączenia (tzn. biegunowości) uzwojeń fazowych.
Zdecydowanie najczęstszym typem konfiguracji uzwojenia transformatora
rozdzielczego jest podłączenie Dyn 11 (patrz Rys.B21).

Wektory napięcia
1

1
V12
2

N
3

2
3

1

1

N

2

Zgodność uzwojenia

3

V12 w uzwojeniu głównym wytwarza V1N
w uzwojeniu wtórnym itp.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. B21: Zmiana fazy w transformatorze Dyn 11

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2

3

B - Podłączenie do sieci dystrybucyjnej średniego
napięcia SN

6 Budowa stacji
transformatorowych SN/NN

Podstacje SN/NN są zbudowane zależnie od wielkości obciążenia oraz rodzaju
danego systemu zasilania.
Podstacje mogą być budowane w miejscach publicznych, takich jak: parki, rejony
mieszkalne, itp. lub w obiektach prywatnych, w którym to przypadku zakład
energetyczny musi mieć nieograniczony dostęp. Jest to zazwyczaj gwarantowane
przez umieszczenie podstacji tak, by jedna z jej ścian z drzwiami dostępu
przylegała do granicy obiektów konsumentów i drogi publicznej.

B27

6.1 Różne rodzaje podstacji
Podstacje mogą być zaklasyfikowane zgodnie z układami pomiarowymi (SN lub
NN) i typem zasilania (kable napowietrzne lub podziemne).
Podstacje mogą być zainstalowane:
W
b  ewnątrz w pomieszczeniu specjalnie w tym celu zbudowanym, w obrębie
budynku lub
I
b nstalacja na zewnątrz, która może być:
v  ainstalowana w specjalnej obudowie prefabrykowanej lub nie, z wyposażeniem
Z
wewnętrznym (rozdzielnica i transformator)
v  amontowane na ziemi z wyposażeniem zewnętrznym (rozdzielnica i transformatory)
Z
v  amontowane na słupie ze specjalnym wyposażeniem zewnętrznym (rozdzielnica
Z
i transformatory)
Prefabrykowane podstacje są szczególnie proste, szybkie i konkurencyjne.

6.2 Podstacja wewnętrzna
Koncepcja
Rysunek B22 pokazuje typowy układ wyposażenia, zalecany dla podstacji pomiarowej NN.
Uwaga: zastosowanie odlewanego transformatora z żywicy typu suchego nie wymaga
przeciwpożarowej miski olejowej, jednak konieczne jest okresowe czyszczenie.
Połączenia NN
od
transformatora

Połączenia SN do transformatora
(ujęte w panelu lub wolnostojące)

Rozdzielnica NN

2 pola zasilające
SN

Rozdzielnica
SN i pole
bezpiecznikowe

Podłączenie do sieci zasilającej
kablami jedno lub trzyżyłowymi
z kanałem kablowym lub bez

Transformator

Rys.B22: Typowy układ paneli rozdzielnicy do pomiaru NN

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Miska
olejowa

Kanał kablowy
NN

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Transformatory
prądowe
zapewnione
przez zakład
energetyczny

B - Podłączenie do sieci dystrybucyjnej średniego
napięcia SN

B28

Połączenia robocze i połączenia wzajemne wyposażenia
Przy średnim napięciu
b  ołączenia do systemu SN są dokonywane i stanowią odpowiedzialność zakładu
P
energetycznego
b  ołączenia robocze pomiędzy rozdzielnicą SN a transformatorami mogą
P
wykorzystywać:
v  rótkie szyny miedziane, jeżeli transformator jest umieszczony w panelu,
K
stanowiącym część rozdzielnicy SN
v  ednożyłowe ekranowane kable z syntetyczną izolacją, z możliwym wykorzystaJ
niem przyłączy wtykowych przy transformatorze
Przy niskim napięciu
P
b  ołączenia pomiędzy przyłączami NN transformatora a rozdzielnicą NN mogą
wykorzystywać:
J
v  ednożyłowe kable
v  olidne szyny miedziane (o okrągłym lub prostokątnym przekroju)
S
z termokurczliwą izolacją
Pomiar (patrz Rys.B23)
b  omiarowe przekładniki prądowe są zazwyczaj instalowane w pokrywie ochronnej
P
przyłączy NN transformatora mocy, pokrywa jest plombowana przez zakład
energetyczny
A
b  lternatywnie, przekładniki prądowe są instalowane w plombowanym przedziale
w obrębie głównej szafki rozdzielczej NN
b  ierniki są montowane w tablicy, która jest całkowicie wolna od drgań
M
b  mieszczone jak najbliżej przekładników prądowych i
U
b  ostępne tylko dla zakładu energetycznego
D

100

Zasilanie SN

Dystrybucja NN
Wspólna szyna zbiorcza
uziemienia dla podstacji

sprzęt BHP

800 mini

Pomiar

Rys.B23: Plan typowej podstacji z pomiarem NN

Obwody uziemienia
Podstacja musi obejmować:
S
b  zynę uziemiającą dla wszystkich odsłoniętych przewodzących części
wyposażenia elektrycznego w podstacji i odsłoniętych zewnętrznych elementów
metalowych, włączając:
O
v  chronne ekrany metalowe

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

v  ręty wzmacniające w podstawie betonowej podstacji
P

Oświetlenie podstacji
Zasilanie obwodów oświetlenia może pochodzić z punktu powyżej lub poniżej
głównego wyłącznika NN. W obu przypadkach, należy zapewnić odpowiednie
zabezpieczenie nadprądowe. Odrębny obwód jest zalecany na potrzeby oświetlenia
awaryjnego.
Przełączniki operacyjne, przyciski, itp. zazwyczaj znajdują się w bezpośrednim
sąsiedztwie wejść.
Oprawy oświetlenia są rozmieszczone tak, aby:
b  chwyty operacyjne rozdzielnic i oznaczenia wskazania pozycji były odpowiednio
U
oświetlone
b  szystkie zegary mierników i płytki z instrukcjami itp. były łatwe do odczytania
W

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

6 Budowa stacji
transformatorowych SN/NN
B29

Materiały do obsługi i bezpieczeństwa
Zgodnie z lokalnymi regułami bezpieczeństwa, ogólnie rzecz biorąc, podstacja jest
wyposażona w:
M
b  ateriały do bezpiecznego wykorzystania wyposażenia, włączając:
v  odporę izolacyjną i/lub matę izolacyjną (gumową lub syntetyczną)
P
v  arę izolowanych rękawic, przechowywanych w zapewnionym w tym celu
P
pojemniku
U
v  rządzenie do wykrywania napięcia - do zastosowania przy wyposażeniu SN
v  rzyłącza uziemienia (w zależności od typu rozdzielnicy)
P
b  rządzenia do gaszenia pożarów typu proszkowego lub CO2
U
b  naki ostrzegawcze, powiadomienia i alarmy bezpieczeństwa:
Z
v  a zewnętrznej powierzchni wszystkich drzwi dostępu - tabliczka ostrzegawcza
N
NIEBEZPIECZEŃSTWO i zawiadomienie o zakazie wejścia, wraz z instrukcją
pierwszej pomocy dla ofiar wypadków elektrycznych.

6.3 Podstacja zewnętrzna
Podstacja zewnętrzna z prefabrykowanymi obudowami
Prefabrykowana podstacja SN/NN zgodna ze standardem IEC 62271-202 zawiera:
s
b  przęt zgodny ze standardami IEC
b  oddaną testom typu obudowę, to znaczy podczas projektowania przeszła ona
p
zestaw testów (patrz Rys.B24):
P
v  oziom zabezpieczenia
v  esty funkcjonalne
T
v  lasa temperatury
K
v  ateriały niepalne
M
v  dporność mechaniczna obudowy
O
v  oziom dźwięku
P
v  oziom izolacji
P
v  ewnętrzna wytrzymałość łukowa
W
v  est obwodu uziemienia
T
v  owstrzymywanie wycieku oleju,
P

Użycie sprzętu spełnia
standardy IEC:

Odporność mechaniczna
obudowy:

b Poziom zabezpieczenia

b Poziom dźwięku

b Zgodność

b Poziom izolacji

elektromagnetyczna

NN

kompatybilność

SN

b Testy funkcjonalne

b Wewnętrzne
wyładowanie
łukowe

b Klasa temperatury
b Ognioodporne
materiały

Bez wejścia

Częściowo
Rys.B24:Podstacja poddawana testom typu według standardu 62271-202

zakopany
Podziemny

a-

Powstrzymywanie
wycieku oleju

Główne zalety to:
b  ezpieczeństwo:
B

b-

v  la ludności i operatorów, dzięki wysokiemu odtwarzalnemu poziomowi jakości
D
b  fektywność kosztowa:
E
v  yprodukowane, wyposażone i przetestowane w fabryce
W
b  zas dostawy:
C
v  ostarczone gotowe do podłączenia.
D
Rys. B25: 4 projekty wg standardu IEC 62271-202I 2 zdjęcia[a]
podstacja SN/NN z wejściem; [b] podstacja SN/NN w połowie
zakopana

Standard IEC 62271-202 obejmuje cztery główne projekty (patrz Rys.B25)
b  odstacja z wejściem
P
v  ziałanie zabezpieczone przed złymi warunkami atmosferycznymi
D
b  odstacja bez wejścia
P
v  szczędności miejsca i obsługa na zewnątrz
O

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Z wejściem

Test obwodu uziemienia

B - Podłączenie do sieci dystrybucyjnej średniego
napięcia SN

B30

6 Budowa stacji
transformatorowych SN/NN

b  zęściowo zakopana podstacja
C
v  graniczony wpływ wizualny
O
b  odstacja podziemna
P
v  ałkowicie wtopiona w otoczenie
C

Podstacje zewnętrzne bez obudów (patrz Rys.B26)
Te typy podstacji zewnętrznej są typowe w niektórych krajach, w oparciu o odporne
na warunki atmosferyczne wyposażenie, wystawione na żywioły.
Te podstacje obejmują ogrodzony teren, na którym są zainstalowane trzy lub więcej
betonowych cokołów, na:
b  ednostkę pierścieniową lub jeden lub więcej rozłączników z bezpiecznikami lub
J
jednostkę(i) wyłączników
b  eden lub więcej transformatorów oraz
J
b Jedną lub więcej rozdzielnic NN

Podstacje zamontowane na słupie
Obszar zastosowania
Te podstacje są stosowane głównie do zaopatrywania oddalonych konsumentów
wiejskich. Stosowany w systemach dystrybucyjnych SN z liniami napowietrznymi.
Skład
W tym typie podstacji zazwyczaj zabezpieczenie transformatora SN jest zapewniane
przez bezpieczniki.
Stosowane są również odgromniki w celu ochrony transformatora i odbiorów, jak
pokazano na Rysunku B27.
Ogólne rozmieszczenie sprzętu
Jak odnotowano uprzednio, lokalizacja podstacji musi umożliwiać łatwy dostęp
nie tylko personelowi, ale także obsługę sprzętu (na przykład podnoszenie
transformatora) i manewry ciężkich pojazdów.

Odgromniki

Wyłącznik NN D1

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Przewód uziemienia 25 mm2 miedziany

Osłona przewodu ochronnego

Uziemiona mata
bezpieczeństwa

Rys.B26: Podstacje zewnętrzne bez obudów transformatora

Rys.B27: Zamontowana na słupie podstacja

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Rozdział C
Podłączenie do sieci
rozdzielczej NN
Spis treści

1

Sieci rozdzielcze niskiego napięcia

C2

1.1
1.2
1.3
1.4

C2 C1
C10
C11
C15

2

Taryfy i pomiary

C16

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Odbiory niskiego napięcia
Sieci rozdzielcze niskiego napięcia
Podłączenie Użytkownika
Jakość napięcia zasilającego

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Sieci rozdzielcze niskiego
napięcia

C - Podłączenie do sieci rozdzielczej NN

Najpopularniejsze systemy zasilania NN
mieszczą się w zakresie od 120V dla obwodów
1-fazowych do 240/415V dla obwodów
C2 3-fazowych, 4-przewodowych.
Odbiory do 250 kVA mogą być zasilane NN,
ale Zakłady Energetyczne zalecają ich zasilanie
z sieci SN, gdyż sieci NN mogą nie być
wystarczające.
Międzynarodowy standard napięcia 3 fazowych
4-przewodowych systemów NN zalecany przez
IEC 60038 to 230/400 V

1.1 Odbiory niskiego napięcia
W Europie, okres przejściowy tolerancji napięcia do " 230V 400V + 10%/ - 10% " został
wydłużony o kolejne 5 lat do roku 2008.
Użytkownicy niskiego napięcia to, z definicji, ci użytkownicy, których odbiory mogą być
zadowalająco zasilane z systemu niskiego napięcia w ich okolicy.
Napięcie sieci lokalnej NN może wynosić 120/208 V lub 240/415 V, tzn. jest to dolny
i górny zakres napięciowy dla większości typowych 3-fazowych obwodów, lub może
przyjąć wartości pośrednie zebrane na rysunku C1.
Międzynarodowy standard napięcia 3 fazowych 4-przewodowych systemów NN
zalecany przez IEC 60038 to 230/400 V.
Odbiory do 250 kVA mogą być zasilane NN, Zakłady Energetyczne zalecają ich
zasilanie z sieci SN, gdyż sieci NN mogą nie być wystarczające

Kraj

Częstotliwość i tolerancja Domowe (V)
(Hz & %)
50
380/220 (a)
220 (k)
50 ± 1.5
220/127 (e)
220 (k)

Angola

50

380/220 (a)

Antigua i Barbuda

60

Argentyna

50 ± 2

Armenia

50 ± 5

Australia

50 ± 0.1

Austria

50 ± 0.1

230 (k)

Azerbejdżan

50 ± 0.1

Bahrajn

50 ± 0.1

208/120 (a)
240/120 (k)
415/240 (a)
240 (k)

Bangladesz

50 ± 2

Barbados

50 ± 6

Białoruś

50

Belgia

50 ± 5

Boliwia

50 ± 0.5

230 (k)

Botswana
Brazylia

50 ± 3
60 ± 3

220 (k)
220 ((k, a))
127 ((k, a))

400/230 (a)
230 (k)
380/220 (a)
220/380 (a)
127/220 (a)

Brunei

50 ± 2

230

230

Bułgaria

50 ± 0.1

220

220/240

Afganistan

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Algieria

380/220 (a)
220 (k)
240 (k)
120 (k)
380/220 (a)
220 (k)
380/220 (a)
220 (k)
415/240 (a)
240 (k)

410/220 (a)
220 (k)
230/115 (j)
115 (k)
380/220 (a)
220 (k)
220/127 (a)
127 (k)
230 (k)
230 (a)
3N 400

Użytkowe (V)

Przemysłowe (V)

380/220 (a)

380/220 (a)

380/220 (a)
220/127 (a)

10 000
5 500
6 600
380/220 (a)
380/220 (a)

400/230 (a)
120/208 (a)
380/220 (a)
220 (k)
380/220 (a)
220 (k)
415/240 (a)
440/250 (a)
440 (m)

380/230 (a) (b)
230 (k)
208/120 (a)
240/120 (k)
415/240 (a)
240 (k)
410/220 (a)
230/115 (j)
200/115 (a)
220/115 (a)
380/220 (a)
220 (k)

230 (k)
230 (a)
3N 400

Rys. C1: Wykaz lokalnych wartości napięć sieci NN oraz układy połaczeń (kontynuowany na następnej stronie)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

400/230 (a)
120/208 (a)

380/220 (a)
22 000
11 000
6 600
415/240
440/250
5 000
380/220 (a)

11 000
415/240 (a)
240 (k)
11 000
410/220 (a)
230/400 (g)
230/155 (j)
380/220 (a)

6 600
10 000
11 000
15 000
400/230 (a)

380/220 (a)
69 000
23 200
13 800
11 200
220/380 (a)
127/220 (a)
11 000
68 000
1 000
690
380

1 Sieci rozdzielcze niskiego
napięcia

Domowe (V)

Użytkowe (V)

Przemysłowe (V)

Kambodża
Kamerun
Kanada

Częstotliwość i tolerancja
(Hz & %)
50 ± 1
50 ± 1
60 ± 0.02

220 (k)
220/260 (k)
120/240 (j)

220/300
220/260 (k)
347/600 (a)
480 (f)
240 (f)
120/240 (j)
120/208 (a)

Zielony Przylądek
Czad
Chile
Chiny

50 ± 1
50 ± 1
50 ± 0.5

220
220 (k)
220 (k)
220 (k)

Kolumbia

60 ± 1

Kongo

50

Chorwacja

50

Cypr

50 ± 0.1

400/230 (a)
230 (k)
240 (k)

220
220 (k)
380/220 (a)
380/220 (a)
220 (k)
120/240 (g)
120 (k)
240/120 (j)
120 (k)
400/230 (a)
230 (k)
415/240

Czechy

50 ± 1

230

500
230/400

Dania
Dżibuti
Dominika
Egipt

50 ± 1
50
50
50 ± 0.5

400/230 (a)
230 (k)
380/220 (a)
220 (k)

400/230 (a)
400/230 (a)
400/230 (a)
380/220 (a)
220 (k)

Estonia

50 ± 1

Etiopia

50 ± 2.5

380/220 (a)
220 (k)
220 (k)

380/220 (a)
220 (k)
380/231 (a)

Falklandy
Wyspy Fidji

50 ± 3
50 ± 2

Finlandia

50 ± 0.1

230 (k)
415/240 (a)
240 (k)
230 (k)

415/230 (a)
415/240 (a)
240 (k)
400/230 (a)

Francja

50 ± 1

400/230 (a)
230 (a)

Gambia
Gruzja

50
50 ± 0.5

Niemcy

50 ± 0.3

220 (k)
380/220 (a)
220 (k)
400/230 (a)
230 (k)

400/230
690/400
590/100
220/380
380/220 (a)
220 (k)
400/230 (a)
230 (k)

Ghana
Gibraltar
Grecja

50 ± 5
50 ± 1
50

220/240
415/240 (a)
220 (k)
230

220/240
415/240 (a)
6 000
380/220 (a)

Granada
Hong Kong

50
50 ± 2

230 (k)
220 (k)

Węgry
Islandia

50 ± 5
50 ± 0.1

220
230

400/230 (a)
380/220 (a)
220 (k)
220
230/400

220/380
220/380 (a)
7 200/12 500
347/600 (a)
120/208
600 (f)
480 (f)
240 (f)
380/400
380/220 (a)
380/220 (a)
380/220 (a)
220 (k)
13 200
120/240 (g)
380/220 (a)

400/230 (a)

11 000
415/240
400 000
220 000
110 000
35 000
22 000
10 000
6 000
3 000
400/230 (a)
400/230 (a)
400/230 (a)
66 000
33 000
20 000
11 000
6 600
380/220 (a)
380/220 (a)

15 000
380/231 (a)
415/230 (a)
11 000
415/240 (a)
690/400 (a)
400/230 (a)
20 000
10 000
230/400
380
380/220 (a)

20 000
10 000
6 000
690/400
400/230
415/240 (a)
415/240 (a)
22 000
20 000
15 000
6 600
400/230 (a)
11 000
386/220 (a)
220/380
230/400

120/240 (g)
120 (k)
220 (k)

Rys. C1: Wykaz lokalnych wartości napięć sieci NN oraz układy połaczeń (kontynuowany na następnej stronie)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

C3

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Kraj

C - Podłączenie do sieci rozdzielczej NN

Kraj

Przemysłowe (V)

Indie

50 ± 1.5

440/250 (a)
230 (k)

440/250 (a)
230 (k)

50 ± 2

220 (k)

380/220 (a)

Iran

50 ± 5

220 (k)

380/220 (a)

Irak

50

220 (k)

380/220 (a)

Irlandia

50 ± 2

230 (k)

400/230 (a)

Izrael

50 ± 0.2

400/230 (a)
230 (k)

400/230 (a)
230 (k)

Włochy

50 ± 0.4

400/230 (a)
230 (k)

400/230 (a)

Jamajka

50 ± 1

220/110 (g) (j)

220/110 (g) (j)

Japonia (wschód)

+ 0.1
- 0.3

200/100 (h)

200/100 (h)
(do 50 kW)

Jordania

50
50

11 000
400/230 (a)
440/250 (a)
150 000
20 000
380/220 (a)
20 000
11 000
400/231 (a)
380/220 (a)
11 000
6 600
3 000
380/220 (a)
20 000
10 000
400/230 (a)
22 000
12 600
6 300
400/230 (a)
20 000
15 000
10 000
400/230 (a)
4 000
2 300
220/110 (g)
140 000
60 000
20 000
6 000
200/100 (h)
400 (a)

380/220 (a)

Kenia
Kirgistan

50
50

Korea Północna

60 +0 -5

380/220 (a)
400/230 (k)
380/220 (a)
220 (k)
220/127 (a)
127 (k)
240 (k)
380/220 (a)
220 (k)
220/127 (a)
127 (k)
220 (k)

380/220 (a)

Kazachstan

Korea Południowa
Kuwejt
Laos
Lesotho
Łotwa

60
50 ± 3
50 ± 8

Liban
Libia

50
50

100 (k)
240 (k)
380/220 (a)
220 (k)
380/220 (a)
220 (k)
220 (k)
230 (k)
127 (k)

Litwa
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Użytkowe (V)

Indonezja

C4

Częstotliwość i tolerancja Domowe (V)
(Hz & %)

50 ± 0.5

Luksemburg

50 ± 0.5

380/220 (a)
220 (k)
380/220 (a)

100/200 (j)
415/240 (a)
380/220 (a)
380/220 (a)
380/220 (a)
220 (k)
380/220 (a)
400/230 (a)
220/127 (a)
230 (k)
127 (k)
380/220 (a)
220 (k)
380/220 (a)

Macedonia

50

380/220 (a)
220 (k)

380/220 (a)
220 (k)

Madagaskar

50

220/110 (k)

380/220 (a)

50 ± 0.4

380/220 (a)
220 (k)

415/240 (a)
380/220 (a)
220 (k)

415/240 (a)
380/220 (a)

220/380 (a)

13 600
6 800

415/240 (a)
380/220 (a)
380/220 (a)
380/220 (a)

380/220 (a)
400/230 (a)
220/127 (a)

Rys. C1: Wykaz lokalnych wartości napięć sieci NN oraz układy połaczeń (kontynuowany na następnej stronie)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

380/220 (a)

20 000
15 000
5 000
10 000
6 600
380/220 (a)
35 000
5 000
380/220

1 Sieci rozdzielcze niskiego
napięcia

Kraj

Częstotliwość i tolerancja Domowe (V)
(Hz & %)

Użytkowe (V)

Przemysłowe (V)

Malezja

50 ± 1

415/240 (a)

Malawi

50 ± 2.5

415/240 (a)

400 (a)

Mali

50

220 (k)
127 (k)

Malta
Martynika

50 ± 2
50

240 (k)
127 (k)

Mauretania
Meksyk

50 ± 1
60 ± 0.2

230 (k)
127/220 (a)
220 (k)
120 (l)

Mołdawia

50

380/220 (a)
220 (k)

Maroko

50 ± 5

380/220 (a)
220 (k)
220/127 (a)
127 (k)
380/220 (a)
220/110 (a)

Mozambik

50

380/220 (a)

380/220 (a)

Nepal

50 ± 1

220 (k)

Holandia

50 ± 0.4

230/400 (a)
230 (k)

440/220 (a)
220 (k)
230/400 (a)

Nowa Zelandia

50 ± 1.5

400/230 (e) (a)
230 (k)

Niger

50 ± 1

400/230 (e) (a)
230 (k)
460/230 (e)
230 (k)

Nigeria

50 ± 1

230 (k)
220 (k)

400/230 (a)
380/220 (a)

Norwegia

50 ± 2

230/400

230/400

Oman

50

240 (k)

Pakistan

50

230 (k)

Papua Nowa Gwinea

50 ± 2

240 (k)

415/240 (a)
240 (k)
400/230 (a)
230 (k)
415/240 (a)
240 (k)

Paragwaj

50 ± 0.5

220 (k)

Filipiny Republika

60 ± 0.16

110/220 (j)

380/220 (a)
220 (k)
13 800
4 160
2 400
110/220 (h)

Polska

50 ± 0.1

230 (k)

400/230 (a)

Portugalia

50 ± 1

380/220 (a)
220 (k)

Katar

50 ± 0.1

415/240 (k)

15 000
5 000
380/220 (a)
220 (k)
415/240 (a)

400 (a)
230 (k)
380/220 (a)
220/127 (a)
220 (k)
127 (k)
415/240 (a)
220/127 (a)
127 (k)
400/230 (a)
127/220 (a)
220 (k)
120 (l)

380/220 (a)

380/220 (a)

Rys. C1: Wykaz lokalnych wartości napięć sieci NN oraz układy połaczeń (kontynuowany na następnej stronie)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

C5

380/220 (a)
220/127 (a)

415/240 (a)
220/127 (a)

400/230 (a)
13 800
13 200
277/480 (a)
127/220 (b)
380/220 (a)

225 000
150 000
60 000
22 000
20 000
6 000
10 000
11 000
440/220 (a)
25 000
20 000
12 000
10 000
230/400
11 000
400/230 (a)
15 000
380/220 (a)
15 000
11 000
400/230 (a)
380/220 (a)
230/400
690
415/240 (a)

400/230 (a)

22 000
11 000
415/240 (a)
22 000
380/220 (a)
13 800
4 160
2 400
440 (b)
110/220 (h)
1 000
690/400
400/230 (a)
15 000
5 000
380/220 (a)
11 000
415/240 (a)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

240 (k)
415 (a)
230 (k)

C - Podłączenie do sieci rozdzielczej NN

Kraj

Przemysłowe (V)

Rumunia

50 ± 0.5

220 (k)
220/380 (a)

220/380 (a)

50 ± 0.2

Rwanda

50 ± 1

380/220 (a)
220 (k)
220 (k)

380/220 (a)
220 (k)
380/220 (a)

Saint Lucia

50 ± 3

240 (k)

415/240 (a)

Samoa
San Marino

50 ± 1

400/230
230/220

380

Arabia Saudyjska

60

220/127 (a)

220/127 (a)
380/220 (a)

Wyspy Salomona
Senegal

50 ± 2
50 ± 5

240
220 (a)
127 (k)

415/240
380/220 (a)
220/127 (k)

Serbia

50

380/220 (a)
220 (k)

380/220 (a)
220 (k)

Seszele

50 ± 1

400/230 (a)

400/230 (a)

Sierra Leone

50 ± 5

230 (k)

Singapur

50

400/230 (a)
230 (k)

400/230 (a)
230 (k)
400/230 (a)

Słowacja
Słowenia

50 ± 0.5
50 ± 0.1

230
220 (k)

230
380/220 (a)

Somalia

50

50 ± 2.5

230 (k)
220 (k)
110 (k)
433/250 (a)
400/230 (a)
380/220 (a)
220 (k)

Hiszpania

50 ± 3

Sri Lanka

50 ± 2

380/220 (a) (e)
220 (k)
220/127 (a)
127 (k)
230 (k)

440/220 (j)
220/110 (j)
230 (k)
11 000
6 600
3 300
433/250 (a)
400/230 (a)
380/220 (a)
380/220 (a)
220/127 (a) (e)

20 000
10 000
6 000
220/380 (a)
380/220 (a)

15 000
6 600
380/220 (a)
11 000
415/240 (a)

15 000
380
11 000
7 200
380/220 (a)
415/240
90 000
30 000
6 600
10 000
6 600
380/220 (a)
11 000
400/230 (a)
11 000
400
22 000
6 600
400/230 (a)
230/400
10 000
6 600
380/220 (a)
440/220 (g)
220/110 (g)

RPA

Sudan

50

240 (k)

Suazi

50 ± 2.5

230 (k)

Szwecja

50 ± 0.5

Szwajcaria
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Użytkowe (V)

Rosja

C6

Częstotliwość i tolerancja Domowe (V)
(Hz & %)

50 ± 2

400/230 (a)
230 (k)
400/230 (a)

Syria

50

220 (k)
115 (k)

Tadżykistan

50

380/220 (a)
220 (k)
220/127 (a)
127 (k)

400/230 (a)
230 (k)
415/240 (a)
240 (k)
400/230 (a)
230 (k)
400/230 (a)
230 (k)
400/230 (a)

380/220 (a)
220 (k)
200/115 (a)
380/220 (a)
220 (k)

Rys. C1: Wykaz lokalnych wartości napięć sieci NN oraz układy połaczeń (kontynuowany na następnej stronie)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

11 000
6 600
3 300
500 (b)
380/220 (a)
15 000
11 000
380/220 (a)
11 000
400/230 (a)
415/240 (a)

11 000
400/230 (a)
6 000
400/230 (a)
20 000
10 000
3 000
1 000
690/500
380/220 (a)

380/220 (a)

1 Sieci rozdzielcze niskiego
napięcia

Kraj

Częstotliwość i tolerancja Domowe (V)
(Hz & %)

Użytkowe (V)

Przemysłowe (V)

Tanzania

50

400/230 (a)

400/230 (a)

Tajlandia

50

220 (k)

Togo

50

220 (k)

380/220 (a)
220 (k)
380/220 (a)

Tunezja

50 ± 2

380/220 (a)
220 (k)

380/220 (a)
220 (k)

Turkmenistan

50

380/220 (a)
220 (k)

Turcja

50 ± 1

380/220 (a)
220 (k)
220/127 (a)
127 (k)
380/220 (a)

11 000
400/230 (a)
380/220 (a)

20 000
5 500
380/220 (a)
30 000
15 000
10 000
380/220 (a)
380/220 (a)

Uganda

+ 0.1

240 (k)

415/240 (a)

Ukraina

+ 0.2 / - 1.5

Zjednoczone Emiraty
Arabskie

50 ± 1

380/220 (a)
220 (k)
220 (k)

Wielka Brytania
(za wyjątkiem
Irlandii Północnej)

50 ± 1

230 (k)

380/220 (a)
220 (k)
415/240 (a)
380/220 (a)
220 (k)
400/230 (a)

Wielka Brytania
(włączając
Irlandię Północną)
Stany Zjednoczone
Ameryki
Charlotte
(Karolina Północna)

50 ± 0.4

230 (k)
220 (k)

400/230 (a)
380/220 (a)

60 ± 0.06

120/240 (j)
120/208 (a)

265/460 (a)
120/240 (j)
120/208 (a)

Stany Zjednoczone
Ameryki
Detroit (Michigan)

60 ± 0.2

120/240 (j)
120/208 (a)

480 (f)
120/240 (h)
120/208 (a)

Stany Zjednoczone
Ameryki
Los Angeles (Kalifornia)
Stany Zjednoczone
Ameryki
Miami (Floryda)

60 ± 0.2

120/240 (j)

4 800
120/240 (g)

60 ± 0.3

120/240 (j)
120/208 (a)

120/240 (j)
120/240 (h)
120/208 (a)

Stany Zjednoczone
Ameryki
(Nowy Jork)

60

120/240 (j)
120/208 (a)

120/240 (j)
120/208 (a)
240 (f)

Stany Zjednoczone
Ameryki
Pittsburg
(Pensylwania)

60 ± 0.03

120/240 (j)

265/460 (a)
120/240 (j)
120/208 (a)
460 (f)
230 (f)

Rys. C1: Wykaz lokalnych wartości napięć sieci NN oraz układy połaczeń (kontynuowany na następnej stronie)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

15 000
6 300
380/220 (a)
11 000
415/240 (a)
380/220 (a)
220 (k)
6 600
415/210 (a)
380/220 (a)
22 000
11 000
6 600
3 300
400/230 (a)
400/230 (a)
380/220 (a)
14 400
7 200
2 400
575 (f)
460 (f)
240 (f)
265/460 (a)
120/240 (j)
120/208 (a)
13 200
4 800
4 160
480 (f)
120/240 (h)
120/208 (a)
4 800
120/240 (g)
13 200
2 400
480/277 (a)
120/240 (h)
12 470
4 160
277/480 (a)
480 (f)
13 200
11 500
2 400
265/460 (a)
120/208 (a)
460 (f)
230 (f)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

380/220 (a)

C7

C - Podłączenie do sieci rozdzielczej NN

Kraj

Użytkowe (V)

Przemysłowe (V)

227/480 (a)
120/240 (j)
120/208 (a)
480 (f)
240 (f)

Stany Zjednoczone
Ameryki
San Francisco
(Kalifornia)

60 ± 0.08

120/240 (j)

277/480 (a)
120/240 (j)

Stany Zjednoczone
Ameryki
Toledo (Ohio)

60 ± 0.08

120/240 (j)
120/208 (a)

277/480 (c)
120/240(h)
120/208 (j)

Urugwaj

50 ± 1

220 (b) (k)

220 (b) (k)

Wietnam

50 ± 0.1

220 (k)

380/220 (a)

Jemen
Zambia
Zimbabwe

C8

Częstotliwość i tolerancja Domowe (V)
(Hz & %)
60
120/240 (j)

50
50 ± 2.5
50

250 (k)
220 (k)
225 (k)

440/250 (a)
380/220 (a)
390/225 (a)

19 900
12 000
7 200
2 400
277/480 (a)
120/208 (a)
480 (f)
240 (f)
20 800
12 000
4 160
277/480 (a)
120/240 (g)
12 470
7 200
4 800
4 160
480 (f)
277/480 (a)
120/208 (a)
15 000
6 000
220 (b)
35 000
15 000
10 000
6 000
440/250 (a)
380 (a)
11 000
390/225 (a)

Stany Zjednoczone
Ameryki
Portland (Oregon)

Układy połączeń sieci

(a) Gwiazda trójfazowa;
Sieć czteroprzewodowa:
Uziemiony punkt
neutralny

(b) Gwiazda trójfazowa:
Sieć trójprzewodowa

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

(f) Trójkąt trójfazowy;
Sieć trójprzewodowa

(c) Gwiazda trójfazowa;
Sieć trójprzewodowa:
Uziemiony punkt
neutralny

(g) Trójkąt trójfazowy;
Sieć czteroprzewodowa:
Uziemiony punkt
środkowy jednej z faz

(d) Gwiazda trójfazowa;
Sieć czteroprzewodowa:
Nieuziemiony punkt
neutralny

(h) Trójkąt trójfazowy otwarty;
Sieć czteroprzewodowa:
Uziemiony punkt
środkowy jednej z faz
V

(j) Układ jednofazowy;
Sieć trójprzewodowa:
Uziemiony punkt środkowy

(k) Układ jednofazowy;
Sieć dwuprzewodowa:
Uziemiony koniec fazy

(l) Układ jednofazowy;
Sieć dwuprzewodowa
Nieuziemiona

(e) Gwiazda dwufazowa;
Sieć trójprzewodowa:
uziemiony punkt
neutralny

(i) Trójkąt trójfazowy
otwarty:
Uziemione połączenie
uzwojeń fazowych
Vk

(m) Układ jednoprzewodowy:
Uziemiony przewód
powrotny (swer)

Rys.C1: Wykaz lokalnych wartości napięć sieci NN oraz układy połaczeń (koniec).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

(n) DC:
Sieć trójprzewodowa
nieuziemiona

1 Sieci rozdzielcze niskiego
napięcia

Odbiory mieszkalne i handlowe
Rolą dystrybutora " sieci NN " jest zapewnienie podłączeń użytkownikom (za pomocą
podziemnego kabla lub linii napowietrznej).
Wymagania klasyfikacji prądowej dystrybutorów są szacowane zależnie od liczby
użytkowników do połączenia oraz średniego poboru mocy na użytkownika.

C9

Dwa podstawowe parametry ograniczające dystrybutora to:
b Prąd maksymalny, który może być przesyłany ciągle i
b  aksymalna długość kabla, który przesyłając jego maksymalny prąd, nie
M
przekroczy ustawowego limitu spadku napięcia
Te ograniczenia oznaczają, że wielkość odbiorów, które zakład energetyczny będzie
chciał podłączyć do swojej sieci dystrybucyjnej NN, jest siłą rzeczy ograniczona.
Co do zakresu systemów NN wymienionych w drugim akapicie tego podrozdziału
(1.1), tzn.:120 V jedna faza do 240/415 V 3-fazy, typowe maksymalne dozwolone
odbiory podłączone do dystrybutora NN mogą(1) być (patrz Rys.C2):

Układ
120 V 1-fazowy 2-przewodowy
120/240 V 1-fazowy 3-przewodowy
120/208 V 3-fazowy 4-przewodowy
220/380 V 3-fazowy 4-przewodowy
230/400 V 3-fazowy 4-przewodowy
240/415 V 3-fazowy 4-przewodowy

Zakładany maks. dozwolony prąd
na użytkownika
60 A
60 A
60 A
120 A
120 A
120 A

kVA



7.2
14.4
22
80
83
86

Rys.C2: Typowe maksymalne dozwolone odbiory podłączone do sieci NN

Praktyki różnych organizacji energetycznych znacząco się różnią, nie ma
" standaryzowanych " wartości.
Czynniki, które powinny być uwzględnione, obejmują:
b  ielkość istniejącej sieci dystrybucyjnej, do której ma być podłączony nowy odbiór
W
b Całkowite obciążenie już podłączone do sieci dystrybucyjnej
b  okalizacja wzdłuż sieci dystrybucyjnej proponowanego nowego odbioru,
L
tzn. blisko stacji transformatorowej bądź blisko oddalonego końca sieci
dystrybucyjnej, itp.
Krótko mówiąc, każdy przypadek musi być rozpatrywany indywidualnie.
Poziomy odbiorów wymienione powyżej są odpowiednie dla wszystkich normalnych
odbiorów mieszkalnych i będą wystarczające dla instalacji wielu budynków
administracyjnych, użytkowych i podobnych.

Średni i mali użytkownicy przemysłowi (ze specjalnymi liniami
NN bezpośrednio ze stacji SN/NN dostawcy energetycznego)

W rzeczywistości jednak:
b  uże odbiory (np. & gt; 300 kVA) wymagają odpowiednio dużych kabli, więc, jeśli
D
centrum obciążenia nie jest blisko podstacji, metoda ta może być ekonomicznie
niekorzystna
b  iele zakładów energetycznych woli zasilać odbiory przekraczające 200 kVA
W
(ta wartość różni się zależnie od dostawcy) średnim napięciem
Z tych powodów zazwyczaj specjalne linie zasilające NN (przy 220/380 V do
240/415 V) są podłączane do zakresu obciążenia 80 kVA do 250 kVA.
(1) Rysunek C2 podane wartości są jedynie orientacyjne,
(arbitralnie) oparte na maksymalnym prądzie 60 A dla
pierwszych trzech systemów, ponieważ przy tych niższych
napięciach są dozwolone mniejsze spadki napięcia przy
danym procentowym ustawowym limicie.
Druga grupa systemów jest (też arbitralnie) oparta na
maksymalnym dozwolonym prądzie 120 A.

Użytkownicy zazwyczaj zasilani niskim napięciem obejmują:
b  udynki mieszkalne
B
b  klepy oraz budynki użytkowe
S
b  ałe fabryki, warsztaty i stacje filtrów
M
b  estauracje
R
b  ospodarstwa rolne, itp.
G

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Średni i mali użytkownicy przemysłowi mogą być także satysfakcjonująco zasilani
liniami NN.
W przypadku obciążeń, które przekraczają maksymalny dozwolony limit obciążenia
kabla zasilającego, zwykle może zostać doprowadzony specjalny kabel z tablicy
bezpiecznikowej (lub rozdzielczej) dystrybucji NN w stacji transformatorowej
zakładu energetycznego.
Ogólnie górny limit odbioru, który może być zasilany w ten sposób, jest
ograniczony tylko przez dostępny zapas mocy transformatora wstacji.

C - Podłączenie do sieci rozdzielczej NN

W miastach oraz dużych miejscowościach,
znormalizowane kable dystrybucyjne NN
tworzą sieć poprzez skrzynki połączeniowe.
C10 Niektóre połączenia są rozłączane, więc każdy
(zabezpieczony bezpiecznikiem) " zasilacz "
wychodzący z podstacji tworzy rozgałęziony
otwarty system promieniowy, jak pokazano na
Rysunku C3

1.2 Sieci rozdzielcze NN
W krajach europejskich, standardowy poziom napięcia 3-fazowych 4-przewodowych
systemów dystrybucyjnych to 230/400 V. Obecnie wiele krajów przekształca swoje
systemy NN wg najnowszego standardu IEC nominalnie 230/400 V (IEC 60038).
Średnie do dużych miejscowości i miasta mają podziemne kablowe systemy
dystrybucyjne.
Stacje rozdzielcze SN/NN, rozmieszczone co około 500-600 metrów, są na ogół
wyposażone w:
b  -lub 4-drogową tablicę rozdzielczą SN, często złożoną z podejściowych i odejściowych
3
rozłączników izolacyjnych stanowiących część sieci pierścieniowej i jednego lub dwóch
wyłączników SN lub kombinowanych rozłączników bezpiecznikowych izolacyjnych dla
obwodów transformatora
b  eden lub dwa transformatory 1.000 kVA SN/NN
J
b  edna lub dwie (sprzężone) 6-lub 8-drogowe NN 3-fazowe 4-przewodowe
J
dystrybucyjne tablice bezpiecznikowe bądź tablice z wyłącznikami kompaktowymi,
zasilającymi i zabezpieczającymi wychodzące 4-żyłowe kable dystrybucyjne, zazwyczaj
zwane " zasilaczami "
Wyjście z transformatora jest podłączone do szyn zbiorczych NN poprzez rozłącznik
izolacyjny bądź bezpośrednio.
W silnie obciążonych obszarach, w celu utworzenia sieci układany jest zasilacz
standardowych rozmiarów, z (na ogół) jednym kablem wzdłuż każdej nawierzchni
i 4-drogowymi skrzynkami połączeniowymi zlokalizowanymi we włazach na rogach ulic,
gdzie krzyżują się dwa kable.
Ostatnie trendy zmierzają w kierunku szafek odpornych na warunki atmosferyczne nad
poziomem gruntu przy ścianie, bądź jeśli to możliwe, zamontowane podtynkowo/w ścianie.
Połączenia są wstawione w taki sposób, aby zasilacze tworzyły obwody
promieniowe ze stacji z otwartymi odgałęzieniami (patrz Rys. C3). Jeżeli skrzynka
połączeniowa łączy zasilacz z jednej stacji z tym z sąsiedniej stacji, połączenia
fazowe są pomijane lub zastępowane przez bezpieczniki, ale połączenie punktu
neutralnego pozostaje bez zmian.

4-drogowa
skrzynka
połączeniowa

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

stacja
WN/NN

kabel

Połączenie
rozłączone

Rys.C3:Jeden z kilku sposobów, w jaki może być rozprowadzona sieć dystrybucji NN do obsługi
promieniowo rozgałęzionych zasilaczy, poprzez usunięcie połączeń

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Sieci rozdzielcze niskiego
napięcia

Takie rozmieszczenie zapewnia bardzo elastyczny system, w którym cała stacja
może być wycofana z użytku, podczas gdy obszar zazwyczaj przez nią zasilany jest
zasilany ze skrzynek połączeniowych otaczających stacji.
Ponadto, krótkie odcinki zasilaczy (między dwoma skrzynkami połączeniowymi)
mogą być odizolowane w celach zlokalizowania i naprawy usterki.

C11

Jeżeli wymaga tego zagęszczenie obciążenia, stacje są gęściej rozmieszczone
i czasami są konieczne transformatory do 1.500 kVA.

W mniej obciążonych obszarach miejskich
powszechnie stosowany jest bardziej
ekonomiczny system dystrybucji stożkowo
promieniowej, w której są instalowane
przewody o mniejszym rozmiarze w miarę
zwiększania odległości od podstacji

Inne formy miejskich sieci NN, oparte o wolnostojące słupy dystrybucyjne NN,
umieszczone nad poziomem gruntu w strategicznych punktach w sieci, są
powszechnie stosowane w obszarach małego obciążenia.Ten schemat wykorzystuje
zasadę zasilaczy stożkowo promieniowych (stopniowanych), w której przekrój
kabla dystrybucyjnego jest obniżany, gdy liczba konsumentów poniżej tego punktu
zmniejsza się wraz z odległością od stacji.
W tym układzie, szereg przewodów zasilających NN o dużych przekrojach
z rozdzielnicy w stacji zasila szyny zbiorcze słupa dystrybucyjnego, z którego
mniejsze zasilacze zaopatrują użytkowników w bezpośrednim otoczeniu słupa.

Ulepszone metody, wykorzystujące izolowane
skręcone przewody tworzące zamontowany
na słupie napowietrzny kabel, są obecnie
standardową praktyką w wielu krajach

Dystrybucja w małych miastach, wsiach i obszarach wiejskich od wielu lat jest
zwykle oparta na nieosłoniętych przewodach miedzianych wspieranych na
drewnianych, betonowych lub stalowych słupach i zasilanych z zamontowanych na
słupie lub ziemi transformatorów.
W ostatnich latach, opracowano izolowane przewody NN, skręcone w dwużyłowy
lub 4-żyłowy kabel napowietrzny i są uważane za bezpieczniejsze i wizualnie
bardziej tolerowane niż gołe przewody miedziane.
Jest tak szczególnie, gdy przewody są mocowane do ścian (np. oprzewodowanie
pod okapami) gdzie są słabo widoczne.
Interesujące jest to, że podobne zasady były stosowane przy wyższych napięciach
a  " wiązki " izolowanych przewodów napowietrznych instalacji SN są obecnie w
eksploatacji sieci 24 kV.

W Europie, każda stacja rozdzielcza zakładu
energetycznego jest w stanie zaopatrywać
w NN obszar odpowiadający promieniowi około
300 metrów od stacji.
Północno- i środkowoamerykańskie systemy
dystrybucji obejmują sieć SN, z której liczne
(małe) transformatory SN/NN zaopatrują
jednego lub kilku użytkowników, poprzez
bezpośredni kabel podłączeniowy (lub linię)
z lokalizacji transformatora

Jeśli więcej niż jedna stacja zaopatruje wieś, stosowane są słupy, na których
spotykają się linie NN z różnych stacji w celu połączenia odpowiadających faz.
Północno- i środkowoamerykańskie praktyki różnią się zasadniczo od tych
stosowanych w Europie tym, że sieci NN praktycznie nie istnieją a zasilanie
3-fazowe obiektów w obszarach mieszkaniowych jest rzadkie.
Dystrybucja jest efektywnie prowadzona przy wykorzystaniu średniego napięcia
w sposób inny niż europejskie standardowe praktyki.System SN to w zasadzie
3-fazowy 4-przewodowy system, z którego jednofazowe sieci dystrybucyjne
(przewody fazowe i neutralne) zaopatrują wiele jednofazowych transformatorów,
których uzwojenia wtórne mają centralne zaczepy w celu zapewnienia 120/240
V jednofazowego 3-przewodowego zasilania.Główne przewody zasilające stacje
NN mają wspólne przewody neutralne z SN.Są one uziemiane w określonych
odstępach wzdłuż całej trasy ich przebiegu.
Każdy transformator SN/NN zazwyczaj zasila jeden lub kilka obiektów bezpośrednio
z transformatora przez promieniową sieć kablową lub przez linię(e) napowietrzną.
W tych krajach istnieje wiele innych systemów, ale ten opisany powyżej wydaje się
najczęściej stosowany.
Rysunek C4 (na następnej stronie) pokazuje główne cechy obu systemów.

1.3 Podłączenie konsumenta do sieci
W przeszłości podziemne sieci kablowe lub zamontowane na ścianie izolowane
przewody z linii napowietrznej, zawsze kończyły się wewnątrz obiektów
użytkownika, gdzie zamontowana była skrzynka kablowa końcowa, bezpieczniki
zakładu energetycznego (niedostępne dla użytkownika) i mierniki.
Nowszym trendem jest (w miarę możliwości) lokalizowanie tych komponentów
w odpornych na warunki atmosferyczne obudowach poza budynkiem.
Przyłącze zakład energetyczny/użytkownik może mieć formę przyłącza
bezpośredniego ( zaciski) , przyłącza z pomiarem lub przyłącza z pomiarem i
zabezpieczeniem głównym użytkownika(w zależności od lokalnych praktyk).
Podłączenia do przyłącza dokonuje personel zakładu energetycznego, po udanych
testach i inspekcji instalacji.
Typowy układ został pokazany na Rysunku C5 (na następnej stronie).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Zabezpieczenia i układy pomiarowe były
dawniej instalowane wewnątrz budynku
użytkownika. Obecna tendencja to
lokalizowanie tych elementów na zewnątrz
w szafkach odpornych na warunki
atmosferyczne.

C - Podłączenie do sieci rozdzielczej NN

C12

W przypadku napięć WN & gt;
72,5 kV (patrz uwaga) uzwojenia pierwotne
transformatora mogą być połączone w:
- Trójkąt
- Uziemioną gwiazdę
- Uziemiony zygzak
W zależności od kraju
Połączenie w trójkąt stosowane
zazwyczaj (nie zawsze), gdy
uzwojenie pierwotne nie
jest połączone
w trójkąt

13.8 kV / 2.4-4.16 kV
N
1

2

3

Każdy pokazany transformator SN/NN
reprezentuje wiele podobnych urządzeń
2
3
N
2,4 kV /120-240 V
1-fazowy,
3-przewodowy
transformator
rozdzielczy

}

1-fazowy transformator
SN/230 V dla
pojedynczych odbiorów

WN (1)

(sieci wiejskie)
Ph

N
1

N

1
N

SN

(2)

Rezystor zastąpiony
cewką Petersena
w niektórych krajach

N

2

2
N
3-fazowy
transformator
rozdzielczy
SN/230/400 V
4-przewodowy

1

2

3

N

N

N 1 2 3
Sieć dystrybucji NN

Główny 3-fazowy zasilacz SN z żyłą neutralną

(1) na przykład 132 kV
(2) na przykład 11 kV
Uwaga:Przy napięciach pierwotnych większych od 72,5 kV w stacjach dla wielu odbiorców, powszechną praktyką w niektórych
krajach europejskich jest zastosowanie uzwojenia pierwotnego połączonego w uziemioną gwiazdę, a uzwojenia wtórnego w trójkąt.
Punkt zerowy po stronie wtórnej jest następnie zasilany przez dławik uziemiający w topologii zygzaka, którego punkt neutralny jest
uziemiony przez rezystor.
Często dławik uziemiający ma uzwojenie wtórne w celu zapewnienia zasilania 3-fazowego NN dla stacji. Jest on zwany
" transformatorem uziemiającym " .

Rys.C4: Szeroko stosowane systemy amerykańskie i europejskie

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Wyłącznik

M

F
A

Rys.C5: Typowy układ podłączenia systemów z uziemieniem TT

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Sieci rozdzielcze niskiego
napięcia

Użytkownicy NN są zazwyczaj zasilani
w układzie sieci TN lub TT, jak opisano
w rozdziałach F i G. Główny wyłącznik instalacji
zasilania TT musi zawierać urządzenie ochronne
przed prądem upływowym.W przypadku
sieci TN, wymagane jest zabezpieczenie
nadprądowe wyłącznikiem lub rozłącznikiem
bezpiecznikowym.

MCCB - wyłącznik kompaktowy - z wbudowanym zabezpieczeniem różnicowoprądowym musi być obowiązkowo zastosowany na początku każdej instalacji
NN stanowiącej część układu sieci TT.Uzasadnienie tej funkcji oraz poziomy
wyzwalających prądów różnicowych są omówione w punkcie 3 Rozdział G.
Kolejnym uzasadnieniem zastosowania wyłaczników kompaktowych MCCB jest
to, że użytkownik nie może przekroczyć swojego (umownego) zadeklarowanego
maksymalnego obciążenia, ponieważ ustawienie zabezpieczenia nadprądowego,
zaplombownego przez zakład energetyczny, spowoduje odłączenie zasilania w
przypadku przekroczenia zadeklarowanej wartości.Operacje zamykania i otwierania
wyłącznika są dostępne dla użytkownika, więc jeśli MCCB zostanie nieumyślnie
wyzwolony przy przeciążeniu, lub z uwagi na usterkę urządzenia, dostawy mogą
zostać szybko przywrócone po korekcie nieprawidłowości.

C13

Ze względu na łatwy dostęp zarówno dla kontrolera mierników jak i użytkownika,
obecnie mierniki instalowane są poza budynkami:
b   obudowie wolnostojącej, jak pokazano na Rysunkach C6 i C7
W
b  ewnątrz budynku, ale z przyłączem kabla oraz bezpiecznikami zakładu
W
energetycznego zlokalizowanymi w odpornej na warunki atmosferyczne szafce
zamontowanej podtynkowo w ścianie dostepnej z drogi publicznej, jak pokazano
na Rysunku C8 na następnej stronie
b   przypadku prywatnych odbiorów mieszkalnych, wyposażenie w szafce na Rysunku
W
C5 jest zainstalowane w odpornej na warunki atmosferyczne szafce zamontowanej
pionowo na metalowej ramie w ogródku frontowym bądź zamontowanej podtynkowo
w ścianie na granicy działki umożliwiając dostęp uprawnionemu personelowi
z chodnika. Rysunek C9 (na następnej stronie) pokazuje ogólny układ, w którym
wymienne wkładki izolacyjne zapewniają izolację.

M
F CB
A
W tego rodzaju instalacji często trzeba umieścić wyłącznik główny instalacji
w pewnej odległości od punktu użytkowania, np. tartaków, pompowni itp.

Rys. C6: Typowa instalacja typu wiejskiego

M
F

A
Wyłącznik główny instalacji elektrycznej znajduje się w obiektach odbiorcy
w przypadkach, gdy mogą występować obciążenia (kVA) powyżej wartości
zadeklarowanej.
Rys. C7: Instalacje podmiejskie (dzielnice handlowe itp.)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

CB

C - Podłączenie do sieci rozdzielczej NN

C14
M
PW

F

A
Kabel podłączeniowy kończy się we zamontowanej w ścianie szafce podtynkowej,
która zawiera bezpieczniki, dostępne z drogi publicznej.Wspomniana metoda jest
preferowana z przyczyn estetycznych, gdy użytkownik może zapewnić odpowiednie
miejsce wewnątrz budynku na szafkę zasilająco-pomiarową.
Rys.C8: Instalacje w centrach miast

Przyłącze
kabel
podłączeniowy

Klient
Instalacja

Separacja poprzez
zwory
izolacyjne
Miernik
Szafa mierników

Wyłącznik
główny

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys.C9: Typowy układ podłączenia NN odbiorów mieszkalnych

W dziedzinie mierników elektronicznych, opracowano techniki, które czynią ich
zastosowanie przez zakłady energetyczne atrakcyjnym zarówno w pomiarach
energii elektrycznej jak i w celach fakturowania. Liberalizacja rynku energii
elektrycznej zwiększyła potrzebę uzyskania większej ilości danych z mierników.
Na przykład pomiar elektroniczny może również pomóc zakładom energetycznym
zrozumieć profile zużycia ich klientów.W taki sam sposób będą one wykorzystane
do zdalnych pomiarów energii.
Mierniki elektroniczne umożliwiają również wprowadzenie systemu przedpłat
- informacje o dokonaniu przedpłaty przesyłane są do układów pomiarowych
zezwalając na pobór energii. Unikamy tym sposobem dokonywania odczytów
mierników, kosztów administracyjnych itp.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Sieci rozdzielcze niskiego
napięcia

Odpowiedni poziom napięcia przyłączy
użytkowników jest kluczowy dla
zadowalającego działania wyposażenia
i urządzeń.Praktyczne wartości prądu
i wynikające spadki napięcia w typowym
systemie NN dowodzą znaczenia utrzymywania
wysokiego współczynnika mocy jako środka
zmniejszającego spadki napięcia.

1.4 Jakość napięcia zasilającego
Jakość napięcia zasilającego sieci NN w najszerszym znaczeniu oznacza:
b  godność z ustawowymi limitami wartości i częstotliwości
Z
b  rak ciągłych wahań w obrębie tych limitów
B
b  asilanie bezprzerwowe, za wyjątkiem przestojów związanych z zaplanowaną
Z
konserwacją, awariami systemu lub innymi sytuacjami kryzysowymi
b  achowanie prawie sinusoidalnego kształtu fali
Z

C15

W tym podpunkcie zostanie omówione tylko zachowanie wartości napięcia.
W większości krajów, zakłady energetyczne mają ustawowy obowiązek utrzymania
poziomu napięcia w lokalizacji użytkownika w granicach ± 5%( lub w niektórych
przypadkach ± 6% lub więcej-patrz tabela C1) zadeklarowanej wartości znamionowej.
Ponownie, IEC oraz większość standardów krajowych zaleca, by urządzenia NN były
projektowane i testowane do zadowalającego działania w granicach ± 10% napięcia
znamionowego. Pozostawia to w najgorszych warunkach margines ( na przykład minus
5% w lokalizacji odbiorcy) 5% dopuszczalnego spadku napięcia w oprzewodowaniu
instalacji.
Spadki napięcia w typowym systemie dystrybucyjnym występują w następujący sposób:
napięcie w przyłączach SN transformatora SN/NN jest zazwyczaj utrzymywane w ramach
± 2% przez działanie automatycznych przełączników zaczepów transformatorów
w stacjach zaopatrujących wielu użytkowników, zasilających sieć SN z pośredniego
systemu przesyłowego o wyższym napięciu.
Jeżeli transformator SN/NN znajduje się w pobliżu stacji zaopatrującej wielu
użytkowników, zakres napięcia ± 2%może zostać ustalony na poziomie napięcia powyżej
wartości znamionowej SN. Na przykład, napięcie może wynosić 20,5 kV ± 2% w systemie
20 kV. W tym przypadku, transformator rozdzielczy SN/NN powinien mieć przełącznik
zaczepów SN ustawiony na pozycję zaczepu + 2,5%.
Z drugiej strony, w lokalizacjach oddalonych od stacji zaopatrujących wielu użytkowników,
jest możliwa wartość 19,5 kV ± 2%, w którym to przypadku przełącznik zaczepów
powinien być ustawiony na pozycję -5%.
Różne poziomy napięcia w systemie są rzeczą normalną i zależą od wzorca przepływu
mocy systemu. Ponadto, te różnice napięcia są źródłem terminu " znamionowe "
dotyczącego systemu napięcia.

Zastosowanie praktyczne
Gdy transformator SN/NN ma prawidłowo ustawiony przełącznik zaczepów,
napięcie wyjściowe transformatora bez obciążenia będzie utrzymywane w ramach
± 2% napięcia przy braku obciążenia. Aby zagwarantować, że transformator może
utrzymywać niezbędne napięcie przy pełnym obciążeniu, napięcie wyjściowe bez
obciążenia musi być możliwie wysokie bez przekraczaniagórnego limitu + 5%
(przyjętego w tym przykładzie). We współczesnej praktyce, współczynniki uzwojenia
ogólnie zapewniają napięcie wyjściowe około 104% przy braku obciążenia(1), gdy
znamionowe napięcie jest doprowadzane na poziomie SN bądź jest korygowane przez
przełącznik zaczepów, jak opisano powyżej.
Typowy transformator rozdzielczy NN ma reaktancyjne napięcie zwarcia 5%. Jeżeli
zakłada się, że jego rezystancyjne napięcie zwarcia to jedna dziesiąta tej wartości,
wówczas spadek napięcia w obrębie transformatora podczas pełnego obciążenia przy
indukcyjnym współczynniku mocy 0,8 wyniesie:
ΔU% = R%cos φ + X%sin φ
= 0.5 x 0.8 + 5 x 0.6
= 0.4 + 3 = 3.4%
Zakres napięcia na przyłączach wyjściowych w pełni obciążonego transformatora
wyniesie zatem (102 -3,4) = 98,6% do (106 - 3,4) = 102,6%.
Maksymalne dopuszczalne spadki napięcia wzdłużlinii zasilającej wynoszą więc 98,6 -95 = 3,6%.
W praktyce oznacza to, że 230/400 V 3-fazowy 4-żyłowy kabel rozdzielczy z przewodami
miedzianymi 240 mm2 mógłby zasilać obciążenie całkowite 292 kVA przy obciążeniu
indukcyjnym (współczynnik mocy cos φ=0,8), równomiernie rozprowadzone na 306 metrach
zasilacza.
W przypadku takich samych warunków obciążenia, ale punktowego odbioru (dla
pojedyńczego odbiorcy) długość kabla zasilającego spadnie do 153 m.
Interesujące jest to, że maksymalne obciążenie kabla, oparte na obliczeniach
wyprowadzonych z IEC 60287 (1982) to 290 kVA i dlatego margines napięcia 3,6% nie jest
przesadnie restrykcyjny, tzn. kabel może być w pełni obciążony na odległościach zazwyczaj
wymaganych w Systemach dystrybucyjnych NN.
(1) Transformatory na napięcie 230/400 V wg IEC będą mieć
napięcie na wyjściu, przy braku obciążenia 420 V, tzn. 105%
nominalnego napięcia

Obciążenie indukcyjne (wspólczynnik mocy 0,8) jest przyjmowane dla odbiorów
przemysłowych. W mieszanych częściowo przemysłowych obszarach, współczynnik mocy
0,85 jest częstszą wartością, natomiast 0,9 jest ogólnie stosowany do obliczeń dotyczących

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

W tym przypadku skutkowałoby to zakresem napięcia 102% do 106%.

2 Taryfy i pomiary

C - Podłączenie do publicznej sieci
dystrybucji NN

Ten przewodnik nie omawia poszczególnych taryf, ponieważ wydaje się, że jest tyle
różnych struktur taryf na świecie, ile jest zakładów energetycznych.
Niektóre taryfy są bardzo skomplikowane w szczegółach, ale określone elementy
są podstawowe dla wszystkich i mają na celu zachęcanie użytkowników do
zarządzania ich poborem mocy w sposób, który zmniejsza koszt generacji, przesyłu
i dystrybucji.

C16

Dwa przeważające sposoby, w których koszt dostarczenia mocy do użytkownika
może zostać zmniejszony, to:
b  edukcja strat mocy w trakcie wytwarzania, przesyłu i dystrybucji energii
R
elektrycznej.W zasadzie najniższe straty w systemie energetycznym są osiągane,
gdy wszystkie części systemu działają przy współczynniku mocy równym jedności
b  edukcja zapotrzebowania na moc szczytową, przy jednoczesnym zwiększeniu
R
zapotrzebowania w okresach niskiego obciążenia, tym samym lepiej
wykorzystując zakład wytwarzający energię i minimalizując redundancję zakładu

Redukcja strat
Chociaż stan idealny opisany w pierwszej możliwości wymienionej powyżej nie
może być zrealizowany w praktyce, wiele struktur taryf jest opartych częściowo
na zapotrzebowaniu kVA, jak również na zużywanych kWh.Ponieważ przy danym
obciążeniu kW, minimalna wartość kVA występuje przy współczynniku mocy
równym jedności, użytkownik może zminimalizować koszty faktur podejmując kroki
w celu poprawy współczynnika mocy odbioru (jak opisano w Rozdziale L).
Zapotrzebowanie na kVA ogólnie stosowane do celów taryfowych oznacza
maksymalne średnie zapotrzebowanie na kVA występujące podczas każdego
okresu fakturacji i opiera się na średnich zapotrzebowaniach na kVA w ustalonych
okresach(na ogół 10, 30 lub 60 minut) i wyborze najwyższej z tych wartości.
Zasada jest opisana poniżej w  " zasadzie pomiaru maksymalnego zapotrzebowania
na kVA " .

Redukcja zapotrzebowania na moc szczytową
Drugi cel, tzn. zmniejszenie zapotrzebowania na moc szczytową, jednocześnie
zwiększając zapotrzebowanie w okresach niskiego obciążenia, jest podstawą taryf,
które oferują znaczną redukcję kosztu energii w:
b  kreślonych godzinach podczas 24 godzinnego dnia
O
b  kreślonych okresach roku
O
Najprostszym przykładem jest mieszkanie z wodnym akumulatorem cieplnym (lub
przestrzennym akumulatorem cieplnym, itd.). Miernik ma dwa cyfrowe rejestry,
z których jeden działa w ciągu dnia a drugi (przełączany przez zegar) działa
w nocy.Stycznik, obsługiwany przez ten zamyka i otwiera obwód grzałki zgodnie
z priorytetami taryf i forsując jej działanie w okresie niższej stawki. Nagrzewnica
może zostać włączona i wyłączona w dowolnej chwili podczas dnia, jeśli jest to
wymagane ale pomiar będzie wówczas prowadzony według normalnej stawki.
Duży użytkownik przemysłowy może mieć 3 lub 4 stawki, które mają zastosowanie
w różnych okresach
w 24-godzinnym przedziale czasowym oraz podobną liczbę dla poszczególnych
okresów roku.W takich programach stosunek kosztu za kWh w okresie szczytowego
zapotrzebowania w roku, oraz w okresie najniższego obciążenia w roku może
wynosić nawet 10:1.

Mierniki

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Należy zdawać sobie sprawę, że wysokiej jakości instrumenty i urządzenia są
niezbędne do zastosowania tego rodzaju pomiaru.
Ostatnie osiągnięcia w dziedzinie elektronicznego pomiaru i mikroprocesorów, wraz
ze zdalną kontrolą tętnienia(1) z centrum kontroli zakładu energetycznego (w celu
zmiany regulacji czasowej okresu szczytowego na przestrzeni całego roku, itd.) są
obecnie w użyciu i znacząco ułatwiają zastosowanie omawianych zasad.

(1) Kontrola tętnienia to system sygnalizacji, w którym prąd o
częstotliwości głosowej (zwykle 175 Hz) jest wprowadzany do
sieci NN w odpowiednich stacjach.Sygnał jest wprowadzany
jako zakodowane impulsy a przekaźniki, które są dostrojone
do częstotliwości sygnału, rozpoznające konkretny kod, będą
inicjować wymaganą funkcję.W ten sposób, dostępnych jest
do 960 odrębnych sygnałów kontrolnych.

W większości krajów, niektóre taryfy, jak opisano powyżej, są częściowo oparte
na zapotrzebowaniu kVA, dodatkowo do zużycia kWh, w okresach fakturowania
(często okresy 3-miesięczne). Maksymalne zapotrzebowanie zarejestrowane
przez miernik, które ma występować w fakturze, to w zasadzie maksymalne (tzn.
najwyższe) średnie zapotrzebowanie kVA zarejestrowane w kolejnych okresach
rozliczeniowych.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Taryfy i pomiary
2 Tariffs and metering

Rysunek C10 pokazuje typową krzywą zapotrzebowania kVA w okresie dwóch
godzin podzielonych na kolejne okresy 10 minut. Miernik mierzy średnią wartość
kVA podczas każdego z tych 10 minutowych okresów period of two hours divided
Figure D10 shows a typical kVA demand curve over a
into succeeding periods of 10 minutes. The meter measures the average value of
kVA during each of these 10 minute periods.
kVA

kVA

D17
C17

Maksymalna wartość średnia
w 2 godzinnym przedziale czasowym
Wartości średnie
Maximum average value
during the10 minutowych
dla 2 hour interval
okresów values
Average
for 10 minute
periods

0

1

t
2 godziny

t
1
2 hrs
Rys.C10: Maksymalna 0
średnia wartość kVA w przedziale czasowym 2 godzin

Fig. D10 : Maximum average value of kVA over an interval of 2 hours

Zasada pomiaru maksymalnego zapotrzebowania na kVA
Miernik kVAhof kVA maximum demand metering
Principle jest podobny we wszystkich niezbędnych elementach do miernika
kWh ale relacja fazy prądu i napięcia została zmodyfikowana tak, aby efektywnie
A kVAh meter is similar in all essentials to a kWh meter but zestawu przedziałek
mierzył kVAh (kilo-wolto-ampero-godziny).Ponadto zamiast the current and voltage
phase relationship has been modified so that it effectively measures kVAh (kilo-voltdekadowych, jak w przypadku konwencjonalnego miernika kWh, ten przyrząd
amphours). Furthermore, instead of having a się, mierzy kVAh i pcha czerwony
ma wskaźnik rotacyjny. Gdy wskaźnik obracaset of decade counter dials, as in the
case of a conventional
wskaźnik przed nim. kWh meter, this instrument has a rotating pointer. When the
pointer turns it is measuring kVAh and pushing a red indicator before it. At the
Po 10 minutach, wskaźnik przemieści się częściowo wokół pokrętła (został end of
10 minutes the tak, aby nigdy moved jednego pełnego obrotu is designed so that
zaprojektowanypointer will havenie robił part way round the dial (itw ciągu 10 minut)
it can never complete one revolution in 10 minutes) and is then electrically reset
a następnie elektrycznie zresetuje się do pozycji zerowej, rozpoczynając kolejnyto
the zero position, to start another 10 minute period. The red osiągniętej przez
10 minutowy okres. Czerwony wskaźnik pozostaje w pozycjiindicator remains at the
position reached by the measuring pointer, and that kVAh (kilo-wolto-amperowskaźnik pomiarowy i ta pozycja odpowiada liczbie position, corresponds to the
number of kVAh przez odbiór przez 10 minut.
godzin) zużytych(kilo-volt-ampere-hours) taken by the load in 10 minutes. Instead of
the dial being marked in kilo-Vahours at that point however it can be marked in units
Jednak zamiast tarczy z oznaczeniami kVAh może być on wyskalowany
of average kVA. The following figures will clarify the matter.
jednostkami średnich kVA.Poniższe opisy wyjaśnią kwestię.
Supposing the point at which the red indicator reached corresponds to 5 kVAh. It is
Zakładając,a varying amount of kVA ofczerwony wskaźnik odpowiada 5 kVAh.
known that że punkt osiągnięty przez apparent power has been flowing for
Wiadomo, że różne hour. kVA mocy pozornej przepływały przez 10 minut, tzn. 1/6
10 minutes, i.e. 1/6 ilości
godziny.
If now, the 5 kVAh is divided by the number of hours, then the average kVA for the
Jeżeli teraz 5 kVAh zostanie podzielone przez liczbę godzin, wówczas uzyskane
period is obtained.
zostaną średnie kVA dla okresu.
In this case the average kVA for the period will be:
W takim przypadku średnie kVA za okres wyniosą:
1
5x
= 5 x 6 = 30 kVA
1
6
Każdy point around the dial will bepodobniemarked i.e. the figure for average kVA
Every punkt wokół tarczy będzie similarly oznaczony, tzn. wartość średnich
kVAbe 6 times greater than niż wartość kVAh w dowolnym punkcie.Podobne
will będzie 6 razy większa the kVAh value at any given point. Similar reasoning can
rozumowanieany other reset-time wobec dowolnego innego przedziału czasu
be applied to można zastosować interval.
resetu.
At the end of the billing period, the red indicator will be at the maximum of all the
Pod koniec okresu rozliczeniowego, czerwony wskaźnik będzie przy maksymalnej
average values occurring in the billing period.
ze wszystkich średnich wartości występujących tym okresie.
The red indicator will be reset to zero at the beginning of each billing period. ElectroCzerwony wskaźnikof the kind described are rapidly being replaced by electronic
mechanical meters zostanie zresetowany do zera na początku każdego okresu
rozliczeniowego. basic measuring principles on which these electronic meters
instruments. The Liczniki elektromechaniczne opisanego typu są szybko
zastępowane przez instrumentyas those described above.
depend however, are the same elektroniczne. Jednak podstawowe zasady
pomiarowe, na których są oparte te elektroniczne liczniki, są takie same jak te
opisane powyżej.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015
Schneider Electric - Electrical installation guide 2005

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

D - Connecion to the LV public
distribution network

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Rozdział D
Przewodnik wyboru architektury
SN i NN

4
5
6
7
8

Założenia wstępne użytkownika

D3

Proces projektowania uproszczonej architektury

D4

2.1 Projekt architektury
2.2 Cały proces

D4
D5 D1

Charakterystyka instalacji elektrycznej

D7

3.1 Działanie
3.2 Topologia miejsca
3.3 Swoboda układu
3.4 Niezawodność działania
3.5 Łatwość obsługi
3.6 Elastyczność instalacji
3.7 Zapotrzebowanie na moc
3.8 Dystrybucja obciążenia
3.9 Wrażliwość na zakłócenia zasilania
3.10 Wrażliwość na zakłócenia
3.11 Wytrzymałość na zakłócenia obwodów
3.12 Inne względy lub ograniczenia

D7
D7
D7
D8
D8
D8
D9
D9
D9
D10
D10
D10

Charakterystyka technologiczna

D11

4.1 Środowisko, atmosfera
4.2 Indeks roboczy
4.3 Inne względy

D11
D11
D12

Kryteria oceny architektury

D13

5.1 Czas pracy na miejscu
5.2 Wpływ na środowisko
5.3 Poziom konserwacji zapobiegawczej
5.4 Dostępność zasilania elektrycznego

D13
D13
D14
D14

Wybór podstaw architektury

D15

6.1 Podłączenie do sieci dopływu energii
6.2 Konfiguracja obwodu SN
6.3 Liczba oraz dystrybucja podstacji transformacji SN/NN
6.4 Liczba transformatorów SN/NN
6.5 Generator zapasowy SN

D15
D16
D17
D18
D18

Wybór szczegółów architektury

D19

7.1 Lokalizacja stacji SN/NN
7.2 Układ scentralizowany lub rozproszony
7.3 Obecność generatorów zapasowych
7.4 Obecność źródła zasilania bezprzerwowego (UPS)
7.5 Konfiguracja obwodów NN

D19
D20
D21
D22
D22

Wybór sprzętu

D25

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

1
2
3

Spis treści

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

9
10
11
12

D26

9.1 Czas pracy na miejscu
9.2 Wpływ na środowisko
9.3 Ilość konserwacji zapobiegawczej
9.4 Dostępność mocy elektrycznej

D26
D26
D28
D29

Glosariusz

D30

Program ID-Spec

D31

Przykład: instalacja elektryczna w drukarniach

D32

12.1 Zwięzły opis
12.2 Charakterystyka instalacji
12.3 Charakterystyka technologiczna
12.4 Kryteria oceny architektury
12.5 Wybór rozwiązań technologicznych

D32
D32
D32
D33
D35

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

D2

Zalecenia optymalizacji architektury

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

1 Założenia wstępne użytkownika

Wybór architektury dystrybucyjnej
Wybór architektury dystrybucyjnej ma decydujący wpływ na parametry instalacji
w trakcie całego cyklu użytkowania:
b uż od fazy wstępnych założeń projektu, wybory mogą znacząco wpłynąć na
j
czas instalacji, możliwości tempa pracy, wymagane kompetencje zespołów
instalacyjnych, itp.
w
b  ystąpi także wpływ na parametry w trakcie fazy operacyjnej pod względem
jakości i ciągłości zasilania wrażliwych odbiorów, strat energii w obwodach
zasilania,
b  w końcu wystąpi wpływ na część instalacji, która może być poddana
i
recyklingowi w fazie wycofania z użytku.
Architektura Dystrybucji Elektrycznej instalacji obejmuje konfigurację przestrzenną,
wybór źródeł zasilania, określenie różnych poziomów dystrybucji, schemat
jednokreskowy i wybór sprzętu.
Wybór najlepszej architektury jest często wyrażany w postaci poszukiwania
kompromisu pomiędzy różnymi kryteriami wyników, które interesują klienta, który
będzie wykorzystywać instalację w różnych fazach jej cyklu życia. Im wcześniej
szukamy rozwiązań, tym większe są możliwości optymalizacji (patrz Rys.D1).

D3

Rys.D1: Możliwość optymalizacji

a
b  rchitekt, który określa organizację budynku zgodnie z wolą użytkownika,
b  rojektanci poszczególnych branż (oświetlenie, ogrzewanie, klimatyzacja, itd.),
p
b  rzedstawiciele użytkowników np. określający proces.
p
Poniższe ustępy przedstawiają kryteria wyboru oraz proces projektowania
architektury w celu spełnienia kryteriów parametrów projektu w kontekście
budynków przemysłowych i użytkowych.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Znalezienie optymalnego rozwiązania jest także silnie powiązane z możliwością
wymiany informacji pomiędzy różnymi uczestnikami projektowania różnych części
projektu:

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

2 Proces projektowania
uproszczonej architektury

2.1 Projekt architektury
Projekt architektury, omawiany w niniejszym dokumencie, jest na etapie Projektu
Wstępnego. Ogólnie obejmuje poziomy dystrybucji sieci SN/NN, dystrybucji mocy
NN, a wyjątkowo poziom dystrybucji przyłączy. (patrz Rys.D2).

D4

Dystrybucja
sieci SN/NN

Dystrybucja
mocy NN

Dystrybucja
przyłączy
NN
M

M

M

M

Rys.D2: Przykład schematu jednokreskowego

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Projekt architektury dystrybucji elektrycznej można opisać za pomocą
3-stopniowego procesu z iteracyjnymi możliwościami. Proces ten opiera się na
uwzględnieniu charakterystyki instalacji i kryteriów, które należy uwzględnić.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

2 Proces projektowania
uproszczonej architektury

2.2 Cały proces
Całość procesu opisana jest krótko w poniższych ustępach i zilustrowana na
Schemacie blokowym D3.
Proces opisany w niniejszym dokumencie nie ma być jedynym rozwiązaniem.
Niniejszy dokument to przewodnik, przeznaczony dla projektantów instalacji
elektrycznych.

D5
Dane

Patrz § 3

Krok

Charakterystyka
instalacji

Obiekty wynikowe
Patrz § 6

Krok 1
Wybór
założeń
Schemat
uproszczony

Patrz § 7

Krok 2
Wybór szczegółów architektury
Schemat
rozwinięty

Patrz § 4

Wymagania
technologii

Patrz § 8

Krok 3
Dobór
aparatury
Rozwiązanie
techniczne

Patrz § 5

Kryteria
oceny

Patrz § 9

OCENA

Optymalizacja

Rozwiązanie
końcowe

Krok 1:Wybór architektury dystrybucji elektrycznej
Obejmuje to określenie ogólnych cech instalacji elektrycznej. Opiera się na
uwzględnieniu wymagań ogólnych, dotyczących instalacji i jej wykorzystania.
Wymagania te mają wpływ na podłączenie do sieci doprowadzającej energię,
obwody SN, liczbę podstacji transformatorowych, itp.
Ostatecznie mamy kilka rozwiązań schematu dystrybucji, które są wykorzystywane
jako punkt wyjścia dla schematu jednokreskowego. Ostateczny wybór konfiguracji
jest potwierdzany pod koniec etapu 2.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys.D3: Schemat blokowy wyboru elektrycznej architektury dystrybucyjnej

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

2 Proces projektowania
uproszczonej architektury

Krok 2: Wybór szczegółów architektury

D6

Obejmuje bardziej szczegółowe określenie instalacji elektrycznej. Jest oparty na
wynikach poprzedniego etapu, jak również na spełnieniu kryteriów w odniesieniu do
realizacji i eksploatacji instalacji.
Proces wraca do etapu 1, jeżeli kryteria nie są spełnione. Proces iteracyjny
umożliwia analizę kilku kombinacji kryteriów oceny.
Na koniec tego etapu mamy szczegółowy schemat jednokreskowy.

Krok 3: wybór wyposażenia
Na tym etapie jest dokonywany dobór aparatury, wynikający z wyboru architektury.
Wybory są dokonywane z katalogów producenta, tak aby spełnić określone kryteria.
Etap ten wraca do etapu 2, jeżeli charakterystyka nie jest odpowiednia.

Ocena

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

W tym etapie odbywa się ocena technicznego rozwiązania projektowego przy
współudziale projektanta i klienta końcowego, a także innych uczestników procesu
projektowego.
Zależnie od wyniku tej oceny możliwy jest powrót do etapu 1.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

3 Charakterystyka instalacji
elektrycznej

Są to główne cechy instalacji, umożliwiające określenie podstaw i szczegółów
architektury dystrybucji elektrycznej. W przypadku każdej instalacji określamy
wybór poszczególnych zastosowań wg. sektorów dzialalności.

3.1 Zastosowanie
D7

Definicja:
Zastosowanie wg. głównych sektorów działalności gospodarczej.

Wykaz sektorów proponowanych dla budynków przemysłowych:
b Produkcja
b Żywność i napoje
b Logistyka

Wykaz sektorów proponowanych dla budynków użytkowych:
b Budynki biurowe
b Hipermarkety
b Galerie handlowe

3.2 Architektoniczne przeznaczenie budynków
Definicja:
Charakterystyka architektoniczna budynku(ów), z uwzględnieniem liczby budynków,
liczby pięter oraz powierzchni każdego piętra.

Poszczególne kategorie:
b Budynek jednopiętrowy
b Budynek wielopiętrowy
b Zespół budynków
b Budynek wysokościowy.

3.3 Lokalizacja
Definicja:
Cechy określające wybór osprzętu elektrycznego wg lokalizacji w budynku:
b estetyka
b dostępność
b wymagania specjalnych lokalizacji
b  ykorzystanie korytarzy technicznych (według pięter)
w
b  ykorzystanie szachtów (pionowych).
w

Poszczególne kategorie:

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b Niska: Lokalizacja sprzętu elektrycznego jest praktycznie narzucona
b  rednia: Lokalizacja sprzętu elektrycznego jest częściowo narzucona ze względu
Ś
na wymóg spełnienia określonych kryteriów
W
b  ysoka: brak ograniczeń. Lokalizacja sprzętu elektrycznego może być określona
w celu najlepszego spełnienia kryteriów.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Espace avt et après illustration

mini = 5mm

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

3.4 Niezawodność działania
Definicja:
Zdolność systemu energetycznego do spełniania jego funkcji zasilania przez dany
okres czasu.

D8

Poszczególne poziomy:
b  inimalny: ten poziom niezawodności działania oznacza ryzyko przerw, związane
M
z ograniczeniami geograficznymi (odrębna sieć, obszar odległy od ośrodków
produkcji energii), technicznymi (linia napowietrzna, system o słabym zagęszczeniu
sieci), bądź ekonomicznymi (niedostateczna konserwacja, niedostateczna generacja)
b Standardowy
P
b  odwyższony: ten poziom niezawodności działania można uzyskać poprzez
specjalne środki, podjęte w celu zmniejszenia prawdopodobieństwa przerw (sieć
podziemna, dobre zagęszczenie sieci, itd.)

3.5 Ciągłość pracy instalacji
Definicja:
Cechy wprowadzone podczas projektowania w celu ograniczenia wpływu działań
konserwacyjnych całej lub części instalacji.

Poszczególne poziomy:
b Minimalny: instalacja musi zostać wyłączona w celu przeprowadzenia konserwacji
b  tandardowy: prace konserwacyjne mogą być prowadzone podczas pracy instalacji,
S
ale z gorszymi parametrami. Najlepiej, by były zaplanowane na okresy niskiego
obciążenia. Przykład: kilka transformatorów z częściową redundancją i zrzutem
obciążenia
P
b  odwyższony: podejmowane są specjalne środki, aby umożliwić konserwację bez
zmiany konfiguracji pracy sieci. Przykład: zasilanie dwustronne z automatyką SZR.

3.6 Elastyczność instalacji
Definicja:
Możliwość łatwego przemieszczania punktów podłączenia energii elektrycznej w obrębie
instalacji lub łatwego zwiększenia mocy dostarczanej w określonych punktach. Elastyczność
to także kryterium, które pojawia się w wyniku niepewności co do określenia wymagań
dotyczących instalacji w budynku podczas etapu podsumowania projektu wstępnego.

Poszczególne kategorie:
b Brak elastyczności: pozycja odbiorów jest stała w całym cyklu eksploatacji z powodu

znacznych ograniczeń powiązanych z konstrukcją budynku lub wysokim ciężarem
zasilanych urządzeń procesowych. Np.: hutnictwo

b Elastyczność projektu: liczba punktów podłączenia, moc odbiorów lub ich lokalizacja nie
są dokładnie znane

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone


b Elastyczność realizacji: odbiory można zainstalować po przekazaniu instalacji do użytku
b Elastyczność operacyjna: pozycja obciążeń będzie zmienna zgodnie z reorganizacją

procesu
Przykłady:
v Budynek przemysłowy: rozbudowa, podział i zmiana wykorzystania
v Budynek biurowy: podział

3.7 Moc zapotrzebowana
Definicja:
Suma mocy pozornych odbiorów (w kVA), po zastosowaniu współczynników
wykorzystania, reprezentująca maksymalną moc, jaka może być zużyta w określonym
czasie przez instalację, z możliwością krótkotrwałych przeciążeń.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Charakterystyka instalacji
elektrycznej

Znaczne zakresy mocy odpowiadają najczęstszym limitom mocy transformatora:
& lt;
b  630kVA
b  d 630 do 1250kVA
o
b  d 1250 do 2500kVA
o
b  2500kVA
& gt;

3.8 Dystrybucja obciążenia

D9

Definicja:
Charakterystyka związana z jednorodnością dystrybucji obciążenia (w kVA/m2) na
określonym obszarze lub w całym budynku.

Poszczególne kategorie:
b  ównomierna dystrybucja: odbiory są zazwyczaj średniej lub małej mocy
R
jednostkowej i są rozmieszczone na całej powierzchni lub na dużym obszarze
budynku (jednolite zagęszczenie). Np.: oświetlenie, indywidualne stacje robocze
d
b  ystrybucja pośrednia: odbiory są zazwyczaj średniej mocy, rozstawione
w grupach na całej powierzchni budynku. Np.: maszyny do montażu,
przenoszenia, stacje robocze, modułowe stanowiska logistyczne
o
b  dbiory miejscowe: odbiory są zazwyczaj dużej mocy i są zlokalizowane w kilku
obszarach budynku (zagęszczenie niejednolite). Np.: HVAC

3.9 Wrażliwość na przerwy zasilania
Definicja:
Stopnie wrażliwości obwodu na przerwy w zasilaniu.

Poszczególne kategorie:
b  bwód odłączalny: możliwy do wyłączenia w dowolnej chwili na nieokreślony okres
O
czasu
D
b  opuszczalne długie przerwy: czas przerwy & gt; 3 minuty
b  Dopuszczalne krótkie przerwy: czas przerwy & lt; 3 minuty
*
b  Przerwy niedopuszczalne
*
Możemy wyróżnić różne poziomy przerwy w zasilaniu, zależnie od ewentualnych
konsekwencji:
B
b  rak istotnych konsekwencji
b  trata produkcji
U
b  ogorszenie zdolności produkcyjnych lub utrata ważnych danych
P
b  iebezpieczeństwo utraty życia
N
Podział ze względu na stopień ważności zasilanych odbiorów lub obwodów.

b  iski stopień ważności:
N
Przerwa w zasilaniu powoduje tymczasowy dyskomfort lokatorów budynku, bez
jakichkolwiek konsekwencji finansowych. Przedłużenie przerwy poza określony czas
może spowodować utratę produkcji lub niższą wydajność. Np.: obwody ogrzewania,
wentylacji i klimatyzacji (HVAC)
b  redni stopień ważności
Ś
Przerwa w zasilaniu powoduje krótką przerwę w procesie lub działaniu. Przedłużenie
przerwy poza określony czas może spowodować pogorszenie stanu obiektów
produkcyjnych albo koszt uruchomienia lub uruchomienia rezerwy.
Np.: jednostki chłodzone, windy
b  ysoki stopień ważności
W
Każda przerwa w zasilaniu powoduje śmiertelne niebezpieczeństwo lub
niedopuszczalne straty finansowe. Np.: sala operacyjna, dział IT, dział kontroli
dostępu.
* wartość indykatywna, podana przez standard EN50160:
Charakterystyka napięcia dostarczanego z publicznej sieci
dystrybucyjnej.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b  rugorzędny:
D
Odbiór lub obwód może być odłączony w dowolnej chwili. Np.: obwód podgrzewania
wody sanitarnej

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

3 Charakterystyka instalacji
elektrycznej

3.10 Wrażliwość na zakłócenia
Definicja

D10

Zdolność obwodu do prawidłowego działania w obecności zakłóceń w zasilaniu
elektrycznym.
Zakłócenia mogą prowadzić do różnych skutków. Np.: zatrzymanie pracy,
nieprawidłowe działanie, przyspieszone zużycie urządzeń, zwiększenie strat, itp.
Wpływ zakłoceń na zasilanie obwodów:
b  bniżenia napięcia sieciowego
o
b  rzepięcia
p
b  niekształcenia napięcia
z
b  ahania napięcia
w
b  ierównowaga napięcia.
n

Poszczególne kategorie:
b  iska wrażliwość: zakłócenia w napięciach zasilania mają bardzo niewielki wpływ
n
na działanie. Np.: urządzenie ogrzewające
Ś
b  rednia wrażliwość: zakłócenia napięcia powodują istotne pogorszenie działania.
Np.: silniki, oświetlenie
w
b  ysoka wrażliwość: zaburzenia napięcia mogą powodować przerwy w działaniu
lub nawet pogorszenie stanu zasilanego sprzętu Np.: Sprzęt IT
Wrażliwość obwodów na zakłócenia określa projekt wspólnych lub specjalnych
obwodów zasilania. W istocie lepiej jest oddzielić wrażliwe odbiory od odbiorów
zakłócających. Np.: oddzielenie obwodów oświetlenia od obwodów zasilania
silników.
Ten wybór zależy też od funkcji operacyjnych. Np.: oddzielne zasilanie obwodów
oświetlenia w celu umożliwienia pomiaru zużycia mocy.

3.11 Zdolność zakłócająca obwodów
Definicja
Zdolność obwodu do zakłócenia działania otaczających obwodów z uwagi na
zjawiska takie jak: harmoniczność, prąd udarowy, nierównowaga, prądy wysokiej
częstotliwości, promieniowanie elektromagnetyczne, itp.

Poszczególne kategorie
b  iezakłócające: brak określonych środków ostrożności
N
b  miarkowane sporadyczne zakłócenia: może być konieczne oddzielne źródła
u
zasilania dla obwodów o średniej lub wysokiej wrażliwości. Np.: obwód
oświetleniowy generujący prądy harmoniczne
S
b  ilnie zakłócające: specjalny obwód zasilania lub sposoby tłumienia zakłóceń są
niezbędne dla prawidłowego funkcjonowania instalacji. Np.: silniki elektryczne
o dużym prądzie rozruchowym, sprzęt spawalniczy.

3.12 Inne względy lub ograniczenia
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b  rodowisko
Ś
Np.: klasyfikacja wyładowań atmosferycznych, ekspozycja na słońce
b  pecjalne wymagania
S
Np.: szpitale, wysokie budynki, itp.
b  ymagania dystrybutora energii
W
Np.: limity mocy podłączenia NN, dostęp do podstacji SN, itp.
b  odłączenie odbiorów
P
Odbiory podłączone do 2 niezależnych obwodów z powodów redundancji
b  oświadczenie projektanta
D
Zgodność z wcześniejszymi projektami lub częściowe zastosowanie poprzednich
projektów, standaryzacja podzespołów, istnienie bazy zainstalowanego sprzętu
b  ymagania ze względu na rodzaj zasilania
W
Poziom napięcia (230V, 400V, 690V), system napięcia (jednofazowy, trójfazowy
z punktem zerowym lub bez, itp.).
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

4 Charakterystyka technologiczna

Rozważane rozwiązania technologiczne dotyczą różnego typu wyposażenia SN
i NN, a także systemów szynoprzewodów.
Wybór rozwiązań technologicznych jest dokonywany po wyborze schematu
jednokreskowego i zgodnie z podaną poniżej charakterystyką.

4.1 Środowisko, atmosfera

D11

Pojęcie biorące pod uwagę wszystkie ograniczenia środowiskowe (średnia
temperatura otoczenia, wysokość, wilgotność, korozja, pył, uderzenia, itd.)
wyrażone są za pomocą stopni ochrony IP i IK.
Poszczególne kategorie:
b Standard: brak szczególnych ograniczeń środowiskowych
P
b  odwyższony: trudne środowisko, kilka parametrów środowiskowych nakłada
istotne ograniczenia zainstalowanego sprzętu
S
b  pecjalne: nietypowe środowisko, wymagające specjalnych ulepszeń.

4.2 Indeks roboczy
Indeks roboczy (IS) to wartość, która pozwala scharakteryzować rozdzielnicę
NN zgodnie z wymaganiami użytkownika w zakresie obsługi, konserwacji
i skalowalności. Poszczególne wartości indeksu są wskazane w następującej tabeli
(Rys.D4):

Obsługa (ustawienie, pomiar,
blokowanie, nakładanie kłódki),

Poziom 2

Modernizacja (rozbudowa,
modyfikacja, rozbudowa miejsca),

IS = 1 • •

IS = • 1 •

IS = • • 1

Obsługa może prowadzić do kompletnego
wyłączenia rozdzielnicy

Poziom 1

Konserwacja (czyszczenie,
kontrola, testowanie, naprawa),
Obsługa może prowadzić do kompletnego
wyłączenia tablicy rozdzielczej

Obsługa może prowadzić do kompletnego
wyłączenia tablicy rozdzielczej

IS = • 2 •

IS = • • 2

Obsługa może prowadzić do przestoju tylko
jednostki funkcjonalnej, przy pracach przy
przyłączach

Operacja może prowadzić do przestoju tylko
jednostki funkcjonalnej, przy jednostkach
funkcjonalnych zapewnionych jako rezerwa

IS = 3 • •

IS = • 3 •

IS = • • 3

Obsługa może prowadzić do przestoju
zasilania tylko jednostki funkcjonalnej

Poziom 3

IS = 2 • •
Obsługa może prowadzić do przestoju
tylko jednostki funkcjonalnej

Obsługa może prowadzić do przestoju
tylko jednostki funkcjonalnej, bez prac przy
połączeniach

Obsługa może prowadzić do przestoju
tylko jednostki funkcjonalnej, przy
całkowitej swobodzie w zakresie
modernizacji

Rys.D4:Różne wartości indeksu

Istnieje ograniczona liczba odpowiednich indeksów roboczych (patrz Rys.D5).
Typy połączeń elektrycznych jednostek funkcjonalnych mogą być oznaczone
trzyliterowym kodem:
P
b  ierwsza litera oznacza typ podłączenia elektrycznego głównego obwodu
przychodzącego
D
b  ruga litera oznacza typ podłączenia elektrycznego głównego obwodu
wychodzącego
T
b  rzecia litera oznacza typ podłączenia elektrycznego obwodów pomocniczych.
F
b  dla połączeń stałych
b  dla połączeń odłączalnych
D
b   dla połączeń wyjmowalnych
W
Klasyfikacje robocze są związane z innymi parametrami mechanicznymi, takimi jak:
Indeks Zabezpieczenia (IP), forma oddzielenia wewnętrznego, rodzaj połączenia
jednostek funkcjonalnych lub rozdzielnicy (Rys.D5):
Przykłady technologiczne są podane w rozdziale E2.
D
b  efinicja indeksu zabezpieczenia: patrz IEC 60529: Stopień ochrony podany na
obudowach (kod IP)
D
b  efinicje formy i wysuwności: patrz IEC 61439-2: " Moduły rozdzielnic i aparatury
sterowniczej niskiego napięcia - Część 2: Moduły rozdzielnic i aparatury
sterowniczej zasilania

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Espace avt et après illustration

mini = 5mm

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Wykorzystywane są poniższe litery:

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

4 Charakterystyka technologiczna

Klasyfikacja
robocza IS

211

Stopień ochrony
IP

2XX

2XB

Formularz

1

1

Jednostka
funkcjonalna
Wysuwność

FFF

FFF

Konserwacja

Wyłączanie
całej
rozdzielnicy

Indywidualne wyłączanie jednostki funkcjonalnej i ponowne oddanie
do użytku & lt; 1H

Utrzymanie

Czas pracy & gt; 1 godzina, z całkowitą
dyspozycyjnością

Czas pracy
między 1/4
h a 1h,
z pracami przy
połączeniach

Czas pracy między 1/4 godziny a 1h, bez prac przy połączeniach

Modernizacja

D12

111

212

223

232

233

332

333

2XB

2XB

2XB

2XB

2XB

3b 2b 4a

3b

3b

3b

3b

3b

WFW

RDW

WFW

WWW

WWW

WWW

Rozbudowa nie jest
planowana

Możliwe
dodanie
funkcjonalnych
jednostek bez
wyłączenia
tablicy
rozdzielczej

Możliwe
dodanie
funkcjonalnych
jednostek z
wyłączenia
tablicy
rozdzielczej

Możliwe
dodanie
jednostek
funkcjonalnych
z wyłączeniem
tablicy
rozdzielczej

Możliwe
dodanie
funkcjonalnych
jednostek bez
wyłączenia
tablicy
rozdzielczej

Indywidualne wyłączenie
jednostki funkcjonalnej
i ponowny załączenie & lt; 1/4h

Możliwe
dodanie
funkcjonalnych
jednostek z
wyłączenia
tablicy
rozdzielczej

Możliwe
dodanie
funkcjonalnych
jednostek bez
wyłączenia
tablicy
rozdzielczej

Rys.D5: Związek między indeksem roboczym i innymi parametrami mechanicznymi oraz odpowiadającym im indeksem roboczym

4.3 Inne względy
Inne względy mające wpływ na wybór rozwiązań technologicznych:

b Doświadczenie projektanta

b Spójność z przeszłymi projektami lub częściowe wykorzystanie przeszłych
projektów,

b Standaryzacja podzespołów

b Istnienie bazy zainstalowanego sprzętu

b Wymagania zakładu energetycznego

b Kryteria oceny technicznej: docelowy współczynnik mocy, rezerwowa moc
odbioru, obecność generatorów harmonicznych

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Te rozważania należy brać pod uwagę podczas fazy szczegółowego opisu
elektrycznego po etapie projektu wstępnego.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

5 Kryteria oceny architektury

Ostateczny wybór architektury systemu zasilania jest poprzedzony oceną wg
kryteriów decyzyjnych. Kryteria te są wymienione poniżej z poszczególnymi
przydzielonymi poziomami ważności.

5.1 Czas wdrożenia instalacji
D13

Czas na wdrożenie sprzętu elektrycznego.

Różne poziomy ważności:
b  rugoplanowe: czas pracy na miejscu może być wydłużony, jeżeli zapewni to
D
zmniejszenie ogólnych kosztów montażu
b  pecjalne: praca na miejscu musi być zminimalizowana bez generowania
S
jakichkolwiek znacznych nadmiernych kosztów
b  rytyczne: czas pracy na miejscu musi być bezwzględnie obniżony w miarę
K
możliwości, nawet jeżeli generuje to wyższy całkowity koszt instalacji.

5.2 Wpływ na środowisko
W projekcie instalacji należy brać pod uwagę uwarunkowania środowiskowe. Etap
ten uwzględnia: zużycie zasobów naturalnych, straty energii (związane z emisją
CO2), możliwość recyklingu w cyklu eksploatacji instalacji.

Różne poziomy ważności:
b  ieznaczne: ograniczenia środowiskowe nie mają podanych specjalnych
N
względów
b  inimalne: instalacja jest zaprojektowana według minimalnych wymagań
M
regulacyjnych
b  roaktywne: instalacja jest zaprojektowana ze szczególną troską o ochronę
P
środowiska. W tej sytuacji jest dozwolone przekroczenie kosztów. Np.: przy użyciu
transformatorów o małej stratności
Wpływ na środowisko instalacji zostanie określony według metody analizy cyklu
eksploatacji instalacji, w której dokonujemy rozróżnienia pomiędzy następującymi 3 fazami:
b  rodukcja
p
b  ksploatacja
e
b  ycofanie z użytku (demontaż, utylizacja)
w
W zakresie wpływu na środowisko, mogą być wzięte pod uwagę (co najmniej) 3
wskaźniki. Chociaż każda faza cyklu przyczynia się do trzech wskaźników, każdy
z tych wskaźników jest w głównej mierze powiązany w szczególności z jedną fazą:
b  użycie zasobów naturalnych ma głównie wpływ na fazę produkcji
z
b  użyciu energii ma wpływ na fazę eksploatacji
z
b  ożliwość recyklingu ma wpływ na koniec eksploatacji
m
Poniższa tabela podaje szczegóły zaangażowanych czynników według
3 wskaźników środowiskowych (Rys.D7).

Zaangażowane czynniki

Zużycie zasobów naturalnych

Masa i typ zastosowanego materiału

Pobór mocy

Straty energii przy pełnym obciążeniu i braku
obciążenia

Możliwość recyklingu

Masa i typ użytego materiału

Rys.D7: Zaangażowane czynniki według 3 wskaźników środowiskowych

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Espace avt et après illustration

mini = 5mm

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Wskaźniki

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

5 Kryteria oceny architektury

5.3 Poziom konserwacji
Definicja:
Liczba godzin i złożoność konserwacji prowadzonej podczas pracy zgodnie
z zaleceniami producenta w celu zapewnienia niezawodnego funkcjonowania
instalacji (zapobiegająca awariom: wyłączenia, przestoje, itp.).

D14

Poszczególne kategorie:
b  tandard: zgodnie z zaleceniami producenta
S
b  odwyższony: zgodnie z zaleceniami producenta, w trudnym środowisku
P
b  pecjalna: specjalny plan konserwacji, spełniający wysokie wymogi odnośnie
S
ciągłości pracy i wymagający wysokiego poziomu kompetencji personelu
utrzymania ruchu.

5.4 Dostępność zasilania elektrycznego
Definicja:
Jest to prawdopodobieństwo, że instalacja elektryczna będzie zdolna do
zapewnienia zasilania wysokiej jakości zgodnie ze specyfikacjami zasilanego
wyposażenia. Jest ono wyrażone przez poziom dyspozycyjności:
Dyspozycyjność (%) = (1 -MTTR/MTBF) x 100
MTTR (Średni Czas Naprawy): średni czas przywrócenia systemu elektrycznego do
pracy po awarii (obejmuje to wykrywanie powodu awarii, naprawę usterki i ponowne
oddanie do użytku),
MTBF (Średni Czas Bezawaryjnej Pracy): miara średniego czasu, w którym system
elektryczny działa i tym samym umożliwia prawidłowe działanie urządzenia.
Mogą być określone różne kategorie dyspozycyjności dla określonego typu
instalacji. Np.: szpitale, centra danych.

Przykład klasyfikacji stosowany w centrach danych:

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Thier 1: zasilanie i klimatyzacja są zapewniane przez pojedynczy tor, bez
redundancji, umożliwiający dyspozycyjność 99,671%,
Thier 2: zasilanie i klimatyzacja są zapewniane przez pojedynczy tor, z redundancją,
umożliwiający dyspozycyjność 99,741%,
Thier 3: zasilanie i klimatyzacja są zapewniane przez kilka torów, z jednym
pojedynczym torem zapasowym, umożliwiających dyspozycyjność 99,982%,
Thier 4: zasilanie i klimatyzacja są zapewniane przez kilka torów, z redundancją,
umożliwiających dyspozycyjność 99.995%.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

6 Wybór podstaw architektury

Schemat jednokreskowy można rozbić na poszczególne kluczowe części, które
są określane podczas procesu, w 2 kolejnych etapach. Podczas pierwszego etapu
dokonujemy następujących wyborów:
b podłączenie do sieci zakładu energetycznego
b konfiguracja obwodów SN
b liczba transformatorów energetycznych
b liczba oraz dystrybucja stacji transformatorowych
b zapasowy generator SN.

D15

6.1 Podłączenie do sieci doprowadzającej energię
Główne konfiguracje możliwych połączeń są następujące (patrz Rys.D8 do obsługi
SN):
b zasilanie NN
b podłączenie pojedyńcze SN
b SN sieć pierścieniowa
b podłączenie podwójne SN, z rozdzielnicą SN dwusystemową
b podłączenie podwójne SN z łącznikiem sekcyjnym (sprzęgłem)
Urządzenia pomiarowe, zabezpieczające, odłączające, znajdujące się
w podstacjach, nie są przedstawione na poniższych schematach. Ww. urządzenia
są często specyficzne dla każdego zakładu energetycznego i nie mają wpływu na
wybór architektury instalacji.
Pojedynczy transformator jest pokazany dla każdego podłączenia w celach
uproszczenia, ale w praktyce można podłączyć kilka transformatorów.
(RGNN: Rozdzielnica główna niskiego napięcia)

a) Jednoliniowa:

b) Sieć pierścieniowa:

SN

SN

NN

NN

RGNN

RGNN

d) Zasilanie podwójne z łącznikiem sekcyjnym:

SN

SN

SN

NN

NN

NN

RGNN

RGNN 1

RGNN 2

Rys.D8: Podłączenie SN do sieci zakładu energetycznego

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Espace avt et après illustration

mini = 5mm

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

c) Zasilanie podwójne:

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

Zestaw cech najbardziej prawdopodobny oraz typowy dla różnych możliwych
konfiguracji podany został w poniższej tabeli:

Konfiguracja
NN

D16

SN

Charakterystyka do
uwzględnienia

Linia pojedyncza

Sieć
pierścieniowa

Zasilanie
podwójne

Zasilanie podwójne
z łącznikiem
sekcyjnym

Zastosowanie wg.
rodzaju obiektu
zasilania

Jakiekolwiek

Jakiekolwiek

Jakiekolwiek

Hi-tech; wrażliwe
obiekty,
szpitale,...

Jakiekolwiek

Topologia obiektu
zasilania

Pojedynczy
budynek

Pojedynczy
budynek

Pojedynczy
budynek

Pojedynczy
budynek

Kilka budynków

Niezawodność
działania

Minimalne

Minimalne

Norma

Ulepszona

Ulepszona

Zapotrzebowanie
na moc

& lt; 630kVA

≤ 1250kVA

≤ 2500kVA

& gt; 2500kVA

& gt; 2500kVA

Stopień zagęszczenia
sieci

Jakiekolwiek

Miejsce izolowane

Obszar miejski
o małym
zagęszczeniu

Obszar miejski
o dużym
zagęszczeniu

Obszar miejski
z ograniczeniem
mediów

6.2 Konfiguracja sieci SN
Główne możliwe konfiguracje sieci SN są następujące (Rys.D9):
b pojedyncza linia zasilająca, jeden lub kilka transformatorów
b otwarty pierścień, zasilanie z jednej podstacji SN
b otwarty pierścień, zasilanie z dwóch podstacji SN
Podstawowa konfiguracja to promieniowa jednoprzewodowa architektura,
z pojedynczym transformatorem.
W przypadku korzystania z kilku transformatorów, pierścień nie jest wdrażany,
chyba że wszystkie transformatory są zlokalizowane w tej samej podstacji.
Konfiguracja zamkniętego pierścienia nie jest brana pod uwagę.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

a) Pojedyncza linia zasilająca:

b) Otwarty pierścień, 1 podstacja SN:

c) Otwarty pierścień, 2 podstacje SN:

SN

SN

SN

SN

SN

SN

SN

SN

NN

NN

NN

NN

NN

NN

NN

NN

RGNN 1

RGNN n

RGNN 1

RGNN 2

RGNN n

RGNN 1

RGNN 2

RGNN n

Rys.D9: Konfiguracja obwodu SN

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

6 Wybór podstaw architektury

Zestaw cech najbardziej prawdopodobny oraz typowy dla poszczególnych
możliwych konfiguracji jest podany w tabeli na Rys.D10.

Konfiguracja obwodu SN
Charakterystyka do
uwzględnienia

Pojedyncza linia
zasilająca

Otwarty pierścień
1 stacja SN

Otwarty pierścień
2 stacje SN

Topologia miejsca

Jakiekolwiek
& lt; 25000m2

Budynek z jednym
poziomem lub kilka
budynków
≤ 25000m2

Kilka budynków
≥ 25000m2

Łatwość obsługi

Minimalna lub
standardowa

Ulepszona

Ulepszona

Zapotrzebowanie na moc

Any

& gt; 1250kVA

& gt; 2500kVA

Wrażliwość na
zakłócenia

Długa przerwa
dopuszczalna

Krótka przerwa
dopuszczalna

D17

Krótka przerwa
dopuszczalna

Rys.D10: Typowe wartości charakterystyki instalacji

Inna szczególna konfiguracja: zasilanie pdwójne z dwóch stacji SN dla każdego z
transformatorów (Podwójny system szyn zbiorczych SN).

6.3 Liczba oraz dystrybucja podstacji
transformatorowych SN/NN
Główne charakterystyki do uwzględnienia w określaniu podstacji
transformatorowych:
b Powierzchnia budynku lub miejsca
b  apotrzebowanie na moc (do porównania ze standaryzowaną mocą
Z
transformatora)
b  ystrybucja obciążenia
D
Preferowana podstawowa konfiguracja obejmuje pojedynczą podstację. Określone
czynniki przyczyniają się do zwiększenia liczby podstacji ( & gt; 1):
b  uża powierzchnia ( & gt; 25000m2)
D
b  onfiguracja miejsca: kilka budynków
K
b  ałkowita moc & gt; 2500kVA
C
b  rażliwość na przerwy: konieczność redundancji w przypadku pożaru
W

Konfiguracja

1 podstacja z
N transformatorów

N podstacji
N transformatorów
(identyczne podstacje)

N podstacji
M transformatorów
(poszczególne
moce)

Konfiguracja
budynku

& lt; 25000m2

≥ 25000m2

≥ 25000m2

Budynek z jednym
poziomem lub kilka
budynków

Kilka budynków

Zapotrzebowanie
na moc

& lt; 2500kVA

≥ 2500kVA

≥ 2500kVA

Dystrybucja
obciążenia

Odbiory miejscowe

Równomierna
dystrybucja

Średnie
zagęszczenie

Rys.D11: Typowe cechy poszczególnych konfiguracji

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Charakterystyka
do
uwzględnienia

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

6 Wybór podstaw architektury

6.4 Liczba transformatorów SN/NN
Główne charakterystyki do uwzględnienia w określaniu liczby transformatorów:
b Powierzchnia budynku lub miejsca
b Całkowita moc zainstalowanych odbiorów
b Wrażliwość obwodów na przerwy w zasilaniu

D18

b Wrażliwość obwodów na zakłócenia
b Skalowalność instalacji
Podstawowa preferowana konfiguracja obejmuje pojedynczy transformator
zapewniający całkowitą moc zainstalowanym odbiorom. Określone czynniki
przyczyniają się do zwiększenia liczby transformatorów ( & gt; 1), najlepiej o równej
mocy:
W
b  ysoka całkowita zainstalowana moc ( & gt; 1250kVA): praktyczny limit mocy
jednostkowej (standaryzacja, łatwość wymiany, wymóg przestrzeni, itp.)
D
b  uża powierzchnia ( & gt; 5000m2): ustawienie kilku transformatorów jak najbliżej
odbiorów pozwala zmniejszyć długość tras kablowych NN
K
b  onieczność częściowej redundancji ( możliwe pogorszone działanie
w przypadku awarii transformatora) lub całkowitej redundancji (normalne
działanie zapewnione w przypadku awarii transformatora)
b  ddzielenie wrażliwych i zakłócających odbiorów (np.: IT, silniki).
O

6.5 Zapasowy generator SN
Główne charakterystyki, które należy uwzględnić we wdrażaniu zapasowego
generatora SN:
D
b  ziałalność na miejscu
b  ałkowita moc zainstalowanych odbiorów
C
b  rażliwość obwodów na przerwy w zasilaniu
W
b  yspozycyjność publicznej sieci dystrybucyjnej
D
Preferowana podstawowa konfiguracja nie uwzględnia generatora SN. Określone
czynniki przyczyniają się do zainstalowania generatora SN:
b  ziałalność na miejscu: proces z produkcją skojarzoną, optymalizacja rachunku
D
energetycznego

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

N
b  iska dyspozycyjność publicznej sieci dystrybucyjnej
Montaż generatora zapasowego może być także dokonany na poziomie NN.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

7 Wybór szczegółów architektury

Drugi etap w projektowaniu instalacji elektrycznej. Podczas tego etapu bierzemy
pod uwagę:
b Lokalizację stacji SN/NN
b Scentralizowana lub zdecentralizowana dystrybucja
b Obecność generatorów zapasowych
b Obecność bezprzerwowych źródeł zasilania
b Konfigurację obwodów NN

D19

b Kombinacje architektury zasilania

7.1 Lokalizacja stacji SN/NN
Lokalizacja głównego wyposażenia stacji SN/NN na zewnątrz, czy w budynku, jest
zależna od wyboru układu zasilania, stosownie do wyników wyboru na etapie 1.
Przewodnik wyboru:
b Ustawić źródła zasilania, jak najbliżej środka grupy odbiorów mocy
Z
b  mniejszyć ograniczenia atmosferyczne: budowa specjalnych pomieszczeń, jeżeli
warunki w zakładzie są środowiskowo trudne (temperatura, drgania, pył, itd.)
U
b  mieszczenie ciężkiego sprzętu (transformatory, generatory, itp.) w pobliżu ścian
lub głównych wejść w celu ułatwienia konserwacji
Przykładowy układ podano na następującym schemacie (Rys.D12):

Montownia
wyrobów
gotowych

Środek cieżkości
obciążenia
zakładu

Biuro

Warsztat

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Malarnia

Rys.D12: Lokalizacja stacji SN/NN względem środka cieżkości obciążenia zakładu

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Espace avt et après illustration

mini = 5mm

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

7.2 Układ scentralizowany lub rozproszony
W układzie scentralizowanym odbiory prądu są podłączone do źródła zasilania
w topologii gwiazdy. Dla tego układu odpowiednim sposobem połączeń są
połączenia kablowe pomiędzy RGNN a odbiorami lub podtablicami rozdzielczymi
(dystrybucja promieniowa, dystrybucja w topologii gwiazdy),
(Rys.D13):

D20

Rys.D13: Przykład scentralizowanego układu promieniowego

W układzie zdecentralizowanym odbiory prądu są podłączone do źródeł za
pomocą szynoprzewodów.
Szynoprzewody są odpowiednie do układu zdecentralizowanego i mogą zasilać
wiele odbiorów, które są rozproszone, co ułatwia zmianę, przesunięcie lub dodanie
odbiorów (Rys.D14):

Rys.D14: Przykład układu zdecentralizowanego - dystrybucja przy pomocy szynoprzewodów

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Cechy układu scentralizowanego: (patrz tabela sumaryczna Rys.D15):
b Elastyczność instalacji: brak
D
b  ystrybucja obciążenia: odbiory miejscowe (odbiory o wysokiej mocy
jednostkowej)
Cechy układu zdecentralizowanego:
E
b  lastyczność instalacji: elastyczność " realizacji " (przemieszczanie stacji
roboczych, etc.)
D
b  ystrybucja obciążenia: niejednolite rozproszenie odbiorów o małej mocy
jednostkowej

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

7 Wybór szczegółów architektury

Dystrybucja obciążenia
Elastyczność

Odbiory miejscowe

Dystrybucja
mieszana

Układ rozproszony

Brak elastyczności
Scentralizowany

Elastyczność
projektu
Elastyczność
wdrażania

Zdecentralizowany

Scentralizowany

Zdecentralizowany

D21

Elastyczność
operacyjna
Rys.D15: Zalecenia układu scentralizowanego lub zdecentralizowanego

Zasilanie przez kable zapewnia większą niezależność obwodów (oświetlenie,
gniazdka energetyczne, ogrzewanie, wentylacja i klimatyzacja, silniki, urządzenia
pomocnicze, bezpieczeństwo, itp.), zmniejszając konsekwencje usterki z punktu
widzenia dyspozycyjności zasilania.
Stosowanie systemów z szynoprzewodami pozwala na zgrupowanie obwodów
odbiorczych, co jest zaletą w porównaniu do zastosowania kablowego, ze względu
na konieczność stosowania współczynników zgrupowania dla kabli. Wybór między
kablem a szynoprzewodami, zależnie od współczynnika grupowania, pozwala
na uzyskanie ekonomicznego optimum między kosztami inwestycji, kosztami
wdrożenia, a kosztami operacyjnymi.
Te dwa tryby dystrybucji energii są często łączone.

7.3 Obecność generatorów zapasowych (Rys.D16)
Tutaj uwzględniamy wyłącznie generatory zapasowe NN.
Energia elektryczna dostarczana przez generator zapasowy jest wytwarzana przez
alternator, napędzany przez silnik przeważnie Diesla.
Moc nie może być wytwarzana do chwili, gdy generator osiągnie swoją prędkość
nominalną. Ten rodzaj urządzenia nie jest więc odpowiedni do zasilania bezprzerwowego.
Zależnie od wydajności generatora w zasilaniu całości lub tylko części instalacji,
istnieje całkowita lub częściowa redundancja.
Generator zapasowy działa ogólnie odłączony od sieci, dlatego jest konieczny
system przełączający źródło.
Generator może pracować stale lub sporadycznie. Czas jego pracy zależy od ilości
dostępnego paliwa.

G

Rozdzielnica NN

Rys. D16: Przyłączenie generatora zapasowego

b Wrażliwość obciążeń na zakłócenia mocy
b Dostępność publicznej sieci dystrybucji
b Inne ograniczenia (np. generatory obowiązkowe w szpitalach lub wieżowcach)
Można zdecydować o obecności generatorów by obniżyć rachunek za energię
lub ze względu na możliwość kogeneracji. Tych dwóch aspektów nie omówiono
w niniejszym przewodniku.
Obecność generatora zapasowego jest nieodzowna, jeśli odbiorniki muszą być
zasilone w określonym czasie lub jeśli pewność zasilania z sieci jest niska.
Określenie liczby jednostek generatorów zapasowych jest zgodne z tymi samymi
kryteriami, co przy określaniu liczby transformatorów, a także biorąc pod uwagę
względy ekonomiczne i dostępności (redundancję, niezawodność rozruchu,
ułatwienie konserwacji).
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Główne cechy do uwzględnienia przy wprowadzaniu generatora zapasowego NN:

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

7.4 Obecność źródła zasilania bezprzerwowego (UPS)
Moc elektryczna z UPS jest pobierana z jednostki przechowywania energii:
akumulatorów lub koła inercyjnego. Ten system pozwala na uniknięcie jakichkolwiek
awarii zasilania. Czas pracy systemu jest ograniczony: od kilku minut do kilku godzin.
Jednoczesne występowanie generatora zapasowego i jednostki UPS jest
wykorzystywane do stałego zasilania odbiorów w przypadku których awaria nie jest
dopuszczalna (Rys.D17). Czas pracy akumulatora lub koła inercyjnego musi być
zgodny z maksymalnym czasem uruchomienia generatora i podłączenia go.

D22

Jednostka UPS jest także stosowana do zasilania odbiorów wrażliwych na
zakłócenia (generowanie czystego napięcia niezależnego od sieci).
Główne charakterystyki, które powinny być uwzględnione we wdrażaniu UPS:
b Wrażliwość odbiorów na przerwy w zasilaniu
b Wrażliwość odbiorów na zakłócenia
Obecność jednostki UPS jest kluczowa wtedy i tylko wtedy gdy awaria zasilania nie
jest dopuszczalna.

G

Tablica
rozdzielcza NN

Normalny

Obejście

Drugorzędny
obwód
RGNN

Rys.D18: Konfiguracja promieniowego zasilania
pojedynczego NN

UPS

Priorytetowy
obwód
Rys.D17: Przykład podłączenia UPS

7.5 Konfiguracja obwodów NN

RGNN

Główne możliwe konfiguracje (patrz Rysunki D18 do D25):

b Konfiguracja promieniowego zasilania pojedynczego NN: Jest to konfiguracja
odniesienia i jest najprostsza. Obciążenie jest podłączone do tylko jednego źródła
zasilania. Ta konfiguracja zapewnia minimalny poziom dyspozycyjności, ponieważ
nie ma redundancji w przypadku awarii źródła zasilania

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys.D19: Konfiguracja zasilania podwójnego NN

b Konfiguracja zasilania podwójnego NN: Zasilanie jest zapewniane przez 2

transformatory podłączone do tej samej linii SN. Gdy transformatory są blisko, są
one zazwyczaj zasilaniem dla tej samej rozdzielnicy głównej RGNN

b Wariant: zasilania dwustronnego NN z łącznikiem sekcyjnym NO: W celu
zwiększenia dyspozycyjności w przypadku awarii szyn zbiorczych lub konserwacji
jednego z transformatorów, możliwy jest podział RGNN na 2 części, z zazwyczaj
otwartym sprzęgłem. W tej konfiguracji często stosuje się układ automatyki
przełączania zasilania (APZ)

RGNN


b Rozdzilenice przenośne: Seria odłączalnych obwodów może zostać podłączona
do specjalnej rozdzielnicy przenośnej. Połączenie do RGNN jest przerywane, gdy
będzie to konieczne (przeciążenie, praca generatora, itp.)

NO

Rys.D20:Konfiguracja zasilania dwustronnego NN z łącznikiem
sekcyjnym NO


b Zasilanie dwustronne tablicy rozdzielczej: Jeżeli transformatory są fizycznie
oddalone, mogą zostać połączone za pomocą szynoprzewodu. Krytyczny odbiór
może być zasilany przez jeden lub drugi transformator. Dostępność mocy jest tym

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

7 Wybór szczegółów architektury

samym poprawiona, ponieważ odbiór może być zawsze zasilany w przypadku
awarii jednego ze źródeł. Redundancja może być:
v Całkowita: każdy transformator może zasilać całość instalacji
C
v  zęściowa: każdy transformator może zasilać tylko część instalacji. W tym
przypadku część odbiorów musi być odłączona (zrzut mocy) w przypadku awarii
jednego z transformatorów

RGNN
Tablica
rozdzielcza NN

b Układ pierścieniowy:Ta konfiguracja może być traktowana jako rozszerzenie

konfiguracji zasilania dwustronnego rozdzielnicy. Na ogół 4 transformatory
podłączone do tej samej linii SN zasilają pierścień przy użyciu szyny zbiorczej.
Dany odbiór jest wówczas zasilany przez kilka zgrupowanych transformatorów.
Ta konfiguracja jest dopasowana do rozszerzonej instalacji z wysokim
zagęszczeniem odbiorów (w kVA/m2). Jeżeli wszystkie odbiory mogą być zasilane
przez 3 transformatory to istnieje całkowita redundancja w przypadku awarii
jednego z transformatorów. W istocie każda szyna zbiorcza może być zasilana
przez jeden lub drugi z jego końców. W przeciwnym razie należy rozważyć
obniżony poziom pracy (z częściowym odłączeniem odbiorów). Ta konfiguracja
wymaga specjalnego doboru zabezpieczeń, z uwzględnieniem selektywności,
w zależności od wystąpienia usterki przy różnych konfiguracjach zasilania

D23


b Rezerwowe źródło zasilania: Ta konfiguracja jest realizowana w przypadkach,
gdzie wymagana jest maksymalna dyspozycyjność. Zasada obejmuje 2
niezależne źródła zasilania, np.:
2
v  transformatory zasilane z różnych stacji SN
v  transformator i 1 generator
1

Rys.D21: Rozdzielnica przenośna

v  transformator i 1 UPS
1
Automatyczny przełącznik zasilania (APZ) służy do uniknięcia równoległego
podłączenia źródeł. Ta konfiguracja umożliwia konserwację i naprawy przy całym
elektrycznym systemie dystrybucyjnym powyżej bez przerywania zasilania.

RGNN

RGNN

bKombinacje konfiguracji: Instalacja może obejmować kilka typów konfiguracji,
zgodnie z wymogami dyspozycyjności różnych typów odbiorów. Np.: jednostka
generatora i UPS, wybór według torów (niektóre tory zasliania zasilane przez kable
a inne przez szynoprzewód).

Szyna
zbiorcza

lub G lub UPS

Rys.D22: Zasilanie dwustronne tablicy rozdzielczej

RGNN

RGNN
Szyna
zbiorcza

Rys.D24: Dwustronna konfiguracja z automatycznym przełącznikiem obwodów

1

2

3

Szyna
zbiorcza

Szyna
zbiorcza

RGNN
Szyna
zbiorcza

Szyna
zbiorcza
RGNN

RGNN

RGNN

Rys.D25: Przykład kombinacji konfiguracji
1: Zasilanie pojedyncze, 2: Zasilanie dwustronne tablicy rozdzielczej, 3: Rezerwowe
Rys.D23: Konfiguracja pierścieniowa

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

G

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

7 Wybór szczegółów architektury

Zestaw cech najbardziej prawdopodobny oraz typowy dla różnych możliwych
konfiguracji podany został w poniższej tabeli:

Konfiguracja
Promieniowa

Zasilanie
dwustronne NN
z łącznikiem
sekcyjnym

Rozdzielnica
przenośna

Zasilanie
dwustronne tablicy
rozdzielczej

Pierścień

Rezerwowe z
automatyką APZ

Topologia miejsca

Jakiekolwiek

Jakiekolwiek

Jakiekolwiek

poziom 1
5 do 25000m2

poziom 1
5 do 25000m2

Jakiekolwiek

Swoboda lokalizacji

Jakiekolwiek

Jakiekolwiek

Jakiekolwiek

Medium of high

Medium or high

Jakiekolwiek

Łatwość obsługi

Minimalne

Norma

Minimalne

Norma

Norma

Ulepszona

Zapotrzebowanie na moc

& lt; 2500kVA

Jakiekolwiek

Jakiekolwiek

≥ 1250kVA

& gt; 2500kVA

Jakiekolwiek

Dystrybucja obciążenia

odbiory miejscowe

odbiory miejscowe

Miejscowy odbiór

Dystrybucja
pośrednia lub
jednolita

Równomierna
dystrybucja

odbiory miejscowe

Wrażliwość na przerwy
w zasilaniu

D24

Charakterystyka do
uwzględnienia

Długa

Długa

Odłączalny

Długa

Długa

Przerwa krótka lub
brak

dobry

dobry

dobry

Niska wrażliwość

Wysoka wrażliwość

Niska wrażliwość

Wysoka wrażliwość

Wysoka wrażliwość

Wysoka wrażliwość

Inne ograniczenia

/

/

/

/

/

Dwustronne
obciążenia

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

dobry
Wrażliwość na zakłócenia

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

8 Wybór wyposażenia

Wybór wyposażenia to etap 3 w projekcie instalacji elektrycznej. Celem tego
etapu jest wybór wyposażenia z katalogów producenta. Wybór rozwiązań
technologicznych wynika z wyboru architektury.

Wykaz wyposażenia do uwzględnienia:
b Podstacja SN/NN
b Tablice rozdzielcze SN
b Transformatory

D25

b Tablice rozdzielcze NN
b Szyna zbiorcza
b Jednostki UPS
b Korekta współczynnika mocy i wyposażenie filtrujące

Kryteria do uwzględnienia:
b Atmosfera, środowisko
b Indeks roboczy
b Dostępne oferty w kraju
b Wymagania zakładu energetycznego
b Wcześniejsze wybory architektury
Wybór wyposażenia jest zasadniczo powiązany z dostępnością ofert w kraju.
Kryterium to bierze pod uwagę dostępność określonych zakresów sprzętu oraz
lokalnego wsparcia technicznego.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Szczegółowy wybór sprzętu jest poza zakresem niniejszego dokumentu.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

9 Zalecenia optymalizacji
architektury

Poniższe zalecenia mają na celu poprowadzić projektanta w kierunku modernizacji
architektury, umożliwiających mu poprawienie kryteriów oceny.

9.1 Praca na miejscu
Ma być w ramach specjalnego lub krytycznego czasu pracy na miejscu, zaleca się
ograniczenie niepewności poprzez zastosowanie poniższych zaleceń:

D26

W
b  ykorzystanie sprawdzonych rozwiązań i wyposażenia, które zostało zatwierdzone
i przetestowane przez producentów (funkcjonalna tablica rozdzielcza lub tablica
rozdzielcza producenta, zależnie od stopnia ważności urządzenia)
N
b  ależy preferować zastosowanie wyposażenia, które ma solidną sieć dystrybucyjną,
oraz dla którego możliwe jest uzyskanie wsparcia lokalnego (dobrze znany dostawca)
N
b  ależy preferować wykorzystanie wyposażenia zbudowanego fabrycznie (podstacja
SN/NN, szynoprzewód), umożliwiającego ograniczenie prac na miejscu
N
b  ależy ograniczyć różnorodność instalowanego sprzętu (np. moc transformatorów)
b  ależy unikać mieszania sprzętu od różnych producentów.
N

9.2 Wpływ na środowisko
Optymalizacja i ocena środowiskowa instalacji pociągnie za sobą zmniejszenie:
b  trat mocy przy pełnym obciążeniu i braku obciążenia podczas instalacji
S
b  asy materiałów stosowanych do wyprodukowania instalacji.
M
Z osobna i patrząc na tylko jeden element wyposażenia, te 2 cele mogą wydawać
się sprzeczne. Jednak patrząc na całą instalację, możliwe jest zaprojektowanie
architektury sprzyjającej obu celom. Optymalna instalacja nie będzie zatem sumą
optymalnego wyposażenia traktowanego osobno, ale wynikiem optymalizacji
całościowej instalacji.
Rysunek D26 podaje przykład wkładu według, kategorii ciężar i rozpraszanie
energii w instalacji 3500 kVA rozproszonej na 10000m2.
b nstalacja pracuje średnio przy 50% obciążenia, przy współczynniku mocy 0,8
I
b  akład jest użytkowany przez 6500 godzin rocznie: 3 zmiany + weekendy
Z
z obniżoną aktywnością w nocy i w weekendy ma pełny przestój 1 miesiąc w roku
z powodu konserwacji zakładu i urlopów pracowników
b  użycie energii wynosi 9,1 GWh
Z
b  oc bierna wynosi 6,8 GVARh. Ta moc zostanie zafakturowana w uzupełnieniu do
M
zużycia energii zgodnie z lokalnymi umowami na dostawę energii

Straty
zależne
od wyposażenia

Straty 4%

Kable NN
i szynoprzewód

75 %

46 %

Transformatory
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

10 %

Kable NN
i szynoprzewód

Straty
z uwagi na
współczynnik
mocy 0,8

RGNN i
podrozdzielnice

5%

Zużycie
energii
na miejscu

RGNN i
podrozdzielnice

Transformatory

20 %

44 %

77 %

19 %
Całkowite wykorzystanie
mocy: 9,1 GWh

Całkowite straty w przypadku danego wyposażenia: 414 MWh
Całkowita masa uwzględnionego sprzętu: 18.900 kg

Rys.D26: Przykład rozpraszania strat i udział masy zastosowanego wyposażenia

Dane te pomagają zrozumieć i zhierarchizować czynniki zużycia energii oraz
kosztowe.
b  ierwszym czynnikiem zużycia mocy jest wykorzystanie energii. Może być
P
zoptymalizowane za pomocą odpowiednich mierników i analizy faktycznego
zużycia odbiorów
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

9 Zalecenia optymalizacji
architektury

b  rugim jest energia bierna. Prowadzi do dodatkowego obciążenia sieci
D
elektrycznej oraz fakturowania dodatkowej energii. Może być zoptymalizowane za
pomocą korekty współczynnika mocy
T
b  rzeci czynnik to kable. Straty na kablach mogą zostać zmniejszone przez
odpowiednią organizację i wykorzystanie szynoprzewodu zamiast kabli wszędzie
tam, gdzie to wskazane
T
b  ransformatory SN do NN są czwarte w kolejności z ok. 1% strat
b  ablice rozdzielcze SN i NN są ostatnie z około 0,25% strat
T
Ogólnie mówiąc, kable z szynoprzewodem oraz transformatory SN/NN to główne
czynniki odpowiedzialne za straty obciążeniowe, z największym jednocześnie
udziałem masy zastosowanego osprzętu.
Optymalizacja środowiskowa instalacji poprzez architekturę obejmie zatem:

D27

b  mniejszenie długości obwodów NN w instalacji
z
b  rupowanie obwodów NN tam, gdzie jest to możliwe, aby wykorzystać
g
współczynnik jednoczesności ks (patrz Rozdział A: Ogólne reguły projektowania
instalacji elektrycznej, Rozdział: Obciążenie mocy instalacji, 4.3 Oszacowanie
faktycznego maksymalnego zapotrzebowania kVA)
Cele

Zasoby

Zmniejszenie długości
obwodów NN

Umieszczenie podstacji SN/NN jak najbliżej środka grupy
(środka ciężkości) wszystkich zasilanych odbiorów NN

Grupowanie obwodów NN

Gdy czynnik jednoczesności grupy zasilanych odbiorów
wynosi poniżej 0,7, grupowanie obwodów pozwala na
ograniczenie ilości przewodów dostarczających moc do tych
odbiorów.
W praktyce obejmuje to:

b ustanowienie rozdzielnic dystrybucyjnych jak najbliżej środka

grupy odbiorów, jeżeli to możliwe

b ustanowienie tras szynoprzewodów dystrybucyjnych jak


najbliżej środka grupy odbiorów, jeżeli są rozproszone
Szukanie optymalnego rozwiązania może prowadzić do
uwzględnienia kilku scenariuszy grupowania.
We wszystkich przypadkach zmniejszenie odległości pomiędzy
środkiem grupy odbiorów, a wyposażeniem które zaopatruje je
w moc, pozwala na obniżenie wpływu środowiskowego.
Rys.D27: Optymalizacja środowiskowa: Cele i zasoby.

Na przykład Rysunek D28 pokazuje wpływ obwodów grupujących na zmniejszenie
odległości pomiędzy środkiem grupy odbiorów instalacji a danymi źródłami (RGNN,
których pozycja jest narzucona). Przykład ten dotyczy zakładu butelkowania wody
mineralnej, dla którego:
l
b okalizacja stacji SN/NN jest na zawnątrz budynku produkcyjnego ze względu na
ograniczenia miejsca, jak i rownież z powodu ograniczeń atmosferycznych.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

z
b  ainstalowana moc wynosi około 4 MVA.
W rozwiązaniu nr 1 obwody są rozprowadzane dla każdego warsztatu.
W rozwiązaniu nr 2 obwody są rozprowadzane według funkcji procesowych (linii
produkcyjnych).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

Rozwiązanie

Pozycja środka grupy
Warsztat 1

D28

Nr 1

Warsztat 3

Przechowywanie

Obszar RGNN

Warsztat 1
Środek grupy

Warsztat 1

Nr 2

Warsztat 2

Warsztat 2
Środek grupy

Warsztat 2

Warsztat 3
Środek grupy

Warsztat 3

Przechowywanie

Obszar RGNN

Środek grupy Środek grupy Środek grupy Barycenter
linia 1
linia 2
linia 3
lina 3

Rys.D28: Przykład pozycjonowania środka grupy

Nie zmieniając rozmieszczenia sprzętu elektrycznego, drugie rozwiązanie umożliwia
osiągnięcie korzyści około 15% odnośnie ciężaru kabli NN (zyski na długości)
i lepszą optymalizację wykorzystania mocy transformatora.
Uzupełniając optymalizacje w zakresie architektury, następujące punkty również
przyczyniają się do niej:
k
b  ompensacja mocy biernej w celu ograniczenia strat w transformatorach
i obwodach NN
b  ykorzystanie transformatorów o małych stratach
w
b  ykorzystanie aluminiowego szynoprzewodu NN, gdzie to możliwe, ponieważ
w
zasoby naturalne tego metalu są większe.

9.3 Ilość konserwacji zapobiegawczej
Zalecenia zmniejszenia ilości konserwacji zapobiegawczej:
N
b  ależy stosować takie same zalecenia jak w przypadku zmniejszenia czasu prac
na miejscu
U
b  kierunkować prace konserwacyjne na krytyczne obwody
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b  ależy standaryzować wybór wyposażenia
N
b  ależy stosować sprzęt przeznaczony do trudnych warunków atmosferycznych
N
(wymaga mniej konserwacji).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

9 Zalecenia optymalizacji
architektury

9.4 Dostępność mocy elektrycznej
Zalecenia poprawy dyspozycyjności mocy elektrycznej:
N
b  ależy ograniczyć liczbę przewodów zasilających na tablicę rozdzielczą, aby
ograniczyć wpływ możliwej awarii rozdzielnicy
O
b  bwody dystrybucyjne zgodnie z wymaganiami dostępności
b  żywanie sprzętu, który jest zgodny z wymaganiami (patrz Indeks, 4.2)
U
b  ależy przestrzegać wskazówek wyboru, zaproponowanych w krokach 1 i 2
N
(patrz Rys. D3, strona D5)
Zalecenia zwiększenia poziomu dyspozycyjności:

D29

Z
b  miana konfiguracji promieniowego pojedynczego zasilania na zasilanie
podwójne
Z
b  miana zasilania podwójnego na podwójne ze sprzęgłem i APZ
b  miana konfiguracji dwustronnej na konfigurację bezprzerwową z jednostką UPS
Z
i statycznym przełącznikiem

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b  większenie poziomu konserwacji (redukując MTTR, zwiększając MTBF)
Z

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

10 Słownik

Architektura: wybór jednokreskowego schematu i rozwiązań technologicznych od
podłączenia sieci energetycznej do odbioru.
Główna dystrybucja SN/NN: Miejsce architektury systemu, w którym następuje
przyłączenie do sieci SN energetyki Dystrybutora oraz transformacja na poziom NN.
RGNN - Rozdzielnica główna niskiego napięcia: Główna tablica rozdzielcza
poniżej Transformatora SN/NN, punkt wyjścia obwodów dystrybucji mocy
w instalacji.

D30

Dystrybucja mocy NN: poziom pośredni w architekturze, od poziomu głównego
do dystrybucyjnych podtablic rozdzielczych (zwanych też podrozdzielnicami)
(dystrybucja przestrzenna i funkcjonalna mocy elektrycznej w obwodach).
Dystrybucja przyłączy NN: Poniżej poziomu głównego w architekturze, od
dystrybucyjnych podtablic rozdzielczych do odbiorów. Ten poziom dystrybucji nie
jest ujęty w tym przewodniku.
Schemat jednokreskowy: Ogólny elektryczny schemat reprezentujący główny
sprzęt elektryczny i jego wzajemne połączenia.
Podstacje SN oraz SN/NN: Obudowy grupujące razem wyposażenie i/lub
transformatory SN/NN. Te obudowy mogą być współdzielone lub oddzielne,
zależnie od układu miejsca lub wyposażenia technologicznego. W niektórych
krajach rozdzielnica SN odbiorcy jest wspólna z częścią zasilającą SN Dystrybutora.
Rozwiązanie technologiczne: Wynikające z wyboru technologii podzespołów
instalacyjnych, spośród poszczególnych produktów i wyposażenia proponowanego
przez producenta.
Cechy: Dane techniczne lub środowiskowe w odniesieniu do instalacji,
umożliwiające wybór najbardziej odpowiedniej architektury.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Kryteria: Parametry oceny instalacji, umożliwiające wybór architektury, który jest
najlepiej dopasowany do potrzeb klienta.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

11 Program ID-Spec

ID-Spec to nowy program, który ma na celu zwiększenie efektywności projektanta
w fazie powstawania projektu i ułatwienie przedstawiania jego decyzji projektowych.

D31

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Wspiera projektanta w wyborze odpowiednich wzorców schematu
jednokreskowego głównego rozdziału i podrozdziału oraz dostosowaniu tych
wzorców do jego projektu. Wspiera także projektanta w wyborze technologii
i klasyfikacji sprzętu. Automatycznie generuje odpowiednią dokumentację
specyfikacji projektu, włączając schemat jednokreskowy i jego opis, listę
specyfikacji, włączając odpowiednie wyposażenie.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

12 Przykład: instalacja elektryczna
w drukarni

12.1 Skrócony opis zadania
Drukowanie ulotek reklamowych na zamówienie, przeznaczonych dla firm wysyłkowych.

12.2 Charakterystyka instalacji
D32

Właściwość

Kategoria

Działanie

Mechaniczne

Topologia miejsca

Budynek jednopiętrowy,
10000m2 (8000m2 przeznaczone na proces, 2000m2
obszarów pomocniczych)

Swoboda układu

Wysoki

Niezawodność działania

Norma

Łatwość obsługi

Norma

Elastyczność instalacji

b Brak planowanej elastyczności:
v HVAC
v Technologia
v Źródło zasilania biura
b Możliwa elastyczność:
v Dział wykończeń, pakowanie
v  aszyny specjalne, zainstalowane w terminie
m
późniejszym
v  aszyny przestawne (niepewność na etapie projektu
m
wstępnego)

Zapotrzebowanie na moc

3500kVA

Dystrybucja obciążenia

Dystrybucja pośrednia

Wrażliwość na przerwy
w zasilaniu

b Obwody odłączalne:
v Biura (poza gniazdami zasilania PC)
v klimatyzacja, ogrzewanie biura
v obiekty socjalne
v obiekty konserwacyjne
b dopuszczalne długie przerwy:
v maszyny drukarskie
v HVAC warsztatu (kontrola higrometryczna)
v Montownia wyrobów gotowych, pakowanie
v Technologia (sprężarki, woda chłodząca)
b Przerwy niedopuszczalne:
v serwery, PC biurowe

Wrażliwość na zakłócenia

b Średnia wrażliwość:
v silniki, oświetlenie
b Wysoka wrażliwość:
v IT
Żadne specjalne środki ostrożności nie są przewidywane
z uwagi na podłączenie do sieci energetyki zawodowej (niski
poziom zakłóceń)
Niezakłócające

Inne ograniczenia

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Zdolność zakłócania

B
b  udynek z klasyfikacją wyładowań atmosferycznych:
przepięcie atmosferyczne, zainstalowane odgromniki
b  asilanie przez napowietrzną linię z pojedynczym kablem
Z
zasilającym

12.3 Charakterystyka technologiczna
Kryteria

Kategoria

Atmosfera, środowisko

b IP: standard (brak zabezpieczenia pyłowego, wodnego)
I
b K: standard (wykorzystanie dedykowanych pomieszczeń
elektrycznych)
b °C: standard (regulacja temperatury)

Indeks roboczy

211

Oferty dostępne według krajów

Bez problemu (projekt realizowany we Francji)

Inne kryteria

brak

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

12 Przykład: instalacja elektryczna
w drukarni

12.4 Kryteria oceny architektury
Kryteria

Kategoria

Czas wdrożenia instalacji

Wtórny

Wpływ na środowisko

Minimalna: zgodność z europejskimi standardowymi
przepisami

Koszty konserwacji
zapobiegawczej

Norma

Dostępność źródła zasilania

Poziom I

D33

Krok 1: Podstawy architektury
Wybór

Główne kryteria

Rozwiązanie

Podłączenie do sieci zasilającej Wydzielone miejsce

obwód z pojedynczym
odgałęzieniem

Obwody SN

Układ + stopień ważności

Pojedyńcze zasilanie

Liczba transformatorów

Moc & gt; 2500kVA

2 x 2000kVA

Liczba oraz konfiguracja
podstacji SN/NN

Powierzchnia i dystrybucja
mocy związana z technologią

2 możliwe rozwiązania: 1
podstacja lub 2 podstacje
b jeżeli 1 to rozdzielnica
dwusekcyjna z otwartym
sprzęgłem
b jeżeli 2 to dwie rozdzielnice
z wzajemna rezerwacją

Generator SN

Działalność na miejscu

Nie

SN

SN

SN

SN

NN

NN

NN

NN

RGNN
sekcja A

RGNN
sekcja B

RGNN 1

RGNN 2

Szynoprzewód

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys.D29: Dwa możliwe schematy jednokreskowe

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

D - Przewodnik po wyborze architektury SN i NN

Krok 2: Szczegóły architektury
Rozwiązanie z 1 podstacją SN/NN
Wybór

D34

Główne kryteria

Solution

Układ

Ograniczenia atmosferyczne

Specjalne pomieszczenia

Scentralizowany lub
zdecentralizowany

Jednolite odbiory,
rozproszona moc,
możliwości skalowalności

Z
b  decentralizowane z
szynoprzewodem:
v  ontownia wyrobów
M
gotowych i pakowanie
b  centralizowane z kablami:
S
v  aszyny specjalne,
m
maszyny przestawne,
ogrzewanie, wentylacja i
klimatyzacja,
Technologia, biura
(2 rodzielnice), biura, HVAC,
pomieszczenia socjalne,
konserwacja

Niejednolite odbiory,
bezpośrednie połączenie
od RGNN

Obecność
generatora zapasowego

Niski stopień ważności
Dyspozycyjność sieci:
standardowa

Brak generatora zapasowego

Obecność UPS

Stopień ważności

Jednostka UPS dla serwerów
i PC

Konfiguracja obwodu NN

2 transformatory, możliwe
częściowa redundancja

b  ozdzielnica dwusekcyjna
r
z otwartym sprzęgłem
(redukcja Isc)
b  roces ( & lt; słaby)
p
b  bwody drugorzędne nie
o
rezerwowane

SN

SN

NN

NN

RGNN
sekcja A

RGNN
sekcja B

Szynoprzewód
UPS
Obwody
drugorzędne

Biura

HVAC
Urządzenia
technologiczne

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys.D30: Szczegółowy schemat jednokreskowy (1 podstacja)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

12 Przykład: instalacja elektryczna
w drukarni

12.5 Wybór rozwiązań technologicznych:
Wybór

Główne kryteria

Rozwiązanie

Podstacja SN/NN

Atmosfera, środowisko

wewnątrz obiektów
(pomieszczenia specjalne)

Rozdzielnica SN

Oferty dostępne według
krajów

SM6

Transformatory

Atmosfera, środowisko

transfomatory żywiczne
suche (pozwalają uniknąć
ograniczeń związanych z
olejem)

Rozdzielnica NN

Atmosfera, izolacyjność

RGNN: Prisma Plus P
Podrozdział: Prisma Plus
PiG

Szynoprzewody

Dostarczenie potrzebnej
mocy

Canalis KS

Jednostki UPS

Niezbędna moc oraz
czas podtrzymania

Galaxy PW

Korekta współczynnika mocy

Moc zainstalowana,
obecność harmonicznych

Bateria NN standardowa
automatyczna

D35

Rozwiązanie z " 2 podstacjami "
Tak samo oprócz:
Obwodu NN: 2 oddzielne rozdzielnice RGNN połączone ze sobą za pomocą
szynoprzewodu

SN

SN

NN

NN

RGNN 1

RGNN 2
Szyna
Szynoprzewód
HVAC

Obwody
drugorzędne

UPS

Urządzenia
technologiczne

Biura

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys.D31: Szczegółowy schemat jednokreskowy (2 podstacje)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Rozdział E
Dystrybucja NN

Spis treści


1

Układy sieci








1.1 Uziemienie
1.2 Rodzaje układów sieci
1.3 Charakterystyka układów TT, TN i IT
1.4 Kryteria wyboru sieci TT, TN i IT
1.5 Wybór układu sieci
1.6 Instalacja i pomiary rezystancji uziemienia

E2
E3
E6
E8
E10
E11



2

System instalacji

E15




2.1 Rozdzielnice dystrybucyjne NN
2.2 Kable i szynoprzewody

E15
E19



3

Wpływy otoczenia zewnętrznego (IEC 60364-5-51)

E26






3.1 Definicja i normy odniesienia
3.2 Klasyfikacja
3.3 Czynniki zewnętrzne
3.4 Stopnie ochrony: kody IP i IK

E26
E26
E26
E29

E2

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

E1

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Układy sieci

E - Dystrybucja w instalacjach niskiego napięcia

Podłączenie wszystkich elementów metalowych
budynku i wszystkich dostępnych części
przewodzących wyposażenia elektrycznego do
uziomu zapobiega wystąpieniu niebezpiecznie
wysokiego napięcia pomiędzy dowolnymi
dwoma jednocześnie dostępnymi częściami
metalowymi

E2

Extraneous
Części
conductive
przewodzące
parts
obce

3

Branched
Rozgałęzione
protective
przewody
ochronne
conductors
do to individual
poszczególnych
odbiorców
consumers

3
Main

Główny
protective
przewód
conductor
ochronny

Ogrzewanie
Heating

5

Woda
Water

4

5

Normy krajowe i międzynarodowe (IEC 60364) jednoznacznie definiują poszczególne elementy połączeń uziemienia. Następujące terminy są powszechnie stosowane
w branży oraz w literaturze. Liczby w nawiasach odnoszą się do Rysunku E1:
b Uziemienie (1): Przewód lub grupa przewodów w bezpośrednim kontakcie z uziomem, zapewniającym połączenie elektryczne pomiędzy przedmiotami uziemianymi
a gruntem (por. dane w sekcji 1.6 Rozdział E)
b Ziemia odniesienia: Część ziemi, rozpatrywana jako ośrodek przewodzący, której
potencjał elektryczny jest przyjmowany jako zerowy
b Uziomy niezależne: Uziomy zlokalizowane w wystarczającej odległości od innych
uziomów, tak że maksymalny prąd, który może przepływać poprzez jeden z nich,
nie ma znacznego wpływu na potencjał pozostałych
b Rezystancja uziemienia: rezystancja pomiędzy dowolnym punktem sieci lub instalacji a ziemią odniesienia
b Przewód uziemiający (2): przewód łączący dany punkt sieci lub instalacji z uziomem
b Część przewodząca dostępna: część przewodząca urządzenia lub instalacji
elektrycznej, którą można dotknąć, nie będąca w stanie normalnej pracy pod
napięciem, ale która może znaleźć się pod napięciem w razie uszkodzenia izolacji
podstawowej
b Przewód ochronny (3): Przewód, służący jako środek ochrony przed porażeniem
prądem, przeznaczony do połączenia dowolnych następujących części:
v Dostępne części przewodzące
v Części przewodzące obce
v Główne złącze uziemienia
v Uziom(y)
v Uziemione źródło lub sztuczny punkt zerowy

Połączenia

Gaz 5
Gas

Połączenie wyrównawcze główne
Połączenie jest przeprowadzane za pomocą przewodów ochronnych w celu
zagwarantowania, że w przypadku pojawienia się napięcia na części przewodzącej
obcej (takiej jak gazociąg, rura itd.) w wyniku uszkodzenia instalacji, w jej obrębie
nie wystąpi różnica potencjałów elektrycznych pomiędzy częściami przewodzącymi.
Połączenie musi być zlokalizowane jak najbliżej miejsca wprowadzenia sieci lub
instalacji elektrycznej do budynku i być podłączone z głównym złączem uziemienia
(6).

6

7

2
1

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Definicje

b Część przewodząca obca: Część przewodząca, mogąca wprowadzić potencjał,
zazwyczaj potencjał ziemi, a niestanowiąca części instalacji elektrycznej (4)
Na przykład:
v Nieizolowane podłogi lub ściany, metalowa konstrukcja budynków
v Metalowe przewody i rury (nie będące częścią instalacji elektrycznej) wody, gazu,
ogrzewania, sprężonego powietrza itp. i metalowe materiały z nimi związane
b Połączenie wyrównawcze (5): połączenie elektryczne pomiędzy dwoma częściami
przewodzącymi, stosowane w celu wyrównania potencjałów
b Główna szyna wyrównawcza (uziemiająca) (6): Szyna będąca częścią instalacji
uziemiającej, zapewniająca zbiorcze połączenie elektryczne pomiędzy uziomem
a częściami przewodzącymi obcymi

3

4

1.1 Uziemienie

Rys. E1: Przykład bloku mieszkalnego, w którym główna szyna
wyrównawcza (6) zapewnia wyrównanie potencjałów

Połączenie wyrównawcze dodatkowe
Połączenie wyrównawcze, wykonane w innym miejscu niż połączenie
wyrównawcze główne. Znajduje zastosowanie tam, gdzie inne środki ochrony
przeciwporażeniowej nie zapewniają zadowalającej skuteczności działania.
Podłączenie dostępnych części przewodzących do uziomu(ów)
Połączenie jest realizowane przez zastosowanie przewodów ochronnych
w celu zapewnienia połączenia elektrycznego o niskiej rezystancji dla prądów
zakłóceniowych, przepływających do uziemienia.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Układy sieci

Elementy uziemienia (patrz Tab. E2)
Efektywne podłączenie wszystkich części przewodzących obcych i wszystkich
części przewodzących dostępnych urządzeń i sprzętu elektrycznego jest kluczowe
dla skutecznej ochrony przed porażeniem prądem elektrycznym.

Części składowe do uwzględnienia:
jako dostępne części przewodzące

jako części przewodzące obce

Drogi kablowe
b Przewody
b Kabel w powłoce ołowianej i izolacji
papierowej nasyconej syciwem, opancerzony
lub nieopancerzony
b Kabel z osłoną metalową z izolacją mineralną
(pyrotenax itd.)

Elementy zastosowane w konstrukcji
budynku
b Metal lub zbrojony beton (RC):
v Konstrukcja z ramą stalową
v Pręty zbrojeniowe
v Prefabrykowane panele RC
b Wykończenia powierzchni:
v Podłogi i ściany żelbetowe bez dodatkowej
obróbki powierzchniowej
v Powierzchnia pokryta kafelkami
b Metalowe pokrycie:
v Metalowe pokrycie ścian

Aparatura łączeniowa
b łoże wysuwnej rozdzielnicy
Urządzenia
b Dostępne metalowe części urządzeń
z izolacją klasy 1
Elementy nieelektryczne
b Metalowe mocowania związane z drogami
kablowymi (prowadnice kablowe, drabinki
kablowe itd.)
b Metalowe obiekty:
v Blisko napowietrznych przewodów bądź szyn
zbiorczych
v W kontakcie z urządzeniami elektrycznymi

E3

Elementy mediów budynku innych niż
elektryczne
b Metalowe rury, przewody, szyny itp.
gazowe, wodne i grzewcze itp.
b Powiązane komponenty metalowe (piece,
zbiorniki, chłodnice)
b Metalowe mocowania w umywalniach,
łazienkach, toaletach itp.
b Metalizowany papier

Pomijane części składowe:
jako dostępne części

Jako zewnętrzne części

Wszelkie kanały, przewody mediów itp.
b Przewody z materiału izolacyjnego
b Profile z drewna lub innego mat. izolacyjnego
b Przewody i kable bez metalowych powłok

b Podłogi z bloków drewnianych
b Podłogi pokryte gumą lub linoleum
b Gipsowe ściany działowe
b Ściany z cegły
b Dywany i dywany ścienne

Aparatura łączeniowa
b Obudowy z materiału izolacyjnego
Urządzenia
b Wszystkie urządzenia z izolacją klasy II
niezależnie od typu obudowy zewnętrznej
Tab. E2: Wykaz dostępnych części przewodzących i części przewodzących obcych

1.2 Rodzaje układów sieci
Wybór układu sieci decyduje o środkach koniecznych do ochrony przed
porażeniem prądem elektrycznym.
Projektant określa trzy podstawowe wymagania dla instalacji:
b Typ podłączenia punktu neutralnego (uziemiony lub izolowany)
b Rodzaj połączenia części przewodzących dostępnych z ziemią
b Sposób prowadzenia przewodu neutralnego i ochronnego (razem lub oddzielnie)
W praktyce te wybory zostały pogrupowane i znormalizowane zgodnie z poniższymi
objaśnieniami.
b Każdy z dostępnych układów sieci charakteryzuje się swoimi zaletami i wadami:
b Podłączenie dostępnych części przewodzących elementów instalacji oraz
przewodu neutralnego do przewodu PE zapewnia ekwipotencjalność i zmniejsza
przepięcia, ale zwiększa prądy zwarcia doziemnego.
b Zastosowanie odrębnego przewodu ochronnego zwiększa koszt instalacji, ale taki
układ sieci jest mniej podatny na spadki napięcia i zawartość harmonicznych niż
układ ze wspólnym przewodem neutralnym i ochronnym.
b Instalacja przekaźników wykrywających prądy upływu lub urządzeń kontroli stanu
izolacji umożliwia usuwanie zwarć w celu zapobiegania poważnym uszkodzeniom.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Poszczególne opisane układy sieci
charakteryzują sposób uziemienia instalacji
poniżej uzwojenia wtórnego transformatora
SN/NN oraz środki, służące do uziemienia
dostępnych części przewodzących instalacji
NN, zasilanej przez transformator

E - Dystrybucja w instalacjach niskiego napięcia

Neutral
Punkt neutralny

Earth
Uziemiony

System TT (uziemiony punkt neutralny, części przewodzące
dostępne uziemione) (patrz Rys. E3)

Exposed conductive parts
Dostępne części przewodzące

Earth
Uziemione
L1
L2
L3
N
PE

E4
Rys. E3: System TT

Earth
Uziemiony

Systemy TN (uziemiony punkt neutralny, części przewodzące
dostępne podłączone do punktu neutralnego)
Źródło jest uziemione jak w przypadku systemu TT (powyżej). W instalacji wszystkie
dostępne części przewodzące są podłączone do przewodu ochronnego PE lub
ochronno-neutralnego PEN. Kilka wersji systemów TN przedstawiono poniżej.

Rn

Punkt neutralny
Neutral

Punkt neutralny uzwojenia wtórnego transformatora zasilającego jest podłączony
bezpośrednio do uziemienia. Wszystkie dostępne części przewodzące są
podłączone do oddzielnego uziomu przy instalacji. Ten uziom może, ale nie musi
być elektrycznie niezależny od uziomu źródła. Dwie strefy mogą się pokrywać bez
wpływu na działanie urządzeń ochronnych.

Dostępne części przewodzące
Exposed conductive parts

Neutral
Uziemione
L1
L2
L3
PEN

System TN-C (patrz Rys. E4)
Przewód ochronno-neutralny PEN łączy funkcje przewodu neutralnego
i ochronnego. System ten nie jest stosowany w przypadku przewodów o przekroju
poniżej 16 mm2 Al lub 10 mm2 Cu, lub odbiorników w postaci sprzętu przenośnego.
System TN-C wymaga odpowiedniego otoczenia ekwipotencjalnego w obrębie
instalacji, dlatego przewód PEN powinien być uziemiony w tylu punktach, w ilu
jest to możliwe. Ponieważ przewód PEN jest zarówno przewodem neutralnym, jak
i roboczym, nie powinien być rozłączany żadnym aparatem.
Uwaga: W systemie TN-C funkcja przewodu ochronnego ma pierwszeństwo przed
funkcją " neutralną " . Przewód PEN powinien być zawsze podłączony do zacisku
uziemiającego odbiornika, a następnie zmostkowany do zacisku N.
System TN-S (patrz Rys. E5)
System TN-S (5 przewodów) jest stosowany w obwodach z przewodami o
powierzchni przekroju poniżej 10 mm2 do odbiorników o charakterze sprzętu
przenośnego.
Przewód ochronny i przewód neutralny są prowadzone oddzielne. W trakcie
normalnej pracy układu prąd płynie tylko przez przewód N.

Rn

Rys. E4: System TN-C

L1
L2
L3
N
PE

System TN-C-S (patrz Rys. E6 i Rys. E7)
System TN-C i system TN-S mogą być wykorzystywane w tej samej instalacji.
System TN-C-S stanowi sieć TN-S zasilaną z sieci TN-C. Układ TN-S znajduje się
zawsze za układem TN-C.

Rn
Rys. E5: System TN-S

5 x 50 mm2

L1
L2
L3
N
PE

PEN
PE
16 mm2

6 mm2

16 mm2

16 mm2

PEN

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Bad
nieprawidłowo

Bad
nieprawidłowo

System TN-C not permitted
TN-C schemenie jest dozwolony
poniżej of TN-S scheme
downstream systemu TN-S

Rys. E6: SystemTN-C-S

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Układy sieci

4 x 95 mm2
L1
L2
L3
PEN
16 mm2

10 mm2

6 mm2

PEN

6 mm2
PEN

N

Prawidłowo
Correct

Nieprawidłowo
Incorrect

Prawidłowo
Correct

PEN podłączonyto the neutral
PEN connected do zacisku
terminal is prohibited
neutralnego - nieprawidłowo

Nieprawidłowo
Incorrect

S & lt; 10 mm2
S & lt; 10 mm 2
TN-C zabroniony
TNC prohibited

Neutral
Punkt neutralny

Exposed conductive parts
Dostępne części przewodząc

Rys. E7: Podłączenie przewodu PEN w systemie TN-C

Isolated or
Izolowany
impedance-earthed

Earth
Uziemione

E5

System IT (izolowany punkt neutralny, części przewodzące
dostępne uziemione)

L1
L2
L3
N
PE

Przykład (patrz Rys. E10)
W 3-fazowym systemie 3-przewodowym NN, 1 km kabla będzie mieć impedancję
upływu, z uwagi na pojemności i rezystancje C1, C2, C3 i R1, R2 i R3, równoważne
impedancji uziemienia Zct od 3000 do 4000 Ω, nie licząc pojemności urządzeń
elektronicznych.

Rys. E8: System IT (izolowany punkt neutralny)

MV/LV

R1
C1

C2

System IT (izolowany punkt neutralny)
Punkt neutralny transformatora jest izolowany od ziemi (patrz Rys. E8).
Dostępne części przewodzące instalacji są uziemione.
W praktyce wszystkie obwody charakteryzują się skończoną wartością impedancji
uziemienia, ponieważ izolacja nie jest idealna. Prąd upływu składa się ze składowej
rezystancyjnej i pojemnościowej. (Rys. E9).

R2

R3

C3

System IT (punkt neutralny uziemiony przez dużą impedancję)
Wszystkie dostępne części przewodzące są połączone z uziomem.
Celem tej formy uziemienia źródła zasilania jest stabilizacja potencjału małych
sieci względem uziemienia (Zs jest niewielkie w porównaniu do impedancji) upływu
i obniżenie poziomu przepięć, takich jak: skoki napięcia, transmitowane z uzwojenia
SN, ładunki elektrostatyczne itp. względem uziemienia, jednak może zwiększać
poziom pierwotnego prądu zakłóceniowego.

Rys. E9: System IT (izolowany punkt neutralny)

MV/LV

Zct

Rys. E10: Impedancja równoważna impedancjom upływu
w Systemie IT

Zs

Rys. E11: System IT ( uziemiony punkt neutralny)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

MV/LV

E - Dystrybucja w instalacjach niskiego napięcia

1.3 Charakterystyka układów TT, TN i IT
System TT (zob. Rys. E12)

System TT:
b Technika ochrony: dostępne części
przewodzące są uziemione i stosowane są
wyłączniki różnicowoprądowe (RCD)
b Technika działania: odcięcie zasilania przy
pierwszym uszkodzeniu izolacji

E6

Rys. E12: System TT

System TN:
b Technika ochrony:
v Wzajemne połączenia i uziemienie dostępnych
części przewodzących i punktu neutralnego są
obowiązkowe
v Przerwa w zasilaniu w przypadku pierwszego
zwarcia przy pomocy aparatury nadprądowej
(wyłączniki lub bezpieczniki)
b Technika działania: Przerwa w obwodzie
w przypadku pierwszego uszkodzenia izolacji

Uwaga: Jeśli dostępne części przewodzące są uziemione w kilku punktach, należy
zainstalować aparat RCD dla każdego zestawu obwodów podłączonych do danego
uziomu.
Główne cechy:
b Rozwiązanie najprostsze w projektowaniu i instalacji. Stosowane w instalacjach
zasilanych bezpośrednio przez publiczną sieć dystrybucyjną NN.
b Nie wymaga stałego monitorowania podczas pracy (może być konieczna
okresowa kontrola RCD).
b Ochronę przed porażeniem zapewniają aparaty różnicowoprądowe (RCD), które
zapobiegają także ryzyku pożaru (nastawa ≤ 500 mA).
b Każde uszkodzenie izolacji powoduje przerwanie dopływu energii, jednak
przestój ogranicza się jedynie do uszkodzonego obwodu przez instalowanie RCD
szeregowo (selektywne RCD) lub równolegle (wybór obwodu).
b Odbiory lub części instalacji, które podczas normalnej pracy powodują wysokie
prądy upływu, wymagają zastosowania specjalnych środków, aby uniknąć zbędnych
zadziałań aparatów RCD, tj. dostarczania mocy transformatorem separacyjnym lub
wykorzystania specjalnych RCD (patrz rozdział 5.1. w rozdziale F).

System TN (zob. Rys. E13 i Rys. E14 )

PEN

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. E13: System TN-C

N
PE

Rys. E14: System TN-S

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Układy sieci

Cechy główne
n System TN:

v Wymaga instalacji uziomów w regularnych odstępach przez całą instalację
v Wymaga, by początkowa kontrola skutecznego wyłączenia dla pierwszego

uszkodzenia izolacji była wykonywana przez obliczenia na etapie projektu, po
których nastąpią obowiązkowe pomiary, by potwierdzić wyłączenie podczas
przekazania do eksploatacji.

v Wymaga, by wszelkie modyfikacje i rozszerzenia były zaprojektowane
i przeprowadzone przez wykwalifikowanego elektryka
v Może, powodować, w przypadku uszkodzenia izolacji, większe awarie uzwojeń
maszyn obrotowych
v Może na obiektach zagrożonych pożarem, stwarzać większe zagrożenie
z powodu wyższych prądów zwarciowych
n System TN-C:

E7

v Na pierwszy rzut oka wydaje się mniej kosztowny (mniejsza liczba biegunów i
przewodów)
v Wymaga stosowania mocowanych i sztywnych przewodów
v Jest zabroniony w pewnych przypadkach:
v Obiekty zagrożone pożarem
v Dla sprzętu komputerowego (obecność harmonicznych w przewodzie neutralnym)
n System TN-S:

v Może być stosowany nawet z elastycznymi przewodami i kablami o niewielkich
przekrojach
System IT:
b Technika ochrony:
v Wzajemne połączenie i uziemienie dostępnych
części przewodzących
v Wskazanie pierwszego zwarcia przez
urządzenie monitorowania stanu izolacji (IMD)
v Przerwa w zasilaniu w przypadku drugiego
zwarcia przy pomocy aparatów nadprądowych
(wyłączniki lub bezpieczniki)
b Technika działania:
v Monitorowanie pierwszego uszkodzenia
izolacji
v Obowiązkowa lokalizacja i usunięcie zwarcia
v Przerwa dla dwóch jednoczesnych zwarć
izolacji

v Ze względu na rozdzielenie przewodu neutralnego i ochronnego zapewnia,
w stanie normalnej pracy, nieobciążony przewód PE.

System IT (zob. Rys. E15)

Cardew

IMD

Główne cechy
n Rozwiązanie oferujące najlepszą ciągłość obsługi podczas pracy
n Wskazanie pierwszego uszkodzenia izolacji, a następnie obowiązkowa lokalizacja
i usunięcie przebicia, zapewnia systematyczne zapobieganie przerwom w dostawie
energii
n Stosowany ogólnie w instalacjach zasilanych własnym transformatorem SN/NN
lub NN/NN
n Wymaga personelu konserwacyjnego do monitorowania i obsługi
n Wymaga wysokiej jakości izolacji
n Kontrola skutecznego wyłączenia dla dwóch jednoczesnych zwarć musi być
prowadzona przez obliczenia na etapie projektu, a następnie obowiązkowe pomiary
podczas przekazania do eksploatacji na każdej grupie wzajemnie połączonych
dostępnych części przewodzących
n Ochrona przewodu neutralnego musi być zapewniona, jak to wskazano w sekcji
7.2 rozdziału G

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. E15: System IT

E - Dystrybucja w instalacjach niskiego napięcia

1.4 Kryteria wyboru sieci TT, TN i IT

Wybór układu sieci nie zależy od kryteriów
bezpieczeństwa. Trzy systemy są równoważne
w kwestii ochrony ludzi, jeśli całość
instalacji i zasady użytkowania są właściwie
przestrzegane. Kryteria wyboru najlepszego
systemu(ów) zależą od wymagań regulacyjnych,
wymaganej ciągłości pracy, warunków
i rodzajów sieci oraz odbiorów.

W zakresie ochrony ludzi, trzy typy sieci są równoważne, jeśli całość instalacji
i zasady użytkowania są właściwie przestrzegane.
Co za tym idzie, wybór nie zależy od kryteriów bezpieczeństwa.
Dzięki połączeniu wszystkich wymagań w zakresie przepisów, ciągłości pracy,
warunków operacyjnych i rodzajów sieci i odbiorów, możliwe jest ustalenie
najlepszego systemu(ów) (patrz Tab. E16).
Wybór będzie określony przez następujące czynniki:
n Przede wszystkim mające zastosowanie przepisy, które w niektórych
przypadkach narzucają wybór konkretnego systemu
n Po drugie - decyzja właściciela, jeśli zasilanie jest realizowane poprzez prywatny
transformator SN/NN (subskrypcja SN) lub właściciel ma prywatne źródło energii
(lub transformator z oddzielnym uzwojeniem)
n Jeżeli właściciel ma wybór, decyzja odnośnie wyboru typu sieci jest
podejmowana po omówieniu z projektantem branżowym (biuro projektowe,
wykonawca)
Dyskusje muszą obejmować:
n Przede wszystkim wymagania operacyjne (wymagany poziom ciągłości pracy)
i warunki operacyjne (konserwacja zapewniona przez personel elektryczny lub nie,
personel wewnętrzny lub jest zlecana na zewnątrz itd.)
n Po drugie, szczególne cechy sieci oraz odbiorów (patrz Rys. E17)

E8

TT

TN-S

TN-C

IT1(a)

IT2(b)

Uwagi

Prąd zakłóceniowy

-

--

--

+

--

Tylko system IT zapewnia praktycznie pomijalne pierwotne prądy uszkodzeniowe
(przy pojedynczym zwarciu z ziemią)

Napięcie dotykowe

-

-

-

+

-

W systemie IT napięcie dotykowe jest bardzo niskie przy pierwszym zwarciu,
większe przy drugim

Napięcie rażeniowe

+/- -

-

-

+

-

W systemie TT napięcie rażeniowe jest bardzo niskie, jeśli system jest
ekwipotencjalny, w przeciwnym wypadku jest wysokie

Ochrona ludzi przed kontaktem pośrednim

+

+

+

+

+

Wszystkie typy sieci są równoważne, jeżeli zasady użytkowania są przestrzegane

Ochrona ludzi w sytuacji awaryjnej

+

-

-

+

-

Systemy, gdzie ochrona jest zapewniana przez RCD, nie są wrażliwe na zmianę
wewnętrznej impedancji źródła

Ochrona przed pożarem (za pomocą RCD)

+

+

Nie
dozw.

+

+

Wszystkie typy sieci, w których może być wykorzystany RCD, są równoważne.
System TN-C jest zabroniony w obiektach, gdzie istnieje niebezpieczeństwo pożaru.

Przepięcie ciągłe

+

+

+

-

+

Przepięcie faza - uziemienie jest ciągłe w systemie IT
w przypadku pierwszego uszkodzenia izolacji

Przepięcie przejściowe

+

-

-

+

-

Systemy o wysokich prądach zakłóceniowych mogą powodować przepięcia
przejściowe

Przepięcie, jeśli transformator ma usterkę (pierwotne/
wtórne)

-

+

+

+

+

W systemie TT istnieje nierównowaga napięcia pomiędzy różnymi uziomami.
Pozostałe typy sieci są powiązane z jednym uziomem

Odporność na pobliskie uderzenia piorunów

-

+

+

+

+

W systemie TT może pojawiać się różnica napięcia między uziomami. Istnieje pętla
prądowa pomiędzy dwoma oddzielnymi uziomami.

Odporność na uderzenia piorunów linii SN

-

-

-

-

-

W przypadku bezpośredniego uderzenia pioruna w linię SN, wszystkie typy sieci
są równoważne.

Ciągła emisja pole elektromagnetycznego

+

+

-

+

+

Podłączenie przewodu PEN do metalowych konstrukcji budynku sprzyja ciągłej
generacji pól elektromagnetycznych

Przejściowa ekwipotencjalność PE

+

-

-

+

-

Przewód PE traci ekwipotencjalność w przypadku silnego prądu zakłóceniowego

Odcięcie przy pierwszym uszkodzeniu

-

-

-

+

+

Tylko system IT unika wyłączenia przy pierwszym uszkodzeniu izolacji

Spadek napięcia podczas uszkodzenia izolacji

-

+

+

-

-

System TN-S, TN-C i IT (2 uszkodzenie) generują silne prądy zakłóceniowe,
mogące powodować spadki napięcia fazowego

Specjalne urządzenia

-

+

+

-

-

System TT wymaga użycia RCD. System IT wymaga wykorzystania IMD

Liczba uziomów

-

+

+

-/+

-/+

System TT wymaga dwóch różnych uziomów. System IT zapewnia wybór między
jednym lub dwoma uziomami

Liczba kabli

-

-

+

-

-

Tylko system TN-C zapewnia, w określonych przypadkach, zmniejszenie liczby kabli

Koszt napraw

-

--

--

-

--

Koszt napraw zależy od szkody spowodowanej przez amplitudę prądów
zakłóceniowych

Uszkodzenie instalacji

+

-

-

++

-

Systemy, powodujące silne prądy zakłóceniowe, wymagają sprawdzenia instalacji
po naprawieniu usterki

Charakterystyka elektryczna

Zabezpieczenia

Przepięcia

Kompatybilność elektromagnetyczna

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Ciągłość pracy

Instalacja

Konserwacja

(a) sieć IT, gdy wystąpi pierwsze uszkodzenie.
(b) sieć IT, gdy wystąpi drugie uszkodzenie.

Rys. E16: Porównanie układów uziemienia

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Układy sieci

Typ sieci
Zalecany
Możliwy
Niezalecany
Bardzo duża sieć z wysokiej jakości uziomami
TT, TN, IT (1)
dla dostępnych części przewodzących (10 Ω maks.)
lub mieszany
Bardzo duża sieć z uziomami niskiej jakości
TN
TN-S
IT (1)
dla dostępnych części przewodzących ( & gt; 30 Ω)
TN-C
Obszar z zakłóceniami (burze)
TN
TT
IT (2)
(np. nadajnik telewizyjny lub radiowy)
Sieć z silnymi prądami upływowymi ( & gt; 500 mA)
TN (4)
IT (4)

TT (3) (4)
Sieć z liniami napowietrznymi na zewnątrz
TT (5)
TN (5) (6)
IT (6)

(1) Gdy typ sieci nie jest narzucany przez przepisy, jest wybierany w zależności od warunków pracy (ciągłość pracy, która jest obowiązkowa ze względów bezpieczeństwa
lub zalecana w celu zwiększenia produktywności itd.)
Niezależnie od typu sieci, prawdopodobieństwo jakiegokolwiek uszkodzenia izolacji zwiększa się wraz z rozległością sieci. Przydatne może okazać się podzielenie sieci,
które ułatwia lokalizację uszkodzenia i umożliwia wdrożenie zalecanego powyżej systemu dla każdego rodzaju zastosowania.
(2) Ryzyko przeskoku w ograniczniku przepięć zamienia izolowany punkt neutralny w uziemiony punkt neutralny. Zagrożenia te są wysokie w regionach z często występującymi burzami z piorunami lub instalacjach zasilanych przez linie napowietrzne. Jeżeli system IT jest wybierany w celu zapewnienia wysokiego poziomu ciągłości
pracy, projektant systemu musi dokładnie obliczyć warunki wyłączania przy drugim uszkodzeniu.
(3) Ryzyko samoczynnej aktywacji RCD.
(4) Niezależnie od typu sieci, idealnym rozwiązaniem jest odizolowanie problematycznej sekcji, jeśli można ją łatwo zlokalizować.
(5) Zagrożenia zwarciem: faza - uziemienie, wpływające na ekwipotencjalność.
(6) Izolacja jest niepewna z uwagi na wilgotność i przewodzący pył.
(7) System TN nie jest zalecany z uwagi na występujące ryzyko uszkodzenia generatora w przypadku wewnętrznego zwarcia. Co więcej, gdy zestawy generatorów
zasilają wyposażenie bezpieczeństwa, system nie może wyłączyć się przy pierwszym uszkodzeniu.
(8) Prąd: faza - uziemienie, może być kilka razy większy niż prąd znamionowy, z  ryzykiem uszkodzenia lub przyspieszenia zużycia uzwojeń silnika lub zniszczenia
obwodów magnetycznych.
(9) Aby połączyć ciągłość pracy i bezpieczeństwo, niezależnie od typu sieci, konieczne i wysoce zalecane jest oddzielenie tych odbiorów od reszty instalacji (transformatory z lokalnym połączeniem neutralnym).
(10) Gdy jakość odbiorów nie jest priorytetem projektowym, istnieje ryzyko, że rezystancja izolacji szybko się zmniejszy. System TT z  RCD to najlepszy sposób na
uniknięcie problemów.
(11) Mobilność tego typu odbioru powoduje częste zwarcia (tarcie nieosłoniętych części przewodzących), którym należy zapobiegać. Niezależnie od typu sieci, wskazane
jest zasilanie tych obwodów przy użyciu transformatorów z lokalnym połączeniem neutralnym.
(12) Wymaga to użycia transformatorów z lokalnym systemem TN, aby uniknąć ryzyka operacyjnego i samoczynnej aktywacji przy pierwszym uszkodzeniu (TT) lub
podwójnym uszkodzeniu (IT).
(12 bis) Z podwójnym wyłączaniem w obwodzie kontrolnym.
(13) Nadmierne ograniczenie prądu fazowego do prądu przewodu neutralnego z uwagi na wysoką wartość impedancji przewodu neutralnego (co najmniej 4 do 5 razy
impedancja przewodu fazowego). Ten system należy wymienić na układ gwiazda-trójkąt.
(14) Wysokie prądy zakłóceniowe czynią system TN niebezpiecznym. System TN-C jest zabroniony.
(15) Niezależnie od typu systemu, RCD musi być ustawiony na 500 mA.
(16) Instalacja zasilana energią NN musi wykorzystywać system TT. Konserwacja tego typu sieci oznacza najmniejszą liczbę modyfikacji istniejącej sieci (brak zmian
w oprzewodowaniu, urządzenia zabezpieczające nie są modyfikowane).
(17) Możliwe bez personelu technicznego o wysokich kompetencjach.
(18) Ten rodzaj instalacji wymaga szczególnej uwagi w zakresie utrzymywania bezpieczeństwa. Brak środków zapobiegawczych w systemie TN oznacza, że wysoce
wykwalifikowany personel musi dbać o bezpieczeństwo.
(19) Ryzyko przerw w przewodach zasilających może spowodować utratę ekwipotencjalności dla dostępnych części przewodzących. System TT lub system TN-S z RCD
o nastawie 30mA jest zalecany i często obowiązkowy. System IT może być stosowany w specyficznych przypadkach.
(20) Rozwiązanie to unika samoczynnej aktywacji w razie nieoczekiwanego doziemienia.

Rys. E17: Wpływ sieci i odbiorów na wybór układów uziemienia systemu

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

E9

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rezerwowy zespół generatorów
IT
TT
TN (7)

Typ odbiorów
Odbiory wrażliwe na silne prądy zakłóceniowe (np. silniki)
IT
TT
TN (8)

Odbiory o niskim poziomie izolacji (piece elektryczne,
TN (9)
TT (9)
IT
urządzenia spawalnicze, elementy grzewcze, grzejniki nurkowe,
wyposażenie w dużych kuchniach)
Liczne odbiory jednofazowe z przewodem neutralnym
TT (10)
IT (10)
(stałe, przenośne)
TN-S
TN-C (10)
Odbiory z wymiernymi zagrożeniami (podnośniki, przenośniki itd.)
TN (11)
TT (11)
IT (11)

Liczne urządzenia pomocnicze (obrabiarki)
TN-S
TN-C
TT (12)

IT (12 bis)
Inne postanowienia
Zasilanie poprzez transformator mocy z podłączeniem
TT
IT
IT (13)
gwiazda-gwiazda(13)
bez punktu
z punktem

neutralnego
neutralnym
Obiekty z ryzykiem pożaru
IT (15)
TN-S (15)
TN-C (14)

TT (15)
LV
Zwiększenie poziomu mocy zamówieniowej z sieci NN
TT (16)
MV/LV
wymagające dodatkowej podstacji SN/NN
Instalacja z częstymi modyfikacjami
TT (17)
TN (18)

IT (18)
Instalacja, gdzie ciągłość obwodów uziemienia jest niepewna
TT (19)
TN-S
TN-C
(obszary robocze, stare instalacje)

IT (19)
Sprzęt elektroniczny (komputery, urządzenia PLC)
TN-S
TT
TN-C
Sieć sterowania-monitorowania maszyn, czujniki PLC oraz aktywatory
IT (20)
TN-S, TT

E - Dystrybucja w instalacjach niskiego napięcia

1.5 Wybór układu sieci
Po uwzględnieniu mających zastosowanie przepisów można wykorzystać tabele
E16 i E17 jako pomoc w podjęciu decyzji odnośnie wyboru danego typu sieci.

Podział źródła

E10

Technika ta dotyczy wykorzystania kilku transformatorów zamiast wykorzystywania
jednego urządzenia. W ten sposób odbiór, który jest źródłem zakłóceń w sieci (np.
duże silniki, piece itd.) może być zasilany przez własny transformator.
Jakość i ciągłość zasilania całej instalacji są tym samym lepsze. Koszt rozdzielnicy
jest najczęściej mniejszy (poziom prądu zwarciowego jest niższy).
Efektywność ekonomiczna oddzielnych transformatorów musi być ustalona dla
indywidualnego przypadku.

Wyspy sieciowe
Tworzenie galwanicznie wydzielonych " wysp " za pomocą transformatorów NN/
NN umożliwia zoptymalizowanie wyboru metody uziemienia w celu spełnienia
specyficznych wymagań (patrz Rys. 18 i Rys. E19).

MV/LV
System informatyczny
IT system

IMD

LV/LV

System TN-S
TN-S system
Rys. E18: Wyspa TN-S w obrębie systemu IT

MV/LV

TN-S

LV/LV

LV/LV
IMD
IT

TN-S system
System TN-S

Hospital
Szpital

IMD
IT

Operating room
Sala operacyjna

Rys. E19: Wyspy IT w obrębie systemu TN-S

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Wniosek
Odpowiedni wybór systemu uziemienia określa poziom optymalizacji całej instalacji.
Powinno się to uwzględniać:
n pierwotnie przy projektowaniu instalacji (obiektu)
n przewidując potencjalne rozbudowy (trudne w ocenie dodatkowe nakłady
finansowe, które mogą wyniknąć z niedostatecznej niezawodności, jakości
wyposażenia, bezpieczeństwa, ciągłości pracy).
Idealna struktura obejmowałaby podstawowe źródła zasilania, rezerwowe źródła
zasilania (patrz sekcja 1.4 Rozdział E) oraz odpowiednie układy uziemienia.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Układy sieci

Wydajną metodą uzyskania połączenia
elektrycznego o niskiej rezystancji pomiędzy
uziemieniem a gruntem jest zakopanie w glebie
przewodu w kształcie pętli na dnie wykopu na
fundamenty budynku.
Rezystancja R takiego uziomu (w jednorodnej
glebie) jest liczona (w przybliżeniu) w omach z:
2ρ
where
gdzie
L
L = lengthL = długość zakopanego przewodu w metrach
of the buried conductor in metres
ρ = soil resistivity in ohm-metres
R=

ρ = rezystywność gleby w omach/metr

1.6 Instalacja i pomiary rezystancji
uziemienia
Jakość uziomu (możliwie najniższa rezystancja) zasadniczo zależy od dwóch
czynników:
n Metoda instalacji
n Typ gleby

Metoda instalacji

Zostaną omówione trzy popularne typy instalacji:

Pierścień uziemiający wokół fundametów (patrz Rys. E20)
Rozwiązanie to jest zalecane szczególnie w przypadku nowego budynku. Przewody
uziemiające powinny być zakopane wokół wykopu na fundamenty. Ważne jest, aby
nieosłonięty przewód znajdował się w bezpośrednim kontakcie z glebą (nie umieszczony
w żwirze czy podłożu gruzowym, często stanowiącym podłoże dla betonu). Należy
zapewnić co najmniej cztery (szeroko rozmieszczone) pionowo ułożone przewody dla
połączeń instalacji i w miarę możliwości uziemić wszystkie pręty zbrojeniowe w strukturze
betonowej.

E11

Przewód stanowiący uziom, szczególnie gdy jest ułożony w wykopie pod
fundamentem, musi znajdować się przynajmniej 50 cm pod podłożem gruzowym
lub kruszywem pod betonowy fundament. Ani uziom, ani pionowe przewody nie
powinny znajdować się w kontakcie z betonem fundamentów.
W przypadku istniejących budynków przewód uziomu powinien być zakopany
wokół zewnętrznej ściany obiektu do głębokości co najmniej 1 metra. Ogólną regułą
jest, że wszystkie pionowe połączenia od uziomu do poziomu powyżej gruntu
powinny być izolowane na znamionowe napięcie NN (600-1000 V).
Przewody mogą być:
n Miedziane: nieizolowany przewód (≥ 25 mm2) lub wieloskrętkowy (≥ 25 mm2
o grubości ≥ 2 mm żyły)
n Aluminiowe: kabel z osłoną ołowianą (≥ 35 mm2)
n Ocynkowane: stalowy nieizolowany kabel (≥ 95 mm2) lub wieloskrętkowy (≥ 100 mm2
i grubości ≥ 3 mm żyły)

Rezystancja uziemienia uziomu poziomego może być w przybliżeniu obliczona
z zależności:
R = 2ρ
L
gdzie
L – długość przewodu w metrach
ρ - rezystywność gruntu, w Ωm (patrz „wpływ typu gleby” na następnej stronie)
Pręty pionowe (patrz Rys. E21)
1ρ
Pionowo wprowadzone pręty uziemienia są często stosowane w przypadku
nL
istniejących budynków i w celu poprawy jakości (tzn. zmniejszenia rezystancji)
where
istniejących uziomów.
L = the length of the rod in metres
Pręty mogą być:
ρ = resistivity of the soil in ohm-metres (see “Influence of the type of soil” below)
n Miedziane lub (częściej) ze stali platerowanej miedzią. Te ostatnie są przeważnie
n = the number of rods
długości 1 lub 2 metrów i wyposażone w skręcane końce oraz gniazda w celu

Dla prętów: R =

osiągnięcia znacznej głębokości w ziemi, o ile to konieczne (np. wysoki poziom wód
Vertical plates (see Fig. E43 )
gruntowych w obszarach o dużej rezystywności gleby)
Rectangular plates, each side of which must be u 0.5 metres, are commonly used as
n Ocynkowana (patrz of the (1) na
earth electrodes, being buried in a vertical plane such that the centre uwagaplate is następnej stronie) rura stalowa w każdym
at least 1 metre below the surface of the soil. przypadku o średnicy ≥ 25 mm lub pręt o średnicy ≥ 15 mm, długości ≥ 2 metrów.
The plates may be:
c Copper of 2 mm thickness
c Galvanised (1) steel of 3 mm thickness

The resistance R in ohms is given (approximately), by:

Rods connected in parallel
Pręty połączone równolegle
Rys. E21: Pręty uziemienia

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. E20: Przewód zakopany poniżej poziomu fundamentów
(nie w betonie)

Lu3m

E - Dystrybucja w instalacjach niskiego napięcia

E12
W przypadku pionowej elektrody płytowej
0.8 ρ
R=

L

Pomiary rezystancji uziomów w podobnych

ents on earth electrodes in similar
glebach są przydatne przy ustalaniu wartości
seful to determine the resistivity value
rezystywności, którą należy zastosować
ed for the design of an earthw projekcie systemu uziomu.
system

Często występuje konieczność użycia więcej niż jednego pręta. W takim przypadku
odstępy pomiędzy prętami powinny być od 2 do 3 razy dłuższe niż głębokość, na
którą są wprowadzone.
Całkowita rezystancja (w jednorodnej glebie) jest wówczas równa rezystancji
jednego pręta, podzielonej przez liczbę prętów. Orientacyjna obliczona rezystancja
R to:
1ρ
R=
jeśli odległość dzieląca pręt & gt; 4L
nL
where
gdzie length of the rod in metres
L = the
L = resistivitypręta w metrach
ρ = długość of the soil in ohm-metres (see “Influence of the type of soil” below)
ρ = the number of rods w omach na metr (patrz „Wpływ typu gleby” poniżej)
n = rezystywność gleby
n = liczba prętów
Vertical plates (see Fig. E43 )
Rectangular plates, each side of
Płytki pionowe (patrz Rys. E22)which must be u 0.5 metres, are commonly used as
earth prostokątne są powszechnie stosowane jako uziomy. Układa się the plate is
Płytki electrodes, being buried in a vertical plane such that the centre of płyty
at least 1 metre below the surface of the zakopane w płaszczyźnie pionowej tak, że
prostokątne o wymiarach 0,5 m x 1m. Sąsoil.
środek płytki znajduje się co najmniej 1 metr poniżej powierzchni gleby.
The plates may be:
Płytki mogą być: thickness
c Copper of 2 mm
b Miedziane o grubości 2 mm thickness
c Galvanised (1) steel of 3 mm
b Z ocynkowanej(1) stali o grubości 3 mm
The resistance R in ohms is obliczana (w przybliżeniu)
Rezystancja R w omach jest given (approximately), by: z:
0.8 ρ
R=
L
L = obwód płytki w metrach
ρ = rezystywność gleby w omach·metr (patrz „Wpływ typu gleby” poniżej)

Wpływ typu gleby

Typ gleby

Measurements on earth electrodes in similar
Gleba
soils are useful to determine the resistivitybagnista, bagna
value
Rzeczne osady mułowe
to be applied for the design of an earthHumus, kompost
electrode system
Torf, darnina
Miękka glina
Margiel i zagęszczona glina
Margiel jurajski
Piasek ilasty
Piasek krzemionkowy
Grunt kamienny
Pokryte trawą podglebie kamienne
Gleba kredowa
Kamień wapienny
Kamień wapienny
Łupek
Łupek mikowy
Granit i piaskowiec
Modyfikowany granit i piaskowiec

Średnia wartość
rezystywności w Ωm
1 - 30
20 - 100
10 - 150
5 - 100
50
100 - 200
30 - 40
50 - 500
200 - 300
1,500 - 3,000
300 - 500
100 - 300
1,000 - 5,000
500 - 1,000
50 - 300
800
1,500 - 10,000
100 - 600

Rys. E23: Rezystywność (Ωm) różnych rodzajów gleby

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

2 mm thickness (Cu)
grubość 2 mm (Cu)

Rys. E22: Pionowa płyta

anised conducting materials are used for earth
crificial cathodic protection anodes may be
void rapid corrosion of the electrodes where the
ve. Specially prepared magnesium anodes (in a
(1) W przypadku, kiedy w uziomach są stosowane
led with a suitable “soil”) are available for direct
ocynkowane materiały przewodzące, niezbędne mogą
he electrodes. In such circumstances, a
się okazać elektrody ochronne w celu uniknięcia szybkiej
ld be consulted

Typ gleby

Gleba żyzna, zagęszczona wilgotna zasypka
Gleba sucha, żwir, niezagęszczona niejednolita zasypka
Gleba kamienista, odkryta, suchy piasek, kamienie

Średnia wartość
rezystywności w Ωm
50
500
3,000

Rys. E24: Wartości średniej rezystywności (Ωm) orientacyjnego uziemienia

korozji uziomów tam, gdzie gleba jest agresywna.
Specjalnie przygotowane anody magnezowe (w porowatym
(1) Where galvanised conducting materials are used for earth
worku wypełnionym odpowiednią glebą) są dostępne
do bezpośredniego podłączenia electrodes, W takich cathodic protection anodes may be
uziomów. sacrificial
necessary to avoid rapid
okolicznościach należy skonsultować się ze specjalistącorrosion of the electrodes where the

soil is aggressive. Specially prepared magnesium anodes (in a
porous sack filled with a suitable “soil”) are available for direct
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015
Schneider Electric - Electrical installation guide 2005
connection to the electrodes. In such circumstances, a
specialist should be consulted

1 Układy sieci

Pomiar rezystancji uziemienia
Rezystancja uziemienia rzadko pozostaje stała
Główne czynniki wpływające na wartości rezystancji uziemienia są następujące:
b Wilgotność gleby
Sezonowe zmiany wilgoci gleby mogą być znaczące na głębokościach do 2
metrów.
Na głębokości 1 metra rezystywność, a tym samym rezystancja, mogą zmienić
swoją wartość nawet o 3 razy w czasie mokrej zimy i suchego lata w regionach
umiarkowanych.
b Mróz
Zamarznięta ziemia może zwiększyć rezystywność gleby o kilka rzędów wielkości.
Jest to jeden z powodów zalecenia instalacji wgłębnych elektrod, szczególnie
w zimnych strefach.
b Starzenie
Materiały stosowane na elektrody podlegają procesom starzenia m.in.:
v Przez reakcje chemiczne (w glebach kwaśnych lub zasadowych)
v Z przyczyn galwanicznych: z powodu błądzących prądów stałych w uziemieniu,
np. z trakcji elektrycznej itp. lub z powodu niejednorodnych metali, tworzących
ogniwa pierwotne. Różne gleby oddziałujące na odcinki tego samego przewodu
mogą również tworzyć obszary anodowe i katodowe. Niestety, najbardziej
sprzyjające warunki dla niskiej rezystywności gleby to także te, w których prądy
galwaniczne mogą przepływać najłatwiej.
b Utlenianie
Lutowane i spawane złącza i połączenia to punkty najbardziej wrażliwe na
utlenianie.
Dokładne czyszczenie nowo wykonanego złącza lub połączenia i pokrycie go
odpowiednio nasmarowaną taśmą łączącą to powszechnie stosowany środek
zapobiegawczy.

E13

Pomiar rezystancji uziomu
Zawsze musi istnieć co najmniej jedno połączenie uziomu z ziemią możliwe do
odizolowania i wyciągnięcia celem przetestowania.
Aby wykonać testy jakości uziemienia, wymagane są dwie pomocnicze elektrody,
każda zawierająca pionowo wprowadzany pręt.
b Metoda amperomierza (zob. Rys. E25)

U

t1

A

T
t2

A = RT + Rt1 =

UTt1
i1

B = Rt1 + Rt 2 =

Ut1t 2
i2

C = Rt 2 + RT =

Ut 2T
i3

When the source voltage U is constant (adjusted to be the same value for each test)
then:

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. E25: Pomiar rezystancji uziomu instalacji za pomocą amperomierza

E - Dystrybucja w instalacjach niskiego napięcia

1 Układy sieci

Gdy źródło napięcia U jest stałe (skorygowane do tej samej wartości każdego
testu), wówczas:
U ⎛ 1 1 1⎞
RT = ⎜ + − ⎟
2 ⎝ i1 i3 i2 ⎠
W celu uniknięcia błędów z uwagi na błądzące prądy doziemne (galwaniczne – DC lub
prądy upływowe z sieci zasilającej i komunikacyjnej), prąd testowy powinien być

E14

prądem przemiennym, ale o innej częstotliwości niż częstotliwość układu zasilania
lub któregokolwiek z jego harmonicznych.
Przyrządy wykorzystujące generatory ręczne do wykonania tych pomiarów zwykle
charakteryzują się wyjściowym napięciem AC o częstotliwości między 85 Hz a 135 Hz.
Odległość pomiędzy elektrodami nie jest istotna. Na ogół wykonywany jest szereg
testów w różnych odstępach i kierunkach w celu sprawdzenia całego zakresu
wyników badań.
b Zastosowanie omomierza do bezpośredniego odczytu rezystancji uziemienia
Przyrządy te wykorzystują ręczny elektroniczny generator typu AC wraz z dwoma
pomocniczymi elektrodami, których rozstaw musi być taki, aby strefa
wpływów testowanej elektrody nie pokrywała się ze strefą elektrody testowej (C).
Elektroda testowa prądowa (C), najbardziej oddalona od testowanej elektrody (X),
przewodzi prąd poprzez uziemienie i testowaną elektrodę, podczas gdy druga
elektroda testowa – napięciowa (P), mierzy napięcie pomiędzy elektrodą (X) a (P).
Wartość tego napięcia wynika z prądu testowego i jest miarą rezystancji pomiędzy
testowaną elektrodą a uziemieniem. Oczywiście odległość (X) do (P) musi być
starannie dobrana w celu zapewnienia dokładnych wyników. Jeżeli jednak odległość
(X) do (C) jest zwiększana, strefy oporności elektrod (X) i (C) oddalają się od siebie,
a krzywa potencjałów (napięcia) staje się bardziej pozioma w okolicy punktu (O).
Dlatego też w testach praktycznych odległość (X) do (C) jest zwiększana do chwili,
gdy odczyty podejmowane elektrodą (P) w trzech różnych punktach, tzn. w (P)
i około 5 metrów po każdej stronie (P), dają podobne wartości. Odległość (X) do (P)
wynosi na ogół około 0,68 odległości (X) do (C).

VG
G
I

V
X

P

C

voltage-drop due
spadek napięcia
to the resistance
w wyniku oporności
of electrode
elektrody (X)(X)

O
VG

voltage-drop due
spadek napięcia
to the resistance
w wyniku oporności
of electrode
elektrody (C)(C)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

a) zasada pomiaru jest oparta na założonych jednorodnych warunkach glebowych. Jeżeli strefy
wpływów elektrod C i X pokrywają się, lokalizacja elektrody testowej P jest trudna do ustalenia
w celu uzyskania zadowalających wyników.

X

P

C

O

b) przedstawienie wpływu gradientu potencjału, gdy (X) i (C) znajdują się daleko od siebie.
Lokalizacja elektrody testowej P nie jest istotna i może być łatwo ustalona.
Rys. E26: Pomiar rezystancji uziemienia elektrody (X) za pomocą omomierza do testowania
uziomu.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 System instalacji

E - Dystrybucja w instalacjach niskiego napięcia

Rozdzielnice elektryczne, w tym rozdzielnica
główna NN zdecydowanie wpływa na
niezawodność instalacji elektrycznej. Muszą być
zgodne z odpowiednimi normami regulującymi
projektowanie i budowę modułów rozdzielnic
NN.

2.1 Rozdzielnice dystrybucyjne NN
Rozdzielnica dystrybucyjna to punkt, w którym zasilanie przychodzące jest dzielone
na poszczególne obwody, z których każdy jest kontrolowany i chroniony przez
aparaturę zabezpieczającą. Rozdzielnica dystrybucyjna stanowi kluczowe ogniwo
w łańcuchu niezawodności. Co za tym idzie, typ rozdzielnicy musi być właściwie
dostosowany do jej zastosowania. Jej projekt i konstrukcja muszą być zgodne
z ogólnie przyjętymi standardami i praktykami.
Obudowa rozdzielnicy zapewnia:
b ochronę aparatury zabezpieczeniowej, przyrządów pomiarowych, aparatury
i sygnalizującej itp. przed uszkodzeniami mechanicznymi, drganiami oraz innymi
wpływami zewnętrznymi, mogącymi naruszyć jej konstrukcję (EMI, pył, wilgoć,
szkodniki itd.)
b ochronę ludzkiego życia przed możliwością bezpośredniego i pośredniego
porażenia elektrycznego (patrz poziom zabezpieczenia IP i indeks IK w sekcji 3.3
Rozdziału E).

E15

Typy rozdzielnic elektrycznych NN

Wymagania dotyczące obciążenia narzucają typ
tablicy rozdzielczej do zainstalowania

Rozdzielnice mogą różnić się w zależności od rodzaju zastosowania i przyjętej
zasady projektowania (zwłaszcza w układzie szyn zbiorczych).
Główne typy rozdzielnic NN to:
b Rozdzielnica Główna RGNN - Main Low Voltage Switchboard (patrz Rys. E27a)
b Rozdzielnica napędowa ( " stycznikownia " ) - motor control center (patrz Rys. E27b)
b Tablice rozdzielcze (patrz Rys. E28)
b Końcowe tablice rozdzielcze (patrz Rys. E29)
Tablice rozdzielcze do specyficznych zastosowań (np. ogrzewanie, windy, procesy
przemysłowe) mogą być zlokalizowane:
b Przylegająco do głównej rozdzielnicy NN lub
b Blisko danego odbioru
Tablice rozdzielcze i rozdzielcze tablice końcowe są zazwyczaj rozproszone w
całym obiekcie.

a

b

a

Rys. E28: Podtablica rozdzielcza (Prisma Plus G)

b

c

Rys. E29: Końcowe tablice rozdzielcze [a] Prisma Plus G; [b] Kaedra; [c] mini-Pragma

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. E27: [a] Rozdzielnica Główna NN - MLVS - (Prisma Plus P) z podłączeniem
szynoprzewodem CANALIS - [b] System sterowania napędami NN- MCC - (rozdzielnica
modułowa z kasetami wysuwnymi/szufladami typu Okken do 6300A)

E - Dystrybucja w instalacjach niskiego napięcia

Bardzo istotnym jest właściwy wybór na
wczesnym etapie projektowania systemu
rozdzielnic:
b Tradycyjne rozdzielnice elektryczne, w
których aparatura zamontowana jest na szynach
umiejscowionych w ramie rozdzielnicy
b Rozdzielnice modułowe do zastosowań
wszędzie tam, gdzie szczególnie istotne jest
zminimalizowanie przestojów dostawy zasilania.

E16

Dwie technologie tablic rozdzielczych
Tradycyjne rozdzielnice elektryczne
Rozdzielnica i aparatura są zazwyczaj zlokalizowane w ramie z tyłu obudowy.
Urządzenia kontrolne (mierniki, lampy, przyciski itd.) są zamontowane na przedniej
osłonie tablicy rozdzielczej.
Rozmieszczenie komponentów w obudowie wymaga uważnego uwzględnienia
wymiarów każdego elementu, jego podłączeń i odstępów niezbędnych do
zapewnienia bezpiecznego i bezproblemowego działania.
Rozdzielnice modułowe
Rozdzielnice, przeznaczone do specyficznych zastosowań, zawierają moduły
funkcjonalne np. wysuwne lub wtykowe, w których instaluje się aparaturę
zabezpieczającą, pomiarową itp., co zapewnia szczególnie wysoki poziom
niezawodności oraz bardzo szybką możliwość zmiany aparatury.
b Wiele korzyści
Wykorzystanie rozdzielnic modułowych objęło wszystkie poziomy dystrybucji
elektrycznej NN – od głównej tablicy rozdzielczej NN (MLVS) do końcowych tablic
rozdzielczych, z uwagi na ich duże zalety:
v Modułowość systemu umożliwiająca integrację wielu funkcji w pojedynczym
module, włączając zabezpieczenie, kontrolę, zarządzanie techniczne oraz
monitorowanie instalacji elektrycznych. Modułowa konstrukcja ułatwia również
konserwację, obsługę i modernizację tablicy rozdzielczej
v Projektowanie rozdzielnicy jest szybkie, ponieważ obejmuje jedynie dodawanie
modułów funkcjonalnych
v Prefabrykowane komponenty mogą być montowane szybciej i sprawniej
v Tablice rozdzielcze są poddawane badaniom typu, zapewniającym wysoki stopień
niezawodności

Rys. E30: Moduł końcowej tablicy rozdzielczej ze stałymi
jednostkami funkcjonalnymi (Prisma Plus G)

Nowe serie obudów typu Prisma Plus G i P od Schneider Electric pokrywają
zapotrzebowanie do 3200 A i zapewniają:
v Elastyczność i łatwość w projektowaniu tablic rozdzielczych
v Certyfikacja rozdzielnic zgodna z normą IEC 61439 i zapewnienie bezpiecznej
obsługi
v Oszczędności czasu na wszystkich etapach, od projektu do instalacji, obsługi
i modyfikacji lub modernizacji
Rysunki E27a, E28 i E29 pokazują przykłady rozdzielnic NN dla wszystkich
zakresów mocy. Rysunek E27b pokazuje funkcjonalną przemysłową tablicę
rozdzielnicę dużej mocy.
b Główne typy jednostek funkcjonalnych
W funkcjonalnych tablicach rozdzielczych są wykorzystane trzy podstawowe
technologie.
v Stałe jednostki funkcjonalne (patrz Rys. E30)
Jednostki te nie mogą być oddzielone od zasilania tak, że każda interwencja w
celu konserwacji, modyfikacji itp., wymaga wyłączenia całej tablicy rozdzielczej.
Mogą tam jednak być stosowane podłączane wtyczką lub możliwe do
wyciągnięcia urządzenia – w celu zminimalizowania czasów przestojów i poprawy
dyspozycyjności pozostałej części instalacji.
v Odłączalne jednostki funkcjonalne (patrz Rys. E31)
Każdy moduł funkcjonalny jest montowany na wymiennej płycie montażowej
i wyposażony w osłony izolacyjne szyn zbiorczych po ich wyjęciu. Kompletne
urządzenie można zatem usunąć w celach serwisowania bez konieczności
wyłączania całej rozdzielnicy.
v Wyjmowane jednostki funkcjonalne w szufladach (patrz Rys. E32)
Aparatura i połączone z nią akcesoria są montowane w poziomo instalowanej
szufladzie. Funkcjonalność ta jest szczególnie stosowana przy odbiorach typu
silniki i znajduje szerokie zastosowanie w różnych gałęziach przemysłu (np.
samochodowy, petrochemia, energetyka, górnictwo, hutnictwo itp.).
Odłączenie (stworzenie widocznej przerwy) jest możliwe zarówno przed, jak i za
jednostką, poprzez pełne wyjęcie szuflady, umożliwiające szybką wymianę wadliwej
jednostki bez konieczności wyłączania całej rozdzielnicy.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. E31: Tablica rozdzielcza z odłączalnymi jednostkami
funkcjonalnymi

Rys. E32: Tablica rozdzielcza z wysuwnymi funkcjonalnymi
jednostkami w szufladach

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 System instalacji

Standardy
Zgodność z ogólnie przyjętymi standardami
jest kluczowa w zapewnianiu odpowiedniego
stopnia niezawodności

Trzy elementy norm IEC 61439-1 i 2 mają duży
wpływ na niezawodność:
b Jasna definicja jednostek funkcjonalnych
b Formy separacji między przylegającymi
jednostkami funkcjonalnymi zgodnie z
wymaganiami użytkownika
b Jednoznacznie zdefiniowane testy
weryfikacyjne i rutynowe badania

Różne standardy
Określone typy rozdzielnic elektrycznych (w szczególności funkcjonalnych
rozdzielnic) muszą być zgodne z określonymi standardami w zależności od
zastosowania.
Międzynarodowe normy odniesienia to seria IEC 61439-x („Rozdzielnice
i sterownice niskonapięciowe”), w których:
b IEC 61439-1 dotyczy zasad ogólnych (generalne cechy techniczne i zasady
certyfikowania urządzeń)
b IEC 61439-2 dotyczy wymagań dla zestawów rozdzielnic i sterownic niskiego
napięcia (PSC)
Standardy IEC 61439-1 i 2
b Koncepcja i definicje systemu montażu
v Konstrukcja rozdzielnicy: pełen zakres komponentów elektrycznych i
mechanicznych jest określony przez producenta rozdzielnicy, np. Schneider-Electric
(obudowy, szyny zbiorcze, jednostki funkcjonalne, aparatura, przyłącza, ...) i może
zostać zmontowany zgodnie z instrukcją producenta.

E17

v Producent rozdzielnicy: firma, która zaprojektowała system rozdzielnicy
i zweryfikowała system montażowy. Odpowiada ona za „Weryfikacje projektowe”,
wymienione przez IEC 61439-2, zawierającą liczne testy elektryczne
v Prefabrykator (montażysta rozdzielnicy): firma odpowiedzialna za kompletny
montaż rozdzielnicy. Odpowiada ona za „Rutynowe weryfikacje” każdego
wyprodukowanego panelu zgodnie ze standardem. Wykonawca (prefabrykator)
rozdzielnicy bierze odpowiedzialność za produkt końcowy poprzez postępowanie
zgodnie z oryginalną dokumentacją projektową i testy poprodukcyjne
przeprowadzane na gotowej rozdzielnicy przed jej dostarczeniem
v Projektant instalacji: określa potrzeby i ograniczenia projektowania, instalacji,
obsługi i modernizacji kompletnego systemu. Sprawdza, czy jego wymagania
zostały w pełni uwzględnione przez Producenta Rozdzielnic (prefabrykatora).
W zależności od rodzaju projektu, projektant może być użytkownikiem końcowym
lub biurem projektowym
v Użytkownik Końcowy: Powinien poprosić o certyfikat rozdzielnic NN. Poprzez
systematycznie wymagane rutynowe weryfikacje gwarantuje, że stosowany system
montażu jest zgodny z wymaganiami
Uwaga: aktualna do 2014r. norma IEC 60439-1 określała tzw. " niepełne badanie
typu(PTTA) " i „pełne badanie typu (TTA)”. W nowej normie IEC 61439-1 określa się jedynie „weryfikację typu”, która jest zgodnia z dawnym określeniem " pełne badania typu " .
b Jednostki funkcjonalne
Ten sam standard określa jednostki funkcjonalne:
v Część montażu, obejmująca wszystkie elementy elektryczne i mechaniczne, które
przyczyniają się do realizacji tej samej funkcji
v Rozdzielnica zawierająca aparat zasilający i odpływowe.
Co więcej, rozdzielnice technologiczne wykorzystują jednostki funkcjonalne,
które mogą być zamontowane na stałe, odłączalne lub wysuwne (patrz sekcja 4.2
Rozdział D i rys. E30, E31, E32).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. E32b: Główne zasady zdefiniowane przez standard IEC 61439-1 & 2

E - Dystrybucja w instalacjach niskiego napięcia

b Formy wygrodzenia (patrz Rys. E33)
Oddzielenie jednostek funkcjonalnych jest zapewniane w formach, które są
określone dla różnych rodzajów pracy.
Formy są oznaczane cyframi od 1 do 4 z wariantami oznakowanymi " a " lub " b " .
Standard rozróżnia:
Forma 1: Brak wygrodzenia
Forma 2: Oddzielenie szyn zbiorczych od jednostek funkcjonalnych
Forma 3: Oddzielenie szyn zbiorczych od jednostek funkcjonalnych i oddzielenie
wszystkich jednostek funkcjonalnych od siebie, za wyjątkiem ich przyłączy
wyjściowych
Forma 4: Jak dla Formy 3, ale włączając oddzielenie od siebie wychodzących
przyłączy wszystkich jednostek funkcjonalnych
Decyzja dotycząca wyboru realizowanej formy wynika z porozumienia między
producentem a użytkownikiem.
Zakres funkcjonalny Prima Plus zapewnia rozwiązania dla form 1, 2b, 3b, 4a, 4b.

E18

Form 1 1
Forma

Form 2a
Forma 2a

Form 2b
Forma 2b

Form 3a
Forma 3a

Busbar
Szyna zbiorcza
Wygrodzenie
Separation
Form 3b
Forma 3b

Form 4a
Forma 4a

Form 4b
Forma 4b

Rys. E33: Przedstawienie różnych form wygrodzenia tablic rozdzielnic NN

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b Testy weryfikacyjne i rutynowe badania
Zapewniają zgodność każdej rozdzielnicy ze standardem. Dostępność certyfikatów
zgodności, wydanych przez organy zewnętrzne, stanowi gwarancję dla
użytkowników.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 System instalacji

Standardem stała się potrzeba uzyskiwania
informacji o systemie zasilania obiektu oraz jego
całej strukturze poprzez systemy komunikacyjne.

Zdalne monitorowanie i kontrola już nie są ograniczone do dużych instalacji.
Te funkcje są stosowane coraz częściej i zapewniają znaczne obniżenie kosztów.
Główne potencjalne zalety to:
b Redukcje rachunków za energię
b Często możliwość uniknięcia awarii oraz obniżenie kosztów utrzymania instalacji
b Lepsze wykorzystanie efektywności energetycznej obiektu, zwłaszcza w zakresie
optymalizacji cyklu użytkowania instalacji
b Większe możliwości obsługi technicznej z uwagi na pełną kontrolę parametrów
elektrycznych (i innych mediów) poprzez zastosowanie opomiarowania. Zarówno
w przemyśle jak i obiektach komercyjnych.
Powyższe możliwości są trafionym rozwiązaniem dla aktualnej deregulacji
elektrycznego sektora energetycznego.
Protokół komunikacyjny Modbus jest coraz częściej stosowany jako otwarty
standard komunikacji w obrębie rozdzielnicy nn (między aparaturą, miernikami itd.)
i pomiędzy rozdzielnicami a systemem monitoringu i zużycia energii użytkownika.
W rozdzielnicach wykorzystuje się najczęściej aparaty zabezpieczające posiadające
opcje komunikacyjne, analizatory sieci i inne urządzenia. Strona www.modbus.org
przedstawia wszystkie specyfikacje magistrali i stale aktualizuje listę produktów
i przedsiębiorstw, wykorzystujących otwarty standard przemysłowy.
Zastosowanie komunikacji przez ogólnodostępny internet w bardzo krótkim
czasie przyczyniło się do szerszego wykorzystania funkcjonalności urządzeń
z komunikacją. Inwestorzy zaczęli coraz częściej zauważać spore korzyści
z funkcjonalności komunikacji, jednak znaczącą rolę ma tutaj projektant, który jest
w stanie wyczuć potrzeby przyszłego użytkownika.

E19

2.2 Kable i szynoprzewody
Dystrybucja energii elektrycznej poprzez przewody i kable
Definicje
b Przewód

Przewód obejmuje pojedynczy metalowy rdzeń z izolacyjną osłoną lub bez.
b Kabel

Kabel obejmuje elektrycznie odseparowane żyły połączone mechanicznie, okryte
elastyczną powłoką.
b Trasa kablowa

Termin " trasa kablowa " odnosi się do przewodów i/lub kabli wraz z elementami
montażowymi takimi, jak np. drabinki kablowe, korytka kablowe itp.
Oznaczenie przewodu
Identyfikacja przewodu musi być zgodna z następującymi trzema zasadami:
b Reguła 1
Kolor żółto-zielony jest ściśle zastrzeżony dla przewodów ochronnych PE i PEN.
b Reguła 2
v Przewód neutralny musi być koloru niebieskiego lub oznaczony jako „1” w
przypadku kabli z więcej niż pięcioma żyłami
v Jeśli obwód nie ma przewodu neutralnego, jasnoniebieski przewód może
posłużyć jako przewód fazowy, jeżeli wchodzi w skład kabla z więcej niż jedną żyłą
b Reguła 3
Przewody fazowe mogą być dowolnego koloru z wyjątkiem:
v Żółto-zielonego
v Zielonego
v Żółtego
v Niebieskiego (patrz Reguła 2)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone
wszelkie prawa zastrzeżone

Możliwe są dwa typy dystrybucji:
b Poprzez izolowane przewody i kable
b Poprzez szynę zbiorczą (szynoprzewody)

Zdalne monitorowanie oraz kontrola instalacji elektrycznej

E - Dystrybucja w instalacjach niskiego napięcia

Przewody w kablach są identyfikowane kolorem lub numerami (patrz Tab. E34).

E20

Liczba
Obwód
Stałe trasy kablowe
przewodów
Izolowane przewody


Sztywne i elastyczne -
w obwodzie





kable wielożyłowe

Ph
Ph
Pn
N
PE
Ph
Ph
Ph
N
PE
1
Zabezpieczenie lub uziemienie
G/Y
2
Jednofazowe między fazami
b
b
BL
LB

Jednofazowe między fazą a punktem neutralnym b
LB
BL
LB
Jednofazowe między fazą a punktem neutralnym b
G/Y
BL
G/Y


+ przewód ochronny
3
Trójfazowy bez przewodu neutralnego
b
b
b
BL
B
LB
2 fazy + przewód neutralny
b
b
LB
BL
B
LB


2 fazy + przewód ochronny
b
b
G/Y BL
LB
G/Y

Jednofazowe między fazą a punktem neutralnym b
LB
G/Y BL
LB
G/Y

+ przewód ochronny
4
Trójfazowy z przewodem neutralnym
b
b
b
LB
BL
B
BL
LB

Trójfazowy z przewodem neutralnym
b
b
b
G/Y BL
B
LB
G/Y

+ przewód ochronny

2 fazy + przewód neutralny + przewód ochronny b
b
LB
G/Y BL
B
LB
G/Y

Trójfazowy z przewodem PEN
b
b
b
G/Y
BL
B
LB
G/Y
5
Trójfazowy + przewód neutralny
b
b
b
LB
G/Y BL
B
BL
LB
G/Y

+ przewód ochronny
& gt; 5
- Przewód ochronny: G/Y

- Inne przewody: BL (z numeracją).

Jeśli jest stosowany przewód neutralny to numer " 1 " jest zastrzeżony dla tego przewodu.
G/Y: Zielony i żółty

BL: Czarny

b : Jak przedstawiono w regule 3

LB: Jasnoniebieski

B: Brązowy

Rys. E34: Identyfikacja przewodu w zależności od typu obwodu

Uwaga: Jeżeli obwód obejmuje przewód ochronny i jeżeli dostępny kabel nie ma
zielonego i żółtego przewodu, przewód ochronny może być:
b Odrębnym zielonym i żółtym przewodem
b Niebieskim przewodem, jeżeli obwód nie ma przewodu neutralnego
b Czarnym przewodem, jeżeli obwód ma przewód neutralny
W ostatnich dwóch przypadkach przewód musi być oznaczony zielonymi i żółtymi
paskami lub oznaczeniami przy końcach i na całej widocznej długości przewodu.
Przewody zasilające aparaturę są oznaczone podobnie do kabli wielożyłowych
(patrz Rys. E35).
Metody dystrybucji i instalacji (patrz Rys. E36)
Dystrybucja odbywa się za pośrednictwem tras kablowych, które prowadzą
pojedyncze izolowane przewody lub kable i zawierają system mocujący oraz
zabezpieczenie mechaniczne.

Final
Końcowa
distribution
dystry­
swichboard
bucja

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Tablica
Floor subrozdzielcza
distribution
piętra
swichboard

N

Główna tablica rozdzielcza piętra
Main LV switchboard
(MLVS)

Black conductor
Czarny przewód
Ogrzewanie itp.
Heating, etc.

Przewód conductor
Light blue niebieski
Rys. E35: Identyfikacja przewodu wyłącznika instalacyjnego
z fazą i przewodem neutralnym

Tablica rozdzielcza mediów budynku
Building utilities sub-distribution swichboard
Rys. E36: Dystrybucja promieniowa przy użyciu kabli w hotelu

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 System instalacji

Szynoprzewody wyróżniają się łatwością
instalacji, elastycznością w rozbudowie i liczbą
możliwych punktów dostępu

Szynoprzewody
Szynoprzewód ma za zadanie dystrybucję mocy (od 20 A do 5000 A) i/lub zasilanie
oświetlenia (w tym zastosowaniu szynoprzewód może odgrywać podwójną rolę
dostarczania energii elektrycznej i fizycznego mocowania opraw oświetleniowych).

Budowa i skład systemu szynoprzewodów
System szynoprzewodów obejmuje zestaw szynoprzewodów zabezpieczonych
obudową oraz materiały mocujące (patrz Rys. E37). Szynoprzewody zastosowane
w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej są wyposażone we wszelkie niezbędne
do zamontowania elementy: złącza, elementy proste, kątowniki, mocowania itp.
Kasety umieszczone w regularnych odstępach dostarczają zasilanie w wielu
punktach instalacji.

Szynoprzewód

Kaseta zasilająca

Gniazdo kasety

E21

Element
System mocowania do sufitów, ścian, końcowy
podwójnych podłóg itp.

Kaseta odpływowa

Rys. E37: Schemat szynoprzewodu do dystrybucji prądów od 25 do 4000 A.

Różne rodzaje szynoprzewodów:

Rys. E38: Dystrybucja promieniowa przy użyciu szynoprzewodów

Przedstawiona powyżej sieć ma strukturę rozproszoną.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Systemy szynoprzewodów są obecne na każdym szczeblu dystrybucji energii
elektrycznej: od połączenia pomiędzy transformatorem a rozdzielnicą niskiego
napięcia (MLVS) do dystrybucji gniazd zasilających i oświetlenia do biur lub
dystrybucji mocy w warsztatach.

E - Dystrybucja w instalacjach niskiego napięcia

E22

Istnieją zasadniczo trzy kategorie zastosowania szynoprzewodów:
b Połączenie transformatora z rozdzielnicą (most szynowy)
Szynoprzewód można uznać za stały, najprawdopodobniej nigdy nie zostanie
zmodyfikowany. Brak kaset odpływowych.
Rozwiązanie często używane na krótkich odcinkach, praktycznie zawsze powyżej
1600 A, tzn. w przypadkach, gdy narzucona ilość kabli prowadzonych równolegle
czyni instalację niemożliwą lub bardzo kosztowną do wykonania. Szynoprzewody
stosowane są również pomiędzy rozdzielnicą główna NN a pozostałymi
rozdzielnicami obiektowymi.
Charakterystyka głównych szynoprzewodów dystrybucyjnych umożliwia przepływ
prądów znamionowych od 1000 do 5000 A i wytrzymywanie zwarć do 150 kA
b Szynoprzewód zasilany z szynoprzewodu głównego
Poniżej głównego szynoprzewodu mogą być zastosowane dwa typy rozwiązań w
zależności od potrzeby:
v Obiekty średniej wielkości (np. zakłady przemysłowe z prasami wtryskowymi
i obrabiarkami do metalu lub duże supermarkety z dużymi odbiorami). Poziomy
prądów znamionowych i zwarciowych mogą być dość wysokie (odpowiednio od
100 do 1000 A i od 20 do 70 kA)
v Małe obiekty (warsztaty z obrabiarkami, fabryki tekstylne z niewielkimi maszynami,
supermarkety z niewielkimi odbiorami). Poziomy prądów znamionowych
i zwarciowych są niższe (odpowiednio od 40 do 400 A i od 10 do 40 kA)
Takie rozwiązanie umożliwia:
v Modyfikację i modernizację biorąc pod uwagę dużą liczbę kaset odpływowych
v Niezawodność i ciągłość pracy
Taka koncepcja dotyczy również dystrybucji pionowej w budynkach od 100 do 5000 A.
b Szynoprzewód oświetleniowy
Obwody oświetlenia mogą być zasilane przy użyciu dwóch typów szynoprzewodu,
w zależności od tego, czy oprawy oświetleniowe są zawieszone na
szynoprzewodzie, czy nie.
v Szynoprzewód przeznaczony do montażu opraw oświetleniowych
Te szynoprzewody zasilają oprawy oświetleniowe i służą jako ich punkt mocowania
(reflektory przemysłowe, lampy wyładowcze itd.). Są wykorzystywane w budynkach
przemysłowych, supermarketach, sklepach wielobranżowych oraz magazynach.
Szynoprzewody są bardzo sztywne i przeznaczone dla jednego lub dwóch obwodów
od 25 lub 40 A. Kasety odpływowe mogą być rozmieszczone co 0,5 do 1 m.
v Szynoprzewód nieprzeznaczony do montażu opraw
Podobnie do prefabrykowanych systemów kablowych, te szynoprzewody są
wykorzystywane do zasilania wszystkich rodzajów opraw oświetleniowych w
strukturze budynku. Są wykorzystywane w budynkach użytkowych (biura, sklepy,
restauracje, hotele itd.), zwłaszcza w sufitach podwieszanych. Szynoprzewód jest
elastyczny i przeznaczony do jednego obwodu do 20 A. Kasety odpływowe mogą
być rozmieszczone co 1,2 m do 3 m.
Systemy szynoprzewodów odpowiadają wymaganiom budynków różnego
przeznaczenia:
b Obiekty przemysłowe: obiekty, warsztaty, budynki gospodarcze, ośrodki
logistyczne itp.
b Obiekty użyteczności publicznej: sklepy, galerie handlowe, supermarkety, hotele
itp.
b Budynki użytkowe: biura, szkoły, szpitale, pomieszczenia sportowe, statki
wycieczkowe itp.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Standardy
Szynoprzewody muszą spełniać wszystkie wytyczne, zamieszczone w IEC 61439-6.
Oznacza to, że podczas produkcji szynoprzewodu uwzględniane są jego
parametry, takie jak: charakterystyka wzrostu temperatury, odporność na zwarcia,
wytrzymałość mechaniczna itd.
Nowa norma IEC61439-6 opisuje w szczególności weryfikacje projektowe i
rutynowe badania, wymagane w celu zapewnienia wysokiej jakości produktu.
Poprzez montaż komponentów systemu na miejscu, zgodnie z instrukcjami,
wykonawca ma gwarancję poprawnego działania szynoprzewodu.

Zalety szynoprzewodów
Elastyczność rozbudowy
b Łatwa zmiana konfiguracji (modyfikacja linii produkcyjnej lub zwiększenie
obszarów produkcyjnych).
b Ponowne użycie komponentów (komponenty utrzymywane w nienaruszonym
stanie): gdy instalacja podlega poważnym modyfikacjom, szynoprzewód jest łatwy
do demontażu i ponownego użycia.
b Dostępność przyłączenia zasilania w wielu punktach (kasety odpływowe,
rozmieszczone co 1m).
b Szeroki wybór kaset odpływowych
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 System instalacji

Prostota
b Projekt może być wykonany niezależnie od topologii układu zasilania
b System jest łatwy do wdrożenia: wykorzystanie kabli wymaga większych
nakładów finansowych, czasowych, logistycznych
b Jasny układ dystrybucji
b Redukcja czasu montażu: zastosowanie szynoprzewodu umożliwia redukcję
czasów montażu do 50% w porównaniu z tradycyjną instalacją kablową
b Gwarancja producenta
b Kontrolowane czasy wykonania: standaryzowana koncepcja systemu
szynoprzewodów gwarantuje, że montaż przebiega planowo i na czas. Czas
montażu jest znany z wyprzedzeniem
b Komponenty modułowe są łatwe do wdrożenia i obsługi
Niezawodność
b Niezawodność gwarantowana przez produkcję fabryczną
b Urządzenia odporne na błędy obsługi
b Sekwencyjny montaż prostych komponentów, uniemożliwiający popełnienie błędu

E23

Ciągłość pracy
b Duża liczba kaset odpływowych powoduje, że łatwo jest doprowadzić zasilanie
do każdego nowego odbioru. Połączenie i odłączenie jest szybkie i można je
przeprowadzić w pełni bezpiecznie, nawet przy włączonym zasilaniu. Wszelkie
zmiany odbywają się bez konieczności przerwania pracy
b Szybka i prosta lokalizacja ewentualnych błędów
b Konserwacja nie jest konieczna lub jest znacznie zredukowana
Duży wkład w zrównoważony rozwój
b W porównaniu z tradycyjnym rozwiązaniem kablowym zużycie miedzi i izolatorów
jest zmniejszone 3-krotnie dzięki koncepcji rozproszonej dystrybucji (patrz
Rys. E39)

Example:
30 m of Canalis KS 250A equipped with 10 25 A, four-pole feeders
Conductors
Insulators
Consumption
Przewody
Izolatory
Zużycie

Distribution type
Typ dystrybucji
Branched
Rozgałęzione

ΣIxks
I1
R

I2
R

I3
R

I4
R

I5
R

I6
R

I7
Alu: 128 mm²
4 kg
Ekwiwalent miedzi: 86 mm2
Copper equivalent: 86 mm²

R

ks: clustering coefficient= 0.6
ks: współczynnik jednoczesności = 0,6
Scentralizowany
Centralized

1 000 Joules

Copper: 250 mm²
Miedź: 250 mm2

1 600 Joules

ΣIxks
I1
R

I2
R

I3
R

I4
R

I5
R

I6
R

I7

12 kg

R

ks: współczynnik jednoczesności = 0,6
ks: clustering coefficient= 0.6

b Urządzenie może być ponownie użyte i wszystkie jego komponenty w pełni
nadają się do przetworzenia
b Nie zawiera PCV i nie generuje toksycznych gazów lub odpadów
b Redukcja zagrożeń z uwagi na ekspozycję na pola elektromagnetyczne

Nowe cechy funkcjonalne Canalis
Szynoprzewody stają się lepsze. Wśród nowych funkcji możemy wymienić:
b Zwiększoną wydajność ze stopniem ochrony IP55
b Nowe możliwości zasilenia oświetlenia z wykorzystaniem starego okablowania
oświetleniowego oraz nowych kanałów oświetleniowych
b Nowe akcesoria mocujące. System szybkiego montażu, podwieszane
dedykowane trasy kablowe, możliwość wykorzystania komunikacji z aparatów/
mierników zainstalowanych w kasetach szynoprzewodu

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. E39: Przykład: 30 m szynoprzewód Canalis KS 250A wyposażony w dziesięć 25 A, czterobiegunowych przewodów zasilających

E - Dystrybucja w instalacjach niskiego napięcia

Systemy szynoprzewodów są doskonale zintegrowane ze środowiskiem:
b zgodność z europejskimi przepisami dotyczącymi ograniczania materiałów
niebezpiecznych (RoHS).

Przykładowe szynoprzewody Canalis

E24

Rys. E40: Elastyczny szynoprzewód nieprzystosowany do montażu opraw oświetleniowych:
Canalis KDP (20 A)

Rys. E41: Sztywny szynoprzewód przystosowany do montażu opraw oświetleniowych: Canalis
KBA lub KBB (25 i 40 A)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. E42: Szynoprzewód oświetleniowy: Canalis KBX (25 A)

Rys. E43: Szynoprzewód do rozdziału mocy: Canalis KN (40 do 160 A)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 System instalacji

Rys. E44: Szynoprzewód do rozdziału mocy: Canalis KS (100 do 1000 A)

E25

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. E45: Szynoprzewód do rozdziału mocy: Canalis KT (standarowo do 5000 A (większa moc na
zapytanie)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Czynniki zewnętrzne
(IEC 60364-5-51)

E - Dystrybucja w instalacjach niskiego napięcia

3.1 Definicja i normy odniesienia

Wpływy zewnętrzne będą uwzględnione przy
doborze:
b Odpowiednich środków do zapewnienia
bezpieczeństwa ludzi (w szczególności w
specjalnych lokalizacjach lub instalacjach
elektrycznych)
b Stopnia ochrony (IP) stosowanego sprzętu
oraz stopnia odporności mechanicznej (IK)

Stosowanie instalacji elektrycznej niesie różnego rodzaju ryzyko:
b Dla ludzi
b Dla wyposażenia stanowiącego instalację oraz jej otoczenia
Warunki środowiskowe wpływają na wybór odpowiedniego wyposażenia instalacji i
środków ochrony ludzi. Uwarunkowania środowiskowe w dalszym opracowaniu są
nazywane ogólnie „czynnikami (wpływami) zewnętrznymi”.
Wiele krajowych standardów dotyczących czynników zewnętrznych, zawiera system
klasyfikacji, opierający się na międzynarodowej normie IEC 60364-5-51 lub ściśle ją
przypomina.

E26

3.2 Klasyfikacja

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Stopień ochrony urządzenia musi uwzględniać
niezależne od siebie, a zarazem jednocześnie
występujące, wpływy zewnętrzne

Każdy czynnik zewnętrzny jest oznaczony kodem, obejmującym grupę dwóch
wielkich liter i liczbę w następujący sposób:
Pierwsza litera (A, B lub C)
Pierwsza litera dotyczy ogólnej kategorii wpływów zewnętrznych:
b A = otoczenie
b B = wykorzystanie
b C = konstrukcja budynków
Druga litera
Druga litera dotyczy charakteru wpływu zewnętrznego.
Numer
Liczba dotyczy stopnia ochrony dla danego czynnika zewnętrznego.
Dodatkowa litera (opcjonalna)
Dodatkowa litera wskazuje na stopień ochrony użytkownika przed bezpośrednim
kontaktem z elementami będącymi pod napięciem. Gdy ma być określona tylko
ochrona ludzi, dwie cyfry kodu IP są zastępowane przez X.
Przykład: IP XXB.
Przykład
Kod AC2 oznacza:
A = otoczenie
AC = otoczenie-wysokość
AC2 = otoczenie-wysokość & gt; 2.000 m

Kod
Wpływy (czynniki) zewnętrzne



A - Otoczenie
AA
Temperatura otoczenia (oC)


Niska
Wysoka

AA1
- 60 °C
+ 5 °C
AA2
- 40 °C
+ 5 °C
AA3
- 25 °C
+ 5 °C
AA4
- 5° C
+ 40 °C

AA5
+ 5 °C
+ 40 °C
AA6
+ 5 °C
+ 60 °C

AA7
- 25 °C
+ 55 °C
AA8
- 50 °C
+ 40 °C

Wymagana charakterystyka wyposażenia

Specjalnie zaprojektowane wyposażenie lub odpowiednie
przygotowania

Normalne (specjalne środki ostrożności w określonych
przypadkach)
Normalne
Specjalnie zaprojektowane wyposażenie lub odpowiednie
przygotowania

Rys. E46: Wykaz wpływów zewnętrznych (zaczerpniętych z Załącznika A do IEC 60364-5-51) (ciąg dalszy na następnej stronie)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Czynniki zewnętrzne
(IEC 60364-5-51)

AH3
AJ
AK
AH1
AH2
AL
AH1
AH2
AM
AM1
AM2
AM3
AM4
AM5
AM6
AM7
AM8
AM9

Duży
Trudne warunki przemysłowe
Inne naprężenia mechaniczne
Obecność roślin i/lub pleśnienie
Brak zagrożenia
Normalny
Zagrożenie
Obecność zwierząt
Brak zagrożenia
Normalny
Zagrożenie
Wpływy elektromagnetyczne, elektrostatyczne lub jonizujące/Zjawiska elektromagnetyczne o niskiej częstotliwości/Harmoniczne
Harmoniczne, interharmoniczne
Patrz właściwe normy IEC
Napięcie sygnalizacyjne
Zmiany amplitudy napięcia
Asymetria napięcia
Zmiany częstotliwości sieciowej
Indukowane napięcia niskiej częstotliwości
Prąd stały w sieciach prądu przemiennego
Promieniowane pola magnetyczne
Pole elektryczne

AM21

Indukowane prądy lub napięcia oscylacyjne

Rys. E46: Wykaz wpływów zewnętrznych (zaczerpniętych z Załącznika A do IEC 60364-5-51) (ciąg dalszy na następnej stronie)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

E27

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Kod
Wpływy zewnętrzne Wymagana charakterystyka wyposażenia
A - Otoczenie
AB
Wilgotność atmosferyczna

Temperatura powietrza °C Wilgotność względna %
Wilgotność bezwzgl. g/m3

Niska
Wysoka
Niska
Wysoka
Niska
Wysoka
AB1
- 60 °C
+ 5 °C
3
100
0.003
7
Dokonane zostaną odpowiednie przygotowania
AB2
- 40 °C
+ 5 °C
10
100
0.1
7
AB3
- 25 °C
+ 5 °C
10
100
0.5
7
AB4
- 5° C
+ 40 °C
5
95
1
29
Normalny
AB5
+ 5 °C
+ 40 °C
5
85
1
25
Normalny
AB6
+ 5 °C
+ 60 °C
10
100
1
35
Dokonane zostaną odpowiednie przygotowania
AB7
- 25 °C
+ 55 °C
10
100
0.5
29
AB8
- 50 °C
+ 40 °C
15
100
0.04
36
AC
Wysokość
AC1
y 2000 m
Normalny
AC2
& gt; 2000 m
Może wymagać środków ostrożności (czynniki zmiany klasyfikacji)
AD
Obecność wody
AD1
Pomijalne
Na zewnątrz lub w lokalizacjach niechronionych
IPX0

przed warunkami atmosferycznymi
AD2
Spadające swobodnie krople
IPX1 or IPX2
AD3
Spryskiwacze
IPX3
AD4
Rozpryski
IPX4
AD5
Strumienie
Lokalizacje tam, gdzie regularnie wykorzystuje się
IPX5

węże z wodą
AD6
Fale
Lokalizacje nadmorskie (pirsy, plaże, nabrzeża…)
IPX6
AD7
Częściowe zanurzenie
Woda 150 mm nad najwyższym punktem,
IPX7

a urządzenie nie więcej niż 1m poniżej powierzchni
AD8
Zanurzenie
Wyposażenie jest trwale i całkowicie zakryte
IPX8
AE
Obecność obcych ciał stałych

Najmniejszy wymiar
Przykład
AE1
Pomijalne
IP0X
AE2
Małe obiekty
2.5 mm
Narzędzia
IP3X
AE3
Bardzo małe obiekty
1 mm
Kabel
IP4X
AE4
Lekkie zapylenie
IP5X, jeśli penetracja pyłu nie jest szkodliwa dla funkcjonowania
AE5
Umiarkowane zapylenie
IP6X, jeśli pył nie powinien przenikać
Ciężkie zapylenie
IP6X
AE6
AF
Obecność korozyjnych lub zanieczyszczających substancji
AF1
Pomijalne
Normalny
AF2
Atmosferyczne
Zgodnie z charakterem substancji
AF3
Nieciągłe, przypadkowe
Zabezpieczenie przed korozją
AF4
Ciągłe
Wyposażenie specjalnie zaprojektowane
AG
Wpływ naprężenia mechanicznego
AG1
Niski
Normalny
AG2
Średni
Materiał standardowy, gdzie ma to zastosowanie

lub wzmocniony
AG3
Duży
Wzmocnione zabezpieczenie
AH
Drgania
AH1
Niski
Gospodarstwo domowe lub podobne
Normalny
AH2
Średni
Typowe warunki przemysłowe
Wyposażenie specjalnie zaprojektowane
lub specjalne przygotowania


E - Dystrybucja w instalacjach niskiego napięcia

Kod

Wpływy zewnętrzne Wymagana charakterystyka wyposażenia

A - Otoczenie

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

E28

Przewodzone jednokierunkowe napięcia przejściowe w skali nanosekund Patrz właściwe normy IEC
Przewodzone jednokierunkowe napięcia przejściowe w skali czasowej
mikrosekund do milisekund
Przewodzone oscylacyjne napięcia przejściowe
Promieniowane zjawiska wysokiej częstotliwości
Wyładowania elektrostatyczne
Jonizacja
Promieniowanie słoneczne
Niska
Normalny
Średnia
Wysoki
Wpływ sejsmiczny
Pomijalne
Normalny
Niska powaga
Średnia powaga
Wysoka powaga
Wyładowania atmosferyczne
Pomijalne
Normalny
Ekspozycja pośrednia
Ekspozycja bezpośrednia
Ruch powietrza
Niska
Normalny
Średnia
Wysoki
Wiatr
Niska
Normalny
Średnia
Wysoki
B - Wykorzystanie
BA
Liczba osób
BA1
Zwykłe
Normalny
BA2
Dzieci
BA3
Niepełnosprawni
BA4
Uczący się
BA5
Specjaliści z uprawnieniami
BB
Oporność elektryczna ludzkiego ciała
BC
Kontakt ludzi z potencjałem uziemienia
BC1
Brak
Klasa wyposażenia zgodnie z IEC61140
BC2
Niska
BC3
Częste
BC4
Ciągły
BD
Warunek ewakuacji w przypadku sytuacji awaryjnej
BD1
Małe zagęszczenie/łatwe wyjście
Normalny
BD2
Małe zagęszczenie/trudne wyjście
BD3
Duże zagęszczenie/łatwe wyjście
BD4
Duże zagęszczenie/trudne wyjście
BE
Charakter przetwarzanych lub przechowywanych materiałów
BE1
Brak znaczących zagrożeń
Normalny
BE2
Zagrożenia pożarowe
BE3
Zagrożenia wybuchem
BE4
Zagrożenia zanieczyszczeniem
C - Konstrukcja budynku
CA
Materiały budowlane
CA1
Niepalne

Normalny
CA2
Opał
CB
Projekt budowlany
CB1
Pomijalne zagrożenia
Normalny
CB2
Propagacja pożaru
CB3
Ruch
CB4
elastyczne lub niestabilne
AM22
AM23

AM24
AM25
AM31
AM41
AN
AN1
AN2
AN3
AP
AP1
AP2
AP3
AP4
AQ
AQ1
AQ2
AQ3
AR
AQ1
AQ2
AQ3
AS
AQ1
AQ2
AQ3

Rys. E46: Wykaz wpływów zewnętrznych (zaczerpniętych z Załącznika A do IEC 60364-5-51) (koniec)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Czynniki zewnętrzne
(IEC 60364-5-51)

3.3 Czynniki zewnętrzne
Tabela E46 poniżej pochodzi z IEC 60364-5-51, do której należy się odnosić, jeśli są
wymagane dalsze informacje.
Stopień ochrony zapewniany przez obudowę jest wskazany w kodzie IP zalecanym
w IEC 60529.
Można zapewnić ochronę przed następującymi wpływami zewnętrznymi:
b Przenikaniem ciał stałych
b Ochronę osób przed dostępem do części pod napięciem
b Ochronę przed przenikaniem pyłu
b Ochronę przed przenikaniem płynów
Uwaga: kod IP stosuje się dla sprzętów elektrycznych dla napięć do 72,5 kV
włącznie.

E29

3.4 Elementy kodu IP i ich wyjaśnienie
Krótki opis elementów kodu IP podano w poniższej tabeli
(zob. Tab. E48).

Litery kodu
Code letters

Druga cyfra
Second
charakterystyki
characteristic
numeral

2

3

C

H

Litery kodu
(zabezpieczenie międzynarodowe)
Pierwsza cyfra
charakterystyki (liczby 0 do 6 bądź litera X)

Dodatkowa
Additional
litera
letter
(optional)
(opcjonalna)

Druga cyfra charakterystyki
(liczby 0 do 6 bądź litera X)
Dodatkowa litera
(opcjonalna) (litery A, B, C, D)
Litera uzupełniająca
(opcjonalna) (litery H, M, S, W)
Jeżeli cyfra charakterystyki nie musi być określona, będzie
zastąpiona przez literę „X („XX” jeśli obie cyfry są pomijane).
Dodatkowe litery i/lub litery uzupełniające mogą być pominięte
bez zastępowania.
Rys. E47: Układ kodu IP

Przed dostępem do
Against access to
hazardous parts with
niebezpiecznych części
(brak zabezpieczenia)
(non-protected)
Tył dłonihand
Back of
Palec
Finger
Narzędzie
Too l
drut
Wire
drut
Wire
drut
Wire

IP

Pierwsza cyfra
First
characteristic
charakterystyki
numeral

IP

Meaning for the
Znaczenie dla
protection ofludzi
ochrony persons

Litera
Supplementary
uzupełniająca
letter
(optional)
(opcjonalna)

0
1
2
3
4
5
6

0
1
0
2
1
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8

(non-protected)
≥średnica 50 mm
u 50 mm diameter
≥średnica diameter
u 12.5 mm12,5 mm
≥średnica 2,5 mm
u 2.5 mm diameter
≥średnica 1,0 mm
u 1.0 mm diameter
Zabezpieczenie
Dust-protected przed zapyleniem
Pyłoszczelne
Dust-tight

Przed dostępem of water with
Against ingress wody ze szkodliwymi skutkami
harmful effects
(brak zabezpieczenia)
Ochrona przed kroplami wody spadającymi pionowo (z kondensacji)
(non-protected)

Ochrona przed kroplami wody padającymi na obudowę pod kątem 15°
Vertically dripping
względem położenia normalnego
Dripping (15° tilted)
Ochrona przed kroplami padającymi pod kątem 60° od pionu
Spraying
Krople padające pod dowolnym kątem, ze wszystkich stron (deszcz)
Splashing
Ochrona przed strumieniem wody z dowolnego kierunku
Ochrona przed silnymi strumieniami wody lub zalewaniem falą z
Jetting
dowolnegojetting
Powerful kierunku
Tymczasowe zanurzenie
Temporary immersion
Ciągłe zanurzenie

Continuous immersion

Przed dostępem do
Against access to
niebezpiecznych części
hazardous parts with
Tył dłoni
back of hand
Palec
Finger
Narzędzie
Too l
drut
Wire

A
B
C
D

H
M
S
W

Uzupełniające informacje dotyczące:
Supplementary information specific to:
Aparatury wysokiego napięcia
High-voltage apparatus
Ruch podczas water wodnego
Motion during testu test
Braku ruchu podczas testu wodnego
Stationary during water test
Warunków atmosferycznych
Weather conditions

Rys. E48: Elementy kodu IP

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Numerals
Liczby
or letters
lub litery

Meaning for the protection
Znaczenie dla ochrony
of equipment
wyposażenia

Przed dostępem stałych ciał obcych
Against ingress of solid foreign
objects
(brak zabezpieczeń - dotyczy 0)

Element
Element

E - Dystrybucja w instalacjach niskiego napięcia

3 Czynniki zewnętrzne
(IEC 60364-5-51)

Definicja kodu IK
Standard IEC 62262 określa kod IK, który charakteryzuje zdolność wyposażenia do
wytrzymania uderzeń mechanicznych ze wszystkich stron (patrz Rys. E49).

Kod IK

00
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10

E30

Energia uderzenia Kod AG
(w J)
0
y 0.14
y 0.20
AG1
y 0.35
y 0.50
y 0.70
y 1
y2
AG2
y 5
AG3
y 10
y 20
AG4

Rys. E49: Elementy kodu IK

Specyfikacje kodu IP i IK dla tablic rozdzielczych
Stopnie zabezpieczenia IP i IK obudowy muszą być określone jako funkcja
różnych wpływów zewnętrznych, zdefiniowanych w standardzie IEC 60364-5-51,
w szczególności:
b Obecność ciał stałych (kod AE)
b Obecność wody (kod AD)
b Naprężenia mechaniczne (brak kodu)
b Liczba osób (kod BA)
Rozdzielnice elektryczne typu Prisma Plus przeznaczone są do instalacji
wewnętrznej.
O ile reguły, standardy i przepisy danego kraju nie określają inaczej, Schneider
Electric zaleca następujące wartości IP i IK (patrz Rys. E50 i zalecenia Rys. E51)

Kody IK zgodnie z warunkami
Normalne bez ryzyka spadającej pionowo wody Pomieszczenia

techniczne
Normalne z ryzykiem spadającej pionowo wody Korytarze
Bardzo poważne z ryzykiem rozpryskiwania wody Warsztaty
ze wszystkich kierunków

30
31
54/55

Rys. E50: Zalecenia IP

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Zalecenia IP

Kody IP zgodnie z warunkami


Brak ryzyka poważnego uderzenia
Pomieszczenia

techniczne
Korytarze
Znaczące ryzyko poważnego uderzenia,
które może uszkodzić urządzenia
Maksymalne ryzyko uderzenia,
Warsztaty
które może uszkodzić obudowę
Rys. E51: Zalecenia IK

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

07
08 (obudowa
z drzwiami)
10

Rodział F
Ochrona przeciwporażeniowa

Spis treści


1

Informacje ogólne

F2





1.1 Porażenie elektryczne
1.2 Ochrona przeciwporażeniowa
1.3 Dotyk bezpośredni i pośredni

F2
F3
F3



2

Ochrona przed dotykiem bezpośrednim

F4




2.1 Środki ochrony przed dotykiem bezpośrednim
2.2 Dodatkowe środki ochrony przed dotykiem bezpośrednim

F4
F5



3

Ochrona przed dotykiem pośrednim

F6








3.1 Środki ochrony: dwa poziomy
3.2 Samoczynne wyłączenie w układach TT
3.3 Samoczynne wyłączenie w układach TN
3.4 Samoczynne wyłączenie przy podwójnym zwarciu w układach IT
3.5 Środki ochrony przed dotykiem bezpośrednim lub pośrednim
bez automatycznego odłączenia źródła zasilania

F6
F7 F1
F8
F10
F13



4

Ochrona dóbr w przypadku awarii izolacji

F17





4.1 Środki ochrony przed pożarem z wykorzystaniem wyłączników
różnicowoprądowych
4.2 Zabezpieczenie przed zwarciem doziemnym (GFP)

F17
F17



5

Wdrożenie systemu TT

F19




5.1 Środki ochrony
5.2 Koordynacja wyłączników różnicowoprądowych

F19
F20



6

Wdrożenie systemu TN

F23







6.1
6.2
6.3
6.4
6.5

F23
F23
F27
F28
F28



7

Wdrożenie systemu IT

F29







7.1
7.2
7.3
7.4
7.5

F29
F30
F34
F35
F35



8

Wyłączniki różnicowoprądowe (RCD)

F36





8.1 Opis
8.2 Typy wyłączników RCD
8.3 Wrażliwość urządzeń RCD na zakłócenia

F36
F36
F39

Warunki wstępne
Ochrona przed dotykiem pośrednim
Wyłączniki różnicowoprądowe o wysokiej czułości
Ochrona w lokalizacjach o wysokim stopniu ryzyka pożaru
Przypadki wyjątkowo dużej impedancji pętli zwarcia

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Warunki wstępne
Ochrona przed dotykiem pośrednim
Wyłączniki różnicowoprądowe o wysokiej czułości
Ochrona w lokalizacjach o wysokim stopniu ryzyka pożarowego
Przypadki wyjątkowo dużej impedancji pętli zwarcia

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Informacje ogólne

F - Ochrona przeciwporażeniowa

1.1 Porażenie elektryczne

Przepływ prądu o wartości przekraczającej
30 mA przez ciało człowieka powoduje, że dana
osoba jest w poważnym niebezpieczeństwie,
jeśli przepływ ten nie zostanie przerwany
w bardzo krótkim czasie.
Ochrona ludzi przed porażeniem prądem
elektrycznym w instalacjach nn musi być
zagwarantowana zgodnie z odpowiednimi
krajowymi normami, regulacjami ustawowymi,
kodeksami postępowania, oficjalnymi
wytycznymi, okólnikami itp.
Odpowiednie normy IEC obejmują: Serię
IEC 60364, IEC 60479, IEC 61008, IEC 61009
i IEC 60947-2.

Porażenie elektryczne to patofizjologiczny efekt przepływu prądu elektrycznego
poprzez ludzkie ciało.
Jego przepływ wpływa zasadniczo na mięśnie, funkcje krążenia i oddechowe
i czasami skutkuje poważnymi oparzeniami. Stopień zagrożenia dla ofiary jest
funkcją natężenia prądu, części ciała, przez którą przepływa prąd i czasu tego
przepływu.
Norma IEC 60479-1, zaktualizowana w 2005 r., określa cztery strefy czasowoprądowe, w których są opisywane skutki patofizjologiczne (patrz Rys. F1). Każda
osoba, będąca w kontakcie z metalowym elementem znajdującym się pod
napięciem, ryzykuje porażenie elektryczne.
Krzywa C1 wskazuje, że przy przepływie prądu większego niż 30 mA przez ciało
człowieka od jednej ręki do stóp, dana osoba prawdopodobnie zginie, chyba że
prąd zostanie przerwany w stosunkowo krótkim czasie.
Punkt 500 ms/100 mA w pobliżu krzywej C1 odpowiada prawdopodobieństwu
migotania serca rzędu 0,14%.
Ochrona ludzi przed porażeniem prądem elektrycznym w instalacjach nn musi
być zagwarantowana zgodnie z odpowiednimi normami krajowymi i ustawowymi
regulacjami, kodeksami postępowania, oficjalnymi wytycznymi i okólnikami itp.
Odpowiednie normy IEC obejmują: Serię IEC 60364, serię IEC 60479, serie IEC
60755, IEC 61008, serię IEC 61009 i IEC 60947-2.

F2

Czas przepływu prądu
I (ms)
Czas przepływu prądu

A

10 000

C1

B

C2

C3

5 000
AC-4.1

AC-4.2

2 000
AC-4.3

1 000
500
AC-1

AC-2

AC-3

AC-4

200
100
50
20
10
0.1

0.2

0.5

1

2

5

10

20

50

100

200

500

2 000
1 000

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

Strefa AC-1: Niewyczuwalny
Strefa AC-2: Wyczuwalny
Strefa AC-3: Skutki odwracalne: kurczenie mięśni
Strefa AC-4: Możliwość wystąpienia skutków nieodwracalnych
Strefa AC-4-1: Prawdopodobieństwo migotania serca do 5%
Strefa AC-4-2: Prawdopodobieństwo migotania serca do 50%
Strefa AC-4-3: Prawdopodobieństwo migotania serca więcej
niż 50%

10 000
5 000

Prąd płynący
przez ciało
Is (mA)

Krzywa A: Próg odczuwania prądu
Krzywa B: Próg reakcji mięśniowej
Krzywa C1: Próg 0% prawdopodobieństwa migotania
komorowego serca
Krzywa C2: Próg 5% prawdopodobieństwa migotania
komorowego serca
Krzywa C3: Próg 50% prawdopodobieństwa
migotania komorowego serca

Rys. F1: Strefy czasowo-prądowe skutków przepływu prądu przemiennego przez człowieka (przepływ od lewej ręki do stóp)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Informacje ogólne

1.2 Ochrona przeciwporażeniowa
Podstawowa reguła ochrony przed porażeniem prądem została podana w normie
IEC 61140, która obejmuje zarówno instalacje, jak i wyposażenie elektryczne.
Niebezpieczne części, znajdujące się pod napięciem, powinny być niedostępne,
a dostępne części przewodzące nie powinny być niebezpieczne.
Wymóg ten musi mieć zastosowanie:
b W warunkach normalnych
b W warunkach pojedynczej usterki
Przyjmowane są różne środki ochrony przed zagrożeniem porażeniowym.
Obejmują one:
b Samoczynne odłączenie źródła zasilania od podłączonego wyposażenia
elektrycznego
b Specjalne przygotowania, takie jak:
v Zastosowanie materiałów izolacyjnych klasy II bądź o równoważnym poziomie
izolacji
v Izolowane stanowiska, umieszczenie części czynnych poza zasięgiem ręki lub
rozmieszczenie barier
v Połączenia wyrównawcze
v Separacja elektryczna za pomocą transformatorów separacyjnych

Często wymagane są dwa środki
zabezpieczenia przed bezpośrednim kontaktem,
ponieważ w praktyce pierwszy środek może
okazać się zawodny

Normy i przepisy wyróżniają dwa rodzaje
niebezpiecznego kontaktu,
b Dotyk bezpośredni
b Dotyk pośredni
i odpowiadające im środki ochrony

1.3 Dotyk bezpośredni i pośredni
Dotyk bezpośredni
Dotyk bezpośredni odnosi się do osoby, która ma kontakt z elementem przewodzącym,
który znajduje się pod napięciem w warunkach normalnych (patrz Rys. F2).
Norma IEC 61140 zastąpiła „zabezpieczenie przed dotykiem bezpośrednim”
terminem „ochrona podstawowa”. Pierwotna nazwa została zachowana w celach
informacyjnych.

Dotyk pośredni
Dotyk pośredni odnosi się do osoby, która ma kontakt z elementem przewodzącym,
który nie jest częścią czynną, ale znajduje się pod napięciem przypadkowo (z
powodu usterki izolacji lub z innych przyczyn). Prąd zwarciowy nadaje odsłoniętej
części przewodzącej potencjał, który może być źródłem prądu porażeniowego,
niebezpiecznego dla osoby będącej w kontakcie z tą częścią (patrz Rys. F3).
Norma IEC 61140 zastąpiła „ochronę przed dotykiem pośrednim” terminem
„ochrona przy uszkodzeniu”. Pierwotna nazwa została zachowana w celach
informacyjnych.

1
1

2

3

F3

2

3

PE

N

Id
Szyny zbiorcze
Busbars

Is

Is

Id: Prąd zwarciowy będący wynikiem
Id: Insulation fault current
uszkodzenia izolacji

Is: Prąd porażeniowy
Is: Touch current
Rys. F2: Dotyk bezpośredni

Fig F3: Dotyk pośredni

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Insulation
Uszkodzenie
failure
izolacji

F - Ochrona przeciwporażeniowa

2 Ochrona przed dotykiem
bezpośrednim

Powszechnie stosuje się dwa komplementarne środki ochrony przed
niebezpieczeństwami dotyku bezpośredniego:
b Fizyczne zapobieganie kontaktowi z częściami pod napięciem poprzez bariery,
izolację, brak dostępu itp.
b Ochrona uzupełniająca w przypadku, gdy wystąpi bezpośredni kontakt pomimo
powyższych środków lub ze względu na ich awarię. Zabezpieczenie to jest oparte
na wyłączniku różnicowoprądowym o wysokiej czułości (IΔn y 30 mA) i krótkim
czasie zadziałania. Urządzenia te są wysoce skuteczne w większości przypadków
bezpośredniego kontaktu.

Normy IEC i krajowe często wyróżniają dwa
środki ochrony:
b Pełne (oddzielenie, obudowy)
b Częściowe lub specjalne

F4

2.1 Środki ochrony przed dotykiem bezpośrednim
Ochrona przez izolację części czynnych
Zabezpieczenie to obejmuje izolację zgodną z odpowiednimi normami (patrz Rys.
F4). Farby i lakiery nie zapewniają odpowiedniego zabezpieczenia.

Rys. F4: Naturalne zabezpieczenie przed bezpośrednim kontaktem poprzez izolację 3-fazowego
kabla z powłoką zewnętrzną

Ochrona za pomocą barier lub obudów
Środek ten znajduje powszechne zastosowanie, gdyż wiele elementów i materiałów
jest zainstalowanych w szafkach, modułach, panelach kontrolnych i tablicach
rozdzielczych (patrz Rys. F5).
Wyposażenie to uznaje się za zapewniające skuteczną ochronę przed dotykiem
bezpośrednim, jeśli charakteryzuje się poziomem ochrony równym co najmniej IP
2X lub IP XXB (patrz rozdział E, podrozdział 3.4).
Ponadto, otwarcie obudowy (drzwi, panelu przedniego, szuflady itd.) musi być
wykonywane jedynie:
b Za pomocą przeznaczonego do tego celu klucza lub narzędzia bądź
b Po całkowitej izolacji części czynnych w obudowie bądź
b Po automatycznym ustawieniu innej osłony, dającej się usunąć tylko za pomocą
klucza lub narzędzia. Metalowa obudowa i wszystkie metalowe wymienne osłony
muszą zostać podłączone do przewodu uziemienia ochronnego instalacji.

Środki częściowej ochrony
b Zabezpieczenie za pomocą przeszkód bądź poprzez umieszczenie poza
zasięgiem ręki
Środek ten jest stosowany jedynie w lokalizacjach, do których dostęp mają tylko
wykwalifikowane lub poinstruowane osoby. Montaż tego zabezpieczenia opisano
szczegółowo w normie IEC 60364-4-41.

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

Specjalne środki ochrony
Rys. F5: Przykład izolacji poprzez obudowę

b Zabezpieczenie poprzez zastosowanie bardzo niskiego napięcia SELV lub
ograniczenie energii wyładowania.
Powyższe środki stosuje się tylko w obwodach małej mocy i w szczególnych
sytuacjach, opisanych w sekcji 3.5.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Ochrona przed dotykiem
pośrednim

Rys. F6: RCD o wysokiej czułości

2.2 Dodatkowe środki ochrony przed dotykiem
bezpośrednim
Wszystkie powyższe środki ochrony mają charakter zapobiegawczy, ale
doświadczenie pokazuje, że z różnych przyczyn nie mogą być traktowane jako
niezawodne. Wśród tych przyczyn można wymienić:
b Brak właściwej konserwacji
b Zaniedbanie
b Naturalne (lub nietypowe) zużycie izolacji; na przykład zginanie i przecieranie
przewodów łączących
b Przypadkowy kontakt
b Zanurzenie w wodzie itp. sytuacje, w których izolacja przestaje być skuteczna.
W celu ochrony użytkowników, w takich okolicznościach stosuje się bardzo czułe,
szybko działające urządzenia, oparte na wykrywaniu przepływu prądu upływowego
(który może, ale nie musi przechodzić przez człowieka lub zwierzę), odłączające
źródło zasilania w sposób samoczynny i wystarczająco szybki, by uniemożliwić
uszkodzenia bądź śmierć z powodu porażenia prądem przeciętnie zdrowego
człowieka (patrz Rys. F6).
Urządzenia te działają na zasadzie pomiaru prądu różnicowego, według której
wszelkie różnice pomiędzy prądem wpływającym do obwodu a wypływającym z
niego (w systemie zasilanym z uziemionego źródła) będą przepływać do uziemienia
poprzez wadliwą izolację lub poprzez kontakt uziemionego obiektu, jak człowiek, z
przewodnikiem, będącym pod napięciem.
Standaryzowane urządzenia różnicowoprądowe (RCD), wystarczająco czułe do
zabezpieczenia przed dotykiem bezpośrednim, są konstruowane na prąd różnicowy
o wartości 30 mA.
Według normy IEC 60364-4-41, należy zapewnić dodatkowe zabezpieczenie za
pomocą urządzenia RCD o wysokiej czułości (I∆n ≤ 30 mA) w przypadku obwodów
zasilających gniazda o znamionowym prądzie ≤ 20 A we wszystkich lokalizacjach
i w przypadku obwodów zasilających sprzęt ruchomy o znamionowym prądzie
≤ 32 A do wykorzystania poza budynkami.
W niektórych krajach dodatkowa ochrona jest wymagana w obwodach zasilających
gniazda o prądzie znamionowym do 32 A, a nawet wyższym, jeżeli lokalizacja jest
wilgotna i/lub tymczasowa (jak na przykład stanowiska robocze).
Zaleca się także ograniczenie liczby gniazdek zabezpieczonych jednym
wyłącznikiem różnicowoprądowym (np. 10 gniazdek na jeden RCD).
Różne typowe lokalizacje, w których wysokoczułe wyłączniki różnicowoprądowe
są obowiązkowe (w niektórych krajach), prezentowane są w rozdziale P sekcja 3.
,
Niemniej jednak są one zawsze wysoce zalecane jako skuteczne zabezpieczenie
zarówno przed dotykiem bezpośrednim, jak i pośrednim.

F5

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Dodatkowe środki ochrony przed dotykiem
bezpośrednim są zapewniane przez
wykorzystanie wyłącznika różnicowoprądowego,
który działa przy 30 mA lub mniej (RCD
o wysokiej czułości)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Ochrona przed dotykiem
pośrednim

F - Ochrona przeciwporażeniowa

Części przewodzące dostępne, wykorzystane w procesie produkcyjnym
sprzętu elektrycznego, są oddzielone od części czynnych za pomocą „izolacji
podstawowej”.
Awaria izolacji podstawowej spowoduje, że części przewodzące dostępne znajdą
się pod napięciem.
Dotknięcie części wyposażenia elektrycznego normalnie nie będącej pod
napięciem, które znalazło się pod napięciem w wyniku usterki jej izolacji, nazywane
jest dotykiem pośrednim.

Ochronę przed dotykiem pośrednim można
osiągnąć poprzez automatyczne odłączenie
zasilania, jeżeli części przewodzące dostępne
wyposażenia są właściwie uziemione

F6

3.1 Środki ochrony: dwa poziomy
Istnieją dwa poziomy środków ochronnych:
b 1 poziom: Uziemienie wszystkich dostępnych części przewodzących wyposażenia
elektrycznego w instalacji i stworzenie sieci połączeń wyrównawczych (patrz
rozdział G sekcja 6).
b 2 poziom: Automatyczne odłączenie źródła zasilania danej części instalacji
w taki sposób, aby wymagania bezpieczeństwa napięcia dotykowego/czasu były
spełniane na każdym poziomie napięcia dotykowego Uc(1) (patrz Rys. F7).

Połączenie
Earth
uziemienia
connection

Uc

Rys. F7: Ilustracja niebezpiecznego napięcia dotykowego Uc

Im większa wartość Uc, tym większa szybkość odłączenia źródła zasilania,
wymagana w celu zapewnienia ochrony (patrz Rys. F8). Najwyższa wartość Uc,
która może być tolerowana bez ograniczeń czasowych i bez zagrożenia dla zdrowia
ludzkiego, to 50 V AC.

Przypomnienie teoretycznych limitów czasowych odłączenia

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

Uo (V)
50 & lt; Uo ≤ 120
System TN lub IT 0,8

TT
0,3

120 & lt; Uo ≤ 230 230 & lt; Uo ≤ 400 Uo & gt; 400
0,4
0,2
0,1
0,2
0,07
0,04

Rys. F8: Maksymalny dopuszczalny czas wyłączenia w zależności od wartości napięcia
(w sekundach)

(1) Napięcie dotykowe Uc to napięcie istniejące (w wyniku
usterki izolacji) między częścią przewodzącą dostępną
a jakimkolwiek innym przewodzącym obiektem w zasięgu,
który ma inny potencjał (ogólnie: uziemienia).
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Ochrona przed dotykiem
3 Protection against indirect
pośrednim
contact

F - Protection against electric shock

3.2 Samoczynne wyłączenie w układach TT
3.2 Automatic disconnection for TT system

Zasada
Principle
F - Protection against electric shock
W systemie TT wszystkie dostępne części przewodzące i zewnętrzne części

In this system all exposed-conductive-parts and extraneous-conductive-parts
przewodzące instalacji muszą być podłączone do wspólnego uziomu. Punkt of the
installation must be connected zazwyczaj uziemiony w punkcie neutral point of
neutralny systemu zasilania jestto a common earth electrode. Thepoza obszarem the
supply system is instalacji, ale nie at a tak być. Dlatego impedancja of the
wpływów uziomu normally earthed musipint outside the influence area pętli zwarcia
installation earth electrode, uziomów (tzn. uziomu źródła i instalacji) połączonych
składa się głównie z dwóch but need not be so. The impedance of the earth-fault
loop therefore że wartość prądu zwarcia doziemnego jest zazwyczaj zbyt mała
szeregowo tak,consists mainly in the two earth electrodes (i.e. the source and
installation electrodes) in series, so that the magnitude of the earth fault current is
do wyzwolenia przekaźnika nadprądowego lub przepalenia bezpieczników,
generally too wyłącznika różnicowo-prądowego jest zatem kluczowe.
wykorzystaniesmall to operate overcurrent relay or fuses, and the use of a residual
current operated obowiązuje również,
Powyższa zasadadevice is essential. jeżeli stosowany jest wspólny uziom,
zwłaszcza w przypadku podstacji typu konsumenckiego w obrębie obszaruis used,
This principle of protection is also valid if one common earth electrode only
instalacji, gdzie ograniczenia przestrzeni mogą wymusić zastosowanie systemu
notably in the case of a consumer-type substation within the installation area, where
uziemienia TN, ale gdzie wszelkie pozostałe warunki wymagane przez systemall
space limitation may impose the adoption of a TN system earthing, but where TN
nie mogą zostać required by the TN system cannot be fulfilled.TT system is
other conditions spełnione. Automatic disconnection for
achieved by supply used in sensitivity of
Ochrona poprzez automatyczne odłączenie RCD having aTT system systemie TT,
Protection by automatic disconnection of he zasilania, zastosowane w is by RCD of

50

50
wykorzystuje RCD o czułości: I i
sensitivity: I ∆n i
∆n R where RA is the resistance of the
RA
gdzie
A
RA to rezystancja uziomu instalacji
where
installation earth electrode
IRn to znamionowy prąd różnicowy wyłącznika RCD
Δ A is the resistance of the earth electrode for the installation
W przypadku tymczasowych instalacji (dlaof the RCD roboczych itp.) oraz obiektów
I∆n is the rated residual operating current stanowisk
rolniczych i ogrodniczych, wartość 50 V zastępowana jest przez 25 V.
For temporary supplies (to work sites, …) and agricultural and horticultural premises,
Przykład (patrz Rys. F9)
the value of 50 V is replaced by 25 V.
b Rezystancja uziomu punktu neutralnego podstacji Rn wynosi 10 Ω.
Example (see Fig. F9 )
b Rezystancja uziomu instalacji RA wynosi 20 Ω.
b Prąd resistance of Id = 7.7 A.
c The pętli zwarcia the earth electrode of substation neutral Rn is 10 Ω.
b Napięcie dotykowe Uf earth x RA = 154 Vthe installationjestAniebezpieczne, ale
c The resistance of the = Id electrode of i tym samym R is 20 Ω.
IcnThe earth-fault loop current I = 7.7 A.
Δ = 50/20 = 2,5 A, więc standardowy wyłącznik RCD 300 mA zadziała po około
d
30 ms bez celowego opóźnienia czasowego therefore dangerous, butprzekroczenie
c The fault voltage Ut = Id x RA = 154 V and i wyłączy zwarcie, jeżeli
napięcia dotykowego występuje na odsłoniętejRCD will operate in about 30 ms
I = 50/20 = 2.5 A so that a standard 300 mA przewodzącej części.
∆n

(see Fig. F10 ) without intentional time delay and will clear the fault where a fault
voltage exceeding appears on an exposed-conductive-part.

Uo(1) (V)
T (s)
Uo(1) (V)
T (s)
50 & lt; Uo y 120
0,3
50 & lt; Uo i 120
0.3
120 & lt; Uo y 230
0,2
120 & lt; Uo y 400
0.2
230 & lt; Uo i 230
0,07
230 & lt; Uo
0.07
Uo & gt; 400 i 400
0,04
Uo & gt; 400
(1) Uo to nominalne napięcie 0.04
fazowe
(1) Uo is the nominal phase to earth voltage

Rys. F10: Maksymalny czas wyłączenia końcowych obwodów AC, których prąd nie przekracza
Fig.
32 A F10 : Maximum disconnecting time for AC final circuits not exceeding 32 A

1
1
2
2
3
3
N
N
PE
PE

Rn = 10 Ω
Rn = 10 Ω

RA = 20 Ω
RA = 20 Ω

Uziom
Substation
Substation
earth
podstacji
earth
electrode
electrode

Uziom
Installation
Installation
earth
instalacji
earth
electrode
electrode

Uf
Uf

Rys. F9: Automatyczne odłączenie zasilania w układzie TT
Fig. F9 : Automatic disconnection of supply for TT system

Maksymalny dopuszczalny czas wyłączenia
Specified maximum disconnection time

Czasy wyzwolenia wyłączników RCD są zazwyczaj krótsze niż te wymagane
The tripping krajowych norm; generally lower ich zastosowanie i in the majority of
w większościtimes of RCDs arececha ta ułatwia than those requiredpozwala na
national standards; this feature facilities their
uzyskanie efektywnej, selektywnej ochrony. use and allows the adoption of an
effective discriminative protection.
Norma IEC 60364-4-41 określa maksymalny czas działania urządzeń
The IEC 60364-4-41 specifies the maximum operating time of przed dotykiem
zabezpieczających zastosowanych w systemie TT do ochrony protective devices
used in TT
pośrednim: system for the protection against indirect contact:
b W przypadku wszystkichakońcowych obwodów o znamionowym prądzie
c For all final circuits with rated current not exceeding 32 A, the maximum
mniejszym niż 32 A,will not exceed the values indicated in Figure F10
disconnecting time maksymalny czas odłączenia nie przekroczy wartości
wskazanych nacircuits, the maximum disconnecting time is fixed to 1s. This limit
c For all other Rysunku F10
b W przypadku wszystkich innych obwodów, installed on distribution circuits.
enables discrimination between RCDs when maksymalny czas odłączenia
jest ustawiany na 1s. Umożliwia to selektywność pomiędzy urządzeniami RCD
RCD is a general term for all devices operating on the residual-current principle.
zamontowanymi w obwodach dystrybucyjnych. RCD in IEC 61008 series is a
RCCB (Residual Current Circuit-Breaker) as defined stanowi ogólny termin 1
określający wszystkie urządzenia działające na zasadzie prądu różnicowego.
2
specific class of RCD.
Wyłącznik różnicowoprądowy (bez zabezpieczenia nadmiarowoprądowego), jak to
3
Type G (general) and type S (Selective) of IEC 61008 have a tripping time/current
N
zdefiniowano w normie IEC 61008, stanowi specyficzną klasę RCD.
characteristics as shown in Figure F11 next page. These characteristics allow a certain
Typ G (ogólny) oraz typ S (Selektywny) wg IEC 61008 mają charakterystyki PE
degree of selective tripping between the several combination of ratings and types, as
przedstawione na Rysunku F11 na następnej stronie. Umożliwiają one uzyskanie
shown later in sub-clause 4.3. Type industrial RCD according to IEC 60947-2
określonego stopnia selektywności pomiędzy kilkoma kombinacjami typów
provide more possibilities of discrimination due to their flexibility of time-delaying.
urządzeń RCD, jak pokazano dalej w podpunkcie 4.3. Typ przemysłowy RCD
według IEC 60947-2 zapewnia więcej możliwości uzyskania selektywności ze
względu na możliwość nastawy ich opóźnienia czasowego.
Rn = 10 Ω

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015
Schneider Electric - Electrical installation guide 2005

RA = 20 Ω
Uf

Substation
earth
electrode

Installation
earth
electrode

3 Prot
contac
F7

3.2 Auto
Principle
F7In this system

installation mu
supply system
installation ear
loop therefore
installation ele
generally too s
current operate

This principle o
notably in the c
space limitatio
other condition

Protection by a

sensitivity: I ∆n

where
RA is the resist
I∆n is the rated

For temporary
the value of 50

Example (see
c The resistan
c The resistan
c The earth-fa
c The fault vol
I∆n = 50/20 = 2
(see Fig. F10
voltage exceed

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Samoczynne wyłączenie w układach
Automatic się za pomocą wyłącznika
TT realizujedisconnection for TT system is
achieved by RCD having a sensitivity of
różnicowoprądowego o czułości
50
where R to the resistance of the
I ∆n i
gdzie RA A isrezystancja uziomu
RA
instalacji earth electrode
installation

Fig. F10 : Maxim

Specified m

The tripping tim
national standa
effective discri

The IEC 60364
used in TT sys
c For all final c
disconnecting
c For all other
enables discrim
RCD is a gene
RCCB (Residu
specific class o

Type G (gener
characteristics

3 Protection against indirect
Protection against indirect
33Protection against indirect
contact
contact
contact

F - Protection against electric shock
F -F - Protection against electric shock
Protection against electric shock
F - Ochrona przeciwporażeniowa

x I∆n
Domestic
Industrial

Instantaneous
Type S
Instantaneous
Time-delay (0.06)
Time-delay (other)

1
2
5
0.3
0.15
0.04
0.5
0.2
0.15
0.3
0.15
0.04
0.5
0.2
0.15
According to manufacturer

& gt; 5
0.04
0.15
0.04
0.15

F8
Fig. F11 : Maximum operating time of RCD’s

x I∆n
1
2
5
& gt; 5
x
x I∆n I∆n
1 1
2 2
5 5
& gt; 5 & gt; 5
x IΔn
1 2 5 & gt; 5
Domestic
Instantaneous
0.30.3
0.15
0.04
0.04
Domestic Instantaneous
Instantaneous
0.15 0.04
0.04 0.04
0.04
Domestic
0.3
0.15
Domowy
Bezzwłoczny
0,3
0,15
0,04
0,04
Type S
0.5
0.2
0.15
0.15
Type
0.15 0.15
0.15
Type S S
0.50.5
0.20.2
0.15
Industrial Typ S
0,5
0,2
0,15
0,15
Industrial
Instantaneous
0.3
0.15
0.04
0.04
Instantaneous
0.15 0.04
0.04 0.04
0.04
Industrial
Instantaneous
0.30.3
0.15
Principle
0,15
0,04
0,04
Przemysłowy Bezzwłoczny (0.06) 0,3
Time-delay (0.06) 0.5
0.2
0.15
0.15
Time-delay
0.15 0.15
0.15
Time-delay (0.06) 0.50.5
0.20.2
0.15
Opóźnienie (0,06)
0,15
Time-delay (other) 0,5
to
In this system all exposed and (other) According 0,2 manufacturer the0,15
Time-delay (other)According to manufacturer
According to manufacturer installation are
Time-delay extraneous-conductive-parts of
czasowe to the earthed point of the power supply by protective conductors.
connected directly
Opóźnienie inne
Według producenta
AsFig. F11in Maximum E Sub-clauseof RCD’s
Fig.noted czasowe operating time of RCD’sthe way in which this direct connection is
F11 : Maximum
: Chapter operating time 2.2,
Fig. F11 : Maximum operating time of RCD’s

3.3 Automatic disconnection for TN systems

The automatic disconnection for TN system is
achieved by overcurrent protective device or
F8 Residual Current Devices
F8

F8

carried out depends on whether the TN-C, TN-S, or TN-C-S method of implementing

Rys.TN principle is used. wyzwolenia wyłączników RCD (w sekundach) in which the
the F11: Maksymalny czas In figure F12 the method TN-C is shown,

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

F8

neutral conductor acts as both the Protective-Earth and Neutral (PEN) conductor. In
all TN systems, any insulation fault to earth results in a phase to neutral short-circuit.
3.3 Samoczynne wyłączenie wfor TN systems
High Automatic disconnection for TN systems
current levels allow to use overcurrent for TN systems
3.3Automatic disconnection protection but can give
3.3 faultAutomatic disconnectionukładach TN rise to touch
voltages exceeding 50% of the phase to neutral voltage at the fault position during
Zasada
Principle
the short disconnection time.
The automatic disconnection for TN system is
Principle
PrincipleTN wszystkie dostępne i zewnętrzne części przewodzące instalacji są
The automatic disconnection TN system is
The automatic disconnection forfor TN system is
W układzie
In In this system exposed and extraneous-conductive-parts of of installation are
this system utility distribution network, earth electrodes zasilania przewodami
achieved byby overcurrent protective device or
by overcurrent protective device or
practice for all exposed do extraneous-conductive-parts of the installation are
achieved overcurrent protective device or
podłączone bezpośrednioand uziemionego punktu źródłaare thethe installation are
In this system all all exposed and extraneous-conductive-partsnormally installed at
achieved
Samoczynne wyłączenie w układzie
connected directly to to the earthed point of the power supplyofprotective conductors.
the earthed point of the power supply by the network, while
regular intervals along the protective conductor (PE supply by by protective conductors.
Residual Current Devices
Current Devices
connected directly the earthed point of the power or PEN) protective conductors.
ochronnymi.
connected directly to
Residual
Residual Current Devices
TN jest zapewniane przez nadprądowe
the noted in Chapter E Sub-clauseinstallthe way in which this direct connection is
consumer often
earth
at the service entrance.
AsAs noted in is w Rozdziale E, to 2.2, 1.2, sposób, which this direct connection
Jaknoted in Chapter E required podpunkt anway inelectrode todirect connection is is
odnotowano
ChapterSub-clause 2.2, thethe way which this bezpośrednie
E Sub-clause 2.2,
in w jaki
As
urządzenia zabezpieczające lub wyłączniki
carried out depends onon whether od tego, TN-S, dispersed around układ TN-C, TN-S
whether earth electrodes or or TN-C-S method premises are
the TN-C, czy wykorzystywany jest the of implementing
TN-C-S method of implementing
On large installations additional
podłączenie jest realizowane, zależy TN-C, TN-S, or
carried depends on
carried outout depends whether thethe TN-C, TN-S, TN-C-S method of implementing
różnicowoprądowe
the TN principle is is used. In figure F12 method TN-C is shown, in in which
In figure the the
often TN principle used. F12 przedstawiono method TN-C shown, in which the
bądź TN-C-S. Na is used. In figure F12 thethevoltage as w którym possible. PEN spełnia
thetheprovided, in order to reduce F12 touch układ TN-C, much shown, which thethe
TN principle rysunku
method TN-C is is as przewód In high-rise
neutral conductor acts as ochronnego, jak i neutralnego. Neutral (PEN) protective
apartmentconductor acts both the Protective-Earth and We wszystkich układach TNIn
funkcję conductor acts as both thethe Protective-Earth connected to theconductor. In
neutral blocks, all extraneous Protective-Earth and Neutral (PEN) conductor.
neutral zarówno przewoduas both conductive parts are and Neutral (PEN) conductor. In
all TN systems, any insulation fault to earth results in a phase to to earth-fault
neutral short-circuit.
conductor at each level. In order fault to earth results a phase to Wysokie wartości
wszelkie systems, any insulation to to earth adequate protection, neutral short-circuit.
all all TNusterki izolacji powodują zwarcie: faza - przewód neutralny. theneutral short-circuit.
TN systems, any insulation fault ensure results in in a phase
High zwarciowego umożliwiają wykorzystanie zabezpieczenia nadprądowego, to
current fault current levels allow use overcurrent protection but can give rise to touch
prądufault current levels allow to to use overcurrent protection can give riseale to touch
High
High fault current levels allow to use overcurrent protection butbut can give rise touch
voltages exceeding 50% of of phase to to neutral voltage at fault position during
mogą spowodować 50% of the napięcia dotykowego przekraczającego position during
voltages exceeding 50% the phase to neutral voltage at the fault position during
voltages exceeding wystąpieniethe phase neutral voltage at thethe fault50% napięcia
Uo
the = Uo or miejscuuusterki time.
short disconnection time.
fazowegodisconnection where
I dthe short 0.8
I a time.
the short w disconnection podczas krótkiego czasu odłączenia.
Zs
Zc
W practice for utility distribution network, earth electrodes are normally installed at
praktyce, w przypadku publicznej sieci dystrybucyjnej, uziomy są zazwyczaj
In In practice for utility distribution network, earth electrodes are normally installed at
In Uo = nominal phase to neutral voltage earth electrodes are normally installed at
c practice for w regularnych odstępach
zainstalowaneutility distribution network, wzdłuż(PE or PEN) of the network, while
regular intervals along the protective conductor przewodu ochronnego (PE lub
regular intervals along protective conductor (PE or or PEN) of network, while
conductor (PE
regular intervals along thethe protectiveczęsto zobowiązany do thethe network, while
of
PEN)= earth-fault current odbiorca jest an equal to thePEN) of the impedances of the
c Zs sieci, podczas gdy required to install
sum the service entrance.
the consumer is often requiredimpedance, earth electrode at atzainstalowania
is often loop to install
thethe consumer miejscu wprowadzenia an an earth electrode thethe service entrance.
consumer is often required to install instalacji electrode at
earth do budynku. service entrance.
uziemienia przy phase conductors to the fault position, the protective conductors
source, the live
On large installations additional earth electrodes dispersed around the premises are
large installations additional earth
OnOnthe fault positionadditional w sourceelectrodes dispersed around the premises are
large installations back to the celu maksymalnego obniżenia
from provided, in order to reduce the touch voltage as much as possible. In high-rise
W przypadku dużych instalacji, earth electrodes dispersed around the premises are
often provided, in order to reduce the touch voltage as much asnapięcia In high-rise
often
possible.
often = the faulty-circuit loop impedance (see “conventional method” Sub-clause 6.2)
provided, in order to reduce the touch voltage as much as possible. In high-rise
c Zc
dotykowego, często stosuje się dodatkowe uziomy, rozproszone to the protective
apartment blocks, all extraneous conductive parts are connected wokół obiektu.
apartment blocks, extraneous conductive parts are connected to protective
conductive parts are connected
apartment blocks, all all extraneous wszystkie dostępne elementyto thethe protective
W wysokich blokach mieszkalnych ensure adequate source will the earth-fault
conductor at at each level. In order to ensure adequate protection,przewodzące
Note: The path through In order to ensure adequate protection, thethe earth-fault
electrodes back to the protection,
conductor each level. In order to
conductor at each level. earthochronnego na każdym piętrze. Whave (generally)
earth-fault
są podłączone do przewodu than those listed above, and need not be considered.
celu zapewnienia
current
much higher impedance values
current
current
właściwego zabezpieczenia doziemny prąd zwarciowy
c Id = the fault current
Uo
Uo
I I = Uo or UoUoIa thewhere
or 0.8
u a where
value
cd adUo lub 0.80.8 u musi być wyższy lub równy Ia, gdzie:
I d I= ==current equal Ito Iwhere required to operate the protective device in the time
or
ZsZs
Zc u a
Zs
Zc Zc
specified
c Uo = znamionowe napięcie fazowe
b Uo = nominal phase to to neutral voltage
c = = nominal phase neutral voltage
c UoUonominalFig. F12 ) neutral voltage
Example (see phase to loop impedance, equal to the sum of the impedances of the
c Id = prąd zwarciowy
ZsZs earth-fault current loop impedance, equal to the sum of the impedances of the
b c = = earth-fault current
c Zs = earth-fault current loop impedance, equal to the sum of the impedances of the
source, the live phase 230
conductors to the fault position, the protective conductors
source, the live phase
fault position, protective
source,prąd live phase conductorsV andthehazardous;w wymaganym conductors
to zabezpieczenia
The the voltage Uf = conductors to fault position, thethe protective conductors
b Ia = the powodujący zadziałanie the is
czasie
fromfault fault position back= 115 the source
to the source
A
B
from the fault position2back the source
from the fault position back to to
1
c Zs Zc the faulty-circuit loop impedance (see “conventional źródła, przewodów 6.2)
Zcfault loopfaulty-circuit loop impedance ZDE +impedancji. method” Sub-clause 6.2)
= impedancja pętli zwarcia, równa + (see “conventional method” Sub-clause
b c = = faulty-circuit loop impedance sumie ZEN + ZNA
The
c Zc = thethe impedance Zs=ZAB + ZBC (see “conventional method” Sub-clause 6.2)
2
fazowych do miejsca usterki, przewodówback to the source will have (generally)
Note: The path through earth electrodes ochronnych od miejsca usterki do źródła
If ZBC and path through earth electrodes back to to source will have (generally)
3
Note: The path predominant, then:
Note: The ZDE are through earth electrodes back thethe source will have (generally)
F
PEN
much= impedancja pętli values than obwodu (patrzabove, and need not be considered.
much L
higher impedance values than those listed „metoda konwencjonalna”,
b Zc higher impedance wadliwego those listed above, and need not be considered.
much higher impedance values than those listed above, and need not be considered.
E
N
Zs == the fault current
= 64
c Id I2ρ 6.2) 3 mΩ ,
podpunkt fault .current so that
NS160
c Ic = thethe fault current
d d =S
Uwaga: Drogaequal to to poprzez uziomy z to operate do źródła będzie mieć time
powrotem
c Ia Ia current przepływu value required to operate the protective device in the
=
the
35 mm2
a = current equal
value required to
protective device in in time
c Ic = current equal to thethe value required operate thethe protective device thethe time
230
(ogólnie) znacznie większą impedancję niż wymienione powyżej i nie musi być
specified
specified = 3,576 A (≈ 22 In based on a NS 160 circuit-breaker).
I dspecified
=
50 m
uwzględniana.
64.3
Example (see Fig. F12 )
Example (see Fig. F12
35 mm2
Example (see Fig. F12 ) )
Przykład (patrz Rys.magnetic trip unit adjustment of the circuit-breaker is many time
The “instantaneous” F12)
D
C
230
230
less fault voltage Uf = 230 = 115 V V and hazardous;
The than this short-circuit
is niebezpieczne;
The fault voltage
= 115 that positive operation in the shortest possible
Napięcie dotykowe = 2 value, so and iis hazardous;
A
B
The fault voltage Uf Uf = = 115 V and isjest hazardous;
A A
B B
time is assured.
2 2
1 1
1
The fault loop impedance Zs=ZAB AB ZZbc+++Zde +ENen ZNA.NA.
+ + ZBC ZDE DEZ Z EN + Zna.
BC
Impedancja loop impedance Zs=Z + BC + ZDE + Z the ZNA.
The fault authorities base such
Z+ + Z+ + Z
2 2
The fault loop impedance Zs=ZAB +calculations onEN + assumption that a voltage
Note: Some pętli zwarcia Zs=Zab Z
Uf 2
If ZBCof 20%DE DE are predominant, then:
and iZ deare predominant, the
3 3
Jeżeli BCbc ZZoccurs in the part ofthen:impedance loop BANE.
Z and Z are predominant, then:
przeważają, wówczas:
If
dropZ
If ZBC and DE
3
F
PEN
F F
PEN
PEN
E E
L L
This method, whichΩ , recommended is explained in chapter F sub-clause 6.2
N N
E
Zs = 2ρ L = 64.3 .3 m, zatemthat
m is so that
N
NS160
NSX160
Zs Zs = 2ρ= 64.64mΩ ,Ω , that
= 2ρ S = 3
NS160
“conventional method”so soin this example will give an estimated fault current of
and
NS160
S S
2
35 mm2 2
35 35 mm
mm
230
230
Fig. F12 : Automatic disconnection in TN system
≈ 22
3,576 n based
d= = 230 3,576 3576 A I((≈18 n).w a NS 160 circuit-breaker).
I d = 230 = 3,576 A (≈ 22 22≈In22IIn on oparciu o wyłącznik NSX160).
=
=
based a a 160 circuit-breaker).
50 m
I d I d64.3 x10 -3 = A (A (≈AIn based on onNSNS 160 circuit-breaker).
64.3 = 3,576
50 50 m
m 2
64.3
64.3
35 35 mm2
mm2
35 mm
The “instantaneous” magnetic trip unit adjustment of of circuit-breaker is many time
The “instantaneous” magnetic unit adjustment of the circuit-breaker is is many
Nastawa „bezzwłoczna” wyzwalacza magnetycznego wyłącznika jest wielokrotnie time
The “instantaneous” magnetic triptrip unit adjustment thethe circuit-breaker many time
D
C
D D
C C
less than wartość prądu value, so that positive operation in in shortest possible
Schneider Electric niżthis short-circuitzwarcia, więc zapewnione jest właściwe działanie w jak
less - Electrical short-circuit 2005
niższa than thisinstallation guide value, that positive operation in the shortest possible
less than this short-circuit value, so so that positive operation thethe shortest possible
time is assured.
time is assured.
najkrótszym czasie.
time is assured.
Note: Some authorities base such calculations założeniu, że w części pętli voltage
Uwaga: Niektórzy opierająbase such calculations on the assumption thatvoltage
Note: Some authorities takie obliczenia na on the assumption that a voltage
Note: Some authorities base such calculations on the assumption that a a
U
Uff Uf
drop of of 20% occurs the part of of impedance loop BANE.
impedancji occurs in thethe spadek impedance 20%. BANE.
drop 20% occurs in in part of the napięcia o loop
drop of 20%BANE występuje part thethe impedance loop BANE.
Powyższa metoda, która jest zalecana, objaśniona jest w rozdziale F, podpunkt 6.2
This method, which is recommended is explained in chapter F sub-clause 6.2
This method, which is recommended is explained in chaptersub-clause 6.26.2
F sub-clause
This method, which is recommended is explained in chapter F prąd zwarciowy
„metoda konwencjonalna” iin this example will give an estimated fault current of
tym przykładzie da szacowany
“conventional method” and win this example will give an estimated fault current of
“conventional method” and
“conventional method” and in this example will give an estimated fault current of
3
230 x 0.8 x 10103
Fig. F12: Automatic disconnection
system
Rys. F12 : Samoczynne wyłączenie in TNTN system
230 x x x
230 x 0.80.8103 = 2,816 A ((≈ (1818 In).
Fig. F12 : Automatic disconnectionTN system
Fig. F12 : Automatic disconnection w układzie TN
in in
≈ In).
= 2,816 A≈ 18 In).
= 2,816 A (≈ 18 In).
64.3
64.3
64.3
Norma IEC 60364-4-41 określa maksymalny czas działania urządzeń ochronnych
używanych w układach guide 2005
do 2005
Schneider Electric - Electrical installation TNguideochrony przed dotykiem bezpośrednim:
Schneider Electric - Electrical installation
Schneider Electric - Electrical installation guide 2005

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Protection against indirect
3 Ochrona przed dotykiem indirect
3 Protection against
contact
pośrednim
contact

F - Protection against electric shock
F - Protection against electric shock

Specified
b Dla wszystkich maximum disconnection time
końcowych o prądzie znamionowym
3 Protection obwodówmaksymalnymaximum operating time of protective devices
against indirect
Specified maximum disconnection time
The IEC 60364-4-41
nieprzekraczającym 32 A,specifies the czas wyłączenia nie powinien przekroczyć
The IEC 60364-4-41 against indirect contact:
the protection
wartości in TN system Rys. F13
contact usedwskazanych naforTN system forspecifies the maximum operating time of protective devices
the protection against A, the contact:
b Dla wszystkich innych obwodów maksymalny czas wyłączenia wynosi 5s.
c For all final used in with a rated current not exceeding 32indirect maximum
circuits

F - Protection against electric shock

For will not selektywności między urządzeniami ochronnymi
Limitdisconnectingna uzyskaniecircuits withvalues indicatednot Figure F1332 A, the maximum
ten pozwala ctime all final exceed the a rated current in exceeding
disconnecting dystrybucyjnych.
zainstalowanymi na obwodach maximumnot exceed the time is fixed to 5s. This limit
c For all other circuits, the time will disconnecting values indicated in Figure F13
Uwaga: Stosowanie urządzeń RCD może być konieczne w układach time is fixed to 5s. This limit
c For all between protective devices installed on distribution circuits
enables discriminationother circuits, the maximum disconnecting TN.
W przypadku układów TN-C-S oznacza to, że przewód ochronny oraz przewód distribution circuits
enables discrimination between protective devices installed on
Note: The use of RCDs may be necessary on TN-earthed systems. Use of RCDs on F9
neutralny muszą (oczywiście) być rozdzielone be necessary on TN-earthed systems. Use of RCDs on
Note: The that the protectiveprzed wyłącznikiem. Tego
TN-C-S systems meansuse of RCDs may conductor and the neutral conductor
rozdzielenia disconnection time w that
Specified maximum dokonuje się systems upstream ofthe protective conductor and do neutral conductor
TN-C-S powszechnie miejscu wprowadzenia instalacji commonly
must (evidently) be separated means
the RCD. This separation is the
budynku.
must (evidently)
made at the service entrance.be separated protective devices
The IEC 60364-4-41 specifies the maximum operating time of upstream of the RCD. This separation is commonly
made at the indirect contact:
used in TN system for the protection againstservice entrance.
c For all final circuits with a rated current not exceeding 32 A, the maximum
disconnecting time will not exceed the values indicated in Figure F13
c For all other circuits, the maximum disconnecting time is fixed to 5s. This limit
T (s)
Uo(1)
Uo(1) (V) (V)
T
enables discrimination between protective devices installed on(s)
T (s)
Uo(1) (V) distribution circuits
50 & lt; 50 & lt; y 120 120
Uo Uo i

0,8 0.8

Note: The use of RCDs may be necessary & lt; Uo i 23050 & lt; Uo i 1200.4 Use of RCDs on
0.8
120 on TN-earthed systems.
120 & lt; Uo y 230
0,4
TN-C-S systems means that the protective & lt; Uo i 400120 & lt; Uo ineutral conductor
0.4
230 conductor and the 230
0.2
0.2
230 & lt; Uo y 400
must (evidently) be separated upstream of & gt; 400
This Uo i 400
0.2
Uo the RCD. 230 & lt; separation is commonly
Uo & gt; 400
0,1 0.1
made at the service entrance.
Uo & gt; phase to earth voltage 0.1
(1) Uo is the nominal400

F9

F9

(1) Uo to znamionowe napięcie fazowe
(1) Uo is the nominal phase to earth voltage

Fig. Maksymalny czas wyłączania końcowych obwodów AC, których prąd nie A
Rys. F13: F13 : Maximum disconnecting time for AC final circuits not exceeding 32przekracza
Fig. F13 : Maximum disconnecting time for AC final circuits not exceeding 32 A
32 A
T (s)
Uo(1) (V)
Protection by pomocą circuit-breaker (see F14) )
of
50 & lt; Uo i 120
0.8
Ifochronę ma zapewniaćprovided by, a circuit
the protection is to be wyłącznik
Zabezpieczenie zameans bywyłącznika (patrz Rys.Fig. F14(see Fig. F14 )
Jeśli
Protection 0.4
circuit-breaker
120
Ifsufficient to verifyto be the fault by Bezzwłoczny wyzwalacz wyłącznikacircuit breaker will eliminate a short-circuit to earth in
the protection is that provided
a circuitinstantaneous trip unit of a means of zwarcie doziemne w czasie
The & lt; Uo i 230
breaker, it is
wyeliminuje
wystarczy sprawdzić, czy prąd zakłóceniowy
230 & lt; Uo i 400 instantaneous trip unit of a circuit breaker will eliminate a short-circuit to earth in
0.2
The
breaker, it is sufficient to verify that krótszym niż 0.1 second.
less
current will always exceed the current-setting the fault than0,1 sekundy.
będzie zawsze przekraczać wartość nastawy
Uo & gt; 400 less than 0.1 second.
0.1
current will always exceed delay
In consequence, automatic disconnection
level of the instantaneous orzshort-timethe current-settingUo is the nominal phase to earth voltage within maksymalnego
W konsekwencji samoczynne wyłączenie w ramach the maximum allowable time will
wyzwalacza bezzwłocznego lub krótką
(1)

In consequence, automatic disconnection within the maximum allowable time will
level of the instantaneous or short-time delay be assured,będzieall types gwarantowane, ponieważ wszystkie rodzaje
always
tripping
dopuszczalnego czasu since zawsze of trip unit, magnetic or electronic, instantaneous
zwłoką (Im) unit (Im)
always be assured, a = I all types of trip unit, magnetic or electronic, instantaneous
tripping unit (Im)
or slightly retarded, are suitable: Isincem. bezzwłoczne tolerance authorised
wyzwalaczy, magnetyczne lub elektroniczne, The maximumlub nieco opóźnione, by the
Fig. F13 : Maximum disconnecting timeslightly final circuitsare suitable: I32= Im. The maximum tolerance authorised by the
AC retarded, always be taken
or
relevant standard,Im. Jednakmust not exceeding a A into consideration. It is sufficient
są odpowiednie: Ia =forhowever, maksymalna dopuszczalna tolerancja zgodna z

relevant standard, however, must always be taken więc, że prąd
odpowiednią normą musi zawsze być brana pod uwagę. Wystarczy into consideration. It is sufficient
Uo
Uo
therefore that the fault current
determined by calculation (or estimated
or 0.8
Uo
Zs
Zc Uo or
0,8 Uo wynikający obliczeń
(lub oszacowany
Protectionzwarciowy Uo of therefore that the fault current F14lub 0.8 Zc determined by calculation (or estimated
by means lub circuit-breakerz(see Fig. Zs )
If the protection is to be provided by a circuit
on site) be greater than the instantaneous trip-setting current, or than the very shortna miejscu) of a threshold niż nastawiony ofinstantaneous trip-setting current, or than
The instantaneoustime unitbędzie większylevel,willbe sure prąd bezzwłocznegopermitted time limit. the very shorttrip tripping on site) be greater eliminate a short-circuit to earth in
circuit breaker to than the tripping within the wyzwolenia
breaker, it is sufficient to verify that the fault
bądź niż
less than 0.1 second. prąd szybkiego zadziałania, by level, to be sure of tripping within the permitted time limit.
current will always exceed the current-setting
time tripping threshold zagwarantować wyłączenie w obrębie
dopuszczalnego limitu means of fuses (see Fig. F15 )
Protection by czasowego.
level of the instantaneous or short-time delay fuse In consequence, automatic disconnection within the maximum allowable time will
Ia can be determined from the
Ia można określić z charakterystyki
Protection by means of fuses (see a fuse
always
tripping unit (Im)performancea can be determinedprotectionfuse Zabezpieczenie zatrip unit, assures the correct operation Rys. F15 ) be
I curve.
from the be assured, since all types of pomocą bezpieczników (patrz ofFig. F15)
The value of current which magnetic or electronic, instantaneous can
bezpiecznika. W każdymIn any case,ochrony
przypadku
or slightly retarded, are suitable: Ia = Im. The maximum tolerance authorised fuse concerned.fuse can be
The value of current which assures bezpiecznika może of a
performance loop impedance
ascertained from a current/time performance graph for the by the
zapewniającego prawidłowe działaniethe correct operation być
cannot be achieved if thecurve. In any case, protection
nie da się zapewnić, jeśli impedancja obwodu Zs Wartość prądumust always befrom a into consideration. It is sufficient for the fuse concerned.
relevant standard, however,
ascertained taken current/time performance graph
cannot be achieved if the loop impedance Zsna podstawie charakterystyki czasowo-prądowej danego bezpiecznika.
ustalona
Uo
Uo
or Zc przekroczy określoną wartość
Zs lub Zc exceeds a certain value
The fault current
as
exceed that
or 0.8
Uo
or Zc exceeds a certain therefore that Prąd zwarciowy Uo lub 0.8 current Uo determined above, must largely przekraczać exceed that
value
Zs
Zc
the fault current The fault
determined byUo as determined above, must largely
or
, jak określono calculation (or estimated
or 0.8 powyżej, musi znacznie
Zs
Zc
Zs
necessary to ensure positive operation ofZc fuse. The condition to Koniecznym
the
wartość niezbędną do zapewnienia właściwego działania bezpiecznika. observe
on site) be greater than the instantaneous trip-settingpositive operation of veryfuse. The condition to observe
necessary to ensure current, or than the the shortUo
Uo
time tripping threshold level,iswięc sure of tripping within the permittedna rys.F15.
be
therefore
as indicated in Figurelimit.
or
lub 0.8
warunkiem jesttothat I a & lt;
, jak wskazano time F15.
Zs
Zc Uo or 0.8 Uo as indicated in Figure F15.
therefore is that I a & lt;
Zc
Protection by means of fuses (see Fig. F15Zs
)
Ia can be determined from the fuse
The value of current which assures the correct operation of a fuse can be
ascertained from a current/time performance graph for the fuse concerned.

performance curve. In any case, protection
cannot be achieved if the loop impedance Zs
t
or Zc exceeds a certain value
t

t
Uo
Uo
t
as determined above, must largely exceed that
The fault
or 0.8
t
t
1: Aktywacja z krótkim opóźnieniem czasowym current
1: Instantaneous trip
trip
Zs
Zc
1: Short-time delayed
2: Short-time delayed time
2: Aktywacja2: Instantaneous trip1: Instantaneous trip
bezzwłoczna
necessary to ensure positive operation of the fuse. The condition to observe
2: Short-time delayed time

1

t
1: Instantaneous trip
2: Short-time delayed time

Im

Im

2

Uo/Zs
Uo/Zs
Im

Uo
Uo
as indicated in Figure F15.
or 0.8
Zs
Zc

tc = 0.4 s
tc = 0.4 s

1

1

2

tc = 0.4 s

t

2

I

I

Ia Uo/Zs
Ia Uo/Zs

I

Uo/Zs

Rys. Fig. F14 : Disconnection by circuit-breaker for a TN system
F14: Wyłączenie przez wyłącznik w przypadku układu TN
Rys. Fig. F15 : Disconnection by fuses for a TN system
F15: Wyłączenie przez bezpieczniki w przypadku układu TN
Fig. F14 : Disconnection by circuit-breaker for a TN system
Fig. F15 : Disconnection by fuses for a TN system

tc = 0.4 s
1
2

Im

I
Uo/Zs

Fig. F14 : Disconnection by circuit-breaker for a TN system

Schneider Electric - Electrical installation guide 2005
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015
Schneider Electric - Electrical installation guide 2005

Ia Uo/Zs

Fig. F15 : Disconnection by fuses for a TN system

I

I
Ia Uo/Zs

I

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

therefore is that I a & lt;

I

F - Protection against electric shock
F - Protection against electric shock
F - Ochrona przeciwporażeniowa

F10

F10

3 Protection against indirect
contact
3 Protection against indirect
contact
Example: The nominal phase to neutral voltage of the network is 230 V and the
maximum disconnection time given by the graph in Figure F15 is 0.4 s.
The corresponding value of Ia can be read from the graph. Using the voltage (230 V)
Example: The nominal phase to neutral voltage offazowe sieci wynosiV and themaksymalny czascan
and the Znamionowe complete the impedance or 230 V, a
Przykład:current Ia, the napięcie loopnetwork is 230 the circuit loop impedance
maximum disconnection time uzyskanythe graph inna Rysunku is 0.4 s.
wyłączenia, given by z wykresu Figure F15 F15 wynosi 0,4 s.
230 the
The corresponding value of Ia canwartość Ia można graph. 230 . wykresu. Wykorzystując napięcie (230
be calculated from read
Odpowiadającą be Zs = fromor Zc = 0.8 Using the impedance value must never be
odczytać z This voltage (230 V)
Ia
Ia
impedance
and the current Ia, the complete loop impedance or the może zostać obliczona can
V) i prąd Ia, impedancja pętli zwarcia circuit loop less to ensure satisfactory fuse
exceeded and should preferably be substantially
230
230
be calculated fromoperation. lub Zc = 0.8
.. This impedance value mustmoże zostać przekroczona
z  Zs =
Wartość tej impedancji nie never be
or
Ia
Ia
i powinna być zasadniczo mniejsza, to ensure satisfactory fuse działanie
exceeded and should preferably be substantially less aby zapewnić zadowalające for
Protection by means of Residual Current Devices
bezpieczników.
operation.
TN-S circuits

Zabezpieczenie obwodów układu TN-S za pomocą wyłączników
Protection byResidual Current Devices must be used where: for
means of Residual Current Devices
różnicowoprądowych
TN-S circuits c The loop impedance cannot be determined precisely (lengths difficult to estimate,

Wyłącznikiof metallic substances closebyćthe wiring) tam, gdzie:
presence różnicowoprądowe muszą to stosowane
Residual Current b Impedancja pętli nie może być dokładnie określona (długość trudna do
Devices must be used where:
c Where the fault current is so low that the disconnecting time cannot be met by
c The loop impedance cannot be determined precisely (lengths difficult to estimate,
oszacowania, obecność metalu blisko przewodów)
using overcurrent protective devices
presence of metallic substances close to the wiring) że czas wyłączenia nie może być osiągnięty
b Prąd zwarciowy jest na tyle niski,
The reason is that the fault current level is always higher than their rated tripping
c Where the faultprzy wykorzystaniu przetężeniowych urządzeń zabezpieczających
current is so low that the disconnecting time cannot be met by
current which is in the order of some amps.
using overcurrentZnamionowy prąd wyzwolenia wyłącznika RCD rzędu kilku amperów jest znacznie
protective devices
In practice, they
the the LV sub distribution and in many
poniżej poziomu are often installed in W efekcie wyłączniki różnicowoprądowe są
The reason is that the fault current prąduis always higher than their rated tripping
level różnicowego.
countries, the automatic disconnection of final circuits shall be achieved by Residual
dobrze dostosowane do tej sytuacji.
current which is in the order of some amps.
Current Devices.
W praktyce są one często instalowane w obwodach odbiorczych niskich napięć i w
In practice, they are often installed in the the wyłączenie obwodów końcowych jest zapewniane przez
wielu krajach samoczynne LV sub distribution and in many
countries, the automatic disconnection of final circuits shall be achieved by Residual
wyłączniki różnicowoprądowe.
Current Devices.

3.4 Automatic disconnection on a second fault in an
IT system
3.4 Samoczynne wyłączenie przy podwójnym
3.4 Automatic disconnection on a second fault in an
In this type of system:
IT system zwarciu w układach IT
c The installation is isolated from earth, or the neutral point of its power-supply

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

source is connected to
W tego typu systemie: earth through a high impedance
In this type of system:
b Punkt neutralny źródła jest izolowany od ziemiare earthed via przez dużą
c All exposed and extraneous-conductive-parts lub uziemiony an installation earth
c The installation impedancję
is isolated from earth, or the neutral point of its power-supply
electrode.
source is connected to earth through a high impedance
b Wszystkie dostępne elementy przewodzące są uziemione poprzez uziemienie
c All exposed andFirst fault
extraneous-conductive-parts are earthed via an installation earth
instalacji.
In IT system the first fault to earth should not
electrode.
On the occurrence of a true fault to earth, referred to as a “first fault”, the fault
cause any disconnection
Pojedyncze low, such that the rule Id x RA i 50 V (see F3.2) is fulfilled and no
current is very zwarcie
First fault
In IT system the first fault to earth should not
dangerous fault rzeczywistego zwarcia doziemnego, zwanego „pojedynczym
Przy wystąpieniuvoltages can occur.
W systemie IT pojedyncze zwarcie doziemne
to earth, referred to as “first fault”, the fault
cause any disconnection
zwarciem”, prąd zwarciowy low, a condition wartość, tak dangerous to personnel,
nie powinno powodować wyłączeniaOn the occurrence of a true fault current Id is ma bardzoamałąthat is neitherże spełniana jest reguła
In practice the
current is very low, such that the rule Id x RA niebezpieczne napięcia dotykowe nie występują.
Inor RA y 50 V (patrz F3.2) i i 50 V (see F3.2) is fulfilled and no
d x harmful to the installation.
dangerous fault voltages can wartość prądu Id jest na tyle mała, że nie powoduje niebezpieczeństwa
W praktyce occur.
However, in this system:
dla personelu, ani uszkodzeń is neither dangerous to personnel,
In practice the current Id is low, a condition thatw instalacji.
c A permanent systemie:
nor harmful to theJednakże w tymmonitoring of the insulation to earth must be provided, coupled with
installation.
an alarm signal (audio and/or flashing lights, etc.) operating in the z sygnałem
b Musi zostać zapewnione stałe monitorowanie stanu izolacji wraz event of a first
However, in this system:
earth fault (dźwiękowym
alarmowym(see Fig. 16 ) i/lub migającym światłem itd.), aktywowanym
c A permanent monitoring of the insulation repair of must be provided, coupled the full benefits of the
to
c The rapid pojedynczego earth a first fault is imperative if with
w przypadkulocation and
zwarcia doziemnego (patrz Rys. F16)
an alarm signal (audio and/or flashing realised. Continuity of in the event of great advantage afforded by
IT system are to be lights, etc.) operating service is the a first
b Szybka lokalizacja i naprawa pierwszej usterki jest koniecznością, jeżeli system IT
earth fault (see Fig. 16 )
the system.
ma być wykorzystany w pełni. Ciągłość pracy to duża zaleta tego systemu.
c The rapid location and repair of a first fault is imperative if the full benefits of the
For a network formed from 1 km of new conductors, the leakage (capacitive)
W realised. Continuity of service is the great advantage afforded by
IT system are to be przypadku sieci utworzonej z 1 km nowych przewodów impedancja rozproszenia
impedance to earth ZF is of Zf order of 3500 Ω per fazę. W normalnych
(pojemnościowa) uziemieniathejest rzędu 3500 Ω na phase. In normal operation, the
the system.
(1)
capacitive działania, prąd pojemnościowy
warunkach current to earth is therefore: (1) wynosi więc:
For a network formed from 1 km of new conductors, the leakage (capacitive)
Uo
230
impedance to earth ZF=is of the=order of na fazę. per phase. In normal operation, the
3500 Ω
66 mA per phase.
Zf 3,500
(1) to earth is therefore:
capacitive current
During a phase jednofazowego, jak przedstawiono na Rysunku F17 na odwrocie
Podczas zwarciato earth fault, as indicated in Figure F17 opposite page, the current
Uo
230
passing through
=
= 66 strony, prąd płynący przez uziom o rezystancji is the vector sum of the capacitive
mA per phase. the electrode resistance RnA RnA to suma wektorowa prądów
Zf 3,500
currents in the two healthy właściwie działających the healthy phases have
pojemnościowych w dwóchphases. The voltages of fazach. Napięcia zdrowych faz
During a phase to (because of as indicated in Figure e the normalpage, the current that the capacitive
earth fault, the na usterkę) 3 razy, opposite phase voltage, so
wzrosły (z uwagifault) increased to F17zatem prądy pojemnościowe zwiększyły się
passing through the electrode resistance RnA przesunięte Theseof the capacitive kąt 60°,one from the
currents wartość. Prądy te is amount. sum currents are displaced, więc gdy są
o tę samąincrease by the same the vectorsą względem siebie o
currents in the twoother by 60°, so that when added the przykładzie 3 x 66 mAto 3198 mA. = 198 mA,
healthy phases. The daje to of vectorially, phases have
dodawane wektorowo,voltagesw tym healthy this amounts = x 66 mA
(because of the fault) increased to e the normal phase voltage, so that the capacitive
i.e. in the present example.
-3
currents increaseNapięcie dotykowe Uf These currents are displaced, one 0,99 V, które jest
by the same amount. jest zatem równe 198 x 5 x 10 = from the
The fault voltage Uf is therefore equal to 198 x 5 103
nieszkodliwe. vectorially, this amounts to 3 x 66xmA == 0.99 V, which is obviously
other by 60°, so that when added
198 mA,
harmless.
i.e. in the presentPrąd płynący poprzez pętlę zwarcia to suma wektorowa prądu punkt neutralnyexample.
The current through the short-circuit to earth is given by the vector sum of the
The fault voltage rezystor Id1 (153 mA) v 198 (198xmA). = 0.99 V, which is obviously
Uf is therefore equal to Id2 x 5 103
neutral-resistor current Id1 (=153 mA) and the capacitive current Id2 (198 mA).
Ponieważ dostępne przewodzące części instalacji są podłączone bezpośrednio do
harmless.
Since the exposed-conductive-parts of the installation are concerned directly to
Fig. F16 : Phases to earth insulation monitoring device
uziemienia, impedancja punktu neutralnego Zct nie odgrywa
The current through the short-circuit to earth is given by the vector sum of the praktycznie żadnej roli
earth, the neutral impedance Zct plays
obligatory in IT system
w powstawaniu napięcia dotykowego. practically no part in the production of touch
neutral-resistor current Id1 (=153 mA) and the capacitive current Id2 (198 mA).
voltages to earth.
Since the
Fig. F16 : Phases to earth insulation monitoring device stan izolacji niezbędne exposed-conductive-parts of the installation are concerned directly to
Rys. F16: Urządzenie monitorujące
earth, the neutral impedance Zct plays practically no part in the production of touch
obligatory in IT system Resistive leakage current to earth through the insulation is
(1)
w systemie IT
assumed to be negligibly small in the example. voltages to earth.
Schneider Electric - Electrical installation guide 2005

(1) Resistive leakage current to earth prąd upływuinsulation is
(1) Założono, że through the przez rezystancję izolacji do
assumed to be negligibly small in the example. pomijalnie mały.
uziemienia w przykładzie jest
Schneider Electric - Electrical installation guide 2005
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Protection against indirect
3 Protection against indirect
3 Ochrona przed dotykiem
contact
contact
pośrednim

Id1 + Id2

Id1

Id1

Zct = 1,500 Ω
Zct = 1,500 Ω
Ω

R =5Ω
RnA = 5 Ω nA

B

B
Zf

Ω

Id1 + Id2

Id2

RnA = 5 Ω

Id1 + Id2

F11

Zf

Zct = 1,500 Ω

Id2

1
2
3
N
PE

1
2
3
N
PE
Id1

1
2
3
N
PE

B

F11
Zf

Ω

Uf

Uf

Id2
Uf

Rys. F17: Przepływ prądu zwarciowego przy pojedynczym zwarciu w systemie IT
Fig. F17 : Fault current path for a first fault in IT system
Fig. F17 : Fault current path for a first fault in IT system

Podwójne zwarcie

Second fault situation
Second fault situation

Przy wystąpieniu drugiego zwarcia w innej
On the appearance of a second fault, on a different phase, or on a neutral conductor, fazie lub w przewodzie neutralnym,
On the appearance of a second fault, on a different phase, or on staje się szybkie wyłączenie. W różnych przypadkach usunięcie usterki
konieczne a neutral conductor,
a rapid disconnection becomes imperative. Fault clearance is carried out differently
a rapid disconnection becomes imperative. Fault clearance is carried out differently
wykonuje się inaczej:
in each of the following cases:
in each of the following cases:
1 przypadek
Jednoczesne st case
tence of two earth faults case 1 wystąpienie dwóch zwarć
1st
Dotyczy instalacji, w are bonded to a
two earth faults doziemnych c It różnych fazach) jest in which all exposed conductive partsktórej wszystkie dostępne części przewodzące są podłączone
(w an installation in which
eis dangerous,
phase) is dangerous,It concerns concerns an installationall exposed conductive parts are bonded to a przedstawionego na rys. F18.
c
do wspólnego przewodu PE
)
common PE conductor, as shown in Figure F18.
niebezpieczne, conductor, as shown in
yr fuses or automatic common PE a szybkie zadziałanie Figure F18.
W tym przypadku pętla zwarcia nie obejmuje żadnych uziomów, co skutkuje
automatic
In lubcase no earthzależy od are includeddużą wartością prądu so that a high
in the fault current path,
bezpiecznikówthisearth electrodes are included in the fault current path, so thatzwarciowego i zastosowanie znajdują konwencjonalne
wyłącznika electrodes
In this case no
a high
level of fault
sposobu of fault current uziemieniaand conventional overcurrent protectiveprotectiveare tzn. wyłączniki i bezpieczniki.
podłączenia iscurrent is assured, and conventional overcurrent devices devices are
i od tego,
zabezpieczenia nadprądowe,
level
assured,
used, i.e. circuit breakers and fuses.
czy w danej instalacji stosowane są oddzielne
Pierwsze zwarcie może wystąpić na końcu obwodu w oddalonej części instalacji,
used, i.e. circuit breakers and fuses.
The first fault could occur at the end of a circuit in
podczas gdythe installation, zlokalizowana na przeciwległym jej końcu.
uziomy. first fault could occur at the end of a circuit in a remote a remote part of the installation,
The
part of drugie może być
while the second fault could feasibly be located at the opposite end of the się
Dlatego end of the podwaja installation.
while the second fault could feasibly be located at the opposite zazwyczaj installation. impedancję pętli w obliczeniach spodziewanego
prądu zwarciowego przy nastawianiu
For this reason, it is conventional to double the loop impedance of a circuit, when urządzeń ochronnych.
For this reason, it is conventional to double the loop impedance of a circuit, when
calculating the anticipated fault setting level for its overcurrent protective device(s).
Jeżeli system zawiera przewód
calculating the anticipated fault setting level for its overcurrent protective device(s). neutralny poza trzema przewodami fazowymi,
najsłabsze prądy zwarciowe wystąpią, gdy jedno z dwóch zwarć będzie miało
c Where the system includes a neutral conductor in addition to the 3 phase
gsdepends on the typecof
Where the system includes a neutral conductor in addition to the 3 phase
miejsce occur if one of the (two) faults is
on the type of
conductors, the lowest short-circuit fault currents will między przewodem neutralnym a uziemieniem (w systemie IT wszystkie
conductors, the lowest short-circuit fault currents will occur if przewody są odizolowane od uziemienia). Dlatego też w instalacjach
, and separate
cztery one of the (two) faults is
hether whether separate
from the neutral conductor to earth (all four conductors are insulated from earth in an
e not, in the in the from the neutral conductor to earth (all four conductors are insulated from earth in an między przewodem fazowym a neutralnym musi
used or not,
czteroprzewodowych IT napięcie
IT scheme). In four-wire IT installations, therefore, the phase-to-neutral voltage must
r
IT scheme). In four-wire IT installations, therefore, thezostać uwzględnione w obliczaniu nastaw zabezpieczeń zwarciowych, tzn.
phase-to-neutral voltage must
Uo
be used to calculate short-circuit protective levelsUo 0.8 (1) u I a (1) where
i.e.
u I a 2 Zc
be used to calculate short-circuit protective levels i.e. 0.8
where
2 Zc
, gdzie
Uo = phase to neutral voltage
Uo = phase to neutral voltage
Uo = napięcie
Zc = impedance of the circuit fault-current loop (see F3.3) fazowe
Zc = impedance of the circuit fault-current loop (see F3.3) impedancja pętli zwarcia (patrz F3.3)
Zc =
Ia = current level for trip setting
Ia = current level for trip setting
Ia = nastawa prądowa zabezpieczenia
c If no neutral conductor is distributed, then the voltage to use for the fault-current
Jeżeli przewód fault-current
c If no neutral conductor is distributed, then the voltage to use for the neutralny nie występuje, w obliczeniach należy wykorzystać
3 Uo
(1)
calculation is the phase-to-phase value, 3 Uo
i.e. 0.8 (1) u I a (1)
calculation is the phase-to-phase value, i.e. 0.8
u I a2 Zc
2 Zc
Maximum tripping times
Maximum tripping times
b how are interconnected the different
Disconnecting times for IT system depends on Maksymalne czasy wyzwolenia
Disconnecting times for IT system depends on how are interconnected the układach IT zależą od tego, jak wzajemnie połączone są
different
installation and substation earth electrodes. Czasy wyłączenia w
installation and substation earth electrodes.
poszczególne uziemienia instalacji i podstacji.
c For final circuits supplying electrical equipment with a rated current not exceeding
c For final circuits supplying electrical equipment with W rated current not exceeding
a przypadku końcowych obwodów zasilających wyposażenie elektryczne
32 A and having their exposed-conductive-parts bonded with the substation earth
32 A and having their exposed-conductive-parts bonded with the substation earth
o znamionowym prądzie nieprzekraczającym 32 A, których dostępne części
electrode, the maximum tripping is given in table F8. For the other circuits within the
electrode, the maximum tripping is given in table F8. For the other circuits within theuziomem podstacji, maksymalny czas podano w tabeli
przewodzące połączone są z
same group of interconnected exposed-conductive-parts, the maximum
same group of interconnected exposed-conductive-parts, W przypadku pozostałych obwodów w tej samej grupie połączonych ze sobą
F8. the maximum
disconnecting time is 5 s. This is due to the fact that any double fault situation within
disconnecting time is 5 s. This is due to the fact that any double fault situation within
dostępnych części przewodzących, maksymalny czas wyłączenia to 5 s. Wynika to
this group will result in a short-circuit current as in TN system.
this group will result in a short-circuit current as in TN z tego, że każda sytuacja podwójnego zwarcia w obrębie tej grupy spowoduje prąd
system.
c For final circuits supplying electrical equipment with a rated current not exceeding
c For final circuits supplying electrical equipment with zwarciowy, jak w systemie TN.
a rated current not exceeding
32 A and having their exposed-conductive-parts connected to an independent earth
W przypadku końcowych obwodów zasilających wyposażenie elektryczne
32 A and having their exposed-conductive-parts connected to an independent earth
electrode electrically separated from the substation earth electrode, the maximum
o znamionowym maximum
electrode electrically separated from the substation earth electrode, theprądzie nieprzekraczającym 32 A, których dostępne
tripping is given in Figure F11. For the other części przewodzące
circuits within the same group of non
tripping is given in Figure F11. For the other circuits within the same group podłączone są do niezależnego uziomu, elektrycznie
of non
interconnected exposed-conductive-parts, the maximum disconnecting time is 1s.
odseparowanego od is 1s.
interconnected exposed-conductive-parts, the maximum disconnecting timeuziomu podstacji, maksymalny czas przedstawia Rysunek
This is due to the fact that any double fault situation przypadku innych obwodów w tej samej grupie powiązanych ze sobą
resulting from one insulation
F13. W
This is due to the fact that any double fault situation resulting from one insulation
fault within this group and another insulation dostępnych częścigroup will generate a
fault from another
fault within this group and another insulation fault from another group will przewodzących, maksymalny czas odłączenia to 1s. Wynika
generate a
fault current limited by the different earth electrode resistances as in TN system.
to z tego, że każda sytuacja
fault current limited by the different earth electrode resistances as in TN system. podwójnego zwarcia wynikająca z jednej usterki
izolacji w obrębie tej grupy i innej usterki izolacji w innej grupie wygeneruje prąd
al method” noted in the first
zakłóceniowy, ograniczony przez różne impedancje uziomów, jak w systemie TT.
noted in the first
(1) Na podstawie „metody konwencjonalnej” przedstawionej
w pierwszym przykładzie- w podpunkcie 3.3.guide 2005
Schneider Electric Electrical installation

Schneider Electric - Electrical installation guide 2005

F11

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

ectric shock
ock

F - Protection against electric shock

F - Ochrona przeciwporażeniowa

3 Protection against indirect
contact

Example (see Fig. 18 )
The current levels and protective measures depends on the switchgear and fuses
concerned.

Id
K
Id

F12
K

A

A

J

F

Zct = 1,500 Ω

NS160
160 Ω
50 m
35 mm2

Ω

G

RA
RnA = 5 Ω

F12

B

J
B

F
NSX160
160 A E
50 m
35 mm2
G
H

1
2
3
E
N
PE

1
2
3
N
PE

50 m
35 mm2
H
D

50 m D
35 mm2

C

C

RA

Rys. F18: Wyzwolenie wyłącznika przy podwójnym zwarciu, gdy dostępne części przewodzące
podłączone są do wspólnego przewodu ochronnego
Fig. F18 : Circuit-breaker tripping on double fault situation when exposed-conductive-parts are
connected to a common protective conductor

b Zabezpieczenie za pomocą wyłącznika
c Circuit-breaker
In the case W przypadku pokazanym na rysunku F18 musi być and short-time
shown in Figure F18, the adjustments of instantaneous ustalona nastawa wyzwolenia
delay overcurrent trip unit must be decided. The times recommended here above
bezzwłocznego i z krótkim opóźnieniem czasowym. Można zastosować czasy
can be readily complied with. Zabezpieczenie zwarciowe zapewnione przez wyłącznik NSX160
zalecane powyżej.
jest odpowiednie w przypadku zwarcia międzyfazowego, występującego przy
Example: From the case shown in Figure F18, selection and erection of the shortcircuit protection provideddanychNS 160 circuit-breaker suitable to clear a phase to
odbiorach w by the obwodach.
phase short-circuit occurring at the load ends of the circuits concerned.
Przypomnienie: W systemie IT dwa obwody biorące udział w zwarciu

Reminder: In an IT system, the twozałożeniu równej długości to przewodami o takim samym
międzyfazowym są w circuits involved in a phase z phase short-circuit
are assumed to be of equal length, with mają ten sam przekrój, co przewody fazowe.
przekroju, a przewody PE the same cross sectional area conductors,
the PE conductors being the same cross sectional area as the phase zastosowaniu „metody
W takim przypadku impedancja pętli zwarciowej przy conductors. In
such a case, the impedance of the circuit loop6.2) będzie dwukrotnie większa od wyliczonej dla
konwencjonalnej” (podrozdział when using the “conventional method”
(sub clause 6.2) will be twice that calculated for one of the circuits in the TN case,
jednego z obwodów w przypadku TN, pokazanym w Rozdziale F, podrozdział 3.3.
shown in Chapter F sub clause 3.3.
L
in mΩ where:
w
gdzie:
a
ρ = resistance in mΩ of copper rod 1 meter long of cross sectional area 1 mm2
ρ = rezystywność pręta miedzianego długości 1 metra o powierzchni przekroju
L = length of the circuit in meters
1 mm2, w mΩ
a = cross sectional area of the conductor in mm2

So that the resistance of circuit 1 loopFGHJ = 2 RJH= 2ρ
Oporność pętli obwodu FGHJ = 2RJH =

L = długość obwodu w metrach

FGHJ = 2 x a = przekrój = 64.3 mΩ w mm2
22.5 x 50/35 przewodu
and the loop resistance B, C, D, E, F, G, H, J will be 2 x 64.3 = 129 mΩ.
FGHJ = 2 x 22.5 x 50/35 = 64.3 mΩ
The fault current will therefore be 0.8 x e x 230 x 103/129 = 2470 A.

a impedancja pętli B, C, D, E, F, G, H, J wyniesie 2 x 64,3 = 129 mΩ.

c Fuses
Prąd zwarciowy wyniesie zatem 0.8 x 3 x 230 x 103/129 = 2470 A.
The current Ia for which fuse operation must be assured in a time specified
b Zabezpieczenie found from bezpieczników
according to here above can beza pomocą fuse operating curves, as described in
figure F15. Prąd Ia, dla którego zadziałanie bezpieczników musi być zapewnione w

The currentczasie określonym powyżej, może być ustalony na podstawie charakterystyki
indicated should be significantly lower than the fault currents calculated
bezpieczników, jak przedstawiono na rysunku F15.
for the circuit concerned.

c RCCBs Wskazany prąd powinien być znacznie niższy niż prądy zwarciowe wyliczone dla
danego obwodu.
In particular cases, RCCBs are necessary. In this case, protection against indirect
b Zabezpieczenie wyłącznikami RCCB for each circuit.
contact hazards can be achieved by using oneróżnicowo-prądowymi bez zabezpieczenia

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

nadmiarowoprądowego (RCCB)

2nd case W przypadku niskich wartości prądu zwarciowego konieczne jest zastosowanie
c It concerns exposed conductive parts which are earthed either individually (each part
wyłączników różnicowoprądowych. Ochrona przed dotykiem pośrednim jest
having its own earth electrode) or inprzy wykorzystaniu jednego wyłącznika dla każdego obwodu.
wówczas realizowana separate groups (one electrode for each group).
If all exposed przypadekparts are not bonded to a common electrode system, then
2 conductive
it is possible for the second earth fault to occur in a different group or in a separately
b Dotyczy dostępnych części przewodzących, które above for
earthed individual apparatus. Additional protection to that described są uziemione indywidualnie
(każda and consists of a RCD placed w oddzielnych grupach (jeden
case 1, is required, część ma własny uziom) lub at the circuit breaker controlling uziom na każdą
each group grupę). individually-earthed apparatus.
and each

Jeśli nie wszystkie dostępne części przewodzące są podłączone do wspólnego
uziomu, wówczas możliwe jest wystąpienie drugiego zwarcia doziemnego w innej
grupie lub w osobno uziemionym urządzeniu. Konieczne jest zabezpieczenie
dodatkowe do opisanego powyżej w przypadku 1 i obejmuje ono wyłącznik
różnicowoprądowy, umieszczony przy wyłączniku kontrolującym każdą grupę
i każde osobno uziemione urządzenie.

Schneider Electric - Electrical installation guide 2005

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Ochrona przed dotykiem
pośrednim

Powodem tego wymogu jest fakt, że uziomy oddzielnych grup są „połączone”
poprzez ziemię tak, że międzyfazowy prąd zwarciowy będzie na ogół ograniczony
przez rezystancję przejścia między elektrodą a ziemią, czyniąc tym samym ochronę
przy wykorzystaniu urządzeń nadprądowych zawodną. Dlatego konieczne są jeszcze
czulsze wyłączniki różnicowoprądowe, jednak prąd wyzwalający RCD musi znacznie
przekraczać ten występujący w przypadku pojedynczego zwarcia (patrz Rys. F19).

Pojemność doziemna
Prąd przy pierwszym zwarciu
(μF)
(A)
1
0,07
0,36
5
30
2,17
Uwaga: 1 µF to typowa pojemność doziemna 1 km 4-żyłowego
kabla.
Rys. F19: Związek pomiędzy pojemnością doziemną a prądem pierwszego zwarcia

F13

W przypadku podwójnego zwarcia występującego w obrębie grupy posiadającej
wspólne uziemienie, zabezpieczenie przetężeniowe działa, jak opisano powyżej dla
przypadku 1.
Uwaga 1: Patrz również Rozdział G, podpunkt 7.2 - ochrona przewodu neutralnego.
Uwaga 2: W 3-fazowych, 4-przewodowych instalacjach ochrona przetężeniowa
w przewodzie neutralnym jest czasami lepsza przy użyciu przekładnika prądowego
w przypadku jednożyłowego przewodu neutralnego (patrz Rys. F20).

Case 1
Przypadek 1

Case 2
Przypadek 2

RCD

N
RCD

N

Ω PIM

RCD

Ω PIM
Grupa
Group
uziemienia 1
earth 1

Group
Grupa
earth
uziemienia
Rn

RCD

RA

Rn

RA1

Grupa
Group
uziemienia 2
earth 2

RA2

Rys. F20: Zastosowanie wyłącznika różnicowoprądowego, gdy dostępne części przewodzące są uziemione indywidualnie lub w grupowo w systemie IT

3.5 Środki ochrony przed dotykiem bezpośrednim
lub pośrednim bez automatycznego odłączenia
źródła zasilania
Zastosowanie SELV (bardzo niskie napięcie bez uziemienia)
Bardzo niskie napięcie jest wykorzystywane w sytuacji, kiedy działanie wyposażenia
elektrycznego niesie poważne niebezpieczeństwo (baseny pływackie, parki
rozrywki itd.). Środek ten polega na zasilaniu bardzo niskim napięciem z uzwojeń
wtórnych transformatorów bezpieczeństwa, specjalnie zaprojektowanych zgodnie
z regulacjami krajowymi i międzynarodową normą (IEC 60742). Poziom odporności
udarowej izolacji między pierwotnym a wtórnym uzwojeniem jest bardzo wysoki i/
lub pomiędzy uzwojeniami stosuje się czasem uziemioną metalową płytę. Wartość
skuteczna napięcia wtórnego nigdy nie przekracza 50 V.
W celu zapewnienia wystarczającej ochrony przed dotykiem pośrednim należy
przestrzegać trzech warunków wykorzystania:
b Żaden przewód pod bardzo niskim napięciem (SELV) nie może być uziemiony
b Dostępne elementy przewodzące wyposażenia zasilanego z układu SELV
nie mogą być przyłączone do uziemienia, do innych nieosłoniętych części
przewodzących lub zewnętrznych elementów przewodzących
b Wszystkie znajdujące się pod napięciem elementy obwodów SELV, a także innych
obwodów o wyższych napięciach, muszą być rozdzielone od siebie na odległość
równą co najmniej tej między uzwojeniami transformatora bezpieczeństwa.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Bardzo niskie napięcie jest stosowane
w przypadku dużych zagrożeń: baseny
pływackie, przenośne lampy zasilane
przez kabel, inne przenośne urządzenia do
wykorzystania na zewnątrz itp.

F - Ochrona przeciwporażeniowa

Powyższe środki wymagają, aby:
b Obwody SELV wykorzystywały przewody przeznaczone specjalnie dla nich,
chyba że stosuje się kable, które są izolowane na najwyższe napięcie pozostałych
obwodów,
b Gniazda dla systemu SELV nie mogą mieć bolca uziemiającego. Wtyczki i gniazda
obwodu SELV muszą mieć specjalne wykonanie, aby nieumyślne podłączenie do
innego poziomu napięcia było niemożliwe.
Uwaga: W normalnych warunkach, gdy napięcie SELV ma wartość poniżej 25 V, nie ma
potrzeby zapewniania zabezpieczenia przed bezpośrednim kontaktem. Poszczególne
wymagania podane są w Rozdziale P podpunkt 3: „specjalne lokalizacje”.
,

Zastosowanie PELV (bardzo niskie napięcie z uziemieniem) (patrz
Rys. F21)

System ten służy do ogólnego użytku tam, gdzie niskie napięcie jest wymagane
bądź preferowane ze względów bezpieczeństwa, poza lokalizacjami wysokiego
ryzyka wymienionymi wyżej. Koncepcja jest podobna do systemu SELV, jednak
obwód wtórny jest uziemiony w jednym punkcie.

F14

Norma IEC 60364-4-41 dokładnie określa znaczenie PELV. Zabezpieczenie
przed dotykiem bezpośrednim jest na ogół konieczne z wyjątkiem sytuacji,
gdy wyposażenie znajduje się w obrębie połączenia wyrównawczego,
a znamionowe napięcie nie przekracza 25 V wartości skutecznej i wyposażenie
jest wykorzystywane tylko w zazwyczaj suchych lokalizacjach, a kontakt z dużą
powierzchnią ludzkiego ciała nie jest prawdopodobny. We wszystkich innych
przypadkach 6 V wartości skutecznej to maksymalne dopuszczalne napięcie tam,
gdzie nie ma zabezpieczenia przed dotykiem bezpośrednim.

230 V / 24 V

Rys. F21: Źródła niskiego napięcia z separującego transformatora bezpieczeństwa

System FELV (funkcjonalne bardzo niskie napięcie)

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

Rozdzielenie elektryczne obwodów jest
odpowiednie dla stosunkowo krótkich długości
kabla i dużych rezystancji izolacji. Jest
preferowane w zastosowaniu indywidualnym

230 V/230 V

Rys. F22: Bezpieczne zasilanie z transformatora separującego
klasy II

Jeżeli z przyczyn funkcjonalnych wykorzystywane jest napięcie 50 V lub mniejsze,
ale nie wszystkie wymagania dotyczące SELV lub PELV są spełnione, należy
podjąć odpowiednie środki, opisane w normie IEC 60364-4-41 w celu zapewnienia
zabezpieczenia zarówno przed dotykiem bezpośrednim, jak i pośrednim, zgodnie z
lokalizacją i wykorzystaniem tych obwodów.
Uwaga: Takie warunki mogą mieć miejsce na przykład, gdy obwód zawiera
wyposażenie (takie jak transformatory, przekaźniki, przełączniki sterowania zdalnego,
styczniki) niedostatecznie izolowane względem obwodów o wyższych napięciach.

Rozdzielenie elektryczne obwodów (patrz Rys. F22)
Zasada rozdzielenia elektrycznego obwodów (ogólnie obwodów jednofazowych) ze
względów bezpieczeństwa jest oparta na następującym uzasadnieniu.
Dwa przewody z nieuziemionego jednofazowego uzwojenia wtórnego
transformatora separującego są izolowane od uziemienia.
W przypadku bezpośredniego kontaktu z jednym przewodem, przepłynie bardzo
słaby prąd przez osobę, poprzez ziemię i z powrotem do drugiego przewodu,
przez jego naturalną pojemność doziemną. Ponieważ pojemność doziemna jest
bardzo niewielka, prąd jest na ogół poniżej progu odczuwania. W miarę zwiększania
długości przewodu, prąd przy dotyku bezpośrednim będzie stopniowo się zwiększał
do punktu, w którym nastąpi niebezpieczne porażenie prądem.
Nawet jeżeli krótki kabel zapobiega niebezpieczeństwu ze strony prądu
pojemnościowego, niska wartość rezystancji izolacji względem ziemi może
powodować niebezpieczeństwo, ponieważ ścieżka prądu biegnie wówczas poprzez
osobę będącą w kontakcie, uziemienie i z powrotem do drugiego przewodu
poprzez słabą izolację względem ziemi. Z tych powodów stosunkowo krótkie
długości dobrze izolowanych kabli są kluczowe w systemach separacji.
Transformatory specjalnie do tego zaprojektowane cechują się wysokim stopniem
izolacji między uzwojeniami pierwotnym i wtórnym bądź mają równoważne
zabezpieczenie, takie jak uziemiona metalowa osłona pomiędzy uzwojeniami.
Budowa transformatora odpowiada standardowi izolacji klasy II.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Ochrona przed dotykiem
pośrednim

Jak wskazano wcześniej, udane wykorzystanie zasady wymaga, aby:
b Żaden przewód lub dostępna część przewodząca obwodu wtórnego
nie może być przyłączona do uziemienia,
b Długość obwodów wtórnych musi być ograniczona w celu uniknięcia dużych
wartości pojemności doziemnej(1),
b Musi być zapewniona wysoka wartość rezystancji izolacji okablowania i urządzeń.
Warunki te w zasadzie ograniczają zastosowanie tego środka bezpieczeństwa do
pojedynczego urządzenia.
W przypadku, w którym kilka urządzeń jest zasilanych z transformatora
separującego, konieczne jest przestrzeganie następujących wymagań:
b Dostępne części przewodzące wszystkich urządzeń muszą być połączone razem
poprzez izolowany przewód ochronny, nie przyłączony do uziemienia,
b Gniazda powinny być wyposażone w bolec. Jest on wykorzystywany w tym
przypadku tylko w celu zapewnienia połączenia wszystkich nieosłoniętych części
przewodzących.
W przypadku podwójnego zwarcia zabezpieczenie nadprądowe musi zapewnić
samoczynne wyłączenie na tych samych zasadach, jak w przypadku systemu IT.

Urządzenia II klasy ochronności

F15

Urządzenia te są zwane także urządzeniami " z podwójną izolacją " , ponieważ w
urządzeniach II klasy do izolacji podstawowej dodawana jest izolacja uzupełniająca
(patrz Rys. F23).
Żadne części przewodzące urządzenia klasy II nie mogą być podłączone do
przewodu ochronnego:
b Większość przenośnych lub częściowo zamontowanych na stałe urządzeń,
niektóre lampy i niektóre typy transformatorów są zaprojektowane z podwójną
izolacją. Ważne jest zachowanie szczególnej ostrożności w wykorzystaniu sprzętu
klasy II i częsta oraz regularna weryfikacja, czy standard klasy II jest zachowany
(brak uszkodzeń zewnętrznej osłony itd.). Urządzenia elektroniczne, odbiorniki
radiowe i telewizyjne posiadają poziomy bezpieczeństwa równoważne klasie II, ale
nie są formalnie urządzeniami klasy II.
b Izolacja uzupełniająca w instalacji elektrycznej: norma IEC 60364-4-41 (podpunkt
413-2) i niektóre normy krajowe, takie jak NF C 15-100 (Francja), opisują bardziej
szczegółowo środki niezbędne do zapewnienia izolacji uzupełniającej podczas prac
montażowych.

Symbol II klasy ochronności:

Active part napięciem
Część pod
Basic insulation
Podstawowa izolacja
Supplementary insulation
Izolacja uzupełniająca

Rys. F23: Zasada poziomu izolacji klasy II

Prostym przykładem jest układanie kabla w kanale kablowym PCV. Opisane są
również metody do zastosowania w przypadku tablic rozdzielczych.
b W przypadku MODUŁÓW, norma IEC 61439-1 opisuje zestaw wymagań
„całkowitej izolacji”, ekwiwalent sprzętu klasy II
b Niektóre kable są uznawane za równoważne klasie II przez wiele norm krajowych

(1) W normie IEC 364-4-41 zaleca się, by iloczyn
znamionowego napięcia obwodu w woltach i długości
systemu przewodów w metrach nie przekraczał 100.000, i by
długość systemu przewodów nie przekraczała 500 m.

Umieszczenie poza zasięgiem rąk lub rozmieszczenie przegród
Dzięki tym środkom prawdopodobieństwo dotknięcia części przewodzącej będącej
pod napięciem przy jednoczesnym dotknięciu zewnętrznej części przewodzącej
o potencjale ziemi jest wyjątkowo niskie (patrz Rys. F24 na następnej stronie).
W praktyce ten środek może mieć zastosowanie wyłącznie w suchym miejscu i jest
wdrażany na następujących warunkach:
b Podłoga i ściana pomieszczenia muszą być nieprzewodzące, tzn. rezystancja
względem ziemi w każdym punkcie musi wynosić:
v & gt; 50 kΩ (napięcie instalacji ≤ 500 V)
v & gt; 100 kΩ (500 V & lt; napięcie instalacji ≤ 1000 V)
Rezystancja jest mierzona za pomocą instrumentów typu „MEGGER” (obsługiwany
ręcznie generator lub akumulatorowy model elektroniczny) między elektrodą
umieszczoną na podłodze lub przy ścianie a ziemią (tzn. najbliższym przewodem
ochronnym). Nacisk na powierzchnię elektrody musi być oczywiście taki sam dla
wszystkich testów.
Poszczególni dostawcy instrumentów pomiarowych zapewniają elektrody
przeznaczone dla ich własnego produktu, należy zatem zadbać, aby stosowane
były elektrody dostarczone wraz z przyrządem.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

W zasadzie zapewnienie bezpieczeństwa
przez umieszczenie jednocześnie dostępnych
części przewodzących poza zasięgiem rąk
bądź za pomocą przeszkód wymaga również
nieprzewodzącej podłogi i dlatego zasada ta
nie jest łatwa w zastosowaniu

3 Ochrona przed dotykiem
pośrednim

F - Ochrona przeciwporażeniowa

b Rozmieszczenie wyposażenia i przeszkód musi być takie, by jednoczesny kontakt
człowieka z dwoma dostępnymi częściami przewodzącymi lub dostępną częścią
przewodzącą i zewnętrzną częścią przewodzącą był niemożliwy.
b Odsłonięte przewody ochronne nie mogą zostać wprowadzone do danego
pomieszczenia.
b Wejścia do pomieszczenia muszą być skonstruowane tak, aby wchodzący
ludzie nie byli zagrożeni, np. osoba stojąca na przewodzącej podłodze poza
pomieszczeniem nie może być w stanie sięgnąć ręką poprzez drzwi i dotknąć
części przewodzącej dostępnej, jak na przykład przełącznik oświetleniowy
zamontowany w żeliwnej puszce kablowej typu przemysłowego.

Insulated
Izolowane
walls
ściany

F16

Insulated
Izolowane
obstacles
przeszkody

2.5 m

Electrical
Urządzenie
apparatus
elektryczne

Izolowana
Insulated
podłoga floor

Electrical
Urządzenie
apparatus
elektryczne

Electrical
Urządzenie
apparatus
elektryczne

& gt; 2m

& lt; 2m

Rys. F24: Zabezpieczenie poprzez umieszczenie poza zasięgiem rąk i rozmieszczenie nieprzewodzących przeszkód

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

Nieuziemione pomieszczenia ekwipotencjalne
są powiązane ze szczególnymi instalacjami
(laboratoria itd.) i prowadzą do szeregu
praktycznych trudności instalacyjnych

Nieuziemione pomieszczenia ekwipotencjalne
W tym systemie wszystkie dostępne części przewodzące, w tym podłoga(1), są
połączone za pomocą odpowiednio dużych przewodów tak, by nie spowodować
znaczącej różnicy potencjału pomiędzy dowolnymi dwoma punktami. Awaria izolacji
pomiędzy przewodem pod napięciem a metalową obudową urządzenia spowoduje,
że cała „klatka” znajdzie się pod napięciem fazowym, ale prąd zakłóceniowy
nie popłynie. W takich warunkach osoba wchodząca do pomieszczenia będzie
zagrożona (ponieważ wejdzie na podłogę pod napięciem).
Należy podjąć odpowiednie środki ostrożności w celu ochrony personelu przed
tym niebezpieczeństwem (np. nieprzewodząca podłoga przy wejściach itd.). Do
wykrycia usterki izolacji przy braku znaczącego prądu zakłóceniowego niezbędne
są specjalne urządzenia zabezpieczające.

M
Izolowana
Conductive
floor
podłoga

(1) Zewnętrzne części przewodzące wchodzące (lub
wychodzące) do przestrzeni ekwipotencjalnej (jak rury
wodne itd.) muszą być w odpowiednim materiale izolacyjnym
i wyłączone z ekwipotencjalnej sieci, ponieważ takie
części będą prawdopodobnie połączone z ochronnymi
(uziemionymi) przewodami w innym miejscu instalacji.

Insulating material
Materiał izolacyjny
Rys. F25: Połączenie ekwipotencjalne wszystkich nieosłoniętych jednocześnie dostępnych
części przewodzących

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Ochrona dóbr w przypadku
awarii izolacji

F - Ochrona przeciwporażeniowa

4.1 Środki ochrony przed pożarem z wykorzystaniem
wyłączników różnicowoprądowych

RCD to bardzo skuteczne urządzenia, jeśli
chodzi o zapewnienie ochrony przed ryzykiem
pożaru z powodu usterki izolacji, ponieważ
mogą wykrywać prąd upływu (np.: 300 mA)
który jest zbyt niski dla innych zabezpieczeń, ale
wystarczający, by spowodować pożar

Wyłączniki różnicowoprądowe to bardzo skuteczne urządzenia jeśli chodzi
o zapewnienie ochrony przed ryzykiem pożaru z powodu awarii izolacji. Ten
rodzaj prądu zakłóceniowego jest zbyt niski, by mógł zostać wykryty przez inne
zabezpieczenie (np. przetężeniowe).
Dla systemów TT, IT, TN-S, w których może pojawić się prąd upływu, stosowanie
RCD o czułości 300 mA zapewnia dobrą ochronę przed ryzykiem pożaru z powodu
takiej usterki.
Badania wykazały, że koszt pożarów w budynkach przemysłowych i usługowych
może być bardzo wysoki.
Analiza zjawisk wykazuje, że ryzyko pożaru spowodowane elektrycznością wiąże
się z przegrzaniem z powodu złej koordynacji między maksymalnym prądem
roboczym kabla (lub izolowanego przewodu), a ustawieniem zabezpieczenia
przetężeniowego.
Przegrzanie może wynikać także z modyfikacji pierwotnej metody instalacji (dodania
kabli na tej samej podporze).
Przegrzanie może spowodować powstanie łuku elektrycznego w wilgotnym
środowisku. Łuki te rozwijają się, gdy impedancja pętli zwarcia jest większa niż
0,6 Ω i występują tylko, gdy wystąpi awaria izolacji. Niektóre badania wykazały,
że prąd zakłóceniowy o wartości 300 mA może powodować realne zagrożenie
pożarem (zob. Rys. F26).

F17

4.2 Zabezpieczenie przed zwarciem doziemnym
(GFP)
Różne rodzaje zabezpieczeń przed zwarciem doziemnym (zob. Rys. F27)
Możliwe są trzy rodzaje zabezpieczeń w zależności od zainstalowanego urządzenia
pomiarowego:
b „Wykrywanie różnicowe” RS
Prąd różnicowy, wynikający z awarii izolacji, oblicza się przy pomocy sumy
wektorowej prądów wtórnych przekładników prądowych. Przekładnik prądowy
przewodu neutralnego często znajduje się poza wyłącznikiem.
b “Powrót uziemieniem źródła” SGR
“Prąd usterki izolacji” mierzy się w uziemieniu punktu neutralnego transformatora.
Przekładnik prądowy instaluje się poza wyłącznikiem.
b “Składowa zerowa” ZS
Awaria izolacji jest wykrywana bezpośrednio jako wartość prądu wtórnego
przekładnika prądowego, przy wykorzystaniu sumy prądów w przewodach
roboczych. Ten rodzaj GFP jest stosowany tylko przy niskich wartościach prądu
zwarciowego.

Beginning of fire
Początek pożaru

Id & lt; & lt; 300 mA
Wilgotny pył
Humid dust
Niektóre badania pokazały, że bardzo niski prąd
upływu (kilka mA) może rozwijać się i od wartości
300 mA wzniecić pożar w wilgotnym i zapylonym
środowisku.
Rys. F26: Początek pożarów w budynkach

System RS

System SGR

System ZS

R

R

L2
L3
N
R
PE

Rys. F27: Różne rodzaje zabezpieczeń przed zwarciem doziemnym

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

L1
L2
L3
N
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

L1

L1
L2
L3
N

F - Ochrona przeciwporażeniowa

4 Ochrona dóbr w przypadku
awarii izolacji

Rozmieszczenie urządzeń GFP w instalacji
Poziom typ/instalacji
Główna dystrybucja Dystrybucja wtórna Uwagi
Powrót uziemieniem źródła v
Stosowany
(SGR)
Czujnik prądu
szczątkowego (RS)
(SGR)

v

b

Często stosowany

Składowa zerowa
(SGR)

v

b

Rzadko stosowany

v Możliwe

b Zalecane lub wymagane

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

F18

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Wdrożenie systemu TT

F - Ochrona przeciwporażeniowa

5.1 Środki ochrony
Ochrona przed dotykiem pośrednim
Przypadek ogólny
Ochrona przed dotykiem pośrednim jest zapewniona przez wyłącznik RCD, którego
50 V (1)
(1)
czułość I ∆n i
RA

Wybór czułości wyłącznika różnicowo-prądowego jest funkcją rezystancji RA uziomu
instalacji przedstawioną na Rysunku F28.

IΔn

3 A
1 A
500 mA
300 mA
30 mA

Maksymalny opór uziomu
(50 V)
(25 V)
16 Ω
8Ω
50 Ω
25 Ω
100 Ω
50 Ω
166 Ω
83 Ω
1666 Ω
833 Ω

F19

Rys. F28: Górny limit oporu uziomu instalacji, którego nie można przekroczyć, dla danych
poziomów czułości RCD przy limitach napięcia UL = 50 V i 25 V

Przypadek obwodów dystrybucyjnych (patrz Rys. F29)
Norma IEC 60364-4-41 i wiele norm krajowych uznają maksymalny czas wyzwalania
równy 1 sekundzie w obwodach dystrybucyjnych instalacji (w przeciwieństwie do
obwodów końcowych). Umożliwia to osiągnięcie selektywności:
b Na poziomie A: RCD z opóźnieniem czasowym, np. typu „S”
b Na poziomie B: RCD bezzwłoczny
Przypadek, w którym dostępne części przewodzące urządzenia lub grupy
urządzeń są podłączone do oddzielnego uziomu (patrz Rys. F30)
Ochrona przed dotykiem pośrednim za pomocą urządzenia RCD na poziomie
wyłącznika chroniącego każdą grupę lub osobno uziemione pojedyncze
urządzenie.
W każdym przypadku czułość musi być odpowiednia dla rezystancji danego
uziomu.

A
RCD

Wyłączniki różnicowoprądowe o wysokiej czułości
(patrz Rys. F31)

B

Według normy IEC 60364-4-41, wyłączniki różnicowoprądowe o wysokiej czułości
(≤ 30 mA) muszą być stosowane do ochrony gniazd o prądzie znamionowym ≤ 20 A
we wszystkich lokalizacjach. Stosowanie takich urządzeń jest także zalecane w
następujących przypadkach:
b Obwody gniazd w wilgotnych lokalizacjach niezależnie od prądu znamionowego
b Obwody gniazd w instalacjach tymczasowych
b Obwody zasilające pralnie i baseny pływackie
b Obwody zasilania dla stanowisk roboczych, przyczep mieszkalnych, jachtów
i ruchomych stoisk handlowych. Patrz 2.2 i rozdział P sekcja 3
,

RCD

Rys. F29: Obwody dystrybucyjne

RA1

RA2
Oddalona
Distant location
lokalizacja

Rys. F30: Oddzielny uziom

Rys. F31: Obwód gniazd zasilających
(1) 25 V dla instalacji na stanowiskach roboczych,
w gospodarstwach rolnych itp.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

RCD

F - Ochrona przeciwporażeniowa

W lokalizacjach o wysokim stopniu ryzyka pożaru
(patrz Rys. F32)
Zabezpieczenie różnicowoprądowe przy wyłączniku kontrolującym wszystkie źródła
w obszarze ryzyka jest w niektórych lokalizacjach konieczne, a w wielu krajach
obowiązkowe.
Czułość zabezpieczenia musi wynosić y 500 mA, ale zalecana jest czułość 300 mA.

Ochrona, gdy dostępne części przewodzące nie są uziemione
(patrz Rys. F33)
(W przypadku istniejącej instalacji, w której lokalizacja jest sucha, a zapewnienie
podłączenia uziemienia nie jest możliwe albo w przypadku, gdy ochronny przewód
uziemiający zostanie uszkodzony).
Urządzenia różnicowoprądowe o wysokiej czułości (≤ 30 mA) zapewnią zarówno
ochronę przed dotykiem pośrednim, jak i dodatkową ochronę przed dotykiem
bezpośrednim.

F20

Lokalizacja
Fire-risk
zagrożona
location
pożarem

Rys. F32: Lokalizacja zagrożona pożarem

Rys. F33: Nieuziemione dostępne części przewodzące (A)

5.2 Koordynacja wyłączników różnicowoprądowych
Selektywność działania wyłączników jest zapewniana przez opóźnienie czasowe,
przez podział obwodów, które są zabezpieczone osobno lub w grupach lub poprzez
połączenie obu metod.
Selektywność zapewnia brak wyzwolenia wyłączników innych niż te bezpośrednio
powyżej miejsca awarii:
b W przypadku aktualnie dostępnego wyposażenia, selektywność jest możliwa na
trzech lub czterech różnych poziomach dystrybucji:
v Przy głównej ogólnej tablicy rozdzielczej
v Przy lokalnych ogólnych tablicach rozdzielczych
v Przy podrozdzielnicach
v Przy gniazdach dla ochrony pojedynczych urządzeń
b Ogólnie, w tablicach rozdzielczych (i podrozdzielnicach, jeżeli są) oraz w
zabezpieczeniach pojedynczych urządzeń, zainstalowane są urządzenia do
samoczynnego wyłączenia w razie zagrożenia dotykiem pośrednim, razem z
dodatkowym zabezpieczeniem przed dotykiem bezpośrednim.

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

Selektywność wyłączników różnicowoprądowych
Ogólna zasada zapewnienia pełnej selektywności między dwoma urządzeniami
RCD jest następująca:
b Stosunek między znamionowymi prądami różnicowymi musi wynosić & gt; 2
b Opóźnienie czasowe względem podrzędnego wyłącznika
Selektywność jest osiągana przez wykorzystanie kilku poziomów standaryzowanej
czułości:
30 mA, 100 mA, 300 mA i 1 A oraz odpowiadających czasów aktywacji, jak
pokazano na odwrocie strony na Rysunku F3 4.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Wdrożenie systemu TT

t (ms)

10,000

1,000
500
300
250
200
150
130
100

II

I

60
40

selektywne RCD
selective RCDs
domowe S
domestic S

F21

and industrial
i przemysłowe
(settings I and II)
(ustawienia I i II)

RCD 30 mA
RCD 30 mA ogólne
general domestic
ustawienie domowe
and industrial setting 0
i przemysłowe 0
Natężenie prądu
Current
(mA)
(mA)

1,000

300

60

500
600

30

150

15

100

10

1 1.5

10

100

500 1,000

(A)

Rys. F34: Pełna selektywność na 2 poziomach

Selektywność na 2 poziomach (patrz Rys. F35)
A

Ochrona
b Poziom A: Ustawienie opóźnienia czasowego RCD (dla urządzeń przemysłowych)
lub typ S (dla urządzeń domowych) do zabezpieczenia przed dotykiem pośrednim
b Poziom B: RCD bezzwłoczny, o wysokiej czułości na obwodach zasilających
gniazda lub urządzenia o wysokim ryzyku (pralki itd.) Patrz również Rozdział P
,
podpunkt 3

RCD 300 mA
type S
typ S
B

Rozwiązania Schneider Electric
b Poziom A: Wyłącznik Compact lub Acti 9 z dedykowanym modułem
różnicowoprądowym (Vigicompact NSX160) ustawienie I lub typ S
b Poziom B: Wyłącznik ze zintegrowanym modułem różnicowopradowym (iDPN
Vigi) lub dedykowanym modułem RCD (np. Vigi iC60) lub Vigicompact NSX
Uwaga: Ustawienie nadrzędnego wyłącznika różnicowoprądowego musi być
zgodne z regułami selektywności i uwzględniać wszelkie prądy upływowe w dalszej
części instalacji.

Rys. F35:  Pełna selektywność na 2 poziomach

A

Przekaźnik z oddzielnym toroidalnym
Relay with separate
przekładnikiem
toroidal CT 3 A 3 A
delay opóźnienia 500 ms
czas time 500 ms

B

Selektywność na 3 lub 4 poziomach (patrz Rys. F36)
Ochrona
b Poziom A: wyłącznik różnicowoprądowy z opóźnieniem czasowym (ustawienie III)
b Poziom B: wyłącznik różnicowoprądowy z opóźnieniem czasowym (ustawienie II)
b Poziom C: wyłącznik różnicowoprądowy z opóźnieniem czasowym (ustawienie I)
lub typ S
b Poziom D: wyłącznik różnicowoprądowy bezzwłoczny

RCCB 1 A
czas time 250 ms
delay opóźnienia 250 ms

C

RCCB 300 A
czas time 50 ms
delay opóźnienia 50 ms
or type S
lub typ S
D

RCCB
30 mA

Rys. F36: Pełna selektywność na 3 lub 4 poziomach

Rozwiązania Schneider Electric
b Poziom A: Wyłącznik powiązany z modułem różnicowoprądowym i oddzielnym
przekładnikiem typu toroidalnego (Vigirex RH)
b Poziom B: Vigicompact NSX lub Vigirex
b Poziom C: Vigirex, Vigicompact NSX lub Vigi iC60
b Poziom D:
v Vigicompact NSX lub
v Vigirex lub
v Acti 9 ze zintegrowanym lub dedykowanym modułem RCD: Vigi iC60 lub DPN Vigi
Uwaga: Ustawienie nadrzędnego wyłącznika różnicowoprądowego musi być
zgodne z regułami selektywności i uwzględniać wszelkie prądy upływowe w dalszej
części instalacji.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

RCD
30 mA

5 Wdrożenie systemu TT

F - Ochrona przeciwporażeniowa

Selektywna ochrona na trzech poziomach (patrz Rys. F37)

Masterpact

MV/LV
Vigirex
Ustawienie II

F22

NSX400
NSX100 MA

Discont.
Vigicompact
Vigicompact
NSX100
NSX100
Setting 1 1
Ustawienie
300 mA
300 mA
Vigi NG125 LMA
bezzwłoczny
instantaneous
300 mA

Vigi NG125
300 mA
selektywny
selective
Prąd upływowy
Leakage current
filtra: 20 mA20 mA
of the filter:

Terminal
board

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

Reflex
iC60 diff.
30 mA

Prąd upływowy equal to 3.5 mA
Leakage currentrówny 3,5 mA per
na gniazdo elektryczne (Sprzęt
socket outlet (Information technology
informatyczny): maks.4 gniazda.
equipement): max 4 sockets outlets.

Rys. F37: Typowa 3-poziomowa instalacja przedstawiająca zabezpieczenie w obwodach dystrybucyjnych w układzie TT. Jeden silnik jest wyposażony w specjalne
zabezpieczenie

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

F - Ochrona przeciwporażeniowa

6 Wdrożenie systemu TN

6.1 Warunki wstępne
Na etapie projektu należy wyliczyć maksymalne dozwolone długości kabla poniżej
wyłącznika (lub zestawu bezpieczników), natomiast podczas prac montażowych
należy przestrzegać określonych zasad.
Należy spełnić określone warunki, wymienione poniżej i zilustrowane na Rys. F38.
1. Przewód ochronny PE musi być regularnie uziemiany, na ile jest to możliwe.
2. Przewód PE nie może przechodzić przez ferromagnetyczny kanał kablowy itp.
lub być zamontowany na stalowej konstrukcji, ponieważ efekty indukcyjne i/lub
wpływ bliskości może zwiększyć efektywną impedancję przewodu.
3. W przypadku przewodu PEN (przewodu neutralnego będącego jednocześnie
przewodem ochronnym), połączenie musi być podpięte bezpośrednio do zacisku
ochronnego (patrz 3 na Rysunku F38) przed podłączeniem do zacisku neutralnego
tego samego urządzenia.
4. Jeżeli przewód ma przekrój mniejszy niż 6 mm2 w przypadku miedzi lub 10
mm2 w przypadku aluminium bądź gdy kabel jest ruchomy, przewody: neutralny
i ochronny, powinny być oddzielone (tzn. w obrębie instalacji powinien być przyjęty
układ TN-S).
5. Zwarcia doziemne mogą być wyłączane poprzez nadprądowe urządzenia
zabezpieczające, tzn. przez bezpieczniki i wyłączniki.
Powyższa lista wskazuje warunki obowiązujące podczas realizacji układu TN do
ochrony przed dotykiem pośrednim.

F23

5
2

2
5

1

5
PE N
4

PEN
3
System TN-C
TN-C system

System TN-C-S
TN-C-S system

RpnA
Uwagi:
b System TN wymaga, aby punkt neutralny transformatora SN/nn, dostępne części
przewodzące podstacji oraz instalacji oraz zewnętrzne części przewodzące w podstacji
i instalacji były podłączone do wspólnego systemu uziemienia.
b W przypadku podstacji, w której pomiar zachodzi po stronie niskiego napięcia,
wymagane są środki izolacji na początku instalacji nn i izolacja ta musi być wyraźnie
widoczna.
b Przewód PEN nie może zostać przerwany w żadnych okolicznościach. Rozdzielnica
pełniąca funkcje kontrolne i zabezpieczeniowe dla kilku układów TN będzie zatem:
v 3-biegunowa, gdy obwód obejmuje przewód PEN,
v Preferowana 4-biegunowa (3 fazy + N), gdy obwód zawiera przewód neutralny z
oddzielnym przewodem PE.
Rys. F38: Wdrożenie układu TN

Powszechnie stosuje są trzy metody
obliczeniowe:
b Metoda impedancji, w oparciu
o trygonometryczne dodawanie rezystancji
i reaktancji systemu
b Metoda kompozycji
b Metoda konwencjonalna, w oparciu
o założony spadek napięcia i wykorzystanie
przygotowanych tabel

Metody określenia wartości prądu zwarciowego
W systemach w układzie TN zwarcie doziemne zasadniczo zawsze zapewni prąd
wystarczający do wyzwolenia zabezpieczenia nadprądowego.
Impedancje źródła oraz sieci są znacznie niższe niż w obwodach instalacji, więc
wszelkie ograniczenia w wartości zwarciowych prądów doziemnych będą głównie
powodowane przez przewody instalacji (długie elastyczne przewody do urządzeń
znacznie zwiększają impedancję „pętli zwarciowej” z odpowiadającym obniżeniem
prądu zwarciowego).
Ostatnie zalecenia IEC dotyczące ochrony przed dotykiem pośrednim w
systemach uziemienia TN wiążą maksymalne dopuszczalne czasy wyłączenia ze
znamionowym napięciem systemowym (patrz Rysunek F12, w podpunkcie 3.3).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

6.2 Ochrona przed dotykiem pośrednim

F - Protection against electric shock

6 Implementation of
the TN system

F - Ochrona przeciwporażeniowa

The reasoning behind these recommendations is that, for TN systems, the current
which must flow in order to raise the potential of an exposed conductive part to 50 V
Uzasadnienie high that one jest takie, że w przypadku systemów TN prąd, który musi
or more is so tych zaleceń of two possibilities will occur:
popłynąć w celu podniesienia potencjału dostępnej części przewodzącej do 50 V
c Either the fault path will blow itself clear, practically instantaneously, or
lub więcej jest tak wysoki, że wystąpi jedna z dwóch możliwości:
c The conductor will weld itself into a solid fault and provide adequate current to
b Albo ścieżka zwarcia przepali się praktycznie natychmiast albo
operate overcurrent devices
b Przewód zgrzeje się powodując stałe zwarcie i zapewni prąd odpowiedni do
To ensure correct operation of overcurrent devices in the latter case, a reasonably
aktywacji zabezpieczeń nadprądowych.
accurate assessment of short-circuit earth-fault current levels must be determined at
Aby zapewnić prawidłowe działanie zabezpieczeń nadprądowych w tym drugim
the design stage of a project.
przypadku, należy przeprowadzić odpowiednio dokładną ocenę poziomów
A rigorous analysis requires the use of phase-sequence-component techniques
doziemnych prądów zwarciowych na etapie projektowania.
applied to every circuit in turn. The principle is składowych symetrycznych do
Rygorystyczna analiza wymaga użycia metodystraightforward, but the amount of
computation is not considered justifiable, especially since the zero-phase-sequence
każdego obwodu po kolei. Zasada jest prosta, ale obliczona wartość nie jest
impedances prawidłową, difficult to determine dla składowej zerowej są niezwykle
uznawana zaare extremelyponieważ impedancjewith any reasonable degree of
accuracy ustalenia z jakimkolwiek rozsądnym stopniem dokładności w typowej
trudne do in an average LV installation.
instalacji niskiego napięcia.
Other simpler methods of adequate accuracy are preferred. Three practical methods
Preferowane są inne prostsze metody o wystarczającej dokładności. Trzy przydatne
are:
metody to:
c The “method of impedances”, based on the summation of all the impedances
b „Metoda impedancji” oparta around the faultwszystkich impedancji (tylko dla
(positive-phase-sequence only) o zsumowanie loop, for each circuit
składowej zgodnej) wokół pętli zwarciowej an estimationobwodu
c The “method of composition”, which is dla każdego of short-circuit current at
b „Metoda end of a loop, when jest short-circuit current level at the near na of the
the remote kompozycji”, która the oszacowaniem prądu zwarciowego end
oddalonym końcu pętli, gdy poziom prądu zwarciowego na jej początku jest znany
loop is known
b „Metoda konwencjonalna” of calculating the minimum levels of earth-fault
c The “conventional method” obliczania minimalnych wartości zwarciowych
prądów doziemnych wraz z wykorzystaniem tabel for obtaining rapid results
currents, together with the use of tables of values wartości w celu uzyskania
szybkich wyników
These methods are only reliable for the case in which the cables that make up the
Te metody są niezawodne tylko w przypadku,(to którym przewody, które tworzą by
earth-fault-current loop are in close proximity w each other) and not separated
pętlę zwarcia są w bliskiej odległości (od siebie) i nie są oddzielone materiałami
ferro-magnetic materials.
ferromagnetycznymi.

F26

F24

For calculations, modern practice is to use
software agreed by National Authorities, and
Do obliczeń używa sięof impedances, such as
based on the method obecnie
oprogramowania zatwierdzonego przez also
Ecodial 3. National Authorities generally
władze krajowe iwhich includemetodzie
publish Guides, opartego na typical values,
impedancji, takiegoetc. Ecodial. Władze
conductor lengths, jak
krajowe zazwyczaj publikują także
przewodniki, które obejmują charakterystyczne
wartości, długości przewodów itp.

Method of impedances
Metoda impedancji positive-sequence impedances of each item (cable, PE
This method summates the
Metoda polega zsumowaniu impedancji the earth-fault loop circuit from which the
conductor, transformer, etc.) included in dla składowej zgodnej każdego elementu
(kabla, przewodu PE, transformatora itd.) zawartego wformula:
short-circuit earth-fault current is calculated, using the pętli zwarciowej, dla której
wyliczany jest doziemny prąd zwarciowy, z wykorzystaniem wzoru:
U
Uo
I=
I = Isc U+ Zs. I sc
2
2
∑R + ∑ X

(

) (

)

where
where
gdzie2
(Σ R) 2 = (the sum of all resistances in the loop)2 at the design stage of a project.
(Σ R) 2 = (the sum of all resistances in the pętli)22na the design stage of a project.
(ΣR) = (suma wszystkich rezystancji w loop) at etapie projektowania.
and ( 2 X) 2 = (the sum of all inductive reactances in the loop) 2
andX)ΣX) 2(suma wszystkichinductive reactances in the loop) 2
i (Σ (Σ = = (the sum of all reaktancji w pętli)2
and U = nominal system phase-to-neutral voltage.
and U =znamionowe napięcie fazowe systemu.
i Uo = nominal system phase-to-neutral voltage.
The application of the nie zawsze jest łatwe, ponieważ zakłada znajomość
The application of the method is not always easy, because it supposes a knowledge
Zastosowanie metody method is not always easy, because it supposes a knowledge
of all parameter values and characteristics of the elementów the loop. In many
of all parameter values and characteristics of the elements in w obwodzie. W wielu
wartości wszystkich parametrów i charakterystyk elements in the loop. In many
cases, a national guide can supply typical values for estimation purposes.
cases, a national guide can supplymoże zapewnić wartości charakterystyczne,
przypadkach krajowy przewodnik typical values for estimation purposes.
potrzebne do celów szacunkowych.

Method of composition
Method of composition
Metoda kompozycjidetermination of the short-circuit current at the end of a loop
This method permits the
This method permits the determination of the short-circuit current at the end of a loop

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

from the known value of short-circuit at the sending na by means ze znanej
from theta umożliwia wyliczenie prądu zwarciowegoend,końcu pętli of the
Metoda known value of short-circuit at the sending end, by means of the
approximate formula:
approximate formula:
wartości prądu zwarciowego na jej początku za pomocą orientacyjnego wzoru:
Uo
I sc = I
U+ Zs I sc
where
gdzie
Isc = upstream short-circuit current obwodu
sc = prąd zwarciowy nadrzędnego
I = end-of-loop short-circuitpętli
= prąd zwarciowy końca current
U nominal system phase fazowe
Uo== znamionowe napięcievoltage systemu
Zs = impedancja pętli
Zs = impedance of loop

Note: in this metodzie, individual impedances are added arithmetically(1) as
Uwaga: w tejmethod the w przeciwieństwie do „metody impedancji”, poszczególne
opposed to the dodawane arytmetycznie(1).
impedancje są previous “method of impedances” procedure.

Conventional method
Metoda konwencjonalna
This method is generally considered to be sufficiently accurate to fix the upper limit
Ta metoda jest na ogół uważana za wystarczająco dokładną do ustalania górnego
of cable lengths.
limitu długości kabla.
Zasada
Principle
Zasada opiera obliczanie prądu zwarciowego na założeniu, żeassumption that the
The principle bases the short-circuit current calculation on the napięcie na początku
danego at the origin ofw punkcie, concernedznajduje siępoint at which the circuit
voltage obwodu (tzn. the circuit w którym (i.e. at the urządzenie ochronne
obwodu) wynosi 80% lub więcej znamionowego napięcia fazowego.phase to neutral
protective device is located) remains at 80% or more of the nominal Do obliczenia
prądu zwarciowego wykorzystywana jest wartość 80% wraz zimpedance, to
voltage. The 80% value is used, together with the circuit loop impedancją pętli
prądowej. short-circuit current.
compute the

(1) This results in a calculated current value which is less than
that which would actually flow. If the overcurrent settings are
based on this to wyliczenie wartości prądu, który the relay, or
(1) Zapewnia calculated value, then operation of faktycznie
fuse, is assured.
wystąpi. Jeżeli ustawienia zabezpieczenia nadprądowego
są oparte na tej wyliczonej wartości, wówczas działanie
Schneider Electric - Electrical installation guide 2005
przekaźnika bądź bezpiecznika jest gwarantowane.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

6 Wdrożenie systemu TN

Współczynnik ten uwzględnia wszystkie spadki napięcia powyżej danego punktu.
W kablach niskiego napięcia, gdy wszystkie przewody 3-fazowego 4-przewodowego
obwodu są w bliskiej odległości (co jest typowe), reaktancja indukcyjna, własna i
wzajemna, jest pomijalnie mała w stosunku do rezystancji przewodu.
Uważa się, że to przybliżenie obowiązuje w przypadku kabli o rozmiarach do
120 mm2.
Powyżej tej wielkości wartość rezystancji R jest zwiększana następująco:
Przekrój żyły (mm2)
S = 150 mm2
S = 185 mm2
S = 240 mm2

Wartość rezystancji
R+15%
R+20%
R+25%

Maksymalna długość obwodu w instalacji w układzie TN jest otrzymywana ze
wzoru:
0.8 Uo Sph
f
Lmax =
ρ(1+ m) I a

Poniższe tabele przedstawiają długość obwodu,
której nie można przekroczyć, aby chronić ludzi
przed zagrożeniami dotyku pośredniego za
pomocą urządzeń zabezpieczających

A

B
PE

Imagn
Id
L

Sph
f

SPE

where:
gdzie:
Lmax = maksymalna długość w metrach
Lmax = maximum length in metres
Uo = napięcie fazowe V for V w przypadku systemu 230/400 V
Uo = phase volts = 230= 230 a 230/400 V system
2
ρ = rezystywność w zwykłej temperaturze roboczej w omach-mm
ρ = resistivity at normal working temperature in ohm-mm /metre 2/metr (= 22,5
(= -3 w przypadku miedzi; 36 36 -3 for aluminium) aluminium)
22.5 10-3 for copper; = = 10 10-3 w przypadku
10
Ia = nastawa prądowa zabezpieczenia bezzwłocznego wyłącznika albo
Ia = trip current setting for the instantaneous operation of a circuit breaker, or
Ia = wartość prądu, która zapewnia wyzwolenie danego fuse concerned, in
Ia = the current which assures operation of the protective zabezpieczenia w the
specified time.
określonym czasie.
Sph
m=
SPE
Sph = cross-sectional area of the phase conductors of the 2
circuit concerned in mm2
f = przekrój przewodów fazowych danego obwodu w mm
SPE = cross-sectional area of the protective conductor concerned in mm2.
SPE = przekrój przewodu ochronnego w mm2.
(patrz Rys. F39)

Tables
The following tables, applicable to TN systems, have been established according to
Tabele

the “conventional method” described above.
Poniższe tabele, mające zastosowanie do systemów TN, zostały sporządzone
The tablesopisaną powyżej „metodą konwencjonalną”. the ohmic resistance of the
zgodnie z give maximum circuit lengths, beyond which
conductors will maksymalne długości the short-circuit current to a level below that
Tabele podają limit the magnitude of obwodu, powyżej których rezystancja
required to trip the circuit breaker (or to blow the fuse) protecting the circuit, with
przewodów ograniczy siłę wartość zwarciowego poniżej poziomu wyzwolenia
sufficient rapidity to ensure safety against indirect contact. obwód wystarczająco
wyłącznika (bądź przepalenia bezpiecznika), chroniącego
szybko, by factor m
Correction zapewnić ochronę przed dotykiem pośrednim.
Współczynnik korekcyjny m
Figure F44 indicates the correction factor to apply to the values given in Figures F45
Rysunek F40 przedstawia współczynnik korekcyjny do zastosowania z wartościami
to F48 next pages, according to the ratio Sph/SPE, the type of circuit, and the
podanymi na Rysunkach F41 do F44 na następnych stronach, zgodnie ze
conductor materials.
współczynnikiem Sf/SPE, typem obwodu i materiałami przewodu.
The tables take into account:
Tabele uwzględniają:
c The zabezpieczenia: wyłączniki lub bezpieczniki
b Typ type of protection: circuit breakers or fuses
c Operating-current settings
b Nastawy prądu wyzwolenia
b Przekrój przewodów of phase i przewodów ochronnych
c Cross-sectional area fazowychconductors and protective conductors
b Typ uziemienia earthing (see Fig. F49 F27)
c Type of system (patrz Rys. F45 strona page F29)
b Charakterystyka wyłącznika instalacyjnego (tzn. B, C lub D) (1)
c Type of circuit breaker (i.e. B, C or D)
Tabele mogą być zastosowane do systemów 230/400 V.
The tables may be used zabezpieczenia wyłącznikami Compact i Acti 9 (Schneider
Odpowiednie tabele do for 230/400 V systems.
Electric) ujęto w for protection katalogach.
Equivalent tablesodpowiednich by Compact and Multi 9 circuit breakers (Merlin
Gerin) are included in the relevant catalogues.
Obwód

3P + N lub P + N


C

of L max. for a TN-earthed system, using
Rys. F39: Obliczanie Lmax. przypadku systemu w układzie TN
z wykorzystanie metody konwencjonalnej

F25

Materiał
przewodu
Miedź
Aluminium

m = Sf/SPE (lub PEN)
m = 1
m = 2
m = 3
1
0,67
0,50
0,62
0,42
0,31

m=4
0,40
0,25

Fig. F44 : Correction factor to apply to the lengths given in tables F44 to F47 for
Rys. F40: Współczynnik korekcyjny do długości podanych w tabelach F41 do F 44 w przypadku
Systemów TN

(1) Definicje wyłączników instalacyjnych typu B, C, D - patrz
rozdział H, podpunkt 4.2
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Maksymalna długość każdego obwodu
instalacji w układzie TN wynosi:
f
0.8 Uo Sph
Lmax =
ρ(1+ m) I a

F - Ochrona przeciwporażeniowa

Obwody zabezpieczone wyłącznikami ogólnego przeznaczenia (Rys. F41)

F26

Znamionowy Prąd wyzwolenia bezzwłocznego lub z krótkim opóźnieniem Im (ampery)
przekrój
przewodów
mm2 50 63 80 100 125 160 200 250 320 400 500 560 630 700 800 875 1000 1120 1250
1,5 100 79 63 50 40 31 25 20 16 13 10 9
8
7
6
6
5
4
4
2,5 167 133 104 83 67 52 42 33 26 21 17 15 13 12 10 10 8
7
7
4 267 212 167 133 107 83 67 53 42 33 27 24 21 19 17 15 13 12 11
6 400 317 250 200 160 125 100 80 63 50 40 36 32 29 25 23 20 18 16
10
417 333 267 208 167 133 104 83 67 60 53 48 42 38 33 30 27
16
427 333 267 213 167 133 107 95 85 76 67 61 53 48 43
25
417 333 260 208 167 149 132 119 104 95 83 74 67
35
467 365 292 233 208 185 167 146 133 117 104 93
50
495 396 317 283 251 226 198 181 158 141 127
70
417 370 333 292 267 233 208 187
95
452 396 362 317 283 263
120
457 400 357 320
150
435 388 348
185
459 411
240

1600 2000 2500 3200 4000 5000 6300 8000 10000 12500
5
8
13
21
33
52
73
99
146
198
250
272
321
400

4
7
5
10 8
17 13
27 21
42 33
58 47
79 63
117 93
158 127
200 160
217 174
257 206
320 256

4
6
10
17
26
36
49
73
99
125
136
161
200

5
8
13
21
29
40
58
79
100
109
128
160

4
7
11
17
23
32
47
63
80
87
103
128

5
8
13
19
25
37
50
63
69
82
102

4
7
5
10 8
15 12
20 16
29 23
40 32
50 40
54 43
64 51
80 64

4
7
9
13
19
25
32
35
41
51

Rys. F41: Maksymalne długości obwodu (w metrach) dla poszczególnych przekrojów przewodu miedzianego i nastawy prądu wyzwolenia bezzwłocznego
wyłączników ogólnego przeznaczenia w systemie TN 230/400 V z m = 1

Obwody zabezpieczone wyłącznikami Compact lub Acti 9 do użytku
przemysłowego lub domowego (Rys. F42 do Rys. F44)

Sph Prąd znamionowy (A)
mm2 1
2
3
4
6
10
16
20
25
32
40
50
63
80
100
60
48
37
30
24
19
15
12
1,5 1200 600 400 300 200 120 75
2,5
1000 666 500 333 200 125 100 80
62
50
40
32
25
20
4
1066 800 533 320 200 160 128 100 80
64
51
40
32
6
1200 800 480 300 240 192 150 120 96
76
60
48
10
800 500 400 320 250 200 160 127 100 80
800 640 512 400 320 256 203 160 128
16
25
800 625 500 400 317 250 200
35
875 700 560 444 350 280
50
760 603 475 380

125
10
16
26
38
64
102
160
224
304

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

Rys. F42: Maksymalne długości obwodu ( w metrach) dla poszczególnych przekrojów przewodu miedzianego i prądów znamionowych wyłączników instalacyjnych
typu B (1) w jednofazowym lub trójfazowym systemie TN 230/400 V z m = 1

Sph Prąd znamionowy (A)
mm2 1
2
3
4
6
10
16
20
25
32
40
50
63
80
100
1,5 600 300 200 150 100 60
37
30
24
18
15
12
9
7
6
2,5
500 333 250 167 100 62
50
40
31
25
20
16
12
10
4
533 400 267 160 100 80
64
50
40
32
25
20
16
6
600 400 240 150 120 96
75
60
48
38
30
24
10
667 400 250 200 160 125 100 80
63
50
40
16
640 400 320 256 200 160 128 101 80
64
25
625 500 400 312 250 200 159 125 100
35
875 700 560 437 350 280 222 175 140
50
760 594 475 380 301 237 190

125
5
8
13
19
32
51
80
112
152

Rys. F43: Maksymalne długości obwodu (w metrach) dla poszczególnych przekrojów przewodu miedzianego i prądów znamionowych wyłączników instalacyjnych
typu C (1) w jednofazowym lub trójfazowym systemie TN 230/400 V z m = 1
(1) Definicja wyłączników instalacyjnych typu B i C - patrz
rozdział H, podpunkt 4.2.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

6 Wdrożenie systemu TN

Sph Prąd znamionowy
mm2 1
2
3
4
6
10
16
20
25
32
40
50
63
80
1,5 429 214 143 107 71
43
27
21
17
13
11
9
7
5
2,5 714 357 238 179 119 71
45
36
29
22
18
14
11
9
4
571 381 286 190 114 71
80
46
36
29
23
18
14
6
857 571 429 286 171 107 120 69
54
43
34
27
21
10
952 714 476 286 179 200 114 89
71
57
45
36
16
762 457 286 320 183 143 114 91
73
57
25
714 446 500 286 223 179 143 113 89
35
625 700 400 313 250 200 159 125
50
848 543 424 339 271 215 170

100
4
7
11
17
29
46
71
80
136

125
3
6
9
14
23
37
57
100
109

Rys. F44: Maksymalne długości obwodu (w metrach) dla poszczególnych przekrojów przewodu miedzianego i prądów znamionowych wyłączników instalacyjnych
typ D (1) w jednofazowym lub trójfazowym systemie TN 230/400 V z m = 1

F27
Przykład
3-fazowa 4-przewodowa instalacja (230/400 V) pracuje w układzie TN-C. Obwód
jest chroniony wyłącznikiem instalacyjnym typu B o prądzie znamionowym 63 A
i obejmuje kabel z żyłami aluminiowymi, fazowymi 50 mm2 i ochronno-neutralną
(PEN) 25 mm2.
Jaka jest maksymalna długość obwodu, poniżej której ochrona ludzi przed
dotykiem pośrednim jest zapewniana przez bezzwłoczny magnetyczny przekaźnik
wyłącznika instalacyjnego?
Tabela przedstawiona na rys. F42 dla 50 mm2 i wyłącznika instalacyjnego 63 A typu
B podaje 603 metry, do których należy zastosować współczynnik 0,42 (Rysunek
Sph
f
F40 dla m =
.
= 2).
SPE
RA1

RA2

Oddalona
Distant location
lokalizacja

Rys. F45: Oddzielny uziom

Maksymalna długość obwodu wynosi więc:
603 x 0,42 = 253 metry.

Szczególny przypadek, gdzie jedna lub więcej części
przewodzących dostępnych ma oddzielne uziemienie
Ochrona przed dotykiem pośrednim musi zostać zapewniona za pomocą
wyłącznika różnicowoprądowego na początku każdego obwodu zasilającego
urządzenie lub grupę urządzeń, których dostępne części przewodzące są
podłączone do niezależnego uziomu.
Czułość RCD musi być dostosowana do rezystancji uziomu (RA2 na Rysunku F45).
Patrz: specyfikacje mające zastosowanie do systemu TT.

6.3 Wyłączniki różnicowoprądowe o wysokiej czułości
(patrz Rys. F31)

Rys. F46: Obwód gniazd zasilających

(1) Definicja wyłącznika instalacyjnego typu D - patrz rozdział
H, podpunkt 4.2.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Według normy IEC 60364-4-41, wyłączniki różnicowoprądowe o wysokiej czułości
(≤ 30 mA) muszą być stosowane do ochrony gniazd z prądem znamionowym do
20 A we wszystkich lokalizacjach. Stosowanie takich RCD jest także zalecane w
następujących przypadkach:
b Obwody gniazd w wilgotnych lokalizacjach niezależnie od prądów znamionowych
b Obwody gniazd w instalacjach tymczasowych
b Obwody zasilające pralnie i baseny pływackie
b Obwody zasilania dla stanowisk roboczych, przyczep mieszkalnych, jachtów
i ruchomych stoisk handlowych (Patrz 2.2 i rozdział P sekcja 3).
,

6 Wdrożenie systemu TN

F - Ochrona przeciwporażeniowa

6.4 Ochrona w lokalizacjach o wysokim stopniu
ryzyka pożaru

Lokalizacja
Fire-risk
zagrożona
location
pożarem

6.5 Przypadki wyjątkowo dużej impedancji pętli
zwarcia

Rys. F47: Lokalizacja zagrożona pożarem

F28

PE or PEN
PE lubPEN

2 y Irm y 4In
Długi length
Great kabel of cable

Gdy prąd zwarcia doziemnego jest ograniczony z uwagi na wysoką impedancję
pętli zwarciowej tak, że zabezpieczenie nadprądowe może być zawodne w
wyłączeniu obwodu w zalecanym czasie, należy uwzględnić następujące
możliwości:
Propozycja 1 (patrz Rys. F48)
b Należy zainstalować wyłącznik z niższą nastawą bezzwłocznego wyzwolenia
magnetycznego, na przykład:
2In y Irm y 4In
Zapewnia to ochronę ludzi dla wyjątkowo długich obwodów. Należy jednak upewnić
się, czy silne prądy przejściowe, jak prądy rozruchowe silników, nie spowodują
wyzwolenia.

Rys. F48: Wyłącznik instalacyjny z niską nastawą
bezzwłocznego wyzwolenia magnetycznego

Fazy
Phases
Neutralne
Neutral
PE
PE

Rys. F49: Zabezpieczenie RCD w systemach TN o wysokiej
impedancji pętli zwarcia

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

Według normy IEC 60364-422-3.10, obwody w lokalizacjach o wysokim stopniu
ryzyka pożarowego muszą być chronione przez wyłączniki różnicowoprądowe o
czułości ≤ 500 mA. Wyklucza to zastosowanie układu TN-C, na rzecz TN-S.
W niektórych krajach wymagana jest czułość 300 mA (patrz Rys. F47).

b Rozwiązania Schneider Electric
v Wyłącznik typu G Compact (2Im y Irm y 4Im)
v Wyłącznik typu B Acti 9
Propozycja 2 (patrz Rys. F49)
b Należy zainstalować wyłączniki różnicowoprądowe w obwodzie. Urządzenie nie
musi mieć wysokiej czułości (od kilku do kilkudziesięciu amperów). Jeżeli jednak
zainstalowane są gniazda, poszczególne obwody muszą być w każdym przypadku
zabezpieczone wyłącznikami RCD o wysokiej czułości (y 30 mA); ogólnie stosuje
się jeden wyłącznik RCD dla kilku gniazd elektrycznych we wspólnym obwodzie.
b Rozwiązania Schneider Electric
v RCD Vigi NG125: IΔn = 1 lub 3 A
v Vigicompact REH lub REM: I n = 3 do 30 A
v Wyłącznik instalacyjny typ B Acti 9
Propozycja 3
Należy zwiększyć przekrój przewodów PE lub PEN i/lub przewodów fazowych w
celu zmniejszenia impedancji pętli zwarcia.
Propozycja 4
Dodatkowe połączenia wyrównawcze. Będzie to mieć podobny skutek do
propozycji 3, tzn. obniżenie impedancji pętli zwarcia przy jednoczesnej poprawie
istniejących środków ochrony przed napięciem dotykowym. Skuteczność tej
poprawy może być sprawdzona przez pomiar rezystancji pomiędzy każdą dostępną
częścią przewodzącą a lokalnym głównym przewodem ochronnym.
W przypadku instalacji TN-C, podłączenie pokazane na Rysunku F50 nie jest
dozwolone i należy zastosować propozycję 3.

Rys. F50:  Ulepszone łączenie ekwipotencjalne

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

F - Ochrona przeciwporażeniowa

7 Wdrożenie systemu IT

Podstawową cechą systemu uziemienia IT jest to, że przypadku zwarcia
doziemnego, system może działać dalej bez przerw. Taka usterka jest nazywana
„pojedynczym zwarciem”.
W tym systemie wszystkie dostępne części przewodzące instalacji są połączone
poprzez przewody PE do uziomu instalacji, podczas gdy punkt neutralny
transformatora zasilającego jest:
b Albo izolowany od ziemi
b Albo uziemiony przez rezystancję o dużej wartości (zwykle 1000 omów lub więcej)
Oznacza to, że prąd zwarcia doziemnego będzie miał wartości rzędu miliamperów,
co nie spowoduje poważnego uszkodzenia w miejscu zwarcia, ani nie wywoła
niebezpiecznych napięć dotykowych czy zagrożenia pożarem. System może więc
działać normalnie aż do momentu, gdy możliwe będzie odizolowanie wadliwej
części instalacji w celu przeprowadzenia prac naprawczych. Zwiększa to ciągłość
pracy instalacji.
W praktyce układ wymaga pewnych określonych środków dla jego prawidłowej
eksploatacji:
b Stałego monitorowania stanu izolacji względem ziemi, które musi sygnalizować
(dźwiękowo lub wizualnie) wystąpienie pierwszego zwarcia
b Urządzenia ograniczającego napięcie, jakie punkt neutralny transformatora może
osiągnąć względem ziemi
b Schematu lokalizacji pierwszej usterki przez wyszkolony zespół konserwacyjny.
Lokalizację usterki znacznie ułatwiają urządzenia automatyczne, które są aktualnie
dostępne.
b Samoczynne, szybkie wyzwalanie odpowiednich wyłączników musi nastąpić
w przypadku “podwójnego zwarcia”, następującego przed eliminacją pierwszej
usterki. Drugie zwarcie (z definicji) jest zwarciem doziemnym, wpływającym na
czynny przewód inny niż ten przy pierwszym zwarciu (może to być przewód fazowy
lub neutralny)(1).

F29

Druga awaria powoduje zwarcie poprzez uziemienie i/lub poprzez przewody PE.

7.1 Warunki wstępne (zob. Rys. F51 i Rys. F52)

Wymagane minimalne funkcje
Komponenty i urządzenia
Przykłady
Ochrona przed przepięciami
(1) Ogranicznik przepięć
Cardew C
przy częstotliwości sieciowej
Rezystor uziemiający punkt
(2) Rezystor
Impedancja Zx
neutralny (w przypadku zmiany
impedancji uziemienia)
Ogólny monitoring zwarcia
(3) Miernik stanu izolacji
Vigilohm TR22A
doziemnego z alarmem
z funkcją alarmu
lub XM 200
pierwszego zwarcia
Samoczynne wyłączenie zwarcia (4) Czterobiegunowe wyłączniki Wyłącznik Compact
przy podwójnym zwarciu
(jeżeli przewód neutralny jest
lub zabezpieczenie
i ochrona przewodu neutralnego rozdzielony), wszystkie 4 bieguny RCD-MS
przed przetężeniem
wyłączalne
(5) Urządzenie do lokalizacji
System Vigilohm
Lokalizacja pierwszego zwarcia

zwarć w systemie pod napięciem

bądź otwieranie obwodów po kolei

HV/LV

4

L1
L2
L3
N
4

2 1

4

3
5

(1) W systemach, gdzie jest przewód neutralny, jak na
Rysunku F56.

Rys. F52: Rozmieszczenie istotnych funkcji w systemie 3-fazowym 3-przewodowym w układzie IT
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. F51: Istotne funkcje w układach IT i przykłady z produktami Schneider Electric

F - Ochrona przeciwporażeniowa

7.2 Ochrona przed dotykiem pośrednim
Nowoczesne systemy monitoringu znacznie
ułatwiają lokalizację i naprawę pierwszego
zwarcia

Pojedyncze zwarcie
Doziemny prąd zwarciowy, który przepływa w warunkach pojedynczego zwarcia,
mierzy się w miliamperach.
Napięcie zwarciowe względem uziemienia jest wynikiem przepływu tego prądu
przez rezystancję uziomu instalacji i przewodu PE (od wadliwego elementu do
elektrody). Wartość napięcia jest oczywiście nieszkodliwa i może wynieść do kilku
woltów w najgorszym przypadku (na przykład, przez rezystor uziemiający 1.000 Ω
przepłynie 230 mA(1) a słabe uziemienie o rezystancji 50 Ω spowoduje wystąpienie
napięcia 11,5 V).
Alarm jest wydawany przez urządzenie stale monitorujące izolację.
Zasada monitorowania zwarcia doziemnego
Generator prądu AC lub DC o bardzo niskiej częstotliwości (w celu zmniejszenia
wpływu pojemności kabla) wywołuje napięcie pomiędzy punktem zerowym
transformatora zasilającego a uziemieniem. Napięcie to powoduje przepływ
słabego prądu zależnego od rezystancji izolacji względem ziemi całej instalacji
i podłączonych urządzeń.
Przyrządy niskiej częstotliwości mogą być wykorzystywane w systemach AC, które
generują przejściowe składowe DC w warunkach zwarcia. Niektóre wersje mogą
odróżnić składowe rezystancyjne i pojemnościowe prądu upływowego.
Nowoczesne wyposażenie umożliwia pomiar zmian wartości prądu upływowego w
celu zapobiegania pierwszemu zwarciu.

F30

Przykłady przyrządów
b Ręczna lokalizacja zwarcia (patrz Rys. F53)
Generator może być zamontowany na stałe (przykład: XM100) lub być przenośny
(przykład: GR10X umożliwiający sprawdzenie obwodów nie będących pod
napięciem), a odbiornik wraz z magnetycznym czujnikiem zaciskowym są
przenośne.

Systemy lokalizacji usterek są
zgodne z normą IEC 61157-9

XM100

XM100
P12

P50
P100

FF
ON/O

GR10X
RM10N

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

Rys. F53: Nieautomatyczna (ręczna) lokalizacja usterki

b Stała automatyczna lokalizacja usterek (patrz Rys. F54 na następnej stronie)
Przekaźnik monitorujący XM100 wraz z zamontowanymi na stałe czujnikami XD1 lub
XD12 (każdy podłączony do toroidalnego przekładnika prądowego obejmującego
przewody danego obwodu) zapewniają system automatycznej lokalizacji usterek
w instalacji pod napięciem.
Ponadto, stan izolacji jest wskazany dla każdego monitorowanego obwodu
i sprawdzane są dwa poziomy: pierwszy poziom ostrzega przed nietypowo niską
rezystancją izolacji, by można było podjąć środki zapobiegawcze, podczas gdy
drugi poziom wskazuje na wystąpienie zwarcia i wydaje alarm.

(1) W 3-fazowym systemie 230/400 V.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

7 Wdrożenie systemu IT

XM100

Toroidalne przekładniki

1 do 12
obwodów

XM100

F31

XD1
XD1

XD1

XD12

Rys. F54: Stała automatyczna lokalizacja usterek

b Automatyczny monitoring, rejestracja i lokalizacja usterek (patrz Rys. F55)
System Vigilohm pozwala również na dostęp do drukarki i/lub komputera PC, co
zapewnia ogólny przegląd stanu izolacji całej instalacji i zapisuje chronologiczną
zmianę stanu izolacji każdego obwodu.
Takie automatyczne działania umożliwia centralne urządzenie monitorujące
XM100 wraz z czujnikami lokalizacji XD08 i XD16, powiązanymi z toroidalnymi
przekładnikami prądowymi z kilku obwodów, jak pokazano poniżej na Rysunku F55.

XM100

XM100
XL08

XL16

897

678

Rys. F55: Automatyczna lokalizacja usterki i zapisywanie danych dot. rezystancji izolacji

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

XD16

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

XD08

F - Ochrona przeciwporażeniowa

Wdrożenie urządzeń do stałego monitoringu izolacji (PIM)
b Podłączenie
Urządzenie PIM jest zazwyczaj podłączone pomiędzy punktem neutralnym (lub
sztucznym punktem neutralnym) transformatora zasilającego a jego uziomem.
b Zasilanie
Zasilanie urządzenia PIM powinno być zapewnione przez wysoce niezawodne
źródło. W praktyce jest ono na ogół zapewniane bezpośrednio z monitorowanej
instalacji, poprzez zabezpieczenie nadprądowe odpowiednie do wartości prądu
zwarciowego.
b Ustawienia poziomu zabezpieczeń
Pewne krajowe standardy zalecają pierwsze ustawienie o 20% poniżej stanu
izolacji nowej instalacji. Wartość ta pozwala na wykrywanie spadku jakości izolacji,
wymagającego środków konserwacji zapobiegawczej w sytuacji rozwijającej się
usterki.
Alarm zwarcia doziemnego zostanie ustalony dla znacznie niższej wartości. W
drodze przykładu, dwoma poziomami mogą być:
v Rezystancja izolacji nowej instalacji: 100 kΩ
v Prąd upływowy bez niebezpieczeństwa: 500 mA ( ryzyko pożaru na poziomie & gt;
500 mA)
v Wskazane poziomy wyznaczone przez konsumenta:
– Próg do celów konserwacji zapobiegawczej: 0.8 x 100 = 80 kΩ
– Próg alarmu zwarcia: 500 Ω
Uwagi:
v Po długim okresie wyłączenia, podczas których cała bądź część instalacji pozostaje
odłączona od napięcia, wilgoć może obniżyć ogólny poziom rezystancji izolacji. Ta
sytuacja, która wynika głównie z prądu upływowego na wilgotnej powierzchni izolacji
w dobrym stanie, nie stanowi usterki i szybko ustąpi, ponieważ normalny wzrost
temperatury przewodów pod wpływem prądu zmniejsza wilgotność powierzchni.
v Urządzenie PIM (XM) może mierzyć osobno składowe rezystancyjne
i pojemnościowe doziemnego prądu upływowego, tym samym opierając pomiar
rzeczywistej rezystancji izolacji na całkowitym stałym prądzie upływowym.

F32

Podwójne zwarcie

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

Drugie zwarcie doziemne w systemie IT (chyba że występuje na tym samym
przewodzie co pierwsza usterka) stanowi zwarcie międzyfazowe lub zwarcie
faza – przewód neutralny, dlatego też niezależnie od tego, czy występuje w tym
samym obwodzie co pierwsze zwarcie, czy w innym, nadprądowe urządzenia
zabezpieczające (bezpieczniki lub wyłączniki) zazwyczaj samoczynnie je eliminują.
Ustawienia przekaźników nadprądowych i charakterystyki bezpieczników to
podstawowe parametry, które decydują o maksymalnej praktycznej długości
obwodu, który może być zadowalająco zabezpieczony, jak omówiono w
podrozdziale 6.2.
Uwaga: W zwykłych warunkach, ścieżka prądu zakłóceniowego przebiega poprzez
wspólne przewody PE, łączące wszystkie dostępne części przewodzące instalacji
i dlatego impedancja pętli zwarciowej jest wystarczająco niska do zapewnienia
odpowiedniej wartości prądu zwarciowego.
Jeżeli długości obwodu muszą być duże, a zwłaszcza jeżeli urządzenia obwodu
są uziemione osobno (tak, że prąd zwarciowy przepływa przez dwa uziomy),
niezawodne działanie zabezpieczenia nadprądowego nie jest możliwe. W tym
przypadku zalecany jest wyłącznik różnicowoprądowy w każdym obwodzie instalacji.

Powszechnie stosowane są trzy metody
obliczeniowe:
b Metoda impedancji, w oparciu
o trygonometryczne dodawanie rezystancji
i reaktancji systemu
b Metoda kompozycji
b Metoda konwencjonalna, w oparciu
o założony spadek napięcia i wykorzystanie
gotowych tabel

Jeśli system IT jest uziemiony poprzez rezystancję, należy zadbać, aby RCD nie był
zbyt czuły, gdyż pierwsze zwarcie mogłoby spowodować niepożądane wyłączenie.
Wyzwolenie wyłączników różnicowoprądowych, które spełniają normy IEC, może
wystąpić przy wartościach 0,5 ΙΔn do ΙΔn, gdzie ΙΔn to znamionowa wartość prądu
różnicowego.
Metody określenia wartości prądu zwarciowego
Odpowiednio dokładna ocena wartości prądu zwarciowego musi być wykonywana
na etapie projektowania.
Rygorystyczna analiza nie jest konieczna, ponieważ w przypadku omawianych
urządzeń zabezpieczających istotne są jedynie wartości prądu (tzn. kąty fazowe
nie muszą być określone). Zazwyczaj stosuje się zatem uproszczone, orientacyjne
metody obliczeń. Trzy przydatne metody to:
b Metoda impedancji, w oparciu o wektorowe sumowanie wszystkich impedancji
(dla składowej zgodnej) w pętli zwarcia
b Metoda kompozycji, która jest orientacyjnym oszacowaniem prądu zwarciowego
na oddalonym końcu pętli, gdy wartość prądu zwarciowego na jej początku jest
znana. W tej metodzie impedancje dodawane są arytmetycznie
b Metoda konwencjonalna, w której minimalną wartość napięcia na początku
wadliwego obwodu przyjmuje się na poziomie 80% napięcia znamionowego.
Aby zapewnić bezpośrednie odczyty długości obwodu stosuje się oparte na tym
założeniu tabele.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

7 Wdrożenie systemu IT
7 Implementation of the IT system
7 Implementation of the IT system

F - Protection against electric shock
F - Protection against electric shock

Metody te są niezawodne wyłącznie w przypadkach, w których przewody i kable
stanowiące pętlę zwarciowąonly for the cases in which wiring and cables which
These methods are reliable znajdują się w bliskiej odległości (od siebie) i nie są
oddzielone materiałami ferromagnetycznymi. in which each other)cables which
make up the fault-current loop arefor close proximity (to wiring and and are not
These methods are reliable only in the cases
separated the ferro-magnetic materials.
FMetody impedancji electric shock close proximity (to each other) and are not
-make up by against
Protection fault-current loop are in
Metoda ta, jak opisano w podpunkcie 6.2, jest taka sama dla układu IT jak i TN.
separated impedances
Methods ofby ferro-magnetic materials.
Metody kompozycji
This method impedancesin Sub-clause 6.2, is identical for both the IT jak
Methods jak opisano w
FMetoda ta, ofas describedpodpunkcie 6.2, jest taka sama dla układuIT and i TN.
- Protection against electric shock
TN systems ofas described in Sub-clause 6.2,
This method earthing.
Metoda konwencjonalna (patrz Rys. F56) is identical for both the IT and
TN systems of earthing.
Zasada w of composition taka sama, jak opisana w podpunkcie 6.2 dla
Methods systemie IT jest
systemu TN: as described in Sub-clausedługości obwodu, które nie powinny być
F35
This method obliczenie maksymalnych 6.2, is identical for both the IT and
Methods of composition
przekroczone za wyłącznikiem lub bezpiecznikami w celu zapewnienia ochrony
TN systems ofas described in Sub-clause 6.2, is identical for both the IT and
F35
This method earthing.
przez urządzenia nadprądowe.
TN systems of earthing.
Conventional method (see Fig. F60 )
Sprawdzenie długości obwodu dla każdej możliwej kombinacji dwóch
The principle is the same(seean IT F60 ) as that described in Sub-clauseare reliable only for the cases
These methods 6.2 for a
Conventional method for Fig. system
jednoczesnych zwarć jest oczywiście niemożliwe.
TN system : the calculation for maximum circuit lengths which shouldthe fault-currenta
make up not be exceeded
The principle is the same of an IT system as that described in Sub-clause 6.2 for loop are in close pr
Uwzględnione sącircuit breaker or fuses, to ensure protection by overcurrent devices. materials.
jednak wszystkie przypadki,
downstream :of a calculation of maximum circuitjeżeli nastawa zabezpieczenia
separated not be exceeded
TN system the
lengths which should by ferro-magnetic
These methods
nadprądowego jest oparta na założeniu, że pierwsze zwarcie wystąpi na are reliable only for the case
Itdownstream of a circuit breaker or fuses, to ensure protection by overcurrentof two
is clearly impossible to check circuit lengths for every feasible combination devices.
Methods of fault-current
oddalonym końcu danego obwodu, the “method
oddalonym końcu
The software Ecodial is based onzaś drugie wystąpi namake up theimpedances loop are in close pr
F33
concurrent faults.
is clearly impossible to już wspomniano w for every feasible combination of two materials.
This method ferro-magnetic
identycznego obwodu, jakcheck circuit lengthspodpunkcieseparated byas described in Sub-clause 6.2,
3.4. Na ogół może to
ofItimpedance”
concurrent faults.
All cases are wystąpienie tylko if the overcurrent trip setting is based on earthing.
TN systems of nastawą
spowodować covered, however,jednego wyłączenia (w obwodzie z niższąthe
Methods of
The cases are covered, however, ifatsamym system w sytuacjiis basedimpedances
assumption that first faultbased on the “methodtrip the circuit concerned,
zabezpieczenia),apozostawiając tym the remote end ofsetting pojedynczego while
All software Ecodial is occurs the overcurrent
on the
Methods of composition in Sub-clause 6.2,
the second zthat
of impedance” occurs at the remote end of an identical z This method as described
zwarcia, alefault a first fault occurs at the remote end of circuit, as already
eksploatacji.
assumption jednym wadliwym obwodem wyłączonym the circuit concerned, while in Sub-clause 6.2,
Thissystems of earthing.
method as described
TN
mentioned in Sub-clause at the remote end of an general, in one trip-out only
occurs 3.4. This may result, in
circuit, as already
bthe second fault circuit with the lower trip-settingidentical TN systems ofthe system
Co do (on
może
earthing.
occurringprzypadku 3-fazowej 3-przewodowej instalacji, druga usterka composition
mentioned inthe zwarcie3.4. This may result,że level), thereby leaving only
Sub-clause międzyfazowe tak, in napięcieMethods of we wzorze na
general, in one trip-out
spowodować situation, but with one faulty circuit switched out of service.
stosowane
in a first-fault tylkocircuit with the lower trip-setting level), thereby leavingmethod (see Fig. F60 ) 6.2,
Conventional the system in Sub-clause
occurring (on the
This method as described
The maximum length of an IT earthed Uo.
maksymalną długość obwodu wynosi 3 circuit is:
cin a first-fault situation, but with one faulty circuit switchedfaultprincipleof earthing. for an IT system as
For the case of a 3-phase 3-wire installation the second Thesystems is the same
out can only cause a
TN of service.
Maksymalna długość obwodu wynosi:
c For a 3-phase 3-wire scheme voltage to use in theTN system : maximum
maximum circu
phase/phase short-circuit, so 3-wire installation the secondformula for thecause a
c For the case of a 3-phase that the
fault can only calculation ofFig.
Conventional
(see
The maximume Uo. of an IT earthed circuituse in the formula for of method breaker orF60 ) to en
downstream maximum
a circuit
fuses,
circuit length Uo length
isshort-circuit, so that the voltage to is:
phase/phase
0.8
3 fSph
The principle is the same for an IT system as
Lmax a 3-phase 3-wire metry
ccircuit=length isa(1+ m) scheme by:
For
It is system impossible to check circuit lengths
clearly : the calculation of maximum circu
The maximum circuit length is given
e Uo.
TN
2 ρI
concurrent faults.circuit breaker or fuses, to e
The maximum circuitSph is given by:
downstream of a
0.8 Uo 3 length
b For przypadku 3-fazowej 4-przewodowej instalacji najniższa wartość prądu however, if the overcu
Dla a 3-phase34-wire scheme
0.8 Uo
Sph
c max=
Allis clearly impossible to check circuit lengths
Lmax =
metres
It cases are covered,
zakłóceniowegoa(1m) ) jeśli jedno ze zwarć występuje na przewodzie neutralnym.
ρI a
22 Uo wystąpi,
0.8 ρI(1+3+ m
Sph
assumptionfaults. first fault occurs at the rem
concurrent that a
metres
Lmax = 0.8 Uo to
W tym wypadku S1 wartość stosowana do obliczenia maksymalnej długości
Lmax = case aUo3-phase 4-wire
the second fault occurs at the remote end of a
2 ρI a
c For ia 3-phase1+ m)
c For the2 ρI aof(+4-wire scheme installation the lowest value of fault current willhowever, if the overcu
kabla
All cases are covered,
(1 m)
occur ifthe case of faults is on 4-wire installation theIn this case, Uo is in Sub-clause 3.4. This may result
the a 3-phase a neutral conductor. lowest mentioned thecurrentto fault occurs at the rem
c For one of Uo S1
value of (on value will
assumption that circuit
occurringfault thea first with the lower trip-se
0.8
use for= one of the faults is on a cable length, and In this the second faultvalue to at the remote end of
metry
Loccur if
max computing the maximum neutral conductor.
case, Uo is the occurs
in a first-fault situation, but with one faulty circ
2 ρI a(1+ the
use for computing m) maximum cable length, and
mentioned in Sub-clause 3.4. This may resul
0.8 Uo S1
c For the casethe a 3-phase 3-wire installation
Lmax =
metres
occurring (on of circuit with the lower trip-se
tj. tylko 50% długości dozwolonej dla układu TN(1)
2 ρI a(1+ m)
0.8 Uo S1
phase/phase short-circuit, so that the voltage
in a first-fault situation, but with one faulty circ
Lmax =
metres
2 ρI a the length permitted for a TN scheme (1) circuit length is e Uo.
i.e. 50% only of(1+ m)
c For the case of a 3-phase 3-wire installation
The maximum circuit length is given by:
i.e. 50% only of the length permitted for a TN scheme (1) phase/phase short-circuit, so that the voltage
circuit length is e Uo.
0.8 Uo 3 Sph
metres
Lmax =
The maximuma(1+ m)length is given by:
N
2 ρI circuit

7 Implementation o
7 Implementation

Maksymalna długość obwodu w układzie IT:
The maximum układu 3-fazowego
b W przypadku length of an IT earthed circuit is:
cThe maximum length of an IT earthed circuit is:
For a 3-phase 3-wire scheme
3-przewodowego
c For a 0.8 Uo 3 Sph scheme
3-phase 3-wire
f
Lmax =
0.8 Uo(1+ m)
2 ρI a 3 Sph
Lmax =
2 ρI a(1+ m
b W przypadku układu)3-fazowego
c For a 3-phase 4-wire scheme
4-przewodowego 4-wire scheme
c For a 3-phaseS1
0.8 Uo
Lmax =
0.8 Uo S1
2 ρI a(1+ m)
Lmax =
2 ρI a(1+ m)

N
N

N

N

Sph
c maxthe0.8 Uoof 3 3-phase 4-wire installation
metres
L For = case a
occur if one ρI a(1+ m) is on a neutral condu
2 of the faults
use for computing the maximum cable length
c For the case of a 3-phase 4-wire installation
0.8 Uo S1
occur if one of the faults is on a neutral condu
Lmax =
metres
use for computing the maximum cable length
2 ρI a(1+ m)

N

D
C D
C
D
PE C

A
A

PE
PE

B
B

B

PE
PE

A

PE

Id
Id
Id

0.8 of S1
i.e. 50% only Uothe length permitted for a TN
Lmax =
metres
2 ρI a(1+ m)

Id
Id
Id
Id

N

Id

i.e. 50% only of the length permitted for a TN

Id
Id

Id

Id

N

N

N

D

B
A
Nierozdzielony przewód neutralny
Rozdzielony przewód neutralny
Non distributed neutral
Distributed neutral
D
B
Neutre non distribué
Neutre distribué
A
PE C
Neutre system w układzie IT, przedstawiający ścieżkę prądu zakłóceniowego w przypadku podwójnej usterki
Neutre distribué
Rys. F56: Obliczanie Lmax non distribué
Fig. F60 : Calculation of Lmax. for an IT-earthed system, showing fault-current path for a double-fault condition
d
Fig. F60 : Calculation of Lmax. for an IT-earthed system, showing fault-current path forIa double-fault condition
C

PE

Id
(1) Przypomnienie: Nie ma limitu długości w przypadku
zabezpieczenia przed zwarciem doziemnym w układzie TT,
ponieważ zabezpieczenie zapewniane przez wyłącznik RCD
(1) Reminder: There is no length limit for earth-fault protection
ma TT scheme, since
on awysoką czułość. protection is provided by RCDs of high
(1) Reminder: There is no length limit for earth-fault protection
sensitivity.
on a TT scheme, since protection is provided by RCDs ofSchneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015
high
Schneider Electric - ElectricalNeutre non distribué
installation guide 2005
sensitivity.

Id

PE

PE

Id
Id

Id

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Program Ecodial jest oparty na „metodzie
The software
impedancji” Ecodial is based on the “method
of impedance” Ecodial is based on the “method
The software
of impedance”

Neutre distribué

Schneider Electric - Electrical installation guide 2005

Fig. F60 : Calculation of Lmax. for an IT-earthed system, showing fault-current path for a double-fault condition

7 Implementation of the IT system

F - Protection against electric shock
F - Ochrona przeciwporażeniowa

In the preceding formulae:
W poprzednich circuit in
Lmax = longestwzorach: metres
Lmax = najdłuższy obwód w metrach
Uo = phase-to-neutral voltage (230 V on a 230/400 V system)
Uo = napięcie fazowe (230 V w systemie 230/400 V)
ρ = resistivity at normal operating temperature (22.5 x 10-3 ohms-mm2/m/m copper,
ρ = rezystywność w normalnej temperaturze pracy (22,5 x 10-3 omów mm2 for
36 x 10-3 ohms-mm2/m for aluminium) 2/m w przypadku aluminium)
w przypadku miedzi, 36 x 10-3 omów-mm
Ia = overcurrent trip-setting level in amps, oralbo Icurrent in w amperach to clear
Ia = nastawa zabezpieczenia nadprądowego Ia = a = prąd amps required
the fuse in the specifiedbezpiecznika w określonym czasie
powodujący zadziałanie time

f
Sph
SPE
SPE = przekrój przewodu PE w mm2
SPE = cross-sectional area of PE conductor in mm2
S1 = przekrój
S1 = S neutralSifprzewodu neutralnego,neutral conductor
the circuit includes a jeśli obwód go zawiera
S1 = przekrój f przewodu fazowego, przy braku przewodu neutralnego
S1 = Sph if the circuit does not include a neutral conductor

F36

m=

The following tables(1) give the length of circuit
Poniższe tabele(1) podają długość obwodu,
which must należy przekraczać, aby chronić
której nie not be exceeded, in order that
F34 ludzi przed dotykiemagainst indirect contact
persons be protected pośrednim za pomocą
hazards by zabezpieczających
urządzeń protective devices

Tabele
Tables

Poniższe tabele zostały sporządzone zgodnie z „metodą konwencjonalną”, opisaną
The following tables have been established according to the “conventional method”
powyżej.
described above.
Tabele podają maksymalne długości obwodu, powyżej których rezystancja

The tables give maximum circuit lengths, beyond do poziomu poniżej prądu of the
przewodów ograniczy wartość prądu zwarciowego which the ohmic resistance
wyzwolenia wyłącznika magnitude of the short-circuit current to a level below that
conductors will limit the(bądź przepalenia bezpiecznika) chroniącego obwód
wystarczająco the circuit breaker (or to blow the dotykiem pośrednim. Tabele
required to tripszybko, by zapewnić ochronę przedfuse) protecting the circuit, with
uwzględniają:
sufficient rapidity to ensure safety against indirect contact. The tables take into
b Typ zabezpieczenia: wyłączniki lub bezpieczniki, nastawy prądu wyzwolenia
account:
b Pole przekroju przewodów fazowych i przewodów ochronnych
c The type of protection: circuit breakers or fuses, operating-current settings
b Układ sieci
c Cross-sectional area of phase conductors and protective conductors
b Współczynnik korekcyjny:
c Type of earthing scheme Rysunek F57 przedstawia współczynniki korekcyjne,
które należy zastosować do długości podanych w tabelach F40 do F43, biorąc pod
c Correction factor: Figure F61 indicates the correction factor to apply to the lengths
uwagę system IT
given in tables F44 to F47, when considering an IT system
Obwód
Materiał przewodu m = f/SPE (or PEN)

m = 1
m = 2
m = 3
m=4
Circuit
Conductor
m
Miedź
0,86 = Sph/SPE (or PEN)
0,57
0,43
0,34
3 fazy
material
m
m
m
m

Aluminium
0,54 = 1 0,36 = 2 0,27 = 3 0,21 = 4
3 phases 1P + N
Copper
0.86
0.57
0.43 0,20
0.34
3P + N or
Miedź
0,50
0,33
0,25
Aluminium
0.54
0.36
0.27 0,12
0.21

Aluminium
0,31
0,21
0,16
3ph + N or 1ph + N
Copper
0.50
0.33
0.25
0.20
Aluminium
0.31
0.21
0.16
0.12
Rys. F57: Współczynnik korekcyjny, który należy zastosować do długości podanych w tabelach
F41 do F44 w przypadku systemów IT

Fig. F61 : Correction factor to apply to the lengths given in tables F45 to F48 for TN systems

Przykład
3-fazowa 3-przewodowa instalacja 230/400 V pracuje w układzie IT.
Example obwodów jest chroniony wyłącznikiem o prądzie znamionowym 63 A
Jeden z jej
A 3-phase kabel z 230/400 V installation is IT-earthed.
i obejmuje 3-wire aluminiowymi żyłami fazowymi o przekroju 50 mm2. Przewód PE
o przekroju 25 mm2 protected aluminium. Jaka jest maksymalna and consists of an
One of its circuits isjest także zby a circuit breaker rated at 63 A, długość obwodu,
poniżej której ochrona ludzi 50 mm2 phase conductors. The 25 mm2 PE conductor is
aluminium-cored cable withprzed dotykiem pośrednim jest zapewniana przez
bezzwłoczny magnetyczny przekaźnik length of circuit, below which protection of
also aluminum. What is the maximumwyłącznika?
Rysunek F42 wskazuje 603 metry, do których należy zastosować współczynnik
persons against indirect-contact hazards is assured by the instantaneous magnetic
korekty relay of the w przypadku kabla
tripping 0,36 (m = 2 circuit breaker? aluminiowego).
Limit długości wynosi więc 217 metrów.
Figure F46 indicates 603 metres, to which must be applied a correction factor of 0.36
(m = 2 for aluminium cable).
The maximum length is therefore 217 metres.

7.3 Wyłączniki różnicowoprądowe o wysokiej czułości

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

Według normy IEC 60364-4-41, wyłączniki RCD o wysokiej czułości (y 30 mA)

7.3 High-sensitivity RCDs prądem znamionowym y 20 A we
muszą być stosowane do ochrony gniazd z

Rys. F62: Obwód gniazd zasilających

Fig. F62 : Circuit supplying socket-outlets

wszystkich lokalizacjach. Stosowanie takich wyłączników jest także zalecane w
następujących przypadkach:
IEC 60364-4-471 strongly recommends the use of a RCD of high sensitivity (i 30 mA)
b the following cases (see Fig. F62 ):
in Obwody gniazd w wilgotnych lokalizacjach niezależnie od prądu znamionowego
b Socket-outlet circuits for rated currents of i 32
c Obwody gniazd w instalacjach tymczasowych A at any location(2)
b Obwody zasilające pralnie i baseny pływackie
c Socket-outlet circuits in wet locations at all current ratings (2)
b Obwody zasilania stanowisk roboczych, przyczep mieszkalnych, jachtów
c Socket-outlet circuits in temporary installations (2), sekcja 3)
i ruchomych stoisk handlowych (Patrz 2.2 i rozdział P
c Circuits supplying laundry rooms and swimming pools (2)
c Supply circuits to work-sites, caravans, pleasure boats, and travelling fairs (2)

(1) Tabele pochodzą z podpunktu 6.2 (Rysunki F41 do F
This protection may be for individual circuits or for groups of circuits:
44). Niemniej jednak, tabela in Sub-clause 6.2 (Figures F45
(1) The tables are those shownwspółczynników korekcyjnych
(Rysunek F57), uwzględniająca stosunek Sph/SPE oraz typ
c Strongly recommended for circuits of socket outlets u 20 A (mandatory if they are
to F48). However, the table of correction factors (Figure F61)
obwodu into account the ratio Sph/SPE, and of the type of
which takes (3-fazowy 3-przewodowy; 3-fazowy 4-przewodowy;
expected to supply portable equipment for outdoor use)
1-fazowy 2-przewodowy) i materiał przewodu, dotyczy
circuit (3-ph 3-wire; 3-ph 4-wire; 1-ph 2-wire) as well as
c In some countries, this requirement is mandatory for all socket-outlet circuits
systemu IT i różni się od tej dotyczącej TN.
conductor material, is specific to the IT system, and differs
rated i PoradnikIt is alsoElektryka 2015
32 A. Inżyniera recommended to limit the number of socket-outlet protected
Schneider Electric from that for TN.
by a RCD (e.g. 10 socket-outlets for a RCD)
(2) These cases are treated in detail.
Schneider Electric - Electrical installation guide 2005

7 Wdrożenie systemu IT

7.4 Ochrona w lokalizacjach o wysokim stopniu
ryzyka pożarowego
Zabezpieczenie za pomocą wyłącznika różnicowoprądowego o czułości y 500 mA
na początku obwodu zasilającego lokalizacje o wysokim ryzyku pożaru jest
w niektórych krajach obowiązkowe (patrz Rys. F59).
Zalecana czułość, która może zostać wykorzystana, to 300mA.

7.5 Przypadki wyjątkowo dużej impedancji pętli zwarcia
Gdy prąd zwarciowy jest ograniczony z uwagi na wysoką impedancję pętli
zwarcia tak, że zabezpieczenie nadprądowe nie jest w stanie wyłączyć obwodu w
zalecanym czasie, należy uwzględnić następujące możliwości:
Propozycja 1 (patrz Rys. F60)
b Należy zainstalować wyłącznik, którego bezzwłoczny wyzwalacz magnetyczny
charakteryzuje się nastawą niższą niż zazwyczaj, na przykład:

F35

2In y Irm y 4In
Zapewnia to ochronę ludzi w obwodach, które są zbyt długie. Jednak należy
sprawdzić, czy duże prądy przejściowe, takie jak prądy rozruchowe silników, nie
spowodują wyzwolenia.

Lokalizacja
Fire-risk
zagrożona
location
pożarem

Rys. F59: Lokalizacja zagrożona pożarem

b Rozwiązania Schneider Electric
v Compact NSX z zabezpieczeniem G lub Micrologic (2Im y Irm y 4Im)
v Wyłącznik instalacyjny typ B Acti 9

Propozycja 2 (patrz Rys. F61)
W obwodzie należy zainstalować wyłącznik różnicowoprądowy. Urządzenie nie musi
mieć wysokiej czułości (od kilku do kilkudziesięciu amperów). Jeżeli zainstalowane
są gniazda, poszczególne obwody muszą być w każdym przypadku zabezpieczone
czułym wyłącznikiem różnicowoprądowym (y 30 mA); ogólnie jeden wyłącznik RCD
dla kilku gniazd elektrycznych we wspólnym obwodzie.

b Rozwiązania Schneider Electric
v RCD Vigi NG125: ΙΔn = 1 lub 3 A
v Vigicompact MH lub ME: ΙΔn = 3 do 30 A

PE
2 y Irm y 4In
Długi length
Great kabel of cable

Rys. F60: Wyłącznik instalacyjny z niską nastawą wyzwolenia
bezzwłocznego

Propozycja 3
W celu zredukowania impedancji pętli, należy zwiększyć przekrój przewodów PE i/
lub przewodów fazowych.
Propozycja 4 (patrz Rys. F62)
Zastosowanie dodatkowych połączeń wyrównawczych. Będzie to mieć podobny
skutek do propozycji 3, tzn. obniżenie impedancji pętli zwarcia doziemnego przy
jednoczesnej poprawie istniejących środków ochrony przed napięciem dotykowym.
Skuteczność tej poprawy może być sprawdzona przez pomiar rezystancji
pomiędzy każdą dostępną częścią przewodzącą a lokalnym głównym przewodem
ochronnym.

Phases
Fazy
Neutralny
Neutral

Rys. F61: Zabezpieczenie RCD

Rys. F62: Dodatkowe połączenia wyrównawcze

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

PE

8 Wyłączniki różnicowoprądowe
(RCD)

F - Ochrona przeciwporażeniowa

8.1 Opis
I1

Zasada

I2

I3

F36

Kluczowe cechy przedstawiono schematycznie na Rysunku F63 obok.
Rdzeń magnetyczny obejmuje wszystkie czynne przewody obwodu elektrycznego,
a strumień magnetyczny w rdzeniu będzie zależeć za każdym razem od sumy
arytmetycznej prądów; prądy przepływające w jednym kierunku uznawane za
dodatnie (Ι1), natomiast przepływające w kierunku przeciwnym będą ujemne (Ι2).
W normalnie działającym obwodzie Ι1 + Ι2 = 0, więc w rdzeniu magnetycznym nie
wystąpi strumień, co skutkuje zerową siłą elektromotoryczną w cewce.
W systemie w układzie TN doziemny prąd zwarciowy przepłynie przez rdzeń do
miejsca zwarcia, ale powróci do źródła poprzez ziemię bądź poprzez przewody
ochronne.
Dlatego równowaga prądowa w przewodach przechodzących przez rdzeń
magnetyczny już nie istnieje, a różnica powoduje obecność strumienia
magnetycznego w rdzeniu.
Różnica pomiędzy prądami płynącymi w różnych kierunkach nosi nazwę „prądu
różnicowego”.
Powstały zmienny strumień w rdzeniu indukuje siłę elektromotoryczną w cewce,
powodując przepływ prądu przez cewkę wyzwalacza. Jeżeli prąd różnicowy
przekracza wartość wymaganą do zadziałania wyzwalacza bezpośrednio lub
poprzez przekaźnik elektroniczny, wówczas powiązany wyłącznik otwiera się.

Rys. F63: Zasada działania RCD

8.2 Typy wyłączników RCD
Urządzenia różnicowoprądowe (RCD) są zazwyczaj zintegrowane lub powiązane z
następującymi komponentami:
b Przemysłowe wyłączniki kompaktowe (MCCB) i wyłączniki powietrzne (ACB)
zgodne z normą IEC 60947-2 i jej załącznikami B i M
b Modułowe wyłączniki instalacyjne typu przemysłowego (MCB) zgodne z normą
IEC 60947-2 i jej załącznikami B i M
b Domowe i podobne modułowe wyłączniki instalacyjne (MCB) zgodne z normami
IEC 60898, IEC 61008, IEC 61009
b Przełączniki półprzewodnikowe spełniające poszczególne krajowe standardy
Przekaźniki z oddzielnymi toroidalnymi (pierścieniowymi) przekładnikami
prądowymi, spełniające wymagania normy IEC 60947-2 załącznik M
RCD są obowiązkowo stosowane w instalacjach z uziemieniem TT, gdzie ich
zdolność do selektywności z innymi RCD pozwala na prawidłowe wyzwalanie,
zapewniając tym samym wymagany poziom ciągłości pracy.

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

Przemysłowe wyłączniki ze zintegrowanym
członem różnicowoprądowym omówione są w
normie IEC 60947-2 i jej załączniku B

Wyłączniki typu przemysłowego ze zintegrowanym lub
dedykowanym modułem RCD (patrz Rys. F64)

Wyłącznik typu przemysłowego
Wyłącznik modułowy Acti 9 typu przemysłowego z dedykowanym
modułem różnicowoprądowym Vigi
Vigi Compact
Rys. F64: Wyłączniki typu przemysłowego z modułami różnicowoprądowymi

Dostępne są wyłączniki różnicowo-prądowe, w tym jednostki montowane na szynie
DIN (np. Compact lub Acti 9), z którymi może być powiązany pomocniczy moduł
RCD (np. Vigi).
Całość zapewnia szeroki zakres funkcji ochronnych (izolacja, ochrona przed
zwarciem, przeciążeniem i doziemieniem).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

8 Wyłączniki różnicowoprądowe
(RCD)

Domowe wyłączniki instalacyjne ze
zintegrowanym modułem RCD omówione są w
normach IEC 60898, IEC 61008 IEC i 61009

Domowe i podobne modułowe wyłączniki instalacyjne z RCD
(patrz Rys. F65)

F37
Wyłącznik obwodu zasilania może
posiadać także cechy zwłoczne
i obejmować urządzenie RCD
(typu S).

„Monoblokowe” wyłączniki różnicowo-prądowe
przeznaczone do ochrony obwodów gniazd w
zastosowaniach domowych i użytkowych.

Rys. F65: Domowe wyłączniki różnicowo-prądowe bez zabezpieczenia nadprądowego (RCCB)
dla ochrony przed zwarciem doziemnym

Różnicowoprądowe odłączniki obciążenia
objęte są specjalnymi standardami krajowymi.
Urządzenia RCD z oddzielnymi toroidalnymi
przekładnikami prądowymi są standaryzowane
w załączniku M do normy IEC 60947-2

Wyłączniki różnicowoprądowe i urządzenia RCD z oddzielnym
przekładnikiem prądowym typu toroidalnego (patrz Rys. F66)
Urządzenia RCD z oddzielnymi toroidalnymi przekładnikami prądowymi mogą być
wykorzystywane w połączeniu z wyłącznikami lub stycznikami.

Rys. F66: Urządzenie RCD z oddzielnym przekładnikiem prądowym typu toroidalnego (Vigirex)

W niektórych przypadkach aspekty środowiskowe mogą zakłócić prawidłowe
działanie urządzeń różnicowoprądowych:
b niepotrzebne wyzwalanie: Odłączanie zasilania bez faktycznego zagrożenia.
Ten rodzaj wyzwolenia często jest powtarzalny, powodując znaczne niedogodności
i obniżenie jakości zasilania elektrycznego.
b brak wyzwolenia w razie zagrożenia: Ciężej wykrywalne niż niepotrzebne
wyzwolenie, zakłócenia te muszą być uważnie badane, gdyż zagrażają
bezpieczeństwu użytkownika. Dlatego normy międzynarodowe określają 3
kategorie RCD według ich odporności na tego typu zakłócenia (patrz poniżej).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

8.3 Wrażliwość urządzeń RCD na zakłócenia

F - Ochrona przeciwporażeniowa

Główne typy zakłóceń
I
100%
90%

10 s (f = 100 kHz)

10%
t

F38

ca.0.5 s

60%

Rys. F67: Standaryzowana fala prądu przejściowego 0,5
µs/100 kHz

U

Umax

0.5U

t
1.2 s

50 s

Rys. F68: Standaryzowana fala napięcia przejściowego
1,2/50 µs

I
1
0.9

0.5

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

0.1
t

Rys. F69: Standaryzowana fala prądu udarowego 8/20 µs

Stałe doziemne prądy upływowe
Każda instalacja niskiego napięcia cechuje się stałym upływem prądu do ziemi, co
jest wynikiem:
b Asymetrii pojemności pomiędzy przewodami roboczymi a ziemią w przypadku
obwodów trójfazowych
b Pojemności pomiędzy przewodami czynnymi a ziemią w przypadku obwodów
jednofazowych
Im większa instalacja, tym większa jej pojemność ze zwiększonym prądem
upływowym.
Pojemnościowy prąd doziemny jest czasami znacznie zwiększany przez
kondensatory filtrujące, powiązane ze sprzętem elektronicznym (automatyka,
systemy IT i systemy oparte na komputerach itd.).
W razie braku bardziej precyzyjnych danych, stały prąd upływowy w danej instalacji
może być oszacowany na podstawie następujących wartości, mierzonych przy
230 V 50 Hz:
Linia jednofazowa lub trójfazowa: 1,5 mA /100m
b Ogrzewanie podłogowe: 1mA/kW
b Faks, drukarka: 1 mA
b Mikrokomputer, stanowisko robocze: 2 mA
b Kopiarka: 1,5 mA
Ponieważ urządzenie RCD, zgodne z normami IEC i wieloma krajowymi
standardami, może pracować w ramach ograniczenia ciągłego prądu upływowego
do 0,25 IΔn, przez podział obwodów, w praktyce wyeliminuje się niepożądaną
aktywację.
W bardzo szczególnych przypadkach, takich jak rozbudowa bądź częściowa
renowacja rozbudowanych instalacji w systemie IT, należy skonsultować się z
producentami.
Składowe wysokiej częstotliwości (wyższe harmoniczne, napięcia przejściowe
itd.), są generowane przez źródła zasilania sprzętu komputerowego, przetworniki,
silniki z regulatorami prędkości, systemy świateł fluorescencyjnych i w pobliżu
urządzeń przełączających wysokiej mocy oraz zestawów kompensacji mocy biernej.
Część tych prądów wysokiej częstotliwości może przepływać do uziemienia
poprzez pojemność pasożytniczą. Chociaż prądy te nie są niebezpieczne dla
użytkownika, mogą spowodować wyzwolenie urządzeń różnicowoprądowych.
Wstępne ładowanie
Podłączenie zasilania powoduje wstępne naładowanie pojemności wspomnianych
wcześniej, co skutkuje prądami przejściowymi o wysokiej częstotliwości i bardzo
krótkim czasie trwania, podobne do przedstawionych na Rysunku F67.
Nagłe wystąpienie pojedynczego zwarcia w systemie z uziemieniem IT powoduje
także przejściowe doziemne prądy upływowe o wysokiej częstotliwości z powodu
nagłego wzrostu napięcia dwóch zdrowych faz do napięcia międzyfazowego
powyżej miejsca uziemienia.
Przepięcia
Sieci elektryczne poddawane są przepięciom w wyniku wyładowań
atmosferycznych bądź gwałtownych zmian warunków pracy systemu (zwarcia,
działanie bezpieczników, przełączanie itd.). Te nagłe zmiany często powodują
duże przejściowe napięcia i prądy w obwodach o charakterze indukcyjnym
i pojemnościowym. Odczyty wykazały, że – w systemach niskiego napięcia,
przepięcia na ogół nie przekraczają 6 kV, oraz że mogą być odpowiednio
reprezentowane przez konwencjonalną falę udarową 1,2/50 µs (patrz Rys. F68).
Przepięcia powodują prądy przejściowe reprezentowane przez prądową falę
udarową w konwencjonalnej formie 8/20 µs, o wartości szczytowej kilkudziesięciu
amperów (patrz Rys. F69).
Prądy przejściowe przepływają do uziemienia poprzez pojemności instalacji.
Niesinusoidalne prądy zakłóceniowe: RCD typu AC, A, B
Norma IEC 60755 (Wymagania ogólne dotyczące urządzeń ochronnych
różnicowoprądowych) określa trzy rodzaje urządzeń RCD w zależności od
charakteru prądu zwarciowego:
b Typ AC
Urządzenie RCD, w którym wyzwolenie jest gwarantowane w przypadku
sinusoidalnych, zmiennych prądów upływowych.
b Typ A
Urządzenie RCD, w którym wyzwolenie jest gwarantowane:
v w przypadku sinusoidalnych, zmiennych prądów upływowych,
v w przypadku upływowych impulsowych prądów stałych,

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

8 Wyłączniki różnicowoprądowe
(RCD)

b Typ B
Urządzenie RCD, w którym wyzwolenie jest gwarantowane:
v jak w przypadku typu A,
v w przypadku czystych stałych prądów upływowych, które mogą wynikać z
trójfazowych obwodów prostowniczych.
Niska temperatura: W przypadkach temperatur poniżej -5 °C, elektromechaniczne
przekaźniki bardzo wysokiej czułości w urządzeniach RCD mogą zostać „spojone”
przez skraplanie - zamarzanie.
Urządzenia typu „SI” mogą działać w temperaturze do -25 °C.
Otoczenie z wysokimi stężeniami związków chemicznych lub pyłu: specjalne
stopy stosowane do produkcji urządzeń RCD mogą być znacząco uszkodzone przez
korozję. Pył może także zablokować ruch elementów mechanicznych.
Patrz: środki, które muszą być podjęte odpowiednio do poziomu zagrożenia
określone przez normy na Rys. F70.
Przepisy definiują wybór urządzenia zabezpieczającego i jego wdrożenie. Główne
dokumenty odniesienia są następujące:
b Norma IEC 60364-3:
v Określa klasyfikację (AFx) zewnętrznych wpływów w obecności substancji
korozyjnych lub zanieczyszczających.
v Określa wybór materiałów do zastosowana w zależności skrajnych wpływów.

Wpływ sieci
elektrycznej
Sieć czysta

Specjalnie
zabezpieczone
wyłączniki
różnicowo­
prądowe
Type A SI:
k

SI k
Specjalnie
zabezpieczone
wyłączniki
różnicowo­
prądowe

SI k
Specjalnie
zabezpieczone
wyłączniki
różnicowo­
prądowe
+

Odpowiednie
dodatki
(uszczelniona
szafka lub
obudowa)

Standardowo
zabezpieczone
wyłączniki
różnicowo­
prądowe
Type AC

SI k
Specjalnie
zabezpieczone
wyłączniki
różnicowo­
prądowe
+

Odpowiednie
dodatki
(uszczelniona
szafka
lub jednostka
+
nadciśnienie)

AF1

AF2

AF3

AF4

b Zewnętrzne
wpływy:
pomijalne,

b Zewnętrzne
wpływy:
obecność
korozyjnych
lub zanie­ zysz­
c
cza­ących
j
czynników
atmosfe­
rycznych,

b Zewnętrzne
wpływy:
okresowe lub
przypadkowe
działanie
określonych
zwykłych
związków
chemicznych,

b Zewnętrzne
wpływy: stale
działających
korozyjnych
lub zanie­­
czysz­
czających
związków
chemicznych

b Charakte­
rystyka
wyposażenia:
normalne.

b Charakte­
rystyka
p s ż
wy­ o­ a­ enia:
np. zgodność
z testami na
odparowaną
słoną wodę lub
za­ ie­ zysz­
n c
czenia atmo­
sfery­ zne
c

b Charakte­
rystyka
p s ż n
wy­ o­ a­ e­ ia:
ochro­ a anty­
n
korozyjna.

b Charakte­
rystyka
p s ż n
wy­ o­ a­ e­ ia:
specjalnie
badane
według typu
produktów

Przykłady narażonych miejsc
Huty żeliwa i stali.
Porty jachtowe, porty handlowe, łodzie, nabrzeża,
porty wojenne, stocznie.
Baseny pływackie, szpitale, zakłady spożywcze
i napojowe.
Petrochemikalia.
Hodowle.

Wpływy zewnętrzne
Obecność siarki, oparów siarki,
siarkowodoru.
Zasolenie, wilgotne otoczenie zewnętrzne,
niskie temperatury
Chlorowane związki.
Wodór, gazy ze spalania, tlenki azotu.
Siarkowodór.

Rys. F70: Klasyfikacja wpływów zewnętrznych według normy IEC 60364-3

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Sieć
zanieczyszczona

F39

F - Ochrona przeciwporażeniowa

Poziom odporności wyłączników różnicowoprądowych Schneider Electric
Asortyment Schneider Electric obejmuje różnego typu urządzenia RCD,
umożliwiające wybór zabezpieczenia przed upływem doziemnym do każdego
zastosowania. Poniższa tabela podaje wybory, których należy dokonać w zależności
od typu prawdopodobnych zakłóceń w miejscu instalacji.

Typ
urządzenia

Niepotrzebne
wyzwolenia

Brak aktywacji

Prąd upływu
wysokiej częstotliwości

Prąd zakłóceniowy
Prąd prost.
zmienny

AC

b

b

SI

b b b

b

B

b b b

b

Niskie
temperatury
(do -25 °C)

Korozja
Pył

b

A

F40

Czysty stały

b
b
b

b

b

Rys. F71: Poziom odporności urządzeń RCD Schneider Electric

Odporność na zbędne wyzwalanie
Urządzenia różnicowoprądowe typu SI zaprojektowano tak, by unikać zbędnego
wyłączania lub braku wyłączania w przypadku zanieczyszczenia sieci, wpływu
wyładowań atmosferycznych, prądów wysokiej częstotliwości itp. Rysunek F72
poniżej przedstawia poziomy testów zaliczonych przez tego typu urządzenia.

Typ zakłóceń

Nominalna fala
testowa

Odporność
Acti 9 :
ID-RCCB, DPN Vigi, Vigi iC60,
Vigi C120, Vigi NG125
Typ SI

Ciągłe zakłócenia
Wyższe harmoniczne

1 kHz

Prąd upływowy = 8 x I∆n

Przepięcia powodowane
wyładowaniami
atmosferycznymi

impuls 1.2 / 50 µs (IEC/
EN 61000-4-5)

4.5 kV między przewodami, 5,5 kV
względem ziemi

Prąd powodowany
wyładowaniami
atmosferycznymi

impuls 8 / 20 µs (IEC/
EN 61008)

Wartość szczytowa 5 kA

Przebiegi łączeniowe,
pośrednie prądy z wyładowań
atmosferycznych

0.5 µs / 100 kHz „fala
pierścieniowa”
(IEC/EN 61008)

Wartość szczytowa 400 A

Zadziałanie ochronnika
przeciwprzepięciowego
w obwodzie obciążenie
pojemnościowe

impuls 10 ms

500 A

Zakłócenia przejściowe

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

Kompatybilność elektromagnetyczna
Przełączanie odbiorów
indukcyjnych (światła
fluorescencyjne, silniki itd.)

Powtarzające się
impulsy
(IEC 61000-4-4)

Fluorescencyjne źródła
światła, obwody sterowane
tyrystorowo itp.

Przewodzone fale
radiowe
(poziom 4 IEC 61000-4-6)
(poziom 4 IEC 61000-4-16)

Fale radiowe (TV i radio,
sprzęt nadawczy, telekomunikacyjny itd.)

Promieniowane fale
radiowe
80 MHz do 1 GHz
(IEC 61000-4-3)

5 kV / 2.5 kHz
4 kV / 400 kHz

30 V (150 kHz do 230 MHz)
250 mA (15 kHz do 150 kHz)
30 V / m

Rys. F72: Testy odporności na niepotrzebne wyłączanie zaliczone przez urządzenia RCD
Schneider Electric

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

8 Wyłączniki różnicowoprądowe
(RCD)

Zalecenia dotyczące montażu urządzeń RCD z oddzielnymi
toroidalnymi przekładnikami prądowymi
Czujnik prądu różnicowego to zamknięty obwód magnetyczny (zwykle kołowy) o
bardzo wysokiej przewodności magnetycznej, na który nawinięty jest zwój drutu,
całość stanowi toroidalny (lub pierścieniowy) przekładnik prądowy.
Z uwagi na wysoką przewodność, każde drobne odchylenie od idealnej symetrii
przewodów w rdzeniu i bliskość materiału żelaznego (stalowa obudowa, elementy
podstawy itd.) może wpłynąć na równowagę sił magnetycznych w czasie dużych
prądów obciążeniowych (prąd rozruchowy silnika, prąd udarowy zasilania
transformatora itd.) wystarczająco, by spowodować niepożądane zadziałanie
urządzenia.
Jeśli nie zostaną podjęte określone środki, stosunek prądu wyzwalającego n do
maksymalnego prądu fazowego iF (maks.) jest na ogół poniżej 1/1.000.
Stosunek ten można znacząco zwiększyć (tzn. czułość reakcji może być
zmniejszona) przez zastosowanie środków przedstawionych na Rysunku F73
i podsumowanych na Rysunku F74.

F41

L
L = dwukrotność średnicy rdzenia
L = twice the diameter of
pierścienia magnetycznego
the magnetic ring core
Rys. F73: Trzy sposoby obniżenia stosunku IΔn/If (maks.)

Współczynnik
zmniejszenia
czułości

Dokładne wycentrowanie kabli na rdzeniu pierścienia
ø 50 → ø 100
Przewymiarowanie rdzenia pierścienia

ø 80 → ø 200

ø 120 → ø 300
Zastosowanie tulei osłonowej ze stali ø 50
4
lub stali niskowęglowej

3
2
2
6

b grubości ścianki 0,5 mm
b długości 2 x większej od wewnętrznej

ø 80

3

ø 120

3

średnicy rdzenia pierścienia

b całkowicie otaczającej przewody i zachodzącej ø 200
2
na kołowy rdzeń jednakowo na obu końcach
Środki te mogą być łączone. Przez starannie wycentrowanie kabli w pierścieniu o
średnicy 200 mm, gdzie 50 mm rdzeń jest dostatecznie duży, i przez zastosowanie tulei,
współczynnik może zmienić się z 1/1.000 na 1/30,000.
Rys. F74: Środki zmniejszenia stosunku IΔn/If (maks.)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Miary
Średnica

(mm)


8 Wyłączniki różnicowoprądowe
(RCD)

F - Ochrona przeciwporażeniowa

Wybór charakterystyki wyłącznika różnicowoprądowego (RCCB
- IEC 61008)
a

Prąd znamionowy
Znamionowy prąd wyłącznika różnicowoprądowego wybiera się zgodnie z
maksymalnym prądem roboczym, który musi wytrzymać.
b Jeżeli wyłącznik różnicowoprądowy jest podłączony szeregowo z wyłącznikiem
instalacyjnym powyżej niego, prąd znamionowy obu elementów będzie ten sam,
tzn. In≥In1 (patrz Rys. F75a)

b

In1

b Jeżeli wyłącznik różnicowoprądowy znajduje się powyżej grupy obwodów,
zabezpieczonych wyłącznikami instalacyjnymi, jak pokazano na Rysunku F75b,
wówczas prąd znamionowy wyłącznika różnicowoprądowego wyniesie:

In
In

In u ku x ks (In1 + In2 + In3 + In4)
In1

In2

F42

In4

© Schneider Electric - wszelkie prawa zastrzeżone

Rys. F75: Wyłączniki różnicowoprądowe (RCCB)

In3

Wymagania wytrzymałości zwarciowej
Ochrona przed zwarciami musi być zapewniona przez nadrzędne urządzenie
chroniące przed zwarciem, ale uznaje się, że tam, gdzie wyłącznik
różnicowoprądowy znajduje się w tej samej rozdzielnicy (zgodnej z odpowiednimi
standardami) co wyłączniki (lub bezpieczniki) w dole obwodu, ochrona przed
zwarciem, zapewniona przez te urządzenia jest wystarczająca. Koordynacja
pomiędzy wyłącznikiem różnicowoprądowym, a zabezpieczeniem zwarciowym jest
konieczna, a producenci zazwyczaj zapewniają tabele powiązanych urządzeń.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Rozdział G
Dobór i ochrona przewodów

Spis treści

1


Informacje ogólne

G2







1.1
1.2
1.3
1.4
1.5

Metodologia i definicje
Zasady ochrony przed przeciążeniem prądowym
Praktyczne wartości systemu ochrony
Lokalizacja urządzeń zabezpieczających
Przewody podłączone równolegle

G2
G4
G4
G6
G6



Praktyczna metoda określenia najmniejszego
dopuszczalnego przekroju przewodów

G7





2.1 Ogólna metoda dotycząca kabli
2.2 Uproszczone określanie zalecanego przekroju kabli
2.3 System szynoprzewodów

G7
G15
G17



Określenie spadku napięcia




3.1 Maksymalna wartość spadku napięcia
3.2 Obliczanie spadku napięcia przy stałym obciążeniu



Prąd zwarciowy









4.1 Prąd zwarciowy na zaciskach wtórnych transformatora
rozdzielczego SN/NN
4.2 3-fazowy prąd zwarciowy (Isc) w dowolnym punkcie
w obrębie instalacji NN
4.3 Isc poziomu dolnego zasilania względem Isc poziomu górnego
4.4 Prąd zwarciowy w układzie zasilania z generatorem
lub falownikiem

2


3
4
5
6


Szczególne przypadki prądu zwarcia




5.1 Obliczenie minimalnych poziomów prądu zwarciowego
5.2 Weryfikacja wytrzymałości kabli w warunkach zwarcia



Przewód ochronny (PE)







7

6.1 Podłączenie i dobór
6.2 Określenie przekroju przewodu
6.3 Przewód ochronny między transformatorem SN/NN a
rozdzielnicą główną niskiego napięcia RGnn
6.4 Szyna wyrównawcza



Przewód neutralny






8

7.1
7.2
7.3
7.4



Przykładowy dobór kabli - podsumowanie

G19
G20 G1

G23

G23
G24
G27
G28

G29
G29
G34

G36
G36
G37
G39
G40

G41
G41
G43
G43
G43

G45

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Dobór przewodu neutralnego
Zabezpieczenie przewodu neutralnego
Odłączanie przewodu neutralnego
Rozwieranie obwodu przewodu neutralnego

G19

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Informacje ogólne

G - Dobór i ochrona przewodów

1.1 Metodologia i definicje
Części składowe obwodu elektrycznego i jego
zabezpieczenia są określone tak, że wszystkie
typowe i nietypowe warunki eksploatacji są
spełnione

G2

Metodologia (patrz Rys. G1)
Po wstępnej analizie wymagań zasilania instalacji, jak opisano w Rozdziale B
podpunkcie 4, przeprowadzane jest badanie okablowania(1) i jego elektrycznego
zabezpieczenia, zaczynając od początku instalacji, poprzez etapy pośrednie, do
obwodów końcowych.
Okablowanie i jego zabezpieczenie na każdym poziomie muszą spełniać kilka
warunków jednocześnie w celu zapewnienia bezpiecznej i niezawodnej instalacji,
np. musi ono:
b Wytrzymywać ciągły prąd pełnego obciążenia oraz obciążenie przewodów przy
zwarciu
b Nie powodować spadków napięcia mogących powodować pogorszenie działania
niektórych odbiorów, na przykład: zbyt długi okres rozruchu podczas uruchamiania
silnika itp.
Ponadto, urządzenia zabezpieczające (wyłączniki lub bezpieczniki) muszą:
b Chronić okablowanie i szyny zbiorcze na wszystkich poziomach przetężenia, aż
do prądów zwarciowych włącznie
b Zapewniać ochronę ludzi przed kontaktem pośrednim, szczególnie w systemach
z uziemieniem TN i IT, gdzie długość obwodów może ograniczać poziom
prądów zwarciowych, tym samym opóźniając automatyczne odłączenie (dobrze
jest pamiętać, że dla instalacji z uziemieniem TT jest konieczne stosowanie
dodatkowych zabezpieczeń różnicowoprądowych typu RCD, zazwyczaj na 300 mA)
Pola przekroju przewodów są ustalane ogólną metodą opisaną w podpunkcie 2
niniejszego Rozdziału. Poza tą metodą, niektóre krajowe normy mogą zalecać
minimalne pole przekroju ze względu na wytrzymałość mechaniczną. Poszczególne
odbiory (jak odnotowano w Rozdziale N) wymagają, by kabel zasilający je
był przewymiarowany, i by zabezpieczenie obwodu zostało analogicznie
zmodyfikowane.

Zapotrzebowanie na moc:
Power demand:
- wymagane kVA
- kVA to be supplied
Maksymalny prąd
- - Maximum load current IB
obciążeniowy IB

Wymiarowanie przewodu:
Conductor sizing:
-  - Selection of conductor type and insulation
Wybór typu i izolacji przewodu
-  - Selection of method of installation
Wybór metody instalacji
-  - Taking account of correction factors for w
Uwzględnienie czynników korygujących
different environment conditions
różnych warunkach środowiskowych
- Determination of cross-sectional areas using
- 
Ustalenie przekroju poprzecznego
tables giving the current carrying capability
z zastosowaniem tabel podających
obciążalność prądową

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Weryfikacja maksymalnego spadku napięcia:
Verification of the maximum voltage drop:
-  - Steadystanu ustalonego
Warunki state conditions
-  - Motor starting conditions
Warunki rozruchu silnika

Obliczenie prądów zwarciowych:
Calculation of short-circuit currents:
-  - Upstream short-circuit power
Moc zwarcia na zasilaniu obwodu
-  - Maximum values
Wartości maksymalne
Wartości minimalne na końcu obwodu
-  - Minimum values at conductor end

Wybór urządzeń zabezpieczających:
Selection of protective devices:
-  - Rated current
Prąd znamionowy
-  - Breaking capability
Zdolność wyłączeniowa
- Implementation of cascading
- 
Zastosowanie układu kaskadowego
- Check of discrimination
- 
Kontrola selektywności
(1) Termin „okablowanie” w niniejszym rozdziale obejmuje
wszystkie izolowane przewody, w tym kable wielożyłowe i
jednożyłowe oraz izolowane przewody sposób prowadzenia
" w kanałach " itp.

Rys. G1: Schemat blokowy doboru kabla i klasyfikacji urządzeń ochronnych dla określonego
obwodu

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Informacje ogólne

Definicje
Maksymalny prąd obciążeniowy: IB
b Na poziomie odbiorów końcowych, ten prąd odpowiada wartości znamionowej
obciążenia. W przypadku rozruchu silnika lub innych obciążeń, które pobierają wysoki
prąd rozruchowy, zwłaszcza jeśli chodzi o częste uruchamianie (np. w silnikach
podnośników, spawanie typu oporowego) łączne efekty cieplne przeciążeń muszą
być uwzględnione. Dotyczy to zarówno kabli jak i przekaźników termicznych
b Na wszystkich poziomach górnego obwodu ten prąd odpowiada mocy
dostarczanej kVA, przy uwzględnieniu czynników jednoczesności ks i wykorzystania
ku odpowiednio, jak pokazano na Rys. G2

Main distribution
Rozdzielnica główna
board

Łączone współczynniki
Combined factors of simultaneity
jednoczesności i wykorzystania
(or diversity) and utilization:
ks x ku = 0.69
IB = (80+60+100+50) x 0.69 = 200 A

G3

Rozdzielnica oddziałowa
Sub-distribution
board

80 A

60 A

50 A

100 A

M

Normalny prąd
Normal load
obciążenia silnika
motor current
50 A

Rys. G2: Obliczenie maksymalnego prądu obciążeniowego IB

Przeciążenie prądowe
Przeciążenie wystąpi zawsze, gdy wartość prądu przekracza maksymalne
obciążenie prądowe IB danego odbioru.
Ten prąd musi być wyłączony z szybkością, która zależy od jego wartości, jeżeli ma
nie dojść do trwałego uszkodzenia okablowania (i urządzenia, jeżeli przetężenie jest
wynikiem wadliwego działania odbioru).
Przetężenia o stosunkowo krótkim czasie trwania mogą jednak wystąpić podczas
zwykłego działania; wyróżnia się dwa typy przetężenia:
b Przeciążenia
Te przeciążenia mogą wystąpić we właściwie działających obwodach elektrycznych,
na przykład w wyniku szeregu słabych i krótkotrwałych obciążeń, które od czasu
do czasu występują jednocześnie: obciążenia przy uruchomieniu silnika itd.. Jeśli
dowolny z tych stanów nie ustępuje po upływie danego czasu (w zależności od
ustawienia przekaźnika ochronnego lub klasyfikacji bezpiecznika), obwód zostanie
automatycznie odcięty.
b Prądy zwarciowe
Te prądy wynikają z uszkodzenia izolacji między przewodami pod napięciem lub/i
pomiędzy przewodami pod napięciem a uziemieniem (w systemach mających
przewody neutralne z uziemieniem o niskiej impedancji) w każdej kombinacji, tzn.:
v 3 zwarte fazy (z przewodem neutralnym i/lub z ziemią, lub nie)
v 2 zwarte fazy (z przewodem neutralnym i/lub z ziemią, lub nie)
v 1 faza zwarta z przewodem neutralnym (i/lub z ziemią)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Maksymalny długotrwale dopuszczalny prąd obciążeniowy:
Iz to maksymalna wartość prądu, którą okablowanie obwodu może wytrzymywać
bez ograniczeń czasowych, bez zmniejszenia jego normalnej trwałości.
Dla określonej powierzchni przekroju przewodów, prąd zależy od kilku parametrów:
b Materiału z którego kabel jest wykonany (przewody Cu lub Al; PCV lub EPR itp.
izolacji; liczby aktywnych przewodów)
b Temperatury otoczenia
b Metody instalacji
b Wpływu sąsiednich obwodów

G - Dobór i ochrona przewodów

1.2 Zasady ochrony przed przeciążeniem prądowym
Urządzenie zabezpieczające zamontowane jest na początku danego obwodu (patrz
Rys. G3 i Rys. G4).
b Odcina prąd w czasie krótszym niż ten podany przez charakterystykę I2t dla
danego przewodu
b Umożliwiając przepływ maksymalnego prądu obciążeniowego IB bez ograniczeń
czasowych
Charakterystyka izolowanych przewodów w trakcie przepływu prądów zwarciowych
może w okresach do 5 sekund po rozpoczęciu zwarcia być określona w
przybliżeniu ze wzoru:
I2t = k2 S2, który pokazuje, że dopuszczalne generowane ciepło jest proporcjonalne
do kwadratu pola przekroju przewodu.
gdzie
t: Czas trwania prądu zwarciowego (sekundy)
S: Pole przekroju izolowanego przewodu (mm 2)
I: Prąd zwarciowy (A r.m.s.)
k: Stała izolowanego przewodu (wartości k2 są podane na Rysunku G52)
Dla danego izolowanego przewodu, maksymalny dopuszczalny prąd waha się
zależnie od środowiska. Na przykład, w przypadku wysokiej temperatury otoczenia
(θa1 & gt; θa2), Iz1 jest mniejsy od Iz2 (patrz Rys. G5), θ oznacza temperaturę.
Uwaga:
v ISC: 3-fazowy prąd " mniejszy "
v ISCB: nominalny 3 fazowy zwarciowy prąd wyłączalny wyłącznika
v Ir (or Irth)(1): prąd zadziałania wyzwalacza przeciążeniowego, np. wyłącznik
o prądzie nominalnym 50A może być wyskalowany aby mieć zakres ochrony
konwencjonalnego poziomu wyzwalania nadprądowego (zobacz Rys. G6
następna strona) podobny do wyłącznika o prądzie nominalnym 30A.

G4
t
Maks.
prąd
Maximum
obciążeload
niowy
current

I2t cable
całka Joule’a
characteristic

Przeciążenie
Temporary
tymczaoverload
sowe

1.3 Praktyczne wartości systemu ochrony
Charakterystyka
zadziałania
Circuit-breaker
wyłącznika
tripping curve

IB Ir Iz

Następujące metody są oparte na regułach podanych w standardach IEC i są
reprezentatywne dla wielu krajów.

Zasady ogólne
I

ISCB ICU

Rys. G3: Zabezpieczenie obwodu wyłącznikiem

Urządzenie ochronne (wyłącznik lub bezpiecznik) działa prawidłowo, jeśli:
b Jego prąd nominalny lub jego prąd ustawiony In będzie większy niż maksymalny
prąd obciążeniowy IB, ale mniejszy niż maksymalny długotrwały prąd obciążeniowy,
tzn. IB y In y Iz odpowiadający strefie „a” na Rys. G6
b Jego I2 prąd zadziałania urządzenia zabezpieczającego jest mniejszy niż 1,45 Iz,
co odpowiada strefie „b” na Rys. G6
W zależności od lokalnej normy oraz charakterystyki zabezpieczenia dla I2 czas
zadziałania może się wahać od 1 do 2h. Dla bezpieczników I2 jest prądem, który
spowoduje zadziałanie bezpiecznika w standardowym czasie.

t

I2t cable
całka Joule’a
characteristic

t
1

2

θa1 & gt; θa2

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Charakterystyka
Fuse curve
bezpiecznika

Temporary
Przeciążenie
overload
tymczasowe

IB

5s

I2t = k2S2

I

Ir cIz Iz

Rys. G4: Zabezpieczenie obwodu bezpiecznikami

Iz1 & lt; Iz2

I

Rys. G5: Charakterystyka I2t izolowanego przewodu w dwóch różnych temperaturach otoczenia
(1) Oba oznaczenia są powszechnie stosowane w różnych
standardach.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Informacje ogólne

Okablowanie obwodu
Circuit cabling

Iz

Obciążenia
Loads

B

1.
45

Iz

O
M
ba
cx
iąm
iż
au
ln
m
oś
lo
ća
d
pr
cu
ąd
roe
rw
nt
a

I
Ibt
yn
rre
ow
icu
en
ad
lz
ico
bl
om
u
m
ąid
a
Prx
M
IB

1.45 Iz

Iz

Isc

0
I2

UC
trimoonv
p w e
cuny nt
rre p ion
ntrąd al
I2 zaov
dzer
ia cu
ła rre
ni n
a t
I2

N
its om
P
r e rą i n a
gud l c
lazn ur
te am re
d i n
cuon t I
o
rre wn o
nt y r
IrIn

zone b
strefa b

Urządzenie device
Protective ochronne

Rys. G6:

ISCB
zone c

33
fz --pa
au f hz
adlt sh
o
z-icu wo
ał r yr tp
ane -cą
r
r
n
ia t ird
cz
br uiw
ea t ar
ki cio
ng w
ra y
tin
g

In
zone
strefaaa

G5

IB y In y Iz strefa a
I2 y 1.45 Iz strefa b
ISCB u ISC strefa c

Poziomy prądu do określenia charakterystyki wyłącznika lub bezpiecznika

b Zakres 3-fazowej zdolności wyłączeniowej prądu zwarciowego jest większy od
3-fazowego prądu zwarcia w danym punkcie instalacji. Odpowiada to strefie „c” na
Rysunku G.6

Zastosowania

Kryteria bezpieczników:
IB y In y Iz/k3 i ISCF u ISC.

W przypadku bezpieczników typu gG:

In & lt; 16 A → k3 = 1.31
In u 16 A → k3 = 1.10

Ponadto, zdolność wyłączania prądu zwarciowego Iscf bezpiecznika musi
przekraczać poziom 3-fazowego prądu zwarciowego w miejscu instalacji
bezpiecznika(ów).
b Połączenie różnych urządzeń zabezpieczających
Zastosowanie urządzeń zabezpieczających mających zdolności zwarciowe
mniejsze niż możliwa wartość pradów zwarcia w danym punkcie instalacji jest
dozwolone przez IEC i wiele krajowych standardów w następujących warunkach:
v W instalacji powyżej znajduje się inny aparat zabezpieczajacy, który posiada
odpowiednią zdolność zwarciową
v Ilość energii, która może przepłynąć przez urządzenie powyżej jest mniejsza
niż ta, która może być przeniesiona bez uszkodzenia przez urządzenie poniżej i
wszystkie powiązane kable i urządzenia

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Kryteria wyłączników:
IB y In y Iz i ISCB u ISC.

b Zabezpieczenie wyłącznikiem
Dzięki jego wysokiemu poziomowi precyzji, prąd I2 jest zawsze niższy niż 1,45 In
(lub 1,45 Ir) tak, że warunek I2 y 1.45 Iz (jak odnotowano w „zasadach ogólnych”
powyżej) będzie zawsze spełniony.
v Szczególny przypadek
Jeżeli wyłącznik nie chroni przed przeciążeniami, konieczne jest zagwarantowanie,
że przy najniższej wartości prądu zwarciowego, urządzenie przetężeniowe
zabezpieczające obwód będzie działać prawidłowo. Ten konkretny przypadek jest
badany w Podrozdziale 5.1.
b Zabezpieczenie bezpiecznikami
Należy wziąć pod uwagę warunek I2 y 1.45 Iz, gdzie I2 to prąd zadziałania
bezpieczników, równy k2 x In (k2 jest w zakresie od 1,6 do 1,9) w zależności od
danego bezpiecznika.
k2
Wprowadzony został kolejny współczynnik k3 ( k3 =
) tak że I2 y 1.45 Iz
1.45
będzie obowiązywać, jeśli In y Iz/k3.

1 Informacje ogólne

G - Dobór i ochrona przewodów

W praktyce, ten układ jest na ogół wykorzystywany w:
v Połączeniu wyłączników/bezpieczników
v Technice zwanej połączenie „kaskadowe” lub „szeregowe”, w której wysokie
właściwości ograniczania prądu niektórych wyłączników skutecznie redukują
zwarcia poniżej
Możliwe kombinacje " współpracujących " wyłączników, które zostały przetestowane
w laboratoriach, są podane w katalogach i programach określonych producentów
(Np. w Ecodial 4.4 PL).

1.4 Lokalizacja urządzeń zabezpieczających
Urządzenie ochronne na ogół jest wymagane na
początku każdego obwodu

Ogólna reguła (patrz Rys. G7a)

Urządzenie ochronne jest konieczne na początku każdego obwodu, gdzie
następuje redukcja poziomu maksymalnego dopuszczalnego prądu.

Możliwe alternatywne lokalizacje w pewnych okolicznościach
(patrz Rys. G7b)
Aparat zabezpieczający może zostać umieszczony wzdłuż obwodu:
b Jeżeli AB nie jest w pobliżu palnego materiału
b Jeżeli nie ma gniazdek lub odgałęzionych połączeń z AB
W praktyce mogą być przydatne trzy przypadki:
b Należy zwrócić uwagę na przypadek (1) na schemacie
v AB y 3 metry i
v Dodatkowa rezystancja odcinka AB ograniczająca do minimum prąd zwarciowy
b Przypadek (2)
v Urządzenie w górze obwodu P1 chroni odcinek AB przed zwarciami, zgodnie z
Podrozdziałem 5.1
b Przypadek (3)
v Zabezpieczenie przeciążeniowe (S) zlokalizowane w sąsiedztwie obciążenia
Taki układ jest odpowiedni dla odbiorów silnikowych. Urządzenie (S) stanowi
sterowanie silnikiem (start/stop) i jednocześnie ochronę przeciążeniową podczas
gdy urządzenie (SC) jest: albo wyłącznikiem (zaprojektowanym do ochrony silnika)
lub bezpiecznikiem z wkładką typu aM
v Zabezpieczenie zwarciowe (SC) zlokalizowane na początku obwodu spełnia
wymagania zasad Podrozdziału 5.1

G6

a
P

P2

P3

50 mm2

P4

10 mm2

25 mm2

b

Obwody bez zabezpieczenia (patrz Rys. G7c)
P1
A
Urządzenie
Short-circuit
sc ochrony
protective
zwarciowej
device

& lt; 3m

B

B
P2

B
P3

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Case (1) (1)
Przypadek

Urządzenie
s Overload
ochrony
protective
przeciążeniowej
device

Case (2)
Przypadek
(2)

Case (3)
Przypadek(3)

c
P1: iC60 o wartości 15A
rated 15A
2.5 mm2
S2 :
1.5 mm2

b Urządzenie ochronne P1 jest dobrane jako zabezpieczanie kabla S2 przed
przeciążeniami i zwarciami
lub
b Jeżeli przerwanie obwodu stanowi zagrożenie, np.
v obwody wzbudzania maszyn obrotowych
v zwarcia dużych elektromagnesów podnoszących
v obwody wtórne przekładników prądowych
Przerwy w obwodzie w takich wypadkach nie mogą być tolerowane, a ochrona
okablowania ma drugorzędne znaczenie.

1.5 Przewody podłączone równolegle
Przewody o tym samym polu przekroju, takiej samej długości oraz z tego samego
materiału można podłączyć równolegle.
Maksymalny dopuszczalny prąd to suma maksymalnych prądów poszczególnych
żył, biorąc pod uwagę skutki wzajemnego ogrzewania, metodę instalacji itp..
Zabezpieczenie przed przeciążeniem i zwarciami jest identyczne z tym w obwodzie
z pojedyńczym kablem.
W celu uniknięcia zwarć w kablach podłączonych równolegle, powinny być podjęte
następujące środki ostrożności:
b Dodatkowe zabezpieczenie przed uszkodzeniem mechanicznym i wilgocią przez
wprowadzenie zabezpieczenia uzupełniającego
b Trasę kablową należy wybrać tak, aby uniknąć bezpośredniej bliskości materiałów
palnych

Rys. G7: Lokalizacja urządzeń zabezpieczających

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Praktyczna metoda określenia
najmniejszego dopuszczalnego
przekroju przewodów

G - Dobór i ochrona przewodów

Standardem odniesienia dla badań okablowania jest międzynarodowa norma IEC
60364-5-52 „Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych - część 5-52: Dobór i
montaż wyposażenia elektrycznego. Oprzewodowanie”.
Podsumowanie tej normy przestawione jest w tym opracowaniu, z przykładami
najczęściej stosowanych metod instalacji. Obciążalności prądowe przewodów
we wszystkich sytuacjach podane są w załączniku A do normy. Uproszczona
metoda stosowania tablic z załącznika A została zaproponowana w załączniku
informacyjnym B dołączonym do normy.

2.1 Ogólna metoda dotycząca kabli
Możliwe metody instalacji różnych typów przewodów i kabli
Poszczególne dopuszczalne metody instalacji są wymienione w tabeli G8, wraz z
różnymi rodzajami przewodów i kabli.

Przewody i kable

Metoda instalacji
Bez
elementów
mocujących

G7

Bezpośrednio
na
uchwytach

W rurach
instalacyjnych

W listwach instalacyjnych(w tym w listwach
przypodłogowych i zlicowanych z podłogą)

Kanały
kablowe

Drabinka kablowa
Korytko kablowe
Klamry kablowe
Na wspornikach

Na
izolatorach

Na
uchwytach

Przewody gołe

–

–

–

–

–

–

+

–

Izolowane przewody

–

–

+

+

+

–

+

–

Osłonięte
kable
(w tym
zbrojone
oraz
z izolacją
mineralną)

+

+

+

+

+

+

0

+

0

+

+

+

+

+

0

+

Wielożyłowe

Jednożyłowe

+ Dozwolone
– Niedopuszczalne
0 Niestosowane lub zwykle niestosowane w praktyce
Tab. G8: Wybór systemów oprzewodowania (tabela 52-1 IEC 60364-5-52)

Możliwe metody instalacji w różnych sytuacjach:
W różnych sytuacjach mogą być zastosowane różne metody instalacji. Możliwe
kombinacje przedstawiono w Tabeli G9.
Dane podane w tabeli odnoszą się do różnych metod montażu oprzewodowania.

Metoda instalacji
Bez
Bezpośrednio na
elementów
mocujących uchwytach

W rurach
instalacyjnych

W listwach instalacyjnych(w tym w listwach
przypodłogowych i
zlicowanych z podłogą)

Kanały
kablowe

Przestrzeń instalacyjna
Kanał kablowy
Zakopane w ziemi
Wbudowane w konstrukcji
Zamontowane
powierzchniowo

40, 46, 15, 16
56
72, 73
57, 58
–

0
56
0
3
20, 21

15, 16, 41, 42
54, 55
70, 71
1, 2, 59, 60
4, 5

–
0
–
50, 51, 52, 53
6, 7, 8, 9, 12, 13, 14, 22, 23

43
44, 45

Napowietrzna

–

–

0

10, 11

44, 45
6, 7,
8, 9
–

Zanurzone

80

80

0

–

0

– Niedopuszczalne
0 Niestosowane lub zwykle niestosowane w praktyce
Tab. G9: Montaż systemów oprzewodowania (tabela 52-2 IEC 60364-5-52)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Drabinka kablowa
Korytko kablowe
Klamry kablowe
Na wspornikach
30, 31, 32, 33, 34
30, 31, 32, 33, 34
70, 71
0
30, 31, 32, 33, 34
30, 31, 32
33, 34
0

Na
izolatorach

Na
uchwytach

–
–
0
–
36

–
–
–
–
–

36

35

–

–

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Miejsce ułożenia

G - Dobór i ochrona przewodów

Przykłady sposobów wykonania instalacji.
Rysunek G10 pokazuje niektóre z wielu sposobów wykonania instalacji.
Kilka metod zostało zdefinowanych literami od A do G, grupując sposoby mające te
same charakterystyki względem obciążalności prądowej.

Pozycja Nr
Sposób montażu
Opis




Metoda montażu
umożliwiająca osiągnięcie
wymaganej obciążalności
prądowej

1







A1

2





Pomieszczenie
Room

Przewody izolowane lub jednożyłowe
kable w kanale kablowym
w termicznie izolowanej ścianie



G8
Wielożyłowe kable w kanale kablowym
w termicznie izolowanej ścianie

A2

Pomieszczenie
Room

4







Przewody jednożyłowe izolowane
w rurach instalacyjnych na drewnianej
lub murowanej ścianie w odstępie
mniejszym niż 0,3 x średnica przewodu













B1

5











Przewody wielożyłowe izolowane w rurach B2
instalacyjnych na drewnianej
lub murowanej ścianie w odstępie
mniejszym niż 0,3 x średnica przewodu


20







Kable jednożyłowe lub wielożyłowe:
bądź oddalone od niej o mniej niż 0,3 x
średnica kabla

C


30



W nieperforowanym korytku

C

0.3 D e

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

0.3 D e

Rys. G10: Przykłady metod instalacji (część tabeli 52-3 IEC 60364-5-52) (ciąg dalszy na następnej stronie)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Praktyczna metoda określenia
najmniejszego dopuszczalnego
przekroju przewodów
Pozycja Nr
Sposób montażu
Opis




Metoda montażu
umożliwiająca osiągnięcie
wymaganej obciążalności
prądowej

31



W perforowanym korytku

E lub F

36







Przewody nieosłonięte lub izolowane na
izolatorach


G

70





Kable wielożyłowe w powłoce ułożone
w rurach instalacyjnych lub kanałach
kablowych w ziemi


71



Kable jednożyłowe w powłoce ułożone
w rurach instalacyjnych lub kanałach
kablowych w ziemi



G9

D

D

Rys. G10: Przykłady metod instalacji (część tabeli 52-3 IEC 60364-5-52)

Maksymalne temperatury robocze:
Obciążalności prądowe podane w kolejnych tabelach zostały ustalone tak, że
maksymalna temperatura izolacji nie zostanie przekroczona w wystarczająco długim
okresie czasu.
W przypadku innego typu materiału izolacyjnego, maksymalną dopuszczalną
temperaturę podano w Tabeli G11.

Temperatura graniczna °C
żyła 70
żyła 90
powłoka 70
powłoka 105

Rys. G11: Maksymalne temperatury robocze dla różnych rodzajów izolacji (tabela 52-4 IEC
60364-5-52)

Współczynniki poprawkowe:
W celu uwzględnienia warunków środowiskowych lub specjalnych warunków,
podczas montażu zostały wprowadzone współczynniki poprawkowe. Powierzchnie
przekroju przewodów określa się przy użyciu znamionowego prądu obciążenia IB
podzielonego przez różne współczynniki poprawkowe, k1, k2, ...:

I' B =

IB

k1 ⋅ k 2 ...

I’B jest skorygowanym prądem obciążalnym, który należy porównać z
obciążalnością prądową danego kabla. (patrz także Rys. G10)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Typ izolacji
Polichlorek winylu ( PVC)
Polietylen (XLPE) i etylen
guma propylenowa (EPR)
Mineralny (pokryty PVC lub nieizolowany)
wystawiony na dotyk
Mineralny (nieizolowany nie wystawiony na dotyk i nie
w kontakcie z materiałami palnymi)

G - Dobór i ochrona przewodów

b Temperatura otoczenia
Obciążalności prądowe przewodów w powietrzu są oparte na średniej temperaturze
powietrza równej 30°C. Dla innych temperatur współczynnik poprawkowy został
podany w Tabeli G12 dla izolacji z PVC, EPR i XLPE.
Powiązany współczynnik poprawkowy jest oznaczony jako k1.

G10

Temperatura otoczenia °C

10
15
20
25
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80

Izolacja
PVC
1.22
1.17
1.12
1.06
0.94
0.87
0.79
0.71
0.61
0.50
-
-
-
-

XLPE and EPR
1.15
1.12
1.08
1.04
0.96
0.91
0.87
0.82
0.76
0.71
0.65
0.58
0.50
0.41

Tab. G12: Współczynniki poprawkowe dla temperatury otaczającego powietrza innej niż 30°C,
stosowane do obciążalności prądowej przewodów w powietrzu (z tabeli A.52-14 IEC 60364-5-52)

Obciążalności prądowe przewodów w ziemi są oparte na średniej temperaturze
ziemi równej 20°C. Dla innych temperatur współczynnik poprawkowy został podany
w Tabeli G13 dla izolacji z PVC, EPR i XLPE.
Powiązany współczynnik poprawkowy jest oznaczony jako k2.

Temperatura ziemi °C

10
15
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80

Izolacja
PVC
1.10
1.05
0.95
0.89
0.84
0.77
0.71
0.63
0.55
0.45
-
-
-
-

XLPE and EPR
1.07
1.04
0.96
0.93
0.89
0.85
0.80
0.76
0.71
0.65
0.60
0.53
0.46
0.38

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Tab. G13: Współczynniki poprawkowe dla temperatury otaczającej ziemi innej niż 20°C,
stosowane do obciążalności prądowej kabli w ziemi.(z tabeli A.52-15 IEC 60364-5-52)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Praktyczna metoda określenia
najmniejszego dopuszczalnego
przekroju przewodów
b Rezystywność cieplna gruntu
Obciążalności prądowe kabli w ziemi bazują na rezystywności cieplnej równej 2,5
K*m/W. Dla innych wartości, współczynnik poprawkowy jest podany w Tabeli G14.
Powiązany współczynnik poprawkowy jest oznaczony jako k3.

Rezystywność cieplna, K*m/W
Współczynnik poprawkowy

1
1.18

1.5
1.1

2
1.05

2.5
1

3
0.96

Tab. G14: Współczynniki poprawkowe dla kabli w osłonach w ziemi według podstawowego
sposobu D, dla rezystywności cieplnych innych niż 2,5 K*m/W, stosowane dla obciążalności
prądowych (tablica A52.16 IEC 60364-5-52).

Na podstawie doświadczenia, istnieje związek pomiędzy rodzajem gruntu a jego
rezystywnością. Następnie empiryczne wartości współczynników poprawkowych k3
zaproponowano w Tabeli G15.

Rodzaj gruntu
bardzo podmokły grunt
podmokły grunt
wilgotny grunt
suchy grunt
bardzo suchy grunt

G11

k3
1.21
1.13
1.05
1.00
0.86

Tab. G15: Współczynnik poprawkowy k3 w zależnosci od rodzaju gruntu.

Obciążalności prądowe podane w kolejnych tabelach dotyczą pojedynczych
obwodów składających się z następujących liczb obciążonych przewodów:
v Dwa izolowane przewody lub dwa jednożyłowe kable lub jeden kabel dwużyłowy
(ma zastosowanie do pojedynczych obwodów jednofazowych)
v Trzy izolowane przewody lub trzy jednożyłowe kable lub jeden trójżyłowy kabel
(ma zastosowanie do obwodów trójfazowych)
Gdy zwiększona jest izolacja przewodów lub przewody instalowane są w tej samej
grupie, stosuje się współczynnik zmniejszający(tutaj zaznaczony jako k4).
Przykłady są podane na Rysunkach G16 do G18 w różnych konfiguracjach
(metody instalacji, na powietrzu lub w ziemi).
Tabela G16 podaje wartości współczynnika zmniejszającego k4 dla różnych
konfiguracji niezakopanych wiązek złożonych z więcej niż jednego obwodu lub
więcej niż jednego przewodu wielożyłowego.

Sposoby stosowania
Sposoby A do F

Sposób C

Sposoby E i F

Tab. G16: Współczynniki zmniejszające dla wiązek złożonych z więcej niż jednego obwodu lub z więcej niż jednego obwodu wielożyłowego
(Tablica A.52-17 IEC 60364-5-52)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rozmieszczenie
Liczba obwodów lub przewodów wielożyłowych
(przewody stykające się)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
12
16
20
Wiązka w powietrzu lub na
1.00 0.80 0.70 0.65 0.60 0.57 0.54 0.52 0.50 0.45 0.41 0.38
powierzchni, wbudowana lub
obudowana
W pojedyńczej warstwie na
1.00 0.85 0.79 0.75 0.73 0.72 0.72 0.71 0.70 Dla liczby obwodów
ścianie, podłodze lub
lub przewodów
nieperforowanym korytku
wielożyłowych
instalacyjnym
większej niż dziewięć
W pojedyńczej warstwie
0.95 0.81 0.72 0.68 0.66 0.64 0.63 0.62 0.61 nie stosuje się
bezpośrednio pod drewnianym
dalszych
sufitem
współczynników
W pojedyńczej warstwie w
1.00 0.88 0.82 0.77 0.75 0.73 0.73 0.72 0.72 zmniejszających
poziomym lub pionowym
perforowanym korytku
instalacyjnym
W pojedyńczej warstwie na
1.00 0.87 0.82 0.80 0.80 0.79 0.79 0.78 0.78
drabince instalacyjnej, w
uchwytach instalacyjnych itp.

G - Dobór i ochrona przewodów

Rysunek G17 podaje wartości współczynnika zmniejszającego k4 dla różnych
konfiguracji wiązek złożonych z więcej niż jednego obwodu przewodów
jednożyłowych w powietrzu.

Sposób wykonania instalacji
Liczba
Liczba trójfazowych

korytek
obwodów


1
2
3

Wykorzystanie
w charakterze
mnożnika do
klasyfikacji

Stykające się
Perforowane 31
1
0.98
0.91
0.87
korytka

2
0.96
0.87
0.81

Trzy kable
w ułożeniu
poziomym



20 mm

3

0.95

0.85

0.78

Stykające się
Pionowe
31
1
0.96
0.86
perforowane
2
0.95
0.84
korytka
225 mm

Trzy kable
w pionowej
poziomym

Drabina
32
1
1.00
0.97
0.96
Stykające się
wsporniki,
uchwyty,
33
2
0.98
0.93
0.89
itp.

34
3
0.97
0.90
0.86

Trzy kable
w ułożeniu
poziomym

G12

20 mm
D
1
1.00
0.98
0.96
Perforowane 31
2D
korytka

2
0.97
0.93
0.89



Pionowe
31
perforowane
korytka

225 mm

0.96

0.92

0.86

1

1.00

0.91

0.89

2

1.00

0.90

0.86

1

1.00

1.00

1.00

0.97

0.95

0.93

3

Oddalone
od siebie

3

2

20 mm
D

Trzy kable
układzie
trójkątnym

0.96

0.94

0.90

2D

Drabina
wsporniki,
uchwyty,
itp.


32
33

2D

D

34
20 mm

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. G17: Współczynniki zmniejszające dla wiązek złożonych z więcej niż jednego obwodu przewodów jednożyłowych stosowane do podstawowych wartości dla
jednego obwodu złożonego z przewodów jednożyłowych w powietrzu. Instalacja wykonana sposobem F (Tablica A.52.21 IEC 60364-5-52).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Praktyczna metoda określenia
najmniejszego dopuszczalnego
przekroju przewodów
Tabela G18 podaje wartości współczynników zmniejszających k4 dla różnych
konfiguracji kabli lub przewodów ułożonych bezpośrednio w ziemi.

Liczba
Prześwit między osłonami (a)a
kabli
0 (osłony
Średnica
0.125 m
0.25 m
0.5 m

stykające się jednego

przewodu
2
0.75
0.80
0.85
0.90
0.90
3
0.65
0.70
0.75
0.80
0.85
4
0.60
0.60
0.70
0.75
0.80
5
0.55
0.55
0.65
0.70
0.80
6
0.50
0.55
0.60
0.70
0.80
a

Kable wielożyłowe

a

a

a

G13

Kable jednożyłowe

a

a

Tab. G18: Współczynniki zmniejszające dla więcej niż jednego obwodu przewodów jedno lub
wielożyłowych, ułożonych bezpośrednio w ziemi. Instalacja wykonana sposobem D (Tablica 5218 IEC 60364-5-52)

Udział trzeciej harmonicznej Współczynnik zmniejszający
w prądzie fazowym %
Dobór przekroju na
Dobór przekroju na

podstawie wartości prądu podstawie wartości

fazowego
prądu przewodu

neutralnego
0 ­­­­­­­ 15
1.0
15 - 33
0.86
33 - 45
0.86
& gt; 45
1.0 (1)
(1) Jeżeli prąd przewodu neutralnego jest większy niż 135% prądu fazowego i przekrój żył
przewodu jest dobrany na podstawie wartości prądu przewodu neutralnego, to trzy żyły
fazowe nie bedą w pełni obciążone.Zmniejszona ilość ciepła wytworzonego przez żyły fazowe
wyrównuje się we wnętrzu przewodu z ilością ciepła wytworzonego przez żyłę neutralną, tak że
do obciążalności prądowej długotrwałej określonej dla trzech obciążonych żył nie jest konieczne
stosowanie żadnego współczynnika zmniejszającego.
Tab. G19: Współczynniki zmniejszające dla wyższych harmonicznych prądów w 4- i 5-żyłowych
przewodach (tablica D.52.1 IEC 60364-5-52)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b Wyższe harmoniczne prądów
Obciążalność prądowa 3-fazowych, cztero i pięciożyłowych przewodów jest oparta
na założeniu, że tylko 3 żyły są w pełni obciążone.
Jednakże, kiedy wyższe harmoniczne prądów przewodzących pojawiają się
w przewodzie, wartość prądu w przewodzie neutralnym jest znacząca i może być
większa niż wartość prądu fazowego. Wynika to z faktu, że trzecie harmoniczne nie
znoszą się wzajemnie lecz sumują w przewodzie neutralnym.
To oczywiście wpływa na zdolność obciążeniową kabla zatem stosuje się
współczynnik zmniejszający k5.
Ponadto, jeśli procentowa wartość trzeciej harmonicznej jest większa niż 33%, prąd
przewodu neutralnego jest wiekszy niż prąd fazowy, wtedy dobór kabla opiera się
na prądzie przewodu neutralnego. Uwzględniamy wtedy również oddziałowanie
cieplne wyższych harmonicznych prądu w żyłach fazowych.
Wartości współczynnika k5 w zależności od trzeciej harmonicznej podano
w Tabeli 19.

G - Dobór i ochrona przewodów

Obciążalność prądowa w funkcji znamionowej powierzchni
przekroju poprzecznego przewodu.
W normie IEC 60364-5-52 zaproponowano wiele obszernych informacji w postaci
tabel podających dopuszczalne obciążalności prądowe w funkcji przekroju
poprzecznego kabli. Wiele parametrów takich jak, metody montażu, rodzaje izolacji,
materiał przewodu, liczba obciążonych żył zostało wziętych pod uwagę.
Jako przykład, Tablica G20 przedstawia obciążalność prądową dla różnych metod
instalacji izolacji z PVC, trzy żyły obciążone, miedź lub aluminium, w powietrzu lub
w ziemi.

Przekrój
znamionowy żyły
(mm2)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

G14

Sposób instalacji
A1
A2

B1

B2

C

D

1
Miedź
1.5
2.5
4
6
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
300
Aluminium
2.5
4
6
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
300

2

3

4

5

6

7

13.5
18
24
31
42
56
73
89
108
136
164
188
216
245
286
328

13
17.5
23
29
39
52
68
83
99
125
150
172
196
223
261
298

15.5
21
28
36
50
68
89
110
134
171
207
239
-
-
-
-

15
20
27
34
46
62
80
99
118
149
179
206
-
-
-
-

17.5
24
32
41
57
76
96
119
144
184
223
259
299
341
403
464

18
24
31
39
52
67
86
103
122
151
179
203
230
258
297
336

14
18.5
24
32
43
57
70
84
107
129
149
170
194
227
261

13.5
17.5
23
31
41
53
65
78
98
118
135
155
176
207
237

16.5
22
28
39
53
70
86
104
133
161
186
-
-
-
-

15.5
21
27
36
48
62
77
92
116
139
160
-
-
-
-

18.5
25
32
44
59
73
90
110
140
170
197
227
259
305
351

18.5
24
30
40
52
66
80
94
117
138
157
178
200
230
260

Tab. G20: Obciążalności prądowe, w amperach, dla sposobów wykonania instalacji z izolacją PVC, trzy obciążone żyły, miedź i aluminium, temperatura żyły: 70 °C,
temperatura otoczenia: 30 °C w powietrzu, 20 °C w ziemi (tablica A.52.4 IEC 60364-5-52).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Praktyczna metoda określenia
najmniejszego dopuszczalnego
przekroju przewodów
2.2 Uproszczone określanie zalecanego przekroju
kabli
Aby ułatwić dobór kabli, zostały stworzone tabele za pomocą których można w
uproszczony sposób określić zalecany przekrój.
b Kable na powierzchni:

Sposób
Liczba obciążonych żył i rodzaj izolacji
podstawowy
A1
2 PVC 3 PVC
3 XLPE 2 XLPE
A2
3 PVC 2 PVC
3 XLPE 2 XLPE
B1
3 PVC 2 PVC
3 XLPE
2 XLPE
B2
3 PVC 2 PVC
3 XLPE 2 XLPE
C
3 PVC
2 PVC 3 XLPE
2 XLPE
E
3 PVC
2 PVC 3 XLPE
2 XLPE
F
3 PVC
2 PVC 3 XLPE
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Przekrój (mm2)
Miedź
14.5
15.5
17
18.5
19.5
22
23
24
26
1.5
13
13.5
17.5
18
19.5
21
23
25
27
30
31
33
36
2.5
4
23
24
26
28
31
34
36
40
42
45
49
6
29
31
34
36
40
43
46
51
54
58
63
10
39
42
46
50
54
60
63
70
75
80
86
16
52
56
61
68
73
80
85
94
100
107
115
68
73
80
89
95
101
110
119
127
135
149
25
35
-
-
-
110
117
126
137
147
158
169
185
50
-
-
-
134
141
153
167
179
192
207
225
70
-
-
-
171
179
196
213
229
246
268
289
95
-
-
-
207
216
238
258
278
298
328
352
-
-
-
239
249
276
299
322
346
382
410
120
150
-
-
-
-
285
318
344
371
395
441
473
185
-
-
-
-
324
362
392
424
450
506
542
240
-
-
-
-
380
424
461
500
538
599
641
Aluminium
13.5
14
15
16.5
18.5
19.5
21
23
24
26
28
2.5
4
17.5
18.5
20
22
25
26
28
31
32
35
38
6
23
24
26
28
32
33
36
39
42
45
49
10
31
32
36
39
44
46
49
54
58
62
67
16
41
43
48
53
58
61
66
73
77
84
91
53
57
63
70
73
78
83
90
97
101
108
25
35
-
-
-
86
90
96
103
112
120
126
135
50
-
-
-
104
110
117
125
136
146
154
164
70
-
-
-
133
140
150
160
174
187
198
211
95
-
-
-
161
170
183
195
211
227
241
257
-
-
-
186
197
212
226
245
263
280
300
120
150
-
-
-
-
226
245
261
283
304
324
346
185
-
-
-
-
256
280
298
323
347
371
397
240
-
-
-
-
300
330
352
382
409
439
470

2 XLPE
13

G15

161
200
242
310
377
437
504
575
679
121
150
184
237
289
337
389
447
530

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Tab. G21a: Obciążalnosć prądowa długotrwała, w amperach (tablica B.52-1 IEC 60364-5-52)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

G - Dobór i ochrona przewodów

Współczynniki zmniejszające dla wiązek przewodów lub przewodów wielożyłowych
zostały przedstawione w Tabeli G21b:

G16

Rozmieszczenie
Liczba przewodów lub przewodów wielożyłowych

1
2
3
4
6
9
12 16 20
Wbudowane lub obudowane
1.00 0.80 0.70 0.70 0.55 0.50 0.45 0.40 0.40
W pojedynczej warstwie
1.00 0.85 0.80 0.75 0.70 0.70 -
-
na ścianie, podłodze lub
w nieperforowanych korytkach
instalacyjnych
W pojedyńczej warstwie
0.95 0.80 0.70 0.70 0.65 0.60 -
-
zamocowanej bezpośrednio
pod sufitem
1.00 0.90 0.80 0.75 0.75 0.70 -
-
Pojedyncza warstwa na
perforowanych korytkach
poziomych lub pionowych
1.00 0.85 0.80 0.80 0.80 0.80 -
-
Pojedyncza warstwa na
drabince kablowej lub zaciskach
itp.
Tab. G21b: Współczynniki zmniejszające dla wiązek różnych obwodów lub przewodów
wielożyłowych (tablica B.52-3 IEC 60364-5-52)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b Kable ułożone w ziemi:
Sposób
instalacji
D
















D
















Przekrój
Liczba obciążonych żył i rodzaj izolacji
mm2
Dwie PVC
Trzy PVC
Dwie XLPE Trzy XLPE
Miedź
1.5
22
18
26
22
2.5
29
24
34
29
4
38
31
44
37
6
47
39
56
46
10
63
52
73
61
16
81
67
95
79
25
104
86
121
101
35
125
103
146
122
50
148
122
173
144
70
183
151
213
178
95
216
179
252
211
120
246
203
287
240
150
278
230
324
271
185
312
258
363
304
240
361
297
419
351
300
408
336
474
396
Aluminium
2.5
22
18.5
26
22
4
29
24
34
29
6
36
30
42
36
10
48
40
56
47
16
62
52
73
61
25
80
66
93
78
35
96
80
112
94
50
113
94
132
112
70
140
117
163
138
95
166
138
193
164
120
189
157
220
186
150
213
178
249
210
185
240
200
279
236
240
277
230
322
272
300
313
260
364
308

Tab. G22: Obciążalności prądowe długotrwałe, w amperach (tablica B.52-1 IEC 60364-5-52)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Praktyczna metoda określenia
najmniejszego dopuszczalnego
przekroju przewodów
2.3 System szynoprzewodów
Wybór systemu szynoprzewodów przy użyciu danych dostarczonych przez
producenta jest bardzo prosty. Sposoby montażu, materiały izolacyjne, współczynniki
poprawkowe dla wiązek nie są odpowiednimi parametrami dla tej technologii.
Przekrój poprzeczny dla każdego modelu jest zdeterminowany przez producenta na
podstawie:
b Prądu znamionowego
b Temperatury otoczenia powietrza, t = 35 °C
b 3 obciążonych przewodów

Prąd znamionowy
Prąd znamionowy może być obliczony poprzez uwzględnienie:
b Układu
b Prądu pobieranego przez różne obciążenia znajdujące się wzdłuż
szynoprzewodu

Temperatura otoczenia
Współczynnik poprawkowy musi być zastosowany dla temperatur otoczenia
większych niż 35°C. Współczynniki poprawkowe mające zastosowanie do średniej
i dużej mocy (do 4000A) zostały przedstawione w Tabeli G23a.

°C
Współczynnik
poprawkowy

35
1

40
0.97

45
0.93

50
0.90

G17

55
0.86

Rys. G23a: Współczynnik korekty dla temperatury wyższej niż 35 °C

Prąd w przewodzie neutralnym
Kiedy trzecia harmoniczna jest obecna, w przewodzie neutralnym może pojawić się
prąd o dużej wartości i odpowiadające mu straty mocy muszą zostać rozważone.
Tabela G32b przedstawia maksymalne obciążalności prądowe przewodu
neutralnego i fazowego szynoprzewodów o dużych mocach w funkcji poziomu
trzeciej harmonicznej.

Przewód neutralny
Neutral conductor

1.2
1
0.8
0.6

Phase conductor
Przewód fazowy
0.4
0.2
0
0

10

20

30
40
50
60
70
poziom trzeciej harmonicznej (%)
3rd harmonic current level (%)

80

90

Tab. G23b: Maksymalne obciążalności prądowe szynoprzewodów w funkcji poziomu trzeciej
harmonicznej.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Maksymalna obciążalność prądowa(p.u)
Maximum admissible current (p.u.)

1.4

G - Dobór i ochrona przewodów

2 Praktyczna metoda określenia
najmniejszego dopuszczalnego
przekroju przewodów
Układ systemu szynoprzewodów zależy od usytuowania odbiorów, lokalizacji kasety
zasilającej i możliwosci montażu systemu.
Jeden odcinek rozdzielczy zasila obszar od 4 do 6 metrów
v Aparaty zabezpieczające dla odbiorników znajdują się w kasetach odpływowych
podłączonych bezpośrednio do gniazd odpływowych
v Jedną magistralą można zasilić odbiorniki o różnych mocach
Gdy trasa szynoprzewodów jest ustalona, można obliczyć prąd odbiorów In linii
dystrybucyjnej.

In jest równy sumie prądów pobranych przez In odbiorników prądu: In = Σ IB.
Nie wszystkie odbiory prądu pracują w tym samym czasie i nie są stale pod pełnym
obciążeniem, tak więc musimy wykorzystać współczynnik jednoczesności
kS : In = Σ (IB . kS).

Zastosowanie

Liczba odbiorów

Oświetlenie, ogrzewanie
Dystrybucja
(warsztat techniczny)

G18

Współczynnik ks
1

2...3
4...5
6...9
10...40
40 i więcej

0.9
0.8
0.7
0.6
0.5

Uwaga : W sieciach przemysłowych należy wziąć pod uwagę przyszły rozwój obiektu, wzrost
liczby maszyn. Zaleca się stosowanie 20% rezerwy:
In ≤ IB x ks x 1.2.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Tab. G24: Współczynnik jednoczesności w zależności od liczby odbiorów.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Określenie spadku napięcia

Impedancja przewodów zasilających jest niska, ale nie pomijalna: podczas
przenoszenia prądu obciążenia pomiędzy początkiem układu a odbiornikami
następuje spadek napięcia. Prawidłowe działanie odbiornika (silnik, oświetlenie,
etc.) zależy od utrzymywania wartości napięcia pomiędzy zaciskami zbliżonej do
jego nominalnej wartości. Konieczne jest zatem, aby projektować przewody tak
aby przy pełnym obciążeniu, napięcie na zaciskach odbiornika utrzymywało się w
granicach koniecznych do prawidłowej pracy.
Ta część opracowania dotyczy metod wyznaczania spadków napięcia, w celu
sprawdzenia czy:
b Są one zgodne z określonymi normami i obowiązującymi przepisami
b Są tolerowane przez obciążenie
b Spełniają kluczowe wymagania operacyjne

3.1 Maksymalna wartość spadku napięcia
Maksymalne dopuszczalne wartości spadku napięcia różnią sie w zależności od
kraju. Typowe wartości dla instalacji NN podano poniżej w Tabeli G25.
Te granice dopuszczalnego spadku napięcia odnoszą się do normalnych warunków
Rodzaj instalacji

Połączenie
z publiczną siecią energetyczną NN
Podstacja konsumencka SN/NN zasilana
z publicznego systemu dystrybucji SN

Obwody
Inne zastosowania
oświetleniowe (Ogrzewanie i zasilanie)
3%
5%
6%

G19

8%

Tab. G25: Maksymalna wartośc spadku napięcia między punktem przyłączenia instalacji do sieci
a odbiornikiem.

MV consumer
Odbiorca SN

LV consumer
Odbiorca NN
8% (1)
5% (1)

Load
Obciążenie

(1) Pomiędzy punktem zasilania NN
(1) Between the LV supply point and the load
a odbiorem

Rys. G26: Maksymalna wartość spadku napięcia.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

pracy w stanie ustalonym i nie mają zastosowania podczas rozruchu silnika, jednoczesnego przełączania kilku obciążeń, etc. o którch mowa w rozdziale A, podpunkcie 4.3
(współczynnik jednoczesności, etc). Kiedy spadek napięcia przekroczy wartość z Tabeli
G25, muszą zostać dobrane kable o większych przekrojach w celu poprawy warunków
pracy.
Wartość 8%, choć dozwolona, może doprowadzić do problemów z pracą silników;
na przykład:
b Na ogół, do poprawnej pracy silnika wymaga się napięcia nie przekraczającego ±
5% jego nominalnej wartości podczas pracy w warunkach stanu ustalonego
b Prąd rozruchu silnika może być od 5 do 7 razy większy od wartości prądu
podczas pracy przy pełnym obciążeniu. Jeśli podczas pracy przy pełnym
obciążeniu nastąpi 8% spadek napięcia, wtedy nastąpi 40% lub większy spadek
podczas rozruchu silnika. W takich warunkach silnik:
v Utknie (tj. pozostanie nieruchomy z powodu niewystarczającego momentu aby
przezwyciężyć moment obciążenia), w wyniku czego przegrzeje się i w końcu
wyłączy
v Rozruch będzie na tyle długotrwały, że przekroczy dopuszczalny czas
b Ostatecznie 8% spadek napięcia oznacza ciągłe straty mocy, które dla stałych
obciążeń będą znaczną stratą (mierzonej) energii. Z tych względów zaleca się aby
maksymalna wartość 8% podczas normalnych warunkow pracy nie była osiągana w
obwodach, które są wrażliwe na spadki napięcia (zobacz Tab. G26).

G - Dobór i ochrona przewodów
G - The protection of circuits

3.2 Calculation of voltage drop in steady load
3.2 Obliczanie spadku napięcia przy stałym
obciążeniu
conditions
Wykorzystanie wzorów
Use of formulae

Tabela G27 poniżej podaje wzory powszechnie wykorzystywane do wyliczenia
Figure G28 below gives formulae commonly used tona kilometr długości. in a
spadku napięcia w danym obwodzie w przeliczeniu calculate voltage drop
given circuit per kilometre of length.
Jeżeli:
If:
b IB: Maksymalny prąd obciążeniowy w amperach
c IB: The full load current in amps
b L: Długość kabla w kilometrach
c L: Length of the cable in kilometres
b R: Rezystancja materiału przewodzącego w Ω/km
c R: Resistance of the cable conductor in Ω/km
22.5 Ω mm2 / km
R = 22.5 Ω mm2 / km dla copper
for miedzi
S mm2
R = S c.s.a. in mm2 for copper
2
S c.s.a. in mm
36 Ω mm2 / km
R = 36 Ω mm2 2 km dla aluminium
for aluminium
/
S mm
R = S c.s.a. in mm2 for aluminium
S c.s.a. in mm2
2
Uwaga: R jest pomijalne dla c.s.a. of 500 mm2
Note: R is negligible above a przekrojów przewodnika powyżej 500 mm
b X: reaktancja indukcyjna przewodu Ω/km
c X: inductive reactance of a conductorprzewodników o przekroju mniejszym niż 50
Uwaga: X jest pomijalny w przypadku in Ω/km
2
Note: Wobec braku innych informacji, c.s.a. less than X równe. 0,08 Ωabsence of any
mm2. X is negligible for conductors of należy przyjąć 50 mm In the /km.
other information, take X as being equal to 0.08 Ω/km.
b ϕ: kąt fazowy między napięciem a prądem w danym obwodzie, ogólnie:
c ϕ: phase angle between voltage and current in the circuit considered, generally:
v Oświetlenie żarowe: cos ϕ = 1
v Incandescent lighting: cos ϕ = 1
v Moc silnika:
v Przy rozruchu: ϕ = 0.35
- Motor power:
- At start-up: cos ϕ = 0.35 cos ϕ = 0.8
- Podczas normalnej pracy:
- In normal service: cos ϕ = 0.8
b Un: napięcie międzyfazowe
c Un: phase-to-phase voltage
b Vn: napięcie fazowe
c Vn: phase-to-neutral voltage
Dla prefabrykowanych okablowanych kanałów i szynoprzewodów, rezystancja i

((

((

G24

G20

))

))

For prefabricated pre-wired ducts and bustrunking, producenta.
indykcyjna wartość reaktancji podawane są przez resistance and inductive
reactance values are given by the manufacturer.

Obwód
Circuit

Jednofazowy: faza/faza

Spadek napięcia (ΔU)
Voltage drop (∆U)
w woltach
in volts

w%
in %

Single 2 I B(R cos ϕ + X sin ϕ ) L
∆U = phase: phase/phase
Jednofazowy: faza/neutralny
Single phase: phase/neutral
∆U = 2 I B(R cos ϕ + X sin ϕ) L

100 ∆U
∆U = 2 I B(R cos ϕ X sin ϕ) L
+

100 ∆U
Un

∆U = 2100R cos ϕ + X sin ϕ) L
I B( ∆U

100 ∆U
Vn

Un



Vn

Symetrycznie 3-fazowy: 3 fazy ∆U = 3 I B(R cos ϕ + X sin ϕ ) L
Balanced 3-phase: 3 phases
(with or without neutral)
(z neutralnym lub bez)

100 ∆U
Un

Tab. G27: Równania na obliczenie spadku napięcia
Fig. G28 : Voltage-drop formulae

Uproszczona tabela
Simplified table

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Obliczeń można be avoided by using Figure podaną na następnej stronie, co
Calculations mayuniknąć stosując tabelę G28 G29 opposite page, which gives, with
w odpowiednim przybliżeniu, pokazuje spadek voltage pomiędzy fazami na km/A,
an adequate approximation, the phase-to-phasenapięcia drop per km of cable per
w zakresie:
ampere, in terms of:
b Rodzaj circuit use: motor circuits with cos ϕ close to 0.8, or lighting with a cos
c Kinds ofobwodu: obwody z odbiorami silnikowymi cos ϕ o 0.8, lub oświetlenie ϕ
cos ϕ o 1
close to 1.
b Rodzaj cable; single-phase or 3-phase
c Type of przewodu; jednofazowy lub 3-fazowy
Spadek napięcia w kablu jest równy:
Voltage L
K x IB x drop in a cable is then given by:
K x IB podane w tabeli,
K jest x L
KBis given by theprąd obciążeniowy w amperach,
I maksymalny table,
IBto długość kabla w km. amps,
L is the full-load current in
L is the length of cable in km.
Kolumna „Moc silnika” cos ϕ = 0.35” w Tabeli G28 może być pomocna w obliczaniu
The column motor power “cos ϕ = 0.35” of Figure przyklad nr. 1used to compute the
spadku napięcia podczas rozruchu silnika (patrz G29 may be podany za Tab.
voltage drop occurring during the start-up period of a motor (see example no. 1 after
G28).
the Figure G29).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015
Schneider Electric - Electrical installation guide 2005

ChapG3.p65

24

19/12/05, 15:18

3 Określenie spadku napięcia

Przekrój w mm2 Obwód jednofazowy

Moc silnika
Oświetlenie

Normalna praca Rozruch
Cu
Al
1.5
2.5
4
6
10
10
16
16
25
25
35
35
50
50
70
70
120
95
150
120
185
150
240
185
300
240
400
300
500

cos ϕ = 0.8
24
14.4
9.1
6.1
3.7
2.36
1.5
1.15
0.86
0.64
0.48
0.39
0.33
0.29
0.24
0.21

cos ϕ = 0.35
10.6
6.4
4.1
2.9
1.7
1.15
0.75
0.6
0.47
0.37
0.30
0.26
0.24
0.22
0.2
0.19

cos ϕ = 1
30
18
11.2
7.5
4.5
2.8
1.8
1.29
0.95
0.64
0.47
0.37
0.30
0.24
0.19
0.15

Obwód symetrycznie 3-fazowy
Moc silnika
Normalna praca Rozruch

Oświetlenie

cos ϕ = 0.8
20
12
8
5.3
3.2
2.05
1.3
1
0.75
0.56
0.42
0.34
0.29
0.25
0.21
0.18

cos ϕ = 1
25
15
9.5
6.2
3.6
2.4
1.5
1.1
0.77
0.55
0.4
0.31
0.27
0.2
0.16
0.13

cos ϕ = 0.35
9.4
5.7
3.6
2.5
1.5
1
0.65
0.52
0.41
0.32
0.26
0.23
0.21
0.19
0.17
0.16

G21

Rys. G28: Spadek napięcia międzyfazowego ΔU w obwodzie, w woltach na amper na km

Przykłady
Przykład 1 (patrz Rys. G29)
3-fazowy miedziany kabel o przekroju poprzecznym 35 mm2 i długości 50 m zasila
silnik o napięciu 400 V, który pobiera :
b 100 A przy cos = 0,8 przy normalnym stałym obciążeniu
b 500 A (5 In) przy cos = 0,35 podczas rozruchu
Spadek napięcia na wejściu do obwodu podczas normalnych warunków (np. w
rozdzielnicy o prądzie nominalnym 1000A, patrz Rysunek G29) wynosi 10 V faza/
faza
Jaki jest spadek napięcia na zaciskach silnika:
b Podczas normalnej pracy?
b Podczas rozruchu?
Rozwiązanie:
b Spadek napięcia w warunkach normalnej pracy:
∆U
∆U% = 100

1000 A
1,000 A

Un

Tabela G28 pokazuje 1 V/A/km, więc:
ΔU dla kabla = 1 x 100 x 0,05 = 5 V
ΔU całkowity = 10 + 5 = 15 V

400 V

15
x 100 = 3.75%
400

50 m / 35 mm2 Cu
IB = 100 A
(500 A du ring start-up)
(500 A podczas
rozruchu)

Z uwagi na dodatkowy prąd pobrany przez silnik podczas uruchamiania, spadek
napięcia przy tablicy rozdzielczej przekroczy 10 woltów.
Zakładając, że dodatkowy prąd na wejściu do tablicy rozdzielczej podczas
uruchomienia silnika wynosi 900 + 500 = 1.400 A, wówczas spadek napięcia przy
tablicy rozdzielczej wzrośnie mniej więcej proporcjonalnie, tzn.
10 x 1,400
= 14 V
1,000

ΔU tablicy rozdzielczej = 14 V
ΔU dla kabla silnika = 13 V
ΔU całkowity = 13 + 14 = 27 V
27
x 100 = 6.75%
400
Rys. G29: Przykład 1

To wartość, która jest zadowalająca podczas rozruchu silnika.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Ta wartość jest mniejsza niż wymagana (8%) i jest zadowalająca.
b Spadek napięcia podczas rozruchu silnika:
ΔU kabla = 0,52 x 500 x 0,05 = 13 V

G - Dobór i ochrona przewodów
G - The protection of circuits

3 3 Określenie spadku napięcia
Determination of voltage drop

Przykład 2 (patrz Rys. G30)
Example 2 (see Fig. G31 )
Przez 3-fazowy obwód 4 -żyłowy miedziany o przekroju poprzecznym 70 mm2
A 3-phase 4-wire copper line of 70 mm2 c.s.a. and a length of 50 m passes a current
i długości 50 m przepływa prąd 150A. Przewód zasila trzy inne obwody. Trzy
of 150 A. The line supplies, among other loads, 3 single-phase lighting circuits, each
jednofazowe obwody oświetleniowe, każdy o przekroju 2,5 mm2, długości 20
of 2.5 mm2 c.s.a. copper 20 m long, and each passing 20 A.
m i prądzie obciążeniowym 20 A. Zakłada się, że prądy w obwodzie 70 mm2 są
It is assumed that the currents in the 70 mm2 line are balanced and that the three
symetryczne a wszystkie trzy obwody oświetleniowe są z nim połączone w tym
lighting circuits are all connected to it at the same point.
samym punkcie.
What is the voltage drop at the na końcu obwodów oświetleniowych?
Jaki jest spadek napięcia end of the lighting circuits?
Solution:
Rozwiązanie:
c Voltage drop napięcia w obwodzie 4-żyłowym:
b Spadek in the 4-wire line:

∆U
∆U% = 100 100 ∆U
∆U% =

Un Un
Figure G29 shows pokazuje 0,55 V/A/km
Rysunek G28 0.55 V/A/km
∆U line = 0.55 0,55 xx 0.05 0,05 = 4. 125 V faza do fazy
ΔU linii = x 150 150 x = 4.125 V phase-to-phase

to daje:
which gives:

G26

4 . 125
faza - to neutral.
= 2.38 V phase neutralny.
3

c Voltage drop napięcia w of the lightingoświetleniowych obwodów jednofazowych:
b Spadek in any one dowolnym z single-phase circuits:

∆U forU dla pojedynczego obwodu20 x 0.02 =x7.2 V = 7,2 V
Δ a single-phase circuit = 18 x = 18 x 20 0,02
The Całkowity spadekis therefore
total voltage drop napięcia wynosi więc
7.2 + 2.38 = 9.6= 9.6 V
7.2 + 2.38 V

G22

9.6
9.6 V V x 100 = 4.2%
x
230 100 = 4.2%
230 V V
This Wartość satisfactory, being lessjest mniejsza niż maksymalny dozwolony of 6%.
value is ta jest zadowalająca, than the maximum permitted voltage drop spadek
napięcia 6%.

50 m / 70 mm2 Cu
IB = 150 A
50 m / 70 mm2 Cu
IB = 150 A

20 m / 2.5 mm2 Cu
IB = 20 A
20 m / 2.5 mm2 Cu
IB = 20 A

Fig. G31 : Example 2

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. G30: Przykład 2

Schneider Electric - Electrical installation guide 2005
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015
ChapG3.p65

26

19/12/05, 15:18

4 Prąd zwarciowy

Znajomość wartości 3-fazowych symetrycznych prądów zwarciowych (Isc) w
newralgicznych punktach instalacji jest niezbędna w celu ustalenia zdolności
zwarciowej rozdzielnicy, wytrzymałości termicznej przewodów oraz doboru
aparatury zabezpieczeniowej (ustawienie wyzwolenia) itp.
W przedstawionych przypadkach będzie rozpatrywane 3-fazowe zwarcie zasilane
przez typowy transformator sieci rozdzielczej SN/NN. Z wyjątkiem bardzo
nietypowych sytuacji tego typu zakłócenie jest najbardziej dotkliwe i na pewno
najprostsze w obliczeniu.
Prądy zwarciowe występujące w sieci zasilanej z generatora, a także w sieciach
prądu stałego zostały omówione w rozdziale N.
Uproszczone obliczenia i praktyczne zasady, dają wystarczające wyniki, które
z wystarczającą dokładnością, w większości przypadków, nadają się do celów
projektowych instalacji.

Znajomość poziomów 3-fazowych
symetrycznych prądów zwarciowych (Isc) w
różnych punktach w instalacji jest kluczową
sprawą w jej projektowaniu

4.1 Prąd zwarciowy na zaciskach wtórnych
transformatora rozdzielczego SN/NN
Przypadek jednego transformatora
b W uproszczonym podejściu, impedancja systemu SN jest przyjęta na poziomie:

I sc =

I n x 100
Usc

gdzie I n =
where

P x 103
i:
and :
U20 3

G23

P = moc w kVA transformatora
U20 = międzyfazowe napięcie strony wtórnej transformatora
In = prąd znamionowy w amperach
Isc = prąd zwarciowy w amperach
Usc = napięcie zwarcia transformatora w %.
Typowe wartości Usc dla transformatorów zostały podane w Tabeli G31.

Moc transformatora
Usc w %
(kVA)
Olejowy

50 do 750
4
800 do 3,200
6

Żywiczny
suchy
6
6

Tab. G31: Typowe wartości Usc dla różnych mocy transformatorów z uzwojeniami SN ≤ 20 kV

b Przykład
transformator 400 kVA, 420 V w stanie jałowym Usc = 4%

In =

400 x 103
= 550 A
420 x 3

I sc =

550 x 100
= 13.7 kA
4

Isc1

Isc2

Isc3
Isc1 + Isc2 + Isc3

Rys. G32: Przypadek kilku transformatorów podłączonych
równolegle

Wartość prądu zwarcia w obwodzie odpływowym (patrz Rys. G32) może być
określona jako suma prądów Isc z każdego transformatora obliczonego oddzielnie.
Zakłada się, że wszystkie transformatory są zasilane z tej samej sieci SN, w tym
przypadku wartości z Tabeli G31, dodane razem dadzą wyższą wartość poziomu
zwarcia, niż faktycznie wystąpi.
Inne czynniki, które nie zostały wzięte pod uwagę to impedancja szyn i wyłączników.
Uzyskana wartość prądu zwarcia jest jednak wystarczająco dokładna do
podstawowych celów projektowych. Wybór wyłączników i uwzględnionych
aparatów zabezpieczających przed prądami zwarcia został dokładnie opisany w
rozdziale H, podrozdziale 4.4.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Przypadek kilku transformatorów podłączonych równolegle,
zasilających wspólną szynę

G - Dobór i ochrona przewodów

4.2 3-fazowy prąd zwarciowy (Isc) w dowolnym
punkcie w obrębie instalacji NN
W instalacji 3-fazowej Isc w dowolnym jej punkcie jest obliczny ze wzoru:

I sc =

U20
3 ZT

gdzie

U20 = napięcie międzyfazowe obwodu otwartego strony wtórnej transformatora(ów).
ZT = całkowita impedancja na fazę instalacji powyżej miejsca zwarcia (w Ω)

Sposób obliczania ZT
Każdy element instalacji (sieci SN, transformator, kabel, wyłącznik, szyna itp.)
charakteryzuje się impedancją Z, zawierającą element rezystancji (R) i reaktancję
indukcyjną (X). Można zauważyć, że reaktancje pojemnościowe nie są brane pod
uwagę w obliczeniach prądów zwarcia.
Parametry, R, X i Z są wyrażone w omach, a sposób ich wyliczania związany jest z
metodą trójkąta prostokątnego, jak pokazano na schemacie impedancji na Rysunku
G33.
Metoda polega na podzieleniu sieci na dogodne odcinki i obliczeniu wartości R i X
dla każdego z nich.

Z
X

G24

W przypadku, gdy odcinki są połączone szeregowo w sieci, wszystkie te elementy
oporowe w części dodaje się arytmetycznie; podobnie dla reaktancji tak aby
otrzymać RT and XT. Impedancję (ZT) dla rozpatrywanych połączonych odcinków
oblicza się zatem ze wzoru:
R

Z T = RT 2 + X T 2

Rys. G33: Diagram impedancji.

Każde dwie sekcje sieci, które są połączone równolegle, można, jeśli zasadniczo
obie mają elementy rezystancyjne (lub indukcyjne) połączone z wytworzeniem
jednej równoważnej rezystancji (lub reaktancji) obliczyć w następujący sposób:
Niech R1 i R2 bedą dwoma rezystancjami połączonymi równolegle, wtedy
rezystancja równoważna R3 będzie wyrażona przez:
R3 =

R1 x R2
R1 + R2

lub w przypadku reaktancji X 3 = X1 x X2

X1 + X2

Należy zauważyć, że obliczenia dotyczą X3 tylko w rozdzielonych obwodach bez
indukcyjności wspólnej. Jeśli obwody równoległe są blisko siebie wartości X3 będą
wyraźnie wyższe.

Ustalenie impedancji składowych
b Sieć zasilana z transformatora SN/NN (zobacz Tab. G34)
3-fazowy poziom zwarcia PSC, w kA lub w MVA(1) jest podany przez zakład
energetyczny, z którego równoważna impedancja może byc wyliczona.

Psc
250 MVA
500 MVA

Uo (V)
420
420

Ra (mΩ)
0.07
0.035

Xa (mΩ)
0.7
0.351

Tab. G34: Impedancja sieci SN w odniesieniu do strony niskiego napięcia transformatora SN/NN.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Wzór dokonujący tego odliczenia i jednocześnie przekształcający impedancję na
równoważną wartość przy NN jest następujący:
U 2
Zs = 0
Psc
gdzie:
Zs = impedancja sieci napięcia SN, wyrażona w miliomach
Uo = międzyfazowe napięcie po stronie NN w stanie jałowym, wyrażone w woltach
Psc = 3-fazowy poziom mocy zwarciowej po stronie SN, wyrażony w kVA
Górna rezystancja Ra (SN) jest generalnie uznana za nieistotną w porównaniu z
odpowiadającej jej Xa, ta ostatnia jest traktowana jako rezystancyjna wartość dla
Za. Jeśli bardziej dokładne obliczenia są potrzebne, Xa może byc wzięte jako równe
0.995 Za i Ra równe 0.1 Xa.
Rysunek G36 podaje wartości Ra i Xa odpowiadające najczęstrzym poziomom
zwarcia w użytkowych scieciach zasilających SN (2) , głównie, 250 MVA i 500 MVA
(1) MVA zwarcia: 3 EL Isc, gdzie:
b EL = międzyfazowe znamionowe napięcie systemu w kV
(r.m.s.)
b Isc = 3-fazowy prąd zwarciowy wyrażony w kA (r.m.s.)
(2) do 36 kV
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Prąd zwarciowy

b Transformator (patrz Tab. G35)
Impedancja Ztr transformatora, patrząc od zacisków NN, jest podana według wzoru:
U 2 Usc
Ztr = 20 x
Pn 100
gdzie:
U20 = napięcie wtórne międzyfazowe wyrażone w woltach
Pn = Pn = Znamionowa moc (w kVA)
Usc = napięcie zwarcia transformatora w %
Rezystancja uzwojeń transformatora Rtr może zostać obliczona z całkowitych strat
w następujący sposób:
Pcu = 3 I n2 x Rtr ,so that Rtr =
więc

Pcu x 103
w miliomach
3 I n2

gdzie
Pcu = całkowite straty w watach
In = nominalny prąd pełnego obciążenia w amperach
Rtr = rezystancja jednej fazy transformatora w miliomach(uzwojenie NN i
odpowiadające mu uzwojenie SN dla jednej fazy NN zostały wliczone w tą
rezystancję).
Xtr = Ztr 2 − Rtr 2

W przybliżeniu Rtr może zostać pominięta gdyż X ≈ Z w standardowych typach
transformatorów.

Znamionowa Olejowy
moc
(kVA)
100
160
200
250
315
400
500
630
800
1,000
1,250
1,600
2,000

G25

Suchy-żywiczny

Usc (%)

Rtr (mΩ)

Xtr (mΩ)

Ztr (mΩ)

Usc (%)

Rtr (mΩ)

Xtr (mΩ)

Ztr (mΩ)

4
4
4
4
4
4
4
4
6
6
6
6
6

37.9
16.2
11.9
9.2
6.2
5.1
3.8
2.9
2.9
2.3
1.8
1.4
1.1

59.5
41.0
33.2
26.7
21.5
16.9
13.6
10.8
12.9
10.3
8.3
6.5
5.2

70.6
44.1
35.3
28.2
22.4
17.6
14.1
11.2
13.2
10.6
8.5
6.6
5.3

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

37.0
18.6
14.1
10.7
8.0
6.1
4.6
3.5
2.6
1.9
1.5
1.1
0.9

99.1
63.5
51.0
41.0
32.6
25.8
20.7
16.4
13.0
10.4
8.3
6.5
5.2

105.8
66.2
52.9
42.3
33.6
26.5
21.2
16.8
13.2
10.6
8.5
6.6
5.3

Tab. G35: Wartości rezystancji, reaktancji i impedanji dla standardowego 400 V transformatora średniego napięcia ≤ 20 kV

b Wyłączniki
W obwodach NN, impedancja wyłączników poprzedzających miejsce zwarcia musi
zostać wzięta pod uwagę. Wartość reaktancji umownie jest przyjęta za 0.15 mΩ na
wyłącznik a rezystancja zostaje pominięta.

b Przewody
L
Rezystancję przewodu oblicza sie ze wzoru: Rc = ρ
S
gdzie
ρ = współczynnik rezystywności materiału przewodzącego w normalnych
warunkach pracy:
v 22.5 mΩ.mm2/m dla miedzi
v 36 mΩ.mm2/m dla aluminium
L = długość przewodu w m
S = przekrój poprzeczny przewodu w mm2

(1) W przypadku systemów 50 Hz, ale 0,18 m Ω/m długości
przy 60 Hz
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b Szyny
Rezystancja szyny jest nieistotna dzięki czemu impedancja ma w praktyce charakter
bierny i wynosi około 0.15 mΩ/metr(1) długości dla szyn NN (podwojenie odstępów
między szynami zwiększa reaktancję tylko o około 10%).

G - Dobór i ochrona przewodów

Wartości reaktancji kabla można uzyskać od producentów. Dla przekroju
mniejszego niż 50 mm2 wartość reaktancji może być pominięta. W przypadku
braku innych informacji, wartość 0.08 mΩ/metr może być zastosowana (dla sieci 50
Hz) lub 0.096 mΩ/metr (dla sieci 60 Hz). Dla prefabrykowanych szynoprzewodów
producent powinien dostarczyć potrzebne dane.
b Silniki
W chwili zwarcia, uruchomiony silnik będzie działać (na krótki okres), jako
generator, i zasilać punkt zwarcia.
Generalnie jego wkład w zasilanie zwarcia może być ignorowany. Jednakże, jeżeli
całkowita moc silników działających równocześnie jest większa niż 25% całkowitej
mocy transformatorów, wpływ silników musi być brany pod uwagę. Ich całkowity
udział może być określony na podstawie wzoru:
Iscm = 3.5 In z każdego silnika np. 3.5mIn dla m podobych silników. Brane pod
uwagę są silniki 3-fazowe; wpływ silników 1-fazowych jest nieznaczny.
b Rezystancja łuku zwarcia
Zakłócenia zwarciowe powstają z łuków o charakterze rezystancyjnym. Rezystancja
nie jest stabilna a jej średnia wartość jest niska, ale dla niskich napięć ta
rezystancja jest wystarczająca do zmniejszenia prądu zwarcia do pewnego stopnia.
Doświadczenia wykazały, że można się spodziewać redukcji rzędu 20%. To zjawisko
skuteczenie zmniejsza zdolność wyłączeniową wyłącznika ale nie zmniejsza jego
zdolności zwarciowej.

G26

b Tabela podsumowująca (patrz Rys. G36)

Elementy układu zasilającego





R (mΩ)


Szyny


Pomijalne dla S & gt; 200 mm 2 według wzoru:
L
S
L
R=ρ
S
R=ρ

Przewody obwodu(2)


Silniki
M


Prąd zwarcia

w kA

Xa = 0.995 Za; Za =

U202
Psc

Ztr 2 − Rtr 2

U 2 Usc
Rtr jest często pomijalny w porównaniu do Xtr with Ztr = 20 x
Pn 100
w przypadku transformatorów & gt; 100 kVA
Pomijalne
XD = 0.15 mΩ/pole




Wyłącznik



X (mΩ)

Sieć zasilania Ra
= 0.1
Rysunek G34 Xa
Transformator
Pcu x 103
Rtr =
Rysunek G35
3 I n2

(1)

XB = 0.15 mΩ/m
Kabli: Xc = 0.08 mΩ/m

(1)

Patrz Podrozdział 4.2 Silniki
(często pomijalne dla NN)

U20

I sc =
3

RT 2 + XT 2

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

U20: Napięcie międzyfazowe strony wtórnej transformatora SN/NN w stanie jałowym (w wlotach). .
Psc: 3-fazowa moc zwarciowa na uzwojeniach SN transformatora SN/NN (w kVA).
Pcu: 3-fazowe straty obciążeniowe transformatora SN/NN (w watach).
Pn: Moc transformatora SN/NN (w kVA).
Usc: Napięcie zwarcia transformatora SN/NN (w %).
RT : Całkowita rezystancja. XT: Całkowita reaktancja
(1) ρ = rezystywność przewodów w normalnych warunkach pracy
b ρ = 22.5 mΩ x mm2/m dla miedzi
b ρ = 36 mΩ x mm2/m dla aluminium
(2) Jeśli istnieje kilka przewodów w połączeniu równoległym na fazie, należy podzielić rezystancje przewodu przez liczbę
przewodów. Reaktancja pozostaje bez zmian.
Rys. G36: Tabela podsumowania impedancji dla różnych elementów systemu zasilającego

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Prąd zwarciowy

b Przykład obliczeń zwarcia (patrz Rys. G37)

R (mΩ)

Instalacja NN






















X (mΩ)

Sieć SN
0.035
Psc = 500 MVA
Transformator
2.24
20 kV/420 V
Pn = 1000 kVA
Usc = 5%
Pcu = 13.3 x 103 watów
Kable jednożyłowe
22.5 5
5 m miedziane Rc =
x
= 0.12
4
240
4 x 240 mm2/faza
Główny
RD = 0
wyłącznik
Szyny
RB = 0
10 m
Kabel trójżyłowy
100 m Rc = 22.5 x 100 = 23.68
95
95 mm2 miedziany
Kabel trójżyłowy
20 m Rc = 22.5 x 20 = 45
10
10 mm2 miedziany
obwody końcowe

420

RT (mΩ)

XT (mΩ)

I sc =

2.41

8.85

Isc1 = 26 kA

XB = 1.5

2.41

10.5

Isc2 = 22 kA

Xc = 100 x 0.08 = 8

26.1

18.5

Isc3 = 7.4 kA

Xc = 20 x 0.08 = 1.6

71.1

20.1

Isc4 = 3.2 kA

3 RT 2 + XT 2

0.351
8.10

Xc = 0.08 x 5 = 0.40
XD = 0.15

G27

Rys. G37: Przykład obliczeń prądów zwarcia dla instalacji NN zasilanej przez 400V transformator SN/NN o mocy 1000kVA

400 V

Isc = 28 kA

47,5 mm2, Cu
20 m

Isc = ?

IB = 55 A

IB = 160 A

Rys. G38: Określenie prądów zwarciowych Isc na niższych
poziomach używając Tabeli G39.

Sieć pokazana w tabeli G38 jest charakterystyczna dla przypadku aplikacji Tabeli
G39 na nastepnej stronie, pochodzącej z «metody kompozycji» (o której mowa w
rozdziale F podrozdział 6.2). Te tabele podają szybko i wystarczająco dokładną
wartość prądu zwarcia w danym punkcie w sieci, znając:
b Wartość prądu zwarciowego powyżej danego punktu
b Długość i przekrój obwodu pomiędzy punktem, w którym poziom prądu
zwarciowego jest znany, a punktem, w którym poziom ma być określony.
Wystarczy zatem wybrać wyłącznik z odpowiednią zdolnością zwarciową
bezpośrednio powyżej podanego w tabelach.
Jeżeli wymagane są bardziej precyzyjne wartości, możliwe jest dokonanie
szczegółowych obliczeń (patrz Podrozdział 4.2) lub wykorzystanie pakietu
oprogramowania, takiego jak Ecodial. W takim wypadku możemy wykorzystać
kaskadowość wyłączników i korzystając ze zdolności wyłącznika do ograniczania
prądu zwarciowego dobrać dolne wyłączniki na wartości zwarciowe znacznie niższe
od obliczeniowych.(Zobacz rozdział H podpunkt 4.5)
Metoda
Wybierz przekrój poprzeczny przewodu w kolumnie dla przewodów miedzianych (
w tym przykładzie przekrój poprzeczny wynosi 47.5 mm2).
Szukaj wzdłuż wiersza odpowiadającego 47.5 mm2 dla długości przewodu równej
długości danego obwodu (lub jak najbliższej patrząc w dół). Schodząc pionowo
w dół w kolumnie w której podana jest długość zatrzymaj sie w połowie wierszy
w środkowej sekcji (z 3 sekcji podanych na Rysunku), odpowiadającej znanemu
poziomowi prądu zwarcia, prąd zwarcia w górnym poziomie (lub najbliższemu mu
patrząc w górę).
W tym przypadku 30kA jest najbliżej 28kA patrząc w górę. Wartość prądu zwarcia w
dolnym końcu 20 metrowego obwodu jest podana na przecięciu kolumny w której
podana jest długość z wierszem odpowiadającym prądowi zwarcia Isc w górnej
częsci instalacji (lub jego najbliższej wartości patrząc w górę).
Wartość ta w przykładzie wynosi 14,7 kA.
Procedura dla przewodów aluminiowych jest podobna ale pionową kolumnę należy
odczytać w środkowej sekcji tabeli.
W konsekwencji, wyłącznik montowany na szyne DIN o prądzie znamionowym 63A
i Isc 25kA (np. NG 125N) może zostać użyty do zabezpieczenia obwodu 55A jak na
Rys.G38
Compact o prądzie 160A zdolności zwarciowej 25kA (tak jak NS160) mogą być
wykorzystane do ochrony obwodu 160A.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

4.3 Isc poziomu dolnego zasilania względem Isc
poziomu górnego

G - Dobór i ochrona przewodów

4 Prąd zwarciowy

Miedź 230 V / 400 V

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

G28

przekrój
Długość przewodów (w metrach)
przewodów (mm2)
1.5
2.5
1.1 1.5
4
1.2 1.7 2.4
6
1.8 2.6 3.6
10
2.2 3.0 4.3 6.1
16
1.7 2.4 3.4 4.9 6.9 9.7
25
1.3 1.9 2.7 3.8 5.4 7.6 10.8 15.2
35
1.9 2.7 3.8 5.3 7.5 10.6 15.1 21
47.5
1.8 2.6 3.6 5.1 7.2 10.2 14.4 20 29
70
2.7 3.8 5.3 7.5 10.7 15.1 21
30 43
95
2.6 3.6 5.1 7.2 10.2 14.5 20 29
41 58
120
1.6 2.3 3.2 4.6 6.5 9.1 12.9 18.3 26 37
52 73
150
1.2 1.8 2.5 3.5 5.0 7.0 9.9 14.0 19.8 28 40
56 79
185
1.5 2.1 2.9 4.2 5.9 8.3 11.7 16.6 23 33 47
66 94
240
1.8 2.6 3.7 5.2 7.3 10.3 14.6 21 29 41 58
83 117
300
2.2 3.1 4.4 6.2 8.8 12.4 17.6 25 35 50 70
99 140
2x120
2.3 3.2 4.6 6.5 9.1 12.9 18.3 26 37 52 73
103 146
2x150
2.5 3.5 5.0 7.0 9.9 14.0 20 28 40 56 79
112 159
2x185
2.9 4.2 5.9 8.3 11.7 16.6 23 33 47 66 94
133 187
553x120
3.4 4.9 6.9 9.7 13.7 19.4 27 39 55 77 110 155 219
3x150
3.7 5.3 7.5 10.5 14.9 21 30 42 60 84 119 168 238
3x185
4.4 6.2 8.8 12.5 17.6 25 35 50 70 100 141 199 281
Isc na początku
Isc na końcu instalacji
instalacji (w kA)
(w kA)
100
93 90 87 82 77 70 62 54 45 37 29
22 17.0
84 82 79 75 71 65 58 51 43 35 28
22 16.7
90
75 74 71 68 64 59 54 47 40 34 27
21 16.3
80
70
66 65 63 61 58 54 49 44 38 32 26
20 15.8
60
57 56 55 53 51 48 44 39 35 29 24
20 15.2
50
48 47 46 45 43 41 38 35 31 27 22
18.3 14.5
39 38 38 37 36 34 32 30 27 24 20
16.8 13.5
40
35
34 34 33 33 32 30 29 27 24 22 18.8 15.8 12.9
30
29 29 29 28 27 27 25 24 22 20 17.3 14.7 12.2
25
25 24 24 24 23 23 22 21 19.1 17.4 15.5 13.4 11.2
20
20 20 19.4 19.2 18.8 18.4 17.8 17.0 16.1 14.9 13.4 11.8 10.1
15
14.8 14.8 14.7 14.5 14.3 14.1 13.7 13.3 12.7 11.9 11.0 9.9 8.7
10
9.9 9.9 9.8 9.8 9.7 9.6 9.4 9.2 8.9 8.5 8.0 7.4 6.7
7
7.0 6.9 6.9 6.9 6.9 6.8 6.7 6.6 6.4 6.2 6.0 5.6 5.2
5
5.0 5.0 5.0 4.9 4.9 4.9 4.9 4.8 4.7 4.6 4.5 4.3 4.0
4
4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 3.9 3.9 3.9 3.8 3.7 3.6 3.5 3.3
3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 2.9 2.9 2.9 2.9 2.8 2.7 2.6
3
2
2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 1.9 1.9 1.9 1.8
1
1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0
Aluminium 230 V / 400 V
przekrój
Długość przewodów (w metrach)
przewodów (mm2)
2.5
4
1.1 1.5
6
1.6 2.3
10
1.9 2.7 3.8
16
2.2 3.1 4.3 6.1
25
1.7 2.4 3.4 4.8 6.8 9.6
35
1.7 2.4 3.4 4.7 6.7 9.5 13.4
47.5
1.6 2.3 3.2 4.6 6.4 9.1 12.9 18.2
70
2.4 3.4 4.7 6.7 9.5 13.4 19.0 27
95
2.3 3.2 4.6 6.4 9.1 12.9 18.2 26 36
120
2.9 4.1 5.8 8.1 11.5 16.3 23
32 46
150
35 50
3.1 4.4 6.3 8.8 12.5 17.7 25
185
2.6 3.7 5.2 7.4 10.4 14.8 21 30
42 59
52 73
240
1.2 1.6 2.3 3.3 4.6 6.5 9.2 13.0 18.4 26 37
300
1.4 2.0 2.8 3.9 5.5 7.8 11.1 15.6 22 31 44
62 88
2x120
1.4 2.0 2.9 4.1 5.8 8.1 11.5 16.3 23 33 46
65 92
2x150
1.6 2.2 3.1 4.4 6.3 8.8 12.5 17.7 25 35 50
71 100
2x185
1.9 2.6 3.7 5.2 7.4 10.5 14.8 21 30 42 59
83 118
2x240
2.3 3.3 4.6 6.5 9.2 13.0 18.4 26 37 52 74
104 147
3x120
2.2 3.1 4.3 6.1 8.6 12.2 17.3 24 34 49 69
97 138
3x150
2.3 3.3 4.7 6.6 9.4 13.3 18.8 27 37 53 75
106 150
3x185
2.8 3.9 5.5 7.8 11.1 15.7 22 31 44 63 89
125 177
3x240
3.5 4.9 6.9 9.8 13.8 19.5 28 39 55 78 110 156 220

1.3
2.1
3.4
5.2
8.6
13.8
21
30
41
60
82
103
112
133
165
198
206
224
265
309
336
398

1.8 2.6 3.6 5.2 7.3 10.3 14.6
3.0 4.3 6.1 8.6 12.1 17.2 24
4.9 6.9 9.7 13.7 19.4 27 39
7.3 10.3 14.6 21 29 41 58
12.2 17.2 24 34 49 69 97
19.4 27 39 55 78 110 155
30 43 61 86 121 172 243
43 60 85 120 170 240 340
58 82 115 163 231 326 461
85 120 170 240 340
115 163 231 326 461
146 206 291 412
159 224 317 448
187 265 374 529
233 330 466 659
280 396 561
292 412 583
317 448 634
375 530 749
438 619
476 672
562

21
34
55
82
137
220
343
480

12.6
12.5
12.2
12.0
11.6
11.2
10.6
10.2
9.8
9.2
8.4
7.4
5.9
4.7
3.7
3.1
2.5
1.8
0.9

9.3
9.2
9.1
8.9
8.7
8.5
8.1
7.9
7.6
7.3
6.8
6.1
5.1
4.2
3.4
2.9
2.3
1.7
0.9

6.7
6.7
6.6
6.6
6.5
6.3
6.1
6.0
5.8
5.6
5.3
4.9
4.2
3.6
3.0
2.6
2.1
1.6
0.9

0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.8
0.8
0.8
0.7
0.7
0.6
0.5

1.4
2.2
3.2
5.4
8.7
13.5
18.9
26
38
51
65
71
83
104
125
130
141
167
208
195
212
250
312

1.9
3.1
4.6
7.7
12.2
19.1
27
36
54
73
92
100
118
147
177
184
200
236
294
275
299
354
441

2.7 3.8 5.4 7.6 10.8 15.3
4.3 6.1 8.6 12.2 17.3 24
6.5 9.2 13.0 18.3 26 37
10.8 15.3 22 31 43 61
17.3 24 35 49 69 98
27 38 54 76 108 153
38 54 76 107 151 214
51 73 103 145 205 290
76 107 151 214 303 428
103 145 205 290 411
130 184 259 367
141 199 282 399
167 236 333 471
208 294 415
250 353 499
260 367 519
282 399
334 472
415 587
389 551
423 598
500 707
623

4.9
4.8
4.8
4.8
4.7
4.6
4.5
4.5
4.4
4.2
4.1
3.8
3.4
3.0
2.5
2.2
1.9
1.4
0.8

3.5
3.5
3.5
3.4
3.4
3.4
3.3
3.3
3.2
3.2
3.1
2.9
2.7
2.4
2.1
1.9
1.6
1.3
0.8

2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.4
2.4
2.4
2.4
2.3
2.3
2.2
2.0
1.9
1.7
1.6
1.4
1.1
0.7

1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.7
1.7
1.7
1.7
1.7
1.7
1.6
1.5
1.4
1.3
1.2
1.1
1.0
0.6

1.3
1.3
1.3
1.3
1.3
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.1
1.1
1.0
1.0
0.9
0.8
0.6

Uwaga: dla systemów 3-fazowych mających 230V między fazami, należy podzielić powyższe długości przez 3
Rys. G39: Isc w dolnej części instalacji, w zależności od wartości prądu zwarcia w górnej części instalacji oraz długości i przekroju przewodów w 3-fazowym
systemie 230/400V V

4.4 Prąd zwarciowy w układzie zasilania z
generatorem lub falownikiem: Patrz rozdział N
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

22
35
52
86
138
216
302
410

5 Szczególne przypadki prądu
zwarcia

G - Dobór i ochrona przewodów

5.1 Obliczenie minimalnych poziomów prądu
zwarciowego
Jeżeli urządzenie zabezpieczające w obwodzie
jest przeznaczone wyłącznie do ochrony przed
zwarciami, bardzo ważne jest, by działało
niezawodnie przy najniższym możliwym
poziomie prądu zwarciowego, który może
wystąpić w obwodzie

Generalnie, w obwodach niskiego napięcia, jedno urządzenie zabezpieczające
chroni przed wszystkimi poziomami prądu, od progu przeciążenia przez
maksymalną zdolność zwarciową urządzenia.
W szczególnych przypadkach, stosuje się odrębne urządzenie przeciążeniowe i
zwarciowe.

Przykłady rozwiązań
Rysunki od G40 do G42 pokazują pewne wspólne zasady, w których
zabezpieczenie zwarciowe i przeciążeniowe zostało zrealizowane przez oddzielne
aparaty.

bezpiecznik z wkladką aM
aM fuses
(brakprotection
(no ochrony
przeciążeniowej)
against overload)

G29

stycznik z przekaźnikiem
Load breaking contactor
termiczym
with thermal overload relay

wyłącznik z bezzwłocznym
Circuit breaker with
członem zwarciowym
instantaneous magnetic
short-circuit protective relay only
Rys. G40: Obwód chroniony przez bezpiecznik z wkładką aM.

Jak pokazano na Rys. G40 i G41, najczęstszymi obwodami zabezpieczonymi
indywidualnie są silniki.
Rysunek G42a stanowi odstępstwo od podstawowych zasad ochrony i jest
powszechnie stosowany w obwodach z zastosowaniem szynoprzewodów,
szachtach oświetleniowych itp.

Rys. G41: Obwód chroniony przez wyłącznik bez przekaźnika
termicznego.

Wyłącznik D
Circuit breaker D

S1

Odbiór ze
Load with
zintegrowanym
incorporated
Zabezpieczeniem
overload
przeciążeniowym
protection

S2 & lt; S1

Rys. G42a: Wyłącznik D zapewnia ochronę przed zwarciem.

Napędy regulowane
Rysunek G42b pokazuje funkcje przewidziane dla napędów o regulowanej
prędkości, oraz w razie potrzeby niektóre dodatkowe funkcje zapewnione prze
urządzenia takie jak wyłącznik, przekaźnik termiczny, RCD.

Ochrona do zapewnienia
Podstawowa ochrona
Dodatkowa ochrona

zapewniona przez
jeśli nie zapewniona

napęd
przez napęd
Przeciążenie kabla
Tak
wyłącznik/przekaźnik
Przeciążenie silnika
Tak
wyłącznik/przekaźnik
Zwarcie na końcu obwodu
Tak
Przeciążenie napędu
Tak
regulowanego
Przepięcie
Tak
Zanik napięcia
Tak
Straty na fazie
Tak
Zwarcie na początku obwodu
Wyłącznik

(wyzwolenie zwarciowe)
Wewnętrzne zwarcie
Wyłącznik

(zwarciowe

i przeciążeniowe)
Zwarcie doziemne w dolnej
(samozabezpieczenie)
RCD u 300 mA
części (pośredni kontakt)
Zwarcie (bezpośredni kontakt)
RCD y 30 mA
Rysunek G42b: Ochrona zapewniana przez napędy falownikowe.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

stycznik z przekaźnikiem
Load breaking contactor
termiczym
with thermal overload relay

G - Dobór i ochrona przewodów

Urządzenie ochronne musi spełniać:
b Im & lt; Iscmin dla wyłącznika
b Ia & lt; Iscmin dla bezpiecznika

Wymagane warunki
Urządzenie zabezpieczające musi spełniać dwa następujące warunki:
b Jego zdolność wyłączeniowa prądu zwarcia musi być większa niż 3-fazowy prąd
zwarcia Isc w punkcie zainstalowania
b Eliminacja minimalnego możliwego prądu zwarcia w obwodzie, w czasie tc
zgodnym z ograniczeniami termicznymi przewodów obwodu, gdzie:
tc i

K 2S 2

(obowiązuje dla tc & lt; 5 sekund)

I scmin2

Porównanie charakterystyk wyzwalania aparatów zabezpieczających, z wykresami
termicznych ograniczeń dla przewodów pokazuje, że warunek jest spełnony jeśli:
b Isc (min) & gt; Im (ustawiony poziom prądu pobudzenia wyłącznika lub z krótką
zwłoką) (patrz Rys. G43)
b Isc (min) & gt; Ia zabezpieczenie bezpiecznikiem. Wartość prądu Ia odpowiada
punktowi przecięcia charakterystyki bezpieczników z wykresami wytrzymałości
termicznej przewodów (Zobacz Rys. G44 i G45)

G30

t

t=

k2 S2

I2

I

Im
Rys. G43: Zabezpieczenie wyłącznikiem

t

t=

k2 S2

I2

I

Ia
Rys. G44: Zabezpieczenie bezpiecznikiem z wkładką aM

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

t

t=

Ia
Rys. G45: Zabezpieczenie bezpiecznikiem z wkładką gG

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

k2 S2

I2

I

5 Szczególne przypadki prądu
zwarcia

W praktyce oznacza to, że długość obwodu
poniżej aparatu zabezpieczającego nie może
przekroczyć maksymalnej obliczonej długości:
0.8 U Sph
Lmax =
2ρI m

Praktyczny sposób obliczania Lmax
Ograniczający wpływ impedancji długich przewodów na wartości prądów
zwarciowych musi być sprawdzony oraz długość obwodu musi zostać odpowiednio
ograniczona.
Metoda obliczania maksymalnej dopuszczalnej długości została już omówiona przy
okazji systemów TN i IT, dla pojedynczych i podwójnych zwarć doziemnych (patrz
rozdział F podrozdział 6.2 i 7.2). Dwa przypadki zostały rozpatrzone poniżej:
1 -Obliczenie Lmaks. dla 3-fazowego 3-przewodowego obwodu
Minimalny prąd zwarcia będzie występować, gdy wystąpi zwarcie 1-fazowe
na końcu obwodu (patrz Rys. G46).

P
Load
Obciążenie

L

0.8 U

Rys G46: Definicja L dla 3-fazowego 3-przewodowego obwodu

G31

Stosując „tradycyjną metodę”, napięcie w miejscu zabezpieczenia P wynosi 80%
wartości nominalnej napięcia w czasie zwarcia tak, że 0.8 U = Isc Zd, gdzie:
Zd = impedancja pętli zwarcia
Isc = prąd zwraciowy (faza/faza)
U = napięcie międzyfazowe
W przypadku kabli y 120 mm2, reaktancja może być pominięta, więc
2L
Zd = ρ
(1)
Sph
gdzie:
ρ = rezystywność materiałów przewodzących
Sph = przekrój przewodu fazowego w mm2
L = długość w metrach
Warunek dla ochrony przewodów jest następujący Im y Isc gdzie Im =
ustawieniem wyzwolenia wyłącznika.
Prowadzi to do Im y 0.8 U
Zd

co daje L y 0.8 U Sph
Lmax =

2ρI m

z U = 400 V
ρ = 1.25 x 0.018 = 0.023 Ω.mm2/m(2) (Cu)
Lmax = maksymalna długość obwodu w metrach
Lmax =

k Sph
Im

2 -Obliczanie Lmax dla 3-fazowych 4-przewodowych obwodów 230/400 V
Minimalny Isc nastąpi gdy zwarcie będzie między przewodem fazowym i
neutralnym. Obliczenia są podobne do opisanego powyżej przykładu, ale według
następujących wzorów (dla przewodów y 120 mm2 (1)).
b Gdzie Sn dla przewodu neutralnego = Sph dla przewodu fazowego
Lmax =

3,333 Sph
Im

Lmax = 6,666
(1) Dla większych przekrojów, rezystancja obliczona dla
przewodów musi być powiększona ze względu na niejednolitą
gęstość prądu w przewodniku (spowodowaną przez efekt
powierzchniowy i zjawisko zbliżenia).
Odpowiednie są następujące wartości:
150 mm2 : R + 15%
185 mm2: R + 20%
240 mm2: R + 25%
300 mm2: R + 30%
(2) Współczynnik 1,25 występujący przy rezystywności
miedzi wynika z faktu podwyższenia temp. przewodnika kiedy
występuje zwarcie. Ta wartość 1,25 odpowiada maksymalnej
temp. izolacji EPR lub XLPE kabli.

Sph 1
Sph
gdzie
where m =
I m 1+ m
Sn

Dla większych przekrojów niż wymienione, wartości reaktancji muszą być
połączone z wartościami rezystancji aby otrzymać impedancje. Reaktancja może
być wzięta jako 0.08 mΩ/m dla kabli (przy 50 Hz). Przy 60 Hz wartość wynosi 0.096
mΩ/m.

Tabela wartości Lmax

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b Jeśli Sn dla przewodu neutralnego & lt; Sph, wtedy

G - Dobór i ochrona przewodów

Tabela G47 poniżej przedstawia maksymalne długości obwodu (Lmax w metrach),
w przypadku:
b obwodów 3-fazowych 4-przewodowych 400 V (tzn. z przewodem neutralnym)
b obwodów 1-fazowych 2-żyłowych 230 V zabezpieczonych wyłącznikami ogólnego
przeznaczenia
W innych przypadkach do uzyskanych długości dodaje się współczynniki
poprawkowe (podane w Tabeli G53). Obliczenia są oparte na powyższych
metodach a wyłączalny prąd zwarcia wynosi ± 20% nastawionej wartości Im.
Dla przekrojów 50 mm2, obliczenia są oparte na rzeczywistym przekroju 47.5 mm2.
Rysunki G48 do G50 na następnej stronie przedstawiają maksymalną długość
obwodu (Lmax) w metrach dla:

G32

Poziom prądu Im przekrój przewodu (w mm2)
wyzwalacza
bezzwłocznego
1.5
2.5 4
6
10
16
25
35
50
70
95
120 150 185
(w A)
50
100 167 267 400
63
79
133 212 317
80
63
104 167 250 417
100
50
83
133 200 333
125
40
67
107 160 267 427
160
31
52
83
125 208 333
200
25
42
67
100 167 267 417
250
20
33
53
80
133 213 333 467
320
16
26
42
63
104 167 260 365 495
400
13
21
33
50
83
133 208 292 396
500
10
17
27
40
67
107 167 233 317
560
9
15
24
36
60
95
149 208 283 417
630
8
13
21
32
63
85
132 185 251 370
700
7
12
19
29
48
76
119 167 226 333 452
800
6
10
17
25
42
67
104 146 198 292 396
875
6
10
15
23
38
61
95
133 181 267 362 457
1000
5
8
13
20
33
53
83
117 158 233 317 400 435
1120
4
7
12
18
30
48
74
104 141 208 283 357 388 459
1250
4
7
11
16
27
43
67
93
127 187 253 320 348 411
1600
5
8
13
21
33
52
73
99
146 198 250 272 321
2000
4
7
10
17
27
42
58
79
117 158 200 217 257
2500
5
8
13
21
33
47
63
93
127 160 174 206
3200
4
6
10
17
26
36
49
73
99
125 136 161
4000
5
8
13
21
29
40
58
79
100 109 128
5000
4
7
11
17
23
32
47
63
80
87
103
6300
5
8
13
19
25
37
50
63
69
82
8000
4
7
10
15
20
29
40
50
54
64
10000
5
8
12
16
23
32
40
43
51
12500
4
7
9
13
19
25
32
35
41

240

400
320
256
200
160
128
102
80
64
51

Tab. G47: Maksymalna długość obwodu w metrach dla przewodów miedzianych (dla aluminium, długości należy pomnożyć przez 0,622)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b obwodów 3-fazowych 4-przewodowych 400 V (tzn. z przewodem neutralnym)
bobwodów 1-fazowych 2-żyłowych 230 V
zabezpieczonych w obu przypadkach przez wyłączniki instalacyjne lub wyłączniki o
podobnych charakterystykach wyzwalania.
W innych przypadkach stosuje się współczynniki poprawkowe do wskazanych
długości. Współczynniki te są podane w Tabeli G51 na następnej stronie.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Szczególne przypadki prądu
zwarcia

Prąd znamionowy
wyłączników (w A)
6
10
16
20
25
32
40
50
63
80
100
125

przekrój przewodu (w mm2)
1.5
2.5
4
6
10
16
25
35
200
333
533
800
120
200
320
480
800
75
125
200
300
500
800
60
100
160
240
400
640
48
80
128
192
320
512
800
37
62
100
150
250
400
625
875
30
50
80
120
200
320
500
700
24
40
64
96
160
256
400
560
19
32
51
76
127
203
317
444
15
25
40
60
100
160
250
350
12
20
32
48
80
128
200
280
10
16
26
38
64
102
160
224

50

760
603
475
380
304

Rys. G48: Maksymalna długość przewodów miedzianych w metrach - zabezpieczenie wyłącznikiem typu B

Prąd znamionowy
wyłączników (w A)
6
10
16
20
25
32
40
50
63
80
100
125

przekrój przewodu (w mm2)
1.5
2.5
4
6
100
167
267
400
60
100
160
240
37
62
100
150
30
50
80
120
24
40
64
96
18.0
31
50
75
15.0
25
40
60
12.0
20
32
48
9.5
16.0
26
38
7.5
12.5
20
30
6.0
10.0
16.0
24
5.0
8.0
13.0
19.0

10
16
25
667
400
640
250
400
625
200
320
500
160
256
400
125
200
313
100
160
250
80
128
200
64
102
159
50
80
125
40
64
100
32
51
80

35

50

875
700
560
438
350
280
222
175
140
112

760
594
475
380
302
238
190
152

G33

Rys. G49: Maksymalna długość przewodów miedzianych w metrach - zabezpieczenie wyłącznikiem typu C

Prąd znamionowy
wyłączników (w A)
1
2
3
4
6
10
16
20
25
32
40
50
63
80
100
125

przekrój przewodu (w mm2)
1.5
2.5
4
6
10
16
25
35
429
714
214
357
571
857
143
238
381
571
952
107
179
286
429
714
71
119
190
286
476
762
43
71
114
171
286
457
714
27
45
71
107
179
286
446
625
21
36
57
86
143
229
357
500
17.0
29
46
69
114
183
286
400
13.0
22
36
54
89
143
223
313
11.0
18.0
29
43
71
114
179
250
9.0
14.0
23
34
57
91
143
200
7.0
11.0
18.0
27
45
73
113
159
5.0
9.0
14.0
21
36
57
89
125
4.0
7.0
11.0
17.0
29
46
71
100
3.0
6.0
9.0
14.0
23
37
57
80

50

848
679
543
424
339
271
215
170
136
109

Właściwości obwodu
3-fazowy 3-przewodowy obwód 400 V lub 1-fazowy 2-przewodowy obwód 400 V (bez neutralnego) 1.73
1-fazowy 2-przewodowy obwód (fazowy i neutralny) 230 V
1
3-fazowy 4-przewodowy obwód 230/400 V lub 2-fazowy
Sph / S neutral = 1
1
3-przewodowy obwód 230/400 V (np. z przewodem neutralnym)
Sph / S neutral = 2
0.67
Rys. G51: Współczynnik poprawkowy stosowany do długości uzyskanych z tabel od G47 do G50.

Uwaga: Norma IEC 60898 akceptuje górny zakres wyzwalania prądu zwarciowego
na poziomie 10-50 In dla wyłączników typu D. Normy europejskie oraz tabela
G50 są oparte jednak na zakresie 10-20 In, który obejmuje większość instalacji
domowych i podobnych do nich.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. G50: Maksymalna długość przewodów miedzianych w metrach - zabezpieczenie wyłącznikiem typu D

G - Dobór i ochrona przewodów

Przykłady
Przykład 1
Obwód 1-fazowy, 2-przewodowy zabezpieczony jest przez wyłącznik NSX80HMA
50A, bezzwłoczne wyzwalanie prądu zwarciowego nastawiono na 500A
(dokładność ± 20%), np. w najgorszym razie 500 x 1,2 = 600 A. Przekrój kabla =
10 mm2 , materiał wykonania przewodu to miedź.
W tabeli G47, wiersz Im = 500 A przecina kolumnę przekroju = 10 mm2 dla
wartości Lmax równej 67 m. Wyłącznik zabezpiecza przewód przed zwarciem pod
warunkiem, że długość kabla nie przekracza 67 metrów.
Przykład 2
Obwód 3-fazowy, 3-przewodowy 400 V (z przewodem neutralnym) zabezpieczony
jest przez wyłącznik NSX250N 200A z zabezpieczeniem zwarciowym typu MA
ustawionym na 2000A (dokładność ± 20%), np. w najgorszym razie na 2,400 A,
żeby być pewnym wyzwolenia. Przekrój kabla = 120 mm2, materiał wykonania
przewodu to miedź.
W tabeli G47 wiersz Im = 2,000 A przecina kolumnę przekroju = 120 mm2 dla
wartości Lmax równej 200 m. Z uwagi na to, iż jest to 3-fazowy, 4-przewodowy
obwód (bez przewodu neutralnego) należy stosować współczynnik poprawkowy z
tabeli G51. Wspołczynnik ten wynosi 1.73. Wyłącznik będzie zatem zabezpieczać
kabel przed prądem zwarcia, pod warunkiem, że jego długość nie przekracza 200 x
1,73 = 346 metrów.

G34

Generalnie weryfikacja wytrzymałości termicznej
kabla nie jest potrzebna, z wyjątkiem kiedy
kabel o małym przekroju poprzecznym
jest zainstalowany blisko lub jest zasilany
bezpośrednio z RGnn.

5.2 Weryfikacja wytrzymałości kabli w warunkach
zwarcia
Ograniczenia termiczne
Gdy czas trwania prądu zwarciowego jest krótki (kilka dziesiątych sekundy
maksymalnie do pięciu sekund) zakłada się, że całość ciepła wytwarzanego pozostanie
w przewodniku, powodując wzrost temperatury. Proces nagrzewania ma charakter
adiabatyczny. Założenia te upraszczają obliczenia i obrazują najgorszą możliwą
sytuację, np. wyższa temperatura przewodnika niż w rzeczywistości może wystąpić,
ponieważ w praktyce część ciepła zostanie oddana do materialu izolującego.
Dla okresu 5 sekund lub mniej, zależność I2t = k2S2 charakteryzuje czas w
sekundach podczas którego przewodnik o przekroju S (w mm2) może przenosić
prąd I, przed tym jak jego temperatura przekroczy poziom który może uszkodzić
jego izolację.
Współczynnik k2 podano w Tabeli G52 poniżej.

Izolacja
PVC
XLPE

Miedź (Cu)
13,225
20,449

Aluminium (Al)
5,776
8,836

Rys. G52: Wartość współczynnika k2

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Metoda weryfikacji polega na sprawdzeniu czy energia termiczna I2t/ohm materiału
przewodzącego, która może przepłynąć przez zabezpieczający wyłącznik (z
katalogu producenta) jest mniejsza od dozwolonej dla danego przewodnika (jak
podano w Tabeli G53 poniżej).

S (mm2)

1.5
2.5
4
6
10
16
25
35
50

PVC
Miedź
Aluminium
0.0297
0.0130
0.0826
0.0361
0.2116
0.0924
0.4761
0.2079
1.3225
0.5776
3.3856
1.4786
8.2656
3.6100
16.2006
7.0756
29.839
13.032

XLPE
Miedź
0.0460
0.1278
0.3272
0.7362
2.0450
5.2350
12.7806
25.0500
46.133

Aluminium
0.0199
0.0552
0.1414
0.3181
0.8836
2.2620
5.5225
10.8241
19.936

Tab. G53: Maksymalne dopuszczalne obciążenie termiczne kabla I2t (wyrażone w amperach2 x
sekundy x 106)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Szczególne przypadki prądu
zwarcia

Przykład
Czy przewód z rdzeniem miedzianym i izolacją XLPE o przekroju 4 mm2, jest
odpowiednio zabezpieczony przez wyłącznik iC60N?
Tabela G53 pokazuje, że wartość I2t dla kabla wynosi 0.3272 x 106, podczas gdy
maksymalna wartość przepuszczalna przez wyłącznik podana przez katalog
producenta jest znacząco mniejsza ( & lt; 0.1x106 A2s).
Kabel jest zatem odpowiednio zabezpieczony przez wyłącznik aż do maksymalnego
zakresu wyłączania.

Ograniczenia elektrodynamiczne
Dla wszystkich typów obwodów (przewody lub szynoprzewody) należy uwzględnić
efekty elektrodynamiczne.
Aby wytrzymać naprężenia elektrodynamiczne, przewody muszą być solidnie
zamontowane a połączenia muszą być mocno dokręcone.

G35

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Dla szynoprzewodów, szyn itp. jest też potrzebna weryfikacja wydajności
ograniczenia elektrodynamicznego. Wartość szczytowa prądu, ograniczona
wyłącznikiem lub bezpiecznikiem, musi być mniejsza niż zakres prądowy
szynoprzewodu. Tabele koordynacji zapewniające odpowiednie zabezpieczenie
produktów są zazwyczaj publikowane przez producentów i zapewniają znaczącą
przewagę takich systemów.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

6 Przewód ochronny (PE)

G - Dobór i ochrona przewodów

6.1 Podłączenie i dobór
Przewód (PE) zapewnia połączenie pomiędzy wszystkimi narażonymi i dostępnymi
częściami przewodzącymi instalacji aby stworzyć główny system wyrównania
potencjałów. Przewody te przewodzą prąd zwarcia w wyniku połączenia (pomiedzy
fazą przewodu a odkrytą częścią przewodzącą) do uziemionego przewodu
neutralnego źródła. Przewody PE są połączone z głowną szyną wyrównawczą
(GSW) instalacji.
GSW jest połączona z układem uziomowym (zobacz Rozdział E) poprzez przewód
uziemiający.
Przewód PE musi być:
b izolowany i oznaczony zielono-żółtymi paskami
b zabezpieczony przed uszkodzeniami mechanicznymi i chemicznymi
W układach sieci typu IT i TN zaleca się aby przewód PE był zainstalowany w
pobliżu (np. w tych samych kanałach, w tym samym korytku itp.) obciążonych
przewodów danego obwodu. Taki układ zapewnia minimalną możliwą indukcyjną
reaktancję w zwarciu doziemnym. Należy zauważyć, że taki układ jest stosowany w
szynoprzewodach.

Połączenia
G36
PE

Correct
Prawidłowo
PE

Nieprawidłowo
Incorrect
Rys. G54: Niepoprawne połączenie szeregowe przewodu PE

Przewód PE:
b Nie może zawierać żadnych elementów mogących przerwać obwód
(np. przełączniki, wymienne połączenia itp.)
b Powinien łączyć wszystkie dostępne części przewodzące oddzielnie do GSW, np.
równolegle a nie szeregowo jak pokazano na Rys. G54
b Powinien posiadać odzielne zaciski na wspólnych szynach uziemiających w
rozdzielnicy
Układ sieci TT
Przewód ochronny nie musi być koniecznie instalowany w bliskim sąsiedztwie
części przewodzących odpowiedniego obwodu, ponieważ wysokie wartości
prądu zwarcia doziemnego nie są konieczne do zadziałania zabezpieczenia RCD
zastosowanego w układach typu TT.
Układy sieci IT i TN
Przewód PE lub PEN, jak już wspomniano musi być zainstalowany jak najbliżej
części przewodzących obwodu i żaden ferromagnetyczny materiał nie może
być umieszczony pomiędzy nimi. Przewód PEN musi być zawsze podłączony
bezpośrednio do zacisków uziemienia urządzenia, z połączeniem od zacisków
uziemienia do zacisków przewodu neutralnego urządzenia (patrz Rys. G55).
b Układ sieci TN-C (przewód neutralny i PE to ten sam przewód, zwany przewodem
PEN )
Funkcja ochronna przewodu PEN ma priorytet, więc wszystkie reguły, którym
podlegają przewody PE mają ścisłe zastosowanie do przewodów PEN
b Przejście z układu TN-C do TN-S
Przewód PE jest połączony do szyny PEN (Patrz Rys. G56) generalnie na początku
instalacji. Dalej od punktu separacji przewód PE i N są prowadzone oddzielnie.

PEN

PEN

PE

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

N
Rys. G55: Bezpośrednie połączenie przewodu PEN do
przyłącza uziemienia urządzenia

Rys. G56: Układ TN-C-S

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

G - The protection of circuits

6 Protective earthing (PE)
6 Przewód ochronny conductor
(PE)

Types of materials
Rodzaje materiałów
Materials of the kinds mentioned below poniżej w G59 can beG57 mogą być stosowane
Materiały z rodzajów wymienionych in Figure Tabelach used for PE conductors,
provided that thePE, pod warunkiem, że wymagania określone w ostatniej kolumnie
do przewodów conditions mentioned in the last column are satisfied.

są spełnione.

Rodzaj przewodu ochronnego (PE)
Układ IT
Układ TN
Układ TT
Wymagania
Type of protective earthing samym kablu
TN scheme
TTPrawidłowo Przewód to be respectedbyć
scheme Conditions ochronny musi
Uzupełniający
W tym conductor (PE) IT scheme
Zalecany
Zalecany
Supplementary
In fazowe bądź w
Strongly
Strongly recommended
Correct
The PE conductorsamo jak
przewód
co the same cable
izolowany tak must
as the phases, or in
recommended
be przewodyto the same
insulated fazowe
conductor
tej samej trasie kablowej
the same cable

Niezależny od run
Możliwe (1)
Możliwe (1) (2)
Prawidłowo level Przewód PE może być
b as the phases
(1)
(1) (2)
Possible
Correct
c The PE conductor may
Independent of the
Possible

przewodów fazowych
nieizolowany lub izolowany (2)
phase conductors
be bare or insulated (2)
Metalowa konstrukcja magistrali lub innego Możliwe (3)
Możliwy PE (3)
Prawidłowo b Ciągłość elektryczna musi być
Metallic housing of bus-trunking or of other
Possible (3)
PE possible (3) (8)
Correct
c The electricali zabezpieczona
prefabrykowanego kanału kablowego (5)
Możliwy PEN
zapewniona continuity
PEN (8)
must be assured by protection
prefabricated prewired ducting (5)
ze wstępnym okablowaniem
przed wpływami
against deterioration by
PE possible (3)
Possible
External z zewnętrzną powłoką lub wytłaczaną Możliwe(3)
Przewody sheath of extruded, mineral- insulated Possible (3)
Możliwy PE (3)
Możliwe
mechanicznymi, chemicznymi
(2)(3)
mechanical, chemical and
PEN not recommended
conductors (e.g. «pyrotenax» type systems)
(np. systemy typu «pyrotenax») izolacją
PEN niezalecane (2)(3)
i elektrochemicznymi
electrochemical hazards
Certain extraneous conductive elements (6)
Possible (4)
PE possible (4)
Possible
mineralną
such as:
PEN forbidden
c Their conductance
Niektóre obce elementy przewodzące (6)
Możliwe (4)
PE możliwy (4)
Możliwe
c Steel building structures
must be adequate

takie jak:
PEN zabroniony
b Ich przewodnictwo
c Machine frames
bcStalowe konstrukcje budynku
musi być wystarczające
Water pipes (7)
b Obudowy maszyn
Metallic cable (7)
ways, such as, conduits (9),
Possible (4)
PE possible (4)
Possible
b Rury wodne
PEN not recommended (2)(4)
ducts, trunking, trays, ladders, and so on…
Metalowe trasy kablowe, takie jak kanały (9),
Możliwe (4)
PE możliwy (4)
Możliwe
Forbidden for use as PE conductors, are: metal conduits (9), gas pipes, hot-water pipes, cable-armouring tapes (9) or wires (9)
przewody, szyny, korytka, drabinki itd.
PEN niezalecane (2)(4)
(1) In TN do IT schemes, fault clearance is generally achieved by overcurrent devices (fuses or circuit breakers) so that the lub przewody
Zakazane andstosowania jako przewody PE są: metalowe przewody (9), rury gazowe, rury z ciepłą wodą, zbrojone kable (9) impedance of (9).
the fault-current loop must be sufficiently low to assure positive protective device operation. The surest means of achieving a low loop
impedance is sieci a i IT, wyłączenie zwarcia uzyskuje się as the za pomocą urządzeń nadprądowych (bezpieczniki lub conductors).
(1)W układachto useTNsupplementary core in the same cablena ogółcircuit conductors (or taking the same route as the circuit wyłączniki) tak, że
This solution minimizes musi być wystarczająco niska, aby the impedance of the loop.
impedancja pętli zwarciathe inductive reactance and thereforezapewnić poprawne zadziałanie urządzenia zabezpieczającego. Najpewniejszym
sposobem na conductor is a neutral conductorpętli jest użycie dodatkowego rdzenia conductor. Thiskablu co przewód obwodube flowing
(2) The PEN osiągnięcie niskiej impedancji that is also used as a protective earth w tym samym means that a current may (lub
through it at any time (in the absence of an earth fault). For this reason an insulated conductor is recommended for samym impedancję pętli.
poprowadzenie tą samą trasą co przewód w obwodzie). Takie rozwiązanie zmniejsza indukcyjną reaktancję a tymPEN operation.
(3) The manufacturer połączeniem przewodu neutralnego i X components of the impedances może przepływać przez include każdym
(2) Przewód PEN jest provides the necessary values of R andochronnego. Oznacza to, że prąd(phase/PE, phase/PEN) toniego w in the
calculation braku zwarcia loop impedance.
czasie (przyof the earth-faultdoziemnego). Z tego powodu zaleca się izolowany przewód jako PEN.
(4) Possible, dostarcza niezbędne wartości R i X impedancji (faza/PE, faza/PEN) be known at the design stage. Measurements pętli
(3) Producentbut not recomended, since the impedance of the earth-fault loop cannot do uwzględnienia w obliczeniach impedancjion the
completed installation
zwarcia doziemnego. are the only practical means of assuring adequate protection for persons.
(5) It must allow the connection of other impedancja pętli zwarcia doziemnego nie może być znana na etapie projektowania. Pomiary
(4) Możliwy, ale nie zalecany, ponieważ PE conductors. Note: these elements must carry an indivual green/yellow striped visual indication,na
15 to 100 mm long (or the letters PE at less sposoby zapewnienia odpowiedniej ochrony osób.
zakończonej instalacji to jedyne praktycznethan 15 cm from each extremity).
(6) These elements must be demountable only if other Uwaga: te been provided to ensure uninterrupted continuity of protection.
(5) Musi umożliwić połączenie innych przewodów PE.means haveelementy muszą zawierać indywidualne zielono/żółte oznaczenie w paski,
(7) With 15 do 100 mm the appropriate mniej niż 15 cm
długie nathe agreement of(lub litery PE niewater authorities. od każdego krańca).
(8) In the prefabricated pre-wired trunking tylko wtedy, gdy zapewniono inny sposób nieprzerwanej PEN conductor, in parallel with the
(6) Te elementy mogą być demontowalneand similar elements, the metallic housing may be used as a ochrony.
corresponding bar, or other PE conductor in the housing.
(7) W porozumieniu z odpowiednimi organami.
(9) Forbidden in some countries only. Universally allowed to be used for supplementary equipotential conductors.
(8) W Prefabrykowanych okablowanych korytkach i podobnych elementach, obudowy metalowe mogą być stosowane jako przewód PEN,
równolegle do odpowiedniej szyny albo innego przewodu ochronnego obudowy.
Fig. G59 : Choice of protective conductors (PE) krajach. Powszechnie mogą być wykorzystywane do dodatkowych szyn wyrównawczych.
(9) Zabronione tylko w niektórych

G41

G37

Tab. G57: Dobór przewodów ochronnych (PE)

6.2 Conductor sizing
6.2 Określenie przekroju przewodu


przekrój fazy
Minimalny przekrój Minimum c.s.a. of
Minimalny przekrój
c.s.a. of phaseprzewodnika Minimum c.s.a. of

Sph (mm2)
przewodu PE (mm2
przewodu PEN (mm2
PE conductor (mm2) ) PEN conductor (mm2) )
conductors Sph (mm2)

Cu Al Al
Cu
(2)
Uproszczona
Sph y 16
Sph
Sph
SSph (2)
Sph (3) (3) Sph (3) (3)
Simplified
Sph i 16
ph
metoda (1)
16 S S i y
16
method (1)
16 & lt; & lt; ph ph 2525
16
1616

25 S S i y
25
25
25 & lt; & lt; ph ph 3535
SSph /2
Sph /2 /2
35 & lt; & lt; ph ph 5050

35 S S i y
Sph
ph /2
Sph /2 /2
Sph & gt; 50

Sph
ph & gt; 50
(3) (4)
(3) (4)
Adiabatic method
2
Metoda adiabatyczna Any size rozmiar
Dowolny

I ⋅t
SPE/PEN =

k

(1) Data valid if the prospective conductor is of the same material as the line conductor. Otherwise, a correction factor must be applied.
(1) Dane poprawne, jeśli potencjalny przewód jest z takiego samego materiału jak przewód obwodu. W przeciwnym razie, współczynnik
(2) When the PE conductor is separated from the circuit phase conductors, the following minimum values must be respected:
poprawkowy the PE is mechanically protected
c 2.5 mm2 if musi być stosowany.
(2) 4 mmprzewód PE not mechanicallyod przewodów fazowych obwodu, następujące wartości minimalne muszą być przestrzegane:
c Gdy 2 if the PE is jest oddzielony protected
b(3) For mechanical reasons, a PEN conductor, shall have a cross-sectional area not less than 10 mm2 in copper or 16 mm2 in aluminium.
2.5 mm2, jeżeli PE jest mechanicznie zabezpieczony
b(4) mm2, jeżeli PE nie for the application of this formula.
4 Refer to table G55 jest mechanicznie zabezpieczony
2
2
(3)Z przyczyn mechanicznych, przewód conductors
Fig. G60 : Minimum cross section area of protective PEN będzie mieć pole przekroju nie mniejsze niż 10 mm w przypadku miedzi lub 16 mm w przypadku aluminium.
(4) Co do zastosowania tego wzoru, patrz tabela G53.
Schneider
Tab. G58: Minimalny przekrój poprzeczny przewodu ochronnego PE.Electric - Electrical installation guide 2005

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Figure G60 below is based on IEC 60364-5-54.60364-5-54. Ta tabela zawiera dwie
Tabela G58 poniżej jest oparta o normę IEC This table provides two methods of
determining the appropriate c.s.a. for both PE or zarówno dla przewodów PE lub PEN.
metody określania odpowiedniego przekroju PEN conductors.

G - The protection of circuits
G - Dobór i ochrona przewodów

6 Protective earthing conductor
(PE)

The two methods are:
c Adiabatic to:
Dwie metody(which corresponds with that described in IEC 60724)
b This method, while being economical and assuring protection of the conductor
Adiabatyczna (która odpowiada opisanej w normie IEC 60724)
against overheating, leads to small c.s.a.’s compared to those of the corresponding
Metoda ta zapewnia ochronę przewodu przed przegrzaniem, prowadzi do
circuit phase conductors. The result is sometimes incompatible with the necessity in
określenia mniejszych przekrojów w porównaniu z odpowiednimi przewodami
IT and TN schemes to minimize the impedance of the circuit earth-fault loop, to
fazowymi obwodu. Wynik jest czasami niezgodny z koniecznością zminimalizowania
ensure positive operation by instantaneous overcurrent tripping devices. This
impedancji used zwarcia doziemnego forukładach sieci ITand for dimensioning an
method is pętli in practice, therefore, w TT installations, i TN, aby zapewnić
poprawneconductor (1).
earthing działanie wyzwalacza nadprądowego aparatu zabezpieczającego. W
związku z tym, w praktyce, metoda ta jest stosowana w sieciach TT (1).
b c Simplified
Uproszczona
This method is based on PE conductor sizes being related to those of odpowiednimi
Metoda ta oparta jest na wielkościach przewodów PE powiązanych zthe
corresponding circuit obwodu, przy założeniu, że ten sam materiał przewodów jest
przewodami fazowymiphase conductors, assuming that the same conductor material
is used w każdym przypadku.
używany in each case.
Thus, w Tabeli G60 for:
Zatem, in Figure G58 dla:
Sph 16 mm2 SPE = Sph
Sph y i 16 mm2 SPE = Sph
16 & lt; Sph i 35 mm2 SPE = 16 mm2
16 & lt; Sph y 35 mm2 SPE = 16 mm2
Sph
Sph & gt; 35 mm2 SPE =
Sph & gt; 35 mm2
2
Note: when, in a TT scheme, the installation earth electrode is beyond the zone of
Uwaga: gdy w układzie TT, uziom instalacji jest poza strefą uziomów, przekrój
influence of the source earthing electrode, the c.s.a. of the PE conductor can be
przewodu PE może być ograniczony do2 25 mm2 (dla miedzi) lub 35 mm2 (dla
limited to 25 mm2 (for copper) or 35 mm (for aluminium).
aluminium).
The neutral cannot be used być stosowany jako przewód PEN, dopóki jego
Przewód neutralny nie możeas a2 PEN conductor unless its c.s.a. is equal to or larger
than 10 mm2 (copper) lub większy od 10 mm
przekrój nie jest równy or 16 mm (aluminium). 2 (miedź) lub 16 mm2 (aluminium).
Moreover, a PEN conductor może być elastyczny. Ponieważ przewód PEN pełni
Co więcej, przewód PEN nie is not allowed in a flexible cable. Since a PEN conductor
functions also as neutralnego, jego przekrój cannot, in any może w żadnym
funkcję przewodu a neutral conductor, its c.s.a.poprzeczny niecase, be less than that
necessary for mniejszy niż discussed minimum dla przewodu neutralnego, jak
przypadku być the neutral, aswymagane in Subclause 7.1 of this Chapter.
This c.s.a. cannot be less 7.1 that of the phase conductors unless:
omówiono w podrozdziale thanniniejszego rozdziału.
c The kVA może być mniejszy od przekroju than 10% of the total kVA load, and
Przekrój nie rating of single-phase loads is less przewodów fazowych chyba, że:
b c Imax likely to1-fazowego obciążenia jestnormal circumstances, is less than the
zakres w kVA pass through the neutral in mniejszy niż 10% całkowitego
current permitted
obciążenia w kVA for the selected cable size.
b Furthermore, protection of the neutral conductor must be assured by the protective
Imax który prawdopodobnie będzie przepływać przez przewód neutralny w
normalnych warunkach jest mniejszy niż dozwolony prąd dla Sub-clause 7.2 of this
devices provided for phase-conductor protection (described in wybranego rozmiaru
kabla
Chapter).
Ponadto,of factor k to be used in the formulae być zapewniona przez aparaty
Values ochrona przewodu neutralnego musi
zabezpieczające przewidziane do ochrony przewodu fazowego temperature rise
These values are identical in several national standards, and the (opisane w
podrozdziale 7.2 niniejszegokrozdziału). the upper temperature limits for the
ranges, together with factor values and
Wartości classes of insulation, correspond with those published in IEC 60724 (1984).
different współczynnika k do zastosowania we wzorze
Wartości te są identyczne w wielu are those most commonly needed for LV installation
The data presented in Figure G61 normach krajowych. Wartości współczynnika
k design.
zmieniają się wraz ze zmianą temperatury oraz maksymalnego obciążenia
termicznego dla różnych klas izolacji i odpowiadają opublikowanym normom IEC
60724 (1984).
Dane przedstawione w Tabeli G59 są najczęściej potrzebnymi dla projektowania
instalacji NN.

G42

G38

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

k values

Nature of insulation
Polyvinylchloride (PVC)

Cross-linked-polyethylene
(XLPE)
wartości k
Typ izolacji
Ethylene-propylene-rubber

Polichlorek winylu (PVC) (EPR)
Usieciowany polietylen
160
(XLPE)
Final temperature (°C)
250
30
Etylen-propylen-guma
Initial temperature (°C)
30

(EPR)
Insulated conductors
Copper
143
176
160
250
Temperatura końcowa (°C)
not incoporated in
Aluminium 95
116
30
30
Temperatura początkowa Steel
(°C)
cables or bare
52
64
conductors in contact
Izolowane przewody Miedź
143
176
with cable jackets
niewłączone w kabel lub Aluminium 95
116
Conductors of
Copper
115
143
gołe przewody a
Stal
52
64
wmulti-core-cable
kontakcie z obudową Aluminium 76
94
kabla
Miedź
115
143
Przewody
Fig. G61 : k factor values for LV PE conductors, commonly used in national standards and
kabli wielożyłowych
Aluminium 76
94
complying with IEC 60724

Tab. G59: Wartości współczynnika k dla przewodów PE, powszechnie stosowane w normach
krajowych, zgodnych z normą IEC 60724.

(1) Grounding electrode conductor
Schneider Electric - Electrical installation guide 2005

(1) Przewód uziomu
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

6 Przewód ochronny (PE)

6.3 Przewód ochronny pomiędzy transformatorem
SN/NN a rozdzielnicą główną niskiego napięcia RGnn
Wszystkie fazy i przewody neutralne przed głównym wyłącznikiem zasilającym
RGnn są chronione za pomocą urządzeń po stronie średniego napięcia
transformatora. Przewody te, wraz z przewodem PE, należy odpowiednio
dobrać. Określenie przewodów fazowych i neutralnego z transformatora zostało
zilustrowane w podpunkcie 7.5 rozdziału (w obwodzie C1 systemu przedstawionego
na rys. G65.
Zalecane rozmiary dla gołych i izolowanych przewodów PE z punktu neutralnego
transformatora (pokazano na Rysunku G60) są wskazane poniżej w Tabeli
G61. Moc kVA do rozważenia jest to suma wszystkich (jeśli jest więcej niż jeden)
transformatorów zasilających RGnn.

PE

G39

RGnn
MGDB

Główna szyna
Main earth bar
wyrównawcza
for the LV installation

Rys. G60: Połączenie PE pomiędzy transformatorem SN/NN a RGnn

Tabela wskazuje przekrój poprzeczny przewodów w mm2 według:
b Znamionowej Mocy transformatora(ów) SN/NN w kVA
b Czasu wyłączenia prądu zwarciowego aparatu zabezpieczającego SN w
sekundach
b Rodzaj materiałów izolacyjnych i materiałów przewodów
Jeśli zabezpieczeniem SN jest bezpiecznik, stosuje się dane z kolumny 0.2s
W układzie sieci IT, jeśli aparat zabezpieczający przed przepięciem jest
zainstalowany (pomiędzy punktem neutralnym transformatora a ziemią) przewody
do podłączenia do aparatu powinnny być również dobrane w taki sam sposób, jak
opisano powyżej dla przewodów ochronnych.

Moc
Materiał
transformatora przewodu
kVA (230/400V) t(s) miedź

t(s) aluminium

Gołe
przewody
0.2
0.5
-
-
0.2
0.5

Izolacja PVC
przewody
0.2
0.5
-
-
0.2
0.5

Izolacja XLPE
przewody
0.2
0.5
-
0.2
0.5

y100

25
25
25
25
35
50
50
70
70
95
95

25
25
25
35
35
50
70
70
95
95
120

25
25
25
25
35
35
50
70
70
70
95

Przekrój PE
160
(mm2)
200
250
315
400
500
630
800
1,000
1,250

25
25
35
35
50
70
70
95
120
120
150

25
35
50
70
70
95
120
150
150
185
185

25
25
35
50
50
70
95
95
120
120
150

25
50
50
70
95
95
120
150
185
185
240

25
25
25
35
50
50
70
95
95
120
120

25
35
50
50
70
95
95
120
150
150
185

Tab. G61: Zalecane przekroje przewodu PE pomiędzy transformatorem SN/NN a rozdzielnicą
RGnn, jako funkcja mocy transformatora i czasu wyłaczenia zwarcia.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Przewody te muszą być dobrane zgodnie z
przepisami krajowymi.

G - Dobór i ochrona przewodów

6 Przewód ochronny (PE)

6.4 Szyna wyrównawcza
Główna szyna wyrównawcza
Szyna ta, generalnie, ma przekrój poprzeczny równy co najmniej połowie
największego przewodu ochronnego, ale w żadnym wypadku nie powinien on
przekraczać 25 mm2 (miedź) lub 35 mm2 (aluminium) podczas gdy jej minimalny
przekrój powinien wynosić 6 mm2 (miedź) lub 10 mm2 (aluminium).

Dodatkowa szyna wyrównawcza

G40

Szyna ta umożliwia dostępnej części przewodzącej, która jest oddalona od
najbliższego głównego przewodu wyrównawczego (przewodu ochronnego),
połączenie z nalbliższym przewodem ochronnym. Jej przekrój powinien wynosić co
najmniej połowę przekroju przewodu ochronnego, do którego jest podłączona.
Jeśli łączy ona dwie części przewodzące (M1 i M2 na Rysunku G62) jej przekrój
musi być co najmniej równy mniejszemu przekrojowi z dwóch przewodów
ochronnych (dla M1 i M2). Szyna wyrównawcza, która nie jest w wiązce z kablem,
powinna być zabezpieczona mechanicznie przez rurociągi, kanały itp. w miarę
możliwości.
Inne ważne zastosowania dla dodatkowych szyny wyrównawczych dotyczą
zmniejszenia impedancji pętli zwarcia doziemnego, szczególnie dla systemów
ochrony pośredniej TN w IT- uziemionych instalacjach oraz specjalnych miejscach o
zwiększonym ryzyku porażenia elektrycznego (patrz IEC 60364-4-41).

Między dwiema dostępnymi częściami
Between two exposed conductive parts
przewodzącymi
if SPE1 y SPE2
then SPE1 ≤ PE1
jeśli S LS = S SPE2
wówczas SLS = SPE1

SPE1

SPE2

Między dostępną częścią
Between an exposed conductive part
przewodzącą structure
and a metallic a metalową konstrukcją
SPE
SLS =
2

SPE1

SLS

M1

SLS

M2

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. G62: Dodatkowe szyny wyrównawcze

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

M1

Konstrukcje
Metal structures
metalowe
(conduits, girders…)
(kanały,
kratownice…)

7 Przewód neutralny

G - Dobór i ochrona przewodów

Przekrój poprzeczny i ochrona przewodu neutralnego, niezależnie od jego
wymagań dotyczących przenoszenia prądu, zależą od kilku czynników, a
mianowicie:
b Rodzaju systemu uziemienia, TT, TN itp.
b Prądów harmonicznych
b Sposobu ochrony przed kontaktem pośrednim, zgodnie z metodami opisanymi
poniżej
Kolor przewodu neutralnego jest ustawowo niebieski.
b Przewód PEN, gdy izolowany, znakuje się jedną z następujących metod:
b Zielono-żółty na całej długości z dodatkowo jasnoniebieskimi oznaczeniami na
końcach lub
b Jasnoniebieski na całej długości z dodatkowo zielono-żółty oznakowania na
końcach.

7.1 Dobór przekroju przewodu
Wpływ typu sieci
Układy TT i TN-S
b Obwody jednofazowe lub te z przekrojem ≤ 16 mm2 (miedź), 25 mm2 (aluminium):
przekrój przewodu neutralnego musi być równy przekrojowi faz
b Obwody trójfazowe o przekroju & gt; 16 mm2 miedź lub 25 mm2 aluminium: przekrój
przewodu neutralnego może być określony jako:
v Równy przewodom fazowym, bądź
v Mniejszy pod warunkiem, że:
- Prąd przepływający przez przewód neutralny w normalnych warunkach jest
mniejszy niż dopuszczalny prąd Iz. Musi być wzięty pod uwagę wpływ trzeciej
harmonicznej(1) lub
- Przewód neutralny jest zabezpieczony przed zwarciem, zgodnie z następującym
podrozdziałem G-7.2.
- Rozmiar przewodu neutralnego jest równy co najmniej 16 mm2 dla miedzi lub 25
mm2 dla aluminium
Układ TN-C
Stosuje się te same warunki jak wymienione powyżej, ale w praktyce przewód
neutralny nie może być przerwany w żadnym wypadku, ponieważ stanowi z
przewodem PE jeden przewód (patrz Tabela G58, kolumna " przekrój przewodu
PEN " ).
Układ IT
Ogólnie rzecz biorąc, nie zaleca się stosowania przewodu neutralnego. Preferowany
jest system 3-fazowy 3-kablowy. Kiedy jednak 3-fazowa 4 kablowa instalacja jest
potrzebna, warunki opisane powyżej dla układów TT i TN-S są stosowane.

G41

Wpływ składowych harmonicznych
Wpływ trzeciej harmonicznej
Harmoniczne są generowane przez nieliniowe obciążenia instalacji (komputery,
oświetlenie fluorescencyjne, prostowniki, energoelektroniczne przetworniki) i mogą
generować duże prądy w przewodzie neutralnym. W szczególności wielokrotności
trzeciej harmonicznej kumulują się w przewodzie neutralnym:
- Prądy podstawowej składowej (H1) są przesunięte w fazie o 2π/3 więc ich suma
jest równa zeru.
- Z drugiej strony, wielokrotności trzeciej harmonicznej są w fazie względem siebie
(patrz Rys. G63a).

+

I1 H3

I2 H1

+

I2 H3

I3 H1

+

I3 H3
3

3

IN =

Ik H1

Ik H3

+
1

1

0

+

3 IH3

Rys. G63a: Wielokrotności trzeciej harmonicznej są w fazie względem siebie i kumulują się w przewodzie neutralnym

(1) Trzecia harmoniczna i jej wielokrotność
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

I1 H1

G - Dobór i ochrona przewodów

Wykres G63b pokazuje współczynnik obciążenia przewodu neutralnego, w funkcji
procentowej trzeciej harmonicznej.
W praktyce, maksymalny współczynnik obciążenia nie może przekraczać 3.

INeutral
Neutralny
IPhase
Fazowy
2.0
1.8
1.6
1.4
1.2
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2

G42

0

i 3 (%)
0

20

40

60

80

100

Wyk. G63b: Współczynnik obciążenia przewodu neutralnego, w funkcji procentowej trzeciej
harmonicznej

Współczynniki redukcji harmonicznych prądu w cztero i pięcio-rdzeniowych
kablach z obciążonymi czterema przewodami.
b Podstawowe obliczenia dotyczą kabli z trzema przewodami obciążonymi np. nie
ma prądu w przewodzie neutralnym. Ze względu na obecność trzeciej harmonicznej
prąd pojawia się w przewodzie. W wyniku tego, zwiększa się temperatura
3-fazowych przewodów w związku z czym, niezbędny jest współczynnik korekcyjny
dla przewodów fazowych (patrz Tab. G63)
Współczynniki redukcyjne, stosowane do obciążalności kabla z trzema przewodami
obciążonymi, dają obciążalności prądowe równe obwodowi z czterema
obciążonymi przewodami, gdzie prąd w czwartym przewodzie jest spowodowany
harmonicznymi. Współczynniki redukcyjne biorą także pod uwagę wpływ
harmonicznych na charakterystyki grzewcze
b Jeżeli przewiduje się, że prąd neutralny będzie wyższy niż prąd fazowy, wówczas
rozmiar kabla powinien być dobrany na podstawie prądu neutralnego
b Gdy wybór wielkości przewodu opiera się na prądzie przewodu neutralnego który
nie jest znacząco większa niż w prąd fazowy, konieczne jest zmniejszenie aktualnego
podanego w tabeli obciążalności prądu dla trzech obciążonych przewodów
b Jeśli wartość prądu przewodu neutralnego wynosi więcej niż 135% wartości prądu
fazowego i przekrój kabla jest wybrany na podstawie prądu przewodu neutralnego,
wówczas 3-fazowe przewody nie będą w pełni obciążone. Redukcja ciepła generowanego przez przewody 3-fazowe równoważy ciepło wytwarzane przez przewód neutralny
do tego stopnia, że nie jest konieczne stosowanie jakichkolwiek współczynników
zmniejszających obciążalność prądową trzech przewodów obciążonych
b W celu ochrony kabli, bezpiecznik lub wyłącznik musi być dobrany z
uwzględnieniem największych wartości prądów liniowych (fazowych lub przewodu
neutralnego). Jednakże, istnieją specjalne urządzenia (na przykład wyłącznik
Compact NSX wyposażony w wyzwalacz OSN), który pozwala na użycie przekroju
przewodu fazowego mniejszego niż przekrój przewodu neutralnego

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Wyłącznik Compact NSX100
Zawartość trzeciej
harmonicznej w prądzie
fazowym (%)
0 - 15
15 - 33
33 - 45
& gt; 45

Współczynnik korekcyjny
Wybór przekroju oparty
o prąd przewodu fazowego
1.0
0.86
-
-

Wybór przekroju oparty
o prąd przewodu neutralnego
0.86
1.0 (1)

(1) Jeśli wartość prądu przewodu neutralnego wynosi więcej niż 135% wartości prądu fazowego i
przekrój kabla jest wybrany na podstawie prądu przewodu neutralnego, wówczas 3-fazowe przewody
nie będą w pełni obciążone. Redukcja ciepła generowanego przez przewody 3-fazowe równoważy
ciepło wytwarzane przez przewód neutralny do tego stopnia, że nie jest konieczne stosowanie jakichkolwiek współczynników zmniejszających obciążalność prądową trzech przewodów obciążonych.
Tab. G63: Współczynniki korekcyjne prądów harmonicznych w cztero i pięciożyłowych kablach
(wg IEC 60364-5-52) pięciożyłowych (zgodnie z IEC 60364-5-52)
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

7 Przewód neutralny

Przykłady
Dany jest trójfazowy obwód z projektowanym obciążeniem 37 A do zainstalowania
przy użyciu czterożyłowego kabla izolowanego PVC do ściany, metoda instalacji C.
Z Rysunku G24, kabel 6 mm2 z miedzianymi przewodnikami ma obciążalność
prądową 40 A i tym samym jest odpowiedni, jeśli składowe harmoniczne nie
występują w obwodzie.
b Jeśli występuje 20% trzeciej harmonicznej , to stosowany jest współczynnik
korekcyjny wynoszący 0,86 i obciążenie wynosi:
Przy tym obciążeniu, konieczny jest kabel 10 mm2.
W tym przypadku użycie specjalnego aparatu zabezpieczającego (Compact NSX
wyposażony w wyzwalacz OSN) pozwoliłoby na zastosowanie 6 mm2 przekroju na
faze i 10 mm2 przekroju dla przewodu neutralnego
b Jeśli występuje 40% trzeciej harmonicznej, dobór przekroju kabla jest oparty na
prądzie przewodu neutralnego, który wynosi 37 x 0,4 x 3 = 44,4 A wtedy stosowany
jest współczynnik korekcyjny wynoszący 0,86 a obciążenie wynosi: 44.4/0.86 =
51.6 A
Przy tym obciążeniu, kabel 10 mm2 jest odpowiedni
b Jeśli występuje 50% trzeciej harmonicznej, dobór przekroju kabla jest oparty na
prądzie przewodu neutralnego, który wynosi 37 x 0,5 x 3 = 55,5 W tym przypadku
współczynnik korekcyjny wynosi 1 przez co przekrój kabla wynosi 6 mm2
W tym przypadku użycie specjalnego aparatu zabezpieczającego (Compact NSX
wyposażony w wyzwalacz OSN) pozwoliłoby na zastosowanie 6 mm2 przekroju na
faze i 10 mm2 przekroju dla przewodu neutralnego.

G43

7.2 Zabezpieczenie przewodu neutralnego
(patrz Rys. G64 na następnej stronie)

Zabezpieczenie przed przeciążeniem
Jeśli przewód neutralny jest prawidłowo dobrany (uwzględniając harmoniczne),
żadna szczególna ochrona przewodu neutralnego nie jest wymagana, ponieważ
jest on chroniony przez zabezpieczenie faz.
Jednak w praktyce, jeśli przekrój przewodu neutralnego jest mniejszy od przekroju
przewodu fazowego, zabezpieczenie przeciążeniowe musi być zainstalowane

Zabezpieczenie przed zwarciem
Jeśli przekrój przewodu neutralnego jest mniejszy niż przekrój fazy, zabezpieczenie
zwarciowe musi być zainstalowane.
Jeśli przekrój przewodu neutralnego jest równy bądź większy od przekroju
fazowego, żadna szczególna ochrona przewodu neutralnego nie jest wymagana,
ponieważ jest on chroniony przez zabezpieczenie faz.

7.3 Odłączanie przewodu neutralnego
Potrzeba odłączenia lub nieodłączania przewodu neutralnego związana jest z
zabezpieczeniem przed kontaktem pośrednim.
W układzie TN-C
Przewód neutralny nigdy nie może być przerwany, ponieważ stanowi zarówno PE
jak i przewód neutralny.
W układach TT, TN-S i IT
W przypadku zwarcia, wyłącznik otworzy wszystkie bieguny, w tym biegun
neutralny, tzn. wyłącznik jest wielobiegunowy.
Działanie można osiągnąć pośrednio za pomocą bezpieczników, w których
zadziałanie jednego lub więcej bezpieczników wyzwala mechanicznie wszystki
bieguny rozłącznika bezpiecznikowego.

7.4 Rozwieranie obwodu przewodu neutralnego
(patrz Rys. G64 na następnej stronie)

Uważa się, że dobrą praktyką jest stosowanie wyłącznika umożliwiającego przerwę
izolacyjną dla każdego obwodu.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

(patrz Rys. G64 na następnej stronie)

7 Przewód neutralny

G - Dobór i ochrona przewodów



TT

TN-C

TN-S

Jednofazowy
(Faza-Neutralny)
N
N


lub

IT

N (B)

N
lub

N

N
Jednofazowy
(Faza-Faza)



G44

(A)
lub

(A)
lub

Trójfazowy
cztery żyły
Sn u Sph


N
N


N (B)

N
lub

N
Trójfazowy
cztery żyły
Sn & lt; Sph


N


N

lub

N (B)

N
(A) Dla systemów TT lub TN-S, jeżeli RCD jest zainstalowany na początku obwodu lub powyżej niego, i jeśli żaden sztuczny
punkt zerowy nie znajduje się poniżej jego lokalizacji
(B) Zabezpieczenie przetężeniowe zera nie jest konieczne:
b Jeżeli przewód neutralny jest zabezpieczony przed zwarciami przez urządzenie umieszczone powyżej bądź
b Jeżeli obwód jest chroniony przez RCD, którego czułość jest mniejsza niż 15% neutralnego dopuszczalnego prądu

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. G64: Różne sytuacje zabezpieczania przewodu neutralnego.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

8 Przykładowy dobór kabli
– podsumowanie

G - Dobór i ochrona przewodów

Przykład obliczeń kablowych (patrz Rys. G65)
Instalacja jest zasilana przez transformator 630 kVA. Instalacja wymaga wysokiego
stopnia ciągłości zasilania oraz jej część może być zasilana przez generator 250
kVA. Głownym układem sieci jest TN-S, z wyjątkiem najbardziej krytycznych
obciążeń zasilanych przez izolowany transformator w niższych poziomach sieci w
układzie IT. Schemat jednokreskowy pokazano na Rysunku G65 poniżej. Wyniki
obliczeń komputerowych dla obwodu od transformatora T1 do kabla C7 pokazano
w Tabeli G66. Obliczenia zostały przeprowadzone używając oprogramowania
Ecodial (produkt firmy Schneider Electric).
Po nim następują takie same obliczenia prowadzone uproszczoną metodą opisaną
w niniejszym przewodniku.

630 kVA 400V 50 Hz
T1

G45
C1

Q1
G5

B2

Q16

Q3

G

250 kVA 400V 50 Hz

Q4
C5

Q5
C4

C16

R16

Q10

Q11

180 kvar

20 m

C11

C10

L10

T11
ku = 1.0
IB = 169,81 A
P = 100 kW

P = 125 kVA
U = 400 V

Q12

C12

C3
B13

Q7

Q8

Q14

Q15

C7

C8

C14

C15

L7

L8

L14

L15

ku = 1.0
IB = 254.71 A
P = 150 kW

ku = 1.0
IB = 254.71 A
P = 150 kW

Rys. G65: Przykład schematu jednokreskowego
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

ku = 1.0
IB = 84,90 A
P = 50 kW

ku = 1.0
IB = 84,90 A
P = 50 kW

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

B6

G - Dobór i ochrona przewodów

Obliczenie przy użyciu programu Ecodial

G46

Ogólna charakterystyka sieci
TN-S
System uziemienia
Neutralny rozdzielony
Nie
Napięcie (V)
400
Częstotliwość (Hz)
50
500
Moc zwarciowa sici (MVA)
Rezystancja sieci SN (m)
0.0351
Reaktancja sieci SN (m)
0.351
Transformator T1
Moc (kVA)
630
Napięcie impedancji zwarciowej (%)
4
Rezystancja transformatora RT (m)
3.472
Reaktancja transformatora XT (m)
10,64
21,54
3-fazowy prąd zwarciowy Ik3 (kA)
Kabel C1
Długość (m)
5
Maksymalny prąd obciążeniowy (A)
860
PVC
Typ izolacji
Temperatura otoczenia (°C)
30
Materiał przewodu
Miedź
Pojedynczy
Kabel jednożyłowy lub wielordzeniowy
F
Sposób instalacji
Liczba poziomów
1
Przekrój poprzeczny przewodu fazowego (mm2)
2 x 240
Przekrój poprzeczny przewodu neutralnego (mm2) 2 x 240
Przekrój poprzeczny przewodu przewodu PE (mm2) 1 x 120
Spadek napięcia U (%)
0,122
21,5
3-fazowy prąd zwarciowy Ik3 (kA)
15,9
Prąd zwarcia doziemnego Id (kA)
Wyłącznik Q1
Prąd obciążeniowy (A)
860
Typ
Compact
NS1000N
Numer referencyjny
Prąd znamionowy (A)
1000
Liczba biegunów i zabezpieczonych biegunów
4P4d
Zabezpieczenie
Micrologic 5.0
Prąd zadziałania wyzwalacza przeciążeniowego Ir (A) 900
Prąd nastawiony wyzwalacza/krótka zwłoka Im/Isd (A) 9000
Czas zadziałania wyzwalacza zwarciowego tm(ms) 50
Tablica rozdzielcza B2
Numer referencyjny
Linergy 1250
Prąd znamionowy (A)
1050
Wyłącznik Q3
Prąd obciążeniowy (A)
509
Compact
Typ
Numer referencyjny
NSX630F
630
Prąd znamionowy (A)

Liczba biegunów i zabezpieczonych biegunów
4P4d
Zabezpieczenie
Micrologic 2.3
Prąd zadziałania wyzwalacza przeciążeniowego Ir (A) 510
Prąd nastawiony wyzwalacza/krótka zwłoka Im/Isd (A) 5100
Kabel C3
Długość
20
509
Maksymalny prąd obciążeniowy (A)
Typ izolacji
PVC
Temperatura otoczenia (°C)
30
Materiał przewodu
Miedź
Kabel jednożyłowy lub wielordzeniowy
Pojedynczy
F
Sposób instalacji
2 x 95
Przekrój poprzeczny przewodu fazowego (mm2)
Przekrój poprzeczny przewodu neutralnego (mm2) 2 x 95
Przekrój poprzeczny przewodu przewodu PE (mm2) 1 x 95
Spadek napięcia kabla U (%)
0,53
Całkowity spadek napięcia U (%)
0,65
3-fazowy prąd zwarciowy Ik3 (kA)
19,1
Prąd zwarcia doziemnego Id (kA)
11,5
Podrozdzielnica B6
Typ oszynowania
Linergy 800
Prąd znamionowy (A)
750
Wyłącznik Q7
Prąd obciążeniowy (A)
255
Typ
Compact
Numer referencyjny
NSX400F
Prąd znamionowy (A)
400
Liczba biegunów i zabezpieczonych biegunów
3P3d
Micrologic 2.3
Zabezpieczenie
Prąd zadziałania wyzwalacza przeciążeniowego Ir (A) 258
Prąd nastawiony wyzwalacza/krótka zwłoka Im/Isd (A) 2576
Kabel C7
Długość
5
Maksymalny prąd obciążeniowy (A)
255
Typ izolacji
PVC
Temperatura otoczenia (°C)
30
Materiał przewodu
Miedź
Kabel jednożyłowy lub wielordzeniowy
Pojedynczy
Sposób instalacji
F
1 x 95
Przekrój poprzeczny przewodu fazowego (mm2)
Przekrój poprzeczny przewodu neutralnego (mm2) 1 x 50
Przekrój poprzeczny przewodu PE (mm2)
Spadek napięcia kabla U (%)
0,14
Całkowity spadek napięcia U (%)
0,79
3-fazowy prąd zwarciowy Ik3 (kA)
18,0
Prąd zwarcia doziemnego Id (kA)
10,0

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. G66: Częściowe wyniki obliczeń prowadzonych za pomocą oprogramowania Ecodial (Schneider Electric)

Obliczenia przy wykorzystaniu " uproszczonej
metody " zalecanej w poradniku
b Określenie obwodu C1
Transformator SN/NN 630 kVA ma nominalne napięcie bez obciążenia 420 V.
Obwód C1 musi być odpowiedni do prądu:

IB =

630 x 103
= 866 A perfazę
na phase
3 x 420

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

8 Przykładowy dobór kabli
– podsumowanie
1 General
1 General
Dwa równoległe jednożyłowe kable miedziane w izolacji z PVC zostaną użyte na
każdą fazę. Kable te będą układane na korytkach kablowych według metody F.
Każdy przewód będzie zatem przewodził 433A. Rysunek G21a pokazuje, że dla 3
obciążonych przewodów z izolacją PVC, wymagany przekrój to 240mm2.
Rezystancja i indukcyjna reaktancja, dla dwóch przewodów ułożonych równolegle i

The długości 5 metrów to odpowiednio:
dla resistances and the inductive reactances for the six conductors in parallel are,
for a length of 5 metres:
The resistances and the inductive reactances for the six conductors in parallel are,
for a length of 5 metres: 5
22.5 x
rezystancja przewodu: 22,5 mΩ.mm2/m)
R=
= 0.23 mΩ (cable resistance: 22.5 mΩ .mm2/m)
22.5 x 5
240 x 2
R=
= 0.20 mΩ (cable resistance: 22.5 mΩ .mm2/m)
95 x 6 X = 0.08 x 5 = 0.40 mΩ (cable reactance: 0.08 mΩ /m)
X = 0,08 x 5 = 0,4 mΩ reaktancja kablowa: 0,08 mΩ/m)
X = 0.08 x 5 = 0.40 mΩ (cable reactance: 0.08 mΩ /m)
Dimensioning circuit C6

b Określenie obwodu C3

Dimensioning circuit C6
Circuit C6 supplies dwa odbiory 150kW z cos φ = 0.85, więc całkowity prąd
Obwód C3 zasila a 400 kVA 3-phase 400/400 V isolating transformer
Circuit C6 supplies a 400 kVA 3-phase 400/400 V isolating transformer
obciążenia wynosi: .103
400
Primary current = 3
= 550 A
300 x 10420. 3
IB =
= 509 A
3 x 400 x 0.85
A single-core cable laid on a cable tray (without any other cable) in an ambient air
A single-core temperature of 30 jednożyłowe kable miedziane w izolacji at PVCA
cable równoległe °C tray (without any other cable) in an set z 560 zostaną użyte na
laid on a cable is proposed. The circuit breaker is ambient air
Dwa
temperature of 30 °C is proposed. The circuit breaker is set at 560 A
każdą fazę. Kable te bedą characterized by the reference letter F, and the “k”
The method of installation is układane na korytkach kablowych według metody F.
Każdy przewód are all zatem 1.
correcting factors będzie equal tothe reference letter F, and the “k”
The method of installation is characterized by przewodził 255A. Rysunek G21a pokazuje, że dla 3
obciążonych przewodów z izolacją PVC, wymagany przekrój wynosi 95mm2.
correcting factors are all equal to2 1.
A c.s.a. of 240 mm is appropriate.
G9
Rezystancja i reaktancja indukcyjna, dla dwóch przewodów ułożonych równolegle i
A c.s.a. of 240 mm2 is appropriate.
The resistance and inductive reactance are respectively:
G9

G47

dla długości 20 metrów to odpowiednio:

The resistance and inductive reactance are respectively:
22.5 x 15
R = 22.5 x 20 = 1.4 mΩ
22.5 x 15 R = 240
= 2.37 mΩ (rezystancja przewodu: 22,5 mΩ.mm2/m)
R=
= 1.4 95Ω 2
mx
240 X = 0.08 x 15 = 1.2 mΩ
X = 0.08
X = 0.08 x 15 = 1.2 mΩx 20 = 1.6 mΩ (reaktancja kablowa: 0,08 mΩ/m)
Calculation of short-circuit currents for the selection of circuit breakers
Calculation of short-circuit obwodu C7) the selection of circuit breakers
Q 1 and Q 6 (see Fig. G10
b Określenie currents for
Q 1 and Q 6 (see Fig. C7 zasila jeden odbiór 150kW o cos φ = 0.85, więc całkowity prąd
Obwód G10 )
The protective conductor
obciążeniowy wynosi:Figures G60 and G61 show that, when using the adiabatic
The protective conductor
Thermal requirements:
Thermal requirements: Figures 103the protective earth (PE) conductor for circuit C1 will be:
method the 150 x for and G61 A
c.s.a. G60 = 255 show that, when using the adiabatic
IB =
method the c.s.a. for the x 400 x 0.85
3 protective earth (PE) conductor for circuit C1 will be:
34,800 x 0.2
= 108 mm2
34,800 x 0.2
Pojedynczy jednożyłowy kabel miedziany w izolacji PVC będzie używany dla każdej
143
= 108 mm2
z faz. Kable zostaną ułożone w korytach kablowych zgodnie z metodą F.
143

Każdy przewód będzie zatem przewodził 255A. Rysunek G21a pokazuje, że dla 3
obciążonych przewodów z izolacją PVC, wymagany przekrój wynosi 95mm2.
Rezystancja i reaktancja przewodu dla długości 20 metrów wynosi:

Fig. G10 Komponenty obwodu current(mΩ)
: Example of short-circuit
R evaluation X (mΩ)
Z (mΩ)
Ikmax (kA)
Fig. G10 : Example of short-circuit current evaluation
Sieć SN
0,035
0,351
Poziom zwarcia 500MVA
A single(patrzmm2 conductor dimensioned for other reasons mentioned later is
120 Rys. G34)
A single 120 mm2 conductor dimensioned for other reasons mentioned later is
therefore largely sufficient, provided that it also 10.8
satisfies the requirements for
Transformator 630kVA, 4% 2.9
therefore largely sufficient, provided that(i.e. that its impedance is sufficiently low).
indirect-contact protection it also satisfies the requirements for
(patrz Rys. G35)
indirect-contact protection (i.e. that its impedance is sufficiently low).
Kabel C6,
0.23
For the circuitC1 the c.s.a. of its PE conductor0.4
should be:
For the circuit C6, theSuma częściowa
c.s.a. of its PE conductor should be: 11.55
3.16
11.97
20.2
29,300 x 0.2
Kabel C3 92 mm2
2.37
1.6
=
29,300 x 0.2
2
143
= 92 mm częściowa
Suma
5.53
13.15
14.26
17
143
In this case a C7 mm2 conductor may be adequate if the indirect-contact protection
Kabel 95
1.18
0.4
In this case a conditions are also may be adequate if the indirect-contact protection
95 mm2 conductor satisfied.
Suma częściowa
6.71
13.55
15.12
16

conditions are also satisfied.

Tab. G67: Przykład szacowania prądu zwarcia.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015
Schneider Electric - Electrical installation guide 2005
Schneider Electric - Electrical installation guide 2005

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

22.5 x 5 components
Circuits
R (mΩ )
X (mΩ )
Z (mΩ )
Ikmax (kA)
R = parts = 1.18 mΩ (rezystancja przewodu: 22,5 mΩ.mm2/m)
Circuits components
R (mΩ )
X (mΩ )
Z (mΩ )
Ikmax (kA)
95
parts
500 MVA at
0.04
0.36
X = the HV = 0.4 0.04
network
500 MVA at 0.08 x 5 sourcemΩ (reaktancja kablowa: 0,08 mΩ/m)
0.36
the HV source networktransformer
1 MVA
2.2
9.8
10.0
23
1 MVA transformer C1
2.2
9.8
10.0
23
Cable
0.20
0.4
Cable C1
0.4
Sub-total for 0.20
Q1
2.44
10.6
10.9
23
b Obliczenie prądów zwarciowych dla10.9
doboru wyłączników Q1, Q3, Q7
Sub-total for Q1
10.6
23
Busbar B2 2.44
3.6
7.2
(patrz Cable C6
Rys. G67) 3.6
Busbar B2
7.2
1.4
1.2
Cable C6
1.2
Sub-total for 1.4
Q6
4.0
8.4
9.3
20
Sub-total for Q6
4.0
8.4
9.3
20

G - Dobór i ochrona przewodów

8 Przykładowy dobór kabli
– podsumowanie

b Przewód ochronny
Przy wykorzystaniu metody adiabatycznej, minimalny przekrój dla przewodu
ochronnego (PE) może być obliczony według wzoru podanego w Tabeli G58:
2
SPE = I .t
k

Dla obwodu C1, I = 20.2kA and k = 143.
t jest maksymalnym czasem zadziałania zabezpieczenia SN, np. 0,5s
To daje:
SPE =

I 2.t 20200 × 0.5
=
= 100 mm 2
k
143

Pojedynczy 120 mm2 przewód jest zatem wystarczający, pod warunkiem że
spełnia wymagania pośredniej ochrony porażeniowej (tzn., że jego impedancja jest
wystarczająco niska).
Generalnie, dla obwodów z przewodami o przekrojach Sph ≥ 50 mm2,minimalny
przekrój przewodu PE będzie Sph / 2. Wtedy dla obwodu C3, przekrój przewodu PE
wyniesie 95mm2 a dla obwodu C7, 50mm2.

G48

b Zabezpieczenie przed dotykiem pośrednim
Dla obwodu C3 na schemacie G65, rysunkach F41 i F40, lub wzorze podanym na
Rysunku F25 można użyć 3-fazowych 4-przewodowych obwodów.
Maksymalną dopuszczalną długość obwodu oblicza się według wzoru:
L max =

L max =

0.8 x U0 x S ph
ρ x (1 + m) x I a

0.8 x 230 2 x 95
-3

22.5 x 10 x (1+2) x 630 x 11

= 75 m

(Wartość w mianowniku 630 x 11 to maksymalny poziom prądu, przy którym
zadziała zabezpieczenie bezzwłoczne wyłącznika 630 A.
Długość 20 metrów jest więc w pełni chroniona przez zabezpieczenie
" bezzwłoczne " .
b Spadek napięcia
Spadek napięcia jest obliczany za pomocą wartości podanych w Tabeli G28, dla
symetrycznych układów 3-fazowych, podczas normalnej pracy silnika (cos j = 0.8).
Wyniki są zestawione w Tabeli G68:

C1

C3
240mm2

C7
95mm2

1 x 95mm2

przekrój

2x

∆U na przewód
(V/A/km) patrz Rys.
G28

0.21

0.42

0.42

Prąd obciążeniowy
(A)

866

509

255

Długość(m)

5

20

5

Spadek napięcia
(V)

0.45

2.1

0.53

Spadek napięcia
(%)

0.11

0.53

0.13

2x

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Tab. G68: Spadek napięcia wprowadzony przez poszczególne kable

Całkowity spadek napięcia na końcu kabla C7 wynosi wówczas: 0,77%.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Rozdział H
Aparatura rozdzielcza NN:
funkcje i dobór
Spis treści


1

Podstawowe funkcje aparatury rozdzielczej NN

H2





1.1 Zabezpieczenia elektryczne
1.2 Izolacja
1.3 Sterowanie aparaturą rozdzielczą

H2
H3
H4



2

Aparatura rozdzielcza

H5




2.1 Podstawowe aparaty rozdzielcze
2.2 Zespoły aparatów rozdzielczych

H5
H9



Dobór aparatury rozdzielczej

H10




3.1 Dobór aparatury rozdzielczej
H10
3.2 Stabelaryzowane możliwości funkcjonalne aparatury rozdzielczej NN H10

3
4

Wyłącznik

H11










4.1 Normy i opis
4.2 Podstawowe dane znamionowe wyłącznika
4.3 Inne dane wyłącznika
4.4 Dobór wyłącznika
4.5 Koordynacja między wyłącznikami
4.6 Selektywność SN/NN w stacji transformatorowej
4.7 Wyłączniki do układów IT
4.8 Wyłącznik szybki

H11
H13
H15
H18
H1
H22
H28
H29
H29

5

Konserwacja aparatury rozdzielczej niskiego napięcia

H32



© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone



Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Podstawowe funkcje aparatury
rozdzielczej NN

H – Aparatura rozdzielcza NN: funkcje i dobór

Rolą rozdzielnicy jest:
b Zabezpieczenie instalacji
b Bezpieczna izolacja elementów pod napięciem
b Przełączanie lokalne lub zdalne

Krajowe i międzynarodowe normy określają sposób wykonania obwodów
elektrycznych instalacji NN oraz możliwości i ograniczenia poszczególnych
aparatów łączeniowych, które są zbiorowo zwane aparaturą rozdzielczą.
Główne funkcje aparatury rozdzielczej to:
b Zabezpieczenie instalacji i urządzeń
b Elektryczna izolacja części instalacji
b Przełączanie lokalne lub zdalne
Funkcje te zostały podsumowane poniżej na Rysunku H1.
Ochrona elektryczna przy niskim napięciu jest (oprócz bezpieczników) zazwyczaj
realizowana za pomocą wyłączników, w postaci aparatów termomagnetycznych
i/lub wyłączników różnicowo-prądowych (rzadziej wyłączników RVD – są one
akceptowane, ale nierekomendowane przez IEC).
Oprócz funkcji pokazanych na Rysunku H1, inne funkcje, czyli:
b Zabezpieczenie przepięciowe
b Zabezpieczenia podnapięciowe są zapewniane w określonych aparatach
(takich jak odgromniki i inne typy ochronnika przeciwprzepięciowego, przekaźniki
powiązane ze stycznikami, zdalnie kontrolowanymi wyłącznikami, a także z
kombinowanym wyłącznikiem/rozłącznikiem itp.)

Zabezpieczenie
przed
b Prądami
przeciążeniowymi
b Prądami zwarciowymi
b Awarią izolacji

H2

Izolowanie

Sterowanie

b Jednoznacznie oznakowana
izolacja przez autoryzowany
zabezpieczony przed awarią
wskaźnik mechaniczny
b Przerwa lub bariera izolacyjna
wstawiona pomiędzy otwarte
styki, dobrze widoczna

b Przełączanie
funkcjonalne
b Przełączanie awaryjne
b Awaryjne zatrzymanie
b Wyłączanie
do konserwacji
mechanicznej

Rys. H1: Podstawowe funkcje aparatury rozdzielczej NN

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Zabezpieczenia elektryczne zapewniają:
b Ochronę elementów przed cieplnymi
i mechanicznymi skutkami przepływu prądów
zwarciowych
b Ochronę osób w razie uszkodzenia izolacji
b Ochronę zasilanych urządzeń i aparatury (np.
silników itd.)

1.1 Zabezpieczenia elektryczne
Celem jest uniknięcie bądź ograniczenie niszczących lub niebezpiecznych
konsekwencji przepływu nadmiernych prądów (zwarciowych) bądź prądów
wynikających z przeciążenia i awarii izolacji oraz oddzielenie uszkodzonego
obwodu od pozostałej części instalacji.
Istnieje rozróżnienie między zabezpieczeniem:
b Elementów instalacji (kabli, przewodów, rozdzielnic)
b Ludzi i zwierząt
b Sprzętu i urządzeń zasilanych z instalacji
Zabezpieczenie obwodów
v Przed przeciążeniem; stan nadmiernego prądu pobieranego z nieuszkodzonej
instalacji
v Przed prądami zwarciowymi wynikającymi z kompletnej awarii izolacji między
przewodami różnych faz lub (w układach TN) pomiędzy przewodem fazowym
a neutralnym (lub PE)
Ochrona w tych przypadkach jest zapewniana przez bezpieczniki lub wyłączniki,
w rozdzielnicy na początku obwodu końcowego (tzn. obwodu, do którego
podłączony jest odbiór). Określone odstępstwa od niniejszej reguły są dozwolone
w niektórych krajowych normach, jak to przedstawiono w rozdziale H1 podpunkt
1.4.
Ochrona ludzi
Według normy IEC 60364-4-41 samoczynne wyłączenie zasilania w przypadku
awarii jest dozwolonym środkiem ochrony.
v Wyłączniki lub bezpieczniki mogą być wykorzystane jako aparaty
zabezpieczające, które „samoczynnie wyłączają zasilanie przewodu liniowego
obwodu lub wyposażenia w przypadku zwarcia o pomijalnej impedancji pomiędzy
przewodem liniowym a częścią przewodzącą dostępną lub przewodem ochronnym
w obwodzie lub wyposażeniu w wymaganym czasie” (IEC 60364-411)
v Przed awariami izolacji. Zależnie od sposobu uziemienia instalacji (TN, TT
lub IT), zabezpieczenie zostanie zapewnione przez bezpieczniki lub wyłączniki
nadprądowe, wyłączniki różnicowoprądowe i/lub stałe monitorowanie rezystancji
izolacji instalacji względem ziemi

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Podstawowe funkcje aparatury
rozdzielczej NN

Zabezpieczenie silników elektrycznych
v Przed przegrzaniem, na przykład w wyniku długotrwałego przeciążenia,
zatrzymania wirnika, zasilenia z jednej fazy itp. Stosowane są przekaźniki termiczne,
specjalnie zaprojektowane do określonej charakterystyki silników.
Takie przekaźniki mogą, jeżeli jest to wymagane, zabezpieczyć kabel obwodu
silnika przed przeciążeniem. Zabezpieczenie zwarciowe jest zapewniane
przez bezpieczniki klasy aM lub przez wyłącznik, którego wyzwalacz termiczny
(przeciążeniowy) usunięto lub którego wyzwolenie zostało w inny sposób
uniemożliwione.

Stan izolacji wskazywany zarówno przez
wskaźnik, jak i przez widoczne oddzielenie
styków, uznaje się za spełnienie norm w wielu
krajach.

1.2 Izolacja
Celem izolacji jest oddzielenie obwodu lub urządzenia (takiego jak silnik itd.) od
pozostałej części instalacji będących pod napięciem, aby personel mógł podjąć
prace przy odizolowanej części w całkowitym bezpieczeństwie.
Z zasady wszystkie obwody instalacji NN powinny posiadać środki umożliwiające
izolację.
W praktyce, w celu utrzymania optymalnej ciągłości pracy, preferowane jest
zapewnienie możliwości odcięcia izolacji na początku każdego obwodu.
Urządzenie izolujące musi spełniać następujące wymagania:
b Wszystkie bieguny obwodu, włączając neutralny (chyba że przewód neutralny to
przewód PEN) muszą być otwarte (1)
b Musi ono być wyposażone w system blokujący w pozycji otwartej z kluczem (np.
kłódkę) w celu uniknięcia nieuprawnionego zamknięcia przez nieuwagę
b Musi spełniać wymaganie uznanej normy krajowej lub międzynarodowej (np. IEC
60947-3) dotyczącej odstępu pomiędzy stykami, dróg upływu, wytrzymałości na
przepięcia itp.:
Inne wymagania:
v Weryfikacja, czy styki urządzenia izolującego są faktycznie otwarte.
Weryfikacja może być:
- Wizualna, jeśli urządzenie jest odpowiednio zaprojektowane z widocznymi
stykami (niektóre krajowe normy nakładają ten warunek na urządzenie izolujące
zlokalizowane na początku instalacji NN zasilanej bezpośrednio z transformatora
SN/NN)
- Lub mechaniczna, za pomocą wskaźnika na stałe przymocowanego do wału
roboczego urządzenia. W takim przypadku, budowa urządzenia musi być taka, aby
w razie zespawania styków w pozycji zamkniętej, wskaźnik nie mógł wskazywać, że
jest w pozycji otwartej.
v Prądy upływu. Przy otwartym urządzeniu izolującym prądy upływu pomiędzy
otwartymi stykami każdej fazy nie mogą przekraczać:
- 0,5 mA w przypadku nowego urządzenia
- 6,0 mA pod koniec czasu jego użytkowania
v Wytrzymałość przeciwudarowa między otwartymi stykami. Urządzenie izolujące
w stanie otwartym musi wytrzymać impuls 1,2/50 μs, o wartości szczytowej 6, 8
lub 12 kV, zależnie od jego napięcia roboczego, jak pokazano na Rysunku H2.
Urządzenie musi spełniać te warunki na wysokości do 2000 metrów. Czynniki
korygujące w przypadku wysokości większych niż 2000 metrów są podane w IEC
60664-1.

H3

Napięcie robocze
(znamionowe)
(V)


230/400
400/690
690/1,000

Kategoria
wytrzymałości udarowej
(dla 2,000 metrów)
(kV)
III
IV
4
6
6
8
8
12

Rys. H2: Wartość szczytowa napięcia impulsowego w zależności od napięcia znamionowego.
(1) jednoczesne otwarcie wszystkich przewodów pod napięciem, choć nie zawsze obowiązkowe, jest jednak usilnie
zalecane (z powodów większego bezpieczeństwa i ułatwienia
eksploatacji). Styk neutralny otwiera się po stykach fazowych i
zamyka się przed nimi (IEC 60947-1).
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Co za tym idzie, jeżeli testy są przeprowadzane na poziomie morza, wartości
testowe muszą być zwiększone o 23%, by uwzględnić wpływ wysokości. Patrz
norma IEC 60947.

1 Podstawowe funkcje aparatury
rozdzielczej NN

H – Aparatura rozdzielcza NN: funkcje i dobór

1.3 Sterowanie aparaturą rozdzielczą

Funkcje sterownicze aparatury rozdzielczej
umożliwiają personelowi obsługującemu
modyfikację systemu pod obciążeniem
w dowolnej chwili, zgodnie z wymaganiami,
i uwzględniają:
b Sterowanie funkcjonalne (rutynowe
przełączanie itd.)
b Przełączanie awaryjne
b Działania konserwacyjne przy zasilanym
systemie

W szerokim znaczeniu, „sterowanie” oznacza dowolny sposób bezpiecznej
modyfikacji zasilanego systemu na wszystkich poziomach instalacji. Działanie
aparatury rozdzielczej jest istotną częścią sterowania systemem energetycznym.

Sterowanie funkcjonalne
Sterowanie to dotyczy wszystkich operacji przełączania w normalnych warunkach
działania w celu uruchomienia lub wyłączenia części systemu, instalacji lub
pojedynczego elementu wyposażenia, elementu instalacji itp.
Aparatura rozdzielcza przeznaczona do takiego celu musi być zainstalowana
przynajmniej:
b Na początku instalacji
b W końcowym obwodzie lub obwodach odbioru (jeden przełącznik może
kontrolować kilka odbiorów)
Oznakowanie (sterowanych obwodów) musi być jednoznaczne i zrozumiałe.
W celu zapewnienia maksymalnej elastyczności i ciągłości działania, szczególnie
jeżeli łącznik stanowi również zabezpieczenie (np. wyłącznik lub rozłącznik
bezpiecznikowy), zaleca się zainstalować łącznik na każdym szczeblu dystrybucji,
tzn. na każdym wyjściu wszystkich rozdzielnic i podrozdzielnic.
Sterowanie może być:
b Ręczne (za pomocą dźwigni na łączniku) lub
b Elektryczne, za pomocą przycisku na łączniku lub w innym, oddalonym miejscu
(na przykład odłączanie odbiorów i ich ponowne załączanie)
Łączniki te działają natychmiastowo (tzn. bez umyślnego opóźnienia), a te, które
zapewniają zabezpieczenie, są zawsze wielobiegunowe(1).
Wyłącznik główny całej instalacji, jak również wszelkie wyłączniki służące do
przełączania zasilania (z jednego źródła na inne), muszą być wielobiegunowe.

H4

Przełączanie awaryjne - zatrzymanie awaryjne
Przełączanie awaryjne ma na celu wyłączenie obwodu pod napięciem, który jest lub
mógłby stać się niebezpieczny (porażenie prądem lub pożar).
Awaryjne zatrzymanie ma na celu wstrzymanie ruchu, który stał się niebezpieczny.
W dwóch przypadkach:
b Awaryjne urządzenie kontrolne lub jego środek obsługi (lokalny lub w oddaleniu),
jak duży czerwony przycisk grzybkowy awaryjnego zatrzymania, muszą być
rozpoznawalne i łatwo dostępne, w pobliżu każdej pozycji, w której może wystąpić
lub być zauważone niebezpieczeństwo
b Pojedyncze działanie musi powodować całkowite wyłączenie wszystkich
przewodów pod napięciem
b Dozwolone jest awaryjne urządzenie „ze zbijaną szybką” inicjujące przełączanie,
ale ponowne włączanie obwodu może być dokonane jedynie przy pomocy klucza
będącego w posiadaniu uprawnionej osoby
Należy zauważyć, że w określonych przypadkach, awaryjny system zatrzymania
może wymagać, by zasilanie pomocnicze obwodów było utrzymywane do chwili
ostatecznego zatrzymania urządzenia.

Wyłączenie w celach mechanicznych prac konserwacyjnych

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Ta operacja zapewnia zatrzymanie maszyny i uniemożliwia jej nieumyślne ponowne
uruchomienie, podczas gdy trwają mechaniczne prace konserwacyjne przy
napędzanej maszynie. Wyłączenie jest na ogół wykonywane za pomocą łącznika
funkcjonalnego przy pomocy odpowiedniej blokady bezpieczeństwa i informacji
ostrzegawczej przy mechanizmie łącznika.

(1) Jeden biegun w każdej fazie i (gdzie ma to zastosowanie)
jeden biegun na przewodzie neutralnym.
(2) Biorąc pod uwagę zatrzymane silniki.
(3) W układzie TN, przewód PEN nigdy nie może być
otwarty, ponieważ działa jako przewód ochronny oraz jako
przewód neutralny.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Aparatura rozdzielcza

H – Aparatura rozdzielcza NN: funkcje i dobór

2.1 Podstawowe aparaty rozdzielcze
Odłącznik (patrz Rys. H5)
Ten łącznik jest obsługiwany ręcznie, zamykany, dwupozycyjny (otwarty/zamknięty),
zapewnia bezpieczną przerwę izolacyjną w stanie zablokowanym w pozycji
otwartej. Jego charakterystyka jest określona w IEC 60947-3. Odłącznik nie jest
zaprojektowany do załączania bądź wyłączania prądu(1), normy nie podają wartości
znamionowych dla tych funkcji. Musi jednak być w stanie wytrzymać przepływ
prądów zwarciowych i mieć przypisaną wytrzymałość zwarciową, zazwyczaj
jednosekundową, o ile użytkownik i producent nie ustalą inaczej. Ta zdolność jest
z reguły większa niż odpowiednia dla dłuższych okresów (słabszych) przetężeń
operacyjnych, na przykład przy uruchomieniu silnika. Muszą również przejść
znormalizowane testy na wytrzymałość mechaniczną, przepięciową i prądy upływu.

Rozłącznik (patrz Rys. H6)
Ten łącznik kontrolny jest na ogół obsługiwany ręcznie (ale czasami jest
wyposażony w wyzwalacz elektryczny dla wygody operatora) i jest to
niesamoczynne urządzenie dwupozycyjne (otwarty/zamknięty). Służy do zamykania
i otwierania obciążonych obwodów w warunkach normalnej pracy obwodu bez
zwarcia. W efekcie, nie zapewnia zabezpieczenia obwodu, który kontroluje.
Norma IEC 60947-3 definiuje:
b Częstotliwość operacji łączeniowych (maksymalnie 600 cykli zamykania/
otwierania na godzinę)
b Wytrzymałość mechaniczną i elektryczną (ogólnie mniej niż w przypadku stycznika)
b Wartości znamionowe załączanych i wyłączanych prądów w normalnych
i rzadkich sytuacjach
Przy zamykaniu rozłącznika w celu włączenia obwodu zawsze istnieje możliwość,
że w obwodzie istnieje zwarcie. Z tego powodu rozłączniki mają określoną zdolność
załączania prądu zwarciowego, tzn. gwarantowane jest udane zamknięcie mimo sił
elektrodynamicznych prądu zwarciowego. Aparaty zabezpieczające poprzedzające
rozłącznik mają wyłączyć zwarcie.
Kategoria AC-23 obejmuje sporadyczne przełączanie poszczególnych silników.
Przełączanie kondensatorów lub lamp wolframowych powinno podlegać
uzgodnieniu pomiędzy producentem a użytkownikiem.
Kategorie użytkowania opisane na Rysunku H7 nie mają zastosowania do
wyposażenia zazwyczaj wykorzystywanego do uruchomienia, przyspieszenia i/lub
zatrzymania poszczególnych silników.
Przykład
Rozłącznik izolacyjny 100 A kategorii AC-23 (odbiór indukcyjny) musi być w stanie:
b Załączyć prąd 10 In (= 1000 A) przy współczynniku mocy 0,45 przy obciążeniu
indukcyjnym
b Wyłączyć prąd 8 In (= 800 A) przy współczynniku mocy 0,45 przy obciążeniu
indukcyjnym
b Wytrzymać prądy zwarciowe o krótkim czasie trwania w stanie zamkniętym

Rys. H6: Symbol rozłącznika izolacyjnego

Kategoria zastosowania
Typowe zastosowania
Cos ϕ
Częste
Rzadkie
operacje
operacje
AC-20A
AC-20B
Załączanie i odłączanie
-

w warunkach braku obciążenia
AC-21A
AC-21B
Przełączanie obciążeń
0.95

rezystancyjnych włączając

umiarkowane przeciążenia
AC-22A
AC-22B
Przełączanie mieszanych
0.65

odbiorów rezystancyjnych

i indukcyjnych, włączając

umiarkowane przeciążenia
AC-23A
AC-23B



Przełączanie silników lub
innych wysoce indukcyjnych
odbiorów

Prąd
załączania x In

Prąd
odłączania x In

-

-

1.5

1.5

3

3

0.45 dla I y 100 A 10

8

0.35 dla I & gt; 100 A

Rys. H7: Kategorie wykorzystania łączników AC NN według IEC 60947-3

(1) tzn. odłącznik NN to zasadniczo urządzenie przełączające
w niezasilanym systemie, działające bez napięcia po żadnej
jego stronie, szczególnie przy zamykaniu, z powodu możliwości wystąpienia niespodziewanego zwarcia poniżej. Często
stosuje się sprzężenie z łącznikiem poprzedzającym.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. H5: Symbol odłącznika

H5

H – Aparatura rozdzielcza NN: funkcje i dobór

Przełącznik zdalnego sterowania (patrz Rys. H8)
Ten aparat jest stosowany na szeroką skalę w sterowaniu obwodami oświetleniowymi,
gdzie wciśnięcie przycisku (w pozycji zdalnego sterowania) otworzy już zamknięty
przełącznik lub zamknie otwarty przełącznik w sekwencji bistabilnej.
Typowe zastosowania:
b Dwupozycyjne przełączanie na schodach dużych budynków
b Układy oświetlenia scenicznego
b Oświetlenie fabryczne itp.
Dostępne są urządzenia pomocnicze zapewniające:
b Zdalne wskazania stanu łącznika w każdej chwili
b Funkcje opóźnienia czasowego
b Funkcje zachowanego kontaktu

Stycznik (patrz Rys. H9)

H6

Rys. H8: Symbol bistabilnego przełącznika zdalnego sterowania

Stycznik to łącznik sterowany cewką, który jest na ogół utrzymywany w pozycji
zamkniętej przez (zmniejszony) prąd płynący przez cewkę zamykającą (chociaż
istnieją różne mechanicznie zamykane typy do specjalnych zastosowań). Styczniki
są zaprojektowane do przeprowadzania licznych cykli zamykania/otwierania i
są często kontrolowane zdalnie przyciskami. Duża liczba powtarzalnych cykli
operacyjnych jest unormowana w tabeli VIII IEC 60947-4-1 według następujących
reguł:
b Czas trwania operacji: 8 godzin; nieprzerwanie; z przerwami; tymczasowo po 3,
10, 30, 60 i 90 minut
b Kategoria użytkowania: na przykład, stycznik kategorii AC3 może być stosowany
do uruchomienia i wyłączenia silnika klatkowego
b Cykle uruchomienia-zatrzymania (1 do 1200 cykli na godzinę)
b Wytrzymałość mechaniczna (liczba manewrów bez obciążenia)
b Wytrzymałość elektryczna (liczba manewrów pod obciążeniem)
b Parametry znamionowego prądu załączania i wyłączania zgodnie z daną
kategorią użytkowania
Przykład:
Stycznik 150 A kategorii AC3 musi mieć minimalną zdolność wyłączania 8 In
(= 1200 A) i minimalną zdolność załączania 10 In (= 1500 A) przy
współczynniku mocy (indukcyjnym) 0,35.

Zespół stycznik + przekaźnik termiczny(1)

Obwód
Control
sterowania
circuit

Styczniki wyposażone w termiczne przekaźniki do zabezpieczenia przed
przeciążeniem są szeroko stosowane do zdalnego sterowania za pomocą
przycisków obwodów oświetlenia itp. i mogą także być uznawane za istotny
element sterowania silnika, jak to odnotowano w podpunkcie 2.2. „Zespoły
aparatów rozdzielczych”.
Zespół stycznik + przekaźnik termiczny nie jest ekwiwalentem wyłącznika,
ponieważ jego zdolność załączania i wyłączania prądów zwarciowych ogranicza
się do 8 lub 10 In. Dlatego, w celach zabezpieczenia zwarciowego, konieczne jest
podłączenie bezpieczników lub wyłącznika szeregowo, poprzedzając styki zespołu
stycznik + przekaźnik termiczny.

Obwód
Power
circuit
Mocy

Rys. H9: Symbol stycznika

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Szeroko stosowane są dwie klasy wkładki
topikowej NN:
b W przypadku instalacji domowych oraz
podobnych typu gG
b Do instalacji przemysłowych typ gG, Gm lub
aM

Rys. H10: Oznaczenie bezpieczników

Bezpieczniki (patrz Rys. H10)
Pierwsza litera wskazuje zakres wyłączania:
b wkładki „g” (pełny zakres wyłączalności wkładek topikowych)
b wkładki „a” (niepełny zakres wyłączalności wkładek topikowych)
Druga litera wskazuje kategorię zastosowania; ta litera dokładnie definiuje
charakterystykę czasowo - prądową, standardowe czasy i prądy, zakresy.
Na przykład
b „gG” wskazuje wkładki topikowe pełnozakresowe do ogólnych zastosowań
b „gM” wskazuje wkładki topikowe pełnozakresowe do zabezpieczenia obwodów
silnika
b „aM” wskazuje wkładki topikowe niepełnozakresowe do zabezpieczenia
obwodów silnika
Istnieją bezpieczniki z mechanicznymi wskaźnikami przepalenia wkładki i bez nich.
Bezpieczniki przerywają obwód poprzez kontrolowane topienie elementu topikowego,
gdy prąd przekracza daną wartość w odpowiadającym okresie czasu; stosunek prąd/
czas relacji przedstawiony w postaci charakterystyki czasowo-prądowej dla każdego
rodzaju bezpiecznika. Normy określają dwie klasy bezpiecznika:
b Przeznaczone do instalacji domowych, wyprodukowane w postaci wkładki dla
prądów znamionowych do 100 A i oznaczonych typem gG w normie IEC 60269-1 i 3
b Przeznaczone do użytku przemysłowego, z wkładkami typów oznaczonych gG
(do ogólnego zastosowania); i gM oraz aM (do obwodów silnikowych) w normie
IEC 60269-1 i 2

(1) Termin ten nie jest zdefiniowany w publikacjach IEC, ale
jest powszechnie stosowany w niektórych krajach.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Aparatura rozdzielcza

Bezpieczniki gM wymagają osobnego przekaźnika
przeciążeniowego, jak opisano w uwadze Strefy
topienia - prądy konwencjonalne na końcu
niniejszego podpunktu 2.1.

Główne różnice między bezpiecznikami mieszkaniowymi a przemysłowymi to
poziomy napięć oraz prądów znamionowych (które wymagają znacznie większych
wymiarów fizycznych) oraz ich zdolności wyłączania prądów uszkodzeniowych.
Wkładki topikowe typu gG są często stosowane do zabezpieczenia obwodów
silnika, co jest możliwe, gdy ich charakterystyka zapewnia wytrzymanie prądu
rozruchowego silnika bez pogorszenia ich stanu.
Nowszym rozwiązaniem jest przyjęcie przez IEC typu wkładki topikowej gM do
zabezpieczenia silnika, zaprojektowanego na warunki rozruchowe i zwarciowe.
Ten rodzaj bezpiecznika jest w niektórych krajach bardziej popularny niż
w innych, ale obecnie bezpiecznik aM w połączeniu z termicznym przekaźnikiem
przeciążeniowym jest stosowany częściej.
Wkładka topikowa gM ma podwójną klasyfikację i charakteryzuje się dwoma
wartościami prądu.
Pierwsza wartość In oznacza prąd znamionowy wkładki topikowej i prąd znamionowy
podstawy bezpiecznika; druga wartość Ich oznacza charakterystykę czasowoprądową topika, jak to określono w zakresach w Tabelach II, III i VI IEC 60269-1.
Te dwie klasyfikacje są oddzielone literą, która definiuje zastosowanie.
Na przykład: In M Ich oznacza bezpiecznik przeznaczony do zabezpieczenia
obwodów silnika i o charakterystyce G. Pierwsza wartość In odpowiada
maksymalnemu prądowi stałemu dla całego bezpiecznika a druga wartość Ich
odpowiada charakterystyce G topika. Aby uzyskać więcej informacji, patrz uwaga
na końcu podpunktu 2.1.
Wkładka topikowa aM charakteryzuje się wartością prądu In i charakterystyką
czasowo-prądową pokazaną na Rysunku H14 na następnej stronie.
Ważne: Niektóre krajowe normy wykorzystują bezpiecznik typu gL (przemysłowy),
podobny pod wszystkimi podstawowymi względami do bezpieczników typu gG.
Jednak bezpieczniki typu gL nie powinny być nigdy wykorzystywane w instalacjach
domowych oraz podobnych.

H7

Strefy topienia - prądy konwencjonalne
Warunki topienia bezpiecznika są określone przez normy, zgodnie z ich klasą.
Bezpieczniki klasy gG
Te bezpieczniki zapewniają ochronę przed przeciążeniami i zwarciami.
Umowne prądy niezadziałania i stopienia są znormalizowane, jak pokazano na
Rysunku H12 oraz Rysunku H13.
b Prąd umowny niezadziałania Inf oznacza wartość prądu, którą element topliwy
może przewodzić w określonym czasie nie topiąc się
Przykład: Bezpiecznik 32 A przewodzący prąd 1,25 In (tzn. 40 A) nie może stopić
się w mniej niż jedną godzinę (tabela H13)
b Prąd umowny stopienia If (= I2 na Rys. H12) oznacza wartość prądu, która
spowoduje stopienie elementu topliwego przed upływem określonego czasu
Przykład: Bezpiecznik 32 A przewodzący prąd 1,6 In (tzn. 52,1 A) musi stopić się
w ciągu jednej godziny lub mniej
Testy określone w normie IEC 60269-1 wymagają, by charakterystyka bezpiecznika
zawierała się pomiędzy dwoma ograniczającymi krzywymi (pokazanymi na Rysunku
H12) dla danego testowanego bezpiecznika. Oznacza to, że dwa bezpieczniki, które
przejdą test, mogą mieć znacząco różne czasy załączenia przy niskich poziomach
przeciążenia.

Minimalna
Minimum
krzywa czasowa
pre-arcing
przepalenia
time curve

1 godzina
1 hour

Prąd znamionowy (1) Umowny prąd
Umowny prąd
In (A)
niezadziałania (prąd stopienia (prąd

pobierczy dolny)
pobierczy górny)
Inf
I2

In y 4 A
4 & lt; In & lt; 16 A
16 & lt; In y 63 A
63 & lt; In y 160 A
160 & lt; In y 400 A
400 & lt; In

Krzywa
Fuse-blow
przepalenia
curve
bezpiecznika

Inf I2

I

Rys. H12: Strefy topienia i braku topienia bezpieczników gG
oraz gM

Umowny
czas (h)

1

1.5 In

2.1 In

1.5 In

1.9 In

1

1.25 In

1.6 In

1

1.25 In

1.6 In

2

1.25 In

1.6 In

3

1.25 In

1.6 In

4

Rys. H13: Strefy topienia i braku topienia bezpieczników NN klasy gG oraz gM (IEC 60269-1
i 60269-2-1)

(1) Ich dla bezpieczników gM
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

t

H – Aparatura rozdzielcza NN: funkcje i dobór

b Dwa przykłady podane powyżej dla bezpiecznika 32 A, wraz z powyższymi
uwagami na temat normatywnych wymagań testowych, wyjaśniają dlaczego te
bezpieczniki mają słabe wyniki w zakresie słabego przeciążenia
b Dlatego niezbędne jest zainstalowanie kabla o większej obciążalności prądowej
niż zazwyczaj wymagana dla obwodu, aby uniknąć konsekwencji możliwego
długoterminowego przeciążenia (w najgorszym przypadku przeciążenie 60% do
jednej godziny)
Dla porównania, wyłącznik o podobnym prądzie znamionowym:
b Który przepuszcza 1,05 In, nie może załączyć się w mniej niż jedną godzinę; oraz
b Przepuszczając 1,25 In, musi załączać się w ciągu jednej godziny bądź szybciej
(przeciążenie 25% do jednej godziny w najgorszym przypadku)

Bezpieczniki klasy aM zabezpieczają tylko
przed zwarciami i muszą zawsze być powiązane
z innym urządzeniem, które chroni przed
przeciążeniem

Bezpieczniki klasy aM (silnikowe)
Bezpieczniki te zapewniają ochronę tylko przed prądami zwarciowymi i muszą
koniecznie być powiązane z innym aparatem (jak przekaźniki termiczne lub
wyłączniki) w celu zapewnienia zabezpieczenia przed przeciążeniem & lt; 4 In. Nie
są więc autonomiczne. Ponieważ bezpieczniki aM nie mają na celu zabezpieczenia
przed niskimi wartościami prądu przeciążeniowego, poziomy umownych prądów
niezadziałania i stopienia nie są ustalone. Krzywe charakterystyczne do badania
tych bezpieczników podano dla wartości prądu uszkodzeniowego przekraczających
około 4 In (patrz Rys. H14), a bezpieczniki przetestowane według IEC 60269
muszą mieć charakterystyki załączenia w obrębie zacienionego obszaru.
Uwaga: małe „strzałki” na schemacie wskazują wartości zakresu prądowo/
czasowego różnych testowanych bezpieczników (IEC 60269).

Znamionowe prądy wyłączalne zwarciowe

H8

t
Krzywa
Minimum
minimalnego czasu
pre-arcing
przedłukowego
time cur ve
Krzywa
Fuse-blown
przepalenia
curve
bezpiecznika

4 In

x In

Rys. H14: Normowane testy topienia bezpieczników typu aM
(wszystkie aktualne klasyfikacje)

I
Prospective szczytowy
Spodziewany
fault-current peak
prąd zwarciowy
wartość skuteczna składowej
rms value of the AC
AC spodziewanego prądu
component of the
zwarciowego
prospective fault curent
prąd szczytowy ograniczony
Current peak
przez bezpiecznik
limited by the fuse

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

0.01 s
Tf Ta
Ttc

t

0.005 s

0.02 s
Tf: czas pre-arc fusing
Tf: Fuse przedłukowy time
Ta: Czas trwania łuku
Ta: Arcing time
Ttc: Total fault-clearance time zwarcia
Ttc: Całkowity czas wyłączenia
Rys. H15: Ograniczenie prądu przez bezpiecznik
(1) Dla prądów przekraczających określony poziom, w zależności od klasyfikacji prądu znamionowego bezpiecznika, jak
pokazano poniżej na Rysunku H16.

Cechą charakterystyczną nowoczesnych wkładek bezpiecznikowych jest to,
że z uwagi na szybkość topienia w przypadku wysokich poziomów prądu
zwarciowego(1), odcięcie prądu zaczyna się przed wystąpieniem pierwszego
szczytu tak, aby prąd zwarciowy nigdy nie osiągał swojej spodziewanej wartości
szczytowej (patrz Rys. H15).
To ograniczenie prądu znacząco zmniejsza naprężenia termiczne i dynamiczne,
które inaczej mogłyby wystąpić, tym samym minimalizując niebezpieczeństwo
i szkody w miejscu uszkodzenia. Znamionowy prąd wyłączalny zwarciowy
bezpiecznika jest tym samym oparty na wartości skutecznej składowej AC
spodziewanego prądu zwarciowego. Do bezpieczników nie jest przypisany żaden
znamionowy prąd załączalny zwarciowy.
Przypomnienie
Prądy zwarciowe początkowo zawierają komponenty DC, których siła i czas trwania
zależą od stosunku XL/R obwodu prądu zwarciowego. Blisko źródła (transformatora
SN/NN), relacja Ipeak/Irms (składowej AC) natychmiast po zwarciu może sięgać 2,5
(znormalizowane według IEC i pokazane na Rysunku H16 na następnej stronie).
Na niższych poziomach dystrybucji w instalacji, co odnotowano uprzednio, XL jest
niewielkie w porównaniu do R, dlatego też dla obwodów końcowych Ipeak/Irms ~
1,41, stan odpowiadający Rysunkowi H15.
Efekt ograniczenia prądu szczytowego występuje tylko, gdy wartość szczytowa
składowej AC spodziewanego prądu zwarciowego osiąga określony poziom. Na
przykład na wykresie z Rysunku H16, bezpiecznik 100 A zacznie odcinać szczyt
przy spodziewanym prądzie zwarciowym (rms) 2 kA (a). Ten sam bezpiecznik przy
spodziewanym prądzie o wartości skutecznej 20 kA ograniczy wartość szczytową
prądu do 10 kA (b). W tym konkretnym przypadku, bez ograniczającego prąd
bezpiecznika, prąd szczytowy może uzyskać wartość 50 kA (c). Jak już wspomniano,
na niższych poziomach dystrybucji w instalacji, R znacznie przewyższa XL a wartości
prądów zwarciowych są zazwyczaj niskie. Oznacza to, że poziom prądu zwarciowego
nie może uzyskać wartości wystarczająco wysokich, aby spowodować ograniczenie
prądu szczytowego. Z drugiej strony, składowe DC (w tym przypadku) mają
nieznaczny wpływ na wartość prądu szczytowego, jak wspomniano uprzednio.
Uwaga: Prądy znamionowe bezpieczników gM
Bezpiecznik typu gM to zasadniczo bezpiecznik gG, którego element topliwy
odpowiada wartości prądu Ich (ch = charakterystyka), która może wynosić, na
przykład, 63 A. Jest to wartość dla badań IEC tak, że jego charakterystyka czas/
prąd jest identyczna z tą bezpiecznika 63 A gG. Wartość ta (63 A) została dobrana
w celu wytrzymania wysokich prądów rozruchowych silnika, którego prąd roboczy
stanu ustalonego (In) może być w zakresie 10-20 A.
Oznacza to, że mogą być wykorzystywane fizycznie mniejsza obudowa
bezpiecznika i części metalowe, ponieważ rozpraszanie ciepła wymagane
w normalnym działaniu związane jest z niższymi wartościami (10-20 A). Odpowiedni
w tej sytuacji standardowy bezpiecznik gM byłby oznaczony 32M63 (tzn. In M Ich).
Pierwsza wartość prądu znamionowego In dotyczy wydajności cieplnej przy
równomiernym obciążeniu topika, podczas gdy druga znamionowa wartość prądu
(Ich) dotyczy jego (krótkotrwałej) wydajności prądu rozruchowego. Oczywiste jest,
że chociaż jest on odpowiedni do zabezpieczenia zwarciowego, zabezpieczenie

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Aparatura rozdzielcza

Prospective fault
Możliwy zwarciowy
current (kA) peak
prąd szczytowy (kA)

przeciążeniowe silnika nie jest zapewniane przez bezpiecznik i dlatego w przypadku
stosowania bezpieczników gM zawsze konieczny jest odrębny przekaźnik
termiczny. Dlatego też, jedyną zaletą bezpieczników gM w porównaniu do
bezpieczników aM są zmniejszone fizyczne wymiary i nieco niższe koszty.

Charakterystyka
Maximum possible current
maksymalnego możliwego
peak szczytowego
prądu characteristic
i.e.
tzn. 2.5 Irms (IEC)

100

20
(b)

10
(a)

5

2
1

2.2 Zespoły aparatów rozdzielczych

(c)

50

1

2

160A
Nominal
nom.
100A klas.
fuse
ratings
50A bezp.
Prąd current
Peak szczytowy,
charakterystyka
cut-off
odcięcia
characteristic
curves

5
10 20
50 100
AC component of prospective
Składowa AC spodziewanego
prądu zwarciowego (kA) rms
fault current (kA) rms

Rys. H16: Ograniczony prąd szczytowy względem
spodziewanych wartości skutecznych składowej AC prądu
zwarciowego bezpieczników NN

Pojedyncze aparaty rozdzielcze na ogół nie spełniają wszystkich wymagań trzech
podstawowych funkcji, tzn.: Zabezpieczenia, kontroli i izolacji.
Jeżeli zainstalowanie wyłącznika jest niewłaściwe (zwłaszcza tam, gdzie szybkość
przełączania jest wysoka w dłuższych okresach), wykorzystywane są kombinacje
jednostek specjalnie zaprojektowanych do takiej wydajności. Najczęściej stosowane
kombinacje opisano poniżej.

Kombinacje rozłączników i bezpieczników
Wyróżniono dwa przypadki:
b Typ, w którym działanie jednego (lub więcej) bezpiecznika(ów) powoduje otwarcie
rozłącznika. Jest to realizowane przez zastosowanie bezpieczników wyposażonych
w iglice i system sprężyn i mechanizmów przełączających wyzwalających rozłącznik
(patrz Rys. H17)
b Typ, w którym niesamoczynny przełącznik jest powiązany z zestawem
bezpieczników we wspólnej obudowie.
W niektórych krajach, a także w IEC 60947-3, terminy „rozłącznik z bezpiecznikami”
i „rozłącznik bezpiecznikowy” mają określone znaczenie, tzn.:
v Rozłącznik z bezpiecznikami obejmuje przełącznik (ogólnie 2 przerwy na biegun)
powyżej trzech podstaw bezpiecznikowych, w których zainstalowano wkładki
topikowe (patrz Rys. H18)
v Rozłącznik bezpiecznikowy składa się z trzech ostrzy, z których każde stanowi
podwójną przerwę dla każdej fazy.
Te ostrza nie są ciągłe na całej długości, ale każde ma lukę w środku, która jest
mostkowana przez wkładkę topikową. Niektóre projekty mają tylko jedną przerwę
dla każdej fazy, jak pokazano na Rysunku H19.

H9

Rys. H17: Symbol samoczynnego rozłącznika
z bezpiecznikiem

Rys. H18: Symbol niesamoczynnego rozłącznika z bezpiecznikiem

Rys. H20: Symbol dla odłącznika bezpiecznikowego+stycznik
+przekaźnik termiczny

Rys. H21: Symbol dla odłącznika bezpiecznikowego+stycznik
+przekaźnik termiczny

Zakres prądu dla tych urządzeń jest ograniczony do maksymalnie 100 A 400
V 3-fazowego prądu, podczas gdy są one głównie stosowane w instalacjach
domowych lub podobnych. Aby uniknąć pomyłek między pierwszą grupą (tj.
samoczynne wyłączanie) a drugą grupą, termin “rozłącznik z bezpiecznikami”
powinien być opisywany przymiotnikami „samoczynny” lub „niesamoczynny”.
Odłącznik bezpiecznikowy + stycznik + przekaźnik termiczny
Rozłącznik bezpiecznikowy + stycznik + przekaźnik termiczny
Jak wspomniano wcześniej, zespół stycznik + przekaźnik termiczny nie zapewnia ochrony przed zwarciami. Dlatego konieczne jest dodanie bezpieczników (zazwyczaj klasy aM),
dla wykonania tej funkcji. Kombinacja ta jest używana głównie w obwodach sterowania
silnikiem, gdzie odłącznik lub rozłącznik pozwala na bezpieczną pracę, np. przy:
b Zmianie wkładek topikowych (z izolowaniem obwodu)
b Pracy na obwodzie za zespołem stycznik + przekaźnik termiczny (ryzyko
zdalnego zamknięcia stycznika)
Odłącznik bezpiecznikowy musi być sprzężony z zespołem stycznik + przekaźnik
termiczny w taki sposób, by żaden manewr otwarcia lub zamknięcia odłącznika
bezpiecznikowego nie był możliwy, jeśli stycznik nie jest otwarty (Rysunek H20),
ponieważ odłącznik bezpiecznikowy nie może przełączać pod obciążeniem.
Rozłącznik bezpiecznikowy nie wymaga sprzężenia (Rysunek H21). Rozłącznik
musi być kategorii AC22 lub AC23 jeśli obwód zasila silnik.
Wyłącznik + stycznik
Wyłącznik + stycznik + przekaźnik termiczny
Te kombinacje są stosowane w zdalnie sterowanych sieciach dystrybucyjnych,
w których częstotliwość przełączania jest wysoka, lub do kontroli i ochrony
obwodów zasilających silniki.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. H19: Symbol niesamoczynnego rozłącznika z bezpiecznikiem

3 Dobór aparatury rozdzielczej

3.1 Dobór aparatury rozdzielczej
Do optymalnego doboru aparatury rozdzielczej coraz częściej stosuje się
oprogramowanie. Każdy obwód jest rozpatrywany osobno, sporządzana jest lista
wymaganych funkcji zabezpieczeń i wykorzystania instalacji, z pomiędzy podanych
na Rysunku H22 i podsumowanych na Rysunku H1.
Szereg kombinacji aparatów porównywanych jest ze sobą pod kątem odpowiednich
kryteriów, w celu osiągnięcia:
b Zadowalającej wydajności
b Kompatybilności pomiędzy poszczególnymi elementami; od prądu
znamionowego In do znamionowego prądu wyłączalnego Icu
b Kompatybilności z poprzedzającą aparaturą rozdzielczą lub wzięcia pod uwagę jej
udziału
b Zgodności ze wszystkimi przepisami i specyfikacjami dotyczącymi bezpiecznego
i niezawodnego działania obwodu
W celu określenia liczby biegunów dla aparatu, zamieszczono odniesienie do
rozdziału G punkt 7 Rys. G64. Aparatura wielofunkcyjna, początkowo bardziej
kosztowna, zmniejsza koszty instalacji i problemy z instalacją lub eksploatacją.
Często okazuje się, że taka aparatura zapewnia najlepsze rozwiązanie.

3.2 Stabelaryzowane możliwości funkcjonalne
aparatury rozdzielczej NN
H10

Po zbadaniu podstawowych funkcji rozdzielnicy NN (punkt 1, Rysunek
H1) i poszczególnych komponentów rozdzielnicy (punkt 2), Rysunek H22
podsumowuje możliwości poszczególnych elementów w zakresie pełnienia
podstawowych funkcji.

Element
rozdzielnicy

Izolowanie Sterowanie
Funkcjonalne

Odłącznik(4)
Rozłącznik(5)
Wyłącznik różnicowoprądowy
(RCCB)(5)

b
b
b

Rozłącznik
Stycznik
Przełącznik zdalnie sterowany

b

Bezpiecznik
Wyłącznik

b

Awaryjne
Awaryjne
Przełączanie
w przypadku
Przełączanie zatrzymanie
(mechaniczne) mechanicznej
konserwacji
b (1)
b (1)

b (1) (2)
b (1) (2)

b
b

b
b
b

b (1)
b (1)
b (1)

b
b

(1) (2)

b
b
b

b

b (1)

b (1) (2)

Wyłącznik z bezpieczną przerwą b
izolacyjną(5)
Wyłącznik różnicowo prądowy b
z członem nadprądowym
(RCBO)(5)

b

b (1)

b (1) (2)

b

b

Punkt instalacji (ogólna zasada) Początek
każdego
obwodu

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b
b

Wszystkie
punkty, gdzie
może być
konieczne
zatrzymanie
procesu

Ogólnie
na wejściu
obwodu
do każdej
rozdzielnicy

Ochrona elektryczna
Przeciążenie Zwarcie

(1)

(1) (2)

Porażenie
Prądem
elektrycznym

b

b (3)

b
b

b
b

b

b

b

b (1) (2)

b

b

b

Przy punkcie
zasilania
każdej maszyny
i /lub na danej
maszynie

Przy punkcie
zasilania
każdej
maszyny

Początek
każdego
obwodu

Początek Początek obwodów,
każdego gdzie
obwodu system uziemienia
jest właściwy
TN-S, IT, TT

b

(1) Jeżeli przewidziano odcięcie wszystkich czynnych przewodów
(2) Może być konieczne utrzymanie zasilania systemu hamowania
(3) Jeżeli jest powiązany z przekaźnikiem termicznym
(4) W niektórych krajach odłącznik z widocznymi stykami jest obowiązkowy na początku instalacji NN zasilanej bezpośrednio z transformatora SN/NN
(5) Określone pozycje aparaty rozdzielcze nadają się do zadań izolacyjnych (np. RCCB zgodnie z IEC 61008) bez wyraźnego oznaczenia takiego przeznaczenia
Rys. H22: Funkcje spełniane przez poszczególne aparaty rozdzielcze

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Wyłącznik

Wyłącznik z bezpieczną przerwą izolacyjną
pełni wszystkie podstawowe funkcje aparatury
rozdzielczej, natomiast dzięki akcesoriom
istnieją liczne inne możliwości

Jak pokazano na Rysunku H23, wyłącznik z bezpieczną przerwą izolacyjną jest
jedynym aparatem rozdzielczym zdolnym do jednoczesnego pełnienia wszystkich
podstawowych funkcji koniecznych w instalacji elektrycznej.
Ponadto dzięki jednostkom pomocniczym może pełnić szeroki zakres innych
funkcji, na przykład: wskazanie (wł-wył - wyzwolony); wyzwalanie podnapięciowe;
zdalne sterowanie itp. Te cechy sprawiają, że wyłącznik z przerwą izolacyjną jest
podstawowym aparatem rozdzielczym każdej instalacji elektrycznej.

Funkcje
Izolacja
Kontrola
Funkcjonalna

Przełączanie awaryjne


Wyłączenie do konserwacji

mechanicznej
Zabezpieczenia Przeciążenie

Zwarcie

Awaria izolacji


Zbyt niskie napięcie zasilające

Zdalne sterowanie
Wskazanie i pomiar


Możliwe warunki
b
b
b (Z możliwością cewki zamykającej
do zdalnego sterowania)
b
b
b
b (Z przekaźnikiem
różnicowo-prądowym)
b (Z cewką wyzwalacza)
podnapięciowego
b Dodane lub w standardzie
b (Na ogół opcjonalne
z wyzwalaczem elektronicznym)

H11

Rys. H23: Funkcje pełnione przez wyłącznik z przerwą izolacyjną

Przyłącza obwodu
Power circuit terminals
zasilania

Styki i komoraarc-diving
Contacts and łukowa
chamber

Zabezpieczony przed
Fool-proof mechanical
niewłaściwą obsługą
indicator
wskaźnik mechaniczny
Mechanizm
Latching mechanism
zatrzaskowy

Mechanizm wyzwalania
Trip mechanism and
i urządzenia zabezpieprotective devices
czające

Rys. H24: Główne części wyłącznika

4.1 Normy i opis
Normy
W przypadku przemysłowych instalacji NN odpowiednie obecnie lub w przyszłości
normy IEC to:
b 60947-1: Część 1: Postanowienia ogólne
b 60947-2: Część 2: Wyłączniki
b 60947-3: Część 3: Rozłączniki, odłączniki, rozłączniki izolacyjne i zestawy
łączników z bezpiecznikami topikowymi
b 60947-4: Część 4: Styczniki i rozruszniki
b 60947-5: Część 5: Aparaty i łączniki sterownicze
b 60947-6: Część 6: Łączniki wielozadaniowe
b 60947-7: Część 7: Wyposażenie pomocnicze
b 60947-8: Część 8: Urządzenia sterujące zabezpieczeń termicznych (PTC)
wbudowanych w maszyny wirujące
W przypadku domowych oraz podobnych instalacji NN, odpowiednia norma to IEC
60898 lub równoważna norma krajowa.

Opis
Rysunek H24 pokazuje schematycznie główne części wyłącznika NN i jego cztery
istotne funkcje:
b Elementy przerywające obwód, obejmujące styki stałe i ruchome oraz komorę
łukową
b Mechanizm zatrzaskowy, który zostaje zwolniony przez urządzenie wyzwalające
z chwilą wykrycia nietypowych warunków prądowych
Ten mechanizm jest także powiązany z dźwignią do obsługi wyłącznika.
b Urządzenie wyzwalające:
v Albo: urządzenie termomagnetyczne, w którym termiczny pasek bimetaliczny
wykrywa przeciążenie, podczas gdy elektromagnetyczna iglica załącza się przy
poziomach prądu w warunkach zwarciowych lub
v Elektroniczny przekaźnik zasilany przez przekładniki prądowe, po jednym
zainstalowanym na każdej fazie
b Przestrzeń przydzielona do kilku rodzajów przyłączy obecnie wykorzystywanych
przez przewody obwodu głównego
Wyłączniki domowe (patrz Rys. H25 na następnej stronie) zgodne z IEC 60898
i podobnymi krajowymi normami pełnią podstawowe funkcje:
b Izolacji
b Ochrony przed przetężeniem

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Przemysłowe wyłączniki muszą spełniać
wymogi norm IEC 60947-1 i 60947-2 lub innych
równoważnych norm.
Domowe wyłączniki muszą spełniać wymogi
normy IEC 60898 lub równoważnej normy
krajowej

Niektóre modele mogą być dostosowane do zapewnienia wysokoczułego
wykrywania prądu doziemnego (30 mA) z załączeniem wyłącznika, przez dodanie
bloku modułowego, natomiast inne modele (RCBO, zgodne z IEC 61009 i CBR
zgodne z IEC 60947-2 Załącznik B) posiadają funkcję prądu różnicowego, jak
pokazano na Rysunku H26.
Oprócz powyżej wymienionych funkcji, z podstawowym wyłącznikiem mogą być
powiązane dalsze funkcje w postaci dodatkowych modułów, jak pokazano na
Rysunku H27; zwłaszcza zdalne sterowanie i wskazania (wł-wył-wyzwolony).

1

2
3

4
5

Rys. H25: Domowy wyłącznik instalacyjny zapewniający
ochronę przed przetężeniem i izolację obwodu

O-OFF

-O
O- FF

-O
O- FF

H12

Rys. H27: System modułowych aparatów rozdzielczych „Acti 9” NN

Wyłączniki kompaktowe zgodne z IEC 60947-2 są dostępne w zakresie prądów
znamionowych od 100 A do 630 A i zapewniają podobny zakres funkcji
pomocniczych do tych opisanych powyżej (patrz Rysunek H28).
Wyłączniki powietrzne o dużych prądach znamionowych, zgodne z IEC 609472, są na ogół używane w rozdzielnicach głównych i zapewniają zabezpieczenie
w przypadku prądów na ogół z zakresu od 630 A do 6300 A (patrz Rysunek H29).
Oprócz funkcji ochronnych, jednostka Micrologic zapewnia zoptymalizowane
funkcje, takie jak pomiar (włączając funkcje jakości mocy), diagnozę, komunikację,
kontrolę i monitorowanie.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. H26: Domowy wyłącznik instalacyjny jak wyżej (Rys. H25)
z wewnętrznym zabezpieczeniem przed porażeniem prądem
elektrycznym

Rys. H28: Przykład przemysłowego wyłącznika Compact NSX
mogącego pełnić wiele funkcji pomocniczych

Rys. H29: Przykład wyłączników powietrznych. Masterpact zapewnia wiele właściwości
kontrolnych w swoim wyzwalaczu „Micrologic”

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Wyłącznik

4.2 Podstawowe dane znamionowe wyłącznika
Podstawowe dane znamionowe wyłącznika to:
b Jego napięcie znamionowe Ue
b Jego prąd znamionowy In
b Jego zakresy regulacji wyzwalaczy prądowych do zabezpieczenia przed
przeciążeniem (Ir(1) lub Irth(1)) oraz zabezpieczenia zwarciowego (Im)(1)
b Jego prąd wyłączalny zwarciowy (Icu w przypadku wyłączników przemysłowych;
Icn w przypadku wyłączników domowych).

Znamionowe napięcie robocze (Ue)
Jest to napięcie, do pracy przy którym wyłącznik instalacyjny został zaprojektowany,
w normalnych warunkach (bez awarii).
Do wyłącznika są również przypisane inne wartości napięcia, odpowiadające
warunkom awarii, jak to odnotowano w podpunkcie 4.3.

Prąd znamionowy (In)
To maksymalna wartość prądu, która może przepływać przez wyłącznik,
wyposażony w przekaźnik wyzwalacza, stale w temperaturze otoczenia podanej
przez producenta, bez przekraczania określonych limitów temperatury elementów
przewodzących prąd.
Przykład
Wyłącznik o prądzie znamionowym In = 125 A w temperaturze otoczenia 40
°C będzie wyposażony w odpowiednio skalibrowany przekaźnik wyzwalacza
(ustawiony na 125 A). Jednak ten sam wyłącznik może być wykorzystywany przy
wyższych wartościach zakresu temperatury otoczenia, jeśli ma odpowiednio
„obniżone wartości znamionowe”. Tak więc, wyłącznik w temperaturze otoczenia
50 °C może stale przewodzić tylko 117 A lub tylko 109 A w 60 °C, przestrzegając
określonego limitu temperatury.
Wartości znamionowe wyłącznika obniża się przez redukcję ustawienia prądu
załączenia jego wyzwalacza przeciążeniowego i odpowiednie oznakowanie
wyłącznika. Zastosowanie wyzwalacza elektronicznego przeznaczonego do
wytrzymania wysokiej temperatury pozwala wyłącznikom (o obniżonym prądzie
przeciążeniowym zgodnie z opisem) działać w temperaturze otoczenia 60 °C (lub
nawet 70 °C).

H13

Uwaga: In w przypadku wyłączników (60269-1 60947-2) jest równe Iu aparatów
rozdzielczych ogólnie, Iu to znamionowy prąd ciągły.

Klasyfikacja wielkości wyłącznika
Wyłącznik, który może być wyposażony w wyzwalacz przeciążeniowy o różnych
zakresach poziomu regulacji prądu, ma przypisaną wartość znamionową
odpowiadającą wyzwalaczowi z najwyższym poziomem prądu, który można w nim
zamontować.
Przykład
Wyłącznik Compact NSX630N może być wyposażony w 11 elektronicznych
wyzwalaczy od 150 A do 630 A. Wielkość wyłącznika to 630 A.

Oprócz małych wyłączników, które są bardzo łatwe do wymiany, wyłączniki
przemysłowe są wyposażone w wymienne wyzwalacze przeciążeniowe. Ponadto,
w celu dostosowania wyłącznika do wymagań obwodu, który kontroluje, i w
celu uniknięcia potrzeby zainstalowania przewymiarowanych kabli, przekaźniki
wyzwalające można na ogół nastawić. Ustawienie prądu zadziałania Ir lub Irth (oba
oznaczenia są powszechnie używane) to prąd, powyżej którego wyłącznik zostanie
wyzwolony. Określa także maksymalny prąd, który wyłącznik może przewodzić bez
wyłączenia.
Wartość ta musi być większa od maksymalnego prądu obciążenia IB, ale mniejsza
niż maksymalny prąd dozwolony w obwodzie Iz (patrz rozdział G, podpunkt 1.3).
Wyzwalacze termiczne są zazwyczaj nastawne w zakresie od 0,7 do 1,0 In, ale gdy
do tego celu stosowane są urządzenia elektroniczne, zakres regulacji jest większy;
na ogół 0,4 do 1.

Rated current of
Prąd znamionowy
the tripping
wyzwalacza unit
In
0.4 In
Adjustment
Zakres
range
regulacji
Wyłącznik instalacyjny
Circuit breaker
- klasyfikacja wielkości
Overload trip
Ustawienie prądu wył.
frame-size rating
ramy
current setting
przeciążeniowego
Ir

160 A

360 A

400 A

630 A

Rys. H30: Przykład wyłącznika NSX630N wyposażonego
w wyzwalacz Micrologic 6.3E wyregulowany na 0,9, w celu
zapewnienia Ir = 360 A

(1) Wartości ustawień poziomu prądu, które odnoszą się do
załączanych prądem bimetalicznych termicznych i „bezzwłocznych” magnetycznych wyzwalaczy do zabezpieczenia
przed przeciążeniem i zwarciem.

Przykład (patrz Rys. H30)
Wyłącznik NSX630N wyposażony w wyzwalacz przeciążeniowy 400 A Micrologic
6.3E, ustawiony na 0,9, będzie mieć prąd aktywacji ustawiony na:
Ir = 400 x 0,9 = 360 A
Uwaga: W przypadku wyłączników wyposażonych w nienastawne wyzwalacze
przeciążeniowe Ir = In. Przykład: w przypadku wyłącznika instalacyjnego iC60N 20
A, Ir = In = 20 A.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Ustawienie prądu zadziałania wyzwalacza przeciążeniowego
(Irth lub Ir)

Ustawienie prądu zadziałania wyzwalacza zwarciowego (Im)
Wyzwalacze zwarciowe (bezzwłoczne lub krótkozwłoczne) mają na celu
szybkie wyzwolenie wyłącznika przy wystąpieniu wysokich wartości prądu
uszkodzeniowego. Ich próg załączenia Im jest:
b Zgodny z normami dla wyłączników typu domowego, np. IEC 60898 lub
b Wskazany przez producenta w przypadku wyłącznika typu przemysłowego
zgodnie z powiązanymi normami, zwłaszcza IEC 60947-2
W przypadku tych ostatnich wyłączników, istnieje wiele różnych wyzwalaczy
umożliwiających użytkownikowi dostosowanie działania ochronnego wyłącznika do
określonych wymagań odbioru (patrz Rys. H31, Rys. H32 i Rys. H33).





Typ
Zabezpieczenie Zabezpieczenie zwarciowe
przekaźnika przeciążeniowe
ochronnego

Wyłączniki
Termomag- Ir = In
domowe
netyczny
zgodne z normą
IEC 60898

Ustawienie standardowe Wysokie ustawienie
typ C
typu D
5 In y Im y 10 In
10 In y Im y 20 In(1)

Modułowe
Termomag- Ir = In
wyłączniki
netyczny
stałe
przemysłowe (2)

Niskie ustawienie
typu B lub Z
3.2 In y stałe y 4.8 In

Ustawienie standardowe Wysokie ustawienie
typ C
typu D lub K
7 In y stałe y 10 In
10 In y stałe y 14 In

Modułowe
Termomag- Ir = In stałe
wyłączniki (2)
netyczny
Nastawne:
zgodne z normą
0.7 In y Ir y In
IEC 60947-2

Elektroniczny Długozwłoczne

0.4 In y Ir y In



H14

Niskie ustawienie
typu B
3 In y Im y 5 In

Stałe: Im = 7 do 10 In
Nastawne:
- Niskie ustawienie: 2 do 5 In
- Ustawienie standardowe: 5 do 10 In
Krótkozwłoczne, regulowane
1.5 Ir y Im y 10 Ir
Bezzwłoczne (I) stałe
I = 12 do 15 In

(1) 50 In w normie IEC 60898, uważane za nierealnie wysokie przez większość europejskich producentów (Schneider Electric = 10 do
14 In). (2) Dla wykorzystania przemysłowego normy IEC nie precyzują wartości. Powyższe wartości podano wyłącznie jako wartości
powszechnie używane.
Rys. H31: Zakresy prądu zadziałania wyzwalaczy przeciążeniowych i zwarciowych wyłączników NN

t (s )

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

t (s )

Ir

Ir

I(A
Im

Icu

Rys. H32: Charakterystyka czasowo-prądowa wyłącznika wyzwalacz termomagnetyczny

Im

I(A
Ii

Icu

Ir: Nastawa prądu zadziałania (termicznego lub długozwłocznego) wyzwalacza przeciążeniowego
Im: Nastawa prądu zadziałania (magnetycznego lub
krótkozwłocznego) wyzwalacza zwarciowego
Ii: Nastawa prądu zadziałania bezzwłocznego wyzwalacza zwarciowego.
Icu: Prąd wyłączalny zwarciowa
Rys. H33: Charakterystyka czasowo-prądowa wyłącznika z wyzwalaczem elektronicznym

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Wyłącznik

Bezpieczna przerwa izolacyjna
Wyłącznik jest odpowiedni do izolowania obwodu, jeśli spełnia wszystkie warunki
przewidziane dla odłącznika (w jego napięciu znamionowym) w odpowiedniej
normie (patrz podpunkt 1.2). W takim wypadku nazywa się go wyłącznikiem
z bezpieczną przerwą izolacyjną i oznacza z przodu obudowy symbolem
Wszystkie aparaty NN z gam Acti 9, Compact NSX i Masterpact Schneider Electric
należą do tej kategorii.

Prąd wyłączalny zwarciowy wyłącznika NN
jest związany (w przybliżeniu) z cos φ obwodu
prądu zwarciowego. Standardowe wartości dla
tej zależności zostały ustalone w niektórych
normach

Znamionowy prąd wyłączalny zwarciowy (Icu or Icn)
Znamionowy prąd wyłączalny zwarciowy wyłącznika to najwyższa (spodziewana)
wartość prądu, którą wyłącznik może wyłączyć bez uszkodzenia. Wartość prądu
podana w normach to wartość skuteczna składowej AC prądu zwarciowego,
tj. składową DC (zawsze obecną w najgorszym możliwym przypadku zwarcia)
zawsze przyjmuje się jako zero do obliczenia znormalizowanej wartości. Ta wartość
znamionowa (Icu) dla wyłączników przemysłowych oraz (Icn) dla wyłączników
domowych jest zwykle podawana w kA rms.

Icu (znamionowy graniczny prąd wyłączalny zwarciowy) i Ics (znamionowy
eksploatacyjny prąd wyłączalny zwarciowy) są określone w IEC 609472 wraz z tabelą odnoszącą Ics do Icu dla różnych kategorii wykorzystania
A (natychmiastowe wyłączenie) oraz B (wyłączenie zwłoczne) jak to omówiono
w podpunkcie 4.3.
Badania dla potwierdzenia znamionowych prądów wyłączalnych zwarciowych
wyłącznika są regulowane normami i obejmują:
b Sekwencje działania, obejmujące kolejne działania tj. otwarcie i załączenie na
zwarcie
b Przesunięcie fazy prądu i napięcia. Gdy prąd jest w fazie z napięciem zasilania
(cos ϕ dla obwodu = 1), przerwanie prądu jest łatwiejsze niż przy każdym innym
współczynniku mocy. Przerwanie prądu przy niskich wartościach indukcyjnego
cos ϕ jest znacznie trudniejsze; obwód z zerowym współczynnikiem mocy jest
(teoretycznie) najtrudniejszym przypadkiem.
W praktyce wszystkie prądy zwarciowe sieci zasilania są (mniej więcej) utrzymane
w granicach indukcyjnych współczynników mocy, a normy opierają się na
wartościach powszechnie uznanych za reprezentatywne dla większości układów
zasilania. Ogólnie, im wyższy poziom prądu zwarciowego (przy danym napięciu),
tym niższy współczynnik mocy obwodu zwarciowego, na przykład w pobliżu
generatorów lub dużych transformatorów.
Rysunek H34 poniżej, pobrany z IEC 60947-2 odnosi standardowe wartości cos ϕ do
wyłączników przemysłowych według ich znamionowego prądu wyłączalnego Icu.
b Po sekwencji otwarcie – czas przerwy –zamknięcie/otwarcie dla przebadania
prądu wyłączalnego Icu wyłącznika, wykonuje się dalsze testy, aby udowodnić, że:
v Wytrzymałość izolacji
v Wyniki rozłączania (przerywania obwodu)
v Właściwe działanie zabezpieczenia przeciążeniowego nie zostały pogorszone
przez test.

Icu

cos ϕ

6 kA & lt; Icu y 10 kA

0.5

10 kA & lt; Icu y 20 kA

0.3

20 kA & lt; Icu y 50 kA

0.25

50 kA & lt; Icu

H15

0.2

Znajomość następujących danych wyłączników
NN jest zwykle konieczna przy dokonywaniu
ostatecznego doboru.

4.3 Inne dane wyłącznika
Nominalne znamionowe izolacji (Ui)
Jest to wartość napięcia, do którego odnoszą się: napięcie testu izolacji (na ogół
większe niż 2 Ui) i drogi upływu.
Maksymalna wartość znamionowego napięcia roboczego nie może przekroczyć
znamionowego napięcia izolacji, tzn. Ue ≤ Ui.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. H34: Icu w zależności od współczynnika mocy (cos φ) obwodu prądu zwarciowego
(IEC 60947-2)

Znamionowe wytrzymywane napięcie impulsowe (Uimp)
Ta wartość określa w kV wartości szczytowej (dla danej formy i biegunowości)
wartość napięcia, które wyposażenie jest w stanie wytrzymać bez uszkodzenia,
w ramach warunków testowych.
Na ogół, w przypadku wyłączników przemysłowych, Uimp = 8 kV a w przypadku
wyłączników domowych, Uimp = 6 kV.

t (s)

Kategoria (A lub B) i znamionowy krótkotrwały prąd
wytrzymywany (Icw)
Jak już krótko wspomniano (podpunkt 4.2), istnieją dwie kategorie przemysłowych
aparatów rozdzielczych NN, A i B, zgodnie z IEC 60947-2:
b Wyłączniki kategorii A, w których nie ma umyślnego opóźnienia w działaniu
„bezzwłocznego” wyzwalacza magnetycznego (patrz Rys. H35) są na ogół
wyłącznikami kompaktowymi
b Wyłączniki kategorii B, w których w celu selektywności czasowej względem innych
wyłączników, możliwe jest opóźnienie wyzwolenia wyłącznika, gdy wartość prądu
zwarciowego jest niższa niż znamionowy krótkotrwały prąd wytrzymywany (Icw)
wyłącznika (patrz Rys. H36). Jest ona ogólnie stosowana w dużych wyłącznikach
typu otwartego i w pewnych wykonaniach kompaktowych do ciężkich warunków.
Icw oznacza maksymalny prąd, który wyłącznik kategorii B może wytrzymać
termicznie i elektrodynamicznie, bez uszkodzenia, w czasie podanym przez
producenta.

I(A)

Im
Rys. H35: Wyłącznik kategorii A

Prąd załączalny zwarciowy (Icm)
Icm jest najwyższą wartością chwilową prądu, którą wyłącznik może załączyć przy
znamionowym napięciu w określonych warunkach. W systemach AC, ta chwilowa
wartość szczytowa związana jest z Icu (tzn. ze znamionowym prądem wyłączalnym)
poprzez współczynnik k, który zależy od współczynnika mocy (cos ϕ) pętli prądu
zwarciowego (jak pokazano na Rysunku H37).

H16
t (s )

Icu

cos ϕ Icm = kIcu

6 kA & lt; Icu y 10 kA 0.5

I(A )
Icw

Icu

Rys. H36: Wyłącznik kategorii B

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

W prawidłowo zaprojektowanej instalacji
wyłącznik nigdy nie musi działać przy jego
granicznym prądzie wyłączalnym Icu. Z tego
powodu została wprowadzona nowa dana Ics.
Jest ona wyrażona w IEC 60947-2 jako procent
Icu (25, 50, 75, 100%)

2.1 x Icu

50 kA y Icu

I

2 x Icu

20 kA & lt; Icu y 50 kA 0.25

Im

1.7 x Icu

10 kA & lt; Icu y 20 kA 0.3

2.2 x Icu

0.2

Rys. H37: Zależność między znamionowym prądem wyłączalnym Icu a znamionowym prądem
załączalny Icm przy różnych wartościach współczynnika mocy obwodu zwarciowego, jak
określono w normie IEC 60947-2

Przykład: Wyłącznik Masterpact NW08H2 ma znamionowy prąd wyłączalny Icu 100
kA. Wartość szczytowa jego znamionowego prądu załączalnego Icm wyniesie 100 x
2,2 = 220 kA.

Znamionowy eksploatacyjny prąd wyłączalny zwarciowy (Ics)
Znamionowy prąd wyłączalny (Icu) lub (Icn) oznacza maksymalny prąd
zwarciowy, jaki wyłącznik może z powodzeniem wyłączyć bez uszkodzeń.
Prawdopodobieństwo wystąpienia takiego prądu jest niezwykle niskie
i w normalnych okolicznościach prądy zwarciowe są znacząco słabsze niż
znamionowy prąd wyłączalny (Icu) wyłącznika. Z drugiej strony ważne jest, że silne
(mało prawdopodobne) prądy zostaną wyłączone w dobrych warunkach tak, że
możliwe będzie natychmiastowe zamknięcie wyłącznika po naprawie wadliwego
obwodu. Z tych powodów utworzono nową daną znamionową (Ics), wyrażoną jako
procent Icu, tzn.: 25, 50, 75, 100% dla wyłączników przemysłowych. Standardowa
sekwencja testowa jest następująca:
b O - CO - CO(1) (przy Ics)
b Testy przeprowadzone w tej sekwencji mają na celu sprawdzenie, czy wyłącznik
jest w dobrym stanie i może normalnie pracować
W przypadku wyłączników domowych, Ics = k Icn. Wartości współczynnika k
podane są w tabeli XIV normy IEC 60898. W Europie, w przemyśle, wykorzystuje się
współczynnik k 100%, więc Ics = Icu.

(1) O oznacza otwarcie.
CO oznacza zamknięcie, a następnie otwarcie.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Wyłącznik

Wiele wykonań wyłączników NN ma możliwość
ograniczenia prądu zwarciowego, przez co
prąd jest zmniejszany i nie może osiągnąć
swojej maksymalnej wartości szczytowej (patrz
Rys. H38). Wydajność ograniczenia prądu
tych wyłączników jest przedstawiona w formie
wykresów, takich jak pokazany na Rysunku H39,
wykres (a)

Ograniczenie prądu zwarciowego
Zdolność ograniczenia prądu zwarciowego przez wyłącznik oznacza jego zdolność,
mniej lub bardziej wydajną, do zapobiegania przepływu maksymalnego prądu
zwarciowego, umożliwiając przepływ tylko ograniczonej wartości prądu, jak
pokazano na Rysunku H38.
Wydajność ograniczania prądu jest podana przez producenta wyłącznika w postaci
krzywych (patrz Rys. H39).
b Wykres (a) pokazuje ograniczoną wartość szczytową prądu naniesioną
na wartości skuteczne składowej AC spodziewanego prądu zwarciowego
(„spodziewany” prąd zwarciowy odnosi się do prądu zwarciowego, który mógłby
przepłynąć, gdyby wyłącznik nie miał możliwości ograniczenia prądu zwarciowego)
b Ograniczenie prądu znacznie redukuje naprężenia cieplne (proporcjonalne do I2t)
i jest przedstawiane jako krzywa wykresu (b) z Rysunku H39, również względem
wartości skutecznej składowej AC spodziewanego prądu zwarciowego.
Wyłączniki NN do instalacji domowych i podobnych są klasyfikowane według
określonych norm (istotna jest Europejska Norma EN 60 898). Wyłączniki należące
do jednej klasy (ograniczania prądu) posiadają znormalizowaną charakterystykę
ograniczenia I2t, określoną przez tę klasę.
W tych przypadkach producenci zazwyczaj nie podają charakterystyk prądów
ograniczonych.
a)

b)

Limited
Ograniczony
current peak
prąd szczytowy
(A2 x s)
(A2 x s)

zn

e

Limited
Ograniczony
current
prąd szczytowy
peak
(kA
(kA)

t

H17

ie

ch

ar

ak

te

ry

st

yc

n
rre
cu s
d ic
ite ist
m r
-li acte
on r
N ha
c

4,5.105

N

22

2.105
Spodziewana wartość
Prospective AC
składowej AC (rms)
component (rms)

150 kA

Spodziewana wartość
Prospective AC
component (rms)
składowej AC (rms)

150 kA

Rys. H39: Krzywe prądów ograniczonych typowego wyłącznika ograniczającego prąd zwarciowy

Ograniczenie prądu zmniejsza zarówno
obciążenie cieplne jak i elektrodynamiczne
wszystkich elementów obwodu, poprzez które
przepływa prąd, tym samym przedłużając czas
użytkowania tych elementów. Ponadto funkcja
ograniczania umożliwia zastosowanie technik
„wyłączania kaskadowego” (patrz 4.5), tym
samym znacząco zmniejszając koszty projektu
i instalacji

Icc

Spodziewany zwarciowy
prąd szczytowy

Spodziewany prąd
zwarciowy
Ograniczony prąd
szczytowy
Ograniczony
prąd zwarciowy

tc
Rys. H38: Prądy spodziewane i rzeczywiste

t

Zastosowanie wyłączników ograniczających prądy zwarciowe zapewnia liczne
korzyści:
b Zachowanie lepszego stanu instalacji: wyłączniki ograniczające prąd zwarciowy
w dużym stopniu łagodzą wszystkie szkodliwe skutki powiązane z przepływem
prądów zwarciowych
b Redukcja skutków cieplnych: nagrzewanie przewodów (a tym samym ich izolacji)
jest znacząco zmniejszone tak, że trwałość kabli jest odpowiednio zwiększona
b Redukcja skutków mechanicznych: siły wynikające z odpychania
elektromagnetycznego są słabsze, niosące mniejsze ryzyko odkształceń
i możliwych pęknięć, nadmiernego przepalania styków itp.
b Redukcja skutków zakłóceń elektromagnetycznych:
v Mniejszy wpływ na instrumenty pomiarowe oraz powiązane obwody, systemy
telekomunikacyjne itp.
Dlatego te wyłączniki mają wpływ na lepsze wykorzystanie:
b Kabli i oprzewodowania
b Prefabrykowanych systemów prowadzenia przewodów
b Aparatury rozdzielczej, zmniejszając w ten sposób starzenie instalacji
Przykład
W systemie mającym spodziewany prąd zwarciowy o wartości skutecznej 150
kA, wyłącznik Compact L ogranicza prąd szczytowy do mniej niż 10% obliczonej
spodziewanej wartości szczytowej, a skutki cieplne do mniej niż 1% skutków
wyliczonych.
Wyłączanie kaskadowe kilku poziomów dystrybucji w instalacji, poniżej wyłącznika
ograniczającego prąd zwarciowy, także spowoduje istotne oszczędności.
Technika wyłączania kaskadowego, opisana w podpunkcie 4.5, umożliwia faktyczne
zaoszczędzenie znacznych sum na aparatach rozdzielczych (niższe parametry
zwarciowe dopuszczalne wyłącznika ograniczającego prąd zwarciowy) obudowach
i projektowaniu, do 20% (ogólnie).
Selektywność zabezpieczeń i wyłączanie kaskadowe w serii Compact NSX są
kompatybilne, aż do pełnej zdolności wyłączalnej zwarciowej aparatów.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Zalety ograniczania prądu

Dobór serii wyłączników jest
oparty o: charakterystykę elektryczną
instalacji, otoczenia, odbiorów i
potrzebę zdalnego sterowania, oraz typ
przewidywanego systemu telekomunikacyjnego

Temperatura
otoczenia

Temperatura
powietrza
otaczającego
wyłączniki

Temperatura
otoczenia

4.4 Dobór wyłącznika
Dobór wyłącznika
Dobór wyłącznika jest dokonywany w zakresie:
b Charakterystyki elektrycznej instalacji, dla której przeznaczony jest wyłącznik
b Jego warunków otoczenia: temperatury otoczenia, rodzaju obudowy rozdzielnicy,
warunków klimatycznych itp.
b Wymaganych parametrów zwarciowych
b Specyfikacje operacyjne: selektywne wyzwalanie, wymagania (lub ich brak)
odnośnie zdalnego sterowania i wskazań oraz związanych z nimi styków
pomocniczych, pomocniczych cewek aktywacyjnych, połączeń
b Normy dotyczące instalacji; w szczególności: ochrona ludzi
b Charakterystyka odbioru, takiego jak silniki, oświetlenie fluorescencyjne,
transformatory NN/NN
Powyższe uwagi dotyczą doboru wyłącznika do wykorzystania w systemach
dystrybucyjnych.

Dobór prądu znamionowego w zakresie temperatury otoczenia

Pojedynczy
wyłącznik
na wolnym
powietrzu
Wyłączniki zainstalowane
w obudowie
Rys. H40: Temperatura otoczenia

H18

Prąd znamionowy wyłącznika instalacyjnego jest określony dla danej temperatury
otoczenia, na ogół:
b 30 °C w przypadku wyłączników domowych
b 40 °C w przypadku wyłączników przemysłowych
Działanie tych wyłączników w innej temperaturze otoczenia zależy głównie od
technologii ich wyzwalaczy (patrz Rys. H40).

Nieskompensowane wyzwalacze termiczno-magnetyczne
Prąd wyzwolenia wyłączników z
nieskompensowanymi wyzwalaczami
termomagnetycznymi zależy od temperatury
otoczenia

W wyłącznikach z nieskompensowanymi wyzwalaczami termicznymi prąd
wyzwolenia zależy od temperatury otoczenia. Jeżeli wyłącznik jest zainstalowany
w obudowie lub w gorącej lokalizacji (kotłownia itd.), prąd konieczny do wyzwolenia
wyłącznika przy przeciążeniu będzie mniejszy. Kiedy temperatura otoczenia,
w którym znajduje się wyłącznik, przekracza jego temperaturę odniesienia, jego
" prąd znamionowy będzie obniżony " . Z tego powodu wytwórcy wyłączników
dostarczają tabele wskazujące współczynniki do zastosowania w temperaturach
różniących się od temperatury odniesienia wyłącznika. W przykładach takich
tabel (patrz Rys. H41) można zauważyć, że temperatura otoczenia niższa niż
temperatura odniesienia powoduje podniesienie wartości prądów znamionowych
wyłącznika. Ponadto, małe wyłączniki modułowe zamontowane obok siebie, jak
pokazano na rysunku H27, są zwykle zamontowane w niewielkiej zamkniętej
metalowej obudowie. W tej sytuacji, wzajemne ogrzewanie przy przepływie
normalnych prądów obciążeniowych zazwyczaj wymaga obniżenia wartości ich
prądów znamionowych, mnożąc przez czynnik 0,8.
Przykład
Jaka klasyfikacja (In) powinna być dobrana dla iC60N?
b Zabezpieczenie obwodu, którego maksymalny prąd obciążeniowy jest szacowany
na 34 A 
b Zainstalowany obok innych wyłączników w zamkniętej obudowie
b W temperaturze otoczenia 50 °C
Wyłącznik instalacyjny iC60N o prądzie znamionowym 40 A miałby obniżoną
wartość prądu roboczego do 35,6 A w otaczającym powietrzu przy 50 °C (patrz Rys.
H41). Jednak aby umożliwić wzajemne ogrzewanie w zamkniętych przestrzeniach,
musi być zastosowany podany powyżej współczynnik 0,8 tak, że 35,6 x 0,8 = 28,5
A, co nie jest odpowiednie dla odbioru 34 A.
Dlatego wybrany zostałby wyłącznik 50 A zapewniający prąd roboczy (o obniżonej
wartości znamionowej) 44 x 0,8 = 35,2 A.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Wyzwalacze termomagnetyczne z kompensacją
Te wyzwalacze zawierają bimetaliczny pasek kompensacyjny, umożliwiający
regulację ustawienia prądu wyzwolenia (Ir lub Irth) w określonym zakresie,
niezależnie od temperatury otoczenia.
Na przykład:
b W niektórych krajach układ TT jest standardowym układem dystrybucji NN,
a domowe (oraz podobne) instalacje są zabezpieczone w pozycji roboczej przez
wyłącznik zapewniany przez zakład energetyczny. Oprócz zapewniania ochrony
przed dotykiem pośrednim, ten wyłącznik wyzwala przy przeciążeniu; w tym
przypadku, gdy konsument przekracza poziom prądu ustalony w jego umowie
z zakładem energetycznym. Wyłącznik (≤ 60 A) jest kompensowany w zakresie
temperatury -5 C do + 40 C.
b Wyłączniki NN o prądach znamionowych z zakresu ≤ 630 A są często
wyposażone w wyzwalacze kompensowane dla tego zakresu (-5 C do + 40 C)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Wyłącznik

iC60a, iC60H: charakterystyka C. iC60N: charakterystyki B i C (temperatura odniesienia: 30 °C)
Prąd
znamionowy
(A)
1
2
3
4
6
10
16
20
25
32
40
50
63

20°C
1.05
2,08
3.18
4.24
6,24
10.6
16.8
21.0
26.2
33.5
42,0
52.5
66.2

25°C
1.02
2,04
3,09
4.12
6.12
10.3
16.5
20,6
25.7
32.9
41.2
51.5
64,9

30°C
1.00
2,00
3,00
4,00
6,00
10.0
16.0
20,0
25 0
32.0
40,0
50,0
63,0

35°C
0,98
1,96
2.91
3,88
5.88
9.70
15,5
19.4
24.2
31.4
38.8
48.5
61,1

40°C
0,95
1.92
2.82
3.76
5.76
9.30
15.2
19,0
23.7
30.4
38.0
47.4
58,0

45°C
0,93
1,88
2,70
3.64
5.64
9,00
14.7
18.4
23,0
29.8
36.8
45.5
56.7

50°C
0,90
1.84
2.61
3.52
5.52
8,60
14.2
17.8
22.2
28.4
35.6
44,0
54.2

55°C
0,88
1,80
2,49
3.36
5,40
8.20
13.8
17.4
21.5
28.2
34.4
42.5
51,7

60°C
0,85
1,74
2,37
3.24
5.30
7.80
13.5
16.8
20.7
27.5
33.2
40.5
49.2

Compact NSX100-250 z wyzwalaczem TM-D lub TM-G
Prąd
znamionowy
(A)
16
25
32
40
50
63
80
100
125
160
200
250

Temperatura (°C)
10
15
20
18.4 18.7 18
28.8 28
27.5
36.8 36
35.2
46
45
44
57,5 56
55
72
71
69
92
90
88
115 113 110
144 141 138
184 180 176
230 225 220
288 281 277

25
18
25
34.4
43
54
68
86
108
134
172
215
269

30
17
26.3
33.6
42
52.5
66
84
105
131
168
210
263

35
16.6
25.6
32.8
41
51
65
82
103
128
164
205
256

40
16
25
32
40
50
63
80
100
125
160
200
250

45
15.6
24.5
31.3
39
49
61.5
78
97.5
122
156
195
244

50
15.2
24
30.5
38
48
60
76
95
119
152
190
238

55
14.8
23.5
30
37
47
58
74
92.5
116
148
185
231

60
14,5
23
29.5
36
46
57
72
90
113
144
180
225

65
14
22
29
35
45
55
70
87.5
109
140
175
219

H19

Rys. H41: Przykłady tabel do ustalenia współczynników obniżających/zwiększających wartości
prądów znamionowych wyłączników z nieskompensowanymi wyzwalaczami termicznymi,
w zależności od temperatury otoczenia

Wyzwalacze elektroniczne są wysoce stabilne
przy zmianach temperatury otoczenia.

Wyzwalacze elektroniczne
Istotną zaletą wyzwalaczy elektronicznych jest ich stabilne działanie w zmiennych
warunkach temperaturowych. Jednak sam aparat rozdzielczy często nakłada
limity operacyjne w podwyższonych temperaturach tak, że producenci na ogół
zapewniają wykres zależności maksymalnych wartości dopuszczalnych prądów
wyzwolenia od temperatury otoczenia (patrz Rys. H42).
Ponadto, wyzwalacze elektroniczne mogą zapewniać informacje, które mogą być
wykorzystane do lepszego zarządzania rozdziałem energii elektrycznej, włączając
wydajność energetyczną i jakość energii elektrycznej.
Wersja Masterpact NW20
H1/H2/H3 Wysuwny z przyłą- In (A)
czami poziomymi Maks. regulacja Ir

40°C
2000
1

45°C
2000
1

50°C
2000
1

55°C
1980
0,99

60°C
1890
0,95

Wysuwny z przyłą- In (A)
Maks. regulacja Ir
czami krawędziowymi

2000
1

2000
1

1900
0,95

1850
0,93

1800
0,90

L1

1 2,000

0.95 1,890

NW20 wysuwny z
NW20 withdrawable with
horizontal poziomymi
przyłączami plugs
NW20 L1 wysuwne

z przyłączami
NW20 L1 withdrawable
with on edge plugs
krawędziowymi

0.90 1,800

20

25

30

35

40

45

50

55

60

θ°C

Rys. H42: Obniżanie wartości prądu roboczego wyłącznika Masterpact NW20, w zależności od
temperatury

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Coeff. In (A)
Wsp.

Dobór progu wyzwolenia bezzwłocznego lub krótkozwłocznego
Rysunek H43 poniżej podsumowuje główne charakterystyki wyzwalaczy
bezzwłocznych lub krótkozwłocznych.
Typ
Wyzwalacz
Zastosowania

Niskie ustawienie b Źródła niewielkich prądów zwarciowycht

typ B
(generatory zapasowe)

b Obwody o znacznej długości przewodu

lub kabla

I
t



Ustawienie
standardowe
typ C

b Zabezpieczenie obwodów: ogólny
przypadek

I

Wysokie
t

ustawienie

typ D or K


b Zabezpieczenie obwodów o wysokich
poziomach prądu rozruchowego
(np. silniki, transformatory, odbiory
rezystancyjne)

I

H20

t
12 In
b Zabezpieczenie silników w powiązaniu

odłączniki typu MA zespołem stycznik + przekaźnik termiczny


I
Rys. H43: Różne wyzwalacze, bezzwłoczne lub z krótkim opóźnieniem czasowym

Dobór wyłącznika ze względu na wymagany prąd wyłączalny
zwarciowy
Montaż wyłącznika NN wymaga, aby jego (lub
w połączeniu z powiązanym aparatem) prąd
wyłączalny zwarciowy był równy lub przekraczał
obliczony spodziewany prąd zwarciowy
w miejscu zainstalowania

Instalacja wyłącznika instalacyjnego w instalacji NN musi spełniać jeden z dwóch
następujących warunków:
b Musi mieć znamionowy prąd wyłączalny zwarciowy Icu (lub Icn) większy lub
równy spodziewanemu prądowi zwarciowemu obliczonemu dla miejsca jego
instalacji lub
b Jeżeli tak nie jest, musi być powiązany z innym aparatem, który znajduje się
powyżej, i który ma wymagany prąd wyłączalny zwarciowy
W drugim przypadku, charakterystyka dwóch urządzeń musi być skoordynowana
tak, aby energia mogąca przejść przez urządzenie nie mogła przekraczać tej, którą
mogą wytrzymać urządzenia i wszystkie powiązane kable, przewody oraz inne
elementy w dole obwodu, bez uszkodzenia. Ta technika jest wykorzystywana w:
b Powiązaniach bezpieczników i wyłączników instalacyjnych
b Powiązaniach wyłączników ograniczających prądy zwarciowe i standardowych
wyłączników. Technika ta znana jest jako „wyłączanie kaskadowe” (patrz podpunkt
4.5 tego rozdziału)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Dobór wyłączników głównych i odpływowych
Wyłącznik na wyjściu najmniejszego
transformatora musi mieć parametry zwarciowe
odpowiednie dla prądu uszkodzeniowego,
który jest wyższy niż prąd w jakimkolwiek innym
wyłączniku NN transformatora

Pojedynczy transformator
Jeżeli transformator znajduje się w stacji transformatorowej konsumenta, pewne
krajowe normy wymagają wyłącznika NN, w którym otwarte styki są wyraźnie
widoczne, jak wysuwny wyłącznik Compact NSX.
Przykład (patrz Rys. H44 na nastepnej stronie)
Jakiego rodzaju wyłącznik jest odpowiedni jako wyłącznik główny w instalacji
zasilanej przez 3-fazowy transformator 250 kVA SN/NN (400 V) w stacji
transformatorowej konsumenta?
In transformatora = 360 A 
Isc (3-fazowy) = 8,9 kA

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Wyłącznik

Dobór wyłącznika Compact NSX400N z nastawnym zakresem wyzwalacza
przeciążeniowego 160 A -400 A i zdolnością wyłączalną zwarciową (Icu) 50 kA
byłby odpowiednim doborem do tego celu.

Compact
NSX400N

Rys. H44: Przykład transformatora w podstacji konsumenta

Tr3

Tr2

Tr1

LV

LV

LV
A1

MV

MV

MV

A2

CBM

B2

B1

CBP

CBM

A3

CBM

B3
CBP

E
Rys. H45: Transformatory podłączone równolegle
Liczba i moc transformato- Minimalny znamionowa
rów 20/0,4 kV kVA
prąd wyłączalny zwarciowa wyłączników głównych
CBM (Icu) kA
2 x 400
14
3 x 400
28
2 x 630
22
3 x 630
44
2 x 800
19
3 x 800
38
2 x 1,000
23
3 x 1,000
47
2 x 1,250
29
3 x 1,250
59
2 x 1,600
38
3 x 1,600
75
2 x 2,000
47
3 x 2,000
94

Wyłączniki główne (CBM)
zachowujące całkowitą selektywność z wyłącznikami
odpływowymi (CBP)
NW08N1/NS800N
NW08N1/NS800N
NW10N1/NS1000N
NW10N1/NS1000N
NW12N1/NS1250N
NW12N1/NS1250N
NW16N1/NS1600N
NW16N1/NS1600N
NW20N1/NS2000N
NW20N1/NS2000N
NW25N1/NS2500N
NW25N1/NS2500N
NW32N1/NS3200N
NW32N1/NS3200N

Minimalny znamionowy
prąd wyłączalny zwarciowy wyłączników odpływowych CBP (Icu) kA
27
42
42
67
38
56
47
70
59
88
75
113
94
141

Wykonanie wyłącznika
odpływowego (CPB)
o prądzie znamionowym
In = 250A
NSX250F
NSX250N
NSX250N
NSX250S
NSX250N
NSX250H
NSX250N
NSX250H
NSX250H
NSX250S
NSX250S
NSX250L
NSX250S
NSX250L

Rys. H46: Maksymalne wartości prądu zwarciowego wyłączanego przez wyłączniki główne i odpływowe (odpowiednio CBM i CBP), w przypadku kilku transformatorów
podłączonych równolegle
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

H21

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

250 kVA
20 kV/400 V

Kilka transformatorów podłączonych równolegle (patrz Rys. H45)
b Wyłączniki odpływowe CBP wychodzące z rozdzielnicy NN muszą być zdolne
do wyłączenia całkowitego prądu zwarciowego od wszystkich transformatorów
podłączonych do szyn zbiorczych, tzn.: Isc1 + Isc2 + Isc3
b Wyłączniki główne CBM, każdy na wyjściu transformatora, muszą być zdolne do
wyłączenia (na przykład) tylko maksymalnego prądu zwarciowego Isc2 + Isc3,
w przypadku zwarcia zlokalizowanego powyżej CBM1.
Z tych względów widać, że wyłącznik najmniejszego transformatora będzie wyłączał
w takiej sytuacji największą wartość prądu zwarciowego, podczas gdy wyłącznik
największego transformatora wyłączy najniższą wartość prądu zwarciowego
b Prądy znamionowe CBM muszą być dobrane w zależności od mocy znamionowej
powiązanego transformatora.
Uwaga: Istotne warunki prawidłowego działania 3-fazowych podłączonych
równolegle transformatorów mogą być podsumowane następująco:
1. przesunięcie fazowe napięcia pierwotnego i wtórnego musi być takie samo we
wszystkich równolegle podłączonych transformatorach.
2. przekładnie napięciowe w obwodzie otwartym, z pierwotnego na wtórne, muszą
być takie same we wszystkich transformatorach.
3. napięcie zwarcia transformatora (Ukr%) musi być takie samo dla wszystkich
jednostek.
Na przykład, transformator 750 kVA o Ukr = 6% będzie prawidłowo dzielić
obciążenie z transformatorem 1.000 kVA mającym Ukr 6%, tzn. transformatory będą
obciążone samoczynnie proporcjonalnie do ich mocy znamionowej. W przypadku
transformatorów mających stosunek mocy znamionowych przekraczający 2, praca
równoległa nie jest zalecana.
Rysunek H46 wskazuje, w przypadku najbardziej typowego układu (2 lub 3
transformatory o równej mocy znamionowej), maksymalne prądy zwarciowe, którym
będą poddawane wyłączniki główne i odpływowe (odpowiednio CBM i CBP na
Rysunku H45). Jest to oparte na następujących założeniach:
b Moc zwarciowa 3-fazowa po stronie SN transformatora wynosi 500 MVA
b Transformatory to standardowe jednostki dystrybucyjne 20/0,4 kV o mocy
podanej w tabeli
b Kable pomiędzy każdym transformatorem, a jego wyłącznikiem głównym NN
mają długość 5 metrów i są jednożyłowe
b Między każdym CBM obwodu zasilającego a każdym CBP obwodu
wychodzącego jest 1 metr szyny zbiorczej
b Aparaty są zainstalowane w rozdzielnicy stojącej, w temperaturze otoczenia 30°C
Co więcej, tabela pokazuje wybrane wyłączniki produkcji Schneider Electric,
zalecane jako wyłączniki główne i odpływowe w każdym przypadku.
Przykład (patrz Rys. H47 na następnej stronie)
b Dobór wyłącznika do funkcji CBM:
W przypadku transformatora 800 kVA In = 1126 A; Icu (minimum) = 38 kA
(z Rysunku H46), CBM wskazany w tabeli to Compact NS1250N (Icu = 50 kA)
b Dobór wyłącznika do funkcji CBP:
Znamionowy prąd wyłączalny (Icu) wymagany dla tych wyłączników jest podany na
Rysunku H46 jako 56 kA.
Zalecanym doborem dla trzech obwodów wychodzących (1, 2 i 3), byłyby wyłączniki

ograniczające prąd zwarciowy NSX400 L, NSX250 L i NSX100 L. Wartość
znamionowa Icu w każdym przypadku = 150 kA.
Te wyłączniki zapewniają:
v całkowitą selektywność z wyłącznikami w górze obwodu (CBM)
v wykorzystanie techniki „wyłączania kaskadowego”
v powiązanymi z nią oszczędnościami odnośnie wszystkich elementów w dole
obwodu

Poziomy prądów zwarciowych w dowolnym
punkcie instalacji można pozyskać z tabel

Dobór wyłączników zasilających i wyłączników w obwodach
końcowych

H22

3 Tr
800 kVA
20 kV/400 V
CBM

CBP1

400 A

CBP2

100 A

CBP3

200 A

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. H47: Transformatory podłączone równolegle

Technika „wyłączania kaskadowego”
wykorzystuje właściwości wyłączników
ograniczających prąd zwarciowy, dla
umożliwienia instalacji wszystkich aparatów,
kabli oraz innych elementów w instalacji poniżej
o znacznie niższych parametrach niż byłoby
to konieczne w innym przypadku, tym samym
upraszczając instalację i zmniejszając jej koszt

Wykorzystanie tabeli G39
Dzięki tej tabeli można szybko określić wartość 3-fazowego prądu zwarciowego
w każdym punkcie instalacji znając:
b Wartość prądu zwarciowego w punkcie powyżej punktu, w którym ma zostać
zainstalowany wyłącznik
b Długość, przekrój i materiał przewodów pomiędzy dwoma punktami
Można wówczas wybrać wyłącznik o znamionowej zdolności wyłączalnej
zwarciowej większej od wartości znalezionej w tabeli.
Szczegółowe obliczenia prądów zwarciowych
W celu dokładniejszego obliczenia wartości prądu zwarciowego, zwłaszcza gdy
znamionowy prąd wyłączalny wyłącznika jest nieco mniejszy niż wartość odczytana
z tabeli, konieczne jest wykorzystanie metody wskazanej w rozdziale G punkcie 4.
Dwubiegunowe wyłączniki instalacyjne (fazy i neutralnego) z jednym
biegunem zabezpieczonym
Te wyłączniki są zazwyczaj wyposażone w wyzwalacz przeciążeniowy tylko
w biegunie fazowym i mogą być stosowane w układach TT, TN-S oraz IT. Jednak
w układzie IT muszą być przestrzegane następujące warunki:
b Warunek (B) z tabeli G67 w przypadku zabezpieczenia przewodu neutralnego
przed przeciążeniem w przypadku zwarcia podwójnego
b Znamionowy prąd wyłączalny zwarciowy: 2-biegunowy wyłącznik fazy i przewodu
neutralnego musi być zdolny do wyłączenia w jednym biegunie (przy napięciu
międzyfazowym) prądu zwarcia podwójnego równego 15% 3-fazowego prądu
zwarciowego w miejscu jego zainstalowania, jeżeli wynosi on ≤ 10 kA; lub 25%
3-fazowego prądu zwarciowego, jeżeli przekracza on 10 kA
b Ochrona przed dotykiem pośrednim: ta ochrona jest zapewniana według norm
dla układów IT
Niewystarczający znamionowy prąd wyłączalny zwarciowy
W sieciach niskiego napięcia, szczególnie w sieciach działających w ciężkich
warunkach, czasami zdarza się, że wyliczone Isc przekracza wartość znamionową
Icu wyłącznika możliwego do instalacji lub zmiany systemu w górze obwodu
powodują przekroczenie wartości znamionowych wyłącznika poniżej.
b Rozwiązanie 1: Należy sprawdzić, czy odpowiednie wyłączniki powyżej danego
wyłącznika ograniczają prąd zwarciowy, umożliwiając zastosowanie wyłączania
kaskadowego (opisanego w podpunkcie 4.5)
b Rozwiązanie 2: Należy zamontować wyłączniki z gamy posiadającej wyższe
znamionowe parametry zwarciowe. Rozwiązanie to jest ekonomicznie opłacalne
tylko, jeśli dotyczy jednego lub dwóch wyłączników
b Rozwiązanie 3: Należy zastosować bezpieczniki ograniczające prąd zwarciowy
(gG lub aM) powyżej danych wyłączników. Taki układ musi jednak spełniać
następujące warunki:
v Wartość prądu znamionowego bezpiecznika musi być odpowiednia
v Nie można umieszczać bezpiecznika w przewodzie neutralnym, z wyjątkiem
niektórych układów IT, gdzie zwarcie podwójne powoduje przepływ prądu
w przewodzie neutralnym przekraczającego znamionowy prąd wyłączalny zwarciowy
danego wyłącznika. W tym przypadku, przepalenie bezpiecznika w przewodzie
neutralnym musi spowodować wyzwolenie wyłącznika we wszystkich fazach

4.5 Koordynacja między wyłącznikami
Wyłączanie kaskadowe lub zabezpieczenie pomocnicze
Definicja techniki wyłączania kaskadowego
Poprzez ograniczenie wartości szczytowej prądu zwarciowego przechodzącego
przez wyłącznik ograniczający prąd zwarciowy, umożliwia on wykorzystanie we
wszystkich obwodach poniżej miejsca jego zainstalowania aparatów rozdzielczych
i elementów obwodów o znamionowej zdolności wyłączalnej zwarciowej oraz
wytrzymałości termicznej i elektromechanicznej znacznie słabszej niż byłoby to
konieczne w innym przypadku. Zmniejszona fizyczna wielkość i niższe wymagania
parametrów prowadzą do znacznych oszczędności i uproszczenia pracy instalacji.
Można zauważyć, że podczas gdy wyłącznik ograniczający prąd zwarciowy ma
wpływ na obwody poniżej poprzez (wyraźne) zwiększenie impedancji źródła

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Wyłącznik

Na ogół, konieczne są testy laboratoryjne, aby
zagwarantować, że warunki realizacji wymagane
przez krajowe normy są spełniane, a producent
zapewnia zgodne z przepisami kombinacje
aparatury rozdzielczej

podczas zwarcia, nie ma takiego wpływu w żadnych innych okolicznościach; na
przykład podczas uruchomienia dużego silnika (gdzie wysoce pożądana jest niska
impedancja źródła). Gama wyłączników ograniczających prąd zwarciowy Compact
NSX o znakomitych parametrach ograniczających jest szczególnie interesująca.

Warunki realizacji
Większość krajowych norm uznaje technikę wyłączania kaskadowego pod
warunkiem, że ilość energii „przepuszczanej” przez wyłącznik ograniczający prąd
zwarciowy jest mniejsza niż energia, którą wszystkie wyłączniki i elementy poniżej
mogą wytrzymać bez uszkodzenia.
kA rms
Prąd wyłączalny
zwarciowy wyłącznika
w górze obwodu
(ograniczającego prąd
zwarciowy)

150

NSX250L

70
50

Możliwy prąd wyłączalny 150
zwarciowy wyłącznika
70
poniżej (dzięki technice
wyłączania kaskadowego) 36
30
30
25
20

NSX250H
NSX250N

NG125L
NG125L
NG125N

NG125N

iC60N/H & lt; =32A
iC60L & lt; = 25A
iC60H & gt; = 40A
iC120N/H
iC60N & gt; = 40A

iC60N/H & lt; =32
iC60L & lt; = 25A
iC60H & gt; = 40A
iC120N/H
iC60N & gt; = 40A

A iC60N/H & lt; =32A
iC60L & lt; = 25A
iC60H & gt; = 40A
iC120N/H
iC60N & gt; = 40A

Rys. H48: Przykład możliwości wyłączania kaskadowego w 3-fazowej instalacji 230/400 V lub
240/415 V

H23

W praktyce może to być sprawdzone jedynie poprzez testy wyłączników
wykonywane w laboratorium. Takie testy są przeprowadzane przez producentów,
którzy zapewniają informacje w postaci tabel tak, że użytkownicy mogą
zaprojektować układ kaskadowy oparty na kombinacji zalecanych typów
wyłączników. Jako przykład, Rysunek H48 wskazuje możliwości wyłączania
kaskadowego typów wyłączników instalacyjnych iC60, C120 i NG125
zainstalowanych poniżej wyłącznika ograniczającego prąd zwarciowy Compact
NSX 250 N, H lub L dla 3-fazowej instalacji 230/400 V lub 240/415 V.

Zalety wyłączania kaskadowego

Selektywność może być całkowita lub
częściowa i opierać się na zasadach poziomów
prądów, opóźnień czasowych bądź ich
kombinacji. Nowsze rozwiązanie jest oparte na
technikach logicznych.
System Schneider Electric wykorzystuje zalety
zarówno ograniczenia prądu jak i selektywności

Ograniczanie prądu jest korzystne dla wszystkich obwodów, które są
zabezpieczane przez dany wyłącznik ograniczający prąd zwarciowy.
Zasada nie jest ograniczająca, tzn. wyłącznik ograniczający prąd zwarciowy można
zainstalować w dowolnym punkcie w instalacji, gdzie w innym przypadku obwody
poniżej miałyby nieodpowiednie zabezpieczenia.
W efekcie osiąga się:
b Uproszczone obliczenia prądu zwarciowego
b Uproszczenie, tzn. szerszą możliwość doboru aparatów i urządzeń w dole
obwodu
b Zastosowanie aparatów i urządzeń do mniej wymagających warunków,
obniżające koszty
b Mniejsze wymagania przestrzenne, ponieważ wyposażenie do mniej
wymagających warunków jest na ogół mniejsze

B

Isc
0

Całkowita selektywność

Ir B
0

Isc B

Częściowa selektywność
Otwiera się tylko B Otwarcie A i B

Ir B

Is

Isc

Isc
Isc B

Is = limit selektywności
Rys. H49: Selektywność całkowita i częściowa

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

A

Zasady wyzwalania selektywnego (selektywności)

t

B

A

H24
I
Ir B

Ir A Isc B Im A

Rys. H50: Całkowita selektywność pomiędzy wyłącznikami
A i B

t

B

Ir B

A

Ir A

Im A Is cB

Otwiera się tylko
B only opens

Is c A

I

B and B open
A otwarcie A i B

Rys. H51: Częściowa selektywność pomiędzy wyłącznikami A i B

a) t

Selektywność jest osiągana za pomocą samoczynnych urządzeń
zabezpieczających, jeżeli uszkodzenie występujące w dowolnym punkcie instalacji
zostaje wyłączone przez aparat zabezpieczający, zlokalizowany bezpośrednio
powyżej uszkodzenia, podczas gdy wszystkie inne aparaty zabezpieczające nie
zostają wyzwolone (patrz Rys. H49).
Selektywność pomiędzy wyłącznikami A i B jest całkowita, jeżeli maksymalna
wartość prądu zwarciowego w obwodzie B (Isc B) nie przekracza nastawy
wyzwalacza zwarciowego wyłącznika A (Im A). W tym przypadku wyzwala tylko B
(patrz Rys. H50).
Selektywność jest częściowa, jeśli maksymalny możliwy prąd zwarciowy
w obwodzie B przekracza nastawę wyzwalacza zwarciowego wyłącznika A. W tym
maksymalnym stanie wyzwalają zarówno A jak i B (patrz Rys. H51).
Zabezpieczenie przed przeciążeniem: selektywność w oparciu o wartości
prądu (patrz Rys. H52a)
Powyższa metoda jest realizowana poprzez ustawienie kolejnych nastaw
wyzwalaczy na kolejnych poziomach od wyzwalaczy w dole (niższe ustawienia)
w kierunku źródła (wyższe ustawienia). Selektywność jest całkowita lub
częściowa, w zależności od określonych warunków, jak podano powyżej. Z reguły
selektywność jest osiągana, gdy:
b IrA/IrB & gt; 2:
Zabezpieczenie przed prądami zwarciowymi niskiego poziomu: selektywność
oparta na stopniowaniu zwłok czasowych (patrz Rys. H52b)
Powyższa metoda jest realizowana poprzez wyregulowanie wyzwalaczy zwłocznych
tak, by dolne wyzwalacze miały jak najkrótszy czas załączenia, przy stopniowo
coraz większych opóźnieniach w kierunku źródła.
W przedstawionym dwupoziomowym układzie wyłącznik w górze obwodu A ma
wystarczające opóźnienie do zapewnienia całkowitej selektywności z B (na
przykład: Masterpact z wyzwalaczem elektronicznym).
Selektywność w oparciu o połączenie obu poprzednich metod (patrz Rys.
H52c)
Opóźnienie czasowe dodane do układu wartości prądów może poprawić ogólną
selektywność.
Wyłącznik powyżej ma dwa progi szybkiego wyzwolenia magnetycznego:
b Im A: opóźnione wyzwolenie magnetyczne lub wyzwolenie elektroniczne
krótkozwłoczne
b Ii: Wyzwolenie bezzwłoczne
Selektywność jest całkowita, jeśli Isc B & lt; Ii (bezzwłoczny).
Zabezpieczenie przed prądami zwarciowymi wysokiego poziomu:
selektywność oparta na poziomach energii łuku
Ta technologia, wdrożona w serii Compact NSX (wyłącznik ograniczający prąd
zwarciowy), jest niezwykle efektywna w osiąganiu całkowitej selektywności.
Zasada: Jeżeli bardzo wysoka wartość prądu zwarciowego zostanie wykryta przez
dwa wyłączniki A i B, ich styki otworzą się jednocześnie. W rezultacie prąd jest
znacznie ograniczany.
b Bardzo duża energia łuku na poziomie B powoduje aktywację wyłącznika B
b Następnie energia łuku jest ograniczana na poziomie A i nie jest wystarczająca do
wyzwolenia A
Z reguły selektywność pomiędzy Compact NSX jest całkowita, jeżeli stosunek
prądów znamionowych wyłączników A i B jest większy niż 2,5.

b)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

B

c) t

A

t

B

B

A

A

Isc B
A

∆t

I
Ir B

Ir A

B

I
Isc B

Rys. H52: Selektywność

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

I
Im A

Ii A

delayed instantaneous
zwłoczny bezzwłoczny

4 Wyłącznik

Selektywność wartości prądu
Ta technika jest bezpośrednio związana ze stopniowaniem krzywych wyzwolenia
długozwłocznego dwóch szeregowo połączonych wyłączników.

t

D2

D1
D1

D2

I
Ir2

Ir1

Isd 2 Isd1

Rys. H53: Selektywność prądowa

Limit selektywności ls to:
b Is = Isd2, jeżeli nastawy wyzwalaczy lsd1 i lsd2 są zbyt blisko lub się łączą,
b Is = Isd1 , jeżeli nastawy wyzwalaczy lsd1 i lsd2 są odpowiednio daleko od siebie.
Z reguły selektywność prądowa jest osiągana, gdy:
b Ir1 / Ir2 & lt; 2,
b Isd1 / Isd2 & gt; 2.
Limit selektywności to:
b Is = Isd1.

H25

Jakość selektywności
Selektywność jest całkowita, jeśli Is & gt; Isc(D2) i Isd1 & gt; Isc(D2).
Zazwyczaj oznacza to:
b stosunkowo niski poziom Isc (D2),
b dużą różnicę pomiędzy prądami znamionowymi wyłączników D1 i D2.
Selektywność prądowa jest zazwyczaj stosowana w dystrybucji końcowej.
Selektywność w oparciu o wyzwolenie ze
zwłoką czasową wykorzystuje wyłącznik zwany
dalej „selektywnym”(w niektórych krajach).
Wdrożenie tych wyłączników jest stosunkowo
proste i polega na opóźnieniu wyzwolenia
kilku szeregowo podłączonych wyłączników
i w stopniowanej sekwencji czasowej

Selektywność czasowa
Jest to rozwinięcie selektywności prądowej i uzyskuje się ją poprzez stopniowanie
czasowe charakterystyki wyzwalania. Ta technika obejmuje podanie opóźnienia
czasowego t do krótkozwłocznego wyzwolenia D1.

D2

D1

t
D1

∆t
I
Ir2
Rys. H54: Selektywność czasowa

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Ir1

Isd 2 Isd1

Ii1

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

D2

Progi (Ir1, Isd1) D1 i (Ir2, Isd2) są zgodne z regułami stopniowania selektywności
prądowej.
Limit selektywności ls jest co najmniej równy li1, progowi wyzwolenia
bezzwłocznego D1.

Masterpact NT06
630 A

Compact NSX
250 A

H26
Compact NSX
100 A

Acti 9
iC60

Jakość selektywności
Istnieją dwa możliwe zastosowania:
b przy końcowych i/lub pośrednich przewodach zasilających
Wyłączniki kategorii A mogą być wykorzystywane wraz wyłącznikiem
z wyzwalaczem zwłocznym w górze obwodu. Umożliwia to rozszerzenie
selektywności prądowej do progu wyzwolenia bezzwłocznego li1
wyłącznika w górze obwodu: Is = li11.
Jeżeli Isc(D2) nie jest zbyt wysokie - przypadek końcowego przewodu
zasilającego - można uzyskać całkowitą selektywność.
b na przyłączach i przewodach zasilających rozdzielnicę główną
Na tym poziomie, ponieważ ciągłość zasilania ma priorytet, charakterystyka
instalacji pozwala na wykorzystanie wyłączników kategorii B
przeznaczonych do wyzwalania ze zwłoką czasową. Te wyłączniki mają
wysoką wytrzymałość termiczną (Icw u 50% Icn dla t = 1s): Is = Icw1.
Nawet w przypadku wysokiego lsc (D2), selektywność czasowa
zazwyczaj zapewnia całkowitą selektywność: Icw1 & gt; Icc(D2).
Uwaga: Wykorzystanie wyłączników kategorii B oznacza, że instalacja musi
wytrzymać wysokie obciążenia elektrodynamiczne i cieplne.
Co za tym idzie, wyłączniki mają wysoki próg wyzwolenia bezzwłocznego li, który
może być skorygowany i wyłączany w celu zabezpieczenia szyn zbiorczych, jeśli to
konieczne.
Praktyczny przykład selektywności na kilku poziomach z wyłącznikami
Schneider Electric (z elektronicznymi wyzwalaczami)
„Masterpact NT jest całkowicie selektywny z dowolnym wyłącznikiem
kompaktowym Compact NSX, tzn. wyłącznik w dole obwodu wyzwala przy każdej
wartości prądu zwarciowego do jego zdolności wyłączalnej. Ponadto, wszystkie
wyłączniki Compact NSX są całkowicie selektywne, o ile stosunek prądów
znamionowych wyłączników jest większy niż 2,5 a stosunek prądów znamionowych
wyzwalaczy jest większy niż 1,6. Ta sama reguła ma zastosowanie dla całej
selektywności w przypadku wyłączników instalacyjnych Acti 9 w obwodzie poniżej.
(patrz Rys. H55).

t
A
B

Czas braku
Non tripping
załączenia
time of A A
Czas wyłączania
Current-breaking
timeB B
dla for

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Only się tylko
OtwieraB opens B

Ir B

I
Icc B

Icc

Rys. H55: Selektywność 4 poziomów wyłączników Schneider Electric: Masterpact NT

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Wyłącznik

Selektywność energetyczna z ograniczeniem prądu
Wyłączanie kaskadowe między dwoma urządzeniami jest zazwyczaj osiągane przy
wykorzystaniu wyzwolenia wyłącznika A w górze obwodu, aby pomóc wyłącznikowi
B poniżej w wyłączeniu prądu. Limit selektywności Is jest w związku z tym równy
znamionowej zdolności wyłączalnej Icu B wyłącznika B działającego samodzielnie,
ponieważ wyłączanie kaskadowe wymaga wyzwolenia obu wyłączników.
Technologia selektywności energetycznej wdrożona w wyłącznikach Compact
NSX umożliwia podniesienie limitu selektywności do wartości wyższej niż prąd
wyłączalny Icu B wyłącznika w dole obwodu. Zasada jest następująca:
b Wyłącznik B poniżej wykrywa bardzo wysoki prąd zwarciowy.
Wyzwolenie jest bardzo szybkie ( & lt; 1 ms), a następnie prąd jest ograniczany
b Wyłącznik instalacyjny A powyżej wykrywa prąd zwarciowy ograniczony
w porównaniu do jego zdolności wyłączania, ale ten prąd powoduje odpychanie
styków. W rezultacie napięcie łuku zwiększa ograniczenie prądu. Jednakże
energia łuku nie jest dostatecznie duża do wyzwolenia wyłącznika. Dlatego też
wyłącznik A pomaga wyłącznikowi B w wyzwoleniu, samemu nie wyzwalając.
Limit selektywności może być wyższy niż Icu B i selektywność staje się całkowita,
redukując koszt urządzeń

Naturalna całkowita selektywność wyłączników Compact NSX
Główną zaletą serii Compact NSX jest zapewnienie naturalnej, całkowitej
selektywności między dwoma szeregowo podłączonymi urządzeniami, jeśli:
b Stosunek prądów znamionowych wyzwalaczy wynosi & gt; 1,6
b Stosunek prądów znamionowych wyłączników wynosi & gt; 2,5

Schematy selektywności w oparciu o techniki
logiczne są możliwe przy wykorzystaniu
wyłączników wyposażonych w wyzwalacze
elektroniczne, przeznaczone specjalnie do tego
celu (Compact, Masterpact), i połączone ze
sobą przewodami sterowniczymi

Selektywność logiczna lub „Strefowe sprzężenie sekwencyjne
- ZSI”

H27

Ten rodzaj selektywności można osiągnąć dzięki wyłącznikom wyposażonym
w specjalnie zaprojektowane wyzwalacze elektroniczne (Compact, Masterpact):
tylko funkcje Zabezpieczenia Krótkozwłocznego (STP) i Zabezpieczenia przed
Zwarciem Doziemnym (GFP) kontrolowanych urządzeń są zarządzane przez
Selektywność Logiczną. Nie dotyczy to zabezpieczenia bezzwłocznego wyłącznika.
Ustawienia kontrolowanych wyłączników
b zwłoki czasowe: nie ma reguły, ale musi być zastosowane stopniowanie (jeżeli
występuje) zwłok czasowych selektywności czasowej (tD1 ≥ tD2 ≥ tD3),
b progi: nie ma reguł co do progów, ale muszą być przestrzegane zasady
naturalnego stopniowania nastaw urządzeń ochronnych (IcrD1 ≥ IcrD2 ≥ IcrD3).
Uwaga: Ta technika zapewnia selektywność nawet przy wyłącznikach o podobnych
prądach znamionowych.

Zasady

pilot wire
przewód sterowniczy

kolejność
interlocking
order
sprzężenia

D2

D3

interlocking
kolejność
order
sprzężenia

Działanie
Przewód sterowniczy łączy w formie kaskadowej urządzenia zabezpieczające
w instalacji (patrz Rys. H56). Jeżeli wystąpi uszkodzenie, każdy wyłącznik
powyżej miejsca uszkodzenia (wykrywający uszkodzenie) wysyła polecenie (poziom
wysoki na wyjściu) i przestawia wyłącznik w górze obwodu do stanu jego naturalnej
zwłoki czasowej (wysoki poziom na wejściu). Wyłącznik umieszczony tuż powyżej
miejsca uszkodzenia nie otrzyma żadnych poleceń (poziom niski na wejściu) i tym
samym wyzwala prawie natychmiast.

Rys. H56: Selektywność logiczna.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

D1

Aktywacja funkcji Selektywności Logicznej poprzez transmisję informacji przez
przewód sterowniczy:
b Wejście ZSI:
v poziom niski (brak uszkodzeń w dole obwodu): funkcja zabezpieczenia jest
w stanie gotowości ze zredukowanym opóźnieniem czasowym (≤ 0,1 s),
v poziom wysoki (występowanie uszkodzeń w dole obwodu): odpowiednia funkcja
zabezpieczająca przejdzie w stan zwłoki czasowej ustawionej w urządzeniu.
b Wyjście ZSI:
v poziom niski: wyzwalacz nie wykrywa uszkodzenia i nie wysyła poleceń,
v poziom wysoki: wyzwalacz wykrywa uszkodzenie i wysyła polecenie.

Jakość selektywności
Technika ta umożliwia:
b łatwe osiągnięcie jako standardu selektywności na 3 poziomach lub
więcej,
b eliminację istotnych obciążeń instalacji, związanych z wyzwalaniem
zwłocznym aparatu zabezpieczającego, w przypadku uszkodzenia
bezpośrednio powyżej szyn zbiorczych.
Wszystkie aparaty zabezpieczające są więc praktycznie bezzwłoczne,
b łatwe osiągnięcie selektywności z niekontrolowanymi wyłącznikami
w dole obwodu.

4.6 Selektywność SN/NN w stacji transformatorowej
63 A

1,250 kVA
20 kV / 400 V

Pełny prąd
Full-load current
obciążeniowy
1,760 A
1,760 A
3-phase
short-circuit
3-fazowy
current level
prąd zwarciowy
31.4 kA
31,4 kA

H28

Compact
NS2000
ustawiony
set at 1,800 A
na 1.800 A

Fig. H57: Przykład

t
(s)

1,000

NS 2000
na
1,800 A

200
100

Krzywa minimalnego
przedpalenia
dla bezpieczników WN 63 A
(prąd przekazywany do
wtórnej strony
transformatora)

10
1

4

6

Ogólnie, transformator w stacji transformatorowej konsumenta jest chroniony przez
bezpieczniki SN, odpowiednio dobrane, by pasowały do transformatora, zgodnie
z zasadami podanymi w IEC 60787 i IEC 60420, zgodnie z zaleceniami producenta
bezpiecznika.
Podstawowy wymóg jest taki, by bezpiecznik SN nie wyłączał się przy usterkach
NN poniżej wyłącznika NN transformatora tak, by krzywa charakterystyk wyzwalania
tego ostatniego była po lewej stronie krzywej przepalenia bezpiecznika SN.
Wymóg ten na ogół ustala maksymalne ustawienia zabezpieczenia wyłącznika NN:
b Maksymalna nastawa prądu zwarciowego wyzwalacza magnetycznego
b Maksymalna zwłoka czasowa dopuszczalna w przypadku elementu wyzwalacza
zwarciowego (patrz Rys. H57)
Przykład:
b Moc zwarciowa na zaciskach SN transformatora: 250 MVA
b Transformator SN/NN: 1250 kVA 20/0,4 kV
b Bezpieczniki SN: 63 A
b Okablowanie, transformator - wyłącznik NN: 10 metrowe kable jednożyłowe
b Wyłącznik NN: Compact NS 2000 ustawiony na 1800 A (Ir)
Jakie jest maksymalna nastawa prądu wyzwalacza zwarciowego i jego maksymalna
dopuszczalna zwłoka czasowa?
Krzywe z Rysunku H58 pokazują, że selektywność jest zagwarantowana, jeżeli
wyzwalacz krótkozwłoczny wyłącznika jest ustawiony na:
b Poziom y 6 Ir = 10,8 kA
b Ustawienie zwłoki czasowej z poziomu 1 lub 2

8
0.2
0.1

Poziom 1
Poziom 2
Poziom 3

0.50

Poziom 4

0.01

1,800 A
Ir

10 kA

Isc maxi

I

31.4 kA

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. H58: Krzywe bezpieczników SN i wyłącznika NN

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Wyłącznik

4.7 Wyłączniki do układów IT

Rys. H59: Sytuacja podwójnego zwarcia doziemnego

IT

symbolem
.
Rozporządzenia w niektórych krajach mogą dodać dodatkowe wymagania.

4.8 Wyłącznik szybki
W miarę zwiększania mocy zainstalowanej, rozdział energii elektrycznej musi
przejść z projektu NN na projekt WN. W istocie, duża wartość prądu zwarciowego
może być zagrożeniem dla instalacji i uniemożliwić dobór urządzeń niskiego
napięcia (rozdzielnica i szyny zbiorcze, wyłącznik)
Sytuacje te mogą wystąpić w następujących zastosowaniach: połączenia szyn
zbiorczych na pokładach statków handlowych, platformach morskich, pętlach
sieciowych (w przemyśle), gdzie prąd i energia są ważne z uwagi na moc
zainstalowaną (kilka transformatorów lub generatorów podłączonych równolegle)
i trudności związane z projektem WN.
Można zastosować dwa rozwiązania:
b Pirotechniczny aparat wyłączający
b Rozwiązanie w oparciu o wyłącznik mocy
Niektóre wyłączniki mocy z dodatkową funkcją (oparte na przykład na technologii
efektu Thomsona) zapewniają bardzo szybki system otwierania przy bardzo
wysokiej wartości prądu zwarciowego (patrz Rys. H60). Wykonanie wyłączenia
umożliwia ograniczenie prądu zwarciowego i spodziewanej energii, a w efekcie
zabezpieczenie instalacji elektrycznej względem elektrodynamicznych i termicznych
skutków zwarcia.

Rys. H60: Przykład bardzo szybkiego wyłącznika mocy: Masterpact UR (Schneider Electric)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

H29

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Układ sieci: IT

W układzie IT wyłączniki mogą się zetknąć z niezwykłą sytuacją, nazywaną
podwójnym zwarciem doziemnym, gdy drugie zwarcie doziemne występuje
w obecności pierwszego zwarcia po przeciwnej stronie wyłącznika (patrz Rys:
H59).
W tym przypadku wyłącznik musi wyłączyć zwarcie przy napięciu międzyfazowym
na pojedynczym biegunie zamiast przy napięciu fazowym. Prąd wyłączalny
wyłącznika może być w takiej sytuacji zmieniony.
Aneks H IEC60947-2 omawia tę sytuację, a wyłącznik stosowany w systemie IT
musi zostać przetestowany zgodnie z tym aneksem.
Jeżeli wyłącznik nie został przebadany zgodnie z tym aneksem, na tabliczce
znamionowej będzie oznakowane

Przykład ograniczenia zapewnianego przez Masterpact UR w szynach
zbiorczych rozłączanych w przypadku zwarcia (patrz Rys. H61):
Jeżeli zwarcie występuje poniżej w instalacji (A) bez wyłącznika sprzęgłowego,
poziom zwarcia będzie sumą wszystkich generowanych prądów zwarciowych
(zilustrowaną przez krzywą 1).

peak
II szczyt
G2

G1

G3

I1

G4

I3 = I1 + I2
bez limited
non ograniczenia

I2

I1 - I2
bez limited
non ograniczenia

I3
(A)

M1

0

M2

I3 = I1 + I2
H30

(ms)

Krzywa 1
Curve 1

Rys. H61: Schemat sieci

Przez wprowadzenie wyłącznika sprzęgłowego (patrz Rys. H62) - Masterpact
UR - oddziela źródła w warunkach uszkodzenia, a prąd zwarciowy przy (A) będzie
obejmować:
b ograniczone prądy zwarciowe pochodzące z generatora G1 i G2 wyłączone przez
Masterpact UR (patrz charakterystyka 2)
b nieograniczone prądy zwarciowe z generatorów G3 i G4 (patrz charakterystyka 3).

I peak
I szczyt
G2

G1

G4

G3

I1

Masterpact
UR

peak
IIszczyt
I2

I1
bez limited
non ograniczenia

bez ograniczenia
non limited

limited by
I 1 ograniczone
przez
Masterpact UR

I2

Masterpact UR

I3

M1

0

(A)

M2

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

I I ograniczone I 2
I3 = 3 1= I 1 limited + + I2

(ms)
Krzywa 2
Curve 2

Rys. H62: Schemat sieci

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

0

(ms)
Krzywa 3
Curve 3

4 Wyłącznik

Sumaryczny prąd zwarciowy jest pokazany przez krzywą 4 (patrz Rys.H63):

peak
IIszczyt

I 3I3 =1Ilimited + I 2 + I2
= I 1 ograniczone

0
(ms)

Krzywa 4
Curve 4
Rys. H63: Schemat sieci

W wyniku silnego ograniczenia prądu zwarciowego i spodziewanej energii możliwy
jest projekt sieci NN zamiast projektu SN. Zapobiega to także całkowitemu
wyłączeniu (black out) w przypadku zwarcia w rozdzielnicy głównej.

H31

Poniższa tabela (Rys. H64) przedstawia pewien przykład ograniczenia prądu
zwarciowego przez Masterpact UR jako wyłącznik sprzęgłowy między źródłem 1 a 2

Źródło 2

Źródło 1

50

169

207

183

229

193

240

203

251

213

262

224

273

234

284

244

295

254

306

264

317

274

327

295

349

55

176

229

189

240

199

251

210

262

220

273

230

284

240

295

250

306

260

317

270

327

281

338

301

360

60

178

240

191

251

201

262

211

273

220

284

230

295

240

306

249

317

259

327

269

338

278

349

298

371

65

181

251

194

262

204

273

214

284

223

295

233

306

242

317

252

327

262

338

272

349

281

360

301

382

70

185

262

198

273

207

284

217

295

226

306

236

317

246

327

255

338

265

349

275

360

284

371

304

393

75

189

273

201

284

211

295

220

306

230

317

240

327

249

338

259

349

268

360

278

371

288

382

307

404

80

192

284

205

295

214

306

224

317

233

327

243

338

252

349

262

360

272

371

281

382

291

393

310

415

85

196

295

208

306

218

317

227

327

237

338

246

349

256

360

265

371

275

382

284

393

294

404

313

426

90

199

306

212

317

221

327

231

338

240

349

249

360

259

371

268

382

278

393

288

404

297

415

316

437

95

204

317

216

327

225

338

235

349

244

360

253

371

263

382

272

393

282

404

291

415

301

426

320

448

100

209

327

221

338

230

349

239

360

249

371

258

382

268

393

277

404

287

415

296

426

306

437

325

458

110

218

349

230

360

239

371

248

382

258

393

267

404

276

415

286

426

295

437

305

448

314

458

333

480

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95

100

110

Ograniczenie

Przykład

Rys. H64: Przykład ograniczenia prądu zwarciowego przez Masterpact UR dla sieci 690 V -60 hz. (IEC 947-2)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Brak ograniczeń
xxx

5 Konserwacja aparatury
rozdzielczej niskiego napięcia

IEC 60364-6 wymaga wstępnych oraz okresowych weryfikacji instalacji
elektrycznych. Rozdzielnica i całe jej wyposażenie zużywają się, zarówno używane,
jak i nieużywane. Proces zużycia jest spowodowany głównie przez wpływ
środowiska i warunków pracy. Aby zagwarantować, że aparatura niskiego napięcia,
zwłaszcza wyłączniki, zachowuje użyteczne i bezpieczne charakterystyki określone
w katalogu przez cały okres użytkowania, zaleca się, by:
b Urządzenie zostało zainstalowane w optymalnych warunkach środowiskowych
i roboczych
b Rutynowe inspekcje i regularna konserwacja były przeprowadzane przez
wykwalifikowany personel.
Rozdzielnica i aparatura zużywa się bez względu na to, czy jest ona użytkowana.
Zużycie wynika głównie z wpływu środowiska i warunków eksploatacji.

Wpływ środowiska

Urządzenie umieszczone w danym środowisku jest poddawane jego wpływowi.
Główne czynniki środowiskowe, które przyspieszają zużycie urządzenia, to:
- temperatura
- drgania
- wilgotność względna
- środowisko zasolone
- pył
- atmosfera korozyjna
- stopień obciążenia
- prądy harmoniczne

Konserwacja zapobiegawcza
H32

Konserwacja zapobiegawcza obejmuje wykonywanie w określonych z góry
odstępach czasu lub według zalecanych kryteriów kontroli, mających na celu
ograniczenie prawdopodobieństwa awarii lub pogorszenia stanu w czasie
eksploatacji systemu.
Istnieją dwa typy konserwacji zapobiegawczej:

Konserwacja okresowa

Dla każdego rodzaju produktu zalecenia konserwacji są ustalane przez departament
techniczny. Te procedury weryfikacyjne, przeznaczone do utrzymania systemów
lub ich podzespołów w prawidłowym stanie operacyjnym w zamierzonym okresie
użytkowania, muszą być realizowane zgodnie z odstępami czasu przewidzianymi
w niniejszym dokumencie.

Konserwacja warunkowa

Do pewnego stopnia, warunkowe działania konserwacyjne to środki obniżenia (ale
nie eliminacji) zalecanych okresowych działań konserwacyjnych (ograniczonych
tym samym do ścisłego minimum), które wymagają corocznego wyłączenia
instalacji.
Operacje te są rozpoczynane, gdy zaprogramowane alarmy wskazują, że osiągnięto
wcześniej ustalony próg. (Liczba działań & gt; trwałość, wskaźniki zużycia)
Wyzwalacze elektroniczne w wyłącznikach mogą pełnić takie funkcje. Konserwacja
warunkowa jest środkiem zoptymalizowania konserwacji instalacji.

Poziom konserwacji

Istnieją trzy zalecane poziomy konserwacji.
Poniższa tabela wskazuje czynności konserwacyjne oraz ich odstępy czasowe
zależnie od poziomu:

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Poziom konserwacji

Odstęp
czasowy

Działania konserwacyjne

Poziom II

1 rok

Oględziny i testy funkcjonalne, wymiana uszkodzonych
akcesoriów

Poziom III

2 lata

Jak w przypadku poziomu II plus serwisowanie i testy
podzespołów

Poziom IV

5 lat

Jak w przypadku poziomu III plus diagnostyka i naprawy (przez producenta)

Rys. H65: Poziomy konserwacji

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Konserwacja aparatury
rozdzielczej niskiego napięcia

Podane odstępy czasowe dotyczą zwykłych warunków
środowiskowych i roboczych.

Pod warunkiem, że wszystkie uwarunkowania środowiskowe są korzystne, odstępy
czasowe konserwacji mogą być dłuższe (na przykład, konserwacja Poziomu III
może być wykonywana co 3 lata).
Jeżeli choć jeden z warunków jest mniej korzystny, konserwacja musi być
przeprowadzana częściej

Funkcje szczególnie powiązane z bezpieczeństwem wymagają szczególnych
odstępów czasu.
Uwaga:
Zaleca się sprawdzanie działania zdalnych poleceń zatrzymania awaryjnego
i zabezpieczeń przed upływem doziemnym (moduł Vigi), w regularnych odstępach
czasu (co 6 miesięcy).
Przykład zaleceń konserwacyjnych dla wyłącznika mocy (In & gt; 630A)

Obudowa
Obudowa jest istotnym elementem wyłącznika.
Przede wszystkim zapewnia szereg funkcji bezpieczeństwa:
- funkcjonalną izolację między samymi fazami i pomiędzy fazami a częściami
przewodzącymi dostępnymi tak, aby wytrzymać przejściowe przepięcia
spowodowane przez system dystrybucji
- barierę zapobiegająca bezpośredniemu kontaktowi z częściami pod napięciem
- ochronę przed efektami łuków elektrycznych i nadciśnieniem, spowodowanymi
przez
zwarcia.
Po drugie, służy jako wspornik całego mechanizmu biegunowego, jak również
akcesoriów mechanicznych i elektrycznych wyłącznika.
W obudowie nie powinno być:
- śladów brudu (smaru), nadmiaru pyłu lub skropleń, które osłabiają izolację
- śladów przypaleń lub pęknięć, które mogłyby ograniczyć mechaniczną
wytrzymałość obudowy i tym samym jej wytrzymałość zwarciową.
Konserwacja zapobiegawcza obudów obejmuje oględziny jej stanu i oczyszczenie
suchą szmatką lub odkurzaczem. Wszystkie produkty do czyszczenia
z rozpuszczalnikami są surowo zabronione. Wskazany jest pomiar izolacji co pięć lat
i po wyzwoleniach z powodu zwarć. Produkt musi być wymieniony, jeżeli występują
ślady przypaleń lub pęknięć.

H33

Komory łukowe (w przypadku wyłączników powietrznych)

Rys. H66: Przykład zaleceń konserwacyjnych dla wyłącznika mocy (In & gt; 630A)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Podczas zwarcia komora łukowa służy do zgaszenia łuku oraz do zaabsorbowania
wysokiego poziomu energii wzdłuż całej ścieżki zwarcia. Przyczynia się także
do zgaszenia łuku w zakresie prądu znamionowego. Komora łukowa, która nie
jest w dobrym stanie, nie jest w pełni zdolna do wyłączenia zwarcia i ostatecznie
prowadzi do zniszczenia wyłącznika. Komory łukowe wyłączników muszą być
regularnie sprawdzane. Żeberka komór łukowych mogą być poczerniałe, ale nie
mogą być znacząco uszkodzone. Co więcej, filtry nie mogą być zablokowane, aby
uniknąć nadciśnienia wewnętrznego. Do usuwania kurzu z zewnątrz komór łukowych
wskazane jest wykorzystanie odkurzacza zamiast szmatki.

Styki główne (wyłączników powietrznych)
Styki załączają i wyłączają prąd w warunkach normalnych (prąd znamionowy
instalacji) i w warunkach wyjątkowych (przeciążenia i zwarcia). Styki ulegają erozji
z powodu wielu cykli otwierania i zamykania i mogą być szczególnie niszczone przez
prądy zwarciowe.
Zużyte styki mogą spowodować nadmierny przyrost temperatury i przyspieszyć
zużycie urządzenia. Konieczne jest usunięcie komór łukowych i oględziny stanu
zużycia styków co najmniej raz w roku i po każdym zwarciu.
Wskaźniki zużycia stanowią bezwzględną minimalną wartość, która nie może być
przekroczona.

Mechanizmy aparatu i kasety
Działanie mechaniczne wyłącznika może być utrudnione przez kurz, uderzenia,
agresywną atmosferę, brak smarowania lub nadmierne smarowanie. Bezpieczeństwo
użytkowania jest zapewnione przez odkurzanie i ogólne czyszczenie, smarowanie
oraz regularne otwieranie i zamykanie wyłącznika.

H34

Cykle przestawieniowe

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Konieczność zapewnienia ciągłości zasilania w instalacji na ogół oznacza, że
wyłączniki mocy są rzadko otwierane lub zamykane. Chociaż, z jednej strony,
nadmierna liczba cykli przestawieniowych przyspiesza zużycie urządzenia, brak
aktywności w długim okresie może również spowodować usterki mechaniczne.
Regularna aktywność jest wymagana do utrzymania normalnego poziomu działania
każdej części zaangażowanej w cykle otwierania i zamykania.
W instalacjach, gdzie wyłączniki mocy wykorzystuje się w systemach przełączania
zasilania, wskazane jest okresowe załączanie wyłącznika źródła alternatywnego.

Rys. H66: Przykład zaleceń konserwacyjnych dla wyłącznika mocy (In & gt; 630A) (ciąg dalszy)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Konserwacja aparatury
rozdzielczej niskiego napięcia

Wyzwalacz elektroniczny
Jeżeli w instalacji wystąpi uszkodzenie elektryczne, wyzwalacz elektroniczny wykrywa
uszkodzenie i powoduje wyzwolenie wyłącznika, tym samym zabezpieczenie
ludzi i mienia. Elementy elektroniczne i płytki drukowane są wrażliwe na warunki
środowiskowe (temperatura otoczenia, atmosfera wilgotna lub korozyjna) oraz
na ciężkie warunki eksploatacji (pola magnetyczne, drgania itd.). Aby zapewnić
prawidłowe działanie, konieczne jest okresowe sprawdzanie:
- łańcucha działań powodującego wyzwolenie
- czasu reakcji jako funkcji poziomu prądu zwarciowego.
W zależności od warunków operacyjnych i środowiskowych wskazane jest
oszacowanie czasu ich pracy oraz ich wymianę, jeżeli jest to konieczne do uniknięcia
jakiegokolwiek ryzyka niezadziałania, kiedy będą potrzebne.

Obwody pomocnicze
Kontrolne urządzenia pomocnicze
Wyzwalacze napięciowe MX i XF są odpowiednio wykorzystywane do zdalnego
otwarcia i zamknięcia wyłącznika za pomocą sygnału elektrycznego lub przez osobę
nadzorującą poprzez sieć komunikacyjną.
Wyzwalacz podnapięciowy MN służy do wyłączenia obwodu zasilania, jeśli napięcie
systemu dystrybucyjnego spada lub zanika w celu ochrony ludzi (wyłączenie
awaryjne) lub mienia.

H35

Konserwacja zapobiegawcza polega na okresowej kontroli działania
przy minimalnych wartościach. W zależności od warunków operacyjnych
i środowiskowych wskazane jest oszacowanie czasu ich pracy oraz ich wymienienie,
jeżeli jest to konieczne do uniknięcia jakiegokolwiek ryzyka niezadziałania, kiedy
będą potrzebne.
Oprzewodowanie pomocnicze
Oprzewodowanie pomocnicze służy do transmisji poleceń do różnorakich urządzeń
kontrolnych oraz do transmisji informacji o statusie-stanie. Nieprawidłowe połączenia
lub uszkodzona izolacja mogą spowodować niezadziałanie lub nieprawidłowe
zadziałanie wyłącznika.
Oprzewodowanie pomocnicze musi być regularnie sprawdzane i wymienione w razie
potrzeby, szczególnie jeżeli występują drgania, wysokie temperatury otoczenia lub
atmosfera korozyjna.
Styki wskaźników
Styki wskazujące status wyłącznika (ON/OFF), pozycję kasety (CE, CD, CT),
wyzwolenie elektryczne (SDE), albo gotowość wyłącznika do zamknięcia (PF),
zapewniają operatorowi informacje o statusie wymagane do odpowiedniego
reagowania. Wszelkie nieprawidłowe wskazania mogą spowodować błędną pracę
urządzenia, która może zagrozić ludziom i mieniu. Awaria styku (zużycie, luźne
połączenia) może wynikać z drgań, korozji lub nadmiernego wzrostu temperatury.
Konserwacja zapobiegawcza musi zagwarantować, że styki prawidłowo przewodzą
lub izolują, zgodnie z ich pozycjami.

Rys. H66: Przykład zaleceń konserwacyjnych dla wyłącznika mocy (In & gt; 630A) (ciąg dalszy)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Napęd silnikowy
Napęd silnikowy (MCH) samoczynnie napina sprężyny mechanizmu roboczego,
gdy tylko wyłącznik zamknie się. Napęd silnikowy umożliwia natychmiastowe
zamknięcie urządzenia po otwarciu. Ta funkcja może być niezbędna ze względów
bezpieczeństwa. Dźwignia napinająca stanowi zapas, na wypadek awarii zasilania
pomocniczego. Mając na względzie siły mechaniczne wywierane na mechanizm
napinający, napęd silnikowy szybko się zużywa. Okresowe kontrole działania napędu
silnikowego i czasu napinania są konieczne do zagwarantowania funkcji zamykania
urządzenia.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Rozdział J
Ochrona przed przepięciem

Spis treści

1

Charakterystyka przepięć spowodowanych wyładowaniami
atmosferycznymi
J2

Zasady ochrony odgromowej

J7

2.1 Zasady ogólne

J7

2.2 System ochrony odgromowej budynku

J7
J9

2.4 Ochronniki przeciwprzepięciowe

J10

Projektowanie systemu ochrony instalacji elektrycznej

J13

3.1 Zasady projektowania

J13

3.2 Elementy systemu ochrony

J14

3.3 Parametry wspólne ochronników przeciwprzepięciowych (SPD)
w odniesieniu do parametrów instalacji

J16

3.4 Dobór ochronnika przeciwprzepięciowego typu 1

J19

3.5 Dobór ochronnika przeciwprzepięciowego typu 2

J19

3.6 Dobór zewnętrznego urządzenia ochrony
przed zwarciem (SCPD)

J20

3.7 Tabela koordynacji ochronników przeciwprzepięciowych
i zewnętrznych urządzeń ochrony SCPD

J22

Instalacja ochronników przeciwprzepięciowych (SPD)

J24

4.1 Połączenie

J24

4.2 Zasady okablowania

J26

Zastosowanie

J28

5.1 Przykłady instalacji

J28

5.2 SPD do zastosowań fotowoltaicznych

J29

Dodatki techniczne

J32

6.1 Normy dotyczące ochrony odgromowej

J32

6.2 Elementy ochronników przeciwprzepięciowych (SPD)

J32

6.3 Wskaźniki uszkodzenia

J34

6.4 Szczegółowa charakterystyka zewnętrznego układu SCPD

J34

6.5 Propagacja prądu wyładowania atmosferycznego

J36

6.6 Przykład dla prądu wyładowania atmosferycznego
w systemie TT

J1

J37
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

6

J6

2.3 System ochrony instalacji elektrycznych

5

J3

1.4 Charakterystyka udarów piorunowych

4

J3

1.3 Wpływ na instalacje elektryczne

3

J2

1.2 Przepięcia spowodowane wyładowaniem atmosferycznym

2

1.1 Definicje przepięcia

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

J - Ochrona przed przepięciem

1 Charakterystyka przepięć
spowodowanych wyładowaniami
atmosferycznymi
1.1 Definicje przepięcia
1.1.1 Różne typy przepięć
Przepięcie jest udarem lub falą napięciową, które nakłada się na napięcie
znamionowe sieci (patrz Rys. J1).

Napięcie

Udar napięciowy piorunowy
(czas trwania = 100 µs)
" Udar łączeniowy "
o charakterze fali tłumionej
(
(f = 100 kHz to 1 MHz)

Irms

Rys. J1: Przykłady przepięć

J2

Przepięcie charakteryzuje się (patrz Rys. J2):
b czasem narastania tf (w µs);
b stromością S (w kV/µs).
Przepięcie zakłóca działanie urządzeń i generuje promieniowanie
elektromagnetyczne. Co więcej, czas występowania przepięcia (T) powoduje
wystąpienie impulsowego oddziaływania energii w obwodzie elektrycznym, co
może spowodować uszkodzenie urządzenia.

Napięcie (V lub kV)

U max

50 %

Czas narastania (tf)

t

Czas trwania udaru (T)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. J2: Podstawowe parametry przepięcia

Cztery typy przepięć mogą zakłócać działanie instalacji i odbiorników elektrycznych:
b Przepięcia łączeniowe:
Przepięcia o wysokiej częstotliwości lub przepięcia szybkozmienne (zobacz Rys. J1)
spowodowane zmianą stanu pracy sieci elektrycznej (podczas działania aparatury
rozdzielczej).
b Przepięcia o częstotliwości zasilania:
Przepięcia o tej samej częstotliwości co częstotliwość sieci (50,60 lub 400 Hz)
spowodowane ciągłą zmianą stanu pracy sieci (poprzez: uszkodzenia izolacji,
uszkodzenia przewodu neutralnego itp.).
b Przepięcia spowodowane wyładowaniem elektrostatycznym:
Bardzo krótkie przepięcia (kilka nanosekund) o bardzo wysokiej częstotliwości
spowodowane rozładowaniem zgromadzonego ładunku elektrycznego (na
przykład, osoba chodząca po dywanie w obuwiu o izolacyjnych podeszwach,
naładowana elektrycznie do napięcia rzędu kilku kilowoltów).
b Przepięcia spowodowane wyładowaniem atmosferycznym.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Charakterystyka przepięć
spowodowanych wyładowaniami
atmosferycznymi
1.2 Przepięcia spowodowane wyładowaniem
atmosferycznym
Na ziemi występuje jednocześnie od 2 000 do 5 000 burz. Burzom towarzyszą
wyładowania atmosferyczne, które stanowią poważne zagrożenie zarówno dla
ludzi, jak i dla urządzeń. Pioruny trafiają w ziemię z częstością od 30 do 100 razy
na sekundę. Każdego roku występuje około 3 miliardów doziemnych wyładowań
piorunowych. Rys. J3 przedstawia charakterystyczne wartości wyładowań
piorunowych. Jak widać 50% wyładowań generuje przepływ prądu o wartościach
przekraczających 33 kA, a 5% przekracza 65 kA. Energia przewodzona przez
wyładowanie piorunowe jest bardzo duża.

Skumulowane
prawdopodobieństwo (%)

Wartość szczytowa
prądu (kA)

Stromość
(kA/μs)

95

7

9.1

50

33

24

5

65

65

1

140

95

0

270

Rys. J3: Wartości wyładowania piorunowego określone w normie IEC 62305

Prąd
wyładowania
Wyładowanie główne
l

Wyłądowania następne

J3

l/2

t1

t2

t3

Czas

Rys. J4: Przykład prądu wyładowania

Wyładowania atmosferyczne powodują dużą liczę pożarów, często na obszarach
rolniczych (niszcząc domy lub powodując ich uszkodzenia). Wysokie budynki są
wyjątkowo narażone na uderzenia pioruna.

1.3 Wpływ na instalacje elektryczne
Wyładowania atmosferyczne uszkadzają systemy elektryczne lub elektroniczne,
a w szczególności: transformatory, urządzenia pomiarowe i urządzenia elektryczne,
zarówno w budynkach mieszkalnych, jak i przemysłowych.
Koszt naprawy uszkodzenia spowodowanego wyładowaniem jest wysoki. Jednak
oszacowanie skutków wyładowań jest trudne ze względu na:
b zakłócenia w pracy sieci komputerowych lub telekomunikacyjnych;
b  warie w działaniu programowalnych układów logicznych i systemów kontrolnych.
a
Koszt strat związanych z zakłóceniem pracy systemów może być dużo większy
niż wartość zniszczonych urządzeń.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Wyładowania atmosferyczne w liczbach:
Wyładowania doziemne są źródłem udarów
o dużej energii elektrycznej (patrz Rys. J4)
b kilkanaście tysięcy amperów (i kilkanaście

tysięcy woltów),
b wysoka częstotliwość (około 1 MHz),

b krótki czas trwania (od mikrosekund do

milisekund).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

J - Ochrona przed przepięciem

Wyładowanie atmosferyczne jest zjawiskiem
elektrycznym o wysokiej częstotliwości,
które powoduje przepięcia we wszystkich
elementach przewodzących, głównie
w okablowaniu i urządzeniach elektrycznych.

1.3.1 Efekty uderzenia pioruna
Udary piorunowe mogą wpływać na pracę systemów elektrycznych (i/lub)
elektronicznych w budynkach na dwa sposoby:
b  skutek bezpośredniego uderzenia pioruna w budynek (patrz Rys. J5 a);
w
b wskutek oddziaływania pobliskich uderzeń pioruna:
v  iorun może uderzyć w naziemne linie zasilające dochodzące do budynku
P
(zobacz Rys. 5 b). Przepięcie może rozprzestrzeniać się na odległość kilku
kilometrów od miejsca uderzenia.
v  iorun może uderzyć blisko linii zasilających (patrz Rys. J5 c).
P
Promieniowanie elektromagnetyczne, generowane przez prąd wyładowania,
indukuje prądy i przepięcia w sieci zasilania elektrycznego.
v  iorun może uderzyć w miejsce blisko budynku (patrz Rys. J5 d). Potencjał ziemi
P
wokół punktu uderzenia wzrasta do niebezpiecznych wartości.

a
b
Instalacja
elektryczna

c
d

J4

Uziemienie
Rys. J5: Różne miejsca uderzenia pioruna

We wszystkich przypadkach konsekwencje dla instalacji i obiektów elektrycznych
mogą być poważne.

Piorun trafia w niezabezpieczony budynek

Piorun trafia blisko linii napowietrznej.

Piorun trafia blisko budynku.

Instalacja
elektryczna

Instalacja
elektryczna

uziemienie

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Instalacja
elektryczna

uziemienie

uziemnienie

Prąd wyładowania przepływa do ziemi przez mniej
lub bardziej przewodzące struktury powodując
niszczące efekty:

b efekty cieplne: gwałtowne nagrzanie się

materiałów, wywołujące pożar,

b efekty mechaniczne: deformacje obiektu,

b przeskoki iskrowe: ekstremalnie niebezpieczne


Prąd wyładowania generuje przepięcia wskutek
indukcji elektromagnetycznej w systemach
dystrybucyjnych.
Przepięcia te są propagowane wzdłuż linii
dochodząc do elektrycznego wyposażenia
wewnątrz budynków.

Wyładowanie piorunowe tworzy ten sam typ
przepięć, który został opisany obok.
Dodatkowo, prąd wyładowania rośnie, płynąc od
uziemienia do instalacji elektrycznej, powodując
zniszczenie urządzeń.

zjawisko w przypadku materiałów łatwopalnych
lub wybuchowych (węglowodory, pyły, itp.).

Budynek i instalacje wewnątrz budynku są na
ogół zniszczone.

Instalacje elektryczne wewnątrz budynku są na ogół zniszczone

Rys. J6: Skutki uderzenia pioruna

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Charakterystyka przepięć
spowodowanych wyładowaniami
atmosferycznymi
1.3.2 Różne modele propagacji
b Tryb wspólny

Przepięcia trybu wspólnego występują między przewodami, będącymi pod
napięciem, a ziemią: przewodem fazowym a ziemią, przewodem neutralnym
a ziemią (patrz Rys. J7). Są one niebezpieczne szczególnie dla odbiorników,
których obudowy są połączone z ziemią, z uwagi na ryzyko przebicia izolacji.

Ph
Urządzenie

Imc

N

Napięcie trybu
wspólnego

Imc

Rys. J7: Tryb wspólny

b Tryb różnicowy

Przepięcia trybu różnicowego występują między przewodami, będącymi pod
napięciem: przewodami fazowymi oraz między przewodem fazowym, a neutralnym
(patrz Rys. J8). Są niebezpieczne przede wszystkim dla urządzeń elektronicznych
i czułego sprzętu, takiego jak systemy komputerowe itp.

J5
Imd

Ph
N

U napiecie
trybu różnicowego

Urządzenie

Imd

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. J8: Tryb różnicowy

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

J - Ochrona przed przepięciem

1 Charakterystyka przepięć
spowodowanych wyładowaniami
atmosferycznymi
1.4 Charakterystyka udarów piorunowych
Analiza zjawiska pozwala określić typy prądów wyładowań i fal napięciowych.
b  edług norm IEC/EN są określone dwa typy prądów udarowych:
w
v 
prąd udarowy 10/350 µs: charakteryzuje falę prądową podczas bezpośredniego
uderzenia pioruna (patrz Rys. J9)

I
Maks
100 %
50 %
t
(µs)

10
350
Rys. J9: Prąd udarowy o kształcie 10/350 µs

v  rąd udarowy o kształcie 8/20 µs: charakteryzuje prąd udarowy, oddziałujący przy
p
pobliskim uderzeniu pioruna (patrz Rys. J10)

I

J6

Maks
100 %
50 %
t
(µs)

8
20
Rys. J10: Prąd udarowy o kształcie 8/20 µs

Te dwa typy prądów wyładowania są wykorzystywane do określenia zakresu badań
ochronników przeciwprzepięciowych (norma EN 61643-11) i odporności urządzeń
na oddziaływanie prądów wyładowań piorunowych.
Wartość szczytowa udaru prądowego charakteryzuje natężenie udaru pioruna.
b Przepięcia wytworzone przez udary piorunowe są charakteryzowane przez kształt

napięcia 1.2/50 µs (patrz Rys. J11).
Ten typ napięcia udarowego jest wykorzystywany do badań wytrzymałości urządzeń
na przepięcia spowodowane wyładowaniami atmosferycznymi (napięcie udarowe
wg IEC 61000-4-5).

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

V
Maks
100 %
50 %
1.2

50

Rys. J11: Udar napięciowy o kształcie 1,2/50 µs

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

t
(µs)

2 Zasady ochrony odgromowej

J - Ochrona przed przepięciem

2.1 Zasady ogólne
System ochrony odgromowej budynku powinien
zapewnić:
b ochronę obiektu przy bezpośrednim uderzeniu

pioruna;
b ochronę instalacji elektrycznych przed

skutkami bezpośrednich i pobliskich uderzeń
pioruna.

2.1.1 Procedura zapobiegania ryzyku zagrożenia piorunowego
Podstawową zasadą ochrony instalacji przed zagrożeniami spowodowanymi
wyładowaniami atmosferycznymi jest zapobieganie dotarcia niszczącej energii do
wrażliwych urządzeń. Aby to osiągnąć należy:
p
b  rzechwycić prąd wyładowania i skierować go do ziemi w sposób najbardziej
bezpośredni (unikając jego przepływu w sąsiedztwie urządzeń wrażliwych)
b  ykonać wyrównanie potencjałów instalacji
w
Wyrównanie potencjałów jest wykonywane za pomocą przewodów
wyrównawczych, uzupełnionych ochronnikami przeciwprzepięciowymi lub
iskiernikami wyładowczymi (np. iskiernikami izolacyjnymi dla masztów antenowych).
z
b  minimalizować efekty indukcyjne wyładowań pobliskich przez instalację
ochronników i/lub filtrów
Te dwa systemy ochrony są wykorzystywane w celu eliminacji lub ograniczania
przepięć: są one znane jako system ochrony odgromowej budynku (instalacja na
zewnątrz budynku) i system ochrony instalacji elektrycznej (wewnątrz budynku).

2.2 System ochrony odgromowej budynku
Zadaniem systemu ochrony odgromowej budynku jest ochrona przed skutkami
bezpośredniego wyładowania piorunowego.
W skład systemu wchodzą:
b Zwody odgromowe: urządzenia do przechwycenia wyładowania
p
b  rzewody odprowadzające, zaprojektowane do przewodzenia prądu wyładowania
do ziemi

J7

u
b  ziomy i połączone ze sobą przewody uziemiające
b  ołączenia pomiędzy wszystkimi metalowymi elementami (połączenia
p
wyrównawcze) i przewodami uziemiającymi
Kiedy prąd wyładowania płynie w przewodzie i jeśli pojawiają się różnice
potencjałów między tym przewodem a znajdującymi się w sąsiedztwie elementami
metalowymi połączonymi z ziemią, mogą wówczas powstać stanowiące zagrożenie
przeskoki iskrowe.

2.2.1 Trzy rodzaje systemu ochrony odgromowej
Stosowane są trzy rodzaje ochrony odgromowej budynków:

b Prosty piorunochron (pojedynczy zwód pionowy)
Piorunochron jest metalowym prętem umieszczonym na dachu budynku. Jest
uziemiony przez jeden lub więcej przewodów odgromowych (często miedziane
pasy) (patrz Rys. J12)

Pojedynczy
zwód pionowy

Zaciski
kontrolne

Uziom

Rys. J12: Prosty piorunochron - pojedynczy zwód pionowy
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Uziemiający przewód
odprowadzający
(taśma miedziana)

J - Ochrona przed przepięciem

Przewód miedziany
ocynowany 25 mm2
Metalowy
maszt

d & gt; 0.1 h

h

Uziom fundamentowy
Rys. J13: Zwody poziome izolowane

b Piorunochron z izolowanym zwodem poziomym

Zwody takie są umieszczone powyżej obiektu, który ma być chroniony. Są
wykorzystywane do ochrony specjalnych obiektów: miejsc lądowania rakiet, do
zastosowań militarnych i ochrony wysokonapięciowych linii napowietrznych (patrz
Rys. J13)

b Zwody odgromowe pionowe tworzące ochronę klatkową (klatkę Faradaya)
Ochrona taka wymaga umieszczenia wielu przewodów odgromowych/taśmowych
symetrycznie dookoła budynku (patrz Rys. J14)
Ten rodzaj systemu ochrony odgromowej jest stosowany w budynkach mocno
eksponowanych, zawierających bardzo wrażliwe instalacje, takie jak centra
komputerowe (serwerownie).

J8

2.2.2 Konsekwencje ochrony budynku dla urządzeń instalacji
elektrycznej
50% prądu wyładowania przewodzonego przez instalację odgromową wpływa
ponownie do uziemionej instalacji elektrycznej (patrz Rys. J15): potencjał obudowy
urządzeń często wzrasta do wartości przekraczającej wytrzymałość izolacji
przewodów różnego rodzaju sieci (NN, telekomunikacyjnych, kabli video itp.).
Co więcej, przepływ prądu przez przewody odprowadzające powoduje
indukowanie przepięć w instalacji elektrycznej.

Rys. J14: Ochrona klatkowa (klatka Faradaya)

System ochrony odgromowej zewnętrznej
nie chroni instalacji elektrycznej, dlatego jest
wymagany dodatkowy system ochrony instalacji
elektrycznej.

Instalacja
elektryczna

I

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

i
uziemienie

Rys. J15: Prąd bezpośredniego wyładowania atmosferycznego wpływający do instalacji

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Zasady ochrony odgromowej

2.3 System ochrony instalacji elektrycznych
Głównym zadaniem systemu ochrony instalacji elektrycznej jest ograniczenie
przepięcia do wartości, które są akceptowalne dla urządzeń.
System ochrony instalacji elektrycznej zawiera:
b eden lub więcej ochronników przeciwprzepięciowych (SPD), zależnie od
j
konfiguracji budynku
b  ołączenia wyrównawcze: ochrona klatkowa eksponowanych części
p
przewodzących

2.3.1 Realizacja
Procedura zabezpieczenia systemów elektrycznych i elektronicznych budynku jest
następująca:
Gromadzenie informacji
b dentyfikacja wszystkich wrażliwych urządzeń i ich lokalizacja w budynku
I
b dentyfikacja systemów elektrycznych i elektronicznych i ich instalacji na wejściu
I
do budynku
b  prawdzenie, czy system ochrony odgromowej budynku jest zainstalowany na
S
budynku lub w jego sąsiedztwie
b  apoznanie się z przepisami dotyczącymi lokalizacji budynku
Z
b  szacowanie ryzyka trafienia pioruna według lokalizacji geograficznej, rodzaju
O
dostarczanej energii, gęstości wyładowań atmosferycznych itp
Zastosowanie odpowiednich rozwiązań
b nstalacja siatki połączeń wyrównawczych tworzących ochronę klatkową
I
b nstalacja ochronników przeciwprzepięciowych w rozdzielnicy na wejściu linii NN
I
b nstalacja dodatkowych ochronników przeciwprzepięciowych w każdej
I
rozdzielnicy umieszczonej w pobliżu urządzeń wrażliwych (patrz Rys. J16)

J9

SPD

Linia zasilająca SN
SPD

Kabel linii zasilającej SN

SPD

Jeżeli L* & gt; 30m

SPD

Linia zasilająca SN

SPD

Kabel linii zasilającej SN

* zjawiska odbicia fali narastają od L = 10m
Rys. J16: Przykład ochrony instalacji elektrycznej o dużych wymiarach

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

SPD

Jeżeli L* & gt; 30m

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

SPD

J - Ochrona przed przepięciem

Ochronniki przeciwprzepięciowe (SPD) są
stosowane w sieciach zasilania energią
elektryczną, w sieciach telefonicznych,
komunikacji i sterowania.

2.4 Ochronniki przeciwprzepięciowe (SPD)
Ochronnik przeciwprzepięciowy jest elementem systemu ochrony instalacji
elektrycznej.
Jest to urządzenie włączone równolegle w obwodzie zasilania urządzeń, które
mają być chronione (patrz Rys. J17). Może być również stosowany na wszystkich
poziomach sieci zasilających.
Jest to najbardziej popularny i efektywny rodzaj ochrony przed przepięciami.

Wyłącznik
na wejściu instalacji

Prąd
wyładowania

SPD

Wrażliwe odbiory

Rys. J17: Zasada równoległego systemu ochrony

J10

Zasada
Ochronnik przeciwprzepięciowy jest zbudowany tak, aby ograniczyć krótkotrwałe
przepięcia atmosferyczne oraz skierować prądy udarowe do ziemi i tym samym
zmniejszyć amplitudę przepięcia do wartości, która nie jest niebezpieczna dla
instalacji elektrycznej, urządzeń łączeniowych i kontrolnych.
Ochronnik przeciwprzepięciowy:
b  trybie wspólnym eliminuje przepięcia: pomiędzy przewodem fazowym
w
i przewodem neutralnym lub uziemiającym
b  trybie różnicowym eliminuje przepięcia: pomiędzy przewodem fazowym
w
a przewodem neutralnym. W przypadku, gdy przepięcie przekracza poziom
napięcia roboczego, ochronnik
b  dprowadza energię do ziemi, w trybie wspólnym
o
b  ozdziela energię pomiędzy inne przewody robocze, w trybie różnicowym
r
Trzy typy ochronników przeciwprzepięciowych:

b Ochronnik typu 1
Ochronnik typu 1 jest zalecany w szczególnym przypadku sektora usługowego
i budynków przemysłowych, zabezpieczonych systemem ochrony odgromowej.
Chroni instalacje elektryczne przed bezpośrednimi wyładowaniami
atmosferycznymi. Może rozładować prąd wsteczny z wyładowania atmosferycznego
wpływający z przewodu uziemiającego do przewodów sieciowych.
Typ 1 charakteryzuje się odpornością na prądy o kształcie udaru 10/350 µs

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b Ochronnik typu 2

Ochronnik typu 2 jest głównym urządzeniem ochrony dla wszystkich instalacji
niskonapięciowych. Zainstalowany w każdej rozdzielnicy chroni przed
rozprzestrzenianiem się przepięć w instalacji elektrycznej oraz chroni urządzenia do
niej przyłączone.
Typ 2 charakteryzuje się odpornością na prądy o kształcie udaru 8/20 µs
b Ochronnik typu 3

Ten typ ochronnika ma ograniczoną zdolność przewodzenia prądów udarowych.
Dlatego też powinien być instalowany, jako dodatkowy, do ochronników typu 2
i montowany w sąsiedztwie urządzeń wrażliwych.
Typ 3 charakteryzuje się odpornością na udary napięciowe (1.2/50 µs) i prądowe
(8/20 µs)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Zasady ochrony odgromowej

b Znormalizowane definicje dla ochronników przeciwprzepięciowych

Bezpośrednie uderzenie pioruna

Pośrednie uderzenie pioruna

IEC 61643-1

Test Klasy I

Test Klasy II

Test Klasy III

IEC 61643-11/2007

Typ 1 : T1

Typ 2 : T2

Typ 3 : T3

EN/IEC 61643-11

Typ 1

Typ 2

Typ 3

Dawny VDE 0675v

B

C

D

Typ fali testowej

10/350

8/20

1.2/50 + 8/20

Uwaga 1: Istnieją SPD T1 + T2 ( lub SPD typ 1 + 2) łączące łączące cechy ochrony urządzeń przed skutkami bezpośredniego i pobliskiego
uderzenia pioruna
Uwaga 2: Niektóre ochronniki przeciwprzepięciowe T2 mogą być także deklarowane jako T3 .
Fig. J18: Tabela znormalizowanych definicji dla ochronników przeciwprzepięciowych

2.4.1

Charakterystyka ochronników przeciwprzepięciowych

Międzynarodowa norma IEC 61643-1 edycja 2.0 (03/2005) definiuje parametry
i zakres badań dla ochronników przeznaczonych do instalacji zasilania niskiego
napięcia (patrz Rys. J18).
b Parametry wspólne
v Uc: Największe napięcie ciągłej pracy
To jest napięcie przemienne lub stałe powyżej wartości którego ochronnik zaczyna
działać. Wartość ta jest dobierana w zależności od napięcia znamionowego oraz
systemu uziemienia sieci
v Up: Napięciowy poziom ochrony (dla In)
To jest maksymalne napięcie pojawiające się na zaciskach ochronnika, kiedy jest
aktywny. Napięcie to jest osiągane, gdy prąd przepływający przez ochronnik jest
równy In. Ustalony poziom ochrony napięcia powinien być niższy od poziomu
odporności urządzeń na przepięcia (patrz rozdział 3.2). W przypadku uderzenia
pioruna napięcie na zaciskach ochronnika ogólnie powinno być niższe niż Up
v In: Znamionowy prąd wyładowczy
Jest to szczytowa wartość prądu udarowego 8/20 µs, którą ochronnik jest w stanie
przewodzić 15 razy.

J11

U
Kolor zielony, gwarantowany
zakres pracy ochronnika.

Up
Uc

& lt; 1 mA

In

Imax

I

b Ochronnik typu 1
v Iimp: prąd impulsowy
Jest to szczytowa wartość prądu udarowego 10/350 µs, którą ochronnik jest
w stanie przewodzić 5 razy
v Ifi: prąd następczy gaszony samoistnie
Stosowany tylko dla ochronników iskiernikowych
Jest to prąd przemienny (50Hz), który ochronnik jest w stanie samoistnie wyłączyć
po przeskoku iskrowym. Prąd ten powinien być zawsze większy niż prąd zwarcia
występujący w danym miejscu w instalacji
b Ochronnik typu 2
v Imax: maksymalny prąd wyładowczy
Jest to szczytowa wartość prądu udarowego 8/20 µs, którą ochronnik jest w stanie
przewodzić 1 raz
b Ochronnik typu 3
v Uoc: Napięcie doprowadzane do otwartego obwodu, stosowane podczas badań
klasy III (typ 3)
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. J19 : Charakterystyka czasowa prądowa dla ochronnika z warystorem

J - Ochrona przed przepięciem

2 Zasady ochrony odgromowej

2.4.2

Główne zastosowania

b Ochronniki przeciwprzepięciowe niskiego napięcia
Stosowane do ochrony różnych urządzeń pod względem technologicznym,
jak i zastosowania. Ochronniki te mają konstrukcję modułową,
są łatwe do instalacji w rozdzielnicach NN.
Występują również ochronniki adaptowane do instalacji w gniazdach sieciowych,
mają one jednak zdolność przewodzenia prądów o stosunkowo małych wartościach
b Ochronniki przeciwprzepięciowe do sieci przesyłu danych
Te urządzenia chronią sieci telefoniczne, sieci przełączalne, sieci z automatyczną
kontrolą (szynowe) przed przepięciami pochodzącymi z zewnątrz (wyładowania
atmosferyczne) i przed przepięciami wewnętrznymi w sieci zasilającej (urządzenia
generujące zakłócenia, operacje łączeniowe, itp.)
Tego typu ochronniki są także instalowane w złączach typu RJ11, RJ45, lub są
umieszczane w urządzeniach odbiorczych

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

J12

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Projektowanie systemu ochrony
instalacji elektrycznej

J - Ochrona przed przepięciem

3.1 Zasady projektowania

Do ochrony instalacji elektrycznej w budynku,
mają zastosowanie proste zasady doboru:
b ochronników przeciwprzepięciowych;
b i ich zabezpieczeń.

Dla instalacji zasilającej w budynku, głównymi parametrami niezbędnymi
do określenia parametrów systemu ochrony i doboru ochronników
przeciwprzepięciowych są:
b ochronniki przeciwprzepięciowe
v liczba ochronników
v typ
v poziom ochrony, do zdefiniowania maksymalnego prądu wyładowania lmax
b Urządzenia do ochrony przed skutkami zwarcia
v maksymalny prąd zwarciowy
v prąd zwarciowy lsc w miejscu instalacji urządzeń ochronnych
Rys. J20 ilustruje powyższe zasady projektowania.

Ochronnik przeciwprzepięciowy (SPD)
Czy istnieje piorunochron
na budynku lub w obrębie
50 metrów od budynku?

Nie

Tak

Typ 2
SPD

Poziom ryzyka?

Niski
20 kA

Typ 1 + Typ2
lub
Typ 1+2
SPD

Poziom ryzyka?

Średni
40 kA

Imax

Wysoki
65 kA

12,5 kA
min.

J13

25 kA

Iimp

Isc
w miejscu instalacji?

Urządzenie
zabezpieczające przed zwarciem (SCPD)
Rys. J20: Diagram doboru systemu ochrony

Niniejszy podrozdział opisuje bardziej szczegółowo kryteria doboru systemu
zabezpieczenia wg charakterystyki instalacji, zabezpieczanego wyposażenia
i środowiska.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Inne parametry do doboru ochronnika są definiowane dla instalacji elektrycznej:
b liczba biegunów ochronnika;
b napięciowy poziom ochrony Up;
b największe napięcie trwałej pracy Uc.

J - Ochrona przed przepięciem

Ochronniki przeciwprzepięciowe należy zawsze
instalować na początku instalacji elektrycznej.

3.2 Elementy systemu
3.2.1 Lokalizacja i typ ochronnika przeciwprzepięciowego
Typ ochronnika, który ma być zainstalowany na wejściu instalacji elektrycznej,
zależy od tego, czy obiekt posiada system ochrony odgromowej. Jeżeli budynek
jest wyposażony w system ochrony odgromowej (według EN 62305) powinien być
zainstalowany ochronnik typu 1.
Dla ochronnika instalowanego na wejściu instalacji, w normie IEC 60364 ustalono
minimalne wartości dla następujących parametrów:
b Nominalny prąd wyładowczy In = 5 kA (8/20) μs
b Poziom zabezpieczenia napięciowego Up (przy In) & lt; 2,5 kV
Liczba dodatkowo instalowanych ochronników zależy od:
W
b  ymiarów obiektu i trudności instalowania przewodów wyrównawczych. Dla
obiektów o dużych powierzchniach jest konieczne zainstalowanie ochronnika na
wejściu instalacji do każdej rozdzielnicy
O
b  dległości oddzielającej wrażliwe urządzenia odbiorcze, które mają być chronione
od urządzeń ochrony zainstalowanych na wejściu. Kiedy urządzenia odbiorcze
znajdują się dalej niż 30 m od urządzeń ochrony, jest konieczne jest zainstalowanie
dodatkowych urządzeń ochrony tak blisko urządzeń wrażliwych, jak jest to możliwe
R
b  yzyka narażania piorunowego. W przypadku miejsca bardzo eksponowanego na
wyładowania, ochronnik zainstalowany na wejściu instalacji może nie zapewnić
przepływu prądu wyładowania o dużej amplitudzie, ani wystarczająco niskiego
napięciowego poziomu ochrony. W takim przypadku ochronnik typu 1 jest
uzupełniany przez ochronnik typu 2
Na rysunku J21 poniżej zamieszczono liczbę i typ ochronników, które powinny być
zainstalowane w oparciu o dwa zdefiniowane powyżej czynniki.

J14

Nie

Czy istnieje piorunochron na budynku lub
w obrębie 50 metrów od budynku?

Tak

Tak

jeden SPD typu 1 i typu 2 (lub jeden SPD typ 1 + 2)
w głównej rozdzielnicy

jeden SPD typu 2 w głównej rozdzielnicy

D & lt; 30 m
Wyłącznik
na wejściu

Odległość (D) pomiędzy wrażliwymi
urządzeniami a ochronnikiem zainstalowanym
w rozdzielnicy głównej

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Wyłącznik
na wejściu

D & gt; 30 m

Typ 1
+
Typ 2
SPD

Typ 2
SPD

D

D

jeden SPD typu 2 w głównej rozdzielnicy
jeden SPD typu 2/typu 3 w obudowie w pobliżu wrażliwego sprzętu

jeden SPD typu 1 i typu 2 (lub jeden SPD typ 1 + 2) w głównej
rozdzielnicy
jeden SPD typu 2/typu 3 w obudowie w pobliżu wrażliwego sprzętu

Wyłącznik
na wejściu

Wyłącznik
na wejściu

Typ 2
SPD

Typ 1
+
Typ 2
SPD

Typ 3
SPD

D

D
Rys. J21: Cztery przypadki instalowania ochronników
Uwaga: ochronnik Typu 1 jest zainstalowany w rozdzielnicy połączonej z uziemieniem systemu ochrony odgromowej

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Typ 3
SPD

3 Projektowanie systemu ochrony
instalacji elektrycznej

3.2.2 Zasady ochrony stopniowanej
Zastosowanie kilku stopni ochronników przeciwprzepięciowych pozwala na
odprowadzenie energii przez kolejne ochronniki, w sposób pokazany na Rys. J22,
na którym są pokazane trzy typy ochronników:

b Typ 1: kiedy budynek posiada system ochrony odgromowej przed dochodzącą
do niego linię zasilającą, ochronnik absorbuje bardzo dużą energię podczas
wyładowania;
b Typ 2: pochłania energię przy napięciu ograniczonym (przez ochronnik typu 1);
b Typ 3: zapewnia ochronę „dokładną” jeśli jest konieczna.

Główna
rozdzielnica

Podrozdzielnica
NN

Obudowa z urządzeniem
ochrony „dokładniej”

(zabezpieczenie
na wejściu)

90 %

9%

1%

Wrażliwe
urządzenie

Typ 1
SPD

Typ 3
SPD

Typ 2
SPD

J15
Zdolność absorpcji prądu (%)
Rys. J22: Zasada ochrony stopniowanej
Uwaga: Ochronniki typu 1 i 2 mogą być wykonane jako pojedynczy ochronnik.

N

PRD1 25 r

L1

L2

L3

PRD1 25 r

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. J23: Ochronnik PRD1 25r spełnia dwie funkcje ochronnika typu 1 i typu 2 (Typ 1+2) zainstalowanego w tym samym produkcie

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

J - Ochrona przed przepięciem

3.3 Parametry wspólne ochronników
przeciwprzepięciowych (SPD) w odniesieniu do
parametrów instalacji
3.3.1 Największe napięcie ciągłej pracy Uc
Zależnie od systemu uziemienia, największe napięcie ciągłej pracy Uc ochronnika
powinno być równe lub większe niż wartości zamieszczone na Rys. J24.

Ochronniki połączone
między

Rodzaj sieci zasilającej
TN-C

TN-S

IT z
rozdzielonym
neutralnym

IT bez
rozdzielonego
neutralnego

Przewodem fazowym i
przewodem neutralnym

1.1 Uo

NA

1.1 Uo

1.1 Uo

NA

Każdym przewodem
fazowym i przewodem PE

1.1 Uo

NA

1.1 Uo

3Uo

Vo

Przewodem neutralnym i
przewodem PE

Uo

NA

Uo

Uo

NA

Każdym przewodem
fazowym i przewodem PEN

J16

TT

NA

1.1 Uo

NA

NA

NA

NA: nie stosowane
Uwaga 1: Uo jest napięciem fazowym, Vo jest napięciem międzyprzewodowym sieci
niskiego napięcia
Uwaga 2: Tablica jest oparta na normie IEC 61643-1, załącznik 1.
Rys. J24: Ustalona wartość minimalna Uc dla ochronnika jest zależna od systemu uziemienia
(w oparciu o tabelę 53C normy IEC 60364-5-53)

Najczęściej stosowane wybrane wartości Uc w zależności od systemu uziemienia
(rodzaju sieci)
TT, TN: 260, 320, 340, 350 V
IT: 440, 460

3.3.2 Napięciowy poziom ochrony Up (przy In)
Rozdział 443-4 normy IEC 60364, „Dobór instalowanych urządzeń” pomaga
w wyborze poziomu ochrony Up dla ochronników w zależności od urządzeń
odbiorczych, które maja być chronione. Na Rys. J25 zamieszczono poziomy
wytrzymałości przepięciowej różnych rodzajów urządzeń (kategorie przepięć).

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Znamionowe napięcie
instalacji(1) V
Systemy
Systemy
trójfazowe(2) jednofazowe
symetryczne

230/400(2)
277/480(2)
400/690
1,000

120-240
-

Wymagane udarowe napięcie wytrzymywane
w kV
Wyposażenie na Wyposażenie
Odbiorniki
złączu
dystrybucji i
(wytrzymałość
instalacji
obwodów
udarowa
(wytrzymałość końcowych
kategoria II)
udarowa
(wytrzymałość
kategorii IV)
udarowa
kategoria III)
4
2.5
1.5
6
4
2.5

-

8
6
4
2.5
Wartości określane przez inżynierów konstruktorów

Specjalne
zabezpieczone
urządzenia
(wytrzymałość
udarowa
kategoria I)
0.8
1.5

(1) Zgodnie z normą IEC 60038.
(2)W Kanadzie i Stanach Zjednoczonych, w przypadku napięć przekraczających 300 V
względem uziemienia, zastosowanie ma wytrzymywane napięcie impulsowe odpowiadające
bezpośrednio wyższemu napięciu w kolumnie.
Rys. J25: Kategorie przepięć dla instalacji zgodnie z normą IEC 60364 (tabela 44B)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Projektowanie systemu ochrony
instalacji elektrycznej

b Urządzenia I kategorii przepięć może
być stosowane tylko w stałej instalacji
w budynku, gdzie środki ochrony są
umieszczone na zewnątrz urządzenia, aby
ograniczyć przepięcia krótkotrwałe do
wymaganego poziomu. Przykładami takich
urządzeń są urządzenia zawierające układy
elektroniczne, jak komputery, odbiorniki
programowalne elektronicznie itp
b Urządzanie II kategorii przepięć jest
odpowiednie do połączenia ze stałą
instalacją elektryczną, zapewniającą
normalny poziom gotowości do działania,
wymagany dla urządzeń wykorzystujących
prąd elektryczny. Przykładami takich
urzadzeń są urządzenia gospodarstwa
domowego lub inne odbiorniki
b Urządzanie III kategorii przepięć
jest stosowane w stałych instalacjach
umieszczonych za główną rozdzielnicą,
zapewniającą wysoki poziom gotowości
do działania. Przykładami takich urzadzeń
są rozdzielnice, wyłączniki, systemy
okablowania, szyny, skrzynki połączeniowe,
łączniki, gniazdka w stałej instalacji,
a także urządzenia do zastosowań
przemysłowych i inne urządzenia, np. silniki
połączone trwale ze stałą instalacją
b Urządzanie IV kategorii przepięć są
odpowiednie do stosowania w złączu lub
w jego sąsiedztwie, na przykład przed
główną rozdzielnicą. Przykładami
takich urzadzeń są liczniki elektryczne,
zabezpieczenia nadprądowe i urządzenia
kontroli tętnień

J17

Rys. J26: Kategorie przepięć urządzeń

„Zainstalowany” poziom Up powinien być porównywany z poziomem wytrzymałości
urządzenia odbiorczego.
Ochronnik przeciwprzepięciowy ma napięciowy poziom ochrony Up, który jest
wewnętrzny, tzn. określony i badany niezależnie od sposobu jego instalacji.
W praktyce, wybór poziomu Up ochronnika powinien zawierać margines
bezpieczeństwa, określony dla przepięć właściwych dla sposobu instalacji
ochronnika (patrz Rys. J27).

U1

Up

Chroniony
odbiornik

Zainstalowane
= Up + U1 + U2
Up

Rys. J27: " Zainstalowane " Up

Uwaga:
Jeżeli ustalony napięciowy poziom ochrony nie może być
osiągnięty przez ochronnik zainstalowany w złączu lub
urządzenia wrażliwe są zdalnie sterowane (patrz rozdział
3.2.1), należy zainstalować dodatkowy skoordynowany
ochronnik, aby osiagnąć wymagany poziom ochrony.

„Zainstalowany” napięciowy poziom ochrony Up jest ogólnie stosowany, aby
chronić wrażliwe urządzenie w instalacji elektrycznej 230/400 V, wynosi 2.5 kV
(kategoria przepięć II, patrz Rys. J28).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

U2

J - Ochrona przed przepięciem

3.3.3 Liczba biegunów
b  ależnie od systemu uziemienia konieczne jest zapewnienie za pomocą
Z
ochronnika przeciwprzepięciowego skutecznej ochrony w trybie wspólnym (CM)
lub trybie różnicowym (DM).
TT

TN-C

TN-S

IT

Faza - przewód neutralny (DM)

Zalecane1

-

Zalecane

Nieskuteczny

Faza - przewód uziemiający (PE
lub PEN) (CM)

Tak

Tak

Tak

Tak

Przewód neutralny – przewód
uziemiający (PE) (CM)

Tak

-

Tak

Tak2

1Ochrona

pomiędzy fazą i przewodem nautralnym może być zarówno zapewniona przez ochronnik umieszczonym w złączu
instalacji, przez ochronnik oddalony od złącza lub zainstalowany blisko urządzeń chronionych.
przewodem neutralnym.

2Z

Rys. J28: Potrzeba stosowania ochrony w zależności od układu uziemienia

Uwaga:

b Przepięcie trybu wspólnego
Podstawową forma ochrony jest zainstalowanie ochronnika w trybie wspólnym
pomiędzy fazami i przewodem PE (lub PEN), niezależnie od stosowanego układu
uziemienia

J18


b Przepięcie trybu różnicowego
W sieciach TT i TN-S, uziemienie przewodu neutralnego powoduje asymetrię
dzięki impedancjom uziemienia, które prowadzą do powstania napięć w trybie
różnicowym, nawet wtedy gdy przepięcia indukowane przez wyładowanie
piorunowe są trybu wspólnego
Ochronniki przeciwprzepięciowe 2P 3P i 4P (patrz Rys. J29)
,
b  rządzenia te przystosowane są do systemów TT i TN.
U
b  apewniają ochronę przed przepięciami trybu wspólnego
Z

Rys. J29: Ochronnik 2P 3P 4P
, ,

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Ochronniki przeciwprzepięciowe 1P + N, 3P + N (zobacz Rys. J30)
b  ą przystosowane do systemów TT i TN-S
S
b  apewniają ochronę przed przepięciami trybu wspólnego i trybu różnicowego
Z

Rys. J30: Ochronnik 1P + N, 3P + N
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Projektowanie systemu ochrony
instalacji elektrycznej

3.4 Dobór ochronnika przeciwprzepięciowego typu 1
3.4.1 Prąd impulsowy Iimp
b  eżeli nie określono w przepisach krajowych lub w przepisach szczegółowych dla
J
rodzaju budynku, który ma być chroniony, to:
prąd impulsowy limp nie powinien być mniejszy niż 12.5 kA (udar 10/350) na jeden
przewód, zgodnie z normą IEC 60364-5-534
b  eśli przepisy istnieją, to: w normie EN 62305-2 określono cztery poziomy
J
ochrony: I, II, III i IV
Rys. 31 przedstawia różne poziomy limp według przepisów.
Poziom ochrony
zgodnie z EN 62305-2

Zewnętrzny system ochrony
przed wyładowaniami
atmosferycznymi
zaprojektowany do obsługi
bezpośrednich wyładowań

Minimalny wymagany limp
dla ochronnika typu 1

I

200 kA

25 kA/biegun

II

150 kA

18.75 kA/biegun

III / IV

100 kA

12.5 kA/biegun

Rys. J31: Tablica wartości limp według poziomu ochrony odgromowej budynku (oparta o normę
IEC/EN 62305-2)

3.4.2 Samogasnący prąd następczy Ifi
Ten parametr jest stosowany tylko dla ochronników z iskiernikiem wyładowczym.
Prąd Ifi powinien być zawsze większy niż przewidywany prąd zwarcia lsc w miejscu
instalacji ochronnika.

J19

3.5 Dobór ochronnika przeciwprzepięciowego typu 2
3.5.1 Maksymalny prąd wyładowczy Imax
Maksymalny prąd wyładowczy lmax jest określony według oszacowanego poziomu
ryzyka, uzależnionego od lokalizacji budynku.
Wartość maksymalnego prądu wyładowczego (lmax) jest określona na podstawie
analizy ryzyka (zobacz Rys. J32).

Poziom ryzyka
Średni

Wysoki

Budynek zlokalizowany
w na terenie miejskim lub
podmiejskim w zabudowie
zawartej

Budynek na terenie płaskim

Budynek, gdzie występuje
szczególne zagrożenie: pylon,
drzewo, region górzysty, teren
podmokły lub staw itp.

Zalecana wartość Imax
(kA)

20

40

65

Rys. J32: Zalecany maksymalny prąd wyładowczy lmax według poziomu narażenia

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Niski
Lokalizacja budynku

J - Ochrona przed przepięciem

Urządzenia ochrony (przeciążeniowe i
zwarciowe) powinny być skoordynowane
z ochronnikiem, aby zapewnić np.
b ciągłość usług:
v być odporne na prądy piorunu i nie

generować zakłóceń
b efektywną ochronę przy wszystkich rodzajach

przetężeń:
v  rzeciążenie cieplne powodujące szybsze zużycie
p

warystorów wskutek przepływu nadmiernego
prądu;
b podczas przepływu prądu zwarciowego

o małej (zwarcie przez impedancję) i dużej
amplitudzie

J20

3.6 Dobór zewnętrznego urządzenia ochrony przed
zwarciem (SCPD)
3.6.1 Zagrożenia, których należy unikać przy uszkodzeniu
ochronnika przeciwprzepięciowego
b Wskutek starzenia
W przypadku naturalnego starzenia ochrona jest typu cieplnego. Ochronnik
z warystorami musi mieć wewnętrzny rozłącznik, który go rozłącza.
Uwaga: Zużycie termiczne nie dotyczy ochronników z iskiernikiem wyładowczym
lub gazowym
b Wskutek awarii (zwarcia)
Powody uszkodzenia przy zwarciu to:
v  rzekroczona maksymalna obciążalność zwarciowa. Awaria jest wynikiem zwarcia
P
o dużej energii
v  waria w systemie rozdzielczym (wyłączenie przewód neutralny/faza, rozłączenie
A
przewodu neutralnego)
v  topniowa degradacja warystora
S
Dwa ostatnie przypadki wynikają ze zwarcia przez impedancję.
Instalacja musi być chroniona przed uszkodzeniem wynikającym z następujących
przyczyn awarii:
wewnętrzny (termiczny) opisany powyżej rozłącznik nie ma wystarczającego czasu
do rozgrzania, niezbędnego do zadziałania.
Powinno zostać zainstalowane specjalne urządzenie nazwane „zewnętrznym
urządzeniem ochrony przed zwarciem (zewnętrzny SCPD)”, zdolne do
wyeliminowania zwarcia. Może być wykonane jako wyłącznik lub bezpiecznik.

3.6.2 Charakterystyka zewnętrznego urządzenia SCPD
Zewnętrzne urządzenie SCPD powinno być skoordynowane z ochronnikiem
przeciwprzepięciowym. Jest ono zaprojektowane, aby spełniać następujące dwa
wymagania:
Być odporne na prąd wyładowania atmosferycznego
Odporność na oddziaływanie prądu wyładowania atmosferycznego jest
podstawowym parametrem zewnętrznego urządzenia ochrony przed zwarciem
(SCPD).
Być odporne na prąd zwarciowy
Wewnętrzny SCPD powinien mieć zdolność zwarciową równą lub większą niż
przewidywany prąd zwarciowy lsc w miejscu jego instalacji (zgodnie z normą IEC
60364).
Ochrona instalacji przed zwarciem
W szczególności zwarcie impedancyjne charakteryzuje się dużą energią i powinno
być likwidowane bardzo szybko, aby ochronić przed zniszczeniem instalację
i ochronnik przeciwprzepięciowy.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Prawidłowa korelacja między parametrami ochronnika i urządzenia SCPD powinna
być zapewniona przez producenta.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Projektowanie systemu ochrony
instalacji elektrycznej

3.6.3 Sposób instalacji zewnętrznego SCPD
b Urządzenie w układzie „szeregowym "
SCPD jest określane jako „szeregowe” (patrz Rys. J33) kiedy ochrona jest
zapewniana przez urządzenie, które zabezpiecza instalację (na przykład,
wyłącznik jest zainstalowany w obwodzie głównym przed ochronnikem
przeciwprzepięciowym)

Rys. J33: SCPD w układzie „szeregowym”

b Urządzenie w układzie „równoległym "
SCPD jest określane jako „równoległe” (patrz Rys. J34) kiedy ochrona jest
zapewniana przez urządzenie przyłączone do ochronnika przeciwprzepięciowego
b  ewnętrzne SCPD jest nazywane „rozłącznikiem” jeżeli jego funkcja jest
Z
wykonywana przez zabezpieczenie nadprądowe (np. wyłącznik nadprądowy)
b  yłącznik nadprądowy może nie być lub być zintegrowany z ochronnikiem
W
przeciwprzepięciowym

J21

Uwaga:
W przypadku gdy ochronnik przeciwprzepięciowy jest wykonany jako ochronnik
iskiernikowy lub iskiernik gazowy, urządzenie SCPD pozwala na natychmiastowe
wyłączenie prądu.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. J34: SCPD w układzie „równoległym”

J - Ochrona przed przepięciem

3.6.4 Gwarancja ochrony
Zewnętrzny SCPD powinien być skoordynowany z ochronnikiem
przeciwprzepięciowym, przebadany i uzyskać gwarancję producenta ochronnika,
zgodnie z rekomendacjami normy IEC 61643-11 (EN 61643-11) Roz. 7.7.3. Powinien
być również zainstalowany zgodnie zaleceniami producenta.
Kiedy urządzenie jest zintegrowane z ochronnikiem, zapewnia wymaganą
koordynację i zgodność z normą EN 61643-11.

+
Rys. J35: Ochronnik przeciwprzepięciowy z zewnętrznym SCPD, niezintegrowanym (C60N +
PRD 40r) oraz zintegrowanym (Quick PRD 40r)

3.6.5 Podsumowanie parametrów zewnętrznego SCPD
Szczegółowa analiza parametrów jest zawarta w rozdziale 6.4.
Na Rys. J36 zamieszczono przykładowe podsumowanie parametrów dla różnych
typów zewnętrznego SCPD.

J22

Sposób instalacji
zewnętrznego SCPD

Ochronnik
przeciwprzepięciowy
Ochrona instalacji
przy uszkodzeniu
ochronnika

Ciągłość zasilania przy
uszkodzeniu

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Obsługa przy
urządzeniu

Szeregowe

Równoległe
Zabezpieczenie
bezpiecznikiem

=

Zabezpieczenie
wyłącznikiem

=

Zabezpieczenie z
zintegrowanym wyłącznikiem

=

=

Ochronniki przeciwprzepięciowe chronią dostatecznie urządzenia bez względu na rodzaj zewnętrznego SCPD
Bez gwarancji zapewnienia
ochrony

-Instalacja jest całkowicie
wyłączona
-Wymagane wyłączenie
instalacji

=

+

Gwarancja producenta
Ochrona przy zwarciu przez
impedancję nie w pełni
zapewniona

++
Pełna gwarancja

Ochrona przed zwarciem zapewniona w pełni

+

+

+

Rozłączony jest tylko obwód ochronnika przeciwprzepięciowego
=
Wymiana bezpieczników

+

+

Możliwe natychmiastowe przywrócenie ustawień

Rys. J36: Stan ochrony przy uszkodzeniu ochronnika typu 2 przy zastosowaniu zewnętrznego SCPD

3.7 Tabela koordynacji ochronników
przeciwprzepięciowych i zewnętrznych urządzeń
ochrony SCPD
Na Rys. J37 przedstawiono sposób koordynacji wyłączników w obwodzie
rozłączanym przez zewnętrzny SCPD dla ochronnika typu 1 i typu 2 marki
Schneider Electric dla wszystkich poziomów prądów zwarcia.
Koordynacja między ochronnikami i wyłącznikami zabezpieczającymi jego obwód,
wskazanymi i gwarantowanymi przez Schneider Electric, zapewnia niezawodną
ochronę (dla prądów piorunowych podwyższona ochrona przy zwarciu przez
impedancję itp.)
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Projektowanie systemu ochrony
instalacji elektrycznej

Isc (kA)

Typ 2 - klasa II

Wyłącznik (SCPD) nie zintegrowany

Typ 1 - klasa I

Wyłącznik (SCPD) zintegrowany

70

Wymaga bardziej szczegółowych badań

50
NG125L
80A(1)

PRF1(3)
12.5r

NG125N(2)
50A(2)

NG125N
80A(1)

iPF 20/
iPRD 20r

iPF 40/
iPRD 40r

iPF 65/
iPRD 65r

PRF1(3)
12.5r

iC60H
25A(1)

iC60H
40A(1)

iC60H
50A(1)

iPF 40/
iPRD 40r

iPF 65/
iPRD 65r

iC60L
25A(1)

iPF 8/
iPRD 8r
iC60H
20A(1)

15

iPF 20/
iPRD20r

Quick
iPRD20r

iC60N
20A(1)

Quick
iPRD 40r

iC60N
25A(1)

iC60N
40A(1)

iC60N
50A(1)

C120H or
NG125N
80A(1)

NG125N
80A(1)

J23

PRF1(3)
12.5r

C120N
80A(1)

PRD1
25r

6

iPF 8/
iPRD 8r

iPF 20/
iPRD 20r

iPF 40/
iPRD 40r

iPF 65/
iPRD 65r

PRF1 12.5r(3)

Imax
Imax

8 kA
Specjalne zabezpieczenie do dodania
gdy ochronnik jest oddalony o więcej
niż 30m od głównej rozdzielni.

40 kA

20 kA

Niskie ryzyko

Średnie ryzyko

Brak piorunochronu

65 kA

Wysokie
ryzyko

Rys. J37: Tabela koordynacji między ochronnikiem i wyłącznikiem firmy Schneider Electric
(1): Wszystkie wyłączniki obwodu mają charakterystykę C (2): NG 125 L dla 1P & 2P (3): badania dla typu 2 (klasa II)

12.5 kA

25 kA

Maksymalne ryzyko
Piorunochron na
budynku lub w promieniu
50 m od budynku

3.7.1 Koordynacja z zabezpieczeniami zainstalowanymi przed
ochronnikiem przeciwprzepięciowym

Uwaga:
zabezpieczenia różnicowoprądowe typu selektywnego
zgodne z normami IEC 61008 lub IEC 61009-1spełniają
niniejsze wymagania

Koordynacja z zabezpieczeniami nadprądowymi
W instalacji elektrycznej, zewnętrzny SCPD jest urządzeniem identycznym
z zabezpieczeniami nadprądowymi: dzięki temu jest możliwe zastosowanie metod
doboru i stopniowania do technicznej i ekonomicznej optymalizacji planu ochrony.
Koordynacja z zabezpieczeniami różnicowoprądowymi
Jeśli ochronnik jest zainstalowany, od strony zasilania, za zabezpieczeniem
różnicowoprądowym, to powinno ono być typu „si” lub typu selektywnego z
odpornością na prądy impulsowe o wartości co najmniej 3 kA (udar prądowy 8/20 µs).
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

10

iPF 8/
iPRD 8r

PRD1
Master

NG125N(2)
40A(2)

iC60L
20A(1)

iQuick
PRDxx

NG125H
80A(1)

PRF1(3)
12.5r

25

PRD1(3)
Master

NG125H
80A(1)

36

NG125L
80A(1)

4 Instalacja ochronników
przeciwprzepięciowych (SPD)

J – Ochrona przed przepięciem

4.1 Połączenie
Połączenie ochronnika przeciwprzepięciowego
w instalacji powinno być tak krótkie, aby było
możliwe obniżenie wartości napięciowego
poziomu ochrony (tzw. „zainstalowane”
Up) na zaciskach chronionego urządzenia.
Całkowita długość połączeń ochronnika z siecią
i przewodów uziemiających nie powinna
przekraczać 50 cm.

Jednym z podstawowych parametrów ochrony urządzenia jest maksymalny
napięciowy poziom ochrony (tzw. „zainstalowane” Up), który urządzenie może
wytrzymać. Dlatego też powinien być wybrany ochronnik przeciwprzepięciowy
o takim napięciowym poziomie ochrony Up, aby był dostosowany do poziomu
odporności urządzenia (patrz Rys. 38). Całkowita długość przewodów
połączeniowych wynosi:
L = L1+L2+L3.
Dla prądów o wysokiej częstotliwości, indukcyjność jednostkowa przewodu
łączącego wynosi około 1 µH/m.
Dlatego według prawa Lenz’a dla takiego połączenia ΔU = L di/dt
Znormalizowany prąd udarowy o kształcie 8/20 µs i amplitudzie 8 kA, powoduje
powstanie wzrost napięcia o 1000 V na metr kabla.
ΔU =1 x 10-6 x 8 x 103 /8 x 10-6 = 1000 V

U urządzenia

L1
Wyłącznik

U1
L2

L = L1 + L2 + L3 & lt; 50 cm
Ochronnik

Up

L3

Urządzenie

U2

J24
Rys. J38: Połączenia ochronnika przeciwprzepięciowego L & lt; 50 cm

W wyniku spadku napięcia na elementach połączeń wartość Up wynosi:
„Zainstalowane” Up = Up + U1 + U2
Jeżeli L1+L2+L3 = 50 cm, a udar prądowy ma kształt 8/20 µs i amplitudę 8kA,
napięcie na zaciskach urządzenia wyniesie Up + 500 V.

4.1.1 Połączenie w obudowie plastikowej
Na Rysunku J39a pokazano sposób połączenia ochronnika
przeciwprzepięciowego w obudowie plastikowej.

L2

L1

Wyłącznik

L3

Ochronnik

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Zewnętrzny zacisk
uziemiający
Szyna
wyrównawcza
do odbioru

Rys. J39a: Przykład połączenia w obudowie plastikowej

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Instalacja ochronników
przeciwprzepięciowych (SPD)

4.1.2 Połączenie w obudowie metalowej
W przypadku montażu aparatury w obudowie metalowej właściwe jest połączenie
ochronnika przeciwprzepięciowego bezpośrednio z metalową obudową, która jest
wykorzystywana jako przewód ochronny. (zobacz Rys. 39b)
Ten układ spełnia normę IEC 60439-1 i producent musi zapewnić, aby parametry
obudowy umożliwiały jej wykorzystanie jako przewodu ochronnego.

L1

Wyłącznik

L2

Ochronnik

L3

Zacisk
uziemiający
do odbioru

Rys. J39b: Przykład połączenia w obudowie metalowej

J25

4.1.3 Przekroje poprzeczne przewodów

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rekomendowany minimalny przekrój poprzeczny przewodu powinien uwzględniać:
b Zapewnienie normalnego działania: przepływ maksymalnego prądu pioruna
powodujący akceptowany spadek napięcia (zasada 50 cm).
Uwaga: Odmiennie niż przy częstotliwości 50 Hz, w przypadku wyładowania
atmosferycznego mającego cechy wysokiej częstotliwości, wzrost przekroju
poprzecznego przewodu nie powoduje zmniejszenia impedancji przewodu
b Odporność przewodu na prąd zwarciowy: przewód powinien być odporny
na prąd zwarciowy podczas maksymalnego czasu wyłączenia przez system
zabezpieczeń. Norma IEC 60364 zaleca na końcu dochodzącej do obiektu instalacji
zastosować minimalne przekroje przewodu wynoszące:
v 4 mm2 (Cu) dla połączenia ochronnika typu 2
v 16 mm2 (Cu) dla połączenia ochronnika typu 1 (w przypadku zainstalowania
systemu ochrony odgromowej)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

J – Ochrona przed przepięciem

4.2 Zasady okablowania
b Zasada 1:
Pierwsza zasada dotyczy zapewnienia, aby długość przewodów łączących
ochronnik przeciwprzepięciowy z linią zasilającą (przez zewnętrzny SCPD)
i przewodu uziemiającego nie przekraczała 50 cm
Na Rys. J40 pokazano dwie możliwości połączenia ochronnika.

d1

d1
RD
ka P
Szyb SPD

D

SCP

d2

d3

(8/20)
65kA
(8/20)
Imax:
In: 20kA
1,5kV
Up: 340Va
Uc:

SPD
d3

J26

d2
d1 +

+ d3

& lt; 50

cm

m

d1 +

5c
d3 3

Rys. J40: Ochronnik przeciwprzepięciowy z oddzielnym lub zintegrowanym zewnętrznym SPCD

b Zasada 2:
Chronione przewody zasilające:
b powinny być połączone z zaciskami zewnętrznego SCPD lub ochronnika
b powinny być oddzielone fizycznie od przewodów instalacji wchodzących (które
mogą przewodzić prądy zakłóceniowe)
Są one lokalizowane w odpowiednich zaciskach ochronnika i SCPD
(patrz Rys. 41).

Linia zasilająca

Chronione przewody
zasilające

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

iQuick PRD

Rys. J41: Połączenia chronionych przewodów zasilających znajdują się po prawej stronie
zacisków ochronnika

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Instalacja ochronników
przeciwprzepięciowych (SPD)

b Zasada 3:
Przewody zasilające: fazowy, neutralny i ochronny (PE) powinny znajdować się
jeden przy drugim, aby zmniejszyć powierzchnię pętli indukcyjnej (patrz Rys. J42)
b Zasada 4:
Przewody dochodzące do ochronnika powinny być odsunięte od przewodów
wychodzących, aby uniknąć ich zakłócania wskutek sprzężenia (patrz Rys. J42)
b Zasada 5:
Przewody powinny być zapięte do metalowych części obudowy (jeśli występują)
w celu zmniejszenia powierzchni pętli tworzonej przez ramy obudowy, dzięki czemu
jest zwiększony efekt ekranowania zakłóceń EM.
We wszystkich przypadkach należy sprawdzić, czy ramy rozdzielnic i obudów są
uziemione za pomocą krótkich połączeń.
W końcu jeśli są stosowane przewody ekranowane, to należy unikać długich
połączeń, ponieważ redukują one efektywność ekranowania (patrz Rys. J42)

Niezakłócane kable zakłócane przez
sąsiednie zakłócane kable

Niezakłócane trasy kablowe oddzielone
od zakłócanych tras kablowych
zabezpieczone
wychodzące
przewody z
asilające

Duże
powierzchnie
pętli
indukcyjnych
w obudowach

NIE

Pośredni
zacisk
uziemiający

Główny
zacisk
uziemiający

Małe
powierzchnie
pętli
indukcyjnych
w obudowach

TAK

J27

Pośredni
zacisk
uziemiający

Główny
zacisk
uziemiający

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. J42: Przykład poprawy EMC przez redukcję powierzchni pętli i wspólnych impedancji
w obudowie urządzeń elektrycznych

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

J - Ochrona przed przepięciem

5 Zastosowanie

5.1 Przykłady instalacji
Transformator SN/NN
160 kVA

Rozdzielnica
główna

iC60
40 A
PRD
40 kA

Rozdzielnica 1

iC60
20 A

Rozdzielnica
2

ID
" si "

ID
" si "

PRD
8 kA

J28

Ogrzewanie
OświeZamrażarka Lodówka
tlenie
Oświetlenie magazynu Gniazda

iC60
20 A
PRD
8 kA

System ppoż.

Alarm

System IT

Kasy

Rys. J43: Przykład zastosowania: supermarket

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rozwiązania i schemat
b nstrukcja doboru ochronników przeciwprzepięciowych umożliwia określenie
I
dokładnych parametrów ochronnika przeciwprzepięciowego, instalowanego na
wejściu instalacji i współpracującego z nim wyłącznika
b  dy wrażliwe urządzenia (Uimp & lt; 1.5 kV) znajdują się dalej niż 30 m od urządzeń
G
ochrony instalowanych na wejściu instalacji, ochronniki przeciwprzepięciowe do
ochrony dokładnej powinny być zainstalowane tak blisko urządzeń chronionych,
jak to jest możliwe
b  by zapewnić lepszą ciągłość usługi (np. zapewnienie odpowiednio niskich
A
temperatur w określonych miejscach obiektu) należy:
v  astosować zabezpieczenie różnicowoprądowe typu „si” aby uniknąć
z

niepożądanego samoczynnego wyłączania spowodowanego wzrostem
potencjału uziemienia podczas przepływu prądu wyładowania
D
b  la ochrony przed przepięciami atmosferycznymi:
v  ainstalować ochronnik przeciwprzepięciowy w głównej rozdzielnicy
z

v  ainstalować ochronnik przeciwprzepięciowy ochrony dokładnej w każdej
z

rozdzielnicy (1 i 2) zasilającej wrażliwe urządzenia usytuowane dalej niż 30 m od
ochronnika przeciwprzepięciowego zainstalowanego na wejściu instalacji
v  ainstalować ochronnik przeciwprzepięciowy w sieci telekomunikacyjnej, aby
z

chronić zasilane urządzenia, na przykład alarmy przeciwpożarowe, modemy,
telefony, faksy

Rekomendacje dotyczące okablowania
Rys. J44: Sieć telekomunikacyjna

b Zapewnić wyrównanie potencjałów zacisków uziemiających w budynku
b Zredukować zapętlone obszary okablowania zasilającego

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Zastosowanie

Rekomendacje dotyczące instalacji
b  ainstalować ochronnik przeciwprzepięciowy, Imax = 40 kA (8/20 µs) wyłącznik
Z
C60 o wartości 40 A
b  ainstalować ochronnik przeciwprzepięciowy ochrony dokładnej, Imax = 8 kA
Z
(8/20 µs) i wyłącznik C60 o wartości 20 A

5.2 SPD do zastosowań fotowoltaicznych
Przepięcia mogą wystąpić w instalacjach elektrycznych z różnych przyczyn. Mogą
być powodowane przez:
b Sieć dystrybucyjną, w wyniku uderzenia piorunów lub jakichkolwiek
realizowanych prac
b Uderzenia piorunów (w budynki i w instalacje PV lub w ich pobliżu albo
w piorunochrony)
b Zmiany w polu elektrycznym z uwagi na wyładowania atmosferyczne
Podobnie jak wszystkie konstrukcje zewnętrzne, instalacje PV są narażone na
ryzyko wyładowania atmosferycznego, które zależy od regionu. Należy zapewnić
systemy zapobiegawcze i urządzenia ochronne.

5.2.1. Zabezpieczenie przez połączenia ekwipotencjalne
Pierwsze wymagane zabezpieczenie to środek (przewód) zapewniający
ekwipotencjalne łączenie między wszystkimi przewodzącymi częściami instalacji PV.
Celem jest połączenie wyrównawcze wszystkich uziemionych przewodów i
metalowych części i w ten sposób zapewnienie równego potencjału we wszystkich
punktach instalowanego systemu.

5.2.2. Zabezpieczenie Ochronnikami przeciwprzepięciowymi
(SPD)

J29

SPD są szczególnie ważne w ochronie wrażliwych urządzeń elektrycznych, takich
jak falowniki, urządzenia monitorujące i moduły PV, ale również inne wrażliwe
urządzenia zasilane przez elektryczną sieć dystrybucyjną 230 V AC. Następująca
metoda oceny ryzyka jest oparta na ocenie krytycznej długości Lcrit i jej porównaniu
na łącznej długości L linii prądu stałego.
Zabezpieczenie SPD jest wymagane, jeśli L ≥ Lcrit .
Lcrit zależy od typu instalacji PV i jest obliczane zgodnie z poniższą tabelą
(Rys. J45):

Typ instalacji

Indywidualne
obiekty mieszkalne

Produkcja na lądzie

Usługowa/
przemysłowa/
Rolnicza/Budynki

200/Ng

450/Ng

Lcrit (w m)

115/Ng

L ≥ Lcrit

Ochronnik(i) obowiązkowe po stronie DC

L & lt; Lcrit

Ochronnik(i) nieobowiązkowe po stronie DC

L jest sumą:
b  umy odległości pomiędzy falownikiem (falownikami) a puszkami
s
połączeniowymi, biorąc pod uwagę, że długości kabla w tym samym przewodzie
są liczone tylko raz i
b  umy odległości pomiędzy skrzynką połączeniową a punktami połączeniowymi
s
modułów fotowoltaicznych tworzących łańcuch, biorąc pod uwagę, że długości
kabla w tym samym przewodzie są liczone tylko raz
Ng to zagęszczenie wyładowań atmosferycznych (liczba uderzeń/km2/rocznie).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. J45: Dobór ochronnika DC

J - Ochrona przed przepięciem

Skrzynka
rozdzielcza

SPD
1

Skrzynka
generatora

Skrzynka AC

SPD
2

SPD
3

LDC

Rozdzielnica
główna NN

LAC

SPD
4

Zabezpieczenie SPD
Lokalizacja

Moduły PV lub
Skrzynki
rozdzielcze

Po stronie
DC
falownika

Po stronie AC
falownika

LDC
Kryteria

& lt; 10 m
Nie jest
wymagany

" SPD 1 "
Typ 2*

LAC

& gt; 10 m

Typ
SPD

Płyta główna

Piorunochron

& lt; 10 m
" SPD 2 "
Typ 2*

& gt; 10 m

Tak

Nie

Nie jest
wymagany

" SPD 3 "
Typ 2*

" SPD 4 "
Typ 1*

" SPD 4 "
Typ 2 jeśli
Ng  & gt;  2,5
i linia
napowietrezna

* Odległość typu 1 według normy EN 62305 nie jest zachowana.
Rys. J46: Dobór ochronników przeciwprzepięciowych

J30

Instalowanie ochronnika

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Liczba i lokalizacja SPD po stronie DC zależą od długości kabli pomiędzy panelami
słonecznymi a falownikiem. Ochronnik należy zainstalować w pobliżu falownika,
jeśli długość jest mniejsza niż 10 metrów. Jeśli jest większa niż 10 metrów,
konieczne jest drugie zabezpieczenie, zlokalizowane w skrzynce w pobliżu panelu
słonecznego, pierwsze znajduje się w obszarze falownika.
Ze względów efektywności, kable połączeniowe ochronnika do sieci L +/L- i
pomiędzy zespołem listew zaciskowych uziemienia SPD, a szyną zbiorczą
uziemienia, muszą być jak najkrótsze - poniżej 2,5 metra (d1 + d2 & lt; 50 cm).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Zastosowanie

Bezpieczne i niezawodne wytwarzanie energii
W zależności od odległości pomiędzy obszarem " generatora " a obszarem " konwersji " , może być niezbędne zainstalowanie dwóch lub więcej ochronników
przepięciowych, w celu zapewnienia ochrony każdego z nich.

-+

-+

-+
d1

+

d2

-+

d3
IPRD-DC
1

d y 10 m

-+

-+
+

N
L

+

d1

d2

& gt; 4 mm2

d1 + d2 & lt; 50 cm
d1 + d3 & lt; 50 cm
d2 + d3 & lt; 50 cm

d3

J31

IPRD-DC
2

d & gt; 10 m

d1

d2

+

N
L

d3
IPRD-DC
1

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. J47: Lokalizacja ochronników przeciwprzepięciowych

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

J - Ochrona przed przepięciem

6 Dodatki techniczne

6.1 Normy dotyczące ochrony odgromowej
Części 1-4 normy IEC 62305 (EN 62305 część 1 do 4) zmieniają i uaktualniają
publikacje norm IEC 61024 (serie), IEC 61312 (serie) i IEC 61663 (serie)
dotyczących ochrony odgromowej.
b Cześć 1 – Zasady ogólne
Ta część przedstawia ogólną informację o wyładowaniach atmosferycznych i ich
charakterystykach oraz ogólnych danych i wprowadza inne dokumenty
b Część 2 – Zarządzanie ryzykiem
Ta część przedstawia analizę umożliwiającą obliczenia ryzyka dla obiektu i określa
różne scenariusze ochrony w celu umożliwienia technicznej i ekonomicznej
optymalizacji ochrony
b Część 3 – Fizyczne uszkodzenie obiektu i zagrożenie życia
Ta część opisuje ochronę przed bezpośrednimi wyładowaniami atmosferycznymi,
system ochrony odgromowej, zwody, przewody odprowadzające, uziemienie,
wyrównywanie potencjałów - bezpośrednie i za pomocą ochronników
przeciwprzepięciowych (typ 1)
b Część 4 – Systemy elektryczne i elektroniczne w obiektach
Ta część opisuje ochronę przed skutkami indukcyjnymi wyładowań
atmosferycznych, w tym systemy ochrony realizowane za pomocą ochronników
przeciwprzepięciowych (typ 2 i 3), ekranowania kabli, zasady instalacji ochronników,
itp
Serie norm są uzupełniane przez:
b  erie norm IEC 61643 definiujące wymagania dla urządzeń ochrony przed
s
przepięciami (patrz podrozdział 2)

J32

s
b  erie norm IEC 60364-4 i -5 dotyczące zastosowań produktów w instalacjach
elektrycznych nn (patrz podrozdział 3)

6.2 Elementy ochronników przeciwprzepięciowych
(SPD)
SPD obejmuje głównie (patrz Rys. J48):
1) Jeden lub więcej komponentów nieliniowych: część pod napięciem (warystor,
rurowa lampa wyładowcza itd.);
2) termiczne urządzenie ochronne (odłącznik wewnętrzny), które chroni przed
degradacją cieplną pod koniec okresu użytkowania (SPD z warystorem);
3) wskaźnik wskazujący koniec okresu użytkowania SPD;
Niektóre SPD umożliwiają zdalne przesyłanie tego wskazania;
4) zewnętrzne SCPD, które zapewnia ochronę przed zwarciami (to urządzenie może
być zintegrowane w SPD).

4

3

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

2

1

Rys. J48: Schemat ochronnika przeciwprzepięciowego

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

6 Dodatki techniczne

6.2.1

Technologia części pod napięciem

Do realizacji elementów pracujących pod napięciem stosowanych jest kilka
technologii. Każda z nich posiada zarówno wady, jak i zalety:
b diody Zenera
b iskierniki wyładowcze (z elementami kontroli stanu pracy lub bez kontroli)
b warystory (z tlenku cynku)
W tabeli poniżej zamieszczono charakterystykę i układy trzech powszechnie
stosowanych technologii.

Komponent

Iskiernik wyładowczy
gazowy

Iskiernik w obudowie

Warystor z tlenku
cynku

Iskiernik gazowy
i warystor połączony
szeregowo

Iskiernik w obudowie
i warystor połączony
równolegle

Ucinanie napięcia

Ucinanie napięcia

Ograniczanie napięcia

Ucinanie i ograniczanie
napięcia szeregowo

Ucinanie i ograniczanie
napięcia równolegle

Charakterystyka

Tryb pracy
Charakterystyka
działania

u

u
I

I
Zastosowania

b  ieć
S

J33

Sieć NN

Sieć NN

Sieć NN

Sieć NN

Typ 1

Typ 1 lub Typ 2

Typ 1+ Typ 2

Typ 1+ Typ 2

telekomunikacyjna

b Sieć NN (połączony

z warystorem)
Typ

Typ 2

Rys. J49: Tabela charakteryzująca wykonanie ochronnika przeciwprzepięciowego

Uwaga: W tym samym ochronniku mogą być stosowane dwie technologie
(patrz Rys. J50)

N

L1

L2

L3

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. J50 : Ochronnik PRD firmy Schneider Electric zawierający iskiernik między przewodem
neutralnym i uziemiającym oraz warystory między przewodami: fazowym, a przewodem
neutralnym

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

J - Ochrona przed przepięciem

6.3 Wskaźniki uszkodzenia
Wskaźniki uszkodzenia ochronników przeciwprzepięciowych są powiązane
z wewnętrznym rozłącznikiem i zewnętrznym SCPD. Ich zadaniem jest informować
użytkownika, że ochronnik przestał chronić urządzenia przed przepięciami
atmosferycznymi.
Wskaźnik lokalny
Ta funkcja jest ogólnie wymagana podczas zastosowania odpowiedniego przepisu
instalacji ochronników przeciwprzepięciowych.
Wskazanie uszkodzenia jest realizowane za pomocą indykatora (świetlnego lub
mechanicznego) w przypadku wewnętrznego rozłącznika lub/i zewnętrznego
układu SCPD.
Kiedy zainstalowany zewnętrzny SCPD jest wykonany z zastosowaniem
bezpiecznika, to jest konieczne wyposażenie bezpiecznika we wskaźnik zadziałania
oraz samoczynny wyłącznik.
Zintegrowany rozłącznik wewnętrzny
Wskaźnik mechaniczny i pozycja elementu kontroli pozwalają na jednoznaczne
wskazanie stanu uszkodzenia.

6.3.1 Wskaźnik lokalny i zdalny przesył informacji
Rys. J51: Ochronnik przeciwprzepięciowy firmy
Schneider Electric typu Quick PRD 3P + N

J34

Ochronnik typu Quick PRD firmy Schneider Electric jest ochronnikiem „gotowym do
podłączenia” z wbudowanym wyłącznikiem nadprądowym.
Wskaźnik lokalny
Ochronnik typu Quick PRD (patrz Rys. J51) jest wyposażony w lokalny mechaniczny
wskaźnik stanu pracy:
b  czerwony) wskaźnik mechaniczny i pozycja wyłącznika wskazują uszkodzenie
(
ochronnika
(
b  czerwony) wskaźnik mechaniczny na każdej wkładce wskazuje uszkodzenie wkładki

Zdalny przesył informacji (patrz Rys. J52)
Ochronnik typu Quick PRD jest wyposażony w zaciski pozwalające zdalnie
przesyłać informacje o:
b uszkodzeniu wkładki
b braku wkładki
b  warii w sieci (zwarcie, rozłączenie przewodu neutralnego, odwrócenie faz/
a
przewód neutralny)
b miejscowym ręcznym wyłączeniu/załączeniu

6.3.2 Wymiana po uszkodzeniu
Rys. J52: Instalacja wskaźnika świetlnego
ochronnikiem Quick PRD

Kiedy wskaźnik uszkodzenia pokazuje uszkodzenie ochronnika (lub brak wkładki)
powinien on zostać wymieniony.
W przypadku ochronników typu Quick PRD obsługa jest ułatwiona:
b  kładka po uszkodzeniu (która musi być wymieniona) jest łatwo identyfikowana
w
przez Dział Eksploatacji
b  kładka po uszkodzeniu może być bezpiecznie wymieniona, ponieważ urządzenie
w
zabezpieczające uniemożliwia zamknięcie wyłącznika jeśli brakuje wkładki

6.4 Szczegółowa charakterystyka zewnętrznego
SCPD

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

6.4.1 Odporność na prąd udarowy
Badania odporności zewnętrznego SCPD na prądy udarowe wykazują, że:
b  la określonych parametrów znamionowych i technologii wykonania (NH
d
lub bezpieczniki cylindryczne) odporność na prąd udarowy jest większa dla
bezpiecznika typu aM (zabezpieczenie silnika) niż bezpiecznika typu gG
(zastosowania ogólne)
b  la określonych parametrów znamionowych, odporność na prądy udarowe jest
d
lepsza w przypadku wyłącznika niż bezpiecznika
Na Rys. J53 pokazano wyniki badań odporności na działanie prądu udarowego:
b  by zabezpieczyć ochronnik dla lmax = 20 kA, dobrany zewnętrzny SCPD może
a
być zarówno wyłącznik 25 A lub bezpiecznik aM 63 A
Uwaga: w tym przypadku bezpiecznik gG 63 A nie jest odpowiedni
b  by zabezpieczyć ochronnik dla lmax = 40 kA, dobrany zewnętrzny SCPD może
a
być zarówno wyłącznik 63 A lub bezpiecznik aM 125 A
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

6 Dodatki techniczne

Bezpiecznik gG 125 A
wyłącznik 63 A
wyłącznik 40

Bezpiecznik aM 63 A
Bezpiecznik gG 63 A
wyłącznik 16 A
10

30

20

Wytrzymałość

I kA
(8/20) µs

50

40

Stopienie lub
samoczynne wyłączenie

Rys. J53: Porównanie odporności na prądy udarowe SCPD dla lmax = 20 kA i lmax = 40 kA

6.4.2 „Zainstalowany” napięciowy poziom ochrony Up
Ogólnie:
b  padek napięcia na zaciskach wyłącznika jest wyższy niż na zaciskach
S
bezpiecznika. Jest to wynik wpływu impedancji elementów wyłącznika, która jest
większa niż impedancja bezpiecznika
Jednak:
b  óżnica między zmniejszeniem spadków napięcia jest niewielka dla prądów
R
udarowych o wartościach nie przekraczających 10 kA (w 95% przypadków)
b  apięciowy poziom ochrony „zainstalowany” Up zależy również od impedancji
N
okablowania. Może on być duży w przypadku zastosowania bezpieczników
(urządzenie zabezpieczające odległe od ochronników) i mały w przypadku wyłącznika
(wyłącznik obwodu umieszczony blisko ochronnika lub wbudowany w ochronniku)
Uwaga: napięciowy poziom ochrony ”zainstalowany” Up jest sumą spadków
napięcia:
v na ochronniku przeciwprzepięciowym
v na zewnętrznym urządzeniu SCPD
v na okablowaniu urządzeń

J35

6.4.3 Ochrona przy zwarciu przez impedancję
Podczas zwarcia przez impedancję jest rozpraszana duża ilość energii i zwarcie
powinno być bardzo szybko likwidowane, aby chronić instalacje i ochronnik przed
uszkodzeniem. Na Rys. J54 porównano czas reakcji i ograniczenie energii przy
zastosowaniu bezpiecznika typu 63 aM i wyłącznika o prądzie 25 A.
Oba systemy ochrony mają tę samą odporność na prąd udarowy 8/20 µs
(odpowiednio 27 kA i 30 kA).

s

A²s

2
104

0,01
350

2000
wyłącznik 25 A

A

350

2000

Bezpiecznik aM 63 A

Rys. J54: Porównanie charakterystyk czasowo-prądowych i krzywych ograniczenia energii dla
wyłącznika i bezpiecznika o tej samej odporności na prąd udarowy 8/20 µs

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

A

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Na zielono obszar
prądów przy zwarciu
przez impedancje

J - Ochrona przed przepięciem

6.5 Propagacja prądu wyładowania atmosferycznego
Sieci elektryczne maja niską częstotliwość, w jej wyniku propagacja fali napięciowej
jest stała w stosunku do częstotliwości zjawiska; w każdym punkcie przewodu
wartość chwilowa napięcia jest taka sama.
Fala prądowa wyładowania atmosferycznego jest zjawiskiem o wysokiej
częstotliwości (od kilkuset kHz do MHz):
jest
b  propagowana wzdłuż przewodu z określoną prędkością, uzależnioną
od częstotliwości zjawiska. W rezultacie, w określonym czasie, wartość chwilowa
napięcia nie ma tej samej wartości we wszystkich punktach linii/kabla (patrz Rys. J55).

Fala napięcia

Przewód
Rys. J55 : Propagacja fali prądu wyładowania atmosferycznego w przewodzie

J36

b Zmiana ośrodka powoduje zjawisko propagacji i/lub oodbicia fali w zależności od:
v różnicy wartości impedancji ośrodków propagacji fali
v częstotliwości propagowanej fali (stromości narastania w przypadku udarów)
v długości ośrodka (kabla, przewodu)
W przypadku odbicia całkowitego, wartość napięcia może się podwoić.
Przykład: przypadek ochrony przez ochronnik przeciwprzepięciowy
Modelowanie zjawiska stosowanego dla prądów wyładowania atmosferycznego
oraz badania laboratoryjne pokazują, że urządzenia odbiorcze zasilane przez kabel
o długości 30 m chroniony przez ochronnik przeciwprzepięciowy o napięciowym
poziomie ochrony Up, wskutek odbicia osiąga wartość maksymalnie 2 x Up (patrz
Rys. 53). Taka fala napięciowa ma jednak niedużą energię.

Przewód

Ui

V

Uo

Uo

2000

Ui
0
2

3

4

5

6

Ui = napięcia na zaciskach ochronnika
Uo = napięcie na zaciskach przewodu

7

8

9

10

µs

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. J56: Odbicie fali prądowej wyładowania atmosferycznego na zaciskach przewodu

Działanie korekcyjne
Z trzech czynników (różnice impedancji, częstotliwość, odległość) tylko jeden może
rzeczywiście być kontrolowany - jest to długość przewodu między ochronnikiem
przeciwprzepięciowym i urządzeniem chronionym. Im większa długość przewodu,
tym większe odbicie. Ogólnie dla czasu czoła przepięć występujących w budynku,
zjawisko odbicia jest istotne przy długościach przewodów od 10 m i może
być podwojone przy długościach od 30 m (patrz Rys. J57). Konieczne jest
zainstalowanie drugiego ochronnika przeciwprzepięciowego dla ochrony dokładnej,
jeśli długość przewodu dochodzącego do chronionego urządzenia i ochronnika
przekracza 10 m.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

6 Dodatki techniczne

Up
2

1

0

0

10 m

20 m 30 m 40 m

50 m

Rys. J57: Odbicie fali prądowej wyładowania atmosferycznego na zaciskach przewodu

6.6 Przykład dla prądu wyładowania
atmosferycznego w systemie TT
Ochronnik przeciwprzepięciowy pomiędzy przewodem fazowym a PE lub fazą
a PEN jest zainstalowany w trybie wspólnym dla dowolnego układu uziemienia
(patrz Rys. J58). Rezystancja uziemienia słupa R1 ma mniejszą wartość niż
rezystancja uziemienia instalacji R2. Prąd wyładowania atmosferycznego przepływa
przez obwód ABCD do ziemi najkrótszą ścieżką. Może przepłynąć przez warystory
V1 i V2 połączone szeregowo, powodując powstanie napięcia różnicowego
dwukrotnie większego niż napięcia Up na ochronniku (Up1 + Up2), które pojawia
się w ekstremalnych przypadkach na zaciskach A i C na wejściu instalacji.

J37
Linia zasilająca
SN

Słupowa stacja
SN/NN

I

Linia zasilająca
NN

I

I

I
Ochronnik

Wysokie R2
i bardzo niskie i

Niskie R1

Rys. J58: Przykład ochrony w trybie wspólnym

Linia zasilająca
SN

Słupowa stacja
SN/NN

I

Linia zasilająca
NN

I

Ochronnik

I

Niskie R1

Rys. J59: Ochrona w trybie wspólnym i różnicowym.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Wysokie R2
i bardzo niskie i

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Aby efektywnie chronić urządzenia odbiorcze między przewodem fazowym,
a przewodem neutralnym, należy ograniczyć napięcie w trybie różnicowym
(między A i C). Do tego celu jest stosowany inny układ instalacji ochronnika
przeciwprzepięciowego (patrz Rys. J59).
Prąd wyładowania atmosferycznego przepływa przez obwód ABH, który ma niższą
impedancję, niż obwód ABCD, jako że impedancja komponentu wykorzystywanego
pomiędzy B i H równa się zero (iskiernik gazowy). W takim przypadku napięcie
różnicowe równa się napięciu na ochronniku (Up2).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Rozdział K
Wydajność energetyczna
w dystrybucji energii elektrycznej

1
2

Spis treści

K3

2.1 Międzynarodowe zainteresowanie regulacjami

K3
K3

2.3 Jak osiągnąć efektywność energetyczną

K3

Diagnostyka poprzez pomiar elektryczny

K6

3.1 Pomiary elektryczne

K6

3.2 Zastosowane przyrządy pomiarowe

K6

Możliwości oszczędzania energii

K8

4.1 Możliwość oszczędności związanych z silnikami

K8

4.2 Oświetlenie

K11
K13

4.4 Zarządzanie obciążeniem

K14

4.5 Systemy komunikacyjne i informacyjne

K15

4.6 Projektowanie systemów komunikacji i monitorowania

K18

Jak ocenić oszczędności energii

K23

5.1 Procedury IPMVP i EVO

K23

5.2 Osiąganie zrównoważonych parametrów

K25

K1

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

5

Wydajność energetyczna w dystrybucji
energii elektrycznej

4.3 Korekta współczynnika mocy i filtrowanie harmonicznych

4

K2

2.2 Norma NF EN 15232

3

Wydajność energetyczna w skrócie

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

K - Wydajność energetyczna w dystrybucji energii
elektrycznej

1 Wydajność energetyczna
w skrócie

Celem niniejszego rozdziału jest ułatwienie komunikacji pomiędzy projektantami
instalacji elektrycznych, a konsumentami energii. Konsumenci często potrzebują
porad na temat tego, jak najlepiej obniżyć zużycie oraz koszty energii.
Chociaż istnieje wiele czynników wpływających na postawy i opinie odnośnie
wydajności energetycznej, szczególnie rosnące koszty energii i rosnąca świadomość
naszej odpowiedzialności za środowisko to ustawodawstwo ma zapewne największy
wpływ na zmianę zachowania i praktyk. Rządy na całym świecie przyjmują
założenia oszczędności energii i normy w celu ich spełnienia. Zmniejszenie emisji
gazów cieplarnianych to globalny cel przyjęty na Szczycie Ziemi w Kioto w 1997 r.
i ostatecznie ratyfikowany przez 169 krajów w grudniu 2006 r.
Na mocy Protokołu z Kioto kraje uprzemysłowione uzgodniły obniżenie swoich
zbiorowych emisji gazów cieplarnianych o 5,2% w porównaniu do roku 1990.
Między 2008 a 2012 zredukowano o 29% emisję planowaną na 2012 przed
protokołem. Jednym z celów Europy jest 20% redukcja CO2 do 2020 roku.
Mając na względzie, że 50% emisji CO2 można przypisać zużyciu energii
elektrycznej powiązanemu z budynkami mieszkaniowymi i użytkowymi, i że wzrasta
wykorzystanie domowych urządzeń i innego sprzętu, takiego jak wentylacja
i klimatyzacja, szczególny nacisk jest kładziony na budynki:
b Wszystkie nowo zbudowane budynki muszą zużywać 50% mniej energii
b 1 na 10 istniejących budynków musi obniżyć zużycie o 30% rocznie
W większości krajów oczywiste jest, że 80% budynków, które będą stać w 2020,
zostało już zbudowanych. Remont istniejących budynków i poprawa zarządzania
energią są niezbędne w zakresie dotrzymania celów redukcji emisji. Mając na
względzie, że w świecie zachodnim w większości budynków już poprawiono
wydajność cieplną przez takie rozwiązania, jak izolacja ścian, izolacja poddaszy
i podwójne szyby, jedyną możliwością dalszych oszczędności jest zmniejszenie
ilości zużywanej energii. Poprawa wyników cieplnych i energetycznych
istniejących budynków prawie na pewno stanie się obowiązkowa w celu spełnienia
ustanowionych celów.

Istnieje technologia ułatwiająca poprawę wydajności energetycznej na wielu
poziomach - od zmniejszenia zużycia energii elektrycznej do lepszego zarządzania
innymi źródłami energii. Aby zagwarantować osiągnięcie zakładanych celów do
roku 2020 muszą zostać wdrożone odpowiednie technologie.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

K2

W odniesieniu do segmentu przemysłowego energia elektryczna stanowi 40%
zużywanej energii. Wśród tych 40%, silniki stanowią 80%. Ukierunkowanie na
redukcję zużycia przez silniki jest dobrym sposobem na rozpoczęcie oszczędzania.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

K - Wydajność energetyczna w dystrybucji energii
elektrycznej

2 Wydajność energetyczna
i energia elektryczna

2.1 Międzynarodowe zainteresowanie regulacjami

b W USA
v Ustawa o polityce energetycznej z 2005 r.
v Normy budowlane
v Normy energetyczne (10CFR434)
v Programy zarządzania energią poszczególnych stanów (10CFR420)
v Reguły oszczędzania energii dla produktów konsumenckich (10CFR430)
b W Chinach
v Ustawa o oszczędzaniu energii
v Ustawa o architekturze ( wydajność energetyczna i budownictwo)
v Ustawa o energii odnawialnej
b W Unii Europejskiej
v Program Handlu Emisjami UE
v Dyrektywa wydajności energetycznej budynków
v  uropejska Dyrektywa Ekoprojekt (Dyrektywa 2009/125/WE) dotycząca
E
produktów zużywających energię (EUP) i produktów powiązanych z energią
(ERP)
v  yrektywa wydajności energetycznej użytkownika końcowego i Dyrektywa usług
D
energetycznych.

K3

2.2 NF EN 15232 (w celu uzyskania większej ilości informacji o francuskich
przepisach dotyczących wydajności energetycznej, patrz francuska wersja książki,
rozdział " Effi cacité énergétique de la distribution électrique " )

2.3 Jak osiągnąć wydajność energetyczną
Choć jest obecnie możliwe uzyskanie oszczędności energii do 30%, ta potencjalna
redukcja może być rozumiana tylko w zakresie różnic istniejących między czynnymi
i biernymi formami wydajności energetycznej.

Czynna i bierna wydajność energetyczna
Bierna wydajność energetyczna jest osiągana poprzez środki zmniejszające utratę
ciepła i przy użyciu sprzętu wymagającego mniej energii. Aktywną wydajność
energetyczną osiąga się przez wprowadzenie infrastruktury pomiarowej,
monitorującej do kontroli zużycia energii w celu dokonania trwałych zmian.
Możliwe jest zwiększenie uzyskanych tutaj oszczędności przez wykonanie analiz
i wprowadzenie bardziej odpowiednich środków zaradczych. Przykładowo, chociaż
oszczędności pomiędzy 5% a 15% można uzyskać dzięki poprawie wykorzystania
instalacji lub przez optymalizację samego wyposażenia (likwidacja zbędnych
systemów, regulacja silników i ogrzewania), osiągalne są większe oszczędności.
v  o 40% na energii silników przy wykorzystaniu mechanizmów kontroli
D
i automatyzacji do zarządzania systemami silnikowymi
v  o 30% na oświetleniu poprzez wprowadzenie zautomatyzowanych
D
mechanizmów zarządzania, opartych na optymalnym wykorzystaniu
Ważne jest jednak, by pamiętać, że oszczędności mogą zostać zmarnowane.
b Nieplanowany/niezarządzany przestój wpływający na sprzęt i procesy
b Brak mechanizmów automatyzacji / regulacji (silniki, ogrzewanie)
b Niepowodzenia w zapewnieniu środków oszczędzania energii stale się zdarzają
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Normy oszczędzania energii wpływają
na wszystkie budynki, zarówno nowe jak
i istniejące, jak również ich instalacje
elektryczne.

Protokół z Kioto spowodował, że rządy zaczęły wyznaczać jasne zobowiązania celów
ilościowych i specjalne programy zmniejszenia emisji CO2.
Oprócz swoich zobowiązań z Kioto, wiele krajów postawiło sobie stałe, długoterminowe
cele zgodne z najnowszymi zaleceniami EEIG (Grupy Interesów Europejskiego
Obszaru Ekonomicznego) do UNFCCC (Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych
dotyczącej Zmiany Klimatu) w zakresie oszczędzania energii i w oparciu o stabilizację
poziomów CO2.
Unia Europejska daje dobry przykład poprzez podpisane w marcu 2007 przez
przywódców wszystkich krajów UE zobowiązanie do 20% redukcji do 2020 roku.
Umowa ta, znana jako 3x20, ma na celu ograniczenie emisji CO2 o 20%, poprawę
wydajności energetycznej o 20% i stopniowe zwiększanie udziału odnawialnych źródeł
energii do 20%. Niektóre kraje europejskie dążą do 50% redukcji do 2050 r. Jednak
osiągnięcie tych celów wymaga znaczących zmian, ze zwiększeniem przez rządy
zastosowania przepisów, ustawodawstwa i standaryzacji.
Na całym świecie, akty prawne i normy służą podkreśleniu zobowiązań
zainteresowanych stron i utworzeniu struktur podatkowych i finansowych.

K - Wydajność energetyczna w dystrybucji energii
elektrycznej

Realistycznym podejściem będzie ustalenie tożsamości konsumentów energii
i przyjęcie biernych, a następnie czynnych środków oszczędzania, przed
ostatecznym wdrożeniem urządzeń kontrolnych i pomocniczych w celu
zagwarantowania, że wszelkie oszczędności mogą być osiągane w długim okresie.
Obejmuje to czterostopniowy proces:
b  ierwszy stopień wiąże się z diagnostyką i zmierza głównie do uzyskania lepszej
P
koncepcji miejsca i sposobu zużycia energii. Wymaga to opracowania wstępnych
środków i procesu oceny porównawczej w celu oceny wyników, określenia
głównych obszarów wymagających udoskonalenia i oszacowania osiągalnych
poziomów oszczędności energii. Podejście to jest oparte na uświadomieniu
sobie, że można poprawić tylko to, co można zmierzyć
b  astępny stopień obejmuje określenie podstawowych wymagań w zakresie
N
biernej wydajności energetycznej. Obejmują one:
v  astąpienie istniejącego sprzętu/urządzeń alternatywami o niższym zużyciu
Z
energii, (żarówki, silniki, itd.)
v  oprawa izolacji cieplnej i zagwarantowanie, że pomocnicze urządzenia
P
zapewniające jakość energii pracują w stabilnym otoczeniu, gdzie oszczędności
mogą być osiągane na przestrzeni czasu
b  tap wiąże się z automatyzacją i czynną wydajnością energetyczną. Wszystko
E
odbiorniki energii muszą być poddawane procesowi czynnego zarządzania,
mającemu na celu ciągłe osiąganie oszczędności. Czynna wydajność
energetyczna nie wymaga, by wysoce wydajne energetycznie urządzenia czy
wyposażenie było już instalowane, ponieważ podejście może być stosowane
do wszystkich rodzajów wyposażenia. Dobre zarządzanie jest kluczowe dla
maksymalnej efektywności - żarówki o niskim zużyciu nie mają sensu, jeżeli
marnujemy energię zostawiając je włączone w pustych pomieszczeniach! Mimo
wszystko, zarządzanie energią stanowi klucz do optymalizacji i eliminowania strat
b  statni etap obejmuje wdrażanie podstawowych zmian, wprowadzenie
O
automatyzacji i infrastruktury opartej na monitorowaniu i ciągłym doskonaleniu.
Ta infrastruktura i ciągłe związane z nią procesy umocnią dążenie do wydajności
energetycznej w latach przyszłych (patrz Rys. K1)

K4

1 Kwantyfikacja
b Miernik kilowatogodzin
b Mierniki jakości energii

2 Realizacja podstawowych środków

3 Automatyzacja

4 Monitorowanie i doskonalenie

b Urządzenia o niskim zużyciu
b Materiały do izolacji cieplnej
b Poprawianie jakości energii
b Poprawianie niezawodności
energetycznej

b Systemy zarządzania budynku
b Systemy kontroli oświetlenia
b Systemy kontroli silników
b Systemy kontroli w mieszkaniach

O
b  programowanie do zarządzania
mocą
b  ystemy zdalnego monitoringu
S

Rys. K1: Cztery warunki dla zrównoważonego rozwoju gospodarki

Klucz do zrównoważonych oszczędności
Jak to ilustruje Rysunek K2, oszczędności energii do 30% są łatwo osiągalne
przy obecnym stanie technologii, chociaż należy spodziewać się rocznych strat
wynoszących 8%, jeśli nie ma właściwego wsparcia ani monitorowania kluczowych
wskaźników. Dlatego jasne jest, że informacja jest istotna do zagwarantowania, że
oszczędności energii są osiągane w długim okresie.

b Do 8% strat rocznie bez
programu monitorowania i wsparcia
b Do 12% strat rocznie bez
systemów kontroli i regulacji

Zoptymalizowana
automatyzacja

Wydajność i wykorzystanie
sprzętu

70 %

Zużycie
energii

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

100 %

Monitorowanie i wsparcie

Czas

Rys. K2: Technologia monitorowania zapewnia oszczędności w długim okresie.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Wydajność energetyczna
i energia elektryczna

Co za tym idzie, systemy monitorowania energii i informacyjne są istotne i muszą
być stosowane w celu sprostania nadchodzącym wyzwaniom.
Podejście do wydajności energetycznej musi mieć właściwą strukturę, jeśli mają
być osiągnięte znaczące oszczędności długoterminowe, ale tylko firmy z zasobami
odpowiednimi do czynnego interweniowania na każdym etapie procesu będą
w stanie zapewnić oszczędności obiecane klientom. Tutaj Schneider Electric
może pomóc swoim podejściem w oparciu o zarządzanie okresem użyteczności
produktów klienta (patrz Rys. K3).
Ostatecznie ustalone cele można osiągnąć jedynie poprzez współdzielenie ryzyka
i rozwój wzajemnie korzystnych relacji między zaangażowanymi stronami.
Raporty zapewnione przez monitoring energii lub systemy informacyjne mogą
być wykorzystywane do sformułowania odpowiednich projektów wydajności
energetycznej, zgodnie z różnymi strategiami dopuszczalnymi dla wszystkich
zaangażowanych.
N
b  ależy rozpocząć od prostego projektu, angażującego stosunkowo niewielkie
koszty i ukierunkowanego na szybkie sukcesy, przed przejściem do bardziej
znaczących inwestycji (jest to często preferowane rozwiązanie biznesowe).
P
b  rzy opracowywaniu projektu należy myśleć w kategoriach tego, w jaki sposób
inwestycja w projekcie może i musi się zwrócić (jest to popularna metoda oceny
i doboru projektów). Zaletą tej metody jest prostota analizy, a wadą niemożność
śledzenia pełnego wpływu projektu w długim okresie.

Audyt
i pomiary energetyczne

Procesy przemysłowe
i budowlane

Przyjęcie
podstawowych
środków
Urządzenia nisko
energetyczne, izolacja
cieplna, korekta
współczynnika mocy
itd.

Optymalizacja poprzez
regulację i
automatyzację

Monitorowanie,
wsparcie,
doskonalenie

Doskonalenie
kontroli

K5
Napędy zmiennej prędkości
(gdy jest to stosowne),
oświetlenie/klimatyzacja,
kontrola, itp.

Energia bierna

Instalacja mierników,
urządzenia monitorujące,
oprogramowanie do analizy
oszczędności energii

Energia czynna

Rys. K3: Rozwiązania wydajności energetycznej w oparciu o cykl życia

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b  ożna wybrać inne, bardziej złożone strategie. Obejmują one analizę różnych
M
parametrów, takich jak koszt energii netto lub wewnętrzna stopa zwrotu
z inwestycji. Podczas, gdy analiza na podstawie tych strategii wymaga więcej
pracy, zapewnia bardziej precyzyjne wskazanie ogólnego wpływu na projekt.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

K - Wydajność energetyczna w dystrybucji energii
elektrycznej

3 Diagnostyka poprzez pomiary
elektryczne

3.1 Pomiary elektryczne
Napięcie i prąd, dwie wartości kluczowe dla zrozumienia
(prawie) wszystkiego
Jeśli chodzi o pomiary elektryczne to napięcie i prąd są wartościami bazowymi dla
pozostałych (moc, energia, współczynnik mocy, itd).
Należy mieć pełen zakres urządzeń pomiarowych zdolnych do zapewnienia
szczegółowych pomiarów wymaganych w zastosowaniu. Można znacząco
zwiększyć wartość informacji poprzez uzyskanie innych danych z tych samych
pomiarów:
b Pozycje operacyjne urządzeń (start/stop, otwarte/zamknięte, itd.)
b Liczba godzin pracy/operacji przełączania
b Obciążenie silnika
b Stan naładowania akumulatorów
b Awarie wyposażenia, itp.
Nie ma czegoś takiego jak " jedno rozwiązanie wszystkich problemów " . Jest to
kwestia znalezienia najlepszego pod względem technologicznym i finansowym
kompromisu dla konkretnych potrzeb w danej sytuacji, jednocześnie pamiętając,
że dokładność pomiaru oznacza koszty, które muszą być porównane ze
spodziewanym zwrotem z inwestycji.
Ponadto, gdy instalacja elektryczna ma być poddawana częstym zmianom, mając
na względzie działania, w które jest zaangażowana, zmiany te powinny skłaniać do
poszukiwania szybkich i znaczących środków optymalizacji.
Podejścia do wydajności energetycznej muszą także uwzględniać inne parametry
(temperatura, światło, ciśnienie, itd.), zakładając, że energia jest przekształcana bez
żadnych strat, energia zużywana przez element wyposażenia może przekraczać
przydatną energię, którą produkuje. Jednym z przykładów tego jest silnik, który
przekształca zużywaną energię na ciepło oraz energię mechaniczną.
Zbieranie odpowiednich danych elektrycznych do określonych celów.

K6

Oprócz przyczyniania się do wydajności energetycznej, informacje uzyskane
w wyniku zastosowania danych elektrycznych są zwykle stosowane na potrzeby
wielu innych celów:
Z
b  większenie świadomości użytkownika i zapewnienie możliwości optymalizacji
sprzętu i procedur
b  ptymalizacja funkcjonalności i przedłużenie okresu użytkowania wyposażenia
O
powiązanego z siecią elektryczną

c = Pomiar prądu
S: zewnętrznym czujnikiem, D: pomiar bezpośredni
v = Pomiar napięcia
S: zewnętrznym czujnikiem, D: pomiar bezpośredni
Klasa temperatury
Klasa dokładności energii czynnej

3.2 Zastosowane przyrządy pomiarowe
Wyposażenie cyfrowe w coraz większym stopniu zastępuje wyposażenie analogowe
w instalacjach elektrycznych. Ułatwia dokładniejszy pomiar i jest w stanie
udostępnić je użytkownikom zarówno na miejscu, jak i zdalnie.

PMD / cv / Ktt / p
Jednostka pomiaru PM700 (Schneider Electric)
Kod: PMD/SD/K55/1

Wszystkie te różne urządzenia pomiarowe (zwane dalej " PMD " , czyli " Urządzenie
pomiaru i monitorowania parametrów " ) muszą spełniać wymogi międzynarodowej
normy IEC 61557-12. Zgodnie z tą normą urządzenia mają kod oznaczający ich
opcje montażowe, zakres temperatury roboczej i klasę dokładności.

Rys. K4: Identyfikacja urządzeń pomiarowych zgodnie
z IEC 61557-12

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b  dgrywanie decydującej roli w zwiększaniu produktywności powiązanych
O
procesów (procedury przemysłowe lub nawet administracyjne/zarządzania)
przez uniknięcie/zmniejszenie okresów strat produktywności i zagwarantowanie
dyspozycyjności zasilania energetycznego wysokiej jakości.

W efekcie dobranie i identyfikowanie tych urządzeń jest znacznie łatwiejsze (patrz
Rys. K4).
Wiele urządzeń zostało zaprojektowanych do włączenia do tej kategorii. Obejmują
one przekaźniki zabezpieczeniowe Sepam, kontrolery silników TeSys U, kontrolery
baterii kondensatorów NRC 12 i urządzenia do zasilania awaryjnego Galaxy. Nowe
wyłączniki instalacyjne Masterpact i Compact ze zintegrowanymi urządzeniami
pomiarowymi Micrologic (patrz Rys. K5) również upraszczają sprawę przez
pomnożenie punktów pomiarowych.
Rys. K5: Kompaktowy wyłącznik instalacyjny NSX wyposażony
w wyzwalacz Micrologic i kontroler TeSys U (Schneider
Electric)

Obecnie jest także możliwa transmisja pomiarów poprzez sieci cyfrowe. Tabela na
Rysunku K6 pokazuje przykłady pomiarów dostępnych poprzez Modbus, RS485
lub Ethernet.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Diagnostyka poprzez pomiary
elektryczne

Jednostka
pomiarowa

Pomiar SN
i przekaźniki
przeciążenia

Pomiar NN
i przekaźniki
przeciążenia

Bateria
kondensatorów,
kontrolery

Monitorowanie
i urządzenia
izolacyjne

Urządzenie
monitorowania
obwodu, licznik
kilowatogodzin

Sepam

Masterpact i
Compact z
Micrologic
-wyłączniki

Varlogic

System Vigilohm

Energia, natychm., maks., min.

b

b

b

b

-

Energia, możliwość ponownego
włączenia

b

b

b

-

-

Współczynnik mocy, natychm.

b

b

b

-

-

Cos φ inst.

-

-

-

b

-

Prąd, natychm., maks. ., min,
nierównowaga

b

b

b

b

-

Prąd, uchwycenie kształtu fali

b

b

b

-

-

Napięcie, natychm., maks. ., min,
nierównowaga

b

b

b

b

-

Napięcie, uchwycenie kształtu fali

b

b

b

-

-

Status urządzenia

b

b

b

b

-

Przykłady

Kontrola zużycia energii

Ulepszona dostępna energia

Historia usterek

b

b

b

-

Częstotliwość, natychm., maks. ., min.

b

b

b

-

-

THDu, THDi

b

b

b

b

-

K7
Ulepszone zarządzanie instalacją elektryczną
Temperatura , stan izolacji

b

b

-

b

-

Opór Izolacyjny

-

-

-

-

b

Kontrolery silników

Napędy zmiennej
prędkości NN

Układy łagodnego
rozruchu NN

Układy łagodnego
rozruchu SN

UPS-y

TeSys U

ATV.1

ATS.8

Motorpact RVSS

Galaxy

Energia, natychm., maks., min.

-

b

-

b

b

Energia, możliwość ponownego
włączenia

-

b

b

b

-

Współczynnik mocy, natychm.

-

-

b

b

b

Prąd, natychm., maks. ., min,
nierównowaga

b

b

b

b

b

Prąd, uchwycenie kształtu fali

-

-

-

b

b

Status urządzenia

b

b

b

b

b

Historia usterek

b

b

b

b

-

THDu, THDi

-

b

-

-

-

b

b

b

b

Examples
Kontrola zużycia energii

Ulepszone zarządzanie instalacją elektryczną
Temperatura, stan izolacji

b

Godziny pracy silników

-

b

b

b

-

Kontrola akumulatora

-

-

-

-

b

Rys. K6: Przykłady pomiarów dostępnych poprzez Modbus, RS485 lub Ethernet

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Ulepszona dostępna energia

K - Wydajność energetyczna w dystrybucji energii
elektrycznej

4 Możliwości oszczędzania energii

Można przyjąć szereg środków do oszczędzania energii (patrz Rys. K7).
b Obniżenie zużycia energii
Powyższe środki zmierzają do osiągnięcia tych samych wyników przy mniejszym
zużyciu (np. instalowanie wysoce wydajnych energetycznie zródeł światła, które
zapewniają tę samą jakość oświetlenia przy zużyciu mniejszej ilości energii) lub
obniżenia zużycia energii przez ograniczenie odbiorów gdy tylko jest to możliwe
(np. przez zmniejszenie ilości lamp gdy jest to dopuszczalne).
b Oszczędzanie energii
Powyższe środki obniżają koszty jednostkowe, a nie całkowitą ilość zużycia energii.
Przykładowo, czynności dzienne mogą być prowadzone w nocy w celu skorzystania
z tańszych stawek. Podobnie, praca może być zaplanowana tak, aby uniknąć
godzin szczytu i programów reakcji na zapotrzebowanie
b Niezawodność energetyczna
Oprócz przyczyniania się do efektywności operacyjnej przez uniknięcie strat
w produkcji, te środki zapobiegają stratom energii powiązanym z częstymi
restartami i dodatkową pracą wynikającą z przestojów

Ogólna strategia
zarządzania energią

Obniżenie
zużycia

Optymalizacja
kosztów

K8

Poprawa
niezawodności
energetycznej i
dyspozycyjności

Rys. K7: Ogólna strategia zarządzania energią

Gdy mowa o tym, gdzie można zaoszczędzić, w pierwszej kolejności myśli się
o sprzęcie do transformacji energii (silniki, oświetlenie/urządzenia grzewcze). Być
może mniej oczywiste są potencjalne oszczędności, możliwe dzięki różnorakim
urządzeniom kontrolnym i programom powiązanym z tego typu wyposażeniem.

4.1 Możliwość oszczędności związanych z silnikami.
Systemy silnikowe są jednym z potencjalnych obszarów, gdzie można zaoszczędzić
energię.

Silniki reprezentują 80% zużycia energii
elektrycznej w branży przemysłowej.

Chcąc poprawić bierną wydajność energetyczną, należy rozważyć wymianę
silników jako punkt wyjściowy, zwłaszcza jeżeli istniejące silniki są stare i wymagają
przezwojenia.
Ten trend jest wspierany przez decyzję głównych krajów o wstrzymaniu sprzedaży
silników niskiej wydajności w najbliższym czasie.
W oparciu o definicję trzech klas efektywności (IE1, IE2, IE3) w normie IEC6003430, wiele krajów określiło plan stopniowego wyegzekwowania wymagań IE3
w sprzedaży silników IE1 i IE2.
Na przykład w UE silniki poniżej 375 kW muszą być zgodne z IE3 do stycznia 2015
(WE 640/2009).

95

Efektywność (%)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Dobór/wymiana silnika

90
85
IE1 4 bieguny
IE2 4 bieguny

80

IE3 4 bieguny
75
70
1

10
Wartość nominalna (kW)

100

Rys. K8: Definicja efektywności energetycznej klasy silników
NN,wg normy IEC60034-30

Istnieją dwie przyczyny wymiany starych silników:
S
b  korzystanie z zalet oferowanych przez nowe, wysoce efektywne silniki (patrz
Rys. K8)
W zależności od ich mocy znamionowej, silniki o wysokich parametrach mogą
poprawić operacyjną wydajność o 10% w porównaniu do standardowych silników.
Dla porównania silniki, które poddano przezwojeniu, mają wydajność mniejszą
o 3% do 4% w porównaniu do silników oryginalnych.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Koszt redukcji w Cyklu życia w porównaniu do IE1 (%)

4 Możliwości oszczędzania energii

IE2 1.1kW
IE2 11 kW

IE3 1.1 kW
IE3 11 kW

10%
8%
6%
4%
2%
0%

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

-2%
-4%

Godziny pracy rocznie

Rys. K9: Zmniejszenie kosztu cyklu użytkowania w przypadku
silników IE2 i IE3 w porównaniu do silników IE1, w zależności
od liczby godzin pracy rocznie

b Unikanie przewymiarowania
W przeszłości, projektanci mieli tendencję do instalowania dużych silników w celu
zapewnienia odpowiedniego marginesu bezpieczeństwa i eliminacji ryzyka usterek,
nawet w warunkach wysoce mało prawdopodobnych. Badania pokazują, że co najmniej
jedna trzecia silników jest zdecydowanie zbyt duża i działa poniżej 50% obciążenia
nominalnego
Jednakże:
v Przewymiarowane silniki są droższe
v  rzewymiarowane silniki są czasami mniej wydajne niż prawidłowo zwymiarowane:
P
silniki pracują najwydajniej między 30% a 100% znamionowego obciążenia i są
zbudowane tak, by wytrzymywać krótkie okresy 120% obciążenia znamionowego
Wydajność szybko spada, gdy obciążenia są poniżej 30%.
v  spółczynnik mocy drastycznie spada, jeśli silnik nie pracuje przy pełnym obciążeniu,
W
co może prowadzić do opłat za moc bierną
Wiedząc, że koszty energii stanowią ponad 97% kosztów cyklu życia silników,
inwestowanie w droższy, ale wydajniejszy silnik może szybko okazać się bardzo
dochodowe. Jednak przed podjęciem decyzji o wymianie silnika istotne jest:
b uwzględnienie pozostałego cyklu życia silników
b  względnienie faktu, że koszt wymiany silnika, nawet zdecydowanie
u
przewymiarowanego,nie jest uzasadniony, jeśli jego obciążenie jest bardzo niewielkie
lub jeżeli jest stosowany rzadko (np. poniżej 800 godzin rocznie, patrz Rys. K9)
b  agwarantowanie, że kluczowe parametry nowego silnika (takie jak prędkość) są
z
równoważne z parametrami istniejącego silnika.

Eksploatacja silnika
Oszczędności można osiągnąć przez:
b W ymianę dużych, starych silników na

odpowiedni silnik wysokiej efektywności
b Przemyślaną eksploatację silnika

b  Dobór odpowiedniego rozrusznika/kontrolera
silnika

Możliwe są również inne podejścia poprawiające wydajność energetyczną silników:
b  oprawa czynnej wydajności energetycznej poprzez zwyczajne zatrzymanie
P
silników, gdy nie muszą działać. Ta metoda może wymagać usprawnień w zakresie
automatyzacji, szkolenia lub monitorowania i być może trzeba będzie zaoferować
zachęty dla operatorów. Jeśli operator nie ponosi odpowiedzialności za zużycie
energii, może łatwo zapomnieć o wyłączeniu silników, gdy nie są potrzebne
b  onitorowanie i korekta wszystkich komponentów w łańcuchach napędowych,
M
począwszy od tych w większych silnikach, które mogą wpływać na ogólną
efektywność. Może to obejmować, na przykład, dopasowanie wałów lub sprzęgieł,
zgodnie z wymaganiami. Przesunięcie kątowe 0,6 mm w sprzęgle może spowodować
utratę mocy do 8%.

K9

Kontrola silnika

LC1 D65A••

LC3 D32A••

ATS48••

Rys. K10: Przykłady starterów silnika: stycznik TeSys - rozruch bezpośredni, rozrusznik Star Delta,
Altistart - układ łagodnego startu

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Metoda uruchomienia/kontroli silnika
powinna być zawsze oparta na analizie
na poziomie systemu i obejmuje czynniki,
takie jak: wymagania zmiennej prędkości,
ogólna efektywność i koszty, ograniczenia
mechaniczne, niezawodność, itp.

W celu zapewnienia najlepszej ogólnej wydajności energetycznej, system kontroli
silnika musi być dobrany starannie, zgodnie z zastosowaniem silników:
b   przypadku zastosowań o stałej prędkości rozruszniki zapewniają tanie rozwiązania
W
o niskim zużyciu energii. Mogą być wykorzystywane trzy rodzaje starterów,
w zależności od ograniczeń systemu:
v Bezpośredni rozrusznik on-line (stycznik)
v  ozrusznik Star Delta: do ograniczenia prądu rozruchowego pod warunkiem, że
R
odbiornik pozwala na rozruchowy moment obrotowy 1/3 nominalnego momentu
obrotowego
v  kład łagodnego startu: gdy rozrusznik Star Delta nie jest odpowiedni do funkcji
U
ograniczonego prądu rozruchowego, i jeżeli konieczne jest płynne hamowanie
Przykład zastosowań rozrusznika: wentylacja, pompy, mieszadła, przenośniki
o stałej prędkości, itp.

K - Wydajność energetyczna w dystrybucji energii
elektrycznej

b  eżeli wymagane jest zastosowanie różnych prędkości, układ regulacji prędkości
J
obrotowej (VSD) falowniki zapewnia bardzo wydajne rozwiązanie, ponieważ
ogranicza prędkość silnika w celu ograniczenia zużycia energii
To rozwiązanie konkuruje z powodzeniem z konwencjonalnymi rozwiązaniami
mechanicznymi (zawory, dławiki i przepustnice, itd.), zwłaszcza w pompach
oraz wentylatorach, gdzie ich zasada działania powoduje straty energii przez
zablokowanie kanałów, gdy silniki działają przy pełnej prędkości.
VSD zapewniają również lepszą kontrolę oraz obniżone: hałas, efekty przejściowe
i drgania. Dalsze korzyści można uzyskać przez zastosowanie VSD w powiązaniu
z urządzeniami kontrolnymi dostosowanymi do spełnienia indywidualnych
wymogów.
Ponieważ VSD to drogie urządzenia, które generują dodatkowe straty energii
i mogą być źródłem zakłóceń elektrycznych, ich wykorzystanie powinno ograniczać
się wyłącznie do zastosowań, które z natury wymagają zmiennej prędkości.
Przykład zastosowań VSD: urządzenia dźwigowe, pozycjonowanie w obrabiarkach,
kontrola w zamkniętej pętli: pompowanie lub wentylacja cyrkulacyjna (bez
przepustnicy) lub pompy wspomagające, złożona elektronika sterująca, itp.

Altivar 12 ( & lt; 4 kW )

K10

Altivar 21 ( & lt; 75 kW)

Altivar 71 ( & lt; 630 kW)

Rys. K11: Falowniki Altivar o różnych mocach znamionowych

4 pompa
zew.

Pompa
zmiennej
prędkości
(pompa “joker”)

b   obsłudze obciążeń, które zmieniają się w zależności od wymagań
W
zastosowania, należy rozważyć rozruszniki, VSD bądź kombinację obu tych
elementów z odpowiednią strategią kontroli (patrz przykład kaskadowych pomp
Rys. K12), aby zapewnić najwydajniejsze i najkorzystniejsze rozwiązanie ogólne
Przykład zastosowań: ogrzewanie, wentylacja i klimatyzacja dla budynków,
transport towarów, systemy zaopatrzenia w wodę, itp.
Metoda uruchomienia/sterowania silnika powinna być zawsze oparta na analizie na
poziomie systemu i obejmować czynniki, takie jak wymagania zmiennej prędkości,
ogólną efektywność i koszty, ograniczenia mechaniczne, niezawodność, itp.

ATV61

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Czujnik
ciśnienia

Rys. K12: Przykład pomp kaskadowych, umiejętnie łączących
rozruszniki i napęd zmiennej prędkości, aby zapewnić
elastyczne, a jednocześnie niezbyt drogie rozwiązanie.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Możliwości oszczędzania energii

4.2 Oświetlenie
Oświetlenie może stanowić ponad 35 % zużycia energii w budynkach, w zależności
od typów czynności w nich przeprowadzanych. Kontrola oświetlenia jest jednym
z najłatwiejszych sposobów na znaczne oszczędności energii przy bardzo niewielkich
inwestycjach i jest jednym z najczęstszych środków oszczędzania energii.
Systemy oświetleniowe budynków użytkowych są regulowane przez normy i kodeksy
budowlane. Oświetlenie nie tylko musi być funkcjonalne, ale musi też spełniać
wymagania BHP i nadawać się do określonego celu.
W wielu przypadkach oświetlenie biurowe jest nadmierne i istnieją znaczne możliwości
biernych oszczędności energii. Można je osiągnąć przez wymianę niewydajnego
oświetlenia jarzeniowego, przez wymianę przestarzałych źródeł światła na zamienniki
o wysokich parametrach/niskim zużyciu oraz poprzez zainstalowanie stateczników
elektronicznych. Te typy podejścia są szczególnie przydatne w obszarach, w których
oświetlenie jest wymagane stale lub w długich okresach, a oszczędności nie mogą
być osiągnięte przez zwyczajne wyłączenie światła. Czas zwrotu inwestycji zależy od
konkretnego przypadku, ale wiele projektów wymaga okresu około dwóch lat.

Światła i stateczniki elektroniczne

+

Powyżej: Około 70% świetlówek jest skierowanych
w bok i w górę.
Poniżej: Nowe srebrne powierzchnie mają na celu odbicie
maksymalnej ilości światła w dół.

+

Rys. K13: Ilustracja ogólnej zasady działania reflektorów o
wysokich parametrach

K11

Reflektory
Biernym środkiem wydajności energetycznej - mniej częstym, ale wartym
rozważenia wraz z wykorzystaniem świateł wyposażonych w stateczniki, jest wymiana
reflektorów odbijających światło w obszarach, gdzie jest to potrzebne. Postęp
w dziedzinie materiałów i projektowaniu doprowadził do lepszej jakości reflektorów
odbijających, w które mogą być wyposażone istniejące źródła światła.
Te reflektory odbijające intensyfikują przydatne światło, tak że w niektórych
przypadkach może być wymagane mniej światła. Energię można oszczędzać bez
konieczności kompromisu w jakości oświetlenia.
Nowe reflektory o wysokich parametrach zapewniają wydajność spektralną ponad 90%
(patrz Rys. K13). Oznacza to, że:
b  wa światła mogą być zastąpione pojedynczym światłem, z potencjalnymi
D
oszczędnościami 50% lub więcej w zakresie kosztów energii związanych
z oświetleniem
b stniejące oświetlenia jarzeniowe mogą być zmodernizowane przez zainstalowanie
I
reflektorów lustrzanych bez konieczności dostosowania odstępu pomiędzy nimi.
Pozwala to uprościć proces modernizacji i zmniejszyć nakład pracy, przy minimalnych
zmianach w projekcie istniejącego sufitu.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

+

W grę mogą wchodzić wydajniejsze światła, w zależności od potrzeb, typu i wieku
systemu oświetlenia. Przykładowo, obecnie są dostępne nowe światła jarzeniowe,
chociaż przy wymianie świateł muszą także być wymienione stateczniki.
Dostępne są również nowe rodzaje stateczników, oferujące znaczące oszczędności
energii w porównaniu do wcześniejszych stateczników elektromagnetycznych.
Przykładowo, lampy T8 z elektronicznymi statecznikami wykorzystują między 32% a 40%
mniej elektryczności niż lampy T12 wyposażone w stateczniki elektromagnetyczne.
Z drugiej strony, stateczniki elektroniczne mają wiele wad w porównaniu ze statecznikami
magnetycznymi. Ich częstotliwość działania (między 20.000 a 60.000 Hz) może
wprowadzić harmoniczne zakłócenia lub zniekształcenia do instalacji elektrycznej
i stwarza ryzyko przegrzania lub redukcji okresu użytkowania transformatorów, silników
i przewodów neutralnych. Istnieje nawet niebezpieczeństwo wyłączania wyzwalaczy
przepięciowych i uszkodzenia podzespołów elektronicznych. Niemniej jednak te
problemy są ograniczone głównie do dużych odbiorników oświetleniowych i dużej
liczby stateczników elektronicznych. Większość współczesnych typów stateczników
elektronicznych ma funkcję filtrowania biernego w celu utrzymania zniekształcenia
harmonicznego na poziomie poniżej 20% prądu podstawowego lub nawet 5%
w przypadku bardziej wrażliwych miejsc (szpitale, wrażliwe środowiska produkcyjne itd.).
Inne typy oświetlenia mogą być odpowiedniejsze, w zależności od danych warunków.
Ocena wymagań oświetlenia będzie koncentrować się na ocenie wykonywanych
czynności i wymaganych poziomów oświetlenia i wizualizacji kolorów. Wiele istniejących
systemów oświetlenia zostało zaprojektowanych, aby zapewnić więcej światła niż
to wymagane. Projektowanie nowego systemu ściśle dopasowanego do wymagań
oświetlenia ułatwia obliczenie i ostatecznie osiągnięcie oszczędności.
Poza kwestią oszczędności i pamiętając o znaczeniu zgodności z odpowiednimi normami
i przepisami, istnieją inne korzyści, powiązane z modyfikacją systemów oświetlenia.
Obejmują one niższe koszty utrzymania, możliwość dokonania korekt w oparciu
o potrzeby (obszary biurowe, obszary " przechodnie " itp.), większy komfort wizualny
(przez eliminację wahań częstotliwości i migotania wiążących się na ogół z migreną
i zmęczeniem wzroku) i lepszą wizualizację kolorów.

K - Wydajność energetyczna w dystrybucji energii
elektrycznej

Kontrola oświetlenia
Bierne środki oszczędzania energii opisane powyżej pozostawiają dalsze
możliwości oszczędności. Celem programów kontroli oświetlenia jest zapewnienie
użytkownikom wymaganych poziomów wygody i elastyczności, jednocześnie
wspomagając czynne oszczędzanie energii i redukcję kosztów przez wyłączenie
światła, gdy tylko nie jest wymagane. Istnieje wiele dostępnych technologii
o różnych stopniach wyrafinowania, chociaż czas zwrotu inwestycji jest na ogół
krótki, od sześciu do dwunastu miesięcy. Obecnie dostępnych jest także wiele
różnych urządzeń do realizacji tych celów (patrz Rys. K14).

K12

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. K14: Dobór urządzeń kontrolnych oświetlenia: zegary, czujniki światła, czujniki ruchu

b  egary do wyłączania świateł po określonym czasie. Najlepiej je wykorzystać
Z
w obszarach, gdzie typowy czas obecności lub aktywności jest dobrze znany
(takich jak korytarze)
b  zujniki oruchu do wyłączania świateł, gdy nie ma ludzi w danym czasie. Są
C
szczególnie dobrze dopasowane do obszarów, w których czas obecności lub
okres aktywności nie mogą być dokładnie przewidziane (magazyny, klatki
schodowe, itd.)
b  omórki fotoelektryczne/czujniki światła dziennego do kontroli światła blisko
K
okien. Gdy jest dostępne dostateczne światło dzienne, światła są wyłączane lub
przełączane na tryb oświetlenia nocnego
b  rogramowalne zegary do włączania i wyłączania światła w określonym z góry
P
czasie (front sklepu, oświetlenie biurowe w nocy i w weekendy)
b  rzyciemniane światła w celu zapewnienia niskiego poziomu oświetlenia (światło
P
nocne) w okresach poza szczytem (np. parking wymagający pełnego oświetlenia
do północy, ale gdzie niższe poziomy wystarczą między północą a świtem)
b  egulatory napięcia, stateczniki lub specjalne urządzenia elektroniczne do
R
optymalizacji zużycia energii przez oświetlenie (świetlówki, wysokociśnieniowe
lampy sodowe itd.)
b  rządzenia do zdalnego sterowania do prostej i ekonomicznej modyfikacji
U
istniejących zastosowań
Technologie te mogą być połączone i mogą być również zastosowane do
stworzenia specjalnych efektów lub atmosfery. Przykładowo, programowalne
panele oświetleniowe w miejscach spotkań (spotkania zarządu, prezentacje,
konferencje itd.) mają wiele różnych ustawień światła, które mogą być zmieniane
przełącznikiem.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Możliwości oszczędzania energii

Scentralizowane zarządzanie oświetleniem
Niektóre aktualnie dostępne systemy kontroli oświetlenia, takie jak te oparte
na protokole KNX, mają dodatkową zaletę wspierania integracji z systemami
zarządzania budynku (patrz Rys. K15).
Oferują one większą elastyczność zarządzania i scentralizowanego monitorowania
oraz zapewniają więcej możliwości oszczędności energii poprzez umożliwienie
zintegrowania środków kontroli oświetlenia z innymi systemami (np. klimatyzacja).
Pewne systemy umożliwiają oszczędność energii na poziomie 30%, chociaż poziomy
efektywności będą zależeć od danego zastosowania i musi być ono dobrane z uwagą.

Przycisk

Czujnik wewnętrznego
ruchu

Panel dotykowy

Magistrala
KNX

K13
Wejście
binarne
Stacja kontroli

Czujnik
zewnętrznego ruchu

Rys. K15: Przykład ustanowionych połączeń przy użyciu systemu KNX Schneider Electric

Jeżeli ten typ systemu ma zapewnić wyniki, etap projektu i wdrażania musi
rozpocząć się audytem zużycia energii i badaniem systemu oświetlenia
w celu przygotowania najlepszego rozwiązania oświetleniowego i rozpoznania
potencjalnych redukcji, zarówno pod względem kosztów, jak i zużycia energii.
W przypadku tego rodzaju technologii Schneider Electric ma także rozwiązania dla
biur oraz oświetlenia zewnętrznego, parkingów, parków i ogrodów.

b  eżeli zakład energetyczny nakłada kary za zużycie mocy biernej, poprawa korekty
J
współczynnika mocy to na ogół środek biernego oszczędzania energii. Zapewnia
skutek natychmiastowo po wdrożeniu i nie wymaga żadnych zmian procedur lub
zachowania personelu. Inwestycja może zwrócić się w przeciągu mniej niż jednego
roku
Patrz Rozdział L, aby uzyskać więcej informacji.
b  iele typów wyposażenia (napędy zmiennej prędkości, stateczniki elektroniczne
W
itd.) oraz komputerów generuje prądy sinusoidalne w ich źródle zasilania.
Uzyskane efekty mogą czasem być znaczące (przejściowe przepięcia powodujące
aktywację przekaźników ochronnych albo ciepło i drgania potencjalnie redukujące
efektywność i trwałość takiego wyposażenia, jak zespoły kondensatorów,
stosowane do korekty współczynnika mocy). Filtrowanie harmonicznych jest
kolejnym częstym środkiem biernego oszczędzania energii
Patrz Rozdział M, aby uzyskać więcej informacji.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

4.3 Korekta współczynnika mocy i filtrowanie
harmonicznych

K - Wydajność energetyczna w dystrybucji energii
elektrycznej

4.4 Zarządzanie obciążeniem
Dążąc do synchronizacji zużycia i produkcji energii elektrycznej w długim okresie,
zakłady energetyczne dopasowują swoje stawki w celu zachęcania konsumentów
do zmniejszenia zapotrzebowania w okresach szczytu.
Możliwy jest szereg różnych strategii, w zależności od poziomów zużycia
i zapotrzebowania operacyjnego: zapotrzebowanie ograniczające (patrz Rys. K16),
unikające okresów szczytowych, planowanie obciążenia lub nawet generowanie
dodatkowej energii na miejscu.

kW

Zapotrzebowanie szczytowe
Plan zapotrzebowania
szczytowego zmieniony,
by utrzymać je poniżej
danego progu
Obniżone
zapotrzebowanie
szczytowe

Czas

Rys. K16: Przykład strategii zarządzania obciążeniem

K14

b Ograniczenie zapotrzebowania
Zakłady energetyczne mogą wykorzystać to rozwiązanie w umowach o dostawę,
zawierając opcjonalne lub awaryjne (obejmujące obowiązkowe limity) klauzule
restrykcyjne, o których zastosowaniu decyduje konsument (w oparciu o specjalne
stawki). Ta polityka zarządzania jest na ogół używana podczas najgorętszych lub
najzimniejszych miesięcy w roku, gdy firmy i klienci prywatni mają bardzo wysokie
potrzeby odnośnie wentylacji, klimatyzacji i ogrzewania, oraz gdy zużycie energii
elektrycznej znacząco przekracza zwykłe zapotrzebowanie. Zmniejszenie zużycia
w ten sposób może okazać się problematyczne w środowiskach mieszkalnych
i usługowych, gdyż mogą one przynieść znaczące niedogodności lokatorom
budynku. Klienci przemysłowi mogą wykazywać większe zainteresowanie tego typu
programem i mogą skorzystać z umów zmniejszających koszty jednostkowe do
30%, jeżeli mają wiele drugorzędnych odbiorów
b Unikanie zapotrzebowania szczytowego
Metoda ta obejmuje przesuwanie szczytów zużycia zgodnie z różnymi dostępnymi
stawkami. Chodzi o zmniejszenie rachunków, nawet jeżeli ogólna konsumpcja
pozostaje taka sama

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b Planowanie obciążenia
Ta strategia zarządzania jest opcjonalna dla przedsiębiorstw, będących w stanie
skorzystać z niższych stawek przez planowanie realizacji wszystkich swoich
procesów, gdzie pora dnia nie jest ważna ani kluczowa
b Dodatkowe wytwarzanie energii na miejscu
Stosowanie zespołów generatorów w celu zaopatrzenia w energię poprawia
elastyczność operacyjną, zapewniając energię konieczną do kontynuowania
normalnego działania podczas okresów zapotrzebowania szczytowego lub
ograniczonego. Zautomatyzowany system kontroli można skonfigurować do
zarządzania produkcją energii zgodnie z potrzebami i stawkami mającymi
zastosowanie w danym czasie. Gdy energia dostarczona z zewnątrz staje się
droższa niż energia wytworzona wewnętrznie, system kontrolny przełącza się
samoczynnie z jednej na drugą.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Możliwości oszczędzania energii

4.5

Systemy komunikacyjne i informacyjne

Systemy informacyjne
Surowe dane, czy dotyczą pomiarów, statusów operacyjnych, czy podstaw
stawek, mogą być przydatne tylko, gdy zostaną przeliczone na użyteczne
informacje i rozdzielone pomiędzy wymagające ich strony, związane z wydajnością
energetyczną, w celu zwiększenia wiedzy wszystkich uczestników w procesie
zarządzania energetycznego. Dane muszą także być objaśnione, ponieważ ludzie
mogą rozwijać w zarządzaniu i interwencjach umiejętności związane z każdą
skuteczną polityką oszczędności energii, jeśli w pełni rozumieją dane zagadnienia.
Dystrybucja danych musi owocować działaniami i te działania muszą być ciągłe,
jeśli wydajność energetyczna ma być ciągła (patrz Rys. K17).
Jednakże ten cykl operacji wymaga skutecznej sieci komunikacyjnej.

Komunikacja
(informacja
wspomagająca zrozumienie)

Działanie
(zrozumienie
wspomagające wyniki)

Analiza danych
(przekształcone surowe dane
w użyteczne informacje)

Gromadzenie danych

Rys. K17: Cykl operacyjny danych istotnych dla wydajności energetycznej

K15

System informacyjny może wówczas być stosowany codziennie przez operatorów
w różnych punktach, gdzie jest zużywana energia elektryczna (procesy
przemysłowe, oświetlenie, klimatyzacja itd.), by osiągnąć cele wydajności
energetycznej określone przez kierownictwo spółki. Może również zagwarantować,
że te punkty mają pozytywny wkład w działalność firmy (w zakresie ilości
produktu, warunków dla kupujących w supermarkecie, temperatur w zimnych
pomieszczeniach, itd.).

b Do szybkich audytów, które mogą być wykonywane w sposób ciągły.
Wspieranie znajomości danych i ich dystrybucja mogą pomóc w pozostawaniu na
bieżąco, ale instalacje elektryczne rozwijają się szybko i stale budzą wątpliwości co
do ich zdolności radzenia sobie z takimi nowymi zmianami.
Mając to na względzie, system monitorowania przesyłu i zużycia energii jest
w stanie zapewnić wszystkie informacje konieczne do przeprowadzenia pełnego
audytu lokalizacji. Oprócz elektryczności, ten audyt obejmowałby wodę, powietrze,
gaz i parę.
Pomiary, analizy porównawcze i normowane dane zużycia energii mogą być
wykorzystywane do określenia efektywności procesów i instalacji przemysłowych
b W celach szybkiego podejmowania decyzji
Można wdrożyć odpowiednie plany działania. Obejmują one systemy kontroli
i automatyzacji oświetlenia i budynków, napędy zmiennej prędkości, automatyzację
procesu, itp.
Rejestracja informacji na temat efektywnego wykorzystania wyposażenia umożliwia
dokładne określenie dostępnej wydajności sieci lub transformatora oraz ustalenie
jak i kiedy powinny być wykonywane prace konserwacyjne (gwarantując, że środki
nie są podejmowane zbyt wcześnie czy zbyt późno).

Sieci komunikacyjne
Systemy informacji i monitorowania to synonimy sieci komunikacyjnych intranet
i Internet, gdzie wymiana odbywa się w obrębie układów komputerowych
zaprojektowanych specjalnie dla danego użytkownika.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Systemy monitoringu

K - Wydajność energetyczna w dystrybucji energii
elektrycznej

b Intranet
W większości przypadków w wymianie danych w sektorze przemysłowym
wykorzystuje się technologię www zainstalowaną w firmowych sieciach
komunikacyjnych, na ogół w sieci intranet do wyłącznego użytku operatora.
Jeżeli chodzi o przemysłową wymianę danych pomiędzy systemami podłączonymi
poprzez fizyczne łącze transmisyjne, takie jak RS485 i modem (GSM, radio itd.),
bardzo szeroko stosowany jest protokół Modbus wraz z urządzeniami pomiarowymi
i ochronnymi sieci elektrycznych. Ten protokół, stworzony przez Schneider Electric,
jest obecnie standardem.
W praktyce dane elektryczne są rejestrowane na przemysłowych serwerach WWW
instalowanych w obudowach. Do przekazywania tych danych służy popularny
standardowy protokół TCP/IP w celu zmniejszenia kosztów ciągłej konserwacji
związanych z siecią komputerową. Ta sama zasada jest używana przez Schneider
Electric do przekazania danych powiązanych z wydajnością energetyczną. Żadne
dodatkowe oprogramowanie nie jest konieczne - wystarczy PC z przeglądarką
internetową. W takim przypadku wszystkie dane wydajności energetycznej są
zapisywane i mogą być przekazane w zwyczajowy sposób poprzez sieć intranet,
GSM, telefonię kablową itp.
b Internet
Zdalne monitorowanie i kontrola poprawiają dostępność danych, jednocześnie
oferując większą elastyczność w zakresie serwisowania. Rysunek K18 pokazuje
schemat tego typu instalacji. Podłączenie do serwera i standardowej przeglądarki
internetowej ułatwia wykorzystanie danych i ich eksport do arkuszy kalkulacyjnych
Microsoft Excel™ w celu monitoringu przebiegów mocy w czasie rzeczywistym

Internet
http://

K16

Firma
Intranet
Serwer HTML
Modbus
połączenie
szeregowe

http://

PM850
mierniki mocy

PM710
mierniki
mocy

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. K18: Przykład sieci informacyjnej intranet zabezpieczonej przez serwer (EGX400 - Schneider
Electric) i monitorowanej z sieci Internet

b Układy
W przeszłości przez wiele lat systemy monitorujące i kontrolne były scentralizowane
i oparte o systemy automatyki SCADA.
Obecnie dokonuje się rozróżnienia pomiędzy trzema poziomami układów (patrz
Rys. 19 na następnej stronie)
v Układ Poziomu 1
Dzięki nowym możliwościom, powiązanym z technologią WWW, w ostatnim czasie
obserwowano rozwój nowej koncepcji inteligentnego wyposażenia. Układ ten może
być stosowany na podstawowym poziomie w obrębie systemów monitoringu,
zapewniając dostęp do informacji o energii elektrycznej w całej lokalizacji. Dostęp
do internetu korzystanie z systemu z każdej praktycznie zewnętrznej lokalizacji

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Możliwości oszczędzania energii

v Układ Poziomu 2
Ten system został specjalnie zaprojektowany i dostosowany w celu spełnienia
wymagań sieci elektrycznych.
Układ ten opiera się na scentralizowanym systemie monitoringu zaprojektowanym
w celu kontrolowania instalacji elektrycznej. Jak można się spodziewać, prace
związanie z wdrożeniem systemu są mniej wymagające niż dla poziomu
3, ponieważ wszystkie urządzenia do dystrybucji elektrycznej znajdują się
w specjalistycznej bibliotece. Ponadto, koszty wdrożenia systemu mogą być
zredukowane do minimum, gdyż stawia się niewiele wymagań w zakresie jego
integracji. W niektórych obiektach, Poziom 2 i Poziom 3 mogą być wykorzystywane
jednocześnie
v Układ Poziomu 3
Inwestycja w tego typu system jest zwykle ograniczona do obiektów zużywających
duże ilości energii lub wykorzystujących wyposażenie, które jest bardzo wrażliwe na
zmiany jakości energii i mające wysokie wymagania w zakresie ciągłości zasilania.
W celu zagwarantowania spełnienia tych wymagań, układ gdy tylko wystąpi usterka
przejmuje kontrolę nad elementami instalacji. Należy to wykonać w przejrzysty
sposób (wszelkie skutki powinny być znane użytkownikowi). W świetle znacznych
kosztów, oraz wiedzy wymaganej do prawidłowego wdrożenia systemu, potencjalni
inwestorzy mogą się zniechęcić i o szczegółowych wcześniejszych analiz.

Poziomy
funkcyjne

Ogólny
system
monitorowania

3

Ogólny
monitoring
lokalizacji

Bramka
sprzętowa

Inne
Usługi

Proces

K17

Sprzęt
zarządzania
energią

Specjalistyczny
monitoring
sieci

Logika zasilania
ION Entreprise
specjalistyczne
monitorowanie

2
Bramka
sprzętowa
Sprzęt
zarządzania
energią
Standardowa
Przeglądarka
internetowa

1
Serwer
sprzętu

Inteligentny
sprzęt
zarządzania
energią

Inne usługi

Sieć standardowa

Wrażliwe sieci elektryczne

Rys. K19: Układ systemu monitorowania

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Lokalizacje górnego zakresu

Złożoność
systemu

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Podstawowe
monitorowanie

K - Wydajność energetyczna w dystrybucji energii
elektrycznej

4.6 Projektowanie systemów komunikacji 
i monitorowania
Właściwie systemy monitorowania i kontroli energii są fizycznie bardzo podobne i
pokrywają się z układem dystrybucji energii elektrycznej, którego elementy często
wykorzystują.
Układy pokazane na Rysunkach K20 do K24 prezentują przykłady rozwiązań
i wymagania dotyczące urządzeń rozdziału energii (w zakresie liczb przewodów
zasilających, liczby i jakości wymaganej energii, sieci cyfrowych, trybu zarządzania
itd.). Pomagają w wyobrażeniu sobie możliwości które mogą wykorzystane do
poprawy wydajności energetycznej

http://

Monitoring instalacji
(program PowerView na PC)

Przewód
zasilający

Intranet
Główna rozdzielnica NN
Compact NSX 630A
z Micrologic 5.3E

Modbus - Ethernet TCP/IP

Modbus TCP/IP
Bramka EGX100

Modbus - RS485

Stycznik
odłączania
odbiorników

PM9C
liczniki energii

K18
Pole
Ogrzewanie/przewód
Pole
odbiorcze
zasilający
oświetlenia
klimatyzacji/ogrzewania

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. K20: Układ monitoringu w małym obiekcie

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Niemonitorowane
zasilacze
(gniazda itd.)

Odbiór z
możliwością
sterowania

4 Możliwości oszczędzania energii

Scentralizowany
PowerView Monitoring

http://

Przewód
zasilający

Monitorowanie i kontrola
lokalizacji
A i B (przeglądarka PC)

http://

Główna rozdzielnica NN
dla obiektu B

Główna rozdzielnica NN
dla obiektu A
EGX400
Serwer sieciowy

PM9C
liczniki energii

Przewód
zasilający

Ethernet TCP/IP

Internet

Compact NSX
z zabezpieczeniem
Micrologic

Monitorowanie i kontrola
lokalizacji
A i B (przeglądarka PC

EGX400
Serwer sieciowy

Compact NSX
z zabezpieczeniem
Micrologic

PM9C
liczniki energii

Odłączanie
odbiorników

Odłączanie
odbiorników

stycznik
Odbiór
monitorowany

Ogrzewanie/
klimatyzacja

Oświetlenie

Niemonitorowane
odbiory

Odbiór
z możliwością
sterowania

stycznik
Odbiór
monitorowany

Ogrzewanie/
klimatyzacja

Oświetlenie

Niemonitorowane
odbiory

Odbiór
z możliwością
sterowania

Rys. K21: Układ monitorowania i komunikacji dla firmy składającej się z kilku małych obiektów

Firmowy system
zarządzania energią:
ION EEM
http://

Pozostałe zasoby
związane ze źródłami
energii

Budynki i systemy
automatyzacji

Dane
dystrybutora

Systemy
zarządzania
(EAM, ERP)

Monitorowanie
i kontrola
(przeglądarka PC)

K19

Intranet

System zarządzania
energią lokalizacji:
ION Entreprise

Monitorowanie
i kontrola
(przeglądarka PC)

http://

Intranet

Monitorowanie
i kontrola
(przeglądarka PC)

Intranet
Duża lokalizacja przemysłowa 2

Duża lokalizacja przemysłowa 1

Rys. K22: Rozbudowany układ dla dużych instalacji

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

http://

System zarządzania
energią lokalizacji:
ION Entreprise

K - Wydajność energetyczna w dystrybucji energii
elektrycznej

ION Enterprise
scentralizowane monitorowanie
+ Serwer sieciowy
http://

Monitorowanie
i kontrola (przeglądarka PC)

Przewód
zasilający
Intranet
GE
Ethernet TCP/IP
Rozdzielnica
główna NN

Mierniki
Woda

ION 7850
analizator
zasilania

Masterpact

Gaz

Sterownik
Compact NS
z zabezpieczeniem
Micrologic P

Compact NSX
z zabezpieczeniem
Micrologic E

PM9C
miernik
mocy
image
??

Układ przełączania zasilania
Compact NSX
~
=

Stycznik
odłączania
odbiorników

Stycznik
odłączania
odbiorników

=

Przemiennik
i obejście

~

Odbiory z możliwością odłączania

K20

Rozdzielnica obiektowa

Modbus
Ethernet
Łącze EGX100

Koncentrator

Główny koncentrator
wysokoenergetyczny
dyspozycyj ności

Modbus
Ethernet
EGX100

Modbus - RS485
Modbus - RS485

Compact NSX
z zabezpieczeniem
Micrologic

PM9C
miernik
energii

Compact NSX
z zabezpieczeniem
Micrologic

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Odbiory główne
danej rozdzielnicy

Stycznik
odłączania
odbiorników

Odbiór
z możliwością
odłączenia

ME3ZR
miernik
kilowatogodzin

Podliczniki
i monitorowanie

EN40
miernik
kilowatogodzin

Tylko
podliczniki

Małe przewody
zasilające

Odbiory nie wrażliwe na ciągłość zasilania

Odbiory szczytowe
- z możliwością odłączenia
za pomocą wyzwalacza

Rys. K23: Układ monitorowania i kontroli dla dużego obiektu przemysłowego

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Odbiory wrażliwe na ciągłość zasilania.
- Konserwacja zapobiegawcza/zaplanowana/strategiczna
- Pomiar parametrów elektrycznych poprzez analizy
i diagnostykę harmonicznych

4 Możliwości oszczędzania energii

Scentralizowane
monitorowanie VISTA
http://

Przewód
zasilający

Monitoring
i sterowania
(przeglądarka PC)

Intranet
Lan Talk - Ethernet TCP/IP

Główna rozdzielnica NN
Kontroler CVC
Łącze Xenta 731 Modbus- Ethernet

Mierniki
Woda

PM850
analizator
parametrów
sieci

Masterpact

Gaz

Modbus - RS485

Xenta 411

Modbus - RS485

Compact NSX
z zabezpieczeniem
Micrologic

PM9C
miernik
mocy

Stycznik
odłączania
odbiorników

PM9C
miernik
mocy

Podliczniki

Odbiory
z możliwością odłączania

EN40
miernik
kilowatogodzin

ME3ZR
miernik
kilowatogodzin

Stycznik
odłączania
odbiorników

Tylko podliczniki

K21

Rozdzielnica obiektowa

Rozdzielnica obiektowa
Xenta 411

PM9C
miernik
mocy

Lan Talk-FTT-10
Kontroler CVC
Xenta 731
Łącze
Modbus-Ethernet

ME3ZR
miernik
kilowatogodzin

HVAC

EN40
miernik
kilowatogodzin

Oświetlenie
pole

Niemonitorowane
odbiory
(gniazda, itd.)

Tylko podliczniki

Rys. K24: Układ dla dużego obiektu usługowo przemysłowego.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Oświetlenie

Miernik
zasilania PM9C

HVAC

Niemonitorowane
odbiory
(gniazda, itd.)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Miernik
zasilania PM9C

K - Wydajność energetyczna w dystrybucji energii
elektrycznej

4 Możliwości oszczędzania energii

W rzeczywistości koszt (zakupu i instalacji) tych komponentów, które czasami mają
taką samą nazwę, ale inną charakterystykę, może być różny i dawać bardzo różne
wyniki:
U
b  rządzenie pomiarowe może mierzyć jeden lub więcej parametrów z lub bez
obliczeń (energia, moc, cos)
W
b  ymiana standardowego wyłącznika na wyłącznik wyposażony w elektroniczny
zespół zabezpieczeniowy z możliwością pomiaru, może zapewnić dodatkową
ilości informacji w magistrali komunikacyjnej (efektywne i natychmiastowe
pomiary, napięcia faza do zera i międzyfazowe, niewyważenie prądów fazowych
i napięć międzyfazowych, częstotliwość, całkowita lub fazowa moc czynna
i bierna itd.)
Dlatego podczas projektowania tych układów, bardzo istotne jest określenie
celów efektywności energetycznej i zapoznanie się ze wszystkimi rozwiązaniami
technologicznymi, w tym ich odpowiednich zalet, wad i wszelkich ograniczeń
wpływających na ich zastosowanie (patrz Rys. K27).
Aby uwzględnić wszystkie scenariusze, może być niezbędne przeszukiwanie
katalogów sprzętowych lub po prostu skonsultowanie się z producentem,
oferującym szeroki zakres aparatury rozdziału energii i systemów informacyjnych.
Niektórzy producenci, w tym Schneider Electric, oferują doradztwo prawne i usługi
badawcze pomocne w dobraniu i wdrożeniu wszystkich tych elementów.

Oszczędności
energii
Falowniki

p p p

Silniki i transformatory
wysokiej efektywności

p p p

p

Korekta współczynnika
mocy

K22

Dostępność i
niezawodność

p p p

Zasilanie dla silników SN

Optymalizacja
kosztów

p

p p p

Zarządzanie
harmonicznymi

p

p p

p

Konfiguracja obwodów

p p p

Generatory pomocnicze

p p

Zasilanie awaryjne
urządzenia (patrz strona
N11)

p p p
p p p

Soft-start

p

Układ w oparciu o
inteligentne
wyposażenie
Poziom 1

p

p p p

p p

iMCC

Specjalistyczny
scentralizowany układPoziom 2

p

p p

p p

p

p p p

p p

p

p

p p

p p p

Ogólny/konwencjonalny,
scentralizowany układ
Poziom 3

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. K27: Tabela rozwiązań zapewniających efektywność energetyczną

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Jak ocenić oszczędności energii

Jedną z głównych przeszkód w opracowywaniu i wdrażaniu projektów efektywności
energetycznej jest brak rzetelnych danych finansowych w celu zapewnienia
przekonywującego uzasadnienia biznesowego. Im większa inwestycja, tym
bardziej potrzebne są wiarygodne dowody proponowanych korzyści. W takim
przypadku bardzo istotne są rzetelne metody wyliczania prognoz przy inwestowaniu
w efektywność energetyczną.

Informacje podane w tym rozdziale pochodzą
z Tomu 1 przewodnika IPMVP opublikowanego
przez EVO (patrz www.evo-world.org)

5.1 Procedury IPMVP i EVO
W celu zaspokojenia tej potrzeby, EVO (Organizacja Oceny Efektywności), organ
odpowiedzialny za ocenę parametrów, opublikował IPMVP (Międzynarodowy
Protokół Pomiarów Parametrów i Weryfikacji). Przewodnik ten opisuje procedury
stosowane w pomiarach, obliczaniu i dokumentowaniu oszczędności osiągniętych
w wyniku różnych projektów efektywności energetycznej. Jak dotąd, EVO
opublikował trzy tomy IPMVP z których pierwszy - " Koncepcje i opcje ustalenia
,
oszczędności energii i wody " , przedstawia w zarysie metody zróżnicowanych
kosztów i dokładność ustanowienia całkowitych oszczędności osiągniętych lub
będących w zakresie wydajności energetycznej.

Zasady i cechy IPMVP
Przed wdrożeniem rozwiązania wydajności energetycznej powinno być
przeprowadzone badanie w oparciu o zasady IPMVP w określonym czasie w celu
ustalenia relacji pomiędzy wykorzystaniem energii a warunkami operacyjnymi.
W tym okresie wartości odniesienia są określane poprzez podjęcie bezpośrednich
pomiarów lub przez przestudiowanie rachunków za energię w danym obiekcie.
Po wdrożeniu, te dane odniesienia służą do szacowania ilości energii, zwanej
" skorygowaną energią odniesienia " , która byłaby zużywana, gdyby rozwiązanie nie
zostało wdrożone. Zaoszczędzona energia jest różnicą między tą " skorygowaną
energią odniesienia " , a faktycznie zmierzoną energią.
Jeżeli plan weryfikacji i pomiarów jest sporządzany jako część programu IPMVP
,
musi być:
b Dokładny
Raporty weryfikacji i pomiarów powinny być jak najdokładniejsze odnośnie
dostępnego budżetu.
Koszty związane z weryfikacją i pomiarami powinny być stosunkowo niskie
w zakresie spodziewanych oszczędności

K23

b Kompletny
Badanie oszczędności energii powinno odzwierciedlać pełny zakres projektu
b Zachowawczy
Jeżeli są jakiekolwiek wątpliwości co do wyników, procedury weryfikacyjne
i pomiarowe powinny zaniżać oszczędności
b Spójny
Raport wydajności energetycznej powinien obejmować następujące czynniki
w spójny sposób:
v Różne rodzaje projektów wydajności energetycznej
v Różne typy ekspertów zaangażowanych w każdy projekt
v Różne okresy zaangażowane w każdy projekt
v Projekty wydajności energetycznej i nowe projekty źródeł zasilania
b Przydatny
Identyfikacja oszczędności musi obejmować pomiar parametrów wydajności,

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b Przejrzysty
Wszystkie pomiary weryfikacyjne muszą zostać przedstawione w jasny sposób.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

K - Wydajność energetyczna w dystrybucji energii
elektrycznej

Opcje IPMVP
Zidentyfikowano cztery poziomy lub " opcje " badań, zgodne z celami przypisanymi
do tego podejścia do wydajności energetycznej:
b Modyfikacja systemów izolacji z pomiarami wszystkich kluczowych parametrów =

Opcja A
b Modyfikacja systemów izolacji z pomiarami wszystkich parametrów = Opcja B
b Cały obiekt = Opcja C
b Skalibrowana symulacja = Opcja D
Rys. K28 określa te możliwości w tabeli. Algorytm na Rys. K29 pokazuje proces
doboru opcji dla projektu.

Opcja A

Opcja B

Opcja C

Opcja D

Cel finansowy

Modyfikacja systemów izolacji:
pomiar kluczowych parametrów

Modyfikacja systemów izolacji:
pomiar wszystkich parametrów

Cały obiekt

Skalibrowana symulacja

Opis

Oszczędności są obliczane
przy użyciu głównych
parametrów dla przyjętego
rozwiązania efektywności
energetycznej.

Oszczędności są obliczane
przy użyciu faktycznych
danych zużycia energii
systemu przyjętego w
rozwiązanie efektywności
energetycznej.

Oszczędności są obliczane
przy użyciu faktycznych
danych zużycia energii dla
obiektu lub jego części. Dane
zużycia energii w obiekcie
jako całości są gromadzone
w sposób ciągły w okresie
sprawozdawczym.

Oszczędności obliczane są
poprzez symulację zużycia
energii w obiekcie lub jego
części. Muszą istnieć dowody
na to, że procedury symulacji
zapewniają odpowiedni model
faktycznej efektywności
energetycznej obiektu

Obliczanie oszczędności

Obliczanie techniczne
jest wykonywane w stosunku
do energii zużywanej
w okresie odniesienia i
okresie sprawozdawczym.
Na podstawie:

Ciągłe lub krótkoterminowe
pomiary energii zużywanej
w okresie odniesienia i
okresie sprawozdawczym

Analiza danych dotyczących
zużywanej energii w okresie
odniesienia i okresie
raportowania dla całego
obiektu. Rutynowe korekty są
wymagane, z wykorzystaniem
technik, takich jak proste
porównanie lub analiza
regresji.

Symulacja zużycia energii,
skalibrowana z godzinowymi
lub miesięcznymi danymi
billingowymi za media

Opcja B jest droższa niż
Opcja A, ponieważ wszystkie
parametry są mierzone.
Zaleca się tę opcję
w przypadku klientów,
którzy wymagają wysokiego
poziomu dokładności.

W przypadku złożonych
programów zarządzania
energią wpływających na
wiele systemów w obrębie
obiektu, Opcja C wspiera
oszczędności, pomaga
uprościć zaangażowane
procesy.

Opcja D jest wykorzystywana
wyłącznie, gdy nie ma
danych odniesienia. Może to
wystąpić w przypadku, gdzie
obiekt nie ma miernika przed
wdrożeniem rozwiązania,
lub jeśli uzyskanie danych
odniesienia zajęłoby zbyt
wiele czasu i byłoby zbyt
kosztowne.

b Ciągłych lub


krótkoterminowych
pomiarów głównego
parametru (ów) wydajności,

K24

b i Szacowanych wartości.
Kiedy skorzystać z opcji

Z jednej strony, wyniki
uzyskane przy użyciu tej opcji
są raczej niejednoznaczne
mając na względzie to,
że niektóre parametry są
szacowane. Z drugiej strony,
jest to znacznie tańsza
metoda niż Opcja B.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. K28: Zestawienie możliwości IPMVP

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Jak ocenić oszczędności energii

Start

Pomiar
czynników na miejscu
lub wyników ECM

Parametry ECM

Możliwość
odizolowania ECM z
miernikiem(ami)?

Parametry obiektu

Nie
Oczekiwane
oszczędności
& gt; 10%?

Tak

Nie

Tak

Potrzebny dowód
pełnych wyników?

Nie

Analiza
głównego
licznika danych

Potrzeba oceny
każdego ECM
osobno?

Nie

Tak

Tak
Zainstaluj mierniki
dla kluczowych parametrów,
oceń efekty interaktywne
i oszacuj znane
parametrów.

Zainstaluj mierniki
wszystkich
parametrów i
oceń interaktywne
efekty.

Brak punktu
odniesienia
lub danych okresu
raportowania?
Données de
référence ou données
de la période documentée
manquantes ?

Tak

Symulacja
systemu
lub obiektu.
Uzyskaj
dane
kalibracji
Kalibrowanie
symulacji.
Tak
Symulacja
z
ECM i bez.

Nie

Nie
Opcja B
Zmodyfikuj:
pomiar wszystkich
parametrów

Opcja A
Zmodyfikuj:
pomiar kluczowych
parametrów

Opcja C
Cały obiekt

Opcja D
Skalibrowana
symulacja

K25

Rys. K29: Proces doboru opcji IPMVP dla projektu

5.2. Osiąganie zrównoważonych parametrów
Po audytach energetycznych zostały wdrożone środki oszczędności energii.
Ważne jest przestrzeganie poniższych procedur, aby zapewnić utrzymanie
wyników w czasie. Parametry zazwyczaj pogarszają się, jeśli nie ma cyklu ciągłego
doskonalenia (patrz Rys. K30).

Charakterystyka efektywności energetycznej

Oszczędności bez prawidłowej konserwacji

Energia audyt i
doradztwo

Środki
utrzymania
energii

Kontakt
z
usługami
wsparcia

Rys. K30: Zapewnienie, że wyniki są utrzymywane na przestrzeni czasu

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Oszczędności przy wsparciu
efektywności

K - Wydajność energetyczna w dystrybucji energii
elektrycznej

5 Jak ocenić oszczędności energii

Cykl ciągłego doskonalenia będzie działać tylko, jeżeli istnieje system
monitorowania zużycia energii. System umożliwia ciągłą analizę zużycia energii i
zapewnia poprawę systemu dystrybucji energii.
Usługi pomocnicze, na miejscu lub w oddalonej lokalizacji (dostępne telefonicznie,
poprzez e-mail, VPN (Wirtualna Sieć Prywatna) lub dowolny inny typ połączenia
na odległość), są często wymagane do zapewnienia parametrów optymalnych dla
tego typu systemu i najlepszego wykorzystywania zebranych danych. Dzięki ich
doświadczeniu oraz dostępności, usługi te uzupełniają również usługi wewnętrzne
operatora. Dostępne usługi mogą obejmować:
b  onitorowanie wyników urządzeń pomiarowych
M
b  ktualizacja i dostosowanie oprogramowania
A
b  arządzanie bazami danych (np. archiwa)
Z
b  iągłe przystosowywanie systemu monitorowania do zmiennych wymagań
C
kontrolnych

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

K26

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Rozdział L
Korekta współczynnika mocy

Spis treści


1

Współczynnik mocy i moc bierna

L2








1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6

L2
L2
L4
L4
L4
L5



2

Dlaczego warto korygować współczynnik mocy?

L6




2.1 Redukcja kosztu energii elektrycznej
2.2 Optymalizacja techniczna/ekonomiczna

L6
L6



Jak korygować współczynnik mocy?

L8




3.1 Zasady teoretyczne
3.2 Przy użyciu jakiego sprzętu?

L8
L8



3.3 Wybór pomiędzy kompensacją stałą a automatyczną

L10




4

Gdzie zainstalować kondensatory korygujące
współczynnik mocy?

L11





4.1 Kompensacja centralna
4.2 Kompensacja grupowa
4.3 Kompensacja indywidualna

L11
L11
L12



5

Jak ustalić optymalny poziom kompensacji?

L13







5.1 Metoda ogólna
5.2 Metoda uproszczona
5.3 Metoda oparta na eliminowaniu kar taryfowych
5.4 Metoda oparta na redukcji zadeklarowanej
maksymalnej mocy pozornej (kVA)

L13
L13
L15

Kompensacja przy przyłączach transformatora

L16

3

6






7

Definicja współczynnika mocy
Definicja mocy biernej
Charakter mocy biernej
Moc bierna kondensatorów
Sprzęt i urządzenia wymagające energii biernej
Praktyczne wartości współczynnika mocy

L15

L1

6.1 Kompensacja w celu zwiększenia dostępnej
L16
wyjściowej mocy czynnej
6.2 Kompensacja mocy biernej absorbowanej przez transformator L17

Korekta współczynnika mocy silników indukcyjnych




7.1 Podłączenie baterii kondensatorów oraz ustawienia zabezpieczeń L19
7.2 Jak można uniknąć samowzbudzenia silnika indukcyjnego
L20

8

Przykład instalacji przed i po korekcie
współczynnika mocy

L21



Skutki harmonicznych

L22





9.1 Problemy wynikające z wyższych harmonicznych
w systemie zasilania
9.2 Ryzyko rezonansu

L22



9.3 Możliwe rozwiązania

L23



Wdrożenie baterii kondensatorów

L26



10.1 Elementy kondensatora
10.2 Dobór urządzeń zabezpieczających, kontrolnych
i kabli połączeniowych

L26
L27




9
10




Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

L19

L23

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone



1 Współczynnik mocy i moc bierna

L - Korekta współczynnika mocy

1.1 Definicja współczynnika mocy
Współczynnik mocy to wskaźnik jakości i zarządzania energią elektryczną. Ustala
zależność pomiędzy mocą czynną i mocą bierną. Moc czynna P (kW) to rzeczywista
moc przekazywana do odbiorników, takich jak silniki, lampy, grzejniki i komputery.
Elektryczna moc czynna jest przekształcana w moc mechaniczną, ciepło lub światło.
W obwodzie, w którym podane napięcie skuteczne wynosi Vrms a płynący prąd
skuteczny (r.m.s.) wynosi Irms, moc pozorna S (kVA) to iloczyn: Vrms x Irms.
Moc pozorna jest podstawą klasyfikacji sprzętu elektrycznego.
Współczynnik mocy λ jest stosunkiem mocy czynnej P (kW) do mocy pozornej S
(kVA):

λ=

P(kW)
S(kVA)

Odbiornik może być pojedynczym elementem zużywającym moc bądź stanowić
szereg elementów (na przykład cała instalacja).
Wartość współczynnika mocy zawiera się w przedziale od 0 do 1.

1.2 Definicja mocy biernej
W przypadku większości odbiorów elektrycznych takich jak silniki, prąd I opóźnia
się względem napięcia V o kąt φ.
Ia

Jeżeli prądy i napięcia są sygnałami czysto sinusoidalnymi, do ich prezentacji
może być stosowany wykres wektorowy.

V

Na wykresie wektorowym, wektor prądu może zostać rozłożony na dwie składowe:
jedną w fazie z wektorem napięcia (składowa Ia), i drugą, opoźnioną o 90 stopni do
wektora napięcia (składowa Ir ). Patrz Rys. L1.

ϕ

Ia jest nazywana składową „czynną” prądu.
Ir jest nazywana składową „bierną” prądu.

Ir

Poprzedni wykres sporządzony dla prądów stosuje się również do mocy, poprzez
pomnożenie każdego prądu przez napięcie V.

I

L2

Dlatego definiujemy:
Moc pozorną:

Rys. L1: Schemat wektora prądowego

S = V x I (kVA)

Moc czynna:

P

P = V x Ia

(kW)

Moc bierna:

Q = V x Ir

(kvar)

Na tym wykresie widzimy, że:
b Współczynnik mocy: P/S = cos ϕ

ϕ

Wzór ten ma zastosowanie dla napięcia i prądu sinusoidalnego. Dlatego też
współczynnik mocy jest określany „współczynnikiem przesunięcia mocy”.
b Q/S = sinϕ
b Q/P = tanϕ
Uzyskujemy prosty wzór, łączący moc pozorną, moc czynną i moc bierną: S2 = P2
+ Q2

Q
S
Rys. L2: Schemat wektora mocy

Współczynnik mocy bliski jedności oznacza, że moc pozorna S jest minimalna.
Oznacza to, że osprzęt elektryczny jest optymalny dla przesyłu danej mocy czynnej
P do odbiornika. Moc bierna jest wówczas mała w porównaniu do mocy czynnej.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Niska wartość współczynnika mocy wskazuje sytuację odwrotną.
Przydatne wzory (dla odbiorów zrównoważonych i prawie zrównoważonych
w 4-przewodowych systemach):
b Moc czynna P (w kW)
v Jednofazowa (1 faza i przewód neutralny): = V*I*cos ϕ
P
v Jednofazowa (międzyfazowe):

P = U*I*cos ϕ

v Trójfazowa (3 przewody lub 3 przewody + przewód neutralny): P = √3*U*I*cos ϕ
b Moc bierna Q (w kvar)
v Jednofazowa (1 faza i przewód neutralny): = V*I*sin ϕ
P
v Jednofazowa (międzyfazowe):

Q = U*I*sin ϕ

v Trójfazowa (3 przewody lub 3 przewody + przewód neutralny): P = √3*U*I*sin ϕ
b Moc pozorna S (w kVA)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Współczynnik mocy i moc bierna

v Jednofazowa (1 faza i przewód neutralny): = V*I
S
v Jednofazowa (międzyfazowe):

S = U*I

v Trójfazowa (3 przewody lub 3 przewody + przewód neutralny): P = √3*U*I
gdzie:
V = Napięcie pomiędzy fazą a przewodem neutralnym
U = Napięcie międzyfazowe
I = Prąd sieciowy

ϕ = Kąt fazowy między wektorami V i I.
Przykład obliczeń mocy (patrz Rys. L3)
Obliczenia z powyższego przykładu są następujące:

Typ
obwodu

Moc pozorna
S (kVA)

Moc czynna
P (kW)

Moc bierna
Q (kvar)

Jednofazowa (faza i zero)

S = VI

P = VI cos ϕ

Q = VI sin ϕ

Jednofazowa (międzyfazowe)
Przykład
5 kW obciążenia

cos ϕ = 0.5

S = UI
10 kVA

P = UI cos ϕ
5 kW

Q = UI sin ϕ
8.7 kvar

Trójfazowy 3 przewody lub 3 przewody + zero = 3 UI
S
Przykład
Silnik PN = 51 kW
65 kVA

cos ϕ = 0.86

ρ = 0.91 (sprawność silnika)

P = 3 UI cos ϕ Q = 3 UI sin ϕ
56 kW
33 kvar

Tab. L3: Przykład obliczania mocy czynnej i biernej

Pn = moc oddawana na wale = 51 kW
P = zużywana moc czynna
Pn
51
P=
=
= 56 kW
ρ 0.91
S = moc pozorna
P
56
S=
=
= 65 kVA
cos ϕ 0.86

L3

Korzystając z Tabeli na Rysunku L15, albo wyliczając na kalkulatorze, wartość tan

ϕ odpowiadającą cos ϕ 0,86 otrzymamy 0,59
Q = P tan ϕ = 56 x 0.59 = 33 kvar (patrz Rysunek L2b).
ϕ

Alternatywnie

P = 56 kW

Q = S2 - P2 = 652 - 562 = 33 kvar
Q = 33 kvar
S=

65

kV

A

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. L2b: Wykres mocy obliczonej

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

L - Korekta współczynnika mocy

1.3 Charakter mocy biernej

S
(kVA)

Q
(kvar)

P
(kW)

Rys. L4: Silnik elektryczny wymaga mocy czynnej P i mocy
biernej Q z systemu energetycznego

Wszystkie indukcyjne (tzn. elektromagnetyczne) maszyny i urządzenia, które
działają w systemach AC, przekształcają energię elektryczną z generatorów
systemu energetycznego na pracę mechaniczną i ciepło. Ta energia jest mierzona
przez mierniki kWh i jest nazywana energią czynną.
W celu realizacji tej konwersji, w maszynach muszą występować pola magnetyczne.
Pole magnetyczne jest tworzone przez przepływ prądu w cewkach indukcyjnych.
Prąd w tych cewkach jest więc opóźniony o 90o w odniesieniu do napięcia
i reprezentuje prąd bierny pobierany przez maszynę.
Należy zauważyć, że prąd bierny nie pobiera mocy z systemu, powoduje straty
mocy w systemach przesyłu i dystrybucji przez grzanie przewodów.
W rzeczywistych systemach zasilania, obciążenie prądowe jest zawsze indukcyjne
a impedancje systemów przesyłu i dystrybucji również są indukcyjne. Połączenie
prądu indukcyjnego przepływającego poprzez reaktancję indukcyjną powoduje
najgorsze możliwe warunki spadku napięcia (tzn. przeciwność faz względem
napięcia systemu).
Z tych dwóch przyczyn (przesyłowe straty mocy i spadek napięcia), operatorzy sieci
starają się zmniejszyć wartość prądu biernego (indukcyjnego) na ile jest to możliwe.

1.4 Moc bierna kondensatorów
Prąd płynący przez kondensatory wyprzedza napięcie o 90o. Odpowiadający
wektor prądowy jest wówczas przeciwny do wektora prądowego odbiorników
indukcyjnych. Dlatego kondensatory są powszechnie stosowane w systemach
elektrycznych, w celu skompesowania mocy biernej, pobieranej przez odbiorniki
indukcyjne, takie jak silniki.
Moc bierna reaktancyjno-indukcyjna jest zazwyczaj dodatnia (pobierana przez
odbiornik indukcyjny), natomiast moc bierna reaktancyjno-pojemnościowa jest
ujemna (oddawana przez odbiornik pojemnościowy).
Ponieważ reaktancyjno-indukcyjne odbiorniki i rezystancja sieciowa są
odpowiedzialne za spadki napięcia, reaktancyjno-pojemnościowe prądy mają
odwrotny wpływ na poziomy napięcia i powodują wzrosty napięcia w systemach
zasilania.

L4

1.5 Sprzęt i urządzenia wymagające energii biernej

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Wszystkie urządzenia AC, obejmujące urządzenia elektromagnetyczne albo
działające na zasadzie magnetycznie sprzężonych uzwojeń, pobierają pewien prąd
bierny do wytworzenia strumienia magnetycznego.
Najczęstsze urządzenia w tej klasie to transformatory, dławiki, silniki i lampy
wyładowcze ze statecznikami magnetycznymi (patrz Rys. L5).
Udział mocy biernej (kvar) względem mocy czynnej (kW), gdy urządzenie jest
w pełni obciążone, wynosi:
b 65-75% w przypadku silników asynchronicznych (odpowiada współczynnikowi
mocy 0,8- 0,85)
b 5-10% w przypadku transformatorów (odpowiada współczynnikowi mocy prawie
0,995)

Rys. L5: Elementy zużywające moc wymagają również energii
biernej

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Współczynnik mocy i moc bierna

1.6 Praktyczne wartości współczynnika mocy
Średnie wartości współczynnika mocy najczęściej stosowanego sprzętu i
urządzeń (patrz Tab. L6)

Sprzęt i urządzenia
cos ϕ
b Typowy silnik obciążony w 0%
0.17
indukcyjny
25%
0.55

50%
0.73

75%
0.80

100%
0.85
b Żarówki
1.0
0
b Lampy fluorescencyjne (nieskompensowane) 0.5
b Lampy fluorescencyjne (skompensowane) 0.93
b Lampy wyładowcze
0.4 to 0.6
b Piece oporowe 1.0
0
b Piece indukcyjne (kompensowane)
0.85
0.85
b Grzejniki dielektryczne
b Lutownice oporowe
0.8 to 0.9 0.75 to 0.48
b Spawarka 1-fazowa
0.5
1.73
b Zespół generatora silnikowego do
0.7 to 0.9
spawania łukowego
0.7 to 0.8
b Zestaw prostownika do łukowego
transformatora spawalniczego
0.8
b Piec łukowy

tan ϕ
5.80
1.52
0.94
0.75
0.62
1.73
0.39
2.29 to 1.33
0.62
0.62

1.02 to 0.48
1.02 to 0.75
0.75

Tab. L6: Wartości cosφ i tanφ dla powszechnie używanego sprzętu

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

L5

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Dlaczego warto korygować
współczynnik mocy?

L - Korekta współczynnika mocy

2.1 Redukcja kosztu energii elektrycznej

Korekta współczynnika mocy instalacji
zapewnia szereg korzyści techniczno-ekonomicznych, zwłaszcza w obniżeniu
rachunków za elektryczność

Poprawne zarządzanie zużyciem energii biernej przynosi korzyści ekonomiczne.
Uwagi te są oparte na powszechnie stosowanej w Europie rzeczywistej strukturze
taryf, mającej na celu zachęcanie konsumentów do minimalizowania zużycia energii
biernej.
Instalacja do korekty współczynnika mocy w instalacjach umożliwia konsumentowi
zmniejszenie jego rachunku za energię elektryczną przez utrzymywanie
poziomu zużycia mocy biernej poniżej wartości ustalonej umownie z zakładem
energetycznym.
W tej konkretnej taryfie, energia bierna jest rozliczana według kryterium tan ϕ. Jak
uprzednio zauważono:

Q (kvar)

tan ϕ =



P (kW)

Ten sam stosunek dotyczy energii:

Q (kvarh)

tan ϕ =



P (kWh)

Zakład energetyczny dostarcza energię bierną za darmo:
b Jeżeli energia bierna stanowi mniej niż 40% energii czynnej (tan ϕ & lt; 0,4) przez
maksymalny okres 16 godzin każdego dnia (od 06:00 do 22:00) w najbardziej
obciążonym okresie (często w zimie)
b Bez ograniczeń podczas okresów obciążenia oświetlenia w zimie, a także na
wiosnę i latem.
Podczas okresów ograniczenia, zużycie energii biernej przekraczające 40% energii
czynnej (tzn. tan & gt; 0,4) jest rozliczane miesięczne według bieżących stawek. Tym
samym, ilość energii biernej rozliczanej w tych okresach wyniesie:
kvarh (do rozliczenia) = kWh (tan ϕ -0,4), gdzie:
v kWh to energia czynna zużywana podczas okresów ograniczenia
v kWh tanϕ to całkowita energia bierna w okresie ograniczenia
v 0,4 kWh to ilość energii biernej dostarczanej za darmo w okresie ograniczenia
tan ϕ= 0,4 odpowiada współczynnikowi mocy 0,93 tak, że jeśli podejmowane są
kroki w celu zagwarantowania, że podczas okresów ograniczenia współczynnik
mocy nigdy nie spadnie poniżej 0,93, konsument nie będzie ponosić kosztów za
zużytą moc bierną.
Mimo korzyści finansowych z obniżonych rachunków, konsument musi
zrównoważyć koszt zakupu, instalacji i konserwacji urządzeń do korekty
współczynnika mocy, układów regulacyjnych (tam gdzie są wymagane stopniowane
poziomy kompensacji) wraz z dodatkowym licznikiem kWh strat wytwarzanych
przez te urządzenia itp. Może się okazać, że taniej będzie zapewnić tylko częściową
kompensację, i że zapłacenie za pewną zużytą energię bierną jest tańsze niż
zapewnienie 100% kompensacji.

L6

Kwestia kompensacji współczynnika mocy jest kwestią optymalizacji, z wyjątkiem
bardzo prostych przypadków.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Kompensacja współczynnika mocy pozwala
na zastosowanie mniejszych transformatorów,
rozdzielnic i kabli itp. oraz na zmniejszenie strat
mocy i spadku napięcia w instalacji

2.2 Optymalizacja techniczna/ekonomiczna
Wysoki współczynnik mocy umożliwia optymalizację komponentów instalacji.
Można uniknąć przewymiarowania niektórych urządzeń, ale w celu osiągnięcia
najlepszych wyników korekta powinna być wykonywania lokalnie, tak blisko
poszczególnych elementów indukcyjnych, jak jest to tylko możliwe.
Redukcja przekrojów kabli
Tabela L7 pokazuje wymagany wzrost przekrojów kabli, gdy współczynnik mocy
jest obniżany z jedności do 0,4 dla tej samej przekazywanej mocy czynnej.

Mnożnik przekroju
żył kabla

1

1.25

1.67

2.5

cos ϕ

1

0.8

0.6

0.4

Tab. L7: Mnożnik wartości przekrojów kabla jako funkcja cos ϕ

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Dlaczego warto korygować
współczynnik mocy?

Redukcja strat (P kW) w kablach
,
Straty w kablach są proporcjonalne do kwadratu prądu i są mierzone przez licznik
kWh. Redukcja całkowitego prądu w przewodzie np. o 10% obniży straty o niemal
20%.
Redukcja spadku napięcia
Zastosowanie urządzeń poprawy współczynnika mocy redukuje lub nawet
całkowicie eliminuje prąd bierny (indukcyjny) w dalszych przewodach, w ten
sposób redukując lub eliminując spadki napięcia.
Uwaga: Nadmierna kompensacja spowoduje wzrost napięcia na poziomie
odbiornika.
Wzrost dostępnej mocy
Zwiększając współczynnik mocy dla obciążeń zasilanych z transformatora
obniżamy prąd płynący w transformatorze, pozwalając w ten sposób na zwiększenie
obciążenia. W praktyce tańszym może być poprawienie współczynnika mocy(1), niż
wymiana transformatora na większe urządzenie.
Sprawę tę dalej omówiono w punkcie 6.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

L7

(1) Uzyskuje się także inne korzyści z wysokiej wartości
współczynnika mocy, jak wskazano wcześniej.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Jak korygować współczynnik
mocy?

L - Korekta współczynnika mocy

Korekta współczynnika mocy instalacji wymaga
zastosowania baterii kondensatorów, która
działa jako źródło energii biernej. Uważa się, że
taki układ zapewnia kompensację mocy biernej

a) Elementy reaktancyjne jako model przepływu prądu

IL - IC

IC
C

IL

IL

R

L
Load
Obciążenie

b) Gdy IC = IL, całość mocy biernej jest zasilana z baterii
kondensatorów

IL - IC = 0

IC
C

IL

IL

R

L
Load
Obciążenie

IC
C

IL IR

IR + IL

L

L8

Odbiory indukcyjne posiadające niski współczynnik mocy wymagają od
generatorów i systemów przesyłu/dystrybucji przesłania prądu biernego
(opóźnionego względem napiecia systemu o 90 stopni) w powiązaniu ze stratami
mocy i nadmiernymi spadkami napięcia, jak odnotowano w podpunkcie 1.3.
Jeżeli do odbiornika jest dodawana bateria kondensatorów do kompensacji
równoległej, jej (pojemnościowy) prąd bierny włączany jest w ten sam tor systemu
energetycznego co prąd bierny odbiornika. Ponieważ, jak wskazano w podpunkcie
1.3, ten prąd pojemnościowy Ic (który wyprzedza napięcie systemu o 90 stopni)
jest w przeciwfazie do prądu biernego odbiornika (IL). Obie składowe płynące
tym samym torem znoszą się wzajemnie, i jeśli bateria kondensatorów jest
wystarczająco duża oraz IC = IL, nie wystąpi przepływ prądu biernego w systemie
powyżej punktu przyłączenia kondensatorów.
Jest to przedstawione na Rysunkach L8 (a) i (b), które pokazują tylko przepływ
składowej biernej prądu.
Na tych Rysunkach:
R oznacza elementy mocy czynnej odbiornika
L oznacza elementy mocy biernej (indukcyjnej) odbiornika
C oznacza elementy mocy biernej (pojemnościowej) do poprawy współczynnika
mocy (tzn. kondensatorów).
Jak widać na schemacie (b) na Rysunku L8, bateria kondensatorów C wydaje się
dostarczać całość prądu biernego odbiornika. Z tego powodu kondensatory są
czasami nazywane „generatorami mocy biernej”.
Na schemacie (c) z Rysunku L8, została dodana składowa czynna prądu i pokazuje
on, że (w pełni skompensowany) odbiornik jest postrzegany przez system zasilania
jako mający współczynnik mocy równy 1.
Ogólnie, pełne kompensowanie instalacji nie jest ekonomiczne.
Wykres L9 przedstawia schemat zasilania omówiony w podpukcie 1.2 (patrz Rys.
L2) w celu zobrazowania zasady kompensacji poprzez zmniejszenie dużej mocy
biernej Q do mniejszej wartości Q’ za pomocą baterii kondensatorów o mocy
biernej Qc. W ten sposób wielkość mocy pozornej S jest ograniczana do S’.
Qc może być wyliczone z następującego wzoru wyprowadzonego na podstawie
Rysunku L9: Qc=P
.(tan(φ )-tan(φ )’)
Przykład:

c) Z prądem obciążeniowym dodanym w sytuacji (b)

IR

3.1 Zasady teoretyczne

R

Load
Obciążenie
Rys. L8: Prezentacja istotnych cech korekty współczynnika
mocy

P

ϕ' ϕ

Silnik zużywa 100 kW przy współczynniku mocy 0,75 (tanφ = 0,88). W celu
poprawienia współczynnika mocy do 0,93 (tanφ = 0,4), moc bierna baterii
kondensatorów musi mieć:
Qc = 100 (0,88 -0,4) = 48 kvar
Dobrany poziom kompensacji i obliczenie mocy baterii kondensatorów zależą od
konkretnej instalacji. Czynniki wymagające uwagi wyjaśnione zostały w ogólny
sposób w pukcie 5 i w punktach 6 i 7 dla transformatorów i silników.
Uwaga: Przed rozpoczęciem projektu układu kompensacji należy zastosować
wiele środków ostrożności. Należy unikać w szczególności przewymiarowania
silników oraz pracy silników bez obciążenia. W tym ostatnim stanie, energia bierna
zużywana przez silnik powoduje bardzo niski współczynnik mocy (0,17); dzieje się
tak dlatego, że silnik (gdy jest nieobciążony) pobiera bardzo niewiele mocy czynnej.

Q'
S'
Q
S

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Qc

Rys. L9: Schemat przedstawiający zasadę kompensacji:
Qc = P (tan ϕ - tan ϕ’)

3.2 Przy użyciu jakiego sprzętu?
Kompensacja w sieciach NN
Przy niskim napięciu kompensacja jest zapewniana przez:
b Kondensator o stałej wartości
b Urządzenie zapewniające samoczynną regulację bądź baterie, które umożliwiają
ciągłą regulację napięcia zgodnie z wymaganiami, w miarę zmian obciążenia
instalacji
Uwaga: Gdy zainstalowana moc bierna kompensacji przekracza 800 kvar, a
obciążenie jest ciągłe i stabilne, często okazuje się ekonomicznie korzystne
zainstalowanie baterii kondensatorów na średnim napięciu.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Jak korygować współczynnik
mocy?

W korzystnych warunkach kompensacja może
zostać zapewniona poprzez stałą wartość
reaktancji pojemnościowej

Kompensacja stała (patrz Rys. L10)
Taki układ wykorzystuje jeden kondensator lub więcej w celu utworzenia stałego
poziomu kompensacji. Sterowanie może być:
b Ręczne: poprzez wyłącznik lub rozłącznik
b Półautomatyczne: poprzez stycznik
b Poprzez bezpośrednie podłączenie kondensatorów do urządzenia i włączanie
kondensatorów wraz z nim
Kondensatory są podłączane:
b Przy zaciskach urządzeń indukcyjnych (silników i transformatorów)
b Przy szynach zbiorczych zasilających liczne małe silniki i urządzenie indukcyjne,
przy których kompensacja indywidualna byłaby zbyt kosztowna
b W przypadkach, gdzie poziom obciążenia jest mniej więcej stały

Rys. L10: Przykład kondensatora kompensacyjnego o stałej wartości

Automatyczne baterie kondensatorów
(zob. Rys. L11)
Urządzenia tego rodzaju zapewnia automatyczną kontrolę kompensacji, utrzymując
współczynnik mocy w ścisłych granicach około wybranego poziomu. Takie
urządzenia stosuje się w punktach w instalacji, gdzie zmiany mocy czynnej i/lub
biernej są stosunkowo duże, np.:
b Na szynach zbiorczych głównej rozdzielni
b Na przyłączach mocno obciążonych kabli zasilających

Rys. L11: Przykład urządzenia z samoczynną regulacją kompensacji

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

L9

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Kompensacja jest skuteczniejsza przy
zastosowaniu automatycznych baterii
kondensatorów

3 Jak korygować współczynnik
mocy?

L - Korekta współczynnika mocy

Automatycznie regulowane baterie
kondensatorów umożliwiają natychmiastową
adaptację kompensacji do poziomu obciążenia

Zasady i przyczyny wykorzystywania kompensacji automatycznej
Bateria kondensatorów jest podzielona na szereg sekcji, z których każda jest
sterowana przez stycznik. Zamknięcie stycznika przełącza jego sekcję na pracę
równoległą z innymi już działającymi sekcjami. Wielkość baterii można zatem
zwiększyć lub zmniejszyć stopniowo, zamykając i otwierając styczniki sterujące.
Regulator mocy biernej monitoruje współczynnik mocy sterowanego obwodu(ów)
i jest zaprojektowany do zamykania i otwierania odpowiednich styczników w celu
utrzymania mniej więcej stałego współczynnika mocy systemu (w obrębie tolerancji
nałożonych przez wielkość każdego stopnia kompensacji). Oczywiście przekładnik
prądowy do monitorowania regulatora musi być umieszczony w jednej fazie kabla
zasilającego sterowany obwód(ody), jak pokazano na Rysunku L12.
Urządzenia do korekty współczynnika mocy zawierające styczniki statyczne
(tyrystorowe) zamiast zwykłych styczników, są szczególnie odpowiednie w
niektórych instalacjach wykorzystujących sprzęt z szybkozmiennym cyklem i/lub
wrażliwych na przejściowe skoki napięcia.
Zalety tyrystorów to:
b Natychmiastowa reakcja na wszystkie fluktuacje współczynnika mocy (czas
reakcji nawet 40 ms, zależnie od nastaw)
b Nieograniczona liczba przełączeń
b Eliminacja przejściowych zjawisk w sieci przy przełączaniu kondensatora
b Całkowicie bezgłośne działanie
Dzięki dokładnemu dopasowaniu kompensacji do tej wymaganej przez odbiornik,
unika się możliwości powodowania przepięć w czasie małego obciążenia,
tym samym zapobiegając przepięciom i możliwemu uszkodzeniu urządzeń i
wyposażenia.
Przepięcia z powodu nadmiernej kompensacji biernej zależą częściowo od wartości
impedancji źródła zasilania.

CT In / 5 A cl 1
U

I

Regulator

L10

mocy biernej

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. L12: Zasada automatycznej kontroli kompensacji

3.3 Wybór pomiędzy kompensacją stałą
a automatyczną
Zasady ogólne
Jeżeli moc kondensatorów jest mniejsza lub równa 15% mocy transformatora,
odpowiednio zalecane jest zastosowanie stałej kompensacji. Powyżej poziomu 15%
korzystniejsze jest zastosowanie kompensacji automatycznej.
Miejsce umieszczenia kondensatorów niskiego napięcia w instalacji określa rodzaj
zastosowanej kompensacji, która może być centralna (jedna lokalizacja dla całej
instalacji), grupowa (sekcja za sekcją), indywidualna (przy każdym urządzeniu),
albo kombinacją ostatnich dwóch. W zasadzie, idealna kompensacja jest
stosowana w punkcie poboru energii i na poziomie wymaganym w danej chwili.
W praktyce, o doborze rodzaju kompensacji decydują czynniki technicznoekonomiczne.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Gdzie zainstalować kondensatory
korygującewspółczynnik mocy?

Jeżeli obciążenie jest ciągłe i stabilne, można
zastosować kompensację centralną

4.1 Kompensacja centralna (patrz Rys. L13)
Zasada
Bateria kondensatorów jest podłączona do szyn zbiorczych głównej rozdzielnicy
NN instalacji i pracuje pod normalnym obciążeniem.
Zalety
Centralny typ kompensacji:
b Zmniejsza kary taryfowe za nadmierne zużycie mocy biernej kvar
b Zmniejsza zapotrzebowanie na moc pozorną kVA, na której zazwyczaj oparte są
opłaty stałe
b Odciąża transformator zasilający, który jest w stanie przyjąć większe obciążenie,
jeśli to konieczne
Uwagi
b Prąd bierny nadal przepływa przez wszystkie przewody wychodzące z (tzn.
poniżej) głównej rozdzielnicy NN
b Z tego powodu, przekroje tych kabli i straty mocy nie są korygowane przy
zastosowaniu kompensacji centralnej.

no.1

M

M

M

M

L11
Fig. L13: Kompensacja centralna

no. 1
no. 2

no. 2

M

M

Fig. L14: Kompensacja grupowa

M

M

4.2 Kompensacja grupowa (patrz Rys. L14)
Zasada
Baterie kondensatorów są podłączone do szyn zbiorczych każdej lokalnej
rozdzielnicy, jak pokazano na Rysunku L14.
Jest to korzystny układ dla znacznej części instalacji, zwłaszcza kabli zasilających
prowadzonych z głównej rozdzielnicy do każdej z lokalnych rozdzielnic
dystrybucyjnych, przy których zainstalowane są urządzenia kompensacyjne.
Zalety
Kompensacja grupowa:
b Zmniejsza kary taryfowe za nadmierne zużycie mocy biernej kvar
b Zmniejsza zapotrzebowanie na moc pozorną kVA, na której zazwyczaj oparte są
opłaty stałe
b Odciąża transformator zasilający, który jest w stanie przyjąć większe obciążenie,
jeśli to konieczne
b Kable zasilające lokalne rozdzielnice dystrybucyjne może mieć zmniejszony
przekrój albo będą mieć dodatkowy zapas na wypadek ewentualnych wzrostów
obciążenia
b Straty w tych samych kablach zostaną obniżone
Uwagi
b Prąd bierny nadal przepływa przez wszystkie kable poniżej lokalnych rozdzielnic
dystrybucyjnych
b Z powyższego powodu, przekroje tych kabli oraz straty mocy na nich nie są
poprawiane przez kompensację grupową
b Jeżeli występują duże zmiany obciążeń, zawsze istnieje ryzyko nadmiernej
kompensacji i wynikających z tego problemów z przepięciem

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Kompensacja grupowa jest zalecana, gdy
instalacja jest rozległa i jej parametry różnią się
w zależności od różnych części instalacji

L - Korekta współczynnika mocy

Kompensację indywidualną należy brać pod
uwagę, gdy moc silnika jest znacząca w
porównaniu do mocy instalacji

4 Gdzie zainstalować kondensatory
korygującewspółczynnik mocy?

4.3 Kompensacja indywidualna
Zasada
Kondensatory są podłączone bezpośrednio do przyłączy obwodu indukcyjnego
(zwłaszcza silniki, patrz dalej w punkcie 7). Kompensację indywidualną należy
brać pod uwagę, gdy moc silnika jest znaczna w porównaniu do zadeklarowanej
wymaganej mocy (kVA) instalacji.
Moc instalowana baterii kondensatorów jest rzędu 25% mocy czynnej silnika.
Kompensacja dodatkowa na początku instalacji (transformatora) może także być
wykorzystana.
Zalety
Kompensacja indywidualna:
b Zmniejsza kary taryfowe za nadmierne zużycie mocy biernej kvar
b Zmniejsza zapotrzebowanie na moc pozorną kVA
b Zmniejszony przekrój wszystkich kabli oraz strat na kablach
Uwagi
b Znaczące prądy bierne nie wystąpią już w instalacji

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

L12

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Jak ustalić optymalny poziom
kompensacji?

5.1 Metoda ogólna
Bilans odbiorników mocy biernej na etapie projektowania
Ten bilans może być sporządzony w ten sam sposób (i w tym samym czasie)
co wykaz obciążenia zasilania opisany w rozdziale A. Można wówczas określić
poziomy obciążenia mocy czynnej i biernej, na każdym poziomie instalacji (na ogół
w punktach dystrybucji i poddystrybucji obwodów).
Optymalizacja techniczno-ekonomiczna istniejącej instalacji
Optymalna klasyfikacja istniejącej instalacji może być określona na podstawie
następujących głównych czynników:
b Rachunków za energię elektryczną przed instalacją kondensatorów
b Prognozowanych rachunków za energię elektryczną po instalacji kondensatorów
b Kosztów:
v Zakup kondensatorów i aparatury sterowniczej (styczniki, przekaźniki, obudowy
itd.)
v Koszty instalacji i konserwacji
v Koszt dielektrycznych strat w kondensatorach względem obniżonych strat
indukcyjnych w kablach, transformatorze itp., po instalacji kondensatorów
Kilka uproszczonych metod stosowanych względem typowych taryf (w Europie)
przedstawiono w podpunktach 5.3 i 5.4.

5.2 Metoda uproszczona
Ogólna zasada

Orientacyjne obliczenia są na ogół wystarczające w większości rzeczywistych
przypadków i mogą być oparte o założenie współczynnika mocy 0,8 przed
kompensacją.
W celu korekty współczynnika mocy do wartości wystarczającej do uniknięcia
kar taryfowych (zależy to od lokalnej struktury taryf ale przyjmuje się 0,93)
i w celu ograniczenia strat, spadków napięcia itp. w instalacji, można posłużyć się
Tabelą L15 na następnej stronie.
Z tabeli wynika, że podniesienie współczynnika mocy instalacji z 0,8 do 0,93
wymagać będzie 0,355 kvar na kW obciążenia. Wielkość baterii kondensatorów
przy szynach zbiorczych głównej rozdzielnicy instalacji wyniosłaby
Q (kvar) = 0,355 x P (kW).
To proste przeliczenie pozwala na szybkie określenie mocy wymaganych
kondensatorów kompensacyjnych w globalnym, częściowym lub niezależnym
trybie.

L13

Przykład
Wymagana jest korekta współczynnika mocy instalacji 666 kVA z 0,75 do 0,928.
Zapotrzebowanie na moc czynną wynosi 666 x 0,75 = 500 kW.
Na Rysunku L15, skrzyżowanie wiersza cosφ = 0,75 (przed korektą) z kolumną
cosφ = 0,93 (po korekcie) oznacza wartość 0,487 kvar kompensacji na kW
obciążenia.
Dlatego, w przypadku obciążenia 500 kW, wymagana jest kompensacja
pojemnościowa 500 x 0,487 = 244 kvar.
Uwaga: ta metoda obowiązuje dla każdego poziomu napięcia, tzn. jest niezależna
od napięcia.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

L - Korekta współczynnika mocy

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

L - Korekta współczynnika mocy

Przed
kompensacją


© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

L14

Wartość mocy baterii kondensatorów wymaganych na kW obciążenia, w celu poprawy cos ϕ
(współczynnika mocy) lub tan ϕ, do określonej wartości
tan ϕ

tan ϕ
2.29
2.22
2.16
2.10
2.04
1.98
1.93
1.88
1.83
1.78
1.73
1.69
1.64
1.60
1.56
1.52
1.48
1.44
1.40
1.37
1.33
1.30
1.27
1.23
1.20
1.17
1.14
1.11
1.08
1.05
1.02
0.99
0.96
0.94
0.91
0.88
0.86
0.83
0.80
0.78
0.75
0.72
0.70
0.67
0.65
0.62
0.59
0.57
0.54
0.51
0.48

0.75

0.59

0.48

cos ϕ cos ϕ 0.80 0.86
0.90
0.40
1.557 1.691 1.805
0.41
1.474 1.625 1.742
0.42
1.413 1.561 1.681
0.43
1.356 1.499 1.624
0.44
1.290 1.441 1.558
0.45
1.230 1.384 1.501
0.46
1.179 1.330 1.446
0.47
1.130 1.278 1.397
0.48
1.076 1.228 1.343
0.49
1.030 1.179 1.297
0.50
0.982 1.232 1.248
0.51
0.936 1.087 1.202
0.52
0.894 1.043 1.160
0.53
0.850 1.000 1.116
0.54
0.809 0.959 1.075
0.55
0.769 0.918 1.035
0.56
0.730 0.879 0.996
0.57
0.692 0.841 0.958
0.58
0.665 0.805 0.921
0.59
0.618 0.768 0.884
0.60
0.584 0.733 0.849
0.61
0.549 0.699 0.815
0.62
0.515 0.665 0.781
0.63
0.483 0.633 0.749
0.64
0.450 0.601 0.716
0.65
0.419 0.569 0.685
0.66
0.388 0.538 0.654
0.67
0.358 0.508 0.624
0.68
0.329 0.478 0.595
0.69
0.299 0.449 0.565
0.70
0.270 0.420 0.536
0.71
0.242 0.392 0.508
0.72
0.213 0.364 0.479
0.73
0.186 0.336 0.452
0.74
0.159 0.309 0.425
0.75
0.132 0.82
0.398
0.76
0.105 0.255 0.371
0.77
0.079 0.229 0.345
0.78
0.053 0.202 0.319
0.79
0.026 0.176 0.292
0.80
0.150 0.266
0.81
0.124 0.240
0.82
0.098 0.214
0.83
0.072 0.188
0.84
0.046 0.162
0.85
0.020 0.136
0.86
0.109
0.87
0.083
0.88
0.054
0.89
0.028
0.90

0.46

0.43

0.40

0.36

0.33

0.29

0.25

0.20

0.14

0.91
1.832
1.769
1.709
1.651
1.585
1.532
1.473
1.425
1.370
1.326
1.276
1.230
1.188
1.144
1.103
1.063
1.024
0.986
0.949
0.912
0.878
0.843
0.809
0.777
0.744
0.713
0.682
0.652
0.623
0.593
0.564
0.536
0.507
0.480
0.453
0.426
0.399
0.373
0.347
0.320
0.294
0.268
0.242
0.216
0.190
0.164
0.140
0.114
0.085
0.059
0.031

0.92
1.861
1.798
1.738
1.680
1.614
1.561
1.502
1.454
1.400
1.355
1.303
1.257
1.215
1.171
1.130
1.090
1.051
1.013
0.976
0.939
0.905
0.870
0.836
0.804
0.771
0.740
0.709
0.679
0.650
0.620
0.591
0.563
0.534
0.507
0.480
0.453
0.426
0.400
0.374
0.347
0.321
0.295
0.269
0.243
0.217
0.191
0.167
0.141
0.112
0.086
0.058

0.93
1.895
1.831
1.771
1.713
1.647
1.592
1.533
1.485
1.430
1.386
1.337
1.291
1.249
1.205
1.164
1.124
1.085
1.047
1.010
0.973
0.939
0.904
0.870
0.838
0.805
0.774
0.743
0.713
0.684
0.654
0.625
0.597
0.568
0.541
0.514
0.487
0.460
0.434
0.408
0.381
0.355
0.329
0.303
0.277
0.251
0.225
0.198
0.172
0.143
0.117
0.089

0.94
1.924
1.840
1.800
1.742
1.677
1.628
1.567
1.519
1.464
1.420
1.369
1.323
1.281
1.237
1.196
1.156
1.117
1.079
1.042
1.005
0.971
0.936
0.902
0.870
0.837
0.806
0.775
0.745
0.716
0.686
0.657
0.629
0.600
0.573
0.546
0.519
0.492
0.466
0.440
0.413
0.387
0.361
0.335
0.309
0.283
0.257
0.230
0.204
0.175
0.149
0.121

0.95
1.959
1.896
1.836
1.778
1.712
1.659
1.600
1.532
1.497
1.453
1.403
1.357
1.315
1.271
1.230
1.190
1.151
1.113
1.076
1.039
1.005
0.970
0.936
0.904
0.871
0.840
0.809
0.779
0.750
0.720
0.691
0.663
0.634
0.607
0.580
0.553
0.526
0.500
0.474
0.447
0.421
0.395
0.369
0.343
0.317
0.291
0.264
0.238
0.209
0.183
0.155

0.96
1.998
1.935
1.874
1.816
1.751
1.695
1.636
1.588
1.534
1.489
1.441
1.395
1.353
1.309
1.268
1.228
1.189
1.151
1.114
1.077
1.043
1.008
0.974
0.942
0.909
0.878
0.847
0.817
0.788
0.758
0.729
0.701
0.672
0.645
0.618
0.591
0.564
0.538
0.512
0.485
0.459
0.433
0.407
0.381
0.355
0.329
0.301
0.275
0.246
0.230
0.192

0.97
2.037
1.973
1.913
1.855
1.790
1.737
1.677
1.629
1.575
1.530
1.481
1.435
1.393
1.349
1.308
1.268
1.229
1.191
1.154
1.117
1.083
1.048
1.014
0.982
0.949
0.918
0.887
0.857
0.828
0.798
0.769
0.741
0.712
0.685
0.658
0.631
0.604
0.578
0.552
0.525
0.499
0.473
0.447
0.421
0.395
0.369
0.343
0.317
0.288
0.262
0.234

0.98
2.085
2.021
1.961
1.903
1.837
1.784
1.725
1.677
1.623
1.578
1.529
1.483
1.441
1.397
1.356
1.316
1.277
1.239
1.202
1.165
1.131
1.096
1.062
1.030
0.997
0.966
0.935
0.905
0.876
0.840
0.811
0.783
0.754
0.727
0.700
0.673
0.652
0.620
0.594
0.567
0.541
0.515
0.489
0.463
0.437
0.417
0.390
0.364
0.335
0.309
0.281

0.99
2.146
2.082
2.022
1.964
1.899
1.846
1.786
1.758
1.684
1.639
1.590
1.544
1.502
1.458
1.417
1.377
1.338
1.300
1.263
1.226
1.192
1.157
1.123
1.091
1.058
1.007
0.996
0.966
0.937
0.907
0.878
0.850
0.821
0.794
0.767
0.740
0.713
0.687
0.661
0.634
0.608
0.582
0.556
0.530
0.504
0.478
0.450
0.424
0.395
0.369
0.341

Wartość wybrana jako przykład w sekcji 5.2
Wartość wybrana jako przykład w sekcji 5.4
Tab. L15: kvar wymagane na kW obciążenia, w celu korekty współczynnika mocy instalacji

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

0.0
1
2.288
2.225
2.164
2.107
2.041
1.988
1.929
1.881
1.826
1.782
1.732
1.686
1.644
1.600
1.559
1.519
1.480
1.442
1.405
1.368
1.334
1.299
1.265
1.233
1.200
1.169
1.138
1.108
1.079
1.049
1.020
0.992
0.963
0.936
0.909
0.882
0.855
0.829
0.803
0.776
0.750
0.724
0.698
0.672
0.645
0.620
0.593
0.567
0.538
0.512
0.484

5 Jak ustalić optymalny poziom
kompensacji?

5.3 Metoda oparta na eliminowaniu kar taryfowych

W przypadku pewnych (typowych) rodzajów
taryf, badanie kilku rachunków obejmujące
najbardziej obciążony okres roku, pozwala
na określenie poziomu mocy kompensacji,
wymaganej do uniknięcia opłat za energię
bierną. Czas zwrotu kosztów baterii
kondensatorów do poprawy współczynnika
mocy oraz powiązanego sprzętu to na ogół
około 18 miesięcy

Następująca metoda umożliwia obliczenie mocy proponowanej baterii
kondensatorów w oparciu o szczegóły fakturowania, gdzie struktura taryfowa
odpowiada (lub jest podobna do) opisanej w podpunkcie 2.1 niniejszego rozdziału.
Metoda określa minimalną kompensację, wymaganą do uniknięcia kar, które są
oparte na zużyciu energii biernej.
Procedura jest następująca:
b Przeanalizuj na rachunki obejmujące zużycie za 5 miesięcy zimy (we Francji są to
listopad do marca włącznie)
Uwaga: w klimatach tropikalnych miesiące letnie mogą stanowić okres
największego obciążenia i najwyższych szczytów (ze względu na wysokie
wykorzystanie klimatyzacji), więc wynikająca zmienność okresów wysokich taryf
jest w tym przypadku konieczna. Pozostała część tego przykładu przyjmuje warunki
zimowe we Francji.
b Znajdź wiersz na rachunkach odnoszący się do zużytej energii biernej i
naliczonych kvarh. Wybierz rachunek, który obejmuje najwyższą opłatę za energię
bierną (po sprawdzeniu, czy nie był to wynik jakiejś wyjątkowej sytuacji).
Na przykład: 15.966 kvarh w styczniu
b Oceń łączny okres pracy z obciążeniem instalacji za dany miesiąc, na przykład:
220 godzin (22 dni x 10 godzin). Godziny, które należy wliczyć, występują podczas
największego obciążenia i najwyższych obciążeń szczytowych występujących w
systemie energetycznym. Podano je w dokumentach taryfowych i występują one
(zwykle) podczas 16-godzinnego okresu każdego dnia, od 06:00 do 22:00 lub
07:00 do 23:00, zależnie od regionu. Poza tymi okresami, zużycie energii biernej
jest bezpłatne
b Konieczna wartość kompensacji w kvar = kvarh naliczone/liczba godzin pracy(1)
= Qc
Na ogół dobierana jest moc zamontowanej baterii kondensatorów nieco większa niż
wyliczona.
Niektórzy producenci mogą dostarczyć suwaki logarytmiczne, specjalnie
zaprojektowane do ułatwienia tego rodzaju obliczeń, zgodnie z danymi taryfami. Te
urządzenia i towarzysząca dokumentacja wskazują odpowiedni sprzęt i programy
kontrolne, jak również zwracają uwagę na ograniczenia spowodowane przez wpływ
harmonicznych. Takie sieci wymagają przewymiarowanych kondensatorów (w
zakresie rozpraszania ciepła, znamionowego napięcia i prądu) i/lub dławików do
tłumienia harmonicznych lub filtrów.

P = 85.4 kW

ϕ' ϕ
S'
Q
S

5.4 Metoda oparta na redukcji zadeklarowanej
maksymalnej mocy pozornej (kVA)
W przypadku konsumentów, których taryfy są oparte na stałej opłacie w przeliczeniu
na zadeklarowaną moc pozorną kVA, plus opłata za zużycie energii czynnej kWh,
oczywiste jest, że zmniejszenie zadeklarowanej mocy pozornej byłoby korzystne.
Wykres z Rysunku L16 pokazuje, że w miarę poprawy współczynnika mocy,
wartość kVA ulega zmniejszeniu dla danej wartości mocy P (kW).
Poprawa współczynnika mocy ma na celu (poza innymi uprzednio wymienionymi
korzyściami) redukcję zadeklarowanego poziomu mocy i zapobieganie jego
przekraczaniu, tym samym zapobiegając płaceniu nadmiernej ceny za moc
pozorną podczas okresów intensywnego zużywania mocy i/lub unikania odłączania
obwodów przez wyłącznik główny.
Przykład:
Supermarket ma zadeklarowane obciążenie indukcyjne 122 kVA przy
współczynniku mocy 0,7, tzn. obciążenie mocy czynnej 85,4 kW. Umowa tego
konsumenta została oparta na stopniowanych wartościach zadeklarowanych kVA (w
stopniach 6 kVA do 108 kVA i stopniach 12 kVA powyżej tej wartości, jest to typowa
cecha wielu rodzajów taryf dwuczęściowych). W rozważanej sytuacji, konsument
został obciążony opłatą na podstawie 132 kVA. Odwołując się do Rysunku L16
widać, że bateria kondensatorów 60 kvar poprawi współczynnik mocy obciążenia
z 0,7 do 0,95 (0,691 x 85,4 = 59 kvar na Rysunku). Zadeklarowana wartość kVA
85.4
wyniesie
= 90 kVA ,co stanowi poprawę o 30%.
i.e. an
0.95

Q'
Cos ϕ = 0.7
Cos ϕ'= 0.95
S = 122 kVA
S' = 90 kVA
Q = 87.1 kvar
Qc = 59 kvar
Q' = 28.1 kvar

L15

Qc

Rys. L16: Redukcja zadeklarowanych maksymalnych kVA
przez poprawę współczynnika mocy

Tabela L15 (poprzednia strona) wskazuje wartość mocy kompensacji na kW
obciążenia, konieczną do poprawy z jednej wartości współczynnika mocy na inny.

(1) W okresie fakturowania podczas godzin, w których
jest pobierana energia bierna dla przypadku rozważanego
15,996 kvarh
= 73 kvar
Qc =
220 h
powyżej:
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

14

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

W przypadku 2-częściowych taryf opartych
częściowo na zadeklarowanej wartości kVA,
Tabela L17 pozwala na określenie mocy
kompensacji wymaganych do zmniejszenia
wartości zadeklarowanej mocy pozornej, a także
do uniknięcia jej przekroczenia

6 Kompensacja przy przyłączach
transformatora

L - Korekta współczynnika mocy

Instalacja baterii kondensatorów może
zapobiec konieczności wymiany transformatora
w przypadku wzrostu obciążenia

tan ϕ cos ϕ

0.00 1
0.20 0.98
0.29 0.96
0.36 0.94
0.43 0.92
0.48 0.90
0.54 0.88
0.59 0.86
0.65 0.84
0.70 0.82
0.75 0.80
0.80 0.78
0.86 0.76
0.91 0.74
0.96 0.72
1.02 0.70

6.1 Kompensacja w celu zwiększenia dostępnej
wyjściowej mocy czynnej
Kroki podobne do tych podjętych w celu zmniejszenia zadeklarowanych
maksymalnych mocy pozornych, tzn. poprawa współczynnika mocy odbiornika, jak
omówiono w podpunkcie 5.4, zmaksymalizują dostępną sprawność transformatora,
tzn. zwiększą możliwość zapewnienia mocy czynnej. Mogą wystąpić sytuacje, gdzie
można w ten sposób uniknąć wymiany transformatora na większą jednostkę w celu
sprostania wzrostowi obciążenia. Tabela L17 pokazuje bezpośrednio moc w (kW)
w pełni obciążonych transformatorów przy różnych współczynnikach mocy,oraz
jak można uzyskać zwiększenie czynnej mocy wyjściowej, poprzez zwiększenie
wartości współczynnika mocy.

Nominalne moce transformatorów (w kVA)
100
160
250
315
400
500
100
160
250
315
400
500
98
157
245
309
392
490
96
154
240
302
384
480
94
150
235
296
376
470
92
147
230
290
368
460
90
144
225
284
360
450
88
141
220
277
352
440
86
138
215
271
344
430
84
134
210
265
336
420
82
131
205
258
328
410
80
128
200
252
320
400
78
125
195
246
312
390
76
122
190
239
304
380
74
118
185
233
296
370
72
115
180
227
288
360
70
112
175
220
280
350

630
630
617
605
592
580
567
554
541
529
517
504
491
479
466
454
441

800
800
784
768
752
736
720
704
688
672
656
640
624
608
592
576
560

1000
1000
980
960
940
920
900
880
860
840
820
800
780
760
740
720
700

1250
1250
1225
1200
1175
1150
1125
1100
1075
1050
1025
1000
975
950
925
900
875

1600
1600
1568
1536
1504
1472
1440
1408
1376
1344
1312
1280
1248
1216
1184
1152
1120

2000
2000
1960
1920
1880
1840
1800
1760
1720
1680
1640
1600
1560
1520
1480
1440
1400

Tab. L17: Wartości mocy czynnej w pełni obciążonych transformatorów podczas zasilania odbiorów przy różnych wartościach współczynnika mocy

L16

Przykład: (patrz Rys. L18)
Instalacja jest zasilana z transformatora 630 kVA obciążonego indukcyjnie do 450
450
kW (P1) przy średnim współczynniku mocy 0,8. Moc pozorna S1 =
= 562 kVA
0.8
Odpowiadająca moc bierna

Q1 = S12 − P12 = 337 kvar
Spodziewany wzrost obciążenia indukcyjnego P2 = 100 kW przy współczynniku
mocy 0,7.
Moc pozorna S2 = 100 = 143 kVA
0.7
Odpowiadająca moc bierna
Q2 = S22 − P22 = 102 kvar

Jaka jest minimalna wartość mocy pojemnościowej wymaganej do uniknięcia
wymiany transformatora?

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Q

Całkowita moc wymagana teraz:

S2

P = P1 + P2 = 550 kW
Maksymalna wydajność mocy biernej transformatora 630 kVA w momencie
550 kW is:
dostarczenia 550 kW wynosi:

Q2
Q
P2

S1
S

P1

Q1

Q m
P

Rys. L18: Kompensacja Q umożliwia obciążenie instalacji
poprzez rozszerzenie S2, bez konieczności wymiany
istniejącego transformatora, którego wydajność jest
ograniczona do mocy S

Qm = S2 − P2

Qm = 6302 − 5502 = 307 kvar

Całkowita moc bierna wymagana przez instalację przed kompensacją:
Q1 + Q2 = 337 + 102 = 439 kvar
Dlatego minimalna wielkość baterii kondensatorów do zainstalowania:
Qkvar = 439 - 307 = 132 kvar
Należy zauważyć, że to obliczenie nie uwzględnia szczytów obciążenia ani czasu
ich trwania. Najlepsza możliwa poprawa, tzn. korekta, która osiąga współczynnik
mocy 1 umożliwiłaby rezerwę mocy transformatora 630-550 = 80 kW.
Bateria kondensatorów musiałaby być wówczas dobrana na 439 kvar.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

6 Kompensacja przy przyłączach
transformatora

6.2 Kompensacja mocy biernej absorbowanej przez
transformator

Jeżeli pomiar jest wykonywany po stronie
SN transformatora, straty energii biernej
w transformatorze mogą wymagać
kompensowania (w zależności od taryfy)

Idealny transformator
Perfect transformer

Uzwojenie
Primary
pierwotne
winding

Charakter reaktancji transformatora
Wszystkie poprzednie przykłady dotyczyły podłączonych równolegle urządzeń,
takich jak zwykłe odbiorniki, baterie kondensatorów do korekty współczynnika
mocy itp. Wynika to z tego, że podłączone równolegle urządzenie wymaga
dostarczenia największych ilości energii biernej w systemach zasilania;
jednak szeregowo podłączone reaktancje, takie jak reaktancje indukcyjne linii
energetycznych i reaktancja rozproszenia uzwojeń transformatora itp., również
absorbują energię bierną.

Reaktancja
Leakage reactance
rozproszenia

Uzwojenie
Secondary
winding
wtórne

Reaktancja
Magnetizing
reactance
magnesująca

Rys. L19: Reaktancje transformatora na fazę

Moc bierna pobierana przez transformator nie
może być lekceważona i może wynosić (około)
5% mocy transformatora przy jego pełnym
obciążeniu. Kompensację może zapewnić
bateria kondensatorów. W transformatorach
moc bierna jest absorbowana zarówno przez
reaktancję bocznikującą (magnesującą)
jak i szeregową (strumień rozproszony).
Kompletną kompensację może zapewnić bateria
podłączonych bocznikowo kondensatorów NN

Jeżeli pomiar jest wykonywany po stronie SN transformatora, straty energii biernej
w transformatorze mogą (w zależności od taryfy) wymagać kompensowania. Jeżeli
chodzi tylko o straty energii biernej, transformator może być reprezentowany przez
podstawowy schemat z Rysunku L19. Wszystkie wartości reaktancji odnoszą się
do strony wtórnej transformatora, gdzie uzwojenie bocznikujące reprezentuje prąd
magnesujący. Prąd magnesujący pozostaje praktycznie stały (na poziomie 1,8%
całkowitego prądu obciążeniowego) w zakresie od braku obciążenia do pełnego
obciążenia, w normalnych warunkach pracy, tzn. przy stałym napięciu pierwotnym
dzięki czemu można zainstalować kondensator bocznikujący o stałej wartości po
stronie SN lub NN, celem skompensowania pobranej zaabsorbowanej energii
biernej.

Pobór mocy biernej przy szeregowo podłączonej
(strumień rozproszony) reaktancji XL
Prostą ilustrację tego zjawiska przedstawia wykres wektorowy z Rysunku L20.
Składowa prądu biernego do obciążenia = I sin ϕ co daje QL = VI sin ϕ.
Składowa prądu biernego od źródła = I sin ϕ’ co daje QE = EI sin ϕ’.
Można zauważyć, że E & gt; V oraz sin ϕ’ & gt; sin ϕ.
Różnica pomiędzy EI sin ϕ’ oraz VI sin ϕ daje moc bierną na fazę pobieraną przez
XL.
Można wykazać, że wartość mocy biernej jest równa I2XL (co jest analogiczne do strat
mocy czynnej (kW) I2 R w wyniku oporności szeregowej linii energetycznych itd.)

I

E
Source
Źródło

Ze wzoru I2XL można bardzo prosto wywnioskować moc bierną pobieraną przy
dowolnej wartości obciążenia dla danego transformatora w następujący sposób:
XL

Jeżeli stosuje się wartości jednostkowe (zamiast procentowych), można wykonać
bezpośrednie pomnożenie I i XL.

V
Load
Obciążenie

L17

Przykład:
Transformator 630 kVA o napięciu zwarcia 4% jest w pełni obciążony. Jaka jest jego
strata mocy biernej (kvar)?
XL = 0.04 pu i I = 1 pu
strata = I2XL = 12 x 0.04 = 0.04 pu kvar

E

gdzie 1 pu = 630 kVA

IXL

'

I

I sin
I sin '

Rys. L20: Pobór mocy biernej przez indukcyjność szeregową

3-fazowe straty mocy biernej wynoszą 630 x 0,04 = 25,2 kvar (lub, po prostu, 4% z
630 kVA).
Przy połowie obciążenia, tzn. I = 0.5 pu straty wyniosą
0.52 x 0.04 = 0.01 pu = 630 x 0.01 = 6.3 kvar itp.
Przykład ten oraz wykres wektorowy z Rysunku L20 pokazują, że:
b Współczynnik mocy po stronie pierwotnej obciążonego transformatora jest inny
(zazwyczaj niższy) niż po stronie wtórnej (w wyniku poboru mocy biernej)
b Straty mocy biernej przy pełnym obciążeniu wynikające z reaktancji rozproszenia
będą równe procentowej reaktancji transformatora (4% reaktancja oznacza stratę
mocy biernej równą 4% mocy pozornej transformatora)
b straty mocy biernej wynikające z reaktancji rozproszenia zależą od kwadratu
prądu (lub obciążenia kVA)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

V

L - Korekta współczynnika mocy

6 Kompensacja przy przyłączach
transformatora

W celu ustalenia całkowitych strat mocy biernej transformatora, ciągłe straty obwodu
prądu magnesującego (ok. 1,8% mocy kVA transformatora) muszą zostać dodane
do powyższych strat szeregowych. Tabela L21 pokazuje straty mocy biernej bez
obciążenia i przy pełnym obciążeniu w przypadku typowych transformatorów
rozdzielczych. W zasadzie, indukcyjności szeregowe mogą być kompensowane stałymi
kondensatorami szeregowymi (co jest powszechne w długich liniach przesyłowych
SN). Jednak taki układ jest trudny w eksploatacji, więc na poziomach napięcia objętych
niniejszym przewodnikiem, zawsze stosowana jest kompensacja równoległa.
W przypadku pomiaru po stronie SN, wystarczy podnieść współczynnik mocy do
wartości, w którym pobór mocy biernej transformatora i odbiornika jest poniżej
poziomu występowania kar. Poziom ten zależy od taryfy, ale ϕ często odpowiada
wartości 0,31 (cos ϕ 0,955).
Moc znamionowa
(kVA)
100
160
250
315
400
500
630
800
1000
1250
1600
2000

Wymagana kompensacja mocy biernej (kvar)
Bez obciążenia
Pełne obciążenie
2.5
6.1
3.7
9.6
5.3
14.7
6.3
18.4
7.6
22.9
9.5
28.7
11.3
35.7
20
54.5
23.9
72.4
27.4
94.5
31.9
126
37.8
176

Tab. L21: Zużycie energii biernej transformatorów rozdzielczych z uzwojeniami pierwotnymi 20 kV

Ciekawostką jest to, że straty mocy biernej w transformatorze mogą być
całkowicie skompensowane poprzez dobór baterii kondensatorów w celu nadania
odbiornikowi (nieco) wyprzedzającego współczynnika mocy. W takim przypadku,
całość mocy biernej transformatora jest dostarczana z baterii kondensatorów,
podczas gdy na wejściu po stronie SN transformatora współczynnik mocy równy
jest jedności, jak pokazano na Rysunku L22.

L18
E (Input voltage)
E (Napięcie wejściowe)

IXL
I
ϕ
V (Load voltage)
V (Napięcie obciążenia)
Load

Prąd
current
obciążenia

I0 Compensation current
Prąd kompensacyjny

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. L22: Przekompensowanie obciążenia w celu całkowitego skompensowania strat mocy
biernej transformatora

Dlatego w praktyce, kompensacja pobieranej przez transformator mocy
biernej, zapewniana jest przez kondensatory przeznaczone głównie do korekty
współczynnika mocy odbiorów, czy to centralnie, grupowo, czy indywidualnie.
Inaczej niż w większości innych urządzeń pobierających moc bierną, pobór przez
transformator (częściowo na skutek reaktancji rozproszenia) zmienia się znacząco
wraz ze zmianami poziomu obciążenia, więc jeżeli do transformatora stosowana
jest kompensacja indywidualna, wówczas trzeba będzie założyć średni poziom
obciążenia.
Na szczęście, zużycie mocy biernej transformatora na ogół stanowi jedynie
stosunkowo niewielką część całkowitej mocy biernej instalacji i dlatego rozbieżności
w kompensacji w czasie zmiany obciążenia rzadko stanowią problem.
Tabela L21 przedstawia typowe wartości strat mocy biernej obwodu magnesującego
(kolumna mocy biernej bez obciążenia), jak również całości strat przy pełnym
obciążeniu w przypadku standardowego zakresu transformatorów rozdzielczych
zasilanych 20 kV (co obejmuje straty w wyniku reaktancji rozproszenia).
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

7 Korekta współczynnika mocy
silników indukcyjnych

L - Poprawa współczynnika mocy

Kompensacja indywidualna silnika jest zalecana,
jeśli moc silnika (kVA) jest duża w odniesieniu
do nominalnej mocy zainstalowanego
transformatora

7.1 Podłączenie baterii kondensatorów oraz
ustawienia zabezpieczeń
Ogólne środki ostrożności
Z powodu małego zużycia mocy czynnej, współczynnik mocy silnika jest bardzo
niski przy braku obciążenia lub przy lekkim obciążeniu. Prąd bierny silnika
pozostaje praktycznie ten sam przy wszystkich obciążeniach tak, że szereg
nieobciążonych silników powoduje zużycie mocy biernej, które jest nieporządane
dla instalacji z przyczyn wyjaśnionych w poprzednich rozdziałach.
Dlatego stosowane są dwie ogólne zasady: nieobciążone silniki powinny być
wyłączone oraz silniki nie powinny być przewymiarowane (ponieważ będą wówczas
lekko obciążone).
Połączenie
Baterię kondensatorów należy podłączyć bezpośrednio do przyłączy silnika.
Specjalne silniki
Zaleca się, by silniki specjalne (krokowe, hamowane, skokowe, silniki nawrotne itd.)
nie były kompensowane.
Wpływ na ustawienia zabezpieczeń
Po zastosowaniu kompensacji silnika, prąd dla układu silnik - kondensator będzie
niższy niż wcześniej, przyjmując te same warunki obciążenia napędzanego silnika.
Jest tak dlatego, że znaczna część składowej biernej prądu silnika jest zasilana z
kondensatora, jak pokazano na Rysunku L23.
Jeżeli urządzenia zabezpieczające silnik przed przetężeniem są zlokalizowane
powyżej połączenia kondensatora silnika (a będzie tak zawsze w przypadku
kondensatorów podłączonych przez przyłącza), ustawienia zabezpieczeń muszą
zostać obniżone w stosunku:
cos ϕ przed kompensacją/cos ϕ po kompensacji
W przypadku silników kompensowanych zgodnie z wartościami mocy biernej
wskazanymi na Tabeli L24 (maksymalne wartości zalecane w celu uniknięcia
samowzbudzenia standardowych silników indukcyjnych, jak omówiono w
podpunkcie 7.2), powyższy stosunek będzie mieć wartość zbliżoną do wskazanej
przy odpowiedniej prędkości silnika w Tabeli L25.

Po
After
kompensacji
compensation

Transformer
Transformator

Moc dostarczona
Power
made
available
Moc
Active
power
czynna

Tab. L24: Maksymalne moce korekty współczynnika mocy, mające zastosowanie do przyłączy
silnika bez ryzyka samowzbudzenia

C

M

Motor
Silnik

M

Reactive
Moc bierna
power
dostarczona przez
supplied
kondensator
by capacitor

Rys. L23: Przed kompensacją, transformator dostarcza całość
mocy biernej; po kompensacji, kondensator dostarcza dużą
część mocy biernej

Prędkość w obr/min
750
1000
1500
3000

Współczynnik redukcji
0.88
0.90
0.91
0.93

Tab. L25: Współczynnik redukcji do ochrony przetężeniowej po kompensacji

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

L19

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Przed
Before
kompensacją
compensation

Silniki 3-fazowe 230/400 V
Moc nominalna Moc bierna do zainstalowania

Prędkość znamionowa(obr/min)
kW
hp
3000 1500 1000 750
22
30
6
8
9
10
30
40
7.5
10
11
12.5
50
9
11
12.5
16
37
45
60
11
13
14
17
55
75
13
17
18
21
75
100
17
22
25
28
90
125
20
25
27
30
150
24
29
33
37
110
132
180
31
36
38
43
160
218
35
41
44
52
200
274
43
47
53
61
250
340
52
57
63
71
280
380
57
63
70
79
355
482
67
76
86
98
400
544
78
82
97
106
450
610
87
93
107
117

7 Korekta współczynnika mocy
silników indukcyjnych

L - Korekta współczynnika mocy

Gdy bateria kondensatorów jest podłączana
do przyłączy silnika indukcyjnego, należy
sprawdzić, czy wielkość baterii jest mniejsza niż
ta, przy której może wystąpić samowzbudzenie

7.2 Jak można uniknąć samowzbudzenia silnika
indukcyjnego
Gdy silnik pracuje przy dużym obciążeniu bezwładnościowym, silnik będzie się
obracać (chyba że zostanie celowo wyhamowany) po wyłączeniu zasilania silnika.
Inercja magnetyczna obwodu wirnika oznacza, że siła elektromotoryczna będzie
generowana w uzwojeniach stojana przez krótki czas po wyłączeniu i zazwyczaj
spadnie do zera po 1 lub 2 cyklach w przypadku nieskompensowanego silnika.
Jednak kondensatory kompensacyjne stanowią 3-fazowy bierny odbiornik
tej zanikającej siły elektromotorycznej, co powoduje przepływ prądów
pojemnościowych poprzez uzwojenia stojana. Te prądy stojana spowodują
rotacyjne pole magnetyczne w wirniku, które działa dokładnie wzdłuż tej samej osi i
w tym samym kierunku co zanikające pole magnetyczne.
Co za tym idzie, zwiększa się strumień w wirniku; prąd stojana wzrasta; i wzrasta
napięcie na zaciskach silnika; czasami do niebezpiecznie wysokich poziomów.
Zjawisko to znane jest jako samowzbudzenie i stanowi jeden z powodów, z których
generatory AC z reguły nie pracują przy wyprzedzających współczynnikach
mocy, tzn. występuje tendencja do samoczynnego (i niekontrolowanego)
samowzbudzenia.
Uwagi:
Charakterystyka silnika napędzanego przez bezwładność obciążenia nie jest
dokładnie identyczna z jego charakterystyką bez obciążenia. To założenie jednak
jest wystarczająco dokładne dla celów praktycznych.
Ponieważ silnik działa jak generator, płynące prądy są w dużym stopniu indukcyjne,
więc efekt hamowania (opóźniania) w silniku wynika głównie tylko z obciążenia
reprezentowanego przez wentylator chłodzący w silniku.
Prąd (z prawie 90o opóźnieniem) pobrany ze źródła w normalnych okolicznościach
przez nieobciążony silnik oraz prąd (z prawie 90o wyprzedzeniem) dostarczany
do kondensatorów przez silnik działający jak generator, mają ten sam kierunek w
stosunku do napięcia na przyłączach. Z tego powodu, obydwa prądy sumują się
graficznie.
W celu uniknięcia samowzbudzenia, jak to opisano powyżej, wartość mocy baterii
kondensatorów musi być ograniczona do następującej maksymalnej wartości:
Qc y 0.9 x Io x Un x 3 gdzie Io = prąd bez obciążenia silnika a Un = nominalne
napięcie międzyfazowe silnika w kV. Tabela L24 z poprzedniej strony przedstawia
odpowiednie wartości Qc odpowiadające temu kryterium.
Przykład
Trójfazowy silnik 75 kW, 3.000 obr/min, 400 V może mieć baterię kondensatorów nie
większą niż 17 kvar, zgodnie z Tabelą L24. Wartości z tabeli są, na ogół, zbyt małe
do odpowiedniego skompensowania silnika do poziomu zazwyczaj wymaganego
cosφ. Do systemu może jednak być zastosowana dodatkowa kompensacja, na
przykład centralna bateria, zainstalowana do centralnej kompensacji szeregu
mniejszych urządzeń.
Silniki i/lub odbiorniki o wysokiej bezwładności
W każdej instalacji, gdzie są napędzane silnikiem odbiorniki o wysokiej
bezwładności, wyłączniki samoczynne lub styczniki sterujące takimi silnikam w razie
całkowitej utraty zasilania powinny być szybko otworzone.
Jeżeli ten środek ostrożności nie zostanie zastosowany, wówczas może wystąpić
samowzbudzenie do bardzo wysokich napięć, ponieważ wszystkie inne baterie
kondensatorów w instalacji będą równoległe z bateriami silników o wysokiej
bezwładności.
Dlatego sposób zabezpieczenia tych silników powinien obejmować zabezpieczenie
nadnapięciowe z kontrolą fazową (silnik będzie dostarczać moc do reszty instalacji
do momentu, gdy zmagazynowana energia inercyjna zostanie rozproszona).
Jeżeli bateria kondensatorów powiązana z silnikiem o wysokiej bezwładności jest
większa od zalecanej w Tabeli L24, wówczas powinna być zasilana oddzielnie
przez wyłącznik instalacyjny lub stycznik, który załącza się jednocześnie z głównym
wyłącznikiem lub stycznikiem sterującym silnikiem, jak pokazano na Rysunku L26.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

L20

Rys. L26: Podłączenie baterii kondensatorów do silnika

Zamknięcie głównego stycznika zazwyczaj jest uzależnione od wcześniejszego
zamknięcia stycznika kondensatora.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

8 Przykład instalacji przed i po
korekcie współczynnika mocy

L - Korekta współczynnika mocy

Installation before P.F. correction
Instalacja przed korektą P (współczynnika mocy)
.F.
¡ ¡ ¡ (1)
kVA=kW+kvar
kVA
kW

kvar

b b kvarh bierna jest naliczanaabove the declared
energia are billed heavily znacznie powyżej
zadeklarowanego poziomu
level
b b Apparent power kVA is significantly greater
Moc pozorna kVA jest znacznie wyższa
niż zapotrzebowanie mocy czynnej kW
than the kW demand
b b The corresponding excessprąd powoduje
Odpowiadający jej zwiększony current causes
losses (kWh) which are naliczane
straty energii (kWh), które sąbilled

Installation after P.F.
Instalacja po korekcie P correction
.F.
¡¡¡
kVA=kW+kvar
kVA
kW

b The installation must be over-dimensioned

b Zużycie energii biernej jest kvarh is
b The consumption of
v Wyeliminowane albo
v Eliminated, or
v Reduced, according to the cos φ
v Obniżone, zgodnie z wymaganym cos ϕ required

b taryfowe
b Kary The tariff penalties
For reactive w stosownych applicable
v Zavenergię bierną energy whereprzypadkach
v For the entire bill in some cases are
v Za cały rachunek, w niektórych przypadkach są eliminowane
eliminated

b Instalacja musi być przewymiarowana

b StałaThe fixedoparciu obased on kVA demand is
b opłata w charge zapotrzebowanie na moc pozorną
jest skorygowana do wartości w pobliżu zapotrzebowania na
adjusted to be close to the active power kW
moc czynną kW

Charakterystyka instalacji installation
Characteristics of the

Charakterystyka instalacji installation
Characteristics of the
500 kW cos φcos ϕ = 0.928
500 kW = 0,928

demand

630 kVA

400 V

b 500 kW cos ϕ = 0.75
Transformator jest przeciążony

b b Transformer is na moc wynosi
Zapotrzebowanie overloaded

b The power demand is
P
500
S=
=
= 665 kVA
cos ϕ 0.75
SS = apparent power
= moc pozorna

630 kVA

b Transformer no longer overloaded
b Transformator już nie jest przeciążony
b The power-demand is 539 kVA
b Zapotrzebowanie na moc wynosi 539 kVA

b There is 14% spare-transformer capacity

b Wynosi 14% dostępnej zapasowej mocy
available
transformatora

400 V

bb Theprzepływający do into the installation
Prąd current flowing instalacji poniżej
wyłącznika instalacyjnego wynosi

b PrądThe current flowing into the installation
b przepływający do instalacji poprzez
wyłącznik instalacyjny wynosi 778 is 778 A
through the circuit breaker A

downstream of the circuit breaker is
P
I=
= 960 A
3U cos ϕ

b Straty w kablach są the cables are
b The losses in ograniczane

b Losses in cables obliczane jako as a
b Straty w kablach sąare calculated funkcja
kwadratu prądu: 9602
function of the current squared: 9602
P=I2R

2

778
7782
do reduced to 9602 = 65% of the former value,
= 65% poprzedniej wartości, L21 tym
9602

L21

thereby economizing in kWh consumed

samym zmniejszając koszt zużywanych kWh

cos ϕ = 0.75
b Energia bierna jest is supplied through the
b Reactive energy dostarczana poprzez
transformator i poprzez instalację elektryczną
transformer and via the installation wiring
b The transformer, circuiti breaker, andbyć
b Transformator, wyłącznik kable muszą cables
must be over-dimensioned
przewymiarowane

b Reactive jest dostarczana przez the capacitor
b Energia bierna energy is supplied bybaterię
bank
kondensatorów
250 kvar
cos φ = 0,928
Capacitor bank rating is 250 kvar
Bateria kondensatorów ma 250 kvar w 5 stopniach
in 5 automatically-controlled steps of 50 kvar.
automatycznie załączanych po 50 kvar.

cos ϕ = 0.75
workshop
warsztat
mechaniczny
Uwaga: W rzeczywistości, cos φ zakładu pozostaje na but cos ϕ for ale
Note: In fact, the cos ϕ of the workshop remains at 0.75poziomie 0,75all the
cos φ dla upstream of the capacitor bank kondensatora do LV terminals
installationcałości instalacji powyżej baterii to the transformer przyłączy NN
transformatora wynosi 0,928.
is 0.928.
As mentioned in Sub-clause 6.2 the cos ϕ at the HV side of the transformer
Jak wspomniano w podpunkcie 6.2, cosφ po stronie wysokiego napięcia
will be slightly lower (2), nieco niższe(2) z powodu strat mocy biernej w
transformatora będzie due to the reactive power losses in the transformer.
transformatorze.

Rys. L27: Techniczno-ekonomiczne porównanie instalacji przed i po korekcie współczynnika mocy

(1) Strzałki określają kierunki wektora.
(2) Szczególnie w przypadku przed korektą.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

cos ϕ = 0.75
workshop
warsztat
mechaniczny

cos φ = 0,928
cos ϕ = 0.928

L - Korekta współczynnika mocy

9 Skutki harmonicznych

9.1 Problemy wynikające z wyższych harmonicznych
w systemie zasilania
Obecność wyższych harmonicznych w systemach elektrycznych oznacza, że prąd
i napięcie są zniekształcone i odstępują od sinusoidalnych kształtów fali.
Od projektantów wymaga się zwracania coraz większej uwagi na oszczędzanie
energii i poprawioną jakość energii elektrycznej. Dlatego też dziś harmoniczne
stanowią rosnący problem w zarządzaniu systemami elektrycznymi.
Harmoniczne istniały od samego początku branży i były (nadal są) powodowane
przez nieliniowe magnesujące impedancje transformatorów, dławików, stateczników
lamp jarzeniowych itd. Ponadto, urządzenia energoelektroniczne wykorzystuje się
częściej z uwagi na ich możliwości precyzyjnego sterowania procesami i korzyści
wynikające z oszczędności energii. Jednak wnoszą one również do elektrycznych
systemów dystrybucyjnych wady: generują harmoniczne.
Harmoniczne generowane przez nieliniowe odbiorniki podłączone do systemu
dystrybucyjnego płyną przez impedancje systemu i powodują odkształcanie
napięcia źródła zasilania.
Takie odbiorniki są coraz częstsze we wszystkich instalacjach przemysłowych,
usługowych oraz mieszkalnych, a ich procentowy udział w całości obciążenia stale
wzrasta.
Przykłady to:
b Wyposażenie przemysłowe (spawarki, piece indukcyjne, ładowarki akumulatorów,
źródła zasilania DC)
b Napędy zmiennej prędkości do silników AC i DC
b Bezprzerwowe zasilacze mocy (UPS)
b Wyposażenie biurowe (komputery, drukarki, serwery, wyświetlacze itd.)
b Urządzenia domowe (telewizory, kuchenki mikrofalowe, oświetlenie jarzeniowe,
pralki i suszarki, ściemniacze)

L22

Prądy harmoniczne zwiększają prąd skuteczny w systemach elektrycznych
i pogarszają jakość napięcia źródła zasilania. Obciążają sieć elektryczną i mogą
doprowadzić do uszkodzenia urządzeń. Mogą zakłócić normalne działanie
urządzeń i zwiększyć koszty obsługi.
Ryzyka związane z występowaniem harmonicznych obejmują: przegrzanie
transformatorów,
silników i kabli, aktywację urządzeń zabezpieczających i usterki logiczne urządzeń.
Ponadto, żywotność wielu urządzeń może być zmniejszona z powodu zwiększonej
temperatury pracy.
Kondensatory są szczególnie wrażliwe na elementy harmonicznych występujące
w napięciu zasilania
z uwagi na fakt, że reaktancja pojemnościowa zmniejsza się w miarę wzrostu
częstotliwości. Oznacza to, że stosunkowo niewielki procent napięcia ze
składowymi harmonicznymi może powodować znaczny przepływ prądu
w obwodzie kondensatora.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

W celu obniżenia wpływu harmonicznych stosuje się różne rozwiązania. W tej części
zalecane są praktyczne środki redukcji wpływu harmonicznych ze szczególnym
uwzględnieniem baterii kondensatorów. Bardziej szczegółowy przegląd jest
przedstawiony w rozdziale M: Harmoniczne

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

9 Skutki harmonicznych

9.2 Ryzyko rezonansu

Sieć zasilająca
Supply network

Rozważając uproszczony obwód przedstawiony na Rysunku L28 (bez
podłączonych kondensatorów korygujących współczynnik mocy):
Odkształcone napięcie V h na poziomie szyny zbiorczej wynika z dwóch różnych
czynników:
v podłączenie nieliniowych odbiorników generujących prądy harmoniczne Ih,
v zniekształcenie napięcia THD Uh występujące w sieci zasilającej (przychodzące
napięcie harmoniczne).

Ih

Ważnym wskaźnikiem zanieczyszczenia harmonicznymi jest procent nieliniowych
odbiorników NLL, wyliczonych z wzoru:

Vh

NLL(%) =
Liniowe
Linear
load
obciążenie

Podłączenie kondensatorów korygujących współczynnik mocy (bez dławików)
powoduje zwiększenie wartości prądów harmonicznych na poziomie szyny
zbiorczej oraz zwiększenie zniekształcenia napięcia.
Kondensatory to liniowe urządzenia bierne i co za tym idzie nie generują
harmonicznych. Instalacja kondensatorów w systemie energetycznym (w którym
impedancje są przeważnie indukcyjne) może jednak spowodować zarówno
całkowity jak i częściowy rezonans występujący przy jednej z częstotliwości
harmonicznych.
Z powodu harmonicznych, prąd IC płynący w kondensatorach jest większy
w porównaniu do sytuacji, gdzie występuje tylko prąd podstawowy I1.
Jeżeli częstotliwość podstawowa reaktancji baterii kondensatorów/systemu
zasilania jest zbliżona do określonej harmonicznej, wówczas wystąpi częściowy
rezonans, ze wzmocnieniem wartości napięcia i prądu przy danej częstotliwości
harmonicznej. W tym konkretnym przypadku, większy prąd spowoduje przegrzanie
kondensatora, z pogorszeniem stanu dielektryka, co może prowadzić do jego
ewentualnej awarii.

Nieliniowe
Non-linear
loads
odbiorniki

Rys. L28: Uproszczony schemat obwodów

Uh

Sieć zasilająca
Supply network

Ih

Podstawowa częstotliwość rezonansowa h0 między indukcyjnością systemu
a baterią kondensatorów jest określona zależnością:

Vh
Bateria
Capacitor
kondensatorów
bank
Liniowe
Linear
load
obciążenie

Nieliniowe
Non-linear
loads
odbiorniki

Rys. L29: Uproszczony schemat obwodów

Power of non-linear loads
Moc obciążeń nieliniowych
Power of supply transformer
Moc transformatora zasilającego

h0 =

SSC
Q

Gdzie:
SSC = moc zwarciowa systemu (kVA) w miejscu podłączenia kondensatora
Q = moc baterii kondensatorów w kvar
h0 = częstotliwość podstawowa f0 , tzn. f0/50 w systemie 50 Hz lub f0/60 w systemie
60 Hz.
Na przykład:
Moc transformatora:

S = 630kVA

Napięcie zwarcia:

L23

uSC = 6%

Moc zwarciowa na poziomie szyny zbiorczej: SSC ~ 10 MVA
Moc bierna baterii kondensatorów:

Q = 350 kvar

Zatem:
h0 =

SSC
10.103
=
= 5.5
Q
350

Podstawowa częstotliwość kombinacji indukcyjności kondensatora/systemu jest
bliska częstotliwości 5 harmonicznej systemu.
W systemie 50Hz, częstotliwość podstawowa f0 jest wówczas równa to f0 = 50 x h0
= 50 x 5.5 = 275 Hz

9.3 Możliwe rozwiązania
Standardowe kondensatory
Obecność harmonicznych w napięciu zasilającym skutkuje nadzwyczaj wysokimi
poziomami prądu w kondensatorach. Uwzględnia się to poprzez projektowanie
kondensatorów na wartość prądu skutecznego równą 1,3 x In.Wszystkie elementy
szeregowe, takie jak połączenia, bezpieczniki, przełączniki itp., związane z
kondensatorami, są podobnie przewymiarowywane, między 1,3 do 1,5 razy ich
wartości znamionowych.
Standardowe kondensatory mogą być wykorzystywane, jeśli procent nieliniowych
odbiorników jest niższy niż 10% (NLL ≤ 10%).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Uh

L - Korekta współczynnika mocy

Uh

Kondensatory ze zwiększoną obciążalnością prądową

Sieć zasilająca
Supply network

Ih

Vh

Kondensatory z wyższą obciążalnością prądową („o wysokiej wytrzymałości”) mogą
być wykorzystywane w celu zwiększenia marginesu bezpieczeństwa. Technologia
tych kondensatorów umożliwia wyższe przetężenie w porównaniu do wymaganego
przez normy.
Inną możliwością jest wykorzystanie kondensatorów ze zwiększonym nominalnym
prądem i napięciem.
Ponieważ musi być wygenerowana ta sama moc bierna, kondensatory muszą mieć
jednakową pojemność.
Przy napięciu znamionowym UN (wyższym niż napięcie systemowe U), prąd
znamionowy IN i moc znamionowa
QN zostaną uzyskane ze wzorów:

( )

Liniowe
Linear
obciążenie
load

Nieliniowe
Non-linear
odbiorniki
loads

Rys. L30: Uproszczony schemat obwodów

2

IN UN
Bateria
Capacitor
and Q N = U N
=
Q
U
I
U
kondensatorów
bank
+ +
Kondensatory o wyższym prądzie nominalnym mogą być wykorzystywane, jeśli
Dławik
detuned
procent nieliniowych odbiorników jest niższy niż 20% (NLL ≤ 20%).
odstrajający
reactor

Korekta współczynnika mocy za pomoca kondensatorów
z dławikami odstrajającymi.
W celu złagodzenia skutków harmonicznych (znaczącego wzrostu prądu
kondensatora oraz silnego zniekształcenia prądu i napięcia) dławiki powinny
być połączone z kondensatorami. Dławiki i kondensatory są skonfigurowane
w szeregowym obwodzie rezonansowym, dostrojonym tak, aby szeregowa
częstotliwość rezonansowa była poniżej najniższej częstotliwości harmonicznych
występującej w systemie.
Stosowanie dławików odstrajających zapobiega problemom z rezonansem
harmonicznych, pozwala uniknąć ryzyka przeciążenia kondensatorów i pomaga
zredukować zniekształcenie harmoniczne napięcia w sieci.
Częstotliwość strojenia może być wyrażona przez względną impedancję dławika
(w %, w odniesieniu do impedancji kondensatora) bądź przez rząd dostrojenia, lub
bezpośrednio w Hz.
Najczęstsze wartości impedancji względnej to 5,7, 7 i 14% (14% jest
wykorzystywane przy wysokim poziomie 3 harmonicznej napięcia).

L24

Impedancja
względna (%)

Rząd dostrojenia

Częstotliwość
strojenia @50Hz (Hz)

Częstotliwość
strojenia @60Hz (Hz)

5.7

4.2

210

250

7

3.8

190

230

14

2.7

135

160

Rys. L31: Relacja między impedancją względną, rządem dostrojenia a częstotliwością strojenia

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

W tej wersji obecność dławika zwiększa częstotliwość napięcia podstawowego
(50 lub 60Hz) w obrębie kondensatora.
Ta opcja jest brana pod uwagę poprzez użycie kondensatorów zaprojektowanych
z napięciem znamionowym UN wyższym, niż napięcie robocze sieci US, jak jest to
określone w poniższej tabeli.

Napięcie znamionowe kondensatora UN
(V)

Napięcie robocze sieci US (V)
50 Hz

60 Hz

400
Impedancja
względna (%)

5,7

690

400

480

600

480

830

480

575

690

7
14

480

Tab. L32: Typowe wartości napięcia znamionowego kondensatora

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

480

9 Skutki harmonicznych

Podsumowanie
W poniższej tabeli podano praktyczne zasady doboru odpowiedniej konfiguracji
kondensatorów w zależności od parametrów systemu:
b SSC = moc zwarciowa 3-fazowego obwodu podana w kVA na poziomie szyny
zbiorczej
b Sn = suma mocy kVA wszystkich transformatorów zasilających (tzn. bezpośrednio
przyłączonych do) szyny zbiorczej
b Gh = suma mocy kVA wszystkich urządzeń generujących harmoniczne
(przekształtniki statyczne, falowniki, napędy zmiennej prędkości itd.) podłączonych
do szyny zbiorczej. Jeżeli moc niektórych z tych urządzeń jest podana tylko w kW,
należy przyjąć średni współczynnik mocy 0,7, by uzyskać moc w kVA

Ogólna reguła (dla transformatora każdej wielkości ):
Gh ≤ SSC/120
Standardowe
kondensatory

SSC/120 & lt; Gh ≤ SSC/70
Kondensatory o
podwyższonej
wytrzymałości
lub kondensatory
z napięciem
znamionowym
zwiększonym o 10%

SSC/70 & lt; Gh ≤
SSC/30
Kondensatory o
podwyższonej
wytrzymałości
lub kondensatory
z napięciem
znamionowym
zwiększonym
o 20% + dławik
odstrajający

Gh & gt; SSC/30
Konieczne filtrowanie
harmonicznych
Patrz rozdział
M „Zarządzanie
harmonicznymi”

Uproszczona reguła (jeśli moc transformatora ≤ 2MVA):
Gh ≤ 0.1 x Sn
Standardowe
kondensatory

0.1 x Sn & lt; Gh ≤ 0.2 x Sn 0.2 x Sn & lt; Gh ≤ 0.5 x Sn
Kondensatory o
podwyższonej
wytrzymałości
lub kondensatory
z napięciem
znamionowym
zwiększonym o 10%

Gh & gt; 0.5 x Sn
Konieczne filtrowanie
harmonicznych
Patrz rozdział
M „Zarządzanie
harmonicznymi”

L25

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Tab. L33: Uproszczone zasady

Kondensatory o
podwyższonej
wytrzymałości
lub kondensatory
z napięciem
znamionowym
zwiększonym
o 20% + dławik
odstrajający

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

L - Korekta współczynnika mocy

10 Wdrożenie baterii
kondensatorów

10.1 Elementy kondensatora
Technologia
Kondensatory o niskim napięciu są typu suchego (tzn. nie są izolowane płynnym
dielektrykiem) zawierają metalizowaną polipropylenową samoregenerującą się folię
w postaci dwóch rolek folii.
Samoregeneracja to proces, w którym kondensator naprawia się sam w przypadku
usterki w dielektryku, która może się zdarzyć podczas silnych przeciążeń, przepięć
itp. Gdy izolacja traci szczelność, powstaje krótkotrwały łuk (Rysunek L34 - u góry).
Intensywnie generowane ciepło przez ten łuk powoduje, że metal w pobliżu łuku
paruje (Rys. L34 - środek).
Jednocześnie ponownie izoluje elektrody i działa dalej chroniąc stan kondensatora
(Rys. L34 - u dołu).

(a)
(b)

Rysunek (a) Metal layer - (b) Polypropylene
Figure 1 -1 -(a) Warstwa metalowa - (b) Foliafilm
polipropylenowa

Rysunek
Figure 2 2

L26

Rysunek
Figure 3 3
Rys. L34: Ilustracja zjawiska samoregeneracji

Sposoby zabezpieczeń kondensatorów

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Kondensatory muszą być połączone z przeciążeniowymi urządzeniami
zabezpieczającymi (bezpiecznik, wyłącznik instalacyjny lub przekaźnik
przeciążeniowy + stycznik), w celu ograniczenia konsekwencji przetężenia. Może
ono wystąpić w przypadku przepięcia lub silnego zniekształcenia harmonicznego.
Oprócz zewnętrznych urządzeń zabezpieczających, kondensatory są
zabezpieczone przed przeciążeniem (w odłącznik z czujnikiem ciśnienia)
wyłączający kondensatory, jeśli wystąpi usterka wewnętrzna. Umożliwia to
bezpieczne odłączenie i elektryczną izolację pod koniec okresu użytkowania
kondensatora.
System zabezpieczenia działa następująco:
b Jeżeli występuje większy niż normalnie poziom prądu, ale niewystarczający do
wyzwolenia zabezpieczenia przetężeniowego, np. z powodu mikroskopijnego
przepływu w folii dielektrycznej. Takie „uszkodzenia” często uszczelniają się z uwagi
na ogrzewanie lokalne spowodowane przez prąd upływowy,
b Jeżeli prąd upływowy nie ustępuje, usterka może wygenerować gaz przez
odparowywanie metalizowanej folii w miejscu uszkodzenia. Stopniowo spowoduje
to nagromadzenie ciśnienia w obrębie pojemnika. Ciśnienie może prowadzić tylko
do pionowego rozszerzenia kondensatora przez wyginanie pokrywy na zewnątrz.
Przewody łączące zostają zerwane w wyznaczonych punktach. Kondensator jest
nieodwracalnie odłączany.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

10 Wdrożenie baterii
kondensatorów

Przekrój trójfazowego kondensatora po
zadziałaniu Urządzenia z Czujnikiem Ciśnienia:
odgięta pokrywa i odłączone przewody
Rys. L35: Przekrój trójfazowego kondensatora po zadziałaniu Urządzenia z Czujnikiem Ciśnienia:
odgięta pokrywa i odłączone przewody.

Podstawowe parametry, zgodnie z normą IEC 60831-1/2: „Kondensatory
samoregenerujące do równoległej kompensacji mocy do systemów AC o napięciu
znamionowym do 1000 V włącznie”.
Parametry
Tolerancja pojemności

–5 % to +10 % w przypadku jednostek i baterii do 100 kvar
–5 % to +5 % w przypadku jednostek i baterii powyżej 100 kvar

Zakres temperatur

Min: od -50 do +5°C
Max: od +40 do +55°C

Dopuszczalne przeciążenie
prądowe

1.3 x IN

Dopuszczalne przepięcie

1.1 x UN, 8 h co 24 h
1.15 x UN, 30 min co 24 h
1.2 x UN, 5min
1.3 x UN, 1min
2.15 x UN na 10 s (badanie typu)

Urządzenie rozładowcze

do 75 V w 3 min lub mniej

L27

Tab. L36: Podstawowe parametry kondensatorów zgodnie z IEC 60831-1/2

Dobór kabli powyżej obwodu urządzeń zabezpieczających i kontrolnych zależy od
obciążenia prądowego.
W przypadku kondensatorów prąd jest funkcją:
b Napięcia zasilania (składowej podstawowej i harmonicznej),
b Mocy znamionowej.
Prąd znamionowy IN 3-fazowej baterii kondensatorów jest równy:
IN =

Q
3.U

gdzie:

b Q: moc bierna znamionowa (kvar)
b U: napięcie międzyfazowe (kV)
Zabezpieczenia przeciążeniowe muszą być zastosowane i ustawione zależnie
od przewidywanego zakłócenia harmonicznymi. Poniższa tabela podaje
harmoniczne napięcia, które należy uwzględnić w poszczególnych konfiguracjach
oraz odpowiadający im maksymalny współczynnik przeciążenia IMP/IN. (IMP =
maksymalny dopuszczalny prąd)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

10.2 Dobór urządzeń zabezpieczających,
kontrolnych i kabli połączeniowych

L - Korekta współczynnika mocy

Konfiguracja

Rząd harmonicznej

THDu
maks. (%)

IMP/IN

Standardowe
kondensatory

5

1.5

Kondensatory o wysokiej
wytrzymałości

7

1.8

3

5

7

11

13

Kondensatory
+ 5,7% dławik

0.5

5

4

3.5

3

10

1.31

Kondensatory
+ 7% dławik

0.5

6

4

3.5

3

8

1.19

Kondensatory
+ 14 % dławik

3

8

7

3.5

3

6

1.12

Tab. L37: Typowe dopuszczalne prądy przeciążeniowe

Nastawa zabezpieczenia o krótkiej zwłoce (zabezpieczenie zwarciowe) powinna być
ustawiona na 10 x IN, aby była niewrażliwa na prąd rozruchowy.
Przykład 1:
50 kvar - 400V - 50 Hz - Standardowe kondensatory
IN =

50
= 72A
3 × 0.4

Nastawa zabezpieczenia o długiej zwłoce: 1.5 x 72 = 108 A
Nastawa zabezpieczenia o krótkiej zwłoce: 10 x 72 = 720 A
Przykład 2:
50 kvar - 400V - 50 Hz - Kondensatory + 5,7% odstrajający dławik
I N = 72A

Nastawa zabezpieczenia o długiej zwłoce: 1.31 x 72 = 94 A
Nastawa zabezpieczenia o krótkiej zwłoce: 10 x IN = 720 A

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

L28

Kable podłączeniowe
Tabela L38 na następnej stronie przedstawia minimalne zalecane przekroje kabli
podłączeniowych dla baterii kondensatorów.
Kable sterownicze
MDla napięcia na poziomie 230V minimalna powierzchnia przekroju kabli
sterowniczych wynosi 1,5 mm2. Po stronie wtórnej transformatora, zalecana
powierzchnia przekroju kabli sterowniczych wynosi 2,5mm2.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

10 Wdrożenie baterii
kondensatorów

Moc baterii
(kvar)
230 V
400 V
5
10
10
20
15
30
20
40
25
50
30
60
40
80
50
100
60
120
70
140
90-100
180

200
120
240
150
250

300
180-210
360
245
420
280
480
315
540
350
600
385
660
420
720

Miedź
przekrój
(mm2)
2.5
4
6
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
2 x 95
2 x 120
2 x 150
2 x 185
2 x 240
2 x 300
3 x 150
3 x 185

Aluminium
przekrój
(mm2)
16
16
16
16
25
35
50
70
95
120
185
240
2 x 95
2 x 120
2 x 150
2 x 185
2 x 240
2 x 300
3 x 185
3 x 240
3 x 240
3 x 300

Tab. L38: Przekrój kabli łączących baterie kondensatorów średniej i wysokiej mocy(1)

Przebiegi przejściowe

(1) Minimalny przekrój nie uwzględnia żadnych czynników
korygujących (tryb instalacji, temperatura itd.). Obliczenia
zostały dokonane dla kabli jednożyłowych ułożonych na
powietrzu przy 30 °C.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

L29

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Przebiegi przejściowe napięcia i prądu wyższej częstotliwości występują przy
włączaniu baterii kondensatorów. Maksymalne napięcie szczytowe nie przekracza
(przy braku harmonicznych) dwukrotności wartości szczytowej napięcia
znamionowego podczas włączania nienaładowanych kondensatorów. Jednak
w przypadku kondensatora już naładowanego w chwili zamknięcia łącznika,
przebieg przejściowy napięcia może osiągnąć maksymalną wartość dochodząc do
3-krotności normalnej nominalnej wartości szczytowej.
Ten maksymalny stan wystąpi tylko wtedy, gdy:
b Napięcie istniejące w kondensatorze jest równe wartości szczytowej napięcia
znamionowego i
b Styki łącznika zamykają się w chwili szczytowego napięcia zasilającego i
b Biegunowość napięcia zasilającego jest przeciwna do biegunowości
naładowanego kondensatora
W takiej sytuacji, przebieg przejściowy prądu będzie mieć swoją maksymalną
możliwą wartość, tzn.: dwukrotność jego maksymalnej wartości po zamknięciu przy
początkowo nienaładowanym kondensatorze.
W przypadku wszelkich innych wartości i biegunowości przy wstępnie
naładowanym kondensatorze, szczyty przejściowe napięcia i prądu będą mniejsze
niż wymienione wyżej.
W szczególnym przypadku szczytowego napięcia znamionowego kondensatora
o takiej samej biegunowości co napięcie zasilające i zamknięcia łącznika w chwili
szczytu napięcia zasilającego, nie byłoby napięcia ani prądów przebiegów
przejściowych.
Jeżeli chodzi o automatyczne przełączanie stopni baterii kondensatorów, należy
zadbać, by sekcja kondensatorów, która ma być podłączona do zasilania, nie była
w pełni rozładowana.
Opóźnienie rozładowania można skrócić, jeżeli to konieczne, przy użyciu
rezystorów wyładowczych o niższej wartości oporności.

Schneider Electric - Przewodnik instalacji elektrycznych 2013
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Rozdział M
Zarządzanie harmonicznymi

Spis treści

1
2

Dlaczego wykrywanie i eliminacja harmonicznych jest
konieczna?

M2



Definicja i pochodzenie harmonicznych

M3



2.1 Definicja

M3



2.2 Pochodzenie harmonicznych

M5




3

Istotne wskaźniki zniekształcenia przebiegu
i zasady pomiarów

M7




3.1 Współczynnik mocy
3.2 Współczynnik szczytu

M7
M8



3.3 Widmo harmonicznych

M9



3.4 Wartość skuteczna

M9



3.5 Użyteczność poszczególnych parametrów

M9




4

Pomiar prądów harmonicznych w instalacjach
elektrycznych

M10




4.1 Procedury pomiaru harmonicznych
4.2 Urządzenia do pomiaru harmonicznych

M10
M11




4.3 Jakie rzędy wielkości harmonicznych muszą być monitorowane M12
i tłumione?




5

Najważniejsze skutki występowania harmonicznych
w instalacjach elektrycznych

M13




5.1 Rezonans
5.2 Zwiększone straty

M13
M13



5.3 Przeciążenie urządzeń

M15



5.4 Zakłócenia wpływające na wrażliwe odbiorniki

M19



5.5 Wpływ ekonomiczny

M19



Normy

M20



Rozwiązania zmniejszające prądy harmoniczne

M21





7.1 Podstawowe rozwiązania
7.2 Filtrowanie harmonicznych
7.3 Metody

M21
M22
M24

6
7

M1

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone




Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

M - Zarządzanie harmonicznymi

1 Dlaczego wykrywanie i eliminacja
harmonicznych jest konieczna?

Zakłócenia harmoniczne
Prądy harmoniczne płynące przez sieci dystrybucyjne reprezentują zakłócenia w
przepływie energii elektrycznej. Jakość energii elektrycznej ulega pogorszeniu a
wydajność systemu jest zmniejszana.
Występują tutaj główne ryzyka związane z wyższymi harmonicznymi:
b Przeciążenie sieci dystrybucyjnych w wyniku wzrostu wartości prądów
skutecznych,
b Przeciążenie przewodów neutralnych, w których wartość płynącego prądu może
przekroczyć wartość prądu płynącego w przewodach fazowych,
b Przeciążenie, drgania i przedwczesne zużycie generatorów, transformatorów i
silników,
b Przeciążenie i przedwczesne zużycie kondensatorów korygujących współczynnik
mocy,
b Zniekształcenie napięcia zasilania, które może zakłócać wrażliwe odbiorniki,
b Zakłócenia w sieciach komunikacyjnych i liniach telefonicznych.

Ekonomiczny wpływ zakłóceń
Wszystkie te zakłócenia mają wpływ ekonomiczny:
b Przedwczesne zużycie wyposażenia oznacza, że musi być ono wymienione
wcześniej, chyba że jest przewymiarowane od samego początku,
b Przeciążenie w sieci dystrybucji oznacza konieczność zastosowania wyposażenia
o wyższych wartościach znamionowych, zwiększenia poziomu mocy zamówionej
przez odbiorcę przemysłowego, a także zwiększone straty mocy,
b Nieoczekiwane zaburzenie wartości prądu może prowadzić do błędnego
samoczynnego wyłączenia i wstrzymania produkcji.

Ważne kwestie konieczne w projektowaniu i zarządzaniu
instalacjami elektrycznymi
Prądy harmoniczne są wynikiem ciągle zwiększającej się liczby urządzeń
elektronicznych. Stały się powszechne w użytku ze względu na ich możliwości
precyzyjnej kontroli procesu i oszczędności energii. Typowe przykłady to napędy
zmiennej prędkości w przemyśle i kompaktowe lampy fluorescencyjne w lokalach
użytkowych i mieszkalnych.
Opublikowane zostały normy międzynarodowe, mające na celu wsparcie
projektantów urządzeń oraz instalacji. Zostały ustalone limity emisji
harmonicznych, aby zapobiec występowaniu nieoczekiwanych negatywnych
wpływów harmonicznych. Dzięki wzrostowi znajomości skutków oddziaływania
harmonicznych, zostały opracowane przez producentów rozwiązania problemów.
Uwzględnienie harmonicznych jest obecnie pełnoprawną częścią projektu instalacji
elektrycznych.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

M2

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Definicja i pochodzenie
harmonicznych

M - Zarządzanie harmonicznymi

2.1 Definicja
Obecność harmonicznych w systemach elektrycznych oznacza, że prąd i napięcie
są zniekształcone i ich przebieg odbiega od sinusoidalnych kształtów fali.
Prądy harmoniczne są powodowane przez nieliniowe odbiorniki podłączone do
systemu dystrybucyjnego. Odbiornik jest nieliniowy, gdy prąd, który pobiera,
nie ma tego samego kształtu fali, co napięcie źródła zasilania. Przepływ prądów
harmonicznych poprzez impedancje systemu tworzy z kolei harmoniczne napięcia,
które deformują napięcie źródła zasilania.
Na Rysunku M1 przedstawione są typowe kształty fali prądu dla jednofazowych (u
góry) i trójfazowych (u dołu) odbiorników nieliniowych.

Rys. M1: Przykłady zniekształconych kształtów fali prądowej

Twierdzenie Fouriera mówi, że wszystkie niesinusoidalne funkcje okresowe mogą
zostać przedstawione jako suma składowych (tzn. szereg) złożona z:
b Funkcji sinusoidalnej o częstotliwości podstawowej,
b Funkcji sinusoidalnych (harmonicznych), których częstotliwości są całkowitymi
wielokrotnościami częstotliwości podstawowej,
b Składowej stałej, jeśli ma ona zastosowanie.
Harmoniczna rzędu h (powszechnie zwana harmoniczną h) w sygnale, to
sinusoidalna składowa o częstotliwości równej h, pomnożona przez częstotliwość
podstawową.
Równanie wzrostu harmonicznej funkcji okresowej y(t) zostało przedstawione
poniżej:
h=∞

∑ Yh 2sin(hωt - ϕh )

h =1

gdzie:
b Y0: wartość składowej DC, zazwyczaj zerowa i uznawana za taką w późniejszym
czasie,
b Yh: wartość skuteczna harmonicznych rzędu h,
b ω: częstotliwość kątowa częstotliwości podstawowej,
b ϕh: przesunięcie składowej harmonicznych przy t = 0.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

y (t ) = Y0 +

M3

M - Zarządzanie harmonicznymi

Rysunek M2 pokazuje przykład fali prądowej pod wpływem zniekształcenia
harmonicznego w elektrycznym systemie dystrybucji 50Hz. Zniekształcony sygnał
jest sumą szeregu nałożonych harmonicznych:
b Wartość częstotliwości podstawowej (lub harmoniczna pierwszego rzędu) wynosi
50 Hz,
b Harmoniczność rzędu 3 ma częstotliwość 150 Hz,
b Harmoniczność rzędu 5 ma częstotliwość 250 Hz,
b itd.

I szczyt
(IC)
Razem

I ms (IG)

Podstawa
50 Hz

Ih1

Harmoniczna
3 (150 Hz)

Ih3

Harmoniczna
5 (250 Hz)

Ih5

Harmoniczna
7 (350 Hz)

Ih7

Harmoniczna
9 (450 Hz)

Ih8

Rys. M2: Przykład prądu zawierającego harmoniczne oraz wzrostu całkowitego prądu w jego
rzędach harmonicznych 1 (podstawowa), 3, 5, 7 i 9

Składowe harmoniczne wyższych rzędów
M4

Składowa harmoniczna jest definiowana jako procent harmonicznych dla rzędu h w
odniesieniu do wartości podstawowej. Szczególnie:

uh (% ) = 100
ih (% ) = 100

Uh
U1

dla napięć harmonicznych



Ih
I1

dla prądów harmonicznych


Współczynnik zawartości harmonicznych (THD)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Współczynnik zawartości harmonicznych (THD) to wskaźnik zniekształcenia
sygnału. Jest szeroko stosowany w szczególności w inżynierii elektrycznej i
zarządzaniu harmonicznymi
Dla sygnału y, THD jest definiowany jako:

THD =

h=H  Y
 h

2


∑  =
Y1 
h=2 


2
2
2
Y2 + Y3 + ... + YH

Y1

THD jest stosunkiem wartości skutecznej wszystkich składowych harmonicznych
sygnału y do składowej podstawowej Y1 .
Zazwyczaj przyjmowane jest H równe 50, ale może być ograniczone w większości
przypadków do 25.
Należy zauważyć, że THD może przekraczać 1 i jest zazwyczaj wyrażane
procentowo.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Definicja i pochodzenie
harmonicznych

THD prądu lub napięcia
W przypadku harmonicznych prądowych równanie przedstawia się następująco:

THDi =

h=H  I
h



2

∑ 


h=2  I1



Po wprowadzeniu całkowitej wartości skutecznej prądu: Irms =
otrzymujemy następujący stosunek:

I
THDi =  rms
 I
 1

h=H

2
∑ Ih

h=1

2


 −1



jest równoważny: Irms = I1 1 + THDi

2



Przykład: w przypadku THDi = 40%, otrzymujemy:

Irms = I1 1 + (0.4 )2 = I1 1 + 0.16 ≈ I1 × 1.08
W przypadku harmonicznych napięć, równanie przedstawia się następująco:

THDu =

h=H  U
 h



U1 
h=2 


2

∑

2.2 Pochodzenie harmonicznych
Prądy harmoniczne
Urządzenia zawierające obwody elektroniczne są zazwyczaj nieliniowe i generują
prądy harmoniczne. Takie odbiorniki są coraz częstsze we wszystkich instalacjach
przemysłowych, użytkowych i mieszkalnych, a ich udział procentowy w ogólnym
zużyciu energii elektrycznej stale wzrasta.
Przykładowo:
b Urządzenia przemysłowe (urządzenia spawalnicze, piece łukowe i indukcyjne,
ładowarki akumulatorowe),
b Napędy zmiennej prędkości silników AC lub DC,
b Moduły stałego zasilania,
b Wyposażenie biurowe (komputery, drukarki, serwery, itd.),
b Urządzenia domowe (telewizory, kuchenki mikrofalowe, oświetlenie jarzeniowe,
ściemniacze oświetlenia).

M5

Napięcia harmoniczne

A

Zh

B
Ih

Nieliniowe
obciążenie

Rys. M3: Schemat jednokreskowy, przedstawiający impedancję obwodu zasilania odbiornika
nieliniowego

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

W celu ustalenia pochodzenia napięć harmonicznych, należy odnieść się do
uproszczonego schematu pokazanego na Rys. M3.

M - Zarządzanie harmonicznymi

2 Definicja i pochodzenie
harmonicznych

Reaktancja przewodu zwiększa się jako funkcja częstotliwości prądu płynącego
przez przewód. Dla każdego prądu harmonicznego (rzędu h), istnieje więc
impedancja Zh w obwodzie zasilania.
Całość systemu może być podzielona na obwody:
b Jeden obwód reprezentujący przepływ prądu przy częstotliwości podstawowej,
b Drugi obwód reprezentujący przepływ prądów harmonicznych.

Zl

Nieliniowe
obciążenie

I 50 Hz
Zh

Ih

Vh

Nieliniowe
obciążenie
Vh = Ha
Napięcie harmoniczne
= Zh x Ih

Rys. M4: Podział obwodu na obwody podstawowe i harmoniczne

Gdy prąd harmoniczny rzędu h przepływa przez impedancję Zh, generuje napięcie
harmoniczne Uh, gdzie Uh = Zh x Ih (według prawa Ohma).
Napięcie w punkcie B jest więc zniekształcone. Wszystkie urządzenia zasilane
poprzez punkt B otrzymują zniekształcone napięcia.
Przy danym prądzie harmonicznym zniekształcenie napięcia jest proporcjonalne do
impedancji w sieci dystrybucyjnej.

Przepływ prądów harmonicznych w sieci dystrybucyjnej
Odbiorniki nieliniowe można uznać za wprowadzające prądy harmoniczne do sieci
dystrybucyjnej, w kierunku źródła. Prądy harmoniczne generowane przez różne
odbiorniki sumują się na poziomie szyny zbiorczej powodując zniekształcenie
harmoniczne.
Z uwagi na różne technologie odbiorników, prądy harmoniczne tego samego rzędu
nie są zazwyczaj w fazie. Ten efekt różnicowania powoduje częściowe sumowanie.

M6

Iha

Backup power
supply
Zasilanie zapasowe

Prostownik
Rectifier
Arc łukowy
Piecfurnace
Welding machine
Zgrzewarka

G

Ihb

Korekta współczynnika
Power-factor
correction
mocy

Variable-speed drive
Napęd zmiennej
prędkości

Ihd

Lampy
Fluorescent or
fluorescencyjne lub
discharge lamps
wyładowcze

Ihe

Urządzenia pobierające
Devices drawing rectified
wyprostowany prąd (telecurrent (televisions,
computer hardware, etc.)
wizory, sprzęt komp. itd.)

MV/LV

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

A
i zniekształcone
napięcie
Harmonic
Harmoniczne zakłócenia
disturbances to
distribution network oraz
sieci dystrybucyjnej
and other users
innych użytkowników

Nie(do not create
tworzą
harmonics)
harmonicznych

Odbiorniki liniowe
Linear loads

Rys. M5: Przepływ prądów harmonicznych w sieci dystrybucyjnej

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Istotne wskaźniki zniekształcenia
przebiegu i zasady pomiarów

Do wyliczenia i oceny zniekształcenia w kształtach fali prądowej oraz napięciowej
poprzez harmoniczne, wykorzystywane są następujące parametry:
b Współczynnik mocy
b Współczynnik szczytu
b Widmo harmonicznych
b Wartość skuteczna
Te wskaźniki są nieodzowne w ustaleniu jakichkolwiek koniecznych działań
korygujących.

3.1 Współczynnik mocy
Współczynnik mocy λ to stosunek mocy czynnej P (kW) do mocy pozornej S (kVA).
Patrz Rozdział L.

kW
W
λ P(k )
ë=

S(kVA )

Współczynnik mocy nie może być mylony ze współczynnikiem mocy (cosϕ), który
odnosi się tylko do składowej podstawowej.
Z uwagi na to, że moc pozorna jest wyliczana z wartości skutecznych, współczynnik
mocy łączy zniekształcenie napięcia i prądu.
Gdy napięcie jest sinusoidalne lub praktycznie sinusoidalne (THDu ~ 0), można
stwierdzić, że moc czynna jest jedynie funkcją prądu podstawowego. Zatem:

P ≈ P1 = U1I1cosϕ
Co za tym idzie:

Ponieważ:

ë
λ=

P U1I1cosϕ
=
S
U1Irms

I1
cosϕ
1
(patrz 2.1), tym samym: λ ≈
=
ë
2
Irms
1 + THDi2
1 + THDi

Rysunek M6 pokazuje wykres λ/cosϕ jako funkcji THDi, dla THDu ~ 0.

λ/cos ϕ

M7

1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
0

20

40

60
80
THDi (%)

Rys. M6: Zależność λ /cos jako funkcji THDi, dla THDu ~ 0

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

100

120

140

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

M - Zarządzanie harmonicznymi

M - Zarządzanie harmonicznymi

3.2 Współczynnik szczytu
Współczynnik szczytu to stosunek wartości prądu lub napięcia szczytowego (IM lub
UM) do jego wartości skutecznej.
b W przypadku sygnału sinusoidalnego współczynnik szczytu jest więc równy √2.
b W przypadku sygnału niesinusoidalnego współczynnik szczytu może być większy
lub mniejszy niż √2.
Współczynnik szczytu prądu pobieranego przez odbiorniki nieliniowe jest zazwyczaj
znacznie wyższy niż √2. Zazwyczaj jest między 1,5 a 2 i może w skrajnych
przypadkach sięgać nawet 5. Wysoki współczynnik szczytu sygnalizuje wysokie
impulsy prądowe, które, gdy zostaną wykryte przez urządzenia zabezpieczające,
mogą powodować samoczynne wyłączenie.
Przykłady:
Rysunek M7 przedstawia prąd absorbowany przez kompaktową lampę jarzeniową.
Ir.m.s. :
0.16A
IM :
0.6A
THDi :
145%
Współczynnik szczytu:
3.75

A
0.8
0.6
0.4
0.2
0
-0.2
-0.4
-0.6
-0.8
0
0

0.0s

0.01s

0.02s

0.03s

Rys. M7: Typowy kształt fali prądu kompaktowej lampy jarzeniowej

M8

Rysunek M8 przedstawia napięcie zasilające odbiorniki nieliniowe poprzez
przewód o wysokiej impedancji, typową falą o „spłaszczonym” kształcie.
Vr.m.s. :
500V
VM :
670V
THDu :
6.2%
Współczynnik szczytu:
1.34

V
600
400

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

200
0
-200
-400
-600
0.0s

0.02s

0.04s

Rys. M8: Typowy kształt fali napięcia w przypadku przewodu o wysokiej impedancji zasilającego
odbiorniki nieliniowe

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Istotne wskaźniki zniekształcenia
przebiegu i zasady pomiarów

3.3 Widmo harmonicznych

U(t)

Widmo harmonicznych to reprezentacja amplitudy rzędów harmonicznych
względem ich częstotliwości.
Rysunek M9 pokazuje przykład widma harmonicznych sygnału prostokątnego.
Każdy rodzaj urządzenia, powodującego wyższe harmoniczne, przybiera określoną
formę prądu, o określonej zawartości harmonicznych. Ta charakterystyka może być
przedstawiona przy wykorzystaniu widma harmonicznych.

1

t

3.4 Wartość skuteczna
Wartość skuteczna napięcia i prądu może być obliczona jako funkcja wartości
skutecznej poszczególnych składowych harmonicznych:

H%
100

Irms =
33
20

Vrms =

h
0

1

2

3

4

5

6

Rys. M9: Widmo harmonicznych sygnału prostokątnego U (t)

H

2
2
2
∑ Ih = I1 + I2 + ... + IH
2

h =1
H

2
2
2
2
∑ Vh = V1 + V2 + ... + VH

h=1

3.5 Użyteczność poszczególnych parametrów

M9

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

THDu to wartość zniekształcenia fali napięcia. Poniżej podano przykłady wartości
wskazań THDu oraz odpowiadające konsekwencje w instalacji:
b ≤ 5%: sytuacja normalna, brak ryzyka usterek,
b 5 do 8%: znaczące zniekształcenie harmoniczne, pewne usterki są możliwe,
b ≥8%: poważne zniekształcenie harmoniczne, usterki są prawdopodobne.
Wymagana jest dogłębna analiza i instalacja urządzeń ograniczających.
THDi to wskaźnik zniekształcenia fali prądu. Zniekształcenie prądowe może
być różne w różnych częściach instalacji. Pochodzenie możliwych zakłóceń
może być wykryte poprzez pomiar THDi poszczególnych obwodów.
Poniżej podano wartości wskazań THDi oraz odpowiadające zjawiska dla
całej instalacji:
b ≤ 10%: sytuacja normalna, brak ryzyka usterek,
b 10 do 50%: znaczące zniekształcenie harmoniczne z ryzykiem wzrostu
temperatury i wynikająca konieczność przewymiarowania kabli i źródeł,
b ≥ 50%: poważne zniekształcenie harmoniczne, usterki są prawdopodobne.
Wymagana jest dogłębna analiza i instalacja urządzeń ograniczających.
Współczynnik mocy służy do określenia wartości znamionowych poszczególnych
urządzeń w instalacji.
Współczynnik szczytu służy do charakteryzowania zdolności generatora (lub UPS)
do zapewnienia wysokich prądów chwilowych. Przykładowo, sprzęt komputerowy
pobiera silnie zniekształcony prąd, którego współczynnik szczytu może osiągnąć 3
do 5.
Widmo harmonicznych stanowi inną reprezentację sygnałów elektrycznych i może
być używane do oceny wywoływanego przez nie zniekształcenia.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

M - Zarządzanie harmonicznymi

4 Pomiar prądów harmonicznych
w instalacjach elektrycznych

4.1 Procedury pomiaru harmonicznych
Pomiary harmonicznych są przeprowadzane w obiektach przemysłowych lub
usługowych:
b Prewencyjnie, w celu uzyskania ogólnego obrazu statusu sieci dystrybucyjnej
(mapowanie sieci),
b W świetle działań korygujących w celu ustalenia pochodzenia zakłócenia i
ustalenia rozwiązań koniecznych do jego wyeliminowania,
b W celu sprawdzenia ważności rozwiązania (poprzedzającego modyfikacje w sieci
dystrybucyjnej w celu sprawdzenie redukcji zakłóceń harmonicznych)
Parametry harmonicznych mogą być zmierzone:
b Przez specjalistę obecnego w zakładzie przez ograniczony okres czasu (jeden
dzień), zapewniającego dokładny, ale ograniczony obraz,
b Przez oprzyrządowanie zainstalowane i działające przez znaczny okres czasu
(przynajmniej jeden tydzień), zapewniające wiarygodny obraz sytuacji,
b Lub przez urządzenia trwale zamontowane w sieci dystrybucyjnej, umożliwiając
stałą obserwację Jakości Zasilania.

Działania jednorazowe lub korygujące
Ten rodzaj działania jest realizowany, gdy zaobserwuje się zakłócenia w przypadku
których podejrzewa się występowanie harmonicznych. W celu określenia
pochodzenia zakłóceń wykonywane są pomiary prądu i napięcia:
b Na poziomie źródła zasilania,
b W szynach zbiorczych rozdzielnicy głównej (lub szynach zbiorczych SN),
b Na każdym wychodzącym obwodzie w rozdzielnicy głównej (lub szynach
zbiorczych SN).
Aby uzyskać dokładne wyniki, konieczna jest znajomość dokładnych warunków
eksploatacji instalacji, a w szczególności statusu baterii kondensatorów (liczba
jeszcze dostępnych oraz załączonych stopni).
Wyniki pomiaru pomogą w:
b określeniu niezbędnej zmiany wyposażenia w instalacji albo
b Ilościowego ustalenia niezbędnej ochrony względem harmonicznych i systemów
filtrowania wymaganych w sieci dystrybucyjnej lub
b Sprawdzenia zgodności instalacji elektrycznej z mającymi zastosowanie
normami lub przepisami sieci dystrybucyjnych (maksymalna dopuszczalna emisja
harmonicznych).

Działania długoterminowe lub zapobiegawcze

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

M10

Z wielu powodów instalacja stałych urządzeń pomiarowych w sieci dystrybucyjnej
jest bardzo korzystna.
b Obecność specjalisty w obiekcie jest ograniczona w czasie i nie zawsze możliwa
jest obserwacja wszystkich możliwych sytuacji. Tylko kilka pomiarów w różnych
punktach instalacji i w odpowiednio długim okresie (jeden tydzień do miesiąca)
zapewnia ogólny obraz pracy i bierze pod uwagę wszystkie sytuacje, które mogą
wystąpić po:
v Wahaniach źródła zasilania,
v Zmianach w pracy instalacji,
v Dodaniu nowego wyposażenia w instalacji.
b Urządzenia pomiarowe zainstalowane w sieci dystrybucyjnej przygotowują i
ułatwiają diagnostykę specjalistów, tym samym zmniejszając liczbę i czas trwania
ich wizyt.
b Stałe urządzenia pomiarowe wykrywają wszelkie nowe zakłócenia powstałe po
instalacji nowego sprzętu, wdrożeniu nowych trybów pracy lub wahaniach w sieci
zasilania.
b W przypadku ogólnej oceny statusu sieci (analiza zapobiegawcza), pozwala to
uniknąć:
v Wynajmowania sprzętu pomiarowego,
v Wzywania specjalistów,
v Konieczności podłączenia i odłączenia sprzętu pomiarowego. W celu ogólnej
oceny statusu sieci, analiza w głównych rozdzielnicach dystrybucji niskiego
napięcia (RGNN) może często być wykonywana przez urządzenie zasilające i/lub
urządzenia pomiarowe, zamontowane w każdym obwodzie wychodzącym,
b W przypadku działań korygujących możliwe jest:
v Określenie warunków eksploatacji w momencie zdarzenia,
v Sporządzenie mapy sieci dystrybucji i ocenienie wdrożonych rozwiązań.
Diagnoza może być poprawiona przez zastosowanie dodatkowego
specjalistycznego sprzętu w przypadku szczególnego problemu.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Pomiar prądów harmonicznych
w instalacjach elektrycznych

4.2 Urządzenia do pomiaru harmonicznych
Urządzenia pomiarowe zapewniają natychmiastową i uśrednioną informację
dotyczącą harmonicznych. Wartości chwilowe są wykorzystywane do analizy
zakłóceń powiązanych z harmonicznymi. Wartości średnie są wykorzystywane do
oceny Jakości Mocy.
Najnowsze urządzenia pomiarowe są zaprojektowane w odniesieniu do normy
IEC 61000-4-7: „Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC) – Część 4-7: Metody
badań i pomiarów – Ogólny przewodnik dotyczący pomiarów harmonicznych
i interharmonicznych oraz przyrządów pomiarowych, dla sieci zasilających i
przyłączonych do nich urządzeń”.
Do mierzonych wartości zaliczają się:
b Widmo harmoniczne prądów i napięć (amplituda i procent składowej
podstawowej),
b THD prądu i napięcia,
b W przypadku analizy specjalnej: kąt fazowy między napięciem harmonicznym i
prądem tego samego rzędu, a fazą harmonicznych w odniesieniu do wspólnego
punktu odniesienia (np. napięcie podstawowe).
Średnie wartości są wskaźnikami długoterminowej Jakości Zasilania. Typowe
i istotne dane statystyczne są na przykład miarami uśrednionymi według
10-minutowych okresów, w jednotygodniowych stadiach obserwacji.
W celu osiągnięcia docelowej Jakości Zasilania, 95% mierzonych wartości powinno
być niższych, niż określona wartość.
Rys. M10 przedstawia maksymalne napięcie harmoniczne w celu spełnienia
wymagań normy EN50160: „Parametry napięcia zasilającego w publicznych
sieciach elektroenergetycznych”, w przypadku niskiego i średniego napięcia.

Harmoniczne nieparzyste
Harmoniczne nieparzyste
Harmoniczne parzyste
Inne niż wielokrotności 3
Wielokrotności 3
Rząd
Względna amplituda Rząd
Względna amplituda Rząd
Względna amplituda

Uh : %
Uh : %
Uh : %
5
6
3
5
2
2
7
5
9
1.5
4
1
11
3.5
15
0.5
6...24
0.5
13
3
21
0.5
17
2
19
1.5
23
1.5
25
1.5

M11

Rys. M10: Wartości indywidualnych napięć harmonicznych na przyłączach zasilania dla rzędów wielkości do 25, podanych w procentach napięcia podstawowego U1

Tradycyjna obserwacja i sposoby pomiaru obejmują:
b Oscyloskop
Wstępne wskazanie zniekształcenia wpływające na sygnał może być uzyskane
przez obserwację prądu lub napięcia na oscyloskopie.
Kształt fali odbiegający od sinusoidalnego jasno wskazuje obecność harmonicznej.
Mogą być zaobserwowane szczyty prądu i napięcia.
Należy jednak zauważyć, że ta metoda nie zapewnia dokładnego określenia ilości
składowych harmonicznych.
b Analizator cyfrowy
Tylko najnowocześniejsze analizatory cyfrowe mogą określić wartości wszystkich
wymienionych wskaźników z wystarczającą dokładnością.
Wykorzystują one technologię cyfrową, a dokładnie algorytm wysokiej wydajności
o nazwie Fast Fourier Transform (FFT). Sygnały prądu lub napięcia są cyfrowe, a
algorytm jest stosowany do danych związanych z oknami czasowymi po 10 (50Hz)
lub 12 okresów (w przypadku systemów 60Hz) o częstotliwości zasilania.
Obliczane są: amplituda oraz faza harmonicznej do 40 lub 50 rzędu, w zależności
od klasy pomiaru.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Urządzenia przenośne

4 Pomiar prądów harmonicznych
w instalacjach elektrycznych

M - Zarządzanie harmonicznymi

Przetwarzanie kolejnych wartości obliczonych przy pomocy FFT (wygładzanie,
klasyfikacja, statystyka) może być prowadzone przez urządzenie pomiarowe lub
zewnętrzne oprogramowanie.
Funkcje analizatorów cyfrowych
b Obliczanie wartości parametrów harmonicznych (współczynnik mocy,
współczynnik szczytu, amplituda poszczególnych harmonicznych, THD)
b W wielokanałowych analizatorach zapewnianie praktycznie w czasie rzeczywistym
jednoczesnego widmowego rozkładu prądów i napięć
b Realizacja różnych funkcji uzupełniających (poprawki, wykrywanie statystyczne,
zarządzanie pomiarami, wyświetlacz, komunikacja, itd.)
b Przechowywanie danych

Urządzenia stałe

Rys. M11: Wdrożenie cyfrowego rejestratora Jakości Zasilania

Dodatkowe urządzenia w rozdzielnicach zapewniają ciągły dostęp do informacji
dla zarządcy instalacji. Dane są dostępne poprzez specjalne urządzenia do
monitorowania mocy lub poprzez cyfrowe zabezpieczenia wyłączników.

w obudowie

Rys. M12: Przykład miernika mocy i energii

4.3 Jakie rzędy wielkości harmonicznych muszą być
monitorowane i tłumione?
Najważniejsze rzędy harmonicznych w trójfazowych sieciach dystrybucyjnych, to
rzędy nieparzyste (3, 5, 7, 9, 11, 13…)
Harmoniczne potrójne (wielokrotność rzędu 3) występują tylko w systemach
trójfazowych, cztero-przewodowych, gdy odbiorniki jednofazowe są podłączone
między fazą a zerem.
Sieci publiczne skupiają się głównie na niskich rzędach harmonicznych (5, 7, 11 i
13).
Ogólnie, regulacja harmonicznych najniższych rzędów (do 13)
wystarczy. Bardziej wszechstronna regulacja bierze pod uwagę rzędy
harmonicznych do 25.
Amplitudy harmoniczne zazwyczaj zmniejszają się w miarę wzrostu częstotliwości.
Pomiary o wystarczającej dokładności uzyskiwane są poprzez pomiar
harmonicznych do rzędu 30.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

M12

Rys. M13: Przykład elektronicznych zabezpieczeń wyłączników
samoczynnych, zapewniających informacje związane
z harmonicznymi

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Najważniejsze skutki
występowania harmonicznych
w instalacjach elektrycznych
4 Main effects of harmonics in
installations

M - Zarządzanie harmonicznymi

L - Detection and filtering of harmonics

5.1 Rezonans

Jednoczesne zastosowanie urządzeń pojemnościowych i indukcyjnych w sieciach
dystrybucyjnych może spowodować rezonans równoległy lub szeregowy.
Źródłem rezonansu są bardzo wysokie lub bardzo niskie wartości impedancji na
poziomie szyny zbiorczej, przy różnych częstotliwościach. Zmiany impedancji
4.1 Resonance w sieci dystrybucyjnej. Zostaną omówione tutaj tylko
zmieniają prąd i napięcie
najczęściej występujące równoległe zjawiska rezonansowe.
The simultaneous use of capacitive and inductive devices in distribution networks
Pokazany jest następujący uproszczony schemat (patrz Rys. M14), przedstawiający
results in parallel or series resonance manifested by very high or very low
instalację obejmującą
impedance values respectively. The variations in impedance modify the current and
b Kabel zasilania transformatora,
voltage in the distribution network. Here, only parallel resonance phenomena, the
b Odbiorniki liniowe
most common, will be discussed.
b Odbiorniki nieliniowe pobierające prądy harmoniczne
Consider the following simplified diagram (see Fig. L6 ) representing an installation
b Kondensatory do korekty współczynnika mocy
made up of: harmonicznych, równoważny schemat jest pokazany na Rysunku
Co do analizy
c A supply transformer
M15, gdzie:
cSLinear loads
L = Indukcyjność zasilania (sieć powyżej + transformator + przewód)
C = Pojemność kondensatorów do korekty współczynnika mocy
c Non-linear loads drawing harmonic currents
R = Oporność odbiorników liniowych
c Power factor correction capacitors
Ih = Prąd harmoniczny
For harmonic analysis, the equivalent diagram (see Fig. L7 ) is shown below.
Impedancja Z jest wyliczana pomijając R za pomocą uproszczonego wzoru:
Impedance Z is calculated by:

jLsω
1-LsCω 2
neglecting R and where:
gdzie: ω = pulsacja prądów harmonicznych
Ls = Supply inductance (upstream network + transformer + line)
Zjawisko rezonansu występuje, gdy mianownik (1-LSCω2) dąży do zera. Odpowiadająca
C = Capacitance of the power factor correction capacitors
temu częstotliwość, jest nazywana częstotliwością rezonansu obwodu. Przy tej
R = Resistance of the linear loads
częstotliwości impedancja jest maksymalna i pojawia się wiele napięć harmonicznych
Ih = Harmonic current
z uwagi na przepływ prądów harmonicznych. Skutkuje to poważnym zniekształceniem
Z =

Ih

napięcia. Zniekształceniu napięcia w obwodzie L ω 2 tends toward zero. The
Resonance occurs when the denominator 1-LsCS+C towarzyszy przepływ większych
prądówharmonicznych,niżis called the przezodbiorniki,jakzilustrowanonaRysunkuM16.
corresponding frequency tepobierane resonance frequency of the circuit. At that
Przez sieć impedance is i kondensatory do high amounts of harmonic voltages
frequency, dystrybucyjnąat its maximum andkorekty współczynnika mocy płyną
duże prądy the resulting powodując niebezpieczeństwo przeciążeń. W celu
appear with harmonicznemajor distortion in the voltage. The voltage distortion is
uniknięcia rezonansu, w kondensatorach mogą być szeregowo zainstalowane
accompanied, in the Ls+C circuit, by the flow of harmonic currents greater than
dławiki redukujące loads.
those drawn by the przepływ prądów harmonicznych.

C

Nieliniowe
Non-linear
load
obciążenie

Bateria
Capacitor
bank
kondensatora

Liniowe
Linear
load
obciążenie

The distribution network and the power factor correction capacitors are subjected to
high harmonic currents and the resulting risk of overloads. To avoid resonance, antiharmonic coils can be installed in series with the capacitors.

Rys. M14: Schemat instalacji

L6

5.2 Zwiększone straty

Ls

C

R

Straty w przewodach
4.2 Increased losses

Ih

M13

Zapotrzebowanie na moc czynną przekazywaną do odbiornika jest funkcją
podstawowej składowej I1 prądu.
Losses in conductors
Gdy prąd pobierany przez odbiornik zawiera harmoniczne, wartość skuteczna
The active power transmittedniż a load is a podstawowa I .fundamental component I1
prądu, Ir.m.s., będzie większa to składowa function of the
1
of the current.

Ih
Z
Rys. M15: Odpowiadający schemat instalacji pokazanej na
Rysunku M14

When the current drawn by the load contains harmonics, the rms value of the
current, Irms, is greater than the fundamental I1.
The definition of THD being:
Uh

C

Sieć zasilająca
Supply network

2

it may be deduced that: Irms = I1 1+ THD2

Ih
Fig. L6 : Diagram of an installation

Vh
Ls
Linear
Liniowe
load
obciążenie

C

R

Ih

C

Ih

Non-linear
Nieliniowe
loads
obciążenie

Capacitor
Bateria
bank
kondensatora

Rys. M16: Ilustracja rezonansu równoległego
Z

Fig. L7 : Equivalent diagram of the installation shown in
Figure L6

Figure L8 (next page) shows, as a functionVh the harmonic distortion:
of
C
c The increase in the rms current Irms for a load drawing a given fundamental
current
c The increase in Joule losses,Nieliniowe into account the skin effect
not taking
Bateria
Linear
Non-linear
Capacitor
Liniowe
load
loads
bank
obciążenie
kondensatora
obciążenie
(The reference point in the graph is 1 for Irms and Joules losses, the case when
+
+
there are no harmonics)
Detuned
Dławik odstrajający
The harmonic currents provoke an increase in the Joule losses in all conductors in
reactor
which they flow and additional temperature rise in transformers, devices, cables, etc.
Rys. M17: Zmniejszenie prądów harmonicznych z wykorzystaniem dławików odstrajających

Losses in asynchronous machines

The harmonic voltages (order h) supplied to asynchronous machines provoke in the
rotor the flow of currents with frequencies higher than 50 Hz that are the cause of
additional losses.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

 Irms 
THD = 
 −1
 I1 

Sieć zasilająca
Supply network Linear
Capacitor
bank
load

U

h
Non-linear
load

M - Zarządzanie harmonicznymi

Definicja THDi :
2

I

THDi =  r.m.s. − 1
 I 
 1 
2

można wywnioskować, że: Ir.m.s. = I1. 1 + THDi

Rysunek M18 pokazuje, jako funkcję zniekształcenia harmonicznego:
b Zwiększenie prądu skutecznego, Ir.m.s. w przypadku odbiornika pobierającego
dany prąd podstawowy
b Zwiększenie strat Joulea, nie uwzględniając naskórkowości. (Punkt odniesienia
na wykresie wynosi 1 w przypadku Ir.m.s., także straty Joulea występują przy braku
harmonicznych)
Prądy harmoniczne powodują zwiększenie strat w dżulach na wszystkich
przewodach, w których przepływają i dodatkowy wzrost temperatury
w transformatorach, rozdzielnicach, kablach itp.

2.2
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0

20

40

60

80

100

120

THD
(%)

Straty Joulea

M14

Rys. M18: Wzrost prądu skutecznego i strat Joulea jako funkcji THD

Straty w urządzeniach asynchronicznych
Napięcia harmoniczne (rząd h) zasilające urządzenia asynchroniczne powodują
przepływ prądów w wirniku o częstotliwości wyższej niż 50 Hz, które są powodem
dodatkowych strat.
Rząd wielkości
b Praktycznie prostokątne napięcie zasilające powoduje dwudziestoprocentowy
wzrost strat
b Napięcie zasilające z harmonicznymi u5 = 8% (U1, napięcie podstawowe),
u7 = 5%, u11 = 3%, u13 = 1%, tzn. całkowite zniekształcenie harmoniczne THDu
równe 10%, powoduje dodatkowe straty 6%

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Straty w transformatorach
Prądy harmoniczne płynące w transformatorach powodują zwiększenie strat
w uzwojeniu w wyniku efektu Joule’a i zwiększenie strat magnetycznych
wynikające z prądów wirowych. Napięcia harmoniczne są odpowiedzialne za straty
magnetyczne wynikające z pętli histerezy.
Ogólnie uważa się, że straty w uzwojeniach wzrastają jako kwadrat THDi, oraz że
straty magnetyczne wzrastają liniowo wraz z THDu .
W transformatorach rozdzielczych sieci publicznych, gdzie poziomy zniekształceń
są ograniczone, straty wzrastają między 10 a 15%.

Straty w kondensatorach
Napięcia harmoniczne zastosowane do kondensatorów powodują przepływ prądów
proporcjonalny do częstotliwości harmonicznej. Prądy te powodują dodatkowe
straty.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Najważniejsze skutki
występowania harmonicznych
w instalacjach elektrycznych
Przykład
Napięcie zasilające ma następujące harmoniczne:
b Napięcie podstawowe U1,
b napięcia harmoniczne u5 = 8% (U1),
b u7 = 5%,
b u11 = 3%,
b u13 = 1%,
tzn. całkowite zniekształcenie harmoniczne THDu równe 10%. Wartość prądu jest
monożona przez 1,19. Straty w Joulea są mnożone przez (1,19)2, tzn. 1,4.

5.3 Przeciążenie urządzeń
Generatory
Wartości znamionowe generatorów zasilających odbiorniki nieliniowe są zaniżane
z powodu dodatkowych strat, spowodowanych przez prądy harmoniczne. Dla
generatora, którego całkowite obciążenie składa się z 30% obciążeń nieliniowych, obniża
się wartości znamionowe w przybliżeniu o 10%. Zatem niezbędne jest przewymiarowanie
generatora, w celu zapewnienia tej samej mocy czynnej odbiornikom.
L - Detection and filtering of harmonics

Bezprzerwowe Zasilanie Energią (UPS)
Prądy pobierane przez systemy komputerowe mają bardzo wysokie współczynniki
szczytowe. UPS zwymiarowany przy uwzględnieniu wyłącznie prądu
skutecznego może nie być w stanie dostarczyć niezbędnego prądu szczytowego,
w konsekwencji czego może zostać przeciążony.

Transformatory
b Krzywa przedstawiona poniżej (patrz Rys. M19) pokazuje typowe obniżenie
wartości znamionowych, wymagane w przypadku transformatora zasilającego
Transformers
urządzenia elektroniczne
c The curve presented below (see Fig. L9 ) shows the typical derating required for a
transformer supplying electronic loads

kVA
(%)
kVA
(%)

100
90

100

80

90

70

M15

80

60
70
50
60
50
40
40
30
30

20

20

10

%
Electronic
load

10

0
0
0
0

20 20

40

40

60

60

80

80 100

100

%%
Electronic
Elektroniczne
load
obciążenie

Rys.L9 : Derating required for a transformer supplyingwymagane w przypadku transformatora
Fig. M19: Obniżenie wartości znamionowych electronic loads
zasilającego urządzenia elektroniczne

L8

k=

Th =

1

 40

2
1+ 0.1  ∑ h1.6 Th 
 h= 2


Ih
I1

Typical values:
c Current with a rectangular waveform (1/h spectrum (1)): k = 0.86
Typowe wartości: current (THD ≈ 50%): k = 0.80
c Frequency-converter

b Prąd o prostokątnym kształcie przebiegu (zakres 1/h): k = 0,86
Asynchronous machines
b Prąd przemiennika częstotliwości (THD ≈ 50%): k = 0.80
Standard IEC 60892 defines a weighted harmonic factor (Harmonic voltage factor)
for which the equation and maximum value are provided below.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

HVF =

13

∑

h= 2

Uh
i 0.02
h2

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Example

Przykład: Jeżeli transformator zasila całkowite obciążenie składające się z 40%
If the transformer supplies an overall load comprising 40% of electronic loads, it
urządzeń elektronicznych, jego wartość mocy znamionowej zmniejsza się o 40%.
must be derated by 40%.
b Norma UTE C15-112provides a derating factor for transformers as a function of
c Standard UTE C15-112 podaje współczynnik obniżenia wartości znamionowych
the harmonic currents.
mocy transformatorów jako funkcję prądów harmonicznych.

M - Zarządzanie harmonicznymi

L8

Example
If the transformer supplies an overall load comprising 40% of electronic loads, it
must be derated by 40%.
c Standard UTE C15-112 provides a derating factor for transformers as a function of
the harmonic currents.

k=

Th =

1

 40

2
1+ 0.1  ∑ h1.6 Th 
 h= 2


Ih
I1

Typical values:
c Current with a rectangular waveform (1/h spectrum (1)): k = 0.86
Urządzenia asynchroniczne k = 0.80
c Frequency-converter current (THD ≈ 50%):

Norma IEC60034-1 („Wirujące maszyny elektryczne – Ocena i wydajność”) definiuje
Asynchronous machines
ważony współczynnik harmonicznych (współczynnik napięcia harmonicznego),
Standard IEC 60892 defines a weighted harmonic factor (Harmonic voltage factor)
którego wzór i maksymalne wartości przedstawiono poniżej.
for which the equation and maximum value are provided below.

HVF =

13

∑

h= 2

Example

Uh
i 0.02
h2

Przykład
A supply voltage has a fundamental voltage U1 and harmonic voltages u3 = 2% of
Napięcie zasilające ma napięcie podstawowe U1 0.018. The HVF value is
i napięcia harmoniczne u3 = 2%
U1, u5 = 3%, u7 = 1%. The THDu is 3.7% and the HVF is
U1, u5 = 3%, umaximumTHDu above which thea HVF wynosi 0,018. Wartość HVF jest
very close to the 7 = 1%. value wynosi 3,7% machine must be derated.
bardzo zbliżona do maksymalnej wartości, powyżej której urządzenie musi mieć
Practically speaking, for supply to the machine, a THDu of 10% must not be
exceeded.
zmniejszone wartości znamionowe. W praktyce, maszyny asynchroniczne muszą
być zasilane napięciem o THDu nie przekraczającym 10%.

Capacitors

According to IEC 60831-1 standard, the rms current flowing in the capacitors must
Kondensatory
not exceed 1.3 times the rated current.

Zgodnie example mentioned above, the fundamental voltage U1, harmonic do równoległej
z normą IEC 60831-1 („Kondensatory samoregenerujące
Using the
kompensacji mocy biernej 5%, u11 = 3%, u13 = 1%, i.e. total harmonic
voltages u5 = 8% (of U1), u7 = w sieciach elektroenergetycznych prądu przemiennego
o napięciu znamionowym do 1 kV włącznie - Wymagania ogólne - Wykonanie,
Irms
distortion THDu equal to 10%, the result is
= 1.19 , at the rated voltage. For a
badania i ocena - Wymagania dotyczące bezpieczeństwa -- Wytyczne instalowania
I1
Irms
voltage equal to 1.1prąd skuteczny płynący w kondensatorach3niereachedprzekraczać
times the rated voltage, the current limit
= 1. is może
i użytkowania”),
I1
and it is necessary to resize the capacitors.
1,3-krotności prądu znamionowego.
(1) In fact, the current waveform is similar to a rectangular
waveform. This is the case for all current rectifiers (three-phase
Wykorzystując powyższy przykład, napięcie podstawowe U1, napięcia harmoniczne
rectifiers, induction furnaces).
u5 = 8% (U1), u7 = 5%, u11 = 3%, u13 = 1%, tzn. całkowite zniekształcenie
Schneider Electric - Electrical installationjest równe 10%, a wynik wynosi
harmoniczne THDu guide 2005
Ir.m.s./I1 = 1.19 przy napięciu znamionowym. W przypadku napięcia równego 1,1
razy napięcia znamionowego, osiągany jest limit prądowy Ir.m.s./I1 = 1.3 i konieczna
ChapL04.p65
8
19/12/05, 16:35
jest zmiana pojemności kondensatorów.

Przewody neutralne
Przedstawiony jest system złożony z symetrycznego trójfazowego źródła i trzech
identycznych jednofazowych odbiorników, podłączonych pomiędzy fazami,
a przewodem neutralnym (patrz Rys. M20).
Rysunek M21 pokazuje przykład prądów płynących w trzech fazach i wypadkowy
prąd w przewodzie neutralnym.
W tym przykładzie, prąd w przewodzie neutralnym ma większą wartość rms,
która przewyższa wartość rms prądu w fazie o współczynnik równy pierwiastkowi
kwadratowemu z 3. Przewód neutralny musi zatem mieć odpowiedni prekrój.
Prąd w przewodzie neutralnym może zatem przekraczać prąd w każdej fazie
w instalacji, tak jak w przypadku wielu urządzeń jednofazowych (sprzęt IT,
oświetlenie jarzeniowe).

M16
Ir

Is
It

obciążenie
Load

obciążenie
Load

obciążenie
Load

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

In
Rys. M20: Przepływ prądów w poszczególnych przewodach podłączonych do trójfazowego
źródła

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Najważniejsze skutki
występowania harmonicznych
w instalacjach elektrycznych
(A)

Ir

t

Is

t

It

t

In

t

0

20

40

t (ms)

Rys. M21: Przykład prądów płynących w poszczególnych przewodach podłączonych do
trójfazowego odbiornika (w = Ir + Is + It)

M17

W przypadku niskiej wartości współczynnika zniekształcenia, wartość skuteczna
prądu jest zbliżona do wartości r.m.s. wartości składowej podstawowej prądu,
dlatego:
IN ≈ 3 . i3 IL
oraz:
IN /IL ≈ 3 . i3 (%)
To równanie w prosty sposób odnosi stosunek przeciążenia przewodu neutralnego
(IN /IL) do trzeciej harmonicznej prądu.
Pokazuje w szczególności, że gdy ten stosunek osiągnie 33% to prąd w przewodzie
neutralnym jest równy prądowi w fazach. Niezależnie od wartości zniekształcenia,
możliwe było wykorzystanie symulacji w celu uzyskania bardziej precyzyjnych reguł,
które są zilustrowane na Rysunku M22, na następnej stronie.
Stosunek trzeciej harmoniczności ma wpływ na prąd w przewodzie neutralnym i tym
samym na pojemność wszystkich komponentów w instalacji:
b Rozdzielnice dystrybucyjne
b Urządzenia ochronne i dystrybucyjne

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Nie jest to powszechna sytuacja, dlatego że moc jest dostarczana jednocześnie
do odbiorników liniowych i/lub trójfazowych (ogrzewanie, wentylacja, oświetlenie
żarowe, itp.), które nie wytwarzają prądów harmonicznych trzeciego rzędu.
Jednakże, należy zwrócić szczególną uwagę na wymiarowanie przekrojów
przewodów neutralnych podczas projektowania nowych instalacji lub przy ich
modyfikacji w przypadku zmiany zasilanych odbiorników.
Do obliczenia obciążenia przewodu neutralnego może być wykorzystywana
uproszczona metoda. W przypadku zrównoważonych odbiorników prąd
w przewodzie neutralnym IN jest bardzo zbliżony do 3-krotności wartości trzeciej
harmonicznej prądu fazowego (I3 ), tzn.:
IN ≈ 3.I3
Wyrażenie może przybierać postać:
IN ≈ 3. i3 . I1

M - Zarządzanie harmonicznymi

IN / I L
2.0
1.8
1.6
1.4
1.2
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2

I3(%)

0
0

20
15

40

60

80

100

33

Rys. M22: Obciążenie przewodu neutralnego oparte na stosunku trzeciej harmonicznej

b Systemy kablowe i szynoprzewody
Zależnie od oszacowanego stosunku trzeciej harmonicznej, są trzy możliwości:
stosunek poniżej 15%, między 15 a 33% lub powyżej 33%.
Stosunek trzeciej harmonicznej poniżej 15% (i3 ≤ 15%):
Przyjmuje się, że przewód neutralny nie przewodzi prądu. Powierzchnia przekroju
poprzecznego przewodów fazowych jest określana wyłącznie przez prąd w fazach.
Powierzchnia przekroju poprzecznego przewodu neutralnego może być mniejsza
niż powierzchnia przekroju poprzecznego przewodów fazowych, jeżeli pole
przekroju jest większe niż 16 mm2 (miedź) lub 25 mm2 (aluminium).
Ochrona przewodu neutralnego nie jest obowiązkowa, chyba że jego pole przekroju
jest mniejsze niż pole przekroju przewodów fazowych.
Stosunek trzeciej harmonicznej między 15 a 33% (15 & lt; i3 ≤ 33%) lub przy braku
danych o stosunku harmonicznym:

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

M18

Przyjmuje się, że przewód neutralny przewodzi prąd.
Prąd roboczy systemu szynowego musi być obniżony o współczynnik 0,84 (lub
przeciwnie, można wybrać system szynowy z prądem roboczym równym prądowi
wyliczonemu i podzielonemu przez 0,84).
Powierzchnia przekroju poprzecznego przewodu neutralnego MUSI być równa
powierzchni przekroju poprzecznego przewodów fazowych.
Zabezpieczenie przewodu neutralnego nie jest konieczne.
Stosunek trzeciej harmonicznej większy niż 33% (i3 & gt; 33%)
Ten rzadki przypadek przedstawia szczególnie wysoki stosunek harmonicznych,
wytwarzający przepływ prądu w przewodzie neutralnym, który jest większy niż prąd
w fazach. Przy wymiarowaniu przewodu neutralnego muszą więc zostać podjęte
środki ostrożności. Ogólnie, prąd roboczy przewodów fazowych musi być obniżony
o współczynnik 0,84 (lub przeciwnie, można wybrać system szynowy z prądem
roboczym równym prądowi wyliczonemu i podzielonemu przez 0,84). Ponadto, prąd
roboczy przewodu neutralnego musi być równy 1,45-krotności prądu roboczego
przewodów fazowych (tzn. 1,45/0,84 razy wyliczony prąd fazowy, zatem około 1,73
razy wyliczony prąd fazowy).
Zalecaną metodą jest zastosowanie systemu szynowego, w którym powierzchnia
przekroju poprzecznego przewodu neutralnego jest równa powierzchni przekroju
poprzecznego faz. Prąd w przewodzie neutralnym jest więc kluczowym czynnikiem
w określeniu pola przekroju przewodów. Zabezpieczenie przewodu neutralnego nie
jest konieczne, chociaż należy go zabezpieczyć, jeśli są jakiekolwiek wątpliwości
w stosunku do obciążenia przewodu neutralnego.
Taka metoda jest stosowana w dystrybucji końcowej, gdzie wielożyłowe kable mają
identyczne pola przekroju faz oraz przewodu neutralnego.
W przypadku systemów szynoprzewodów, dokładna znajomość wzrostów
temperatury spowodowanych przez prądy harmoniczne, umożliwia stosowanie
mniej zapobiegawczych metod. Wartość prądu systemu szynoprzewodów można
bezpośrednio wybrać z funkcji wyliczonego prądu neutralnego.
Aby uzyskać więcej szczegółów, patrz rozdział E i ”Zeszyt technika ECT212:
Przewody neutralne”

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Najważniejsze skutki
występowania harmonicznych
w instalacjach elektrycznych
5.4 Zakłócenia wpływające na wrażliwe odbiorniki
Wpływ zakłóceń w napięciu zasilania
Zakłócenia w napięciu zasilania mogą zakłócać pracę wrażliwych urządzeń:
b Urządzenia regulacyjne (np. temperaturą)
b Sprzęt komputerowy
b Kontrola i urządzenia monitorujące (przekaźniki zabezpieczające)

Zniekształcenia sygnałów telefonicznych
Składowe harmoniczne powodują zakłócenia w obwodach sterowniczych (niskie
poziomy prądu). Poziom zniekształcenia zależy od długości, na którym kable
zasilania i sterowania przebiegają równolegle, odległości pomiędzy kablami
i częstotliwości składowych harmonicznych.

5.5 Wpływ ekonomiczny
Straty energii
Składowe harmoniczne powodują dodatkowe straty (efekt Joulea) w przewodnikach
i urządzeniach.

Wyższe koszty abonamentu
Obecność prądów harmonicznych może wymagać wyższego zapotrzebowania na
moc i co za tym idzie, wyższych kosztów. Co więcej, sieci publiczne będą
obciążały klientów coraz większymi opłatami za duże wytwarzanie składowych
harmonicznych w sieci.

Przewymiarowane wyposażenie
b Obniżenie wartości znamionowych źródeł zasilania (generatory, transformatory
i UPS) oznacza, że muszą one być przewymiarowane
b Przewody muszą być zwymiarowane z uwzględnieniem przepływu prądów
harmonicznych. Dodatkowo, z powodu zjawiska naskórkowości, oporność tych
przewodów zwiększa się wraz z częstotliwością. Aby uniknąć nadmiernych strat
w wyniku efektu Joule’a, konieczne jest zwiększenie przekroju przewodów
b Przepływ składowych harmonicznych w przewodzie neutralnym oznacza, że musi
on być również przewymiarowany.

Obniżona żywotność urządzeń
Gdy poziom zniekształcenia THDu napięcia zasilania osiągnie 10%, żywotność
urządzenia znacząco się obniża. Obniżenie zostało oszacowane na poziomie:
b 32.5% w przypadku maszyn jednofazowych
b 18% w przypadku maszyn trójfazowych
b 5% w przypadku transformatorów
Aby zachować żywotność dla odpowiedniego obciążenia znamionowego,
urządzenia muszą być przewymiarowane

M19

Samoczynne wyłączenie instalacji
Wyłączniki w instalacji są poddawane działaniom prądów szczytowych, które są
generowane przez harmoniczne występujące w obwodzie. Te prądy szczytowe
mogą powodować wyłączenie starych urządzeń, co może spowodować straty
w produkcji, jak również koszty związane z czasem, wymaganym na ponowne
uruchomienie instalacji.

Mając na względzie wymienione poniżej ekonomiczne konsekwencje dla instalacji,
konieczne było zamontowanie filtrów harmonicznych.
Centrum komputerowe firmy ubezpieczeniowej
W tym centrum koszt niepożądanego wyzwolenia wyłącznika instalacyjnego został
wyliczony na 100 tys. euro za godzinę przestoju.
Laboratorium farmaceutyczne
Składowe prądów harmonicznych spowodowały awarię zespołu generatora
i przerwanie długotrwałego testu nad nowym lekiem. Konsekwencją były straty
oszacowane na 17 mln euro.
Zakład metalurgiczny
Zestaw pieców indukcyjnych spowodował przeciążenie i zniszczenie trzech
transformatorów od 1500 do 2500 kVA w jednym roku. Koszt przerw w produkcji
został oszacowany na 20 tys. euro za godzinę.
Zakład produkcji mebli ogrodowych
Awaria napędów o regulowanej prędkości skutkowała przestojami w produkcji
oszacowanymi na 10 tys. euro za godzinę.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Przykłady

M - Zarządzanie harmonicznymi

6 Normy

Emisje harmonicznych podlegają różnym normom i przepisom:
b Standardy norm dotyczących sieci dystrybucyjnych,
b Normy emisji mające zastosowanie do urządzeń generujących harmoniczne,
b Zalecenia wydane przez zakład energetyczny, mające zastosowanie do instalacji,
W świetle szybkiej redukcji skutków harmonicznych, obecnie obowiązuje potrójny
system norm i przepisów oparty na dokumentach wymienionych poniżej.
Normy regulujące kompatybilność pomiędzy sieciami dystrybucyjnymi
a produktami
Normy te określają niezbędną kompatybilność pomiędzy sieciami dystrybucyjnymi
a produktami:
b Składowe harmoniczne powodowane przez urządzenie nie mogą zakłócać sieci
dystrybucyjnej poza określonymi limitami
b Każde urządzenie musi być w stanie działać normalnie w obecności zakłóceń do
określonych poziomów
b Norma IEC 61000-2-2 ma zastosowanie do publicznych systemów niskiego
napięcia
b Norma IEC 61000-2-4 ma zastosowanie do instalacjach przemysłowych NN i SN
Normy regulujące jakość sieci dystrybucyjnych
b Norma EN 50160 określa charakterystykę energii elektrycznej dostarczanej przez
publiczne sieci dystrybucyjne
b Norma IEEE 519 przedstawia wspólne podejście pomiędzy zakładami
energetycznymi a klientami do ograniczenia wpływu odbiorników nieliniowych.
Co więcej, zakład energetyczn zachęca do działań zapobiegawczych pod
kątem ograniczenia pogorszenia jakości mocy, wzrostu temperatury i redukcji
współczynnika mocy. Będą one coraz bardziej skłonne do obciążania klientów
opłatami za główne źródła składowych harmonicznych
Normy regulujące sprzęt
b Norma IEC 61000-3-2 dotycząca wyposażenia niskiego napięcia o prądzie
znamionowym poniżej 16 A
b Norma IEC 61000-3-12 dotycząca wyposażenia niskiego napięcia o nominalnym
prądzie wyższym niż 16 A oraz niższym niż 75 A
Maksymalne dopuszczalne poziomy harmonicznych
W trakcie międzynarodowych badań zebrano dane wynikające z oszacowania
typowych składowych harmonicznych często spotykanych w elektrycznych sieciach
dystrybucyjnych. Rysunek M23 przedstawia poziomy, które, zdaniem wielu
zakładów energetycznych, nie powinny być przekraczane.

M20

Nieparzyste rzędy harmonicznych
inne niż wielokrotności 3
Rząd
NN
SN
WN
5
6
5
2
5
4
2
7
11
3.5
3
1.5
13
3
2.5
1.5
17≤h≤49 2.27x17/h-0.27 1.9x17/h-0.2 1.2x17/h

Nieparzyste rzędy harmonicznych
wielokrotności 3
Rząd
NN
SN
WN
3
5
4
2
9
1.5
1.2
1
15
0.4
0.3
0.3
21
0.3
0.2
0.2
21 & lt; h≤45 0.2
0.2
0.2

Parzyste rzędy harmonicznych
Rząd
2
4
6
8
10≤h≤50

NN
2
1
0.5
0.5
0.25x10/h+0.25

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. M23: Maksymalne dopuszczalne harmoniczne napięcia i zniekształcenie (%)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

THDu

SN
WN
NN SN WN
1.8
1.4
8
6.5 3
1
0.8
0.5
0.4
0.5
0.4
0.25x10/h+0.22 0.19x10/h+0.16

7 Rozwiązania zmniejszające prądy
harmoniczne

Istnieją trzy różne typy sposobów złagodzenia harmonicznych:
b Modyfikacje w instalacji
b Specjalne urządzenia w systemie zasilania
b Filtrowanie

7.1 Podstawowe rozwiązania
Aby ograniczyć propagację harmonicznych w sieci dystrybucyjnej, dostępne są
różne rozwiązania i należy je wziąć pod uwagę szczególnie podczas projektowania
nowej instalacji.

Umieszczanie nieliniowych odbiorników przy źródle zasilania
Ogólne zakłócenia harmoniczne wzrastają w miarę spadku mocy zwarcia.
Pomijając wszystkie względy ekonomiczne, najlepiej jest podłączyć odbiorniki
nieliniowe tak blisko źródła zasilania, jak jest to tylko możliwe (patrz Rys. M24).

Z2

Wrażliwe
Sensitive
loads
odbiory

Z1

Nieliniowe
Non-linear
odbiorniki
loads

Where impedance
Gdzie impedancja
Z1 & lt; Z2

Rys. M24: Odbiorniki nieliniowe umieszczone tak blisko źródła zasilania, jak jest to tylko możliwe
(zalecany układ)

Grupa odbiorników nieliniowych
Podczas przygotowywania schematu jednokreskowego, urządzenia nieliniowe
powinny być oddzielone od pozostałych typów odbiorników (patrz Rys. M25). Dwie
grupy urządzeń powinny być zasilane przez różne zestawy szyn zbiorczych.

Wrażliwe
Sensitive
odbiory
loads
Yes
Tak

Line impedances
Impedancje linii

No
Nie

M21

Odbiornik
Non-linear
load 1
nieliniowy 1
Odbiornik
Non-linear
load 2
nieliniowy 2

Rys. M25: Grupowanie odbiorników nieliniowych i podłączenie tak blisko źródła zasilania, jak to
możliwe (zalecany układ)

Utwórz oddzielne źródła
W ograniczaniu składowych harmonicznych może pomóc utworzenie oddzielnego
źródła za pomocą dodatkowego transformatora, jak pokazano na Rys. M26. Wadą
jest podwyższenie kosztu instalacji.

Nieliniowe
Non-linear
odbiorniki
loads
MV
network
Sieć SN
Liniowe
Linear
odbiorniki
loads
Rys. M26: Zasilanie nieliniowych odbiorników poprzez oddzielny transformator

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

M - Zarządzanie harmonicznymi

M - Zarządzanie harmonicznymi

Transformatory ze specjalnymi połączeniami
Różne połączenia transformatora mogą wyeliminować niektóre rzędy
harmonicznych, jak pokazano na poniższych przykładach:
b Podłączenie Dyd tłumi harmoniczne 5 i 7 (patrz Rys. M27)
b Podłączenie Dy tłumi trzecią harmoniczną
b Połączenie Dz 5 tłumi 5 harmoniczną

h5, h7, h11, h13
h11, h13
h5, h7, h11, h13

Rys. M27: Transformator Dyd blokuje propagację harmonicznej 5 i 7 do sieci powyżej

Zainstaluj dławiki
Gdy zasilane są napędy o zmiennej prędkości, możliwe jest wygładzenie prądu
przez zainstalowanie dławików sieciowych. Zwiększenie impedancji obwodu
zasilania ogranicza prąd harmoniczny.
Instalacja dławików do tłumienia harmonicznych w bateriach kondensatorów,
zwiększa impedancję kombinacji dławik, kondensator dla harmonicznych wysokich
rzędów.
Pozwala to uniknąć rezonansu i chroni kondensatory.

Dobierz odpowiedni układ systemu uziemienia

M22

System TNC
W systemie TNC pojedynczy przewód (PEN) zapewnia zabezpieczenie w razie
zwarcia doziemnego i przepływu prądów asymetrycznych.
W warunkach stanu ustalonego, prądy harmoniczne przepływają przez PEN.
Z uwagi na impedancję PEN, skutkuje to niewielkimi różnicami w potencjale (kilka
wolt) pomiędzy urządzeniami, które mogą być przyczyną wadliwego działania
sprzętu elektronicznego.
System TNC musi zatem być zarezerwowany dla obwodów zasilania na początku
instalacji i nie może być wykorzystywany do zasilania wrażliwych odbiorników.
System TNS
System ten jest zalecany, jeśli występują harmoniczne.
Przewód neutralny oraz przewód ochronny PE są całkowicie oddzielne, potencjał
w całej sieci dystrybucyjnej jest więc bardziej jednorodny.

7.2 Filtrowanie harmonicznych
W przypadkach, gdzie działania zapobiegawcze przedstawione powyżej są
niewystarczające, konieczne jest wyposażenie instalacji w systemy filtrowania.
Istnieją trzy typy filtrów:
b Bierne
b Czynne
b Hybrydowe

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Filtry bierne
Typowe zastosowania
b Instalacje przemysłowe z kompletem odbiorników nieliniowych o mocach ponad
500 kVA (napędy o zmiennej prędkości, UPS, prostowniki, itd.)
b Instalacje wymagające korekty współczynnika mocy
b Instalacje, gdzie zniekształcenie napięcia musi być obniżone, w celu uniknięcia
zakłócania wrażliwych odbiorników
b Instalacje, gdzie zniekształcenie prądowe musi być obniżone, w celu uniknięcia
przeciążeń
Zasada działania
Obwód LC, dostrojony do każdego filtrowanego rzędu harmonicznego, jest
zainstalowany równolegle do odbiornika nieliniowego (patrz Rys. M28). Ten
obwód obejścia absorbuje składowe harmoniczne, zapobiegając tym samym ich
przepływowi w sieci dystrybucyjnej.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

7 Rozwiązania zmniejszające prądy
harmoniczne

Ogólnie, filtr bierny jest dostrojony do rzędu harmonicznych zbliżonego do rzędu,
który ma być wyeliminowany. Może być wykorzystywanych kilka równolegle
podłączonych odgałęzień filtrów, jeżeli wymagane jest znaczne obniżenie
zniekształcenia wielu rzędów harmonicznych.

Filtry czynne (Czynny regulator harmoniczny)
Typowe zastosowania
b Instalacje z kompletem odbiorników nieliniowych o mocach mniejszych niż 500
kVA (napędy o zmiennej prędkości, UPS, sprzęt biurowy itp.)
b Instalacje, gdzie zniekształcenie prądowe musi być obniżone, w celu uniknięcia
przeciążeń.
Zasada działania
Systemy te, obejmujące urządzenia energoelektroniczne i zainstalowane szeregowo
lub równolegle do odbiornika nieliniowego, kompensują prąd harmoniczny
lub napięcie pobierane przez odbiornik. Rysunek M29 pokazuje równolegle
podłączony czynny regulator harmoniczny (AHC) kompensujący prąd harmoniczny
(Ihar = - Iact).
AHC wprowadza do przeciwnej fazy składowe harmoniczne pobierane przez
odbiornik nieliniowy tak, że prąd sieciowy Is pozostaje sinusoidalny.

Filtry hybrydowe

I har

Nieliniowe
Non-linear
load
obciążenie

Typowe zastosowania
b Instalacje przemysłowe z kompletem odbiorników nieliniowych o mocach ponad
500 kVA (napędy o zmiennej prędkości, UPS, prostowniki, itd.)
b Instalacje wymagające korekty współczynnika mocy
b Instalacje, gdzie zniekształcenie napięcia musi być obniżone, w celu uniknięcia
zakłócania wrażliwych odbiorników
b Instalacje, gdzie zniekształcenie prądowe musi być obniżone, w celu uniknięcia
przeciążeń
b Instalacje, gdzie muszą być dotrzymane ścisłe ograniczenia dot. emisji
harmonicznych
Zasada działania
Bierne i czynne filtry są połączone w pojedynczym systemie stanowiąc filtr
hybrydowy (patrz Rys. M30). Ten nowy sposób filtrowania zapewnia zalety obu
typów filtrów i obejmuje szeroki zakres poziomów mocy i wydajności.

Filtr
Filter

Rys. M28: Zasada działania filtra biernego

Is

I har

Is

I har

M23

Iact
Iact

AHC

AHC

Rys. M29: Zasada działania filtra czynnego

Liniowe
Linear
load
obciążenie
Nieliniowe
Non-linear
obciążenie
load

Filtr hybrydowy
Hybride filter

Liniowe
Linear
obciążenie
load

Rys. M30: Zasada działania filtra hybrydowego
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Nieliniowe
Non-linear
load
obciążenie

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

7 Rozwiązania zmniejszające prądy
harmoniczne

M - Zarządzanie harmonicznymi

Kryteria doboru
Filtr bierny
Zapewnia zarówno korektę współczynnika mocy jak i wysoką wydajność filtrowania
prądu.
Filtry bierne obniżają również harmoniczne napięcia w instalacjach, gdzie napięcie
źródła zasilania jest zakłócane. Jeśli poziom dostarczanej mocy biernej jest wysoki,
wskazane jest wyłączenie biernego filtra, gdy obciążenie procentowe jest niskie.
Wstępne badania odnośnie filtra muszą uwzględniać możliwą obecność baterii
kondensatorów do korekty współczynnika mocy, która może być usunięta.
Czynne regulatory harmoniczne
Filtrują składowe harmoniczne w szerokim zakresie częstotliwości i mogą się
dostosować do każdego typu odbiornika. Z drugiej strony, moce znamionowe są
ograniczone.
Filtry hybrydowe
Łączą wydajność filtrów czynnych i biernych.
Rys. M31: Przykład biernego filtra SN

7.3 Metody
Najlepsze rozwiązanie, zarówno pod względem technicznym jak i finansowym, jest
oparte na wynikach dogłębnych badań.

Kontrola harmonicznych w sieci SN i NN

Rys. M32: Czynny regulator harmonicznych (seria AccuSine)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

M24

Wezwanie eksperta zagwarantuje, że proponowane rozwiązanie pozwoli na
efektywne wyniki (np. zagwarantuje maksymalne THDu).
Kontrola harmonicznych jest przeprowadzana przez inżyniera specjalistę od
zakłóceń wpływających na sieci dystrybucji elektrycznej i wyposażonego
w skuteczny sprzęt oraz oprogramowanie do analizy i symulacji.
Etapy kontroli są następujące:
b Pomiar zakłóceń wpływających na prąd i napięcia międzyfazowego oraz
pomiędzy fazą, a obwodem neutralnym przy źródle zasilania dla zakłóconych
obwodów wychodzących i odbiornikach nieliniowych
b Modelowanie komputerowe zjawisk w celu uzyskania dokładnego objaśnienia
przyczyn i ustalenia najlepszych rozwiązań
b Kompletny raport z audytu przedstawiający:
v Poziomy prądów zakłócających
v Maksymalne dopuszczalne poziomy zakłóceń (patrz IEC 61000, IEEE 519 itd.)
b Propozycja obejmująca rozwiązania z gwarantowanymi poziomami wyników
b Wreszcie, wdrożenie wybranego rozwiązania, wykorzystujące konieczne środki
i zasoby.
Cały proces kontroli powinien mieć certyfikat ISO 9002.

Rys. M33: Przykład filtra hybrydowego

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Rozdział N
Charakterystyka poszczególnych
źródeł i odbiorników
Spis treści

1

Zabezpieczenie zespołu generatora NN
i obwodów odpływowych

N2

1.1 Zabezpieczenie generatora
1.2 Zabezpieczenie sieci NN za generatorem
1.3 Funkcje monitorowania
1.4 Podłączenie równoległe zespołu generatora

N2
N5
N5
N10



Zasilanie bezprzerwowe (UPS)

N11










2.1 Dostępność i jakość zasilania elektrycznego
2.2 Typy statycznych UPS
2.3 Akumulatory
2.4 Układy uziemienia instalacji obejmujących UPS
2.5 Dobór zabezpieczeń
2.6 Instalacja, połączenie i dobór kabli
2.7 UPS oraz ich otoczenie
2.8 Wyposażenie uzupełniające

N11
N12
N15
N16
N18
N20
N22
N22



Zabezpieczenie transformatorów NN/NN

N24








3.1 Prąd rozruchowy transformatora
3.2 Zabezpieczenie obwodu zasilania transformatora NN/NN
3.3 Typowe charakterystyki elektryczne transformatorów
50 Hz NN/NN
3.4 Zabezpieczenie transformatorów NN/NN, wykorzystujących
wyłączniki Schneider Electric

N24
N24
N25



Obwody oświetlenia

N27







4.1 Różne technologie lamp
4.2 Charakterystyki elektryczne lamp
4.3 Ograniczenia związane z urządzeniami oświetleniowymi
i zalecenia
4.4 Oświetlenie obszarów publicznych

N27
N29
N34



Silniki asynchroniczne

N45












5.1 Systemy kontroli silników
5.2 Funkcje zabezpieczaje silnik
5.3 Kontrolowanie silnika
5.4 Konfiguracja rozrusznika silnika
5.5 Koordynacja zabezpieczenia
5.6 Podstawowy schemat zabezpieczenia:
wyłącznik + stycznik + przekaźnik cieplny
5.7 Kontrola i zabezpieczenie aparatury sterowniczej (CPS)
5.8 Inteligentne centrum kontroli mocy i silnika (iPMCC)
5.9 Komunikacja

N45
N46
N49
N1
N50
N51






2

3
4
5

N25

N42

N51
N52
N54
N56
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone





Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

1 Zabezpieczenie zespołu
generatora NN i obwodów
odpływowych
Większość przemysłowych i mieszkalnych instalacji elektrycznych obejmuje
określone ważne odbiorniki, których zasilanie musi być utrzymywane w przypadku
zaniku zasilania elektrycznego:
b W instalacjach zasilania rezerwowego stosowane są systemy bezpieczeństwa
(oświetlenie awaryjne, automatyczne wyposażenie przeciwpożarowe, wentylatory
do rozpraszania dymu, alarmy i sygnalizacja itd.) oraz
b Ponieważ dotyczy to obwodów priorytetowych, takich jak określony sprzęt, którego
przestój mógłby oznaczać straty w produkcji lub zniszczenie obrabiarki itp.
Jednym z podstawowych środków utrzymywania zasilania tzw. „priorytetowych”
odbiorników w przypadku awarii innych źródeł jest zainstalowanie zespołu
generatora dieslowskiego połączonego poprzez wyłącznik z rozdzielnicą zasilania
rezerwowego, z której zasilane są priorytetowe urządzenia (patrz Rys. N1).

SN
HV
NN
LV

G

Change-over switch
Układ przełączania zasilania

Obwody innecircuits
Non-priority niż priorytetowe

Obwodycircuits
Priority priorytetowe

Rys. N1: Przykład obwodów zasilanych z transformatora lub z generatora

1.1 Zabezpieczenie generatora
Rys. N2 przedstawia podstawowe pokazuje parametry elektryczne zespołu
generatora. Pn, Un i In to odpowiednio moc silnika, napięcie znamionowe i prąd
znamionowy generatora.

Un, In
Pn
R
Thermal
motor
Silnik

N2

S
T
N

Rys N2: Schemat blokowy zespołu generatora

t (s)

Ochrona przed przeciążeniem
Charakterystyka zabezpieczenia generatora (patrz Rys. N3). Przykład wymagań
czasowo-prądowych dla zabezpieczenia przeciążeniowego generatora:

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

1,000

I/In
1.1
1.5

100
12
10
7
3
2
1

I

0
0 1.1 1.2 1.5

2

3

4

In
5
Przeciążenia
Overloads

t
& gt; 1h
30 s

Nastawy zabezpieczenia przeciążeniowego (lub nadprądowego o długiej zwłoce)
będą ściśle zgodne z tymi wymaganiami.
Uwaga na temat przeciążeń
b Z przyczyn ekonomicznych, silnik zespołu generatora może być dokładnie
zwymiarowany na jego nominalną moc. Jeżeli istnieje przeciążenie mocą czynną,
silnik wysokoprężny wyłączy się. Bilans mocy czynnej priorytetowych odbiorników
musi zawsze to uwzględniać
b Zespół generatora musi być w stanie wytrzymać przeciążenia operacyjne:
v Przeciążenie jednogodzinne
v Jednogodzinne przeciążenie 10% co 12 godzin (Moc główna)

Rys. N3: Przykład charakterystyki przeciążenia t = f(I/In)
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Zabezpieczenie zespołu
generatora NN i obwodów
odpływowych
Zabezpieczenie zwarciowe
Przebieg prądu zwarciowego
Prąd zwarciowy jest sumą:
b Prądu nieokresowego
b Tłumionego prądu sinusoidalnego
Charakterystyka zwarciowa generatora pokazuje, że prąd zwarciowy narasta w 3
różnych etapach (patrz Rys. N4).
b Etap podprzejściowy

I rms
1

2

3

1 Etap podprzejściowy
1 - Subtransient conditions
- Transient conditions
2 Etap przejściowy
3 - Steady state conditions
3 Etap stanu ustalonego

Generator ze wzbudzaniem
Generator with compound
szeregowo-bocznikowym lub
excitation or over-excitation
przewzbudzaniem

≈ 3 In

In

Generator z wzbudzeniem
Generator with serial
szeregowym
excitation

≈ 0.3 In
0

t (s)
0

10 do 20 ms
to

0.1 do 0.3 s
to

Zwarcie
Fault appears
Rys. N4: Poziom prądu zwarciowego podczas 3 etapów

Kiedy zwarcie występuje na przyłączach generatora, prąd jest początkowo
załączany przy stosunkowo wysokiej wartości około 6 do 12 In w pierwszym okresie
(0 do 20 ms).
Amplituda prądu zwarciowego jest określana przez trzy parametry:
v Reaktancję podprzejściową generatora
v Poziom wzbudzenia przed usterką
v Impedancję obwodu.
Impedancja zwarciowa generatora, która powinna być uwzględniona, to reaktancja
podprzejściowa x " d wyrażona w % przez producenta. Typowa wartość to 10 do
15%. Określamy podprzejściową impedancję zwarciową generatora:
2
Un x ′′d
gdzie S = 3 Un I n
where
100 S
b Etap przejściowy
Etap przejściowy występuje od 100 do 500 ms po zwarciu. Począwszy od wartości
prądu zwarciowego okresu podprzejściowego, prąd spada do wartości od 1,5 In do
2,0 In.
Impedancja zwarciowa, która powinna być uwzględniona odnośnie tego okresu, to
przejściowa reaktancja x’d wyrażona w % przez producenta. Typowa wartość to 20
do 30%.
b Etap stanu ustalonego
Stan ustalony występuje po 500 ms.
Gdy usterka nie ustępuje, napięcie wyjściowe zapada się a regulacja wzbudnicy
dąży do podniesienia tego napięcia. Wynikiem jest ustabilizowany prąd zwarciowy:
v Jeżeli prąd wzbudzenia generatora nie zwiększa się podczas zwarcia
(brak przewzbudzenia pola magnetycznego), ale utrzymuje się na poziomie
poprzedzającym zwarcie, prąd stabilizuje się na wartości, która wynika
z synchronicznej reaktancji Xd generatora. Typowa wartość Xd jest większa niż
200%. Co za tym idzie, prąd końcowy będzie mniejszy niż pełne obciążenie
prądowe generatora, zazwyczaj około 0,5 In.
v Jeżeli generator jest wyposażony w maksymalne wzbudzanie pola
magnetycznego (przeciążenie pola magnetycznego) lub ma wzbudzenie
szeregowo-bocznikowe, „przepięcie” wzbudzenia spowoduje wzrost prądu
zwarciowego przez 10 sekund, zazwyczaj do wartości od 2 do 3 razy większej od
pełnego obciążenia prądowego generatora.
(w omach)
X ′′d(ohms) =

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

N3

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

Obliczanie prądu zwarciowego
Producenci zazwyczaj podają wartości impedancji i stałe czasowe wymagane do
analizy pracy w stanach przejściowych lub ustalonych (patrz Rys. N5).

(kVA)
x”d
x’d
xd

75
10.5
21
280

200
10.4
15.6
291

400
12.9
19.4
358

800
10.5
18
280

1,600
18.8
33.8
404

2,500
19.1
30.2
292

Rys. N5: Przykład tabeli reaktancji (w %)

Rezystancje są zawsze pomijalne w porównaniu z reaktancjami. Parametry do
badania prądu zwarciowego to:
b Wartość prądu zwarciowego przy zaciskach generatora
Amplituda prądu zwarciowego w stanach przejściowych to:

I sc3 =

In 1
(X′d w omach)
(X’d in ohms)
X ′d 3

lub

In
in%)
100 (x’d w
x ′d
Un to międzyfazowe napięcie wyjściowe generatora.
Uwaga: Wartość tę można porównać z prądem zwarciowym na zaciskach
transformatora. Zatem przy tej samej mocy, w przypadku zwarcia blisko generatora,
prądy będą od 5 do 6 razy niższe niż te, które mogą wystąpić przy transformatorze
(główne źródło).
Ta różnica jest dodatkowo spowodowana faktem, że moc zespołu generatora jest
zazwyczaj mniejsza niż transformatora (patrz Rys. N6).
I sc3 =

Źródło 1
Source 1

SN
MV

2,000 kVA
GS

NN
LV

42 kA

500 kVA

2.5 kA

NC

N4

NC
D1

NO
D2

Główny/rezerwowy
Main/standby

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Obwody inne niżcircuits
Non-priority priorytetowe

Obwody priorytetowe
Priority circuits

NC: Normalnie zamknięty
NC: Normally closed
NO: Normalnie otwarty
NO: Normally open
Rys N6: Przykład rozdzielnicy urządzeń priorytetowych zasilanych (w sytuacji awaryjnej)
z rezerwowego zespołu generatora

Gdy sieć NN jest zasilana ze źródła 1, o mocy 1 2.000 kVA, prąd zwarciowy
wynosi 42 kA na szynach zbiorczych rozdzielnicy NN. Gdy sieć NN jest zasilana
przez zasilanie rezerwowe o mocy 2 500 kVA i reaktancji przejściowej 30%, prąd
zwarciowy wyniesie ok. 2,5 kA, tzn. 16 razy mniej niż przy zasilaniu podstawowy.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Zabezpieczenie zespołu
generatora NN i obwodów
odpływowych
1.2 Zabezpieczenie sieci NN za generatorem
Zabezpieczenie obwodu priorytetowego
Dobór zwarciowej zdolności wyłączania
Zdolność wyłączania musi być dostosowana do mocy zwarciowej głównego źródła
(transformator SN/NN).
Nastawy zabezpieczenia zwarciowego o krótkiej zwłoce (STD)
b Podrozdzielnice
Parametry znamionowe urządzeń zabezpieczających obwodów dystrybucyjnych
i końcowych obwodów dystrybucyjnych są zawsze niższe niż prąd znamionowy
generatora. Co za tym idzie, z wyjątkiem szczególnych przypadków, nastawy są
takie same jak w przypadku zasilania z transformatora.
b Główna rozdzielnica NN
v Wymiarowanie zabezpieczenia głównego obwodu zasilającego jest
zazwyczaj podobne do zespołu generatora. Ustawienie STD musi uwzględniać
charakterystykę zwarciową zespołu generatora (patrz wyżej „Zabezpieczenie przed
prądem zwarciowym”)
v Selektywność zabezpieczeń priorytetowych obwodów musi być zapewniona
z zabezpieczeniami zespołu generatora (jest to obowiązkowe w przypadku
obwodów pożarowych). Konieczne jest sprawdzenie właściwych nastaw
zabezpieczenia głównego obwodów zasilających względem nastaw zabezpieczeń
odpływów.
(zazwyczaj nastawa dla obwodów dystrybucyjnych to 10 In).
Uwaga: Podczas zasilania z generatora, stosowanie wyłącznika
różnicowoprądowego o niskiej czułości umożliwia detekcję uszkodzenia izolacji
i zapewnia bardzo prostą selektywność.

Bezpieczeństwo ludzi
W systemach uziemienia IT (2 doziemienie) i TN, ochrona ludzi przed dotykiem
pośrednim jest zapewniana przez zabezpieczenie nadprądowe wyłączników.
Pobudzenie zabezpieczenia musi być gwarantowane, zarówno gdy instalacja jest
zasilana przez główne źródło (transformator), jak i przez źródło rezerwowe (zespół
generatora).
Obliczanie zwarciowego prądu doziemienia
Reaktancja kolejności zerowej generatora jest formułowana jako % Uo według
producenta. Typowa wartość to 8%.
Jednofazowy prąd zwarciowy jest określany przez:
Un 3
2 X ′d + X ′o
Prąd zwarciowy jednofazowy w systemie TN jest nieco większy niż trójfazowy
prąd zwarciowy. Na przykład w przypadku zwarcia jednofazowego w systemach
w poprzednim przykładzie, prąd zwarciowy jest równy 3 kA.

If =

1.3 Funkcje monitorowania

N5

Ze względu na określone cechy generatora i jego nastawy, parametry
eksploatacyjne zespołu generatora muszą być monitorowane, gdy zasilane są
odbiory pożarowe..
Zachowanie generatora jest inne niż transformatora:
b Moc czynna, którą dostarcza, jest optymalna dla współczynnika mocy = 0,8
b Przy współczynniku mocy niższym niż 0,8, generator może poprzez zwiększone
wzbudzanie dostarczać część mocy biernej

Generator bez obciążenia podłączony do baterii kondensatorów może sam się
wzbudzić, co zwiększa jego przepięcie.
Baterie kondensatorów stosowane do regulacji współczynnika mocy muszą
zatem być odłączone. Operacja ta może być wykonywana przez wysłanie sygnału
zatrzymania do regulatora (jeżeli jest podłączona do systemu SZR przełączania
źródła) lub przez otwarcie wyłącznika zasilania kondensatorów.
Jeżeli kondensatory będą konieczne, nie należy stosować regulatora współczynnika
mocy (regulacja nieprawidłowa lub zbyt wolna).

Restart i ponowny rozruch silników
Generator w okresie przejściowym może najwyżej wytrzymać prąd między 3 a 5
razy jego mocy nominalnej.
Silnik pobiera mniej więcej 6 In przez 2 do 20 s podczas rozruchu.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Bateria kondensatorów

N - MParticular sources and loads źródeł i odbiorników
Charakterystyka poszczególnych
M - - Particular sources and loads
M - Particular sources and loads

M - Particular sources and loads

If the sum of the motor power is high, simultaneous start-up of loads generates a
high pick-up current that can be damaging: large voltage drop, due to the high value
of the generator set transient and subtransient reactances (20% to 30%), with a risk
of:
c Non-starting of motors
c Temperature rise linked to the prolonged starting time due to the voltage drop
c Tripping of the thermal protection devices

Moreover, the network and the actuators are disturbed by the voltage drop.
If the sum the
is high, simultaneous start-up loads generates
Jeżeli sumaof of the motor power high, simultaneous start-up of of odbiorników a a
If the sum mocy silników jest duża, jednoczesne uruchomienie loads generates
Application (seemotorM7 ) is
Fig. power
high pick-up prąd udarowy, który
generuje wysokicurrent that of bebe damaging: largesię groźny. Dużyto to the high value
high pick-up suppliesthat can motors.może okazać voltage drop, due the high value
current a set can damaging: large voltage drop, due spadek
A generator
reactances (20% 30%), with
napięcia z powodu wysokiej wartościsubtransient kVA at a power to to 30%), with risk
of of the generator set transient and reaktancji reactances (20% factor of 0.8, a a risk
the generator set transient and subtransient przejściowych i podprzejściowych
Generator short-circuit characteristics: Pn = 130
If the of:of: of the(20% do 30%), może spowodować:start-up of loads generates a
sum
generatora motor power is high, simultaneous
In = 150 A
high bcNieuruchomienie silników damaging: large voltage drop, due to the high value
pick-up current of of can be
c Non-starting motors
Non-starting that motors
x’d = 20% (for example) hence Isc = 750 A.
of the generator set transient and subtransient reactances (20% dueczasu with a risk(ze
to to the voltage
b Wzrost temperatury generatora wynikający z przedłużonego 30%), rozruchudrop
c Temperature rise
c Temperature rise 45linked to the prolonged starting time
c The Σ Pmotors is linked to the prolonged starting time due to the voltage drop
kW (45% of generator power)
of: względu na spadek napięcia)
c Tripping the thermal protection devices
c Tripping of of the thermal protection devices
bsum of the voltage drop at cieplnego
Aktywację motors
If Non-starting of zabezpieczenia start-up:
c the Calculating motor power is high, simultaneous start-up of loads generates a
Moreover, the network
S Motors rise kW, I to the A,the actuators are disturbed by the voltage drop.
Moreover, 45 that can and actuators are time due to the to napięcia.
urządzeń jest zakłócana drop, the voltage drop.
high Ponadto, cała sieć i praca81damaging:a starting current IdspadekA for 2 tovalue
pick-up current network and thehence large voltageprzez = 480 the high
c Temperature =the linkedm =be prolonged startingdisturbed bydue voltage drop20 s.
Voltage drop on the Fig. M7 ) simultaneous motor starting:
Application (see busbar
of Tripping of the set transient andfordevices
theApplication (see Fig. M7 ) subtransient reactances (20% to 30%), with a risk
generator thermal protection
c Przykład (patrz Rys. N7)
of:
A 
∆U generator zestaw a set of
A generator I nsupplies silników.motors.
Generator d − supplies the of motors.
Moreover,=theI network in %a setactuators are disturbed by the voltage drop.
 zasila and
Generator I n 
a power factor
c Non-startingscshort-circuit characteristics: kVA= 130współczynniku mocy 0,8,of 0.8,
U  I of motors
Generator − short-circuit characteristics: Pn = 130 kVA at power factor of 0.8,
Charakterystyka 
generatora: Pn = 130 Pn przy kVA at a
Application 150 AFig. M7 ) the prolonged starting time due to the voltage drop
I= 150 rise linked to
n = (see
c TemperatureA
I
Inn= = 55%
∆U 150 A
x’d =
(for example) hence I
A Tripping 20% (na przykład) więc Iscscsc 750 A. A.
x’d = 20% (for example) motors = = = to
c generatoris20% tolerable of motors.I (failure750
x’d = ofsupplies a set for hencedevices A. start).
750
which the thermal protection
not
Generator short-circuit characteristics: kW = 130 mocyat a power factor of 0.8,
Pn generator
c The Pmotors is 45thekW (45% of(45% kVA power) voltage drop.
Σ Pmotors is 45 actuators generator power) the
bcSumaΣ
TheΣ mocy silników kW (20% of are disturbedgeneratora)
Moreover, the networkis 20 wynosi 45of generator power)
and kW (45%
by
c the
In = Obliczanie spadku napięcia at start-up:
150 A Pmotors
Calculating voltage drop start-up:
Calculating voltagehenceatsc = 750 A.
voltage drop at start-up:
drop I przy rozruchu:
Application (seesilników = m =kW, A, hence A, starting current Id rozruchowy 2 to 20 s.
x’d = Calculating = 45 kW,)I 45 81 Im = 81 a tym samym prąd = 480 A for Id = 480
20% (for example)
S mocy Fig. M7
SumaMotors 45 kW, Im = 81 A, hence a starting current Id = 480 A for 2 to 20 s.
S Motors =
ΣΣMotors =dropkW, the busbar hence aszynie zbiorczej w razie
I
A generator suppliess. kW (45% of generator power)currentstarting: jednoczesnego
Pmotors 20
c TheVoltage drop ononset of motors.simultaneous motor starting:210 A for 2 to 20 s.
Voltage is a Spadek napięcia na starting
A przez 2 do20 45the m = 35 A, for simultaneous motor Id =
Voltage drop silników:
on the busbar for
Generator short-circuit characteristics: Pn = 130 kVA at a power factor of 0.8,
uruchomienia n busbar:
Calculating voltage drop at start-up:
d
∆U U  I kW, n   in A,
In = 150∆= = IdI− I− I = 81 %

∆U =
S MotorsA 45d − I nm ⋅100% hence a starting current Id = 480 A for 2 to 20 s.
I  in %
U(for I − nI nin %


x’d = 20%=  Iexample) hence simultaneous motor starting:
 on then  
Udrop I scscI−busbar for Isc = 750 A.
Voltage
U  sc − I 
U = 55%
c The∆UPmotors is 45 kW (45% of generator power)
Σ∆= 55%
U I= − In
∆U Δ∆U= 55% not tolerable for motors (failure to start).
d 10%
 which is
=which is not in drop at for motors (failure to start).

 %
Calculatingjest dopuszczalne dla silników (niepowodzenieloads).
which is n  tolerable start-up:
 I sc voltage
U co nie − I high but tolerable (depending on the type of uruchomienia).
c = Σ ΣkW, Im = is kW (20% a of generator power)
S Motors the Pmotors is 2020 kW (20%starting current Id = 480 A for 2 to 20 s.
45 Pmotors 81 A, hence of generator power)
the
∆U = cthe Σ Pmotorsbusbar for simultaneous motor starting:
b55% on the wynosi 20
(20% mocy generatora)
VoltageCalculating voltage drop kWstart-up:
drop
at
Obliczanie spadku napięcia (failure to start).
whichCalculating voltage motors 35 A, rozruchu:
isΣ Motors = 20for drop at start-up:
not tolerable kW, Im = przy hence a starting current Id = 210 A for 2 to 20 s.
∆U ΣΣ Motors = 20 kW, m = 35 A, tym
 I d − I n  20
PMotors =dropkW, Im = 35 A, hence a starting current Id = 210 A for 2 to 20 s.
=Σ Voltage  is 20 kW (20% of generator power)
 Pmotors in %
c the Voltage drop ononIthe busbar: samym prąd rozruchowy Id = 210 A przez 2 do 20 s.
the busbar:
 I sc − I n 
U Spadek napięcia na szynie zbiorczej:
Calculating voltage drop at start-up:
G
∆U  IdI− I− I 
dn n
∆ Motors = =
∆PLC
U
 in A,
ΣU = 55%= 20kW, Im ⋅100% hence a starting current Id = 210 A for 2 to 20 s.
= 35 %

U  sc − n nin %
which is droptolerableI for motors (failure to start).
not I I scI−busbar:
U
Voltage
on the 
U 10%
=
c the ∆U= 10% is 20 kW (20% of generator power)
ΔΣ ∆= − I10%
U Pmotors
∆U  which n 
I d is
but
=which is high but tolerable (depending onon the type of loads).

 in % tolerable (depending the type of loads).
Calculatingdużo,high w dopuszczalnych granicach (w zależności od rodzaju odbioru).
 sc voltage drop at start-up:
U jestIto − I n  ale
Σ Motors = 20 kW, Im = 35 A, hence a starting current Id = 210 A for 2 to 20 s.
∆U = 10% on the busbar:
Voltage drop
which is high but tolerable (depending on the type of loads).
∆U  I d − I n 
N
F
=
 in %
U  I sc − I n 
G G

M6

G

PLC
PLC
PLC
∆U = 10%

M6
M6

F

which is high but tolerable (depending on the type of loads).
Remote control 1

F

F

G

M6

PLC

M6

PLC

Remote control 2
G

N6

N N
N

F
FF Motors

Fig M7 : Restarting of priority motors (ΣP & gt; 1/3 Pn)
N
F
Remote control
Zdalne control 11 1
Remotesterowanie 1
Remote control

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Restarting tips Remotesterowanie 2
Remote control
Zdalne control 22 2
Remote control
Remote control 1

ChapM1.p65

6

ChapM1.p65
ChapM1.p65

6

6

Resistive loads

FF F

F

FF F

F

FF F

F

1
N
F
c If the Pmax of the largest motor & gt; Pn , a progressive starter must be
3
installed on this motor
Remote control 2
Motors
Resistive
Motors
Silniki
Odbiorniki loads
Motors
ResistiveFloads
F
F Resistive loads
1
rezystancyjne
Remote control 1
c If Σ Pmotors & gt; Pn , motor cascade restarting must be managed by a PLC
3
Fig M7 : Restarting of priority motors & gt; & gt; 1/3 Pn)
Rys. N7: :Ponowne uruchamianie silników(ΣP1/3 Pn)
Fig M7 Restarting of priority motors (ΣPpriorytetowych (ΣP & gt; 1/3 Pn)
1
Resistive loads
problems
c If Σ Pmotors & lt; Pn , there are no restarting Motors
Remote control 2
3
Fig M7 : Restarting tips ponownego & gt; uruchamiania
Restarting of priority
Porady dotyczące motors (ΣP 1/3 Pn)
Restarting tips
1
c If the Pmax the largest motor & gt; 1
progressive starter must loads
bcJeżeli Pmaksof of the largestsilnika & gt; Pn , a, progressive starter must bebe
musi zostać zainstalowany falonik do
If the Pmax największego motor & gt; 3 Pn a Motors
Resistive
3
zasilania tego this motor
installed this motor
Restarting tips onsilnika
installed on
Fig M7 : Restarting of priority1
1
1 motors (ΣP & gt; 1/3 Pn)
c If Σ of the
, motor
c If theElectric suma mocy Pn , motor cascade restarting must bebe managed bymusi być
Pmax Pmotors & gt; silników 2005 Pn , a progressive starter must silników a PLC
motor & gt;
kaskadowe restartowanie be
bc If Σ Pmotors largestPnguide & gt; cascade restarting must managed by a PLC
Schneider Jeżeli - Electrical & gt;
installation
3
3 3
installed on this motor
1 1
zarządzane przez PLCPn , there are
c If tips 1
c If Σ Σ Pmotors 3
restarting problems
Restarting Pmotors & lt; & lt; Pn , there are nono restarting problems
Pn , 3
c If Σ Pmotors & gt;
motor cascade restarting must be managed by a PLC
3mocy silników & lt; 119/12/05, 16:41 żadnych problemów z ponownym
b Jeżeli suma
, nie ma
c If the Pmax of the largest motor & gt; Pn , a progressive starter must be
3
załączeniem 1
c If Σ Pmotors & lt; motor , there are no restarting problems
installed on this 3 Pn
1
c If Σ Pmotors & gt; Pn , motor cascade restarting must be managed by a PLC
3
1
Schneider Electric & lt;
2005
c If Electric - Poradnik Pn , there guide 2005
Schneider Σ Pmotors - Electrical installation guide restarting problems
Inżyniera Elektryka 2015
Schneider Electric - Electrical installation are no
3

Schneider Electric - Electrical installation guide 2005

19/12/05, 16:41
19/12/05, 16:41

1 Zabezpieczenie zespołu
generatora NN i obwodów
odpływowych
Odbiorniki nieliniowe - Przykład UPS
Odbiorniki nieliniowe
Są to głównie:
b Obwody magnetyczne nasycone
b Lampy wyładowcze, lampy fluorescencyjne
b Przekształtniki elektroniczne
b Wyposażenie informatyczne: PC, komputery itp.
Te odbiorniki generują prądy harmoniczne: gdy są zasilane przez zespół
generatora, może to tworzyć duże odkształcenia napięcia ze względu na niską moc
zwarciową generatora.
Zasilacze bezprzewodowe (UPS) (patrz Rys. N8)
Kombinacja UPS i zestawu generatora jest najlepszym rozwiązaniem w zapewnieniu
wysokiej jakości zasilania elektrycznego z długotrwałą autonomią wrażliwych
odbiorników.
UPS jest także odbiornikiem nieliniowym ze względu na prostownik wejścia. Przy
przejściu UPS-a na pracę z baterii akumulatorów musi być możliwość uruchomienia
i podłączenia zespołu generatora za pomocą wewnętrznego układu obejściowego
typu Bypass.

Electrical
Zasilanie utility
HV incomer
z sieci SN
G

NC

NR
NO

pole 2
Mains
Odpływ 2
feeder

Obejście
By-pass

Odpływ
Mains 1 1
feeder
Moduł
Uninterruptible
zasilania
power supply
bezprzerwowego
Niewrażliwe
Non-sensitive
odbiory
load

Wrażliwe odbiory
Sensitive feeders

N7

Zasilanie z UPS
Obliczając moc szczytową UPS-a należy uwzględnić:
b Nominalną moc odbiorników. Jest to suma mocy pozornych Pa każdego
urządzenia. Ponadto, aby instalacja nie była przewymiarowana , zdolność
przeciążeniowa poziomu UPS musi być uwzględniona (na przykład: 1,5 In przez 1
minutę i 1,25 In przez 10 minut)
b Moc wymagana do naładowania akumulatorów: jest proporcjonalna do mocy
czynnej wymaganej zgodnie z zależnością:
Sr = 1,17 x Pn
Rys. N9 określa prądy wyzwalające oraz urządzenia ochronne zasilania
prostownika (Sieć 1) i sieci rezerwowej (Sieć 2).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. N8: Zespół generatora UPS optymalny układ zasilania zapewniający odpowiednią jakość
energii

M - Particular sources and loads
M Particular sources and loads
N -- Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

Nominal power
Current value (A)
Pn (kVA)
Mains 1 with 3Ph battery
Mains 2 or 3Ph application
Nominal power
Current prądu (A)
Nominalna moc
Wartość-value (A)
400 V - Iu
400 V I1
Pn (kVA)
Mains 1 with 3Ph battery
Mains 2 orurządzenie 3Ph
Pn (kVA)
Sieć 1 z akumulatorem 3Ph Sieć 2 lub 3Ph application
40
86
60.5
400 V - Iu
400 V - I1
60
400 V - I1
400 V - Iu
123
91
40
86
60.5
40
86
60.5
80
158
121
60
123
91
60
123
91
100
198
151
80
158
121
80
158
121
120
240
182
100
198
151
100
198
151
160
317
243
120
240
182
120
240
182
200
395
304
160
317
243
160
317
243
250
493
360
200
395
304
200
395
304
300
590
456
250
493
360
250
493
360
400
793
608
300
590
456
300
590
456
500
990
760
400
793
608
400
793
608
600
1,180
912
500
990
760
500
990
760
800
1,648
1,215
600
1,180
912
600
1,180
912
800
1,648
1,215
800
1,648
1,215
Fig M9 : Pick-up current for supplying the rectifier and standby mains

Fig N9: Prąd wyzwalający supplying the rectifier and standby mains
Rys.M9 : Pick-up current fordo zasilania prostownika i sieci rezerwowej

Generator Set/UPS combination
c Restarting the Rectifier on a Generator Set
Generator Set/UPS combination
Zespół generatora/UPS
c The UPS rectifier can be prostownika UPS na
Restarting the Rectifier equipped with a progressive starting of the charger to
b Ponowne uruchamianieon a Generator Set pracę z generatora
prevent harmful pick-up currents when installation supply switches to the Generator
The UPS rectifier can być wyposażony w stopniowe starting of the charger to
Prostownik UPS możebe equipped with a progressive uruchamanie ładowarki w celu
Set (see Fig. M10 ).
prevent harmful wystąpienia szkodliwych prądów supply switches to the Generator
uniemożliwienia pick-up currents when installation wyzwalających, gdy zasilanie
Set (see Fig. M10 się
instalacji przełącza ). na zasilanie z Generatora (patrz Rys. N10).
Mains 1

Mains
Sieć 1 1

M8
M8

GS starting
GS starting
GS starting Gen.
Uruchamianie

t (s)
t (s)
t (s)

UPS charger
starting
Uruchamianie
UPS charger
UPS charger
ładowarki
starting
starting
UPS

N8

20 ms
5 to 10 s

20 ms
20 ms

5 to 10 s
to
5 do 10 s

Fig M10 : Progressive starting of a type 2 UPS rectifier
Fig N10: Uruchamianie stopniowe prostownika typu 2
Rys.M10 : Progressive starting of a type 2 UPS rectifier UPS

c Harmonics and voltage distortion

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

c Total voltage distortion τ i odkształcenie napięcia
Harmonics and voltage is defined by:
b Składowe harmoniczne distortion
Total voltage 2
distortion τ is defined by:
Całkowite odkształcenie napięcia jest określane przez:
ΣUh
τ(%) =
U2
ΣUh
1
τ(%) =
where Uh1 is the harmonic voltage of order h.
U
This Uh is the harmonic
gdzie Uh to napięcie harmoniczneof order h.
where value depends on: voltage rzędu h. Wartość ta zależy od:
v v The harmonic currents generowanych przez prostownik (proporcjonalnie do of
Prądów depends on:
This valueharmonicznych generated by the rectifier (proportional to the power Sr
the
mocyrectifier) currents generated by the rectifier (proportional to the power Sr of
v The Sr prostownika)
harmonic
v v The longitudinal subtransient reactance X”d of the generator
Wzdłużnej
the rectifier) reaktancji podprzejściowej X " d generatora
v v The power Sg of the generator
v Mocy Sg generatora
The longitudinal subtransient reactance X”d of the generator
v We define Sg of the generatorthe generator relative short-circuit voltage,
The power
Definiujemy U′ Rcc(%) = X ′′d Sr względne napięcie zwarciowe generatora, brought to
Sg
Sr
We define do mocy = X ′′d
the
odniesione U′ Rcci.e. tprostownika Sg, tzn. t =relative short-circuit voltage, brought to
rectifier power, (%) = f(U’Rcc). generator f(U’Rcc).
Sg
rectifier power, i.e. t = f(U’Rcc).

Schneider Electric - Electrical installation guide 2005

Schneider Electric - Electrical installation guide 2005
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015
ChapM1.p65
ChapM1.p65

8
8

19/12/05, 16:41
19/12/05, 16:41

1 Protection of a LV generator set
Protection of a zespołu
1 Zabezpieczenie LV generator set
and the downstream circuits
generatora NN i obwodów
and the downstream circuits
odpływowych
Note 1: As subtransient reactance is great, harmonic distortion is normally too high
Uwaga As subtransient reactance is great, harmonic distortion is normally too
Note 1: 1: Ponieważ reaktancja podprzejściowa jest wysoka, zniekształcenie high
compared with the tolerated value (7 to 8%) for reasonable economic sizing of the
harmonicznymi jest zazwyczaj zbyt wysokie w porównaniu do tolerowanej
compared with the tolerated value (7 to 8%) for reasonable economic sizing of the
generator: use of a suitable filter is an appropriate and cost-effective solution.
wartości (7 do of a suitable filter is an appropriate and ekonomicznym generatora:
generator: use 8%) przy uzasadnionym wymiarowaniu cost-effective solution.
Note 2: Harmonic distortion is not harmful for the rectifier but may be harmful for the
zastosowanie odpowiedniego filtra jest lepszym tańszym rozwiązaniem.
Note 2: Harmonic distortion is not harmful for thei rectifier but may be harmful for the
other loads supplied in parallel on the rectifier.
Uwaga 2: Zniekształcenie harmonicznymi nie
other loads supplied in parallel on the rectifier. jest szkodliwe dla prostownika,
ale może być
Application szkodliwe dla pozostałych odbiorników zasilanych równolegle
Application
z prostownikiem.
A chart is used to find the distortion τ as a function of U’Rcc (see Fig. M11 ).
A chart is used to find the distortion τ as a function of U’Rcc (see Fig. M11 ).
Zastosowania
Wykres służy do ustalenia zniekształcenia jako funkcji U’Rcc (patrz Rys. N11).
Schemat przedstawia:
τ (%) (Voltage harmonic distortion)
τ (%) (Voltage harmonic distortion)
(Odkształcenie harmoniczne
18 τ (%) (Voltage harmonic distortion) napięcia)
18
17
17
18
16
16
17
15
15
16
14
14
15
13
13
14
12
12
13
11
11
12
10
10
11
9
9
10
8
8
9
7
7
8
6
6
7
5
5
6
4
4
5
3
3
4
2
2
3
1
1
2
0
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1 0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
0
Fig M11 : Chart for calculating type 3 harmonic distorsion
Fig M11 : Chart 2 calculating type 3 harmonic distorsion
for 3
0
1
4
5
6
7
8
9

Without filter
Without filter
Bez filtrafilter
Without

With filter
With filter
(incorporated)
(incorporated)
Z filtrem
With filter
(włączone)
(incorporated)

10
10

11
11

12
12

Sr
U'Rcc = X''dSr
U'Rcc = X''dSg
Sg

10

11

12

U'Rcc = X''dSr
Sg

M9
M9

Rys. N11: Wykres do obliczania odkształcenia harmonicznego

15
Sg = 351 x 15 ≈ 1,400 kVA
Sg = 351 x 4 ≈ 1,400 kVA
4
c 300 kVA UPS with filter, subtransient reactance of 15%
UPS with filter, subtransient reactance of
c 300 kVA UPS z filtrem, reaktancja podprzejściowa 15%
b 300 kVA
15%
For τ = 5%, the calculation gives U’Rcc = 12%, power Sg is:
Dla = 5%, z obliczeń U’Rcc = U’Rcc = 12%, power Sg is:
For τ = 5%, the calculation gives12%, Sg wynosi:

15
Sg = 351 x 15 ≈ 500 kVA
Sg = 351 x 12 ≈ 500 kVA
12
Note: With an upstream transformer of 630 kVA on the 300 kVA UPS without filter,
Uwaga: Przy upstream transformer of 630 kVA on kVA bez filtra, byłby uzyskany
Note: With antransformatorze 630 kVA dla UPS 300the 300 kVA UPS without filter,
the 5% ratio would be obtained.
wskaźnik 5%
the 5% ratio would be obtained.
Wniosek: is that operation generatora set must be monitorowane na obecność
The resultdziałanie zespołuon generatorpowinno być continually monitored for
The result is that operation on generator set must be continually monitored for
występowania prądów harmonicznych.
harmonic currents.
harmonic currents.
Jeżeli odkształcenie harmoniczne great, use of a filter on stosowanie is the
If voltage harmonic distortion is toonapięcia jest zbyt duże, the network filtra most
If voltage harmonic distortion is too great, use of a filter on the network is the most
w sieci jest najlepszym rozwiązaniem przywracającym je do wartości, które loads.
effective solution to bring it back to values that can be tolerated by sensitive są
effective solution to bring it back to values that can be tolerated by sensitive loads.
dopuszczalne przez wrażliwe odbiorniki.

Schneider Electric - Electrical installation guide 2005
Schneider Electric - - ElectricalInżyniera Elektryka 2015
Schneider Electric Poradnik installation guide 2005

ChapM1.p65
ChapM1.p65

9
9

19/12/05, 16:41
19/12/05, 16:41

N9

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

The chart gives:
The chart gives:
c Either τ as a function of U’Rcc
c Either τ as a function of U’Rcc
b τ jako funkcję function
c Or U’Rcc as a U’Rcc of τ
c Or U’Rcc as a function of τ
b lub which generator set sizing, Sg, is determined.
jako funkcję
From U’Rcc generator setτsizing, Sg, is determined.
From which
Z czego ustala się wymiarowanie zespołu generatora Sg.
Example: Generator sizing
Example: Generator sizing
Przykład: Wymiarowanie generatora
c 300 kVA UPS without filter, subtransient reactance of 15%
UPS without filter, subtransient reactance
c 300 kVA UPS bez filtra, reaktancja podprzejściowa of 15%
b 300 kVA
15%
The power Sr of the rectifier is Sr = 1.17 x 300 kVA = 351 kVA
power Sr of the rectifier is Sr = 1.17 x 300 kVA = 351 kVA
The prostownika wynosi Sr = 1,17 x 300 kVA = 351 kVA Dla τ & lt; 7%, daje ze
Mocy
For a τ & lt; 7%, the chart gives U’Rcc = 4%, power Sg is:
For a τ & lt; 7%, the= 4%,gives U’Rcc = 4%, power Sg is:
schematu U’Rcc chart Sg wynosi:

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

1 Zabezpieczenie zespołu
generatora NN i obwodów
odpływowych
1.4 Podłączenie równoległe zespołu generatora
Równoległe podłączenie zespołu generatora niezależnie od typu zastosowania
- źródło bezpieczne, źródło rezerwowe lub źródło produkcyjne - wymaga
dokładniejszego zarządzania podłączeniem, tzn. układu synchronizacji i sterowania
oraz monitorowania.

Praca równoległa
Ponieważ zestawy generatorów generują energię równolegle z tym samym obciążeniem,
muszą one zostać właściwie zsynchronizowane (napięcie, częstotliwość) a dystrybucja
obciążenia musi być właściwie zrównoważona. Funkcja ta jest realizowana przez
regulator każdego zespołu generatora (regulacja cieplna i wzbudzenia). Parametry
(częstotliwość, napięcie) są monitorowane przed wyłącznikiem: jeżeli wartości tych
parametrów są prawidłowe, można dokonać połączenia.
Usterki izolacji (patrz Rys. N12)
Uszkodzenie izolacji wewnątrz metalowej obudowy zespołu generatora może
poważnie uszkodzić generator, w przypadku wystąpienia zwarcia doziemnego.
Zwarcie musi zostać wykryte i wyeliminowane szybko, inaczej inne prądnica będzie
generować energię na zwarcie i wyłączy się przy przeciążeniu: ciągłość zasilania
nie będzie wówczas już gwarantowana.
Zabezpieczenie ziemnozwarciowe generatora (GFP) zapewnia:
b Szybkie wyłączenie wadliwego generatora oraz zachowanie ciągłości zasilania
b Ochronę obwodów kontrolnych generatora i zmniejszenie ryzyka zniszczenia
generatora

Przewód
MV incomer
przychodzący SN

Generator no. 1
Generator 1

F
HV busbar
Szyna zbiorcza SN

F

G

Generator no. 2
Generator 2

Zabezpieczony
Protected
obszar
area

RS

RS
PE

NiezabezUnprotected
pieczony
area
PE
obszar

PEN

PE

PEN
Phases
Fazy

LV
Rys. N13: Kierunek przesyłu energii - Zespół Generatora jako
generator

N
PE

N10

Przewód
MV incomer
przychodzący SN
Rys. N12: Usterka izolacji wewnątrz generatora

F

F

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

HV busbar
Szyna zbiorcza SN

GFP jest zabezpieczeniem „z wykrywaniem prądu szczątkowego” i musi być
zainstalowane jak najbliżej urządzenia zabezpieczającego zgodnie z systemem
TN-C/TN-S(1) w każdym zespole generatora z uziemieniem ram i oddzielnym PE.

G

Zespół Generatora działający jako odbiornik (patrz Rys. N13 i Rys. N14)
Jeden z równolegle podłączonych zestawów generatorów może nie działać już
jako generator, ale jako silnik (np. przez utratę wzbudzenia). Może to spowodować
przeciążenie innego zespołu (lub zespołów) generatora i tym samym przerwać
działanie instalacji elektrycznej.
Aby sprawdzić, czy zespół generatora naprawdę zasila instalację (działa jako
generator), musi być sprawdzony właściwy kierunek przepływu energii w łączącej
szynie zbiorczej, przy użyciu zabezpieczenia kierunkowego nadprądowego. Jeżeli
wystąpi usterka, tzn. zespół działa jako silnik, ta funkcja wyeliminuje wadliwy zespół.

Uziemienie podłączonych równolegle zestawów generatorów
LV
Rys. N14: Kierunek przesyłu energii - Zespół Generatora jako
odbiornik

Uziemienie podłączonych zestawów generatorów może prowadzić do przepływu
prądów zwarcia doziemnego (3-cia harmoniczna) przez połączenie przewodów
neutralnych do wspólnego uziemienia (system uziemienia TN lub TT). Aby
uniemożliwić przepływ tych prądów pomiędzy zestawami generatorów, zaleca się
instalację rezystancji rozprzęgającej w obwodzie uziemienia.

(1) System to TN-C dla zestawów funkcjonujących jako
„generator” i TN-S dla zestawów funkcjonujących jako
„odbiorniki”
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

2 Zasilanie bezprzerwowe (UPS)

2.1 Dostępność i jakość zasilania elektrycznego
Zakłócenia przedstawione powyżej mogą wpłynąć na:
b Bezpieczeństwo ludzi
b Bezpieczeństwo mienia
b Proces produkcyjny i jego aspekt ekonomiczny
Zakłócenia muszą zatem być wyeliminowane.
Do tego celu stosuje się szereg rozwiązań technicznych, o różnych stopniach
efektywności. Rozwiązania te mogą być porównane na podstawie dwóch kryteriów:
b Dostępność dostarczanej energii
b Jakość dostarczanej energii
Dostępność energii elektrycznej można rozumieć jako czas w roku, w którym moc
jest dostępna na przyłączach odbiorników. Dostępność jest zależna głównie od
przerw w zasilaniu z uwagi na awarie sieci lub usterki elektryczne odbiorów.
Istnieje wiele rozwiązań ograniczających ryzyko:
b Podział instalacji tak, by wykorzystywać wiele różnych źródeł, a nie tylko jedno
b Podpodział instalacji na obwody priorytetowe i niepriorytetowe, gdzie
zaopatrzenie w energię obwodów priorytetowych może być przejęte przez inne
dostępne źródło, jeśli to konieczne.
b Odłączanie odbiorników, zgodnie z wymaganiami, tak aby obniżyć wielkość
pobieranej mocy w celu przełączenia na zasilanie rezerwowe
b Wybór układu systemu uziemienia odpowiedniego do celów ciągłości obsługi, np.
układ IT
b Selektywność wyłączników ograniczająca konsekwencje usterki do danej części
instalacji
Należy zauważyć, że jedynym sposobem zapewnienia zasilania jest zapewnienie
oprócz powyższych środków autonomicznego źródła alternatywnego, przynajmniej
dla odbiorników priorytetowych (patrz Rys. N15).

2.5 kA

G

Źródło
Alternate source
alternatywne

N11

Obwody inne niżcircuits
Non-priority priorytetowe

Obwody priorytetowe
Priority circuits

To źródło przejmuje rolę sieci publicznej w przypadku awarii, ale muszą być brane
pod uwagę dwa czynniki:
b Czas przełączenia (czas wymagany na przejęcie roli sieci publicznej), który musi
być akceptowalny dla odbiornika
b Czas pracy, w jakim może ono zasilać odbiornik
Jakość energii elektrycznej jest określana przez eliminację zakłóceń na przyłączach
odbiornika.
Alternatywne źródło to sposób zapewnienia dostępności energii na przyłączach
odbiornika, jednak nie gwarantuje ono w wielu przypadkach jakości dostarczanej
energii w odniesieniu do powyższych przypadków.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. N15: Dostępność mocy elektrycznej

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

Dziś wiele wrażliwych elektronicznych urządzeń wymaga energii elektrycznej
praktycznie wolnej od tych zakłóceń, nie mówiąc już o przerwach w zasilaniu,
z tolerancjami surowszymi niż w przypadku sieci publicznej.
Jest tak, na przykład, w przypadku centrów komputerowych, central telefonicznych
i wielu systemów kontroli i sterowania procesami przemysłowymi.
Urządzenia te wymagają rozwiązań, które gwarantują zarówno dostępność jak
i jakość mocy elektrycznej.

Rozwiązanie UPS
Rozwiązaniem dla wrażliwych urządzeń jest zapewnienie połączenia zasilania
pomiędzy siecią publiczną a wrażliwymi odbiornikami zapewniającymi napięcie,
które jest:
b Całkowicie wolne od zakłóceń obecnych w sieci publicznej i zgodne z
parametrami zasilania wymaganymi przez odbiorniki
b Dostępne w przypadku awarii sieci publicznej w ramach określonych tolerancji
UPS (zasilacze bezprzerwowe) spełniają te wymagania w zakresie dostępności
i jakości zasilania poprzez:
b Zasilanie odbiorników napięciem zgodnym z zadanymi parametrami, poprzez
wykorzystanie przekształtnika
b Zapewnienie autonomicznego źródła alternatywnego, poprzez zastosowanie
akumulatora
b Aktywowanie się w celu zastąpienia sieci publicznej bez czasu przejściowego,
tzn. bez żadnej przerwy w zasilaniu odbiornika, poprzez zastosowanie statycznego
przełącznika
Cechy te czynią UPS idealnym źródłem zasilania dla wszystkich wrażliwych
urządzeń, ponieważ zapewniają jakość i dostępność energii, niezależnie od stanu
sieci publicznej.
UPS obejmuje następujące główne komponenty:
b Prostownik/ładowarkę, która zapewnia zasilanie DC do ładowania akumulatora
oraz zasilania przekształtnika
b Falownik zapewniający jakość energii elektrycznej, tzn.
v Całkowity brak zakłóceń sieci publicznej, zwłaszcza krótkotrwałych przerw w zasilaniu
v W ramach tolerancji zgodnych z wymogami wrażliwych urządzeń elektronicznych
(np. w przypadku Galaxy, tolerancja w amplitudzie ± 0,5% i częstotliwości ± 1%,
w porównaniu do ± 10% i ± 5% w systemach sieci publicznej, które odpowiadają
współczynnikom poprawkowym odpowiednio 20 i 5)
b Akumulator zapewniający wystarczający czas rezerwowy (8 minut do 1 godziny
lub więcej) w celu zapewnienia bezpieczeństwa życia i mienia przez zastąpienie
sieci publicznej, zgodnie z wymaganiami
b Przełącznik statyczny, półprzewodnikowe urządzenie, które przekazuje obciążenie
z przekształtnika do sieci publicznej i z powrotem, bez przerw w dostawie zasilania

2.2 Typy statycznych UPS

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

N12

Typy stałych UPS są określane w normie IEC 62040. Norma rozróżnia trzy tryby pracy:
b Rezerwa pasywna (nazywana także off-line)
b Line interactive
b Podwójna konwersja (nazywana także on-line)
Definicje te dotyczą działania UPS w odniesieniu do źródła zasilania, włączając
system dystrybucyjny powyżej UPS.
Norma IEC 62040 definiuje następujące warunki:
b Moc główna: Moc z reguły ciągle dostępna, jest zwykle dostarczana przez zakład
energetyczny, ale czasami przez generator użytkownika
b Moc rezerwowa: Moc przeznaczona do zastąpienia mocy głównej w razie awarii
zasilania głównego
b Moc obejścia: moc dostarczana poprzez obejście
UPS jest wyposażony w dwa wejścia AC, które są nazywane w niniejszym
przewodniku normalnym wejściem AC i wejściem obejścia AC.
b Normalne wejście AC, oznaczone jako wejście sieciowe 1, jest zasilane mocą
główną, tzn. przez kabel podłączony do przewodu zasilającego podłączonego do
sieci publicznej lub prywatnego systemu dystrybucyjnego
b Wejście obejścia AC, oznaczone jako wejście sieciowe 2, jest ogólnie zasilane
przez zasilanie rezerwowe, tzn. przez kabel podłączony do przewodu zasilającego
obwodu innego niż ten, który zasila normalne wejście AC, wsparte przez źródło
alternatywne (np. przez silnikowy zespół generatora lub inny UPS itd.)
Kiedy zasilanie rezerwowe nie jest dostępne, wejście obejścia AC jest zasilane mocą
główną (drugi kabel równoległy do podłączonego do normalnego wejścia AC).
Wejście obejścia AC służy do zasilania linii obejścia UPS, jeżeli istnieje. Co za tym
idzie, linia(lub linie) obejścia jest zasilana główną lub rezerwową mocą, w zależności
od dostępności zapasowego źródła zasilania.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Zasilanie bezprzerwowe (UPS)

UPS działający w trybie pasywnym rezerwowym (off-line)
Zasada działania
Przekształtnik jest połączony równolegle z wejściem AC w trybie rezerwowym (patrz
Rys. N16).
b Tryb podstawowy
Odbiornik jest zasilany przez sieć publiczną poprzez filtr, który eliminuje
określone zakłócenia i zapewnia pewien stopień regulacji napięcia (norma mówi
o „dodatkowych urządzeniach... do uzdatniania mocy”). Przekształtnik działa
w pasywnym trybie awaryjnym.
b Tryb zasilania rezerwowego
Gdy napięcie wejściowe AC jest poza tolerancjami określonymi odnośnie UPS
lub sieć publiczna ulega awarii, przekształtnik i akumulator włączają się w celu
zapewnienia stałego dopływu mocy do odbiornika po bardzo krótkim ( & lt; 10 ms)
czasie przejściowym.
UPS działa na akumulatorze do końca czasu zasilania awaryjnego akumulatora
lub do czasu aż sieć publiczna zostanie przywrócona, co powoduje przełączenie
odbiornika z powrotem na wejście AC (tryb zwykły).
Wykorzystanie
Ta konfiguracja jest w istocie kompromisem pomiędzy dopuszczalnym poziomem
zabezpieczenia przed zakłóceniami a kosztem. Może być wykorzystana jedynie
w przypadku niskich mocy znamionowych ( & lt; 2 kVA). Działa bez przełącznika
statycznego, dlatego potrzebny jest pewien czas do przełączenia odbiornika na
przekształtnik. Czas ten jest dopuszczalny w przypadku określonych indywidualnych
urządzeń, ale jest niewystarczający dla bardziej wyrafinowanych, wrażliwych systemów
(duże centra komputerowe, centrale telefoniczne itd.).
Co więcej, częstotliwość nie jest regulowana i nie ma obejścia.
Uwaga: W trybie zwykłym, moc zasilająca odbiornik nie przepływa poprzez
przekształtnik, co tłumaczy dlaczego tego typu UPS zwany jest czasami „off-line”.
Termin ten wprowadza jednak w błąd, ponieważ sugeruje „brak zasilania z sieci
publicznej”, gdy w istocie odbiornik jest zasilany przez sieć publiczną poprzez
wejście AC w trakcie normalnego działania. Dlatego właśnie norma IEC 62040
zaleca termin „pasywna rezerwa”.

AC input
Wejście AC

Charger
Ładowarka

Battery
Bateria

Inverter
Przemiennik

UPS działający w trybie line interactive

Normal mode
Tryb zwykły
Battery backup mode
Tryb zasilania zapasowego

Odbiory
Load

Rys. N16: UPS działający w pasywnym trybie awaryjnym

Normal
Normalne
AC input
wejście AC
W przypadku
If only one AC input
pojedynczego
wejścia AC
Static
Przełącznik
switch
statyczny

Bypass
Normalne
AC input
obejście AC

Bypass
Obejście

Inverter
Przemiennik
Battery
Akumulator

Zasada działania
Przekształtnik jest połączony równolegle z wejściem AC w konfiguracji rezerwowej,
ale także ładuje akumulator. Tak więc współdziała (praca odwrócona) ze źródłem
wejścia AC (patrz Rys. N17).
b Tryb zwykły
Odbiornik jest zasilany mocą poprzez równoległe podłączenie wejścia AC
i przekształtnik. Przekształtnik działa w celu zapewnienia uzdatniania napięcia wyjścia i/
lub ładowania akumulatora. Częstotliwość wyjścia zależy od częstotliwości wejścia AC.
b Tryb zasilania rezerwowego
Gdy napięcie wejściowe AC wykracza poza określone tolerancje UPS lub sieć
publiczna ulega awarii, przekształtnik i akumulator aktywują się w celu zapewnienia
stałego zasilania odbiornika po przełączeniu bez przerwy przy użyciu statycznego
przełącznika, który również odłącza wejście AC w celu uniemożliwienia przepływu
mocy z przekształtnika w górę obwodu. UPS działa na akumulatorze do końca czasu
zasilania awaryjnego akumulatora lub do czasu aż sieć publiczna powróci do normy,
co powoduje przełączenie odbiornika z powrotem na wejście AC (tryb normalny).
b Tryb obejścia
Tego typu UPS może być wyposażony w obejście. Jeżeli jedna z funkcji UPS ulega
awarii, odbiornik może być przełączony na wejście AC obejścia (zasilane z sieci
publicznej lub mocą rezerwową, w zależności od instalacji).
Wykorzystanie
To rozwiązanie nie nadaje się do zasilania wrażliwych odbiorników w zakresie
średnich do wysokich mocy, ponieważ regulacja częstotliwości nie jest możliwa.
Dlatego jest używana dla małych mocy znamionowych 0,5-5kVA.

UPS działający w trybie podwójnej konwersji (on-line)

Normal mode
Tryb zwykły
Battery backup mode
Tryb zasilania zapasowego
Load
Odbiory
Bypass mode
Tryb obejścia
Rys. N17: UPS działający w trybie line interactive

Zasada działania
Przekształtnik jest połączony szeregowo między wejściem AC a urządzeniem.
b Tryb zwykły
W trakcie normalnego działania, cała moc dostarczana do odbiornika przechodzi
przez prostownik/ładowarkę i przekształtnik, które razem dokonują podwójnej
konwersji (AC-DC- AC), stąd nazwa.
b Tryb zasilania zapasowego
Gdy napięcie wejściowe AC wykracza poza określone tolerancje UPS lub
sieć publiczna ulegnie awarii, przekształtnik i akumulator aktywują się w celu
zapewnienia stałego zasilania odbiornika po przełączeniu bez przerwy przy użyciu
przełącznika statycznego.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

N13

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Filter/
conditioner
Filtr

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

UPS działa na akumulatorze do końca czasu zasilania awaryjnego akumulatora
lub do czasu aż sieć publiczna powróci do normy, co powoduje przełączenie
odbiornika z powrotem na wejście AC (tryb podstawowy).
b Tryb obejścia
Tego typu UPS jest na ogół wyposażony w statyczne obejście, czasami nazywane
przełącznikiem statycznym (patrz Rys. N18).
Odbiornik może być przełączony bez przerwy na wejście AC obejścia (zasilane
z sieci publicznej lub mocą rezerwową, w zależności od instalacji), w następujących
przypadkach:
v Awaria UPS
v Stany przejściowe obciążenia-prądu (rozruch lub prądy zakłóceniowe)
v Szczyty obciążenia
Jednak obecność obejścia zakłada, że częstotliwości wejścia i wyjścia są
identyczne i, jeżeli poziomy napięcia nie są identyczne, wymagany jest
transformator obejściowy.
W przypadku niektórych odbiorników, UPS musi być zsynchronizowany z mocą
obejścia w celu zapewnienia ciągłości zasilania odbiornika. Co więcej, gdy UPS
znajduje się w trybie obejścia, zakłócenia przy źródle wejścia AC mogą być
przekazywane bezpośrednio do odbiornika, ponieważ przekształtnik już się nie
włącza.

Normal
Normalne
AC input
wejście AC

Bypass
Obejście
AC input
wejścia AC

W przypadku
If only one AC input
pojedynczego
wejścia AC

Battery
Akumulator
Przełącznik
Static
statyczny
switch
(obejście
(static
bypass)
statyczne)

Przemiennik
Inverter

Ręczne
Manual
obejście
maintenance
serwisowe
bypass

Ładunek
Load
Tryb zwykły
Normal mode

N14

Battery backup mode
Tryb zapasowy akumulatora
Bypass mode
Tryb obejścia
Rys. N18: UPS działający w trybie podwójnej konwersji (on-line)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Uwaga: Do celów serwisowych dostępna jest druga linia obejścia, często nazywana
obejściem serwisowym. Jest zamykana przełącznikiem ręcznym.
Wykorzystanie
W tej konfiguracji, czas wymagany na przełączenie odbiornika na przekształtnik jest
pomijalny ze względu na przełącznik statyczny.
Również, napięcie wyjściowe i częstotliwość nie zależą od napięcia wejściowego
i warunków częstotliwości. Oznacza to, że UPS przeznaczony do tego celu może
działać jako przetwornik częstotliwości.
Jest to praktycznie główna konfiguracja stosowana do średnich i wysokich mocy
znamionowych (od 10 kVA wzwyż). Pozostała część niniejszego rozdziału dotyczy
wyłącznie tej konfiguracji.
Uwaga: Tego typu UPS jest często nazywany „on-line”, co oznacza, że jest
nieustannie zasilany przez przekształtnik, niezależnie od warunków źródła zasilania
wejściowego AC. Termin ten wprowadza jednak w błąd, ponieważ sugeruje
„zasilanie przez sieć publiczną”, gdy w istocie odbiornik jest zasilany przez moc
przywróconą przez system podwójnej konwersji. Dlatego właśnie norma IEC 62040
zaleca termin „podwójna konwersja”.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Zasilanie bezprzerwowe (UPS)

2.3 Akumulatory
Dobór typu akumulatora
Akumulator składa się z powiązanych ze sobą ogniw, które mogą być wentylowane
lub typu rekombinacyjnego.
Są dwie główne rodziny akumulatorów:
b Akumulatory niklowo-kadmowe
b Akumulatory ołowiowo-kwasowe
b Ogniwa wentylowane (ołowiowo-antymonowe): wyposażone są w układy do
v Uwalniania do atmosfery tlenu i wodoru wyprodukowanych podczas różnych
reakcji chemicznych
v Uzupełniania elektrolitu poprzez dodawanie wody destylowanej lub
demineralizowanej
b Ogniwa rekombinacyjne (akumulatory ołowiowe, czyste ołowiowe, ołowiowocynowe): Współczynnik rekombinacji gazu wynosi co najmniej 95% i dlatego nie
wymagają one dodawania wody w okresie eksploatacji.
Dodatkowo, będzie mowa o akumulatorach wentylowanych lub rekombinacyjnych
(akumulatory rekombinacyjne są często również nazywane akumulatorami
„szczelnie zamkniętymi”).
Główne typy akumulatorów stosowanych w powiązaniu z UPS to:
b Szczelnie zamknięte akumulatory ołowiowo-kwasowe stosowane w 95%
przypadków, ponieważ są łatwe do konserwacji i nie wymagają specjalnego
pomieszczenia
b Wentylowane akumulatory ołowiowo-kwasowe
b Wentylowane akumulatory niklowo-kadmowe
W zależności od czynników ekonomicznych i wymagań operacyjnych instalacji,
mogą być proponowane trzy powyższe rodzaje akumulatorów, z wszystkimi
dostępnymi czasami okresu użytkowania.
Poziomy pojemności i czasy rezerwy mogą być dostosowane do potrzeb
użytkownika.
Proponowane akumulatory są również doskonale dopasowane do zastosowań
UPS, ponieważ są wynikiem współpracy z wiodącymi producentami akumulatorów.

Dobór czasu rezerwy
Wybór zależy od:
b Średniego czasu trwania awarii zasilania
b Wszelkiej dostępnej długotrwałej mocy rezerwowej (zespół generatora
silnikowego itd.)
b Typu zastosowania
Typowy zakres:
b Standardowe czasy rezerwowe 10, 15 lub 30 minut
b Specjalne czasy rezerwowe
Mają zastosowanie następujące ogólne reguły:
b Zastosowania komputerowe
Czas zasilania awaryjnego akumulatora musi być wystarczający, aby objąć
procedury zapisywania plików i zamykania systemu konieczne do zagwarantowania
kontrolowanego wyłączenia systemu komputerowego.
Ogólnie mówiąc, dział komputerowy określi niezbędny czas zasilania awaryjnego,
w zależności od jego określonych wymagań.
b Procesy przemysłowe
Obliczenie czasu zasilania awaryjnego powinno uwzględniać ekonomiczny koszt
spowodowany przez przerwę w procesie i czas wymagany na restart.

N15

Rys. N19 podsumowuje główne cechy poszczególnych typów akumulatorów.
Akumulatory rekombinacyjne są coraz popularniejsze z następujących przyczyn:
b Brak konserwacji
b Łatwe wdrożenie
b Instalacja we wszystkich rodzajach pomieszczeń (pomieszczenia komputerowe,
pomieszczenia techniczne, nieprzeznaczone specjalnie na akumulatory itd.)
Jednak w określonych przypadkach preferowane są akumulatory wentylowane,
zwłaszcza ze względu na:
b Długi okres użytkowania
b Długie czasy zasilania rezerwowego
b Wysoką moc znamionową
Akumulatory wentylowane należy zainstalować w specjalnych pomieszczeniach
przestrzegając precyzyjnych przepisów, wymagają one odpowiedniej konserwacji.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Tabela wyboru

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

Okres użytkowania

Kompakt
+

Tolerancje
temperatury
roboczej
+

Częstotliwość konserwacji
Niska

Pomieszczenie
specjalne
Nie

Szczelnie zamknięte ołowiowo-kwasowe

5 lub 10 lat

Wentylowane ołowiowo-kwasowe
Niklowo-kadmowe

5 lub 10 lat
5 lub 10 lat

+
++

++
+++

Średnia
Wysoka

Tak
Nie

Koszt
Niski
średni
Niski
Wysoki

Rys. N19: Główne cechy poszczególnych typów akumulatorów

Metody instalacji

Rys. N20: Montaż na półkach

W zależności od zakresu UPS, pojemności akumulatora i czasu zasilania
awaryjnego, akumulator jest:
b Typu szczelnie zamkniętego i jest umieszczony w szafce UPS
b Typu szczelnie zamkniętego i umieszczony w jednej do trzech szafek
b Wentylowany lub zamknięty i zamontowany na stojaku. W takim przypadku,
metoda instalacji może być
v Na półkach (patrz Rys. N20)
Ta metoda instalacji jest możliwa w przypadku szczelnie zamkniętych akumulatorów
lub bezobsługowych akumulatorów wentylowanych, które nie wymagają
dopełnienia elektrolitu.
v Montaż piętrowy (patrz Rys. N21)
Ta metoda instalacji jest odpowiednia dla wszystkich typów akumulatorów,
a w szczególności akumulatorów wentylowanych, ponieważ ułatwia sprawdzenie
poziomu i uzupełnianie.
v W szafkach (patrz Rys. N22)
Ta metoda instalacji jest odpowiednia w przypadku szczelnie zamkniętych
akumulatorów. Jest łatwa do wdrożenia i oferuje maksymalne bezpieczeństwo.

2.4 Układy uziemienia instalacji obejmujących UPS
Rys. N21: Montaż w piętrach

Zastosowanie przewidzianych przez normy systemów zabezpieczenia
w instalacjach obejmujących UPS wymaga szeregu środków ostrożności
z następujących przyczyn:
b UPS odgrywa dwie role
v Odbiornika od strony zasilania
v Źródła energii na wyjściu
b Gdy akumulator nie jest zainstalowany w szafce, usterka izolacji w systemie DC
może prowadzić do przepływu szczątkowej składowej DC
Składowa ta może zakłócać działanie określonych urządzeń zabezpieczających,
zwłaszcza zabezpieczeń różnicowoprądowych RCD stosowanych do ochrony ludzi.

Ochrona przed dotykiem bezpośrednim (patrz Rys. N23)
N16

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. N22: Montaż w szafce

Wszystkie instalacje spełniają odpowiednie wymagania, ponieważ wyposażenie jest
umieszczone w szafkach zapewniających poziom zabezpieczenia IP 20. Jest tak
nawet w przypadku akumulatora umieszczonego w szafce.
Gdy akumulatory nie są zainstalowane w szafce, tzn. ogólnie w specjalnym
pomieszczeniu, należy wprowadzić środki przedstawione na końcu niniejszego rozdziału.
Uwaga: System TN (wersja TN- S lub TN-C) jest najczęściej zalecanym systemem
zasilania systemów komputerowych.

Typ układu System IT
System TT
System TN
Type of arrangement
IT system
TT system
TN system
Działanie
b Sygnalizacja pierwszej usterki izolacji
b Wyłączenie przy pierwszej usterce izolacji
b Odłączenie przy pierwszej usterce izolacji
Operation
b Signaling of first insulation fault
b Disconnection for first
b Disconnection for first insulation fault
b Lokalizacja i neutralizacja pojedynczej usterki
b Locating and elimination of first fault
insulation fault
b Wyłączenie przy drugiej usterce izolacji
b Disconnection for second insulation fault
Techniki
b of
b protection
Techniques for Wzajemne połączenie i uziemienie części
b Interconnection and earthingUziemienie części przewodzących podłączo- b Wzajemne połączenie i uziemienie części
b Earthing of conductive parts
b Interconnection and earthing of
ochrony
nych z wykorzystaniem RCD
przewodzących i punktuand neutral konieczne
conductive parts
combined with use of RCDs
conductive parts zerowego imperative
of persons przewodzących
ludzi
b Obserwacja pierwszej usterki za pomocą
b Pojedyncza usterka izolacji powoduje odłą- in b Pojedynczainsulation fault results in wyłą
b Surveillance of first fault using an
b First insulation fault results
b First usterka izolacji powoduje
urządzenia do monitoringu izolacji (IMD) device (IMD) przy wykryciu upływu by detecting leakage
czenie
czenie interruption by przetężenia (wyłącznik
przy wykryciu detecting overcurrents

insulation monitoring
interruption
lub bezpiecznik)
b Second fault results in circuit interruption currents
(circuit-breaker or fuse)
b Druga usterka powoduje wyłączenie w obwo
(circuit-breaker or fuse)
dzie (wyłącznik lub bezpiecznik)
Zalety i
Advantages and
b Solution offering
b Rozwiązanie zapewniające najlepszą the best continuity of rozwiązanie pod względem of design b Low-cost solution in terms of installation
b Najłatwiejsze b Easiest solution in terms
b Rozwiązanie tanie pod względem instalacji
wady
disadvantages
service usterka jest sygna- projektu i instalacji installation
and
b projekt (obliczenie impedancji pętli)
ciągłość pracy (Pojedyncza (first fault is signalled)
b TrudnyDifficult design

b Requires competent surveillance
(calculation of loop impedances)
lizowana)
b Urządzenie do b No insulation monitoring device Wymagany wykwalifikowany personel
monitoringu izolacji (IMD)
b

personnel (location of first fault)
b Qualified operating personnel required
b Wymaga kompetentnego personelu nadzoru- niewymagane (IMD) required
obsługujący

b każda usterka fault results
b Flow of high fault currents
jącego (lokalizacja pierwszej usterki)
b Niemniej jednak,However, each powoduje in b Przepływ wysokich prądów zakłóceniowych

interruption
odłączenie danego obwodu of the concerned circuit
Rys. N23: Główne charakterystyki systemów uziemienia

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Zasilanie bezprzerwowe (UPS)

Główne punkty, które muszą być podłączone w systemie
uziemienia dla instalacji z UPS
Rysunek N24 pokazuje wszystkie istotne punkty, które muszą być powiązane ze
sobą oraz z instalacją (transformatory, RCD itd.) w celu zapewnienia zgodności
instalacji z normami bezpieczeństwa.

T0
T0 neutral
T0 zero
IMD 1

CB0

Uziemienie 1
Earth 1

CB1

CB2

T1

T2

T1 neutral
T1 zero
T2 zero
T2 neutral

Obejście
Bypass
neutralne
neutral

Q1

Nieosłonięte
UPS exposed
części
conductive
parts
przewodzące

Q4S

Q3BP

N

Q5N
UPS output
Wyjście UPS

N17

IMD 2

Downstream
Przewód
neutral
neutralny

CB3

Ziemia
Earth
3
3

Load
Nieosłonięte
exposed
części
conductive
przewodzące
parts
odbiornika
Rys. N24: Główne punkty, które muszą być podłączone w systemie uziemienia

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Uziemienie 2
Earth 2

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

2.5 Dobór zabezpieczeń
Wyłączniki odgrywają decydującą rolę w instalacji, często ich rolą jest działanie
tylko w czasie zakłóceń, które nie są częste. Najlepsze wymiarowanie UPS
i najlepszy dobór konfiguracji mogą być zniweczone przez niewłaściwy dobór
jednego wyłącznika.

Dobór wyłącznika
Rys. N25 pokazuje, jak dobrać wyłączniki.

Ir

Ir

Select the breaking capacities of
CB1 and CB2 for the short-circuit

rozruchowy rozruchowy po stronie górnej
down- upstream
po stronie
stream
dolnej

GE
G

Dobierz zdolność wyłączania
current of the most powerful source
CB1 i CB2 do prądu zwarciowego
(generally the transformer)
najsilniejszego źródła (zazwyczaj
transformatora)

100
Charakterystyka CB2
CB2 curve
Charakterystyka CB3
CB3 curve

However, CB1 and CB2 must
trip on a short-circuit supplied

10

Jednakże, CB1 i CB2 muszą
by the least powerful
wyzwolić się przy prądziesource
(generally najsłabszego źródła
zwarciowym the generator)
(zazwyczaj generator)

Im prąd
Im

Tripping time (in seconds)

Wyłączanie samoczynne (w sek.)

zwarciowy
downpo stronie
stream
„dolnej”

Im prąd
Im
zwarciowy po
upstream
stronie „górnej”

1

Generator
Wytrzymałość
zwarciowa generatora
short-circuit
CB2 must protect the UPS
CB2musi chronić przełącznik static
statyczny UPS, jeżeli wystąpi zwarcie
switch if a short circuit occurs
poniżej przełącznika
downstream of the switch

Thermal limit
Granica wytrzymałości termicznej
przełącznika statycznego
of static power

0.1

CB1

CB2

Przeciążalność przełącznika statycznego
The overload capacity of the static
wynosi 10 do 12 In przezfor 20 ms, In
switch is 10 to 12 In 20 ms, gdzie
to prąd przepływający poprzez UPS przy
where In is the current flowing
pełnym obciążeniu znamionowym

0.01
CB2

through the UPS at full rated load

CB3
0.001
0.1
Załączenie
Energizing of
transformatora
a transformer

1

10

Włączanie wszystkich
Energizing of all
odbiorników poniżej
loads downstream
UPS

100

I/II/In powyżej
n of upstream
wyłącznika
circuit breaker

of UPS

N18

The być wyliczony CB2 must
Musi Im current ofprąd Im CB2 be calculated for simultaneous
przy jednoczesnymthe loads downstream of the UPS
energizing of all włączeniu
wszystkich odbiorników poniżej
UPS

Wyzwalacz CB3 nie ma działać w przypadku przetężenia, gdy odbiornik jest załączany CB3

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

The trip unit of CB3 muqt be set not to trip for the overcurrent when the load is energized

CB3

Wył. to handle overloads, the z falownika UPS, w przypadku przeciążeń
If bypass power is not usedCB3 ma zadziałać przy pracy UPS current must trip the CB3 circuit
breaker with the highest rating
IrIr
po stronie
downdolnej
stream

Uc
W przypadku zwarć, the CB3 unit setting must not result in a dangerous touch voltage.
For distant short-circuits,nastawa CB3 nie może skutkować niebezpiecznym napięciem rażeniowym.
Jeśli jest to konieczne należy zainstalować RCD
If necessary, install an RCD

Rys. N25: W instalacjach z UPS, wyłącznikom stawia się różne wymagania

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Zasilanie bezprzerwowe (UPS)

Ocena
Moc znamionowa (prąd znamionowy) dobrana do wyłącznika musi być tuż powyżej
prądu znamionowego zabezpieczanego obwodu.

Zdolność wyłączania
Musi być dobrana nieco wyższa niż prąd zwarciowy, który może wystąpić w punkcie
instalacji.

Progi Ir i Im
Poniższa tabela podaje jak ustalić progi Ir (przeciążenie; termiczne lub długotrwałe)
i Im (prąd zwarciowy; magnetyczne lub krótkotrwałe) w celu zapewnienia
selektywności, w zależności od wyzwalaczy zainstalowanych powyżej jak i poniżej.
Uwaga (patrz Rys. N26)
b Selektywność czasowa musi zostać nastawiona przez wykwalifikowany personel,
ponieważ opóźnienia czasowe przed wyłączeniem zwiększają naprężenie cieplne
(I 2 t) w obwodach odpływowych (kable, półprzewodniki itd.). Wymagana jest
ostrożność, przy zastosowaniu opóźnienia czasowego dla zabezpieczenia
magnetycznego Im CB2
b Selektywność energetyczna nie zależy od wyzwalacza, a tylko od wyłącznika

Ir nastawa górna/
Ir nastawa dolna

Im nastawa górna / Im nastawa górna /
Im nastawa dolna Im nastawa dolna

Wszystkie rodzaje

Magnetyczne

Elektroniczne

& gt; 1.6
& gt; 3

Typ odbioru

Rodzaj zabezpieczenia
obwodu dolnego
Dystrybucja
Silnik asynchroniczny

& gt; 2
& gt; 2

& gt; 1.5
& gt; 1.5

Rys. N26: Progi Ir i Im w zależności od wyzwalaczy zainstalowanych powyżej i poniżej

Szczególny przypadek zwarcia generatora
Rys. N27 pokazuje reakcję zabezpieczenia generatora na prąd zwarciowy.
Aby uniknąć niepewności dotyczącej typu wzbudzania, zadziałanie nastąpi przy
pojedynczym szczycie (3 do 5 In zgodnie z X”d) przy zastosowaniu nastawy
zabezpieczenia Im bez opóźnienia czasowego.

Irms

3 In

In
0.3 In

Generator
Generator with
z przewzbudzeniem
over-excitation

N19

Generator z
Generator with
wzbudzeniem
series excitation
szeregowym

Stany podprzejściowe
Subtransient
10 do 20 ms
conditions 10 to 20 ms
Rys. N27: Zwarcie na generatorze

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Stany przejściowe
Transient conditions
100 do 300 ms
100 to 300 ms

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

t

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

2.6 Instalacja, połączenie i dobór kabli
UPS prefabrykowane
UPS małej mocy, na przykład dla systemów mikrokomputerowych, to kompaktowe
gotowe do wykorzystania urządzenia. Oprzewodowanie wewnętrzne jest
wbudowane fabrycznie i dostosowane do charakterystyki urządzenia.
Urządzenia UPS do montażu
W przypadku pozostałych UPS, połączenia przewodów do systemów zasilania,
akumulatora i odbiornika nie są ujęte.
Połączenia okablowania zależą od poziomu prądu, jak wskazano na Rys. N28
poniżej.

Iu
SW
SW Przełącznik
Static switch
statyczny

Mains 1
Sieć 1

I1

Iu
Prostownik/
Rectifier/
ładowarka
charger

Odbiór
Load
Przemiennik
Inverter

Mains 2
Sieć 2

Ib
Battery
Pojemność
capacity C10
akumulatora C10
Rys. N28: Prąd, który należy wziąć pod uwagę przy doborze połączeń przewodów

Obliczenie prądów I1, Iu
b Prąd wejściowy Iu z sieci elektroenergetycznej to prąd obciążeniowy
b Prąd wejściowy I1 zależy od:
v Pojemności akumulatora (C10) i trybu ładowania (Ib)
v Charakterystyka ładowarki
v Wydajność przekształtnika
b Prąd Ib to prąd na podłączeniu do akumulatora
Te prądy są podawane przez producentów.

Wzrost temperatury kabli i spadki napięcia

N20

Przekrój kabli zależy od:
b Dopuszczalnego wzrostu temperatury
b Dopuszczalnego spadku napięcia
Dla danego odbiornika, każdy z tych parametrów określa dopuszczalny minimalny
przekrój poprzeczny. Musi być zastosowany większy z tych dwóch.
Podczas trasowania kabli, należy zadbać o zachowanie wymaganej odległości
pomiędzy obwodami sterowniczymi a obwodami zasilania, aby uniknąć
jakichkolwiek zakłóceń spowodowanych przez prądy wysokiej częstotliwości.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Wzrost temperatury
Dopuszczalny wzrost temperatury kabli jest ograniczony przez wytrzymałość izolacji
kabla.
Wzrost temperatury kabli zależy od:
b Typu żył (Cu lub Al)
b Metody instalacji
b Liczby stykających się kabli
Dla każdego rodzaju kabla norma określa maksymalny prąd dopuszczalny.

Spadki napięcia
Maksymalne dopuszczalne spadki napięcia to:
b 3% w przypadku obwodów AC (50 lub 60 Hz)
b 1% w przypadku obwodów DC

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Zasilanie bezprzerwowe (UPS)

Tabele doboru
Rys. N29 wskazuje spadek napięcia w procentach dla obwodu o długości 100
metrów. Aby obliczyć spadek napięcia w obwodzie o długości L, należy pomnożyć
wartość z tabeli przez L/100.
b Sph: Przekrój przewodów
b In: Prąd znamionowy urządzeń zabezpieczających przy zwarciu
Obwód trójfazowy
Jeżeli spadek napięcia przekracza 3% (50-60 Hz), należy zwiększyć przekrój
przewodów.
Obwód DC
Jeżeli spadek napięcia przekracza 1%, należy zwiększyć przekrój przewodów.

240

300

0.9
1.2
1.4
1.9
2.3
2.9
3.6
4.4
6.5

0.9
1.2
1.5
1.9
2.4
3.0
3.8
4.7

b - Obwody DC (przewodniki miedziane)
In
Sph (mN2)
(A)
-
-
25
35
50
70
95
120
150
185
240
100
5.1
3.6
2.6
1.9
1.3
1.0
0.8
0.7
0.5
125
4.5
3.2
2.3
1.6
1.3
1.0
0.8
0.6
4.0
2.9
2.2
1.6
1.2
1.1
0.6
160
200
3.6
2.7
2.2
1.6
1.3
1.0
250
3.3
2.7
2.2
1.7
1.3
320
3.4
2.7
2.1
1.6
400
3.4
2.8
2.1
500
3.4
2.6
600
4.3
3.3
800
4.2
1,000
5.3
1,250

300
0.4
0.5
0.7
0.8
1.0
1.3
1.6
2.1
2.7
3.4
4.2
5.3

Rys. N29: Procentowy spadek napięcia w przypadku obwodów trójfazowych [a] i [b] obwodów DC

Szczególny przypadek przewodów neutralnych
W systemach trójfazowych, harmoniczne trzeciego rzędu (oraz ich wielokrotności)
odbiorników jednofazowych sumują się w przewodzie neutralnym (suma prądów z
trzech faz).
Z tego powodu może być zastosowana następująca reguła: przekrój poprzeczny
przewodu neutralnego = 1,5 x przekrój poprzeczny przewodu fazowego

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

N21

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

a - Obwody trójfazowe (przewodniki miedziane)
50-60 Hz - 380 V / 400 V / 415 V trójfazowe, cos ϕ = 0.8, sieć symetryczna 3P + N
In
Sph (mN2)
(A)
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
10
0.9
15
1.2
20
1.6
1.1
25
2.0
1.3
0.9
32
2.6
1.7
1.1
40
3.3
2.1
1.4
1.0
4.1
2.6
1.7
1.3
1.0
50
63
5.1
3.3
2.2
1.6
1.2
0.9
70
5.7
3.7
2.4
1.7
1.3
1.0
0.8
6.5
4.2
2.7
2.1
1.5
1.2
0.9
0.7
80
100
8.2
5.3
3.4
2.6
2.0
2.0
1.1
0.9
0.8
125
6.6
4.3
3.2
2.4
2.4
1.4
1.1
1.0
0.8
160
5.5
4.3
3.2
3.2
1.8
1.5
1.2
1.1
200
5.3
3.9
3.9
2.2
1.8
1.6
1.3
4.9
4.9
2.8
2.3
1.9
1.7
250
320
3.5
2.9
2.5
2.1
400
4.4
3.6
3.1
2.7
500
4.5
3.9
3.4
600
4.9
4.2
5.3
800
1,000
W przypadku trójfazowego obwodu 230 V, wynik należy pomnożyć przez e
W przypadku jednofazowego obwodu 208/230 V, wynik należy pomnożyć przez 2

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

Przykład
Należy obliczyć 70-metrowy obwód trójfazowy, z miedzianymi przewodami
o prądzie znamionowym 600 A.
W zależności od metody instalacji i obciążenia, norma IEC 60364 wskazuje
minimalny przekrój poprzeczny.
Przyjmujemy, że minimalny przekrój przewodu wynosi 95 mm2.
Najpierw konieczne jest sprawdzenie, czy spadek napięcia nie przekracza 3%.
Tabela obwodów trójfazowych na poprzedniej stronie podaje, że dla prądu 600
A przepływającego w kablu o przekroju 300 mm2 spadek napięcia będzie wynosił
3% dla 100-metrowego obwodu, tzn.
dla 70 metrów:
3 x 70 = 2.1 %
100
Więc mniej niż 3%
Identyczne obliczenie można przeprowadzić dla prądu DC 1000 A.
W obwodzie o długości 10 mb i przekroju 240 mm2 spadek napięcia wyniesie 5,3%
na każde 100 mb czyli dla 10 mb wyniesie:
5.3 x 10 = 0.53 %
100
Więc mniej niż 1%

2.7 UPS oraz ich otoczenie
UPS mogą komunikować się z otoczeniem elektrycznym i komputerowym. Mogą
otrzymywać pewne dane i przekazywać informacje dotyczące swojego działania:
b Aby zoptymalizować zabezpieczenie
Na przykład, UPS przesyła istotne informacje na temat statusu do
systemu nadzoru (obciążenie przekształtnika, obciążenie przy obejściu statycznym,
obciążenie baterii akumulatorów, ostrzeżenie o niskim napięciu akumulatora)
b Aby zdalnie kontrolować
UPS przesyła informacje o pomiarach i statusie w celu poinformowania operatorów
i umożliwienia im podjęcia konkretnych działań
b W celach zarządzania instalacją
Operator posiada system zarządzania budynkiem i energią, który umozliwia
mu uzyskanie i zapisanie informacji z UPS-a, zebrania informacji o alarmach
i zdarzeniach oraz podjęcia odpowiednich działań
Ta ewolucja w kierunku komunikacji między systemem nadzoru a UPS-em ma na
cenu integrację nowych wbudowanych elementów UPS-a.

2.8 Wyposażenie uzupełniające
Transformatory

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

N22

Transformator dwuzwojeniowy ujęty powyżej statycznego przełącznika obwodu 2
pozwala na:
b Zmianę poziomu napięcia, gdy napięcie sieci energetycznej jest różne od
obciążenia

b Zmianę systemu uziemienia pomiędzy sieciami
Ponadto, taki transformator:
b Zmniejsza poziom prądu zwarciowego po stronie wtórnej, (tzn. odbiornika)
w porównaniu do tego po stronie sieci energetycznej
b Uniemożliwia harmonicznym trzeciego rzędu, które mogą być obecne po stronie
wtórnej, przejście do sieci energetycznej pod warunkiem, że uzwojenie pierwotne
jest połączone w trójkąt.

Filtr harmonicznych
System UPS obejmuje ładowarkę akumulatora, która jest sterowana przez tyrystory
lub tranzystory. Regularnie przerywane cykle prądowe „generują” harmoniczne
w sieci energetycznej.
Te niepożądane składowe są filtrowane przy wejściu prostownika i w większości
przypadków zmniejsza to poziom prądu harmonicznego do wartości typowej dla
standardowych aplikacji.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Zasilanie bezprzerwowe (UPS)

Jednak w pewnych szczególnych przypadkach, zwłaszcza w bardzo dużych
instalacjach, może być konieczny dodatkowy obwód filtracyjny.
Na przykład w przypadku, gdy:
b Moc znamionowa systemu UPS jest duża w odniesieniu do zasilającego go
transformatora SN/NN
b Szyny zbiorcze NN zasilają odbiorniki, które są szczególnie wrażliwe na składowe
harmoniczne
b Napędzany silnikiem wysokoprężnym alternator (lub turbina gazowa itp.) stanowi
zapasowe źródło zasilania
W takich przypadkach, należy skonsultować się z producentem systemu UPS.
Wyposażenie komunikacyjne
Komunikacja z systemami komputerowymi nadrzędnymi może wymagać
odpowiednich urządzeń w obrębie systemu UPS. Urządzenia takie mogą
być uwzględnione w oryginalnym projekcie (patrz Rys. N30a) lub dodane do
istniejących systemów na życzenie (patrz Rys. N30b).

Rys. N30b: Jednostka UPS zasilania systemu komputerowego

N23

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. N30a: Jednostka UPS (z modułem DIN) gotowa do
wykorzystania

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

3 Zabezpieczenie transformatorów
NN/NN

Transformatory tego typu występujące w zakresie od kilkuset VA do kilkuset kVA, są
często stosowane do:
b Zmiany poziomu niskiego napięcia:
v dla obwodów kontrolnych i pomocniczych
v dla obwodów oświetlenia (230 V generowane jest w przypadku gdy główny układ
zasilania to system 400 V 3-przewodowy 3-fazowy)
b z powodu zmiany sposobu uziemienia określonych odbiorników posiadających
stosunkowo wysoki doziemny prąd pojemnościowy (sprzęt komputerowy) lub
rezystancyjny prąd upływowy (kuchenki elektryczne, przemysłowe procesy
grzewcze, instalacje dla placówek masowego żywienia itd.)
Transformatory NN/NN są zazwyczaj zasilane za pomocą wbudowanych systemów
ochronnych, należy skonsultować się z producentami w celu uzyskania dodatkowych
informacji w tym zakresie. Zabezpieczenie przed przetężeniem musi w każdym
przypadku być po stronie pierwotnej. Wykorzystanie tych transformatorów wymaga
wiedzy na temat ich funkcji, włączając punkty opisane poniżej.
Uwaga: W szczególnych przypadkach transformatorów izolujących bezpieczeństwa
NN/NN przy szczególnie niskim napięciu, między uzwojeniami głównym a wtórnym
jest często wymagana uziemiona metalowa osłona, zależnie od okoliczności, jak
zaleca norma europejska EN 60742.

3.1 Prąd rozruchowy transformatora
W momencie włączenia transformatora, występują wysokie wartości prądu
przejściowego (które zawierają znaczą składową DC) i muszą być one
uwzględnione w schematach ochrony (patrz Rys. N31).

I
t

I 1st peak
10 to 25 In
5s

In

20
ms

t

I

Ir
Im
WartośćRMS value of
skuteczna
(RMS) 1the 1st peak
szczytu

N24

Ii

Rys N31: Prąd rozruchowy transformatora

Rys N32: Charakterystyka aktywacji STR typu Compact NS
(elektroniczny)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

t

Wielkość prądu szczytowego zależy od:
b Wartości napięcia w chwili włączenia
b Wielkości i biegunowości strumienia szczątkowego istniejącego w rdzeniu
transformatora
b Charakterystyki odbiornika podłączonego do transformatora
Pojedynczy prąd szczytowy może osiągnąć wartość od 10 do 15 razy większą
od wartości skutecznych prądu przy pełnym obciążeniu, ale w przypadku małych
transformatorów ( & lt; 50 kVA) może osiągnąć wartości 20 do 25 razy większe od
znamionowego prądu pełnego obciążenia. Ten prąd przejściowy szybko się
zmniejsza, wraz ze stałą czasową rzędu kilku do kilkudziesięciu ms.

3.2 Zabezpieczenie obwodu zasilania transformatora
NN/NN
In

10In 14In

I

RMS value
Wartość skuteczna of
the 1st peak
(RMS) 1 szczytu

Rys N33: Charakterystyka aktywacji Acti 9, charakterystyka D

Urządzenie ochronne w obwodzie zasilania transformatora NN/NN musi zapobiegać
możliwości nieprawidłowej pracy ze względu na udar magnesujący prądu
rozruchowego wspomnianego wyżej. Konieczne jest więc użycie:
b Selektywnych (tzn. nieco opóźnionych czasowo) wyłączników typu Compact NSX
Micrologic (patrz Rys. N32) lub
b Wyłączników posiadających bardzo wysokie ustawienie aktywacji magnetycznej,
typu Compact NS lub Acti 9 o charakterystyce D (patrz Rys. N33)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Zabezpieczenie transformatorów
NN/NN

Przykład
3-fazowy obwód 400 V obwód zasila transformator 125 kVA 400/230 V (In = 180 A),
którego szczytowy prąd rozruchowy może osiągnąć 12 In, tzn. 12 x 180 = 2.160 A.
Ten prąd szczytowy odpowiada wartości skutecznej 1.530 A.
Kompaktowy wyłącznik NSX 250N z nastawą Ir 200 A i nastawą Im 8 x Ir byłby
odpowiednim urządzeniem ochronnym.
Konkretny przypadek: Ochrona przed przeciążeniem zainstalowana po stronie
wtórnej transformatora (patrz Rys. N34)
Zaletą zabezpieczenia przed przeciążeniem zlokalizowanego po stronie wtórnej
jest to, że zabezpieczenie zwarciowe po stronie pierwotnej można ustawić na
wysoką wartość lub też może być wykorzystywany wyłącznik typu MA (tylko
magnetyczny). Ustawienie zabezpieczenia zwarciowego po stronie pierwotnej musi
jednak być wystarczająco wrażliwe do zapewnienia aktywacji w przypadku zwarcia
występującego po stronie wtórnej transformatora.
Uwaga: Zabezpieczenie pierwotne jest czasami zapewniane przez bezpieczniki
typu aM. Ta praktyka ma dwie wady:
b Bezpieczniki muszą być ponadwymiarowe (co najmniej 4 razy nominalny prąd
znamionowy pełnego obciążenia transformatora)
b W celu zapewnienia urządzeń izolujących po stronie pierwotnej, z bezpiecznikami
musi być powiązany rozłącznik izolacyjny lub stycznik.

NSX250N
NS250N
Trip unit
Wyzwalacz
STR 22E
Micrologic
3 x 70 mm2
400/230 V
125 kVA

Rys 34 N: Przykład

3.3 Typowe charakterystyki elektryczne
transformatorów NN/NN 50 Hz
3-fazowa
wartość znamionowa
5 6.3 8
kVA
Straty jałowe (W)
100 110 130
Straty pełnym
250 320 390
obciążeniu (W)
Napięcie zwarciowe (%) 4.5 4.5 4.5

20

25

31.5

40

50

63

80

100

125

160

200

250

315

400

500

630

800

150 160 170 270 310 350 350 410 460 520 570 680 680 790 950 1160 1240 1485 1855 2160
500 600 840 800 1180 1240 1530 1650 2150 2540 3700 3700 5900 5900 6500 7400 9300 9400 11400 13400
5.5

5.5 5.5 5.5

5.5

5

5

4.5

5

5

5.5

4.5

5.5

5

5

8

10

12.5

16

20

25

31.5

40

50

63

80

100

125

115
530

120
635

140
730

150
865

175
1065

200
1200

215
1400

265
1900

305
2000

450
2450

450
3950

525
3950

5

5

4.5

4.5

4.5

4

4

5

5

4.5

5.5

5

6

5.5

5.5

635
4335

5

6

160

105
400

4.5

5

3.4 Zabezpieczenie transformatorów NN/NN
z wykorzystaniem wyłączników Schneider Electric
N25

Wyłącznik Acti 9
Moc znamionowa transformatora (kVA)
230/240 V 1-f 230/240 V 3-f
400/415 V 3-f

400/415 V 1-f
0.05
0.09
0.16
0.11
0.18
0.32
0.21
0.36
0.63
0.33
0.58
1.0
0.67
1.2
2.0
1.1
1.8
3.2
1.7
2.9
5.0
2.1
3.6
6.3
2.7
4.6
8.0
3.3
5.8
10
4.2
7.2
13
5.3
9.2
16
6.7
12
20
8.3
14
25
11
18
32
13
23
40

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Krzywa bezpiecznika
D lub K

Wielkość
(A)

iC60, NG125
iC60, NG125
iC60, NG125
iC60, NG125
iC60, NG125
iC60, C120, NG125
iC60, C120, NG125
iC60, C120, NG125
iC60, C120, NG125
iC60, C120, NG125
iC60, C120, NG125
iC60, C120, NG125
iC60, C120, NG125
C120, NG125
C120, NG125
C120, NG125

0.5
1
2
3
6
10
16
20
25
32
40
50
63
80
100
125

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

1-fazowa
wartość znamionowa kVA
Straty jałowe (W)
Straty przy pełnym
obciążeniu (W)
Napięcie zwarciowe
(%)

10 12.5 16

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

Wyłączniki Compact NS100…NS250 z wyzwalaczem TM-D
Moc znamionowa transformatora (kVA)
230/240 V 1-f 230/240 V 3-f
400/415 V 3-f

400/415 V 1-f
3
5…6
9…12
5
8…9
14…16
7…9
13…16
22…28
12…15
20…25
35…44
16…19
26…32
45…56
18…23
32…40
55…69
23…29
40…50
69…87
29…37
51…64
89…111
37…46
64…80
111…139

Wyłącznik

Wyzwalacz

NSX100N/H/L
NSX100N/H/L
NSX100N/H/L
NSX100N/H/L
NSX100N/H/L
NSX160N/H/L
NSX160N/H/L
NSX250N/H/L
NSX250N/H/L

TM16D
TM05D
TM40D
TM63D
TM80D
TM100D
TM125D
TM160D
TM200D

Wyłączniki Compact NS100…NS1600 i Masterpact z wyzwalaczem STR lub
Micrologic
Moc znamionowa transformatora (kVA)
Wyłącznik
Wyzwalacz
230/240 V 1-f 230/240 V 3-f
400/415 V 3-f

400/415 V 1-f
4…7
6…13
11…22
NSX100N/H/L
Micrologic 2.2 40
9…19
16…30
27…56
NSX100N/H/L
Micrologic 2.2 100
15…30
5…50
44…90
NSX160N/H/L
Micrologic 2.2 160
23…46
40…80
70…139
NSX250N/H/L
Micrologic 2.2 250
64…112
111…195
NSX400N/H
Micrologic 2.3E, 5.3E/53UE 400
37…65
37…55
64…95
111…166
NSX400L
Micrologic 2.3E, 5.3E/53UE 400
58…83
100…144
175…250
NSX630N/H/L
Micrologic 2.3E, 5.3E/53UE 630
58…150
100…250
175…436
NSX800N/H - NT08H1
Micrologic 5.0/6.0/7.0
74…184
107…319
222…554
NSX800N/H - NT08H1 - NW08N1/H1 Micrologic 5.0/6.0/7.0
159…398
277…693
NSX1000N/H - NT10H1 - NW10N1/H1 Micrologic 5.0/6.0/7.0
90…230
115…288
200…498
346…866
NSX1250N/H - NT12H1 - NW12N1/H1 Micrologic 5.0/6.0/7.0
147…368
256…640
443…1,108
NSX1600N/H - NT16H1 - NW16N1/H1 Micrologic 5.0/6.0/7.0
184…460
320…800
554…1,385
NW20N1/H1
Micrologic 5.0/6.0/7.0
230…575
400…1,000
690…1,730
NW25N2/H3
Micrologic 5.0/6.0/7.0
510…1,280
886…2,217
NW32N2/H3
Micrologic 5.0/6.0/7.0
294…736

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

N26

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Warunki
Ir maks.
0.8
0.8
0.8
0.8
0.7
0.6
0.6
1
1
1
1
1
1
1
1

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

4 Obwody oświetlenia

Oświetlenie stanowi 15% ilości energii elektrycznej zużywanej w przemyśle i 40%
w budynkach. Jakość oświetlenia (stabilność światła i ciągłość pracy) zależy więc
od jakości energii elektrycznej. Dostawa mocy elektrycznej do sieci oświetleniowych
ma zatem duże znaczenie.
Aby ułatwić ich projektowanie i uprościć dobór odpowiednich urządzeń
zabezpieczających, przedstawiono analizę różnych technologii lamp. Omówiono
unikalne cechy obwodów oświetleniowych i ich wpływ na urządzenia kontrolne
i zabezpieczające.
Podano zalecenia w odniesieniu do trudności w realizacji obwodu oświetleniowego.

4.1 Różne technologie lamp

b-

Lampy, zwane „indukcyjnymi” lub „bez elektrod”, działają na zasadzie jonizacji
gazu w rurze przez pole elektromagnetyczne o bardzo wysokiej częstotliwości (do 1
GHz). Ich trwałość może sięgać 100.000 godzin.

Rys. N35: Kompaktowe lampy fluorescencyjne [a]
standardowe, [b] indukcyjne

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

N27

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

a-

Sztuczne promieniowanie świetlne może być produkowane z energii elektrycznej
zgodnie z dwoma zasadami: żarową, luminescencyjną lub LED.
Żarowa to produkcja światła poprzez podniesienie temperatury. Najczęstszym
przykładem jest żarnik podgrzany do białości przez przepływ prądu elektrycznego.
Dostarczana energia jest przekształcana na ciepło przez efekt Joule’a, a także na
strumień świetlny.
Luminescencja to zjawisko emisji przez materiał widzialnego lub prawie
widzialnego promieniowania świetlnego. Gaz (lub opary) poddany wyładowaniu
elektrycznemu emituje promieniowanie świetlne (elektroluminescencja gazów).
Ponieważ gaz nie przewodzi w normalnej temperaturze i ciśnieniu, wyładowanie jest
wytwarzane przez generowanie naładowanych cząstek, które umożliwiają jonizację
gazu. Charakter, ciśnienie i temperatura gazu określają spektrum światła.
Fotoluminescencja to luminescencja materiału poddanego widzialnemu lub prawie
widzialnemu promieniowaniu (ultrafioletowemu, podczerwonemu).
Gdy substancja absorbuje promieniowanie ultrafioletowe i emituje widzialne
promieniowanie, które ustaje krótko po włączeniu, jest to fluorescencja.
Żarówki
Żarówki to najstarszy i najczęściej używany rodzaj źródeł światła.
Są one oparte na zasadzie żarnika żarzącego się w próżni lub w neutralnej
atmosferze, która uniemożliwia spalanie.
Rozróżnia się:
b Standardowe żarówki
Zawierają one wolframowy żarnik i są wypełnione gazem obojętnym (azotem
i argonem lub kryptonem).
b Żarówki halogenowe
One również zawierają wolframowy żarnik, ale są wypełnione związkiem
halogenowym oraz gazem obojętnym (krypton lub ksenon). Związek halogenowy
odpowiada za zjawisko regeneracji żarnika, które wydłuża okres użytkowania
lamp i pozwala uniknąć zaczernienia. Umożliwia także pracę żarnika w wyższej
temperaturze i tym samym uzyskanie większej jasności w mniejszych żarówkach.
Główną wadą żarówek jest znaczące rozpraszanie ciepła, co prowadzi do słabej
wydajności źródła.
Lampy fluorescencyjne
Ta rodzina obejmuje świetlówki i kompaktowe lampy fluorescencyjne. Ich
technologia jest z reguły zwana „niskoprężną rtęciową”.
W świetlówkach, wyładowanie elektryczne powoduje kolizję elektronów z jonami
oparów rtęci, co prowadzi do promieniowania ultrafioletowego z uwagi na
pobudzenie atomów rtęci. Materiał fluorescencyjny, który pokrywa wnętrze
świetlówek, przekształca wówczas to promieniowanie na światło widzialne.
Świetlówki fluorescencyjne rozpraszają mniej ciepła i mają dłuższy okres
użytkowania niż żarówki, ale wymagają urządzenia zapłonowego nazywanego
„zapłonnikiem” i urządzenia ograniczającego prąd w łuku po zapłonie. Urządzenie
to, zwane „statecznikiem”, to zwykle dławik umieszczony szeregowo z łukiem.
Kompaktowe lampy fluorescencyjne są oparte o tę samą zasadę co świetlówki.
Funkcje zapłonnika i statecznika są pełnione przez obwód elektroniczny
(zintegrowany w lampie), który pozwala wykorzystać mniejsze, gięte świetlówki.
Kompaktowe lampy fluorescencyjne (patrz Rys. N35) zostały opracowane
w celu zastąpienia żarówek: zapewniają one znaczące oszczędności energii
(15 W względem 75 W przy tym samym poziomie jasności) oraz dłuższy okres
użytkowania.

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

Lampy wyładowcze (patrz Rys. N36)
Światło jest generowane przez wyładowanie elektryczne powstające między
dwoma elektrodami w gazie w żarówce kwarcowej. Dlatego wszystkie te lampy
wymagają statecznika do ograniczenia prądu w łuku. Powstało wiele technologii
do różnych zastosowań. Niskoprężne lampy sodowe mają największą moc
świetlną, jednak zakres kolorów jest bardzo niewielki, ponieważ dają one jedynie
monochromatyczne pomarańczowe światło.
Wysokoprężne lampy sodowe dają białe światło z pomarańczowym odcieniem.
W wysokoprężnych lampach rtęciowych, wyładowanie jest generowane
w kwarcowej lub ceramicznej bańce pod wysokim ciśnieniem. Lampy te są zwane
„fluorescencyjnymi rtęciowymi lampami wyładowczymi”. Dają charakterystyczne
niebieskawe białe światło. Lampy metalohalogenowe to najnowsza technologia.
Zapewniają szeroki zakres kolorów. Wykorzystanie rurek ceramicznych zapewnia
lepszą wydajność świetlną i lepszą stabilność kolorów.
Diody emitujące światło (LED)
Zasada diod emitujących światło to emisja światła przez półprzewodnik, gdy
przepływa prze niego prąd elektryczny. Diody LED są często spotykane w licznych
zastosowaniach, ale ostatnio opracowane diody białe lub niebieskie o wysokiej
mocy świetlnej otwierają nowe perspektywy, zwłaszcza w sygnalizacji (światła
kontroli ruchu, znaki wyjścia lub oświetlenie awaryjne).
Diody LED to niskoprądowe urządzenia niskiego napięcia, więc są odpowiednie do
zasilania z akumulatora. Do zasilania z linii jest wymagany przekształtnik.
Zaletą diod LED jest niskie zużycie energii. W efekcie, działają w bardzo niskiej
temperaturze, zapewniając bardzo długą trwałość. Z drugiej strony, zwykła dioda
ma słabą intensywność światła. Dlatego instalacja oświetleniowa dużej mocy
wymaga podłączenia dużej liczby urządzeń szeregowo i równoległe.

Rys. N36: Lampy wyładowcze

N28

Technologia Zastosowania
Zalety
Wady
Standardowe - Zastosowanie domowe
-  ezpośrednie podłączenie bez
B
-  iska wydajność świetlna i
N
Technology
Application
Advantages
Disadvantages
żarowe
rozdzielnicy pośredniej
- Miejscowe ozdobne oświetlenie
duże zużycie energii elektrycznej
Standard
- Domestic use
- Direct connection without
- Low luminous efficiency and
- Rozsądna cena
- Znaczne rozpraszanie ciepła
incandescent
- Localized decorative
intermediate switchgear
high electricity consumption
-Reasonable purchase price
Kompaktowe

lighting
- - Krótka trwałość
Significant heat dissipation
Światło bezzwłoczne

--Compact size
- Short service life

--Instantaneous lighting
Dobre oddawanie barw

--Good color rendering
- Średnia wydajność świetlna
Halogenowe - Światło punktowe
Bezpośrednie podłączenie
żarowe
Halogen
- Spot lighting
--Direct connection
- Average luminous efficiency
- Intensywne światło
Wydajność bezzwłoczna
incandescent
- Intense lighting
--Instantaneous efficiency
Doskonałe oddawanie barw

--Excellent wydajność świetlna
N
Świetlówka
- Sklepy, biura, warsztaty
Wysoka color rendering
-  iska intensywność światła
Fluorescent tube Na - Shops, offices, workshops --High luminous efficiency
- Low light intensity of single unit
pojedynczej jednostki
zewnątrz
Średnie oddawanie barw

- Outdoors
- Average color rendering
- -  rażliweto extreme temperatuSensitive na skrajne temperatury
W
res
- Dobra wydajność świetlna
-  uży koszt początkowy w poD
Kompaktowa - Zastosowanie domowe
Compact
- Domestic use
--Good luminous efficiency
- High initial do żarówek
lampa fluore- - Biura
równaniu investment
Dobre oddawanie barw
fluorescent lamp Wymiana żarówek
- Offices
- Good color rendering
compared to incandescent lamps
scencyjna
Wysokopręż- - Warsztaty, sale, hangary
- Replacement of - Dobra wydajność świetlna
-  zas pomiędzy ponownymi
C
ne rtęciowe
incandescent lamps
uruchomieniami to kilka minut
- Hale fabryczne
- Dopuszczalne oddawanie barw
HP mercury vapor - Workshops, halls, hangars - Good luminous efficiency
- Lighting and relighting time
- Kompaktowe

- Factory floors
- Acceptable color rendering
of a few minutes
Długa trwałość

--Compact size

Wysokopręż- - Na zewnątrz
-Long service life -  zas pomiędzy ponownymi
Bardzo dobra wydajność
C

ne sodowe
świetlna
uruchomieniami to kilka minut
High-pressure - Duże hale
- Outdoors
- Very good luminous efficiency
- Lighting and relighting time
Niskoprężne - Na - Large halls - Dobra widoczność we mgle
zewnątrz
- a few minutes
sodium
of Długi czas zapalania (5 min.)
sodowe
Ekonomiczne
Low-pressure - Oświetlenie awaryjne
- Outdoors
--Good visibility in foggy weather - - Mierne oddawanie barw
Long lighting time (5 min.)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

sodium
MetalohaloMetal halide
genkowe


- Emergency lighting
- Duże powierzchnie
- Large areas
- HaleHalls with high ceilings
- o wysokich sufitach

- Economical to use
- Dobra wydajność świetlna
- Good luminous efficiency
Dobre oddawanie barw
--Good color rendering
Długa trwałość

--Long service life
S - Signaling (3-color traffic
 dporne to the number of
O
Dioda
-  ygnalizacja (3- kolorowa
LED LED
--Insensitivena szereg operacji
kontrola ruchu, signs and
przełączania

lights, “exit” napisy „wyjście” switching operations
i oświetlenie awaryjne)
Niskie zużycie energii

emergency lighting)
--Low energy consumption

--Low temperature
Niska temperatura
Technologia
Standardowa żarząca się
Halogenowe żarowe
Świetlówka
Kompaktowa lampa fluorescencyjna
Wysokoprężne rtęciowe
Wysokoprężne sodowe
Niskociśnieniowe sodowe
Metalohalogenkowe
LED

Moc (waty)
3 – 1,000
5 – 500
4 – 56
5 – 40
40 – 1,000
35 – 1,000
35 – 180
30 – 2,000
0.05 – 0.1

- Mediocre color rendering
-  zas zapalania i ponownego
C
- Lighting and relighting time
zapalania do kilku minut
of a few minutes

O
- -  graniczona liczba barw
Limited number of colors
S
- -  łaba jasność pojedynczej
Low brightness of single unit
jednostki

Wydajność (lumeny/waty)
10 – 15
15 – 25
50 – 100
50 – 80
25 – 55
40 – 140
100 – 185
50 – 115
10 – 30

Rys. N37: Zastosowanie i charakterystyka urządzeń oświetleniowych

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Trwałość (godziny)
1,000 – 2,000
2,000 – 4,000
7,500 – 24,000
10,000 – 20,000
16,000 – 24,000
16,000 – 24,000
14,000 – 18,000
6,000 – 20,000
40,000 – 100,000

4 Obwody oświetlenia

4.2 Charakterystyki elektryczne lamp
Żarówki z bezpośrednim zasilaniem
Ze względu na bardzo dużą temperaturę żarnika w czasie pracy (do 2.500 °C), jego
rezystancja jest silnie zróżnicowana, w zależności od tego, czy lampa jest włączona
czy wyłączona. Z uwagi na to, że oporność w niskiej temperaturze jest niska,
przy włączeniu występuje prąd szczytowy i może osiągnąć wartość 10 do 15 razy
większą od prądu nominalnego przez kilka lub nawet kilkanaście milisekund.
To ograniczenie wpływa zarówno na zwykłe lampy jak i lampy halogenowe: narzuca
to obniżenie maksymalnej liczby lamp, które mogą być zasilane przez urządzenia
takie jak przełączniki zdalnego sterowania, modułowe styczniki i przekaźniki szyny
zbiorczej.

Lampy halogenowe bardzo niskiego napięcia (BNN)

b Niektóre lampy halogenowe małej mocy są zasilane BNN (bardzo niskim
napięciem) 12 lub 24 V, poprzez transformator lub przekształtnik elektroniczny.
Przy transformatorze, zjawisko magnesowania łączy się ze zjawiskiem zmienności
oporności żarnika przy włączeniu. Prąd rozruchowy może osiągnąć wartość 50
do 75 razy większą od prądu nominalnego przez kilka milisekund. Zastosowanie
regulatorów oświetlenia umieszczonych w górze obwodu znacząco zmniejsza to
ograniczenie.
b Przekształtniki elektroniczne, o tej samej mocy znamionowej, są droższe niż
rozwiązania z transformatorem. Ta wada jest rekompensowana przez łatwiejszą
instalację, ponieważ ich słabe rozpraszanie ciepła oznacza, że mogą być
przymocowane na łatwopalnych wspornikach. Ponadto, zwykle mają wbudowane
zabezpieczenie termiczne.
Obecnie dostępne są nowe halogenowe lampy BNN z transformatorem
zintegrowanym w ich podstawie. Mogą być zasilane bezpośrednio z linii zasilającej
NN i mogą zastąpić zwykłe lampy bez żadnych specjalnych adaptacji.

Regulacja jasności lamp żarowych

a]
300
200
100
0

t (s)

-100

Może być dokonywana przez różnicowanie napięcia stosowanego w lampie.
Zmiana napięcia jest z reguły dokonywana za pomocą urządzenia takiego jak
regulator oświetlenia Triak, przez różnicowanie kąta zapłonu w okresie napięcia linii.
Kształt fali napięcia zastosowanego w lampie zilustrowano na Rys. N38a. Technika
ta zwana „cut-on control” jest odpowiednia do zasilania obwodów rezystancyjnych
lub indukcyjnych. Opracowano inną technikę odpowiednią do zasilania obwodów
pojemnościowych z użyciem podzespołów elektronicznych MOS lub IGBT. Ta
technika zmienia napięcie przez zablokowanie prądu przed końcem półokresu
(patrz Rys. N38b) i znana jest jako „cut-off control”.
Włączanie lampy stopniowo może także zredukować lub nawet wyeliminować prąd
szczytowy przy zapłonie.
Z uwagi na to, że prąd lampy jest zniekształcany przez przełączanie elektroniczne,
powstają prądy harmoniczne. Przeważa 3 harmoniczna, a jej zawartość
związana z maksymalnym prądem podstawowym (przy maksymalnej mocy) jest
przedstawiona na Rys. N39.
Należy zauważyć, że w praktyce moc stosowana w lampie może być zmieniana
przez regulator jasności tylko w zakresie pomiędzy 15 a 85% maksymalnej mocy
lampy.

N29

-200
-300

i3 (%)

0

0.01

0.02
50.0
45.0

300

40.0

200

35.0

100

30.0

0

t (s)

25.0
20.0

-100

15.0

-200

10.0

-300
0

0.01

5.0

0.02

0
Rys. N38: Kształt napięcia doprowadzanego przez regulator
oświetlenia przy 50% maksymalnego napięcia za pomocą
następujących technik:
a] “cut-on control”
b] “cut-off control”

Power (%)
Moc (%)
0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

Rys. N39: Procent 3 harmonicznej jako funkcja mocy doprowadzonej do lampy żarowej
z użyciem elektronicznego regulatora jasności

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b]

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

Według normy IEC 61000-3-2, ustalającej limity emisji harmonicznych dla systemów
elektrycznych lub elektronicznych o prądzie ≤ 16 A, mają zastosowanie następujące
uzgodnienia:
b Niezależne ściemniacze lamp żarowych o mocy znamionowej niższej lub równej
1 kW nie mają limitów
b W przeciwnym razie, lub w przypadku żarowego sprzętu oświetleniowego
z wbudowanym regulatorem oświetlenia lub regulatorem oświetlenia wbudowanym
w obudowę, maksymalny dopuszczalny prąd trzeciej harmonicznej jest równy 2.30 A

Lampy fluorescencyjne z magnetycznym statecznikiem
Świetlówki i lampy wyładowcze wymagają ograniczenia intensywności łuku i ta
funkcja jest pełniona przez dławik (lub statecznik magnetyczny) umieszczony
szeregowo z żarówką (patrz Rys. N40).
Takie rozmieszczenie zwykle stosowane jest w użytku domowym przy ograniczonej
liczbie świetlówek. Przełączniki nie mają żadnych szczególnych ograniczeń.
Przełączniki z regulatorem oświetlenia są niekompatybilne ze statecznikami
magnetycznymi: zanik napięcia przez ułamek okresu przerywa wyładowanie
i całkowicie gasi lampę.
Zapłonnik ma podwójną funkcję: podgrzewanie wstępne elektrod świetlówki,
a następnie generowanie przepięcia, by zapalić świetlówkę. To przepięcie jest
generowane przez otwarcie styku (kontrolowane przez przełącznik cieplny), co
przerywa prąd krążący w stateczniku magnetycznym.
Podczas działania zapłonnika (ok. 1 s), prąd pobierany przez oprawę oświetleniową
to w przybliżeniu dwukrotność prądu nominalnego.
Ponieważ prąd pobierany przez moduł świetlówki i statecznika jest zasadniczo
indukcyjny, współczynnik mocy jest bardzo niski (średnio między 0,4 a 0,5).
W instalacjach obejmujących dużą liczbę świetlówek, konieczne jest zapewnienie
kompensacji, by poprawić współczynnik mocy.
W przypadku dużych instalacji oświetleniowych, scentralizowana kompensacja
poprzez baterie kondensatorów jest możliwym rozwiązaniem, ale częściej
kompensacja ta jest ujęta na poziomie każdej oprawy oświetleniowej w wielu
różnych układach (patrz Rys. N41).

a]

a

Statecznik
Ballast

C

Lamp
Lampa

b]

Ballast
C Statecznik

a

c]

Statecznik
Ballast

C
Lamp
Lampa

Ballast
Statecznik

Lamp
Lampa
Lamp
Lampa

a

Układ  kompensacji

N30

Zastosowania

Uwagi

Bez kompensacji
Równoległe [a]

Dom
biura, warsztaty,
supermarkety

Pojedyncze połączenie
Ryzyko przetężeń urządzeń kontrolnych

Szeregowe [b]
Duo [c]

Dobór kondensatorów o wysokim
napięciu eksploatacyjnym (450 to 480 V)
Pozwala uniknąć migotania

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. N41: Różne układy kompensacji: a] równoległe; b] szeregowe; c] podwójne szeregowe
zwane także „duo” i ich obszary zastosowania

Kondensatory kompensacyjne są więc zwymiarowane tak, aby ogólny współczynnik
dostępnej mocy był większy niż 0,85. W najczęstszym przypadku kompensacji
równoległej, jej pojemność to średnio 1 µF przy 10 W mocy czynnej dla dowolnego
typu lampy. Jednakże kompensacja ta jest niekompatybilna z przełącznikami
z regulatorem oświetlenia.

Ograniczenia wpływające na kompensację

Rys. N40: Stateczniki magnetyczne

Układ kompensacji równoległej tworzy ograniczenia zapłonu lampy. Ponieważ
kondensator jest początkowo rozładowany, włączenie spowoduje przetężenie.
Pojawi się również przepięcie z powodu oscylacji w obwodzie złożone
z indukcyjności kondensatora i źródła zasilania.
Poniższy przykład może być wykorzystywany do określenia rzędów wielkości.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Lighting circuits
4 Obwody oświetlenia

Assuming an assembly of 50 fluorescent tubes of 36 W each:
c Total active power: świetlówek
Przyjmując moduł 50 1,800 W 36 W każda:
c Apparent moc czynna:
b Całkowita power: 2 kVA 1,800 W
b Moc pozorna: 2 kVAA
c Total rms current: 9
b Całkowity prąd skuteczny: 9 A 
c Peak current: 13 A
b Prąd szczytowy: 13 A
With:
Z:
c A total capacity: C = 175 µF
b A Całkowita pojemność: C = 175 µF
c A line inductance (corresponding prądowi zwarciowemu of 5 kA): L = 150 µH
b Indukcyjność linii (odpowiadającato a short-circuit current 5 kA): L = 150 µH
The maximum peak current at switch-on equals:
Maksymalny prąd szczytowy przy włączeniu wynosi:

175 x 10-6
C
= 230 2
= 350 A
L
150 x 10-6
Teoretyczny prąd szczytowy przy włączeniu może zatem osiągnąć 27-krotność
The theoretical peak current at switch-on can therefore reach 27 times the peak
prądu szczytowego w trakcie normalnego działania.
current during normal operation.
Kształt napięcia oraz prądu przy zapłonie podano na Rys. N42 dla przełącznika
The shape of the szczycie napięcia at ignition is given
zamykanego przyvoltage and currentzasilającego linii. in Figure M42 for switch
closing at the line supply voltage peak.
Dlatego istnieje ryzyko zgrzania styków mechanizmów urządzeń kontrolnych
There is therefore a risk of contact welding wyłącznik) lub zniszczenia
(przełącznik sterowania zdalnego, stycznik,in electromechanical control devices
(remote-control switch, contactor, circuit-breaker) or destruction of solid state
przełączników półprzewodnikowych.
switches with semi-conductors.
W rzeczywistości, ograniczenia są na ogół mniej ostre z uwagi na impedancję kabli.
Zapłon świetlówek w grupach implikuje jedno określone ograniczenie. Kiedy grupa

I c = Vmax

(V)

(V)
600
600
400
400
200
200
0

t (s)

0
-200

t (s)

-200
-400
-400
-600
0

0.02

0.04

0.06

0

-600

0.02

0.04

0.06

M31

(A)
300
(A)

300
200
200
100
100
0

t (s)

0
-100

t (s)

-100
-200

N31

-200
-300
-300

0

0.02

0.04

0
0.02
Fig. M42 : Power supply voltage at switch-on and inrush 0.04
current

0.06

0.06

Rys. N42: Napięcie zasilające przy włączaniu i prąd rozruchowy

Schneider Electric - Electrical installation guide 2005
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015
ChapM4.p65

31

19/12/05, 16:47

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

In reality, the constraints are usually less severe, due to the impedance of the cables.
Ignition of jest już włączona, groups implies one specific constraint. When a group
świetlówekfluorescent tubes inkondensatory kompensacyjne w tych świetlówkach,
of tubes is włączone, mają on, the compensation capacitors in these tubes drugiej
które są jużalready switched wkład w prąd rozruchowy w momencie zapłonuwhich
are already energized participate prąd inrush current at the moment of ignition
grupy świetlówek: „potęgują” onein the szczytowy w przełączniku kontrolnym of a
second group of tubes: they grupy.
w momencie zapłonu drugiej“amplify” the current peak in the control switch at the
moment of ignition of the second group.
Tabela na Rys. N43, wynikająca z pomiarów, określa natężenie prądu szczytowego

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

dla różnych wartości Isc potencjalnego prądu zwarciowego. Widać, że prąd
szczytowy może być pomnożony przez 2 lub 3, w zależności od liczby świetlówek
już działających w chwili podłączenia ostatniej grupy świetlówek.

Liczba świetlówek Liczba świetlówek Rozruchowy prąd szczytowy (A)
już działających połączonych
Isc = 1,500 A Isc = 3,000 A
0
14
233
250
14
14
558
556
28
14
608
607
42
14
618
616

Isc = 6,000 A
320
575
624
632

Rys. N43: Wielkość prądu szczytowego w przełączniku kontrolnym w momencie zapłonu drugiej
grupy świetlówek

Mimo to, zalecany jest sekwencyjny zapłon każdej grupy świetlówek w celu
zmniejszenia prądu szczytowego w głównym przełączniku.
Najnowsze stateczniki magnetyczne nazywane są „low-loss”. Obwód magnetyczny
został zoptymalizowany, ale zasada działania pozostaje taka sama. Ta nowa
generacja stateczników wchodzi do szerokiego zastosowania pod wpływem
nowych przepisów (Dyrektywa Europejska, Ustawa o polityce energetycznej - USA).
W tych warunkach wykorzystanie stateczników elektronicznych prawdopodobnie
się zwiększy, kosztem stateczników magnetycznych.

Lampy fluorescencyjne ze statecznikiem elektronicznym
Stateczniki elektroniczne stosuje się jako zastępstwo dla stateczników
magnetycznych do zasilania świetlówek (w tym kompaktowych lamp
fluorescencyjnych) i lamp wyładowczych. Pełnią także rolę „zapłonnika” i nie
potrzebują kompensacji.
Zasada statecznika elektronicznego (patrz Rys. N44) obejmuje zasilanie łuku
lampy poprzez urządzenie elektroniczne, które generuje prostokątne napięcie AC
o częstotliwości między 20 a 60 kHz.
Zasilanie łuku napięciem o wysokiej częstotliwości nie może całkowicie
wyeliminować zjawiska migotania i efektów stroboskopowych. Statecznik
elektroniczny jest całkowicie bezgłośny.
Podczas podgrzewania wstępnego lampy wyładowczej, ten statecznik zasila lampę
wzrastającym napięciem, doprowadzając prawie stały prąd. W stanie ustalonym,
reguluje napięcie stosowane w lampie niezależnie od wszelkich wachań napięcia
linii.
Ponieważ łuk jest zasilany w optymalnych warunkach napięcia, skutkuje to
oszczędnościami energii od 5 do 10% i wydłużeniem trwałości żywotności lampy.
Ponadto, wydajność statecznika elektronicznego może przekraczać 93%, podczas
gdy średnia wydajność urządzenia magnetycznego to tylko 85%.
Współczynnik mocy jest wysoki ( & gt; 0,9).
Statecznik elektroniczny jest także stosowany do zapewnienia funkcji regulacji
jasności światła. Przez zmianę częstotliwości faktycznie zmienia się natężenie prądu
w łuku i tym samym intensywność światła.
Prąd rozruchowy
Główne ograniczenie, które stateczniki elektroniczne wnoszą do zasilania liniowego
to wysoki prąd rozruchowy przy włączaniu powiązany ze wstępnym obciążeniem
kondensatorów wygładzających (patrz Rys. N45).

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

N32

Technologia
Prostownik z PFC
Prostownik z dławikiem
Statecznik magnetyczny

Rys. N44: Statecznik elektroniczny

Maks. prąd rozruchowy
30 do 100 In
10 do 30 In
y 13 In

Czas trwania
y 1 ms
y 5 ms
5 do 10 ms

Rys. N45: Rzędy wielkości maksymalnych wartości prądu rozruchowego, w zależności od
stosowanych technologii

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Obwody oświetlenia

Właściwie, z uwagi na impedancje oprzewodowania, prądy rozruchowe dla modułu
lamp są dużo niższe niż te wartości, rzędu 5 do 10 In przez mniej niż 5 ms.
W przeciwieństwie do stateczników magnetycznych, prądowi rozruchowemu nie
towarzyszy przepięcie.

Prądy harmoniczne
W przypadku stateczników związanych z lampami wyładowczymi dużej mocy,
prąd pobierany z zasilania liniowego ma małą zawartość harmonicznych ( & lt; 20%
w urządzeniach ogólnych i  & lt; 10% w najbardziej skomplikowanych). Natomiast,
urządzenia związane z lampami małej mocy, w szczególności kompaktowymi
lampami fluorescencyjnymi, pobierają bardzo zniekształcony prąd (patrz Rys. N46).
Całkowite zniekształcenie harmoniczne może sięgać 150%. W tych warunkach, prąd
skuteczny pobierany z zasilania liniowego jest równy 1,8 razy prąd odpowiadający
mocy czynnej lampy, która odpowiada współczynnikowi mocy 0,55.

(A)
0.6
0.4
0.2
0

t (s)

-0.2
-0.4
-0.6
0

0.02

Rys. N46: Kształt prądu pobieranego przez kompaktowe lampy fluorescencyjne

W celu zrównoważenia obciążenia pomiędzy poszczególnymi fazami, obwody
oświetleniowe są na ogół podłączone między fazami a zerem w sposób
zrównoważony. W tych warunkach, wysoki poziom trzeciej harmonicznej
i składowych harmonicznych, które są wielokrotnością 3, może spowodować
przeciążenie przewodu neutralnego. Najmniej korzystna sytuacja prowadzi do
prądu neutralnego, który może osiągnąć 3 krotność prądu w każdej fazie.
Limity emisji harmonicznych systemów elektrycznych lub elektronicznych są
ustalone w normie IEC 61000-3-2. Dla uproszczenia, poniżej przedstawione są limity
sprzętu oświetleniowego tylko dla r3 i 5 harmonicznej, które są najważniejsze (patrz
Rys. N47).

N33

Wejście czynne
moc & gt; 25W
%
podstawowego
30
10

Czynna moc wejściowa y 25W
zastosowanie ma jeden z 2 zestawów limitów:
% prądu
Prąd harmoniczny
podstawowego
względem mocy czynnej
86
3.4 mA/W
61
1.9 mA/W

Rys. N47: Maksymalny dopuszczalny prąd harmoniczny

Prądy upływowe
Stateczniki elektroniczne zwykle mają kondensatory umieszczone między
przewodami zasilania a uziemieniem. Te tłumiące zakłócenia kondensatory są
odpowiedzialne za obieg ciągłego prądu upływowego rzędu 0,5 do 1 mA na
statecznik. Dlatego skutkuje to limitem liczby stateczników, która może być zasilana
przez wyłącznik różnicowo - prądowy (RCD).
Przy włączaniu, wstępne obciążenie tych kondensatorów może także powodować
cyrkulację prądu szczytowego, którego wielkość może osiągnąć kilka amperów
przez 10 µs. Ten prąd szczytowy może powodować niepożądane wyzwolenie
nieodpowiednich urządzeń.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rząd
harmonicznych


3
5

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

Emisje wysokiej częstotliwości
Stateczniki elektroniczne są odpowiedzialne za promieniowane i przewodzone
emisje wysokiej częstotliwości.
Bardzo strome zbocza rosnące doprowadzone do przewodów wyjściowych
stateczników powodują błądzące impulsy elektryczne cyrkulujące do uziemienia.
W efekcie, prądy błądzące krążą w przewodzie uziemiającym i przewodach
zasilających. Z powodu dużej częstotliwości tych prądów, istnieje również
promieniowanie elektromagnetyczne. W celu ograniczenia tych emisji HF (wysokiej
częstotliwości), lampy należy umieścić w bezpośredniej bliskości statecznika, tym
samym zmniejszając długość najsilniej promieniujących przewodów.
Różne tryby zasilania (patrz Rys. N48)

Technologia
Tryb zasilania
Inne urządzenie
Standardowa żarząca się
Zasilanie bezpośrednie
Przełącznik
Halogenowe żarowe
ze ściemniaczem
BNN halogenowe żarnikowe Transformator
Przekształtnik

elektroniczny
Świetlówka
Magnetyczny statecznik
Statecznik

i zapłonnik
elektroniczny

Elektroniczny

regulator jasności
Kompaktowa lampa
Wbudowany statecznik
fluorescencyjna
elektroniczny
Lampa rtęciowa
Statecznik magnetyczny
Statecznik

elektroniczny
Wysokoprężne sodowe
Niskociśnieniowe sodowe
Metalohalogenkowe
Rys. N48: Różne tryby zasilania

4.3 Ograniczenia związane z urządzeniami
oświetleniowymi i zalecenia
Prąd faktycznie pobierany przez oprawy oświetleniowe

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

N34

Ryzyko
Ta charakterystyka powinna być zdefiniowana jako pierwsza podczas tworzenia
instalacji, w przeciwnym wypadku jest wysoce prawdopodobne, że urządzenia
zabezpieczenia przeciążeniowego będą samoczynnie się wyzwalać i światło może
często gasnąć.
Jest oczywiste, że ich ustalenie powinno uwzględniać zużycie wszystkich
komponentów, zwłaszcza w przypadku instalacji oświetlenia fluorescencyjnego,
ponieważ energia elektryczna zużywana przez stateczniki powinna być dodana do
energii świetlówek i żarówek.
Rozwiązanie
W przypadku oświetlenia żarnikowego należy pamiętać, że napięcie linii może być
wyższe niż 10% jego wartości nominalnej, co mogłoby spowodować zwiększenie
pobieranego prądu.
W przypadku oświetlenia fluorescencyjnego, o ile nie określono tego w inny sposób,
moc stateczników magnetycznych może być oceniona na 25% mocy żarówek.
W przypadku stateczników elektronicznych, moc jest niższa, rzędu 5 do 10%.
Progi urządzeń zabezpieczenia przetężeniowego powinny być więc wyliczone jako
funkcja mocy całkowitej i współczynnika mocy, obliczona dla każdego obwodu.

Przetężenia przy włączaniu
Ryzyko
Urządzenia używane do kontroli i zabezpieczenia obwodów oświetleniowych to
przekaźniki, triaki, przełączniki sterowania zdalnego, styczniki lub wyłączniki.
Główne ograniczenie mające zastosowanie do tych urządzeń to prąd szczytowy
przy włączaniu zasilania. Ten prąd szczytowy zależy od stosowanej technologii
lamp, ale również od charakterystyki instalacji (moc transformatora zasilania,
długość kabli, liczba lamp) oraz momentu włączenia zasilania w okresie napięcia
linii. Jednak wysoki prąd szczytowy może spowodować, że styki mechanizmowego
urządzenia kontrolnego zgrzeją się razem, lub urządzenie półprzewodnikowe
ulegnie zniszczeniu.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Obwody oświetlenia

Dwa rozwiązania
Z powodu prądu rozruchowego, większość zwykłych przekaźników są
niekompatybilne ze źródłem zasilania urządzenia oświetleniowego. Dlatego zwykle
zaleca się:
b Należy ograniczyć liczbę podłączonych lamp do pojedynczego urządzenia, aby
ich moc całkowita była poniżej maksymalnej dopuszczalnej mocy urządzenia
b Należy sprawdzić u wytwórcy, jakie limity operacyjne urządzenia sugerują.
Ten środek ostrożności jest szczególnie istotny podczas wymiany lamp
żarówkowych na kompaktowe lampy fluorescencyjne
Przykładowo, tabela na Rys. N49 wskazuje maksymalną liczbę kompensowanych
świetlówek, które mogą być kontrolowane przez różne urządzenia o klasyfikacji 16
A. Należy zauważyć, że liczba kontrolowanych świetlówek jest mniejsza niż liczba
odpowiadająca maksymalnej mocy urządzeń.

Wymagana moc
Liczba świetlówek Maksymalna liczba świetlówek, która może być
jednostkowa
odpowiadająca
kontrolowana przez
świetlówki (W)
mocy
Styczniki
Ekrany zdalnej Wyłączniki
16 A x 230 V
GC16 A
kontroli
C60-16 A

CT16 A
przełączników

TL16 A
18
204
15
50
112
36
102
15
25
56
58
63
10
16
34
Rys. N49: Liczba kontrolowanych świetlówek jest mniejsza niż liczba odpowiadająca
maksymalnej mocy urządzeń

Jednakże istnieje metoda ograniczania prądu szczytowego przy włączaniu
zasilania obwodów o charakterze pojemnościowym (stateczniki magnetyczne
z równoległą kompensacją i stateczniki elektroniczne). Metoda ta polega na tym,
aby włączenie następowało w momencie, gdy napięcie linii przechodzi przez zero.
Tylko przełączniki półprzewodnikowe mają taką opcję (patrz Rys. N50a). Metoda
ta okazała się szczególnie przydatna podczas projektowania nowych obwodów
oświetleniowych.
W ostatnim czasie, została opracowana technologia urządzeń hybrydowych, która
łączy przełącznik półprzewodnikowy (aktywacja przy przejściu napięcia przez zero)
oraz mechanizmowy stycznik zwierający przełącznik półprzewodnikowy (obniżenie
strat w półprzewodnikach) (patrz Rys. N50b).

N35

b

c

Rys. N50: „Standard” CT + stycznik [a], CT + stycznik z ręcznym obejściem, przyciskiem
wyboru trybu działania i lampką wskaźnikową przedstawiającą aktywny tryb pracy [b] i TL +
przełącznik kontroli zdalnej [c] (marki Schneider-Electric)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

a

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

Modułowe styczniki i przekaźniki impulsowe
nie wykorzystują tej samej technologii. Ich
wartości znamionowe są ustalane według
różnych norm. Przykładowo, w przypadku
określonej wartości znamionowej, przekaźnik
impulsowy jest bardziej efektywny niż stycznik
modułowy do kontroli opraw oświetleniowych
z dużym prądem rozruchowym lub o niskim
współczynniku mocy (niekompensowany
obwód indukcyjny).

Wybór wartości znamionowej przekaźnika zgodnie z typem lampy
b Rys. 51 pokazuje maksymalną liczbę opraw oświetleniowych dla każdego
przekaźnika, według typu, mocy i konfiguracji danej lampy. Przedstawiona jest
także całkowita dopuszczalna moc.
b Wartości te podano dla obwodu 230 V z 2 czynnymi przewodami (jednofazowy
lub dwufazowy). W przypadku obwodów 110 V, należy podzielić wartości w tabeli
przez 2.
b W celu uzyskania wartości równoważnych dla całego obwodu trójfazowego 230
V, należy pomnożyć liczbę lamp i całkowitą dopuszczalną moc:
v przez 3 (1,73) w przypadku obwodów bez punktu zerowego;
v przez 3 dla obwodów z punktem zerowym.
Uwaga: Najczęściej stosowane moce znamionowe lamp podano pogrubioną
czcionką.

Typ
lampy

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

N36

Moc jednostkowa
Maksymalna liczba opraw oświetleniowych dla obwodu jednofazowego i maksymalna moc
i pojemnościowa współczynnika
wyjściowa na obwód
mocy kondensatora korekcyjnego Przekaźnik impulsowy TL
Stycznik CT
16 A
32 A
16 A
25 A
40 A
63 A
Podstawowe lampy żarówkowe
Lampy halogenowe NN
Zamienne lampy rtęciowe (bez statecznika)
40 W
40
1500 W 106 4000 W 38
1550 W 57
2300 W 115 4600 W 172 6900 W
do
do
do
do
do
60 W
25
66
30
45
85
125 do
1600 W 53
4200 W 25
2000 W 38
5250 W 100 7500
75 W
20
2850 W 70
W
100 W
16
42
19
28
50
73
150 W
10
28
12
18
35
50
200 W
8
21
10
14
26
37
300 W
5
1500 W 13
4000 W 7
2100 W 10
3000 W 18
5500 W 25
7500 W
do
do
500 W
3
8
4
6
10
15
6000 W 8
8000
1000 W
1
4
2
3
6
W
1500 W
1
2
1
2
4
5
Lampy halogenowe BNN 12 lub 24 V
Z transformatorem
20 W
70
1350 W 180 3600 W 15
300 W 23
450 W
42
850 W
63
1250 W
ferromagnetycznym
do
do
do
do
do
do
50 W
28
74
10
15
27
42
1450 W 50
3750 W 8
600 W 12
900 W
1950 W 35
2850
75 W
19
23
W
100 W
14
37
6
8
18
27
Z transformatorem
20 W
60
1200 W 160 3200 W 62
1250 W 90
1850 W 182 3650 W 275 5500 W
elektronicznym
do
do
do
do
do
50 W
25
65
25
39
76
114 do
1400 W 44
3350 W 20
1600 W 28
2250 W 53
4200 W 78
6000
75 W
18
W
100 W
14
33
16
22
42
60
Świetlówki fluorescencyjne i statecznik ferromagnetyczny
1 świetlówka
15 W
83
1250 W 213 3200 W 22
330 W 30
450 W
70
1050 W 100 1500 W
do
do
do
do
bez kompensacji (1)
18 W
70
186 do
22
30
70
100 do
1300 W
3350 W
850 W
1200 W
2400 W
3850
20 W
62
160
22
30
70
100
W
36 W
35
93
20
28
60
90
40 W
31
81
20
28
60
90
58 W
21
55
13
17
35
56
65 W
20
50
13
17
35
56
80 W
16
41
10
15
30
48
115 W
11
29
7
10
20
32
15 W
5 µF
60
900 W
160 2400 W 15
200 W 20
300 W
40
600 W
60
900 W
1 świetlówka z równoległą
kompensacją (2)
do
do
do
do
18 W
5 µF
50
133
15
20
40
60
800 W 20
1200 W 40
2400 W 60
3500
20 W
5 µF
45
120
15
W
36 W
5 µF
25
66
15
20
40
60
40 W
5 µF
22
60
15
20
40
60
58 W
7 µF
16
42
10
15
30
43
65 W
7 µF
13
37
10
15
30
43
80 W
7 µF
11
30
10
15
30
43
115 W
16 µF
7
20
5
7
14
20
2 lub 4 świetlówki
2 x 18 W
56
2000 W 148 5300 W 30
1100 W 46
1650 W 80
2900 W 123 4450 W
z kompensacją szeregową
do
do
do
do
4 x 18 W
28
74
16
24
44
68
5900
1500 W
2400 W
3800 W
2 x 36 W
28
74
16
24
44
68
W
2 x 58 W
17
45
10
16
27
42
2 x 65 W
15
40
10
16
27
42
2 x 80 W
12
33
9
13
22
34
2 x 115 W
8
23
6
10
16
25
Świetlówki z elektronicznym statecznikiem
1 lub 2 świetlówki
18 W
80
1450 W 212 3800 W 74
1300 W 111 2000 W 222 4000 W 333 6000 W
do
do
do
36 W
40
106 do
38
58
117 do
176 do
1550 W 69
4000 W 25
1400 W 37
2200 W 74
4400 W 111 6600
58 W
26
2 x 18 W
40
106
36
55
111
166 W
2 x 36 W
20
53
20
30
60
90
2 x 58 W
13
34
12
19
38
57
Rys. N51: Maksymalna liczba opraw oświetleniowych dla każdego przekaźnika, według typu, mocy i konfiguracji danej lampy (Ciąg dalszy na odwrocie)
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Obwody oświetlenia

Typ
lampy

(1) Obwody z niekompensowanymi ferromagnetycznymi statecznikami zużywają dwa razy więcej prądu przy danej mocy wyjściowej lampy. Tłumaczy to niewielką
liczbę lamp w tej konfiguracji.
(2) Całkowita pojemność kondensatorów do korekcji współczynnika mocy podłączonych równolegle w obwodzie ogranicza liczbę lamp, które mogą być kontrolowane przez stycznik. Całkowita pojemność stycznika modułowego na końcu obwodu o wartości znamionowej 16, 25, 40 lub 63 A nie powinna przekraczać
odpowiednio 75, 100, 200 lub 300 µF. Należy uwzględnić te ograniczenia w celu wyliczenia maksymalnej dopuszczalnej liczby lamp, jeżeli wartości pojemności
różnią się od tych w tabeli.
(3) Wysokoprężne lampy rtęciowe bez zapłonnika, o mocy 125, 250 i 400 W, są stopniowo zastępowane przez wysokoprężne lampy sodowe z integralnym zapłonnikiem i odpowiedniej mocy 110, 220 i 350 W.
Rys. N51: Maksymalna liczba opraw oświetleniowych dla każdego przekaźnika, według typu, mocy i konfiguracji danej lampy (Koniec)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

N37

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Moc jednostkowa
Maksymalna liczba opraw oświetleniowych dla obwodu jednofazowego i maksymalna moc
i pojemnościowa współczynnika
wyjściowa na obwód
mocy kondensatora korekcyjnego Przekaźnik impulsowy TL
Stycznik CT
16 A
32 A
16 A
25 A
40 A
63 A
Kompaktowe lampy fluorescencyjne
Z zewnętrznym statecznikiem 5 W
240 1200 W 630 3150 W 210 1050 W 330 1650 W 670 3350 W nie przetestoelektronicznym
wane
7W
171 do
457 do
150 do
222 do
478 do
9W
138 1450 W 366 3800 W 122 1300 W 194 2000 W 383 4000 W
11 W
118
318
104
163
327
18 W
77
202
66
105
216
26 W
55
146
50
76
153
Z integralnym statecznikiem
5W
170 850 W
390 1950 W 160 800 W 230 1150 W 470 2350 W 710 3550 W
elektronicznym (zamiana na
7W
121 do
285 do
114 do
164 do
335 do
514 do
lampy żarówkowe)
900 W 133 1300 W 266 2600 W 411 3950
9W
100 1050 W 233 2400 W 94
11 W
86
200
78
109
222
340 W
18 W
55
127
48
69
138
213
26 W
40
92
34
50
100
151
Wysokoprężne lampy rtęciowe ze statecznikiem ferromagnetycznym bez zapłonnika Zamienne wysokoprężne lampy sodowe ze statecznikiem
ferromagnetycznym z integralnym zapłonnikiem (3)
Bez kompensacji (1)
50 W
nie przetestowane,
15
750 W 20
1000 W 34
1700 W 53
2650 W
rzadko stosowane
do
do
do
do
80 W
10
15
27
40
1000 W 10
1600 W 20
2800 W 28
4200
125 / 110 W (3)
8
W
250 / 220 W (3)
4
6
10
15
400 / 350 W (3)
2
4
6
10
700 W
1
2
4
6
Z równoległą kompensacją (2) 50 W
7 µF
10
500 W 15
750 W
28
1400 W 43
2150 W
do
do
do
do
80 W
8 µF
9
13
25
38
1400 W 10
1600 W 20
3500 W 30
5000
125 / 110 W (3)
10 µF
9
W
250 / 220 W (3)
18 µF
4
6
11
17
400 / 350 W (3)
25 µF
3
4
8
12
700 W
40 µF
2
2
5
7
1000 W
60 µF
0
1
3
5
Niskoprężne lampy sodowe ze statecznikiem ferromagnetycznym z zewnętrznym zapłonnikiem
Bez kompensacji (1)
35 W
nie przetestowane,
5
270 W 9
320 W
14
500 W
24
850 W
rzadko stosowane
do
do
do
do
55 W
5
9
14
24
360 W 6
720 W
1100 W 19
1800
90 W
3
9
W
135 W
2
4
6
10
180 W
2
4
6
10
20 µF
38
1350 W 102 3600 W 3
100 W 5
175 W
10
350 W
Z równoległą kompensacją (2) 35 W
15
550 W
do
do
do
do
55 W
20 µF
24
63
3
5
10
15
180 W 4
360 W
720 W
1100
90 W
26 µF
15
40
2
8
11
W
135 W
40 µF
10
26
1
2
5
7
180 W
45 µF
7
18
1
2
4
6
Wysokoprężne lampy sodowe
Lampy jodowe
Ze statecznikiem ferromagne- 35 W
nie przetestowane,
16
600 W 24
850 W
42
1450 W 64
2250 W
tycznym z zewnętrznym zapłon- 70 W
rzadko stosowane
do
do
do
8
12
20
32
nikiem, bez kompensacji (1)
1200 W 13
2000 W 18
3200
150 W
4
7
W
250 W
2
4
8
11
400 W
1
3
5
8
1000 W
0
1
2
3
Ze statecznikiem ferroma35 W
6 µF
34
1200 W 88
3100 W 12
450 W 18
650 W
31
1100 W 50
1750 W
gnetycznym z zewnętrznym
do
do
do
do
do
do
70 W
12 µF
17
45
6
9
16
25
zapłonnikiem i równoległą
1350 W 22
3400 W 4
1000 W 6
2000 W 10
4000 W 15
6000
150 W
20 µF
8
kompensacją (2)
W
250 W
32 µF
5
13
3
4
7
10
400 W
45 µF
3
8
2
3
5
7
1000 W
60 µF
1
3
1
2
3
5
2000 W
85 µF
0
1
0
1
2
3
38
1350 W 87
3100 W 24
850 W 38
1350 W 68
2400 W 102 3600 W
Z elektronicznym statecznikiem 35 W
do
do
do
do
do
do
70 W
29
77
18
29
51
76
2200 W 33
5000 W 9
1350 W 14
2200 W 26
4000 W 40
6000 W
150 W
14

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

Zabezpieczenie obwodów lamp: Maksymalna liczba lamp i klasyfikacja MCB
według typu lampy, mocy jednostkowej i charakterystyki aktywacji MCB
Podczas uruchamiania lamp wyładowczych (ze statecznikiem), prąd rozruchowy
pobierany przez każdą lampę może być rzędu:
b 25 x prąd rozruchowy obwodu przez pierwsze 3 ms
b 7 x prąd rozruchowy obwodu przez następne 2 s
W przypadku lamp fluorescencyjnych z elektronicznym statecznikiem kontrolnym
wysokiej częstotliwości, wartość znamionowa urządzeń ochronnych musi
odpowiadać prądowi rozruchowemu 25 x prąd rozruchowy przy 250 do 350 µs.
Niemniej jednak ze względu na rezystancję obwodu, całkowity prąd rozruchowy
obserwowany przez MCB jest niższy niż suma wszystkich prądów rozruchowych
poszczególnych lamp, jeśli są bezpośrednio przyłączone do MCB.
Tabele poniżej (patrz Rys. N52 do N58) biorą pod uwagę:
b Kable obwodów mają długość 20 metrów od tablicy rozdzielczej do pierwszej
lampy i 7 metrów pomiędzy poszczególnymi dodatkowymi oprawami.
b Klasyfikacja MCB jest podawana w celu ochrony obwodu lamp zgodnie
z przekrojem kabla oraz bez niepożądanej aktywacji przy uruchamianiu lampy.
b Krzywa wyzwalania MCB (C = ustawienie bezzwłocznego wyzwolenia 5 do 10 In,
D = ustawienie bezzwłocznego wyzwolenia 10 do 14 In).

Moc
lampy (W)
14/18
14 x2
14 x3
14 x4
18 x2
18 x4
21/24
21/24 x2
28
28 x2
35/36/39
35/36 x2
38/39 x2
40/42
40/42 x2
49/50
49/50 x2
54/55
54/55 x2
60

N38

1

2

3

4

5

6

7

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

15

16

17

18

19

20

6
6
6
6
6
10
6
6
6
6
6
6
10
6
10
6
10
6
16
6

6
6
6
6
6
10
6
6
6
6
6
10
10
6
10
6
10
6
16
6

6
6
6
10
6
10
6
6
6
6
6
10
10
6
10
6
16
6
16
10

6
6
10
10
6
10
6
6
6
10
6
10
10
6
10
6
16
6
16
10

6
6
10
10
6
10
6
6
6
10
6
10
10
6
10
6
16
10
16
10

6
6
10
10
6
10
6
6
6
10
6
10
10
6
16
6
16
10
16
10

15

16

17

18

19

20

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
10

Rys. N52: Świetlówki z elektronicznym statecznikiem - Vac = 230 V

Moc
lampy (W)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Liczba lamp na obwód
8
9
10
11
12
13
14
Klasyfikacja MCB Krzywa wyzwalania C i D
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
10
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
10
10
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
10
10
10
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
10
10
10
10
6
6
6
6
6
6
6
6
10
10
10
10
10
10
6
6
6
6
6
6
6

1

2

3

4

5

6

7

6
9
11
13
14
15
16
17
18
20
21
23
25

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

Liczba lamp na obwód
8
9
10
11
12
13
14
Klasyfikacja MCB Krzywa wyzwalania C i D
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

Rys. N53: Kompaktowe lampy fluorescencyjne - Vac = 230 V

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Obwody oświetlenia

Moc
lampy (W)

1

2

3

4

5

6

7

50
80
125
250
400
1000

6
6
6
6
6
16

6
6
6
10
16
32

6
6
6
10
20
40

6
6
10
16
25
50

6
6
10
16
25
50

6
6
10
16
32
50

6
6
10
16
32
50

50
80
125
250
400
1000

6
6
6
6
6
10

6
6
6
6
10
20

6
6
6
10
16
25

6
6
6
10
16
32

6
6
6
10
20
40

6
6
6
10
20
40

6
6
10
16
25
50

Liczba lamp na obwód
8
9
10
11
12
13
14
Klasyfikacja MCB Krzywa wyzwalania C i D
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
10
10
10
10
10
10
10
10
16
16
16
16
16
20
20
25
25
25
32
32
32
32
40
40
40
63
63
Klasyfikacja MCB Krzywa wyzwalania D
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
10
10
10
10
10
10
10
10
16
16
16
16
16
20
20
25
25
25
25
25
32
32
40
40
40
63
63
-

15

16

17

18

19

20

6
10
16
32
50
-

6
10
16
32
50
-

10
10
16
32
50
-

10
16
16
32
50
-

10
16
20
40
63
-

10
16
20
40
63
-

6
10
16
32
50
-

6
10
16
32
50
-

10
10
16
32
50
-

10
16
16
32
50
-

10
16
20
40
63
-

10
16
20
40
63
-

Fig. N54: Wysokoprężne lampy rtęciowe (z ferromagnetycznym statecznikiem i korektą PF)

1

2

3

Statecznik ferromagnetyczny
18
6
6
6
26
6
6
6
35/36
6
6
6
55
6
6
6
91
6
6
6
131
6
6
6
135
6
6
6
180
6
6
10
Statecznik elektroniczny
36
6
6
6
55
6
6
6
66
6
6
6
91
6
6
6
Statecznik ferromagnetyczny
18
6
6
6
26
6
6
6
35/36
6
6
6
55
6
6
6
91
6
6
6
131
6
6
6
135
6
6
6
180
6
6
6
Statecznik elektroniczny
36
6
6
6
55
6
6
6
66
6
6
6
91
6
6
6

4

5

6

7

Liczba lamp na obwód
8
9
10
11
12
13
Klasyfikacja MCB Krzywa wyzwalania C

14

15

16

17

18

19

20

6
6
6
6
6
10
10
10

6
6
6
6
6
10
10
10

6
6
6
6
6
10
10
10

6
6
6
6
6
10
10
10

6
6
6
6
6
10
10
10

6
6
6
10
10
16
16
20

6
6
6
10
10
16
16
20

6
6
6
10
10
16
16
20

6
6
6
10
16
16
16
25

6
6
6
10
16
16
20
25

6
6
6
10
16
16
20
25

6
6
6
10
16
20
20
25

6
6
6
6

6
6
6
6

6
6
6
10

6
6
6
10

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
10
10
10
10
10
10
Klasyfikacja MCB Krzywa wyzwalania D

6
6
6
10

6
6
6
10

6
6
6
10

6
6
6
16

6
6
10
16

6
6
10
16

6
6
10
16

6
6
6
6
6
6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
10

6
6
6
6
6
6
6
10

6
6
6
6
6
6
10
10

6
6
6
6
6
10
10
10

6
6
6
6
6
10
10
16

6
6
6
6
6
10
10
16

6
6
6
6
10
10
10
16

6
6
6
6
10
10
16
16

6
6
6
6
10
16
16
20

6
6
6
6
10
16
16
20

6
6
6
10
10
16
16
20

6
6
6
10
10
16
16
20

6
6
6
10
16
16
16
25

6
6
6
10
16
16
20
25

6
6
6
10
16
16
20
25

6
6
6
10
16
20
20
25

6
6
6
6

6
6
6
6

6
6
6
6

6
6
6
6

6
6
6
6

6
6
6
6

6
6
6
10

6
6
6
10

6
6
6
10

6
6
6
10

6
6
6
10

6
6
6
10

6
6
6
10

6
6
6
16

6
6
10
16

6
6
10
16

6
6
10
16

6
6
6
6
6
10
10
16

6
6
6
6
10
10
10
16

6
6
6
6
10
10
10
16

6
6
6
6
10
10
16
16

6
6
6
6
10
16
16
20

Rys. N55: Niskoprężna lampa sodowa (z korektą PF) - Vac = 230 V

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

N39

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Moc
lampy (W)

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

Moc
lampy (W)

1

2

3

Statecznik ferromagnetyczny
50
6
6
6
70
6
6
6
100
6
6
6
150
6
6
10
250
6
10
16
400
10
16
20
1000
16
32
40
Statecznik elektroniczny
35
6
6
6
50
6
6
6
100
6
6
6
Statecznik ferromagnetyczny
50
6
6
6
70
6
6
6
100
6
6
6
150
6
6
6
250
6
6
10
400
6
10
16
1000
10
20
32
Statecznik elektroniczny
35
6
6
6
50
6
6
6
100
6
6
6

4

5

6

7

Liczba lamp na obwód
8
9
10
11
12
13
Klasyfikacja MCB Krzywa wyzwalania C

14

15

16

17

18

19

20

6
6
6
10
16
25
50

6
6
6
10
16
32
50

6
6
6
10
20
32
50

6
6
6
10
20
32
50

6
6
6
10
20
32
63

6
10
16
16
25
40
-

6
10
16
16
32
50
-

6
10
16
20
32
50
-

10
10
16
20
32
50
-

10
16
16
20
32
50
-

10
16
16
25
40
63
-

10
16
16
25
40
63
-

6
6
6

6
6
6

6
6
6

6
6
6

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
10
10
10
10
10
Klasyfikacja MCB Krzywa wyzwalania D

6
10
10

6
10
16

6
10
16

6
10
16

6
10
16

6
10
16

6
10
16

6
6
6
6
10
16
32

6
6
6
6
16
20
40

6
6
6
10
16
20
40

6
6
6
10
16
25
50

6
6
6
10
16
25
63

6
6
10
10
16
25
63

6
6
10
16
20
32
-

6
10
10
16
20
32
-

6
10
10
16
25
40
-

6
10
10
16
25
40
-

6
10
16
16
25
40
-

6
10
16
16
32
50
-

6
10
16
20
32
50
-

10
10
16
20
32
50
-

10
16
16
20
32
50
-

10
16
16
25
40
63
-

10
16
16
25
40
63
-

6
6
6

6
6
6

6
6
6

6
6
6

6
6
6

6
6
10

6
6
10

6
6
10

6
6
10

6
6
10

6
10
10

6
10
16

6
10
16

6
10
16

6
10
16

6
10
16

6
10
16

6
6
10
6
20
32
63

6
6
10
16
20
32
-

6
10
10
16
20
32
-

6
10
10
16
25
40
-

6
10
10
16
25
40
-

Rys. N56: Wysokoprężna lampa sodowa (z korektą PF) - Vac = 230 V

Moc
lampy (W)

1

2

3

Statecznik ferromagnetyczny
35
6
6
6
70
6
6
6
150
6
6
10
250
6
10
16
400
6
16
20
1000
16
32
40
1800/2000
25
50
63
Statecznik elektroniczny
35
6
6
6
70
6
6
6
150
6
6
6

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

N40

Statecznik ferromagnetyczny
35
6
6
6
70
6
6
6
150
6
6
6
250
6
6
10
400
6
10
16
1000
16
20
32
1800
16
32
40
2000
20
32
40
Statecznik elektroniczny
35
6
6
6
70
6
6
6
150
6
6
6

4

5

6

7

Liczba lamp na obwód
8
9
10
11
12
13
Klasyfikacja MCB Krzywa wyzwalania C

14

15

16

17

18

19

20

6
6
10
16
25
50
63

6
6
10
16
25
50
63

6
6
10
20
32
50
-

6
6
10
20
32
50
-

6
6
10
20
32
63
-

6
10
16
25
40
63
-

6
10
16
32
50
63
-

6
10
20
32
50
63
-

6
10
20
32
50
63
-

6
16
20
32
50
63
-

6
16
25
40
63
63
-

6
16
25
40
63
63
-

6
6
10

6
6
10

6
6
10

6
6
10

6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
10
10
10
10
16
16
16
Klasyfikacja MCB Krzywa wyzwalania D

6
10
16

6
10
16

6
10
16

6
10
16

6
10
20

6
10
20

6
10
20

6
6
6
10
16
32
50
50

6
6
6
16
20
40
63
63

6
6
10
16
20
50
63
-

6
6
10
16
25
50
-

6
6
10
16
25
63
-

6
6
10
16
25
63
-

6
6
16
20
32
-

6
6
16
20
32
-

6
10
16
25
40
-

6
10
16
25
40
-

6
10
16
25
40
-

6
10
16
32
50
-

6
10
20
32
50
-

6
10
20
32
50
-

6
16
20
32
50
-

6
16
25
40
63
-

6
16
25
40
63
-

6
6
6

6
6
6

6
6
6

6
6
6

6
6
10

6
6
10

6
6
10

6
6
16

6
6
16

6
10
16

6
10
16

6
10
16

6
10
16

6
10
16

6
10
20

6
10
20

6
10
20

15

16

17

18

19

20

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

6
6
10
20
32
63
-

6
6
16
20
32
63
-

6
10
16
20
32
63
-

6
10
16
25
40
63
-

6
10
16
25
40
63
-

Rys. N57: Metalohalogenkowa (z korektą PF) - Vac = 230 V

Moc
lampy (W)

1

2

3

4

5

6

7

1800
2000

16
16

32
32

40
40

50
50

50
50

50
50

50
50

1800
2000

16
16

20
25

32
32

32
32

32
32

32
32

50
50

Liczba lamp na obwód
8
9
10
11
12
13
14
Klasyfikacja MCB Krzywa wyzwalania C
63
63
63
63
Klasyfikacja MCB Krzywa wyzwalania D
63
63
63
-

Rys. N58: Metalohalogenkowa (ze statecznikiem ferromagnetycznym i korektą PF) - Vac = 400 V

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Obwody oświetlenia

Przeciążenie przewodu neutralnego
Ryzyko
W instalacji obejmującej, na przykład, wiele fluorescencyjnych świetlówek
z elektronicznymi statecznikami między fazami a przewodem neutralnym, duża
zawartość 3 harmonicznej może spowodować przeciążenie przewodu neutralnego.
Rys. N59 przedstawia przegląd typowego poziomu H3 stworzonego przez
oświetlenie.
Typ lampy
Typowa moc
Lampa żarówkowa 100 W
z regulatorem jasności
Lampa halogenowa 25 W
BNN
Świetlówka
100 W


& lt; 25 W


& gt; 25 W
Lampa wyładowcza 100 W




Tryb ustawienia
Regulator jasności

Typowy poziom H3
5 to 45 %

Electroniczny
transformator BNN
Statecznik
magnetyczny
Statecznik
elektroniczny
+ PFC
Statecznik
magnetyczny
Statecznik
elektroniczny

5 %
10 %
85 %
30 %
10 %
30 %

Rys. N59: Przegląd typowego poziomu H3 stworzonego przez oświetlenie

Rozwiązanie
Po pierwsze, wykorzystanie przewodu neutralnego o małym przekroju poprzecznym
(połowa) powinno być zakazane, zgodnie z normą instalacyjną IEC 60364, sekcja
523–5–3.
Jeżeli chodzi o przetężeniowe urządzenia zabezpieczające, konieczne jest
zapewnienie
4-biegunowych wyłączników z zabezpieczonym punktem zerowym (z wyjątkiem
systemu TN-C, w przypadku którego PEN, połączony przewód neutralny oraz
ochronny, nie powinien być przycinany).
Ten rodzaj urządzenia może również być stosowany do wyłączania wszystkich
biegunów niezbędnych do zasilania opraw oświetleniowych przy napięciu
międzyfazowym w przypadku usterki.
Dlatego wyłącznik powinien przerywać fazę i obwód neutralny jednocześnie.

Prądy upływowe do uziemienia
Ryzyko
Podczas włączenia, pojemności uziemienia stateczników elektronicznych są
odpowiedzialne za przeciążenie, które z dużym prawdopodobieństwem spowoduje
przypadkowe wyzwolenie urządzeń bezpieczeństwa.
Dwa rozwiązania
W istniejącej instalacji zalecane a nawet konieczne jest wykorzystanie wyłączników
różnicowoprądowych zapewniających odporność na tego typu impuls (patrz Rys.
N60).
W przypadku nowej instalacji, dobrze jest zapewnić półprzewodnikowe lub
hybrydowe urządzenia kontrolne (styczniki i przełączniki zdalnego sterowania),
które ograniczają te prądy impulsowe (wyzwolenie przy przejściu napięcia przez
zero).

N41

Ryzyko
Jak zilustrowano we wcześniejszych sekcjach, włączenie obwodu oświetleniowego
wywoła stan przejściowy, który objawia się znacznym przetężeniem. Temu
przetężeniu towarzyszy silne zaburzenie napięcia na zaciskach odbiornika
podłączonego do tego obwodu. Te zaburzenia napięcia mogą być szkodliwe
dla prawidłowego działania wrażliwych odbiorników ( komputery, kontrolery
temperatury itd.)
Rozwiązanie
Zaleca się oddzielenie źródła zasilania tych wrażliwych odbiorników od źródła
zasilania obwodu oświetlenia.

Rys. N60: s.i. wyłączniki różnicowoprądowe odporne na prądy
impulsowe (marki Schneider-Electric)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Przepięcia

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

Czułość urządzeń oświetleniowych na zakłócenia napięcia linii
Krótkie zakłócenia
b Ryzyko
Lampy wyładowcze wymagają kilku minut na ponowne zapalenie po wyłączeniu
zasilania.
b Rozwiązanie
Należy zapewnić częściowe oświetlenie z natychmiastowym ponownym zapaleniem
(lampy żarówkowe lub świetlówki lub lampy z „gorącym późnym ponownym
zapłonem”), jeśli narzucają to wymagania bezpieczeństwa. Jego obwód zasilania
w zależności od obowiązujących przepisów, jest zwykle oddzielony od głównego
obwodu oświetleniowego.
Fluktuacje napięcia
b Ryzyko
Większość urządzeń oświetleniowych (z wyjątkiem lamp zasilanych przez
stateczniki elektroniczne) jest wrażliwa na szybkie wahania napięcia zasilania. Te
wahania powodują zjawisko migotania, które jest nieprzyjemne dla użytkowników
i może nawet powodować poważne problemy. Problemy te zależą zarówno od
częstotliwości zmian jak i ich wielkości.
Norma IEC 61000-2-2 („Poziomy kompatybilności przewodzonych zakłóceń
o niskiej częstotliwości”) określa maksymalne dopuszczalne wielkości zmian
napięcia jako funkcję liczby zmian na sekundę lub na minutę.
Te wahania napięcia są powodowane przede wszystkim przez zmienne odbiorniki
dużej mocy (piece łukowe, urządzenia spawalnicze, rozruszniki).
b Rozwiązanie
Do tłumienia wahań napięcia wykorzystywane są specjalne metody. Mimo to
zaleca się, jeżeli jest to możliwe, zasilanie obwodów oświetlenia poprzez oddzielne
źródło zasilania liniowego. Stosowanie stateczników elektronicznych jest coraz
powszechniejsze.

Postęp w dziedzinie sprzętu kontrolnego i ochronnego
Stosowanie regulatorów jasności jest coraz częstsze. Ograniczniki zapłonu są
więc mniejsze, a obniżenie wartości znamionowych wyposażenia kontrolnego
i ochronnego jest mniej istotne.
Wprowadzane są nowe urządzenia zabezpieczające dostosowane do ograniczeń
obwodów oświetleniowych, na przykład wyłączniki marki Schneider Electric
i modułowe wyłączniki różnicowoprądowe o specjalnej odporności, takie jak
wyłączniki iID typu s.i. i wyłączniki Vigi. Ponieważ sprzęt kontrolny i ochronny
wciąż się rozwija, niektóre urządzenia zapewniają zdalne sterowanie, całodobowe
zarządzanie, kontrolę oświetlenia, obniżone zużycie itp.

4.4 Oświetlenie obszarów publicznych
Oświetlenie zwykłe

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

N42

Przepisy dotyczące minimalnych wymogów odnośnie budynków publicznych
w większości krajów europejskich są następujące:
Instalacje, które oświetlają obszary dostępne publicznie, muszą być kontrolowane
i zabezpieczone niezależnie od instalacji zapewniających oświetlenie w innych
obszarach
Utrata zasilania końcowego obwodu oświetleniowego (tzn. przepalony bezpiecznik
lub wyzwolony CB (wyłącznik)) nie może skutkować całkowitą utratą oświetlenia
w obszarze, który jest w stanie pomieścić więcej niż 50 osób
Zabezpieczenie wyłącznikami różnicowoprądowymi (RCD) musi być rozdzielone
między kilka urządzeń (tzn. musi być zastosowane więcej niż jedno urządzenie)

Oświetlenie awaryjne oraz inne systemy
Mówiąc o oświetleniu awaryjnym, mamy na myśli oświetlenie pomocnicze, które jest
uruchamiane, gdy zawiedzie oświetlenie standardowe.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Obwody oświetlenia

Oświetlenie awaryjne jest podzielone następująco (EN-1838):
Oświetlenie bezpieczeństwa
Pochodzi od oświetlenia awaryjnego i ma na celu zapewnienie oświetlenia w celach
bezpiecznej ewakuacji z obszaru lub dla tych, którzy próbują dokończyć niebezpieczną
operację przed opuszczeniem obszaru. Ma na celu oświetlenie środków ewakuacji
i zapewnienie ciągłej widoczności, musi być możliwe do bezpiecznego wykorzystania, gdy
konieczne jest oświetlenie standardowe lub awaryjne.
Ponadto, oświetlenie bezpieczeństwa może być podzielone następująco:

Bezpieczne oświetlenie dróg
ewakuacyjnych
Pochodzi od oświetlenia bezpieczeństwa
i ma zagwarantować, że środki
ewakuacyjne są widoczne i stosowane
bezpiecznie, gdy obszar jest czynny.

Oświetlenie anty-napadowe w
większych obszarach
Wywodzi się od oświetlenia
bezpieczeństwa i jest przeznaczone
do stłumienia paniki i zapewnienia
oświetlenia koniecznego do umożliwienia
ludziom skorzystania z możliwej drogi
ewakuacyjnej.

Bezpieczne oświetlenie dróg ewakuacyjnych
Oświetlenie antypaniczne w większych obszarach. Pochodzi od oświetlenia
bezpieczeństwa i ma zagwarantować, że środki ewakuacyjne są widoczne
i stosowane bezpiecznie, gdy obszar jest czynny.
Wywodzi się od oświetlenia bezpieczeństwa i jest przeznaczone do stłumienia
paniki i zapewnienia oświetlenia koniecznego do umożliwienia ludziom skorzystania
z możliwej drogi ewakuacyjnej.
Oświetlenie awaryjne i znaki bezpieczeństwa dróg ewakuacyjnych. Oświetlenie
awaryjne i znaki bezpieczeństwa dróg ewakuacyjnych są bardzo ważne dla
wszystkich projektujących systemy alarmowe. Ich odpowiedni dobór pomaga
poprawić poziom bezpieczeństwa i pozwala na lepsze zarządzanie w sytuacjach
awaryjnych.
Norma EN 1838 („Zastosowania oświetlenia. Oświetlenie awaryjne”) przedstawia
pewne podstawowe koncepcje dotyczące oświetlenia awaryjnego dróg
ewakuacyjnych:
„Celem oświetlenia dróg ewakuacyjnych jest umożliwienie obecnym osobom
bezpiecznego wyjścia, zapewniając im wystarczającą widoczność i kierunki na
drodze ewakuacyjnej …”
Wspomniana powyżej koncepcja jest bardzo prosta:
Znaki bezpieczeństwa i oświetlenie drogi ewakuacyjnej to dwie różne sprawy.
b Wyraźne wskazanie
drogi ewakuacyjnej przy
użyciu wyraźnych znaków.

b Zapewnienie
wystarczającego oświetlenia
awaryjnego wzdłuż dróg
ewakuacyjnych, tak aby ludzie
mogli bezpiecznie znaleźć
wyjście.

N43

b Gwarancja, że alarmy
i sprzęt bezpieczeństwa
pożarowego po drodze są
łatwo rozpoznawalne.

Rys. N61: Główne funkcje systemu oświetlenia awaryjnego

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Główne funkcje systemu oświetlenia awaryjnego, gdy
oświetlenie standardowe zawiedzie, są następujące:

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

4 Obwody oświetlenia

Funkcje i eksploatacja opraw oświetleniowych
Specyfikacje produkcyjne objęte są normą EN 60598-2-22,
„Wymagania szczególne - Oprawy oświetleniowe dla oświetlenia awaryjnego”, które
muszą być czytane wraz z normą EN 60598-1 „Oprawy oświetleniowe - Część 1:
Wymagania ogólne i testy”.
Czas trwania
Podstawowym wymogiem jest ustalenie wymaganego czasu działania oświetlenia
awaryjnego. Ogólnie jest to 1 godzina, ale niektóre kraje mogą mieć inne
wymagania czasowe zgodnie z ustawowymi normami technicznymi.
Działanie
Rozróżniamy różne rodzaje oświetlenia awaryjnego:
b Bezobsługowe oprawy oświetleniowe
v Lampa włączy się tylko w przypadku usterki standardowego oświetlenia
v Podczas awarii, lampa będzie zasilana akumulatorem
v Akumulator będzie automatycznie ładowany, gdy zasilanie sieciowe zostanie
przywrócone
b Oprawy oświetleniowe wymagające obsługi
v Lampa może zostać włączona w trybie ciągłym
v Wymagany jest podłączony do sieci zasilacz, zwłaszcza do zasilania lampy, który
może być odłączony, gdy obszar nie jest czynny
v Podczas awarii, lampa będzie zasilana akumulatorem.

Projekt
Integracja oświetlenia awaryjnego z oświetleniem standardowym musi być ściśle
zgodna z normami instalacji elektrycznej w projekcie budynku lub danego miejsca.
Muszą być przestrzegane wszystkie przepisy i prawa w celu opracowania systemu
zgodnego z normą (patrz Rys. N61).
Główne funkcje systemu oświetlenia awaryjnego, gdy oświetlenie standardowe
zawiedzie, są następujące:
Zapewnienie wystarczającego oświetlenia awaryjnego wzdłuż dróg ewakuacyjnych,
tak aby ludzie mogli bezpiecznie znaleźć wyjście.
Wyraźne wskazanie drogi ewakuacyjnej przy użyciu wyraźnych znaków.
Gwarancja, że alarmy i sprzęt bezpieczeństwa pożarowego po drodze są łatwo
rozpoznawalne.

Normy europejskie
Projekt systemów oświetlenia awaryjnego jest regulowany przez szereg przepisów
ustawodawczych, które są aktualizowane i okresowo wdrażane przez nowe
dokumenty publikowane na żądanie władz, które zajmują się europejskimi
i międzynarodowymi normami i przepisami technicznymi.
Dodatkowo do norm technicznych, każdy kraj ma własne prawa i przepisy
regulujące poszczególne sektory. Zasadniczo opisują one miejsca, które powinny
być wyposażone w oświetlenie awaryjne oraz ich specyfikacje techniczne.
Zadaniem projektanta jest zagwarantowanie, że projekt jest zgodny z tymi normami.

N44

EN 1838
Bardzo istotnym dokumentem na poziomie europejskim w zakresie oświetlenia
awaryjnego jest norma EN 1838 „Zastosowania oświetlenia. Oświetlenie awaryjne”.
Norma ta przedstawia określone wymogi i ograniczenia w zakresie eksploatacji
i działania systemów oświetlenia awaryjnego.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Normy CEN i CENELEC
Dzięki normom CEN (Comité Européen de Normalisation) i CENELEC
(Comité Européen de Normalisation Electrotechnique), mamy znormalizowane
środowisko, co ma szczególne znaczenie dla techników i projektantów. Wiele sekcji
dotyczy sytuacji kryzysowych. Należy dokonać wstępnego rozróżnienia między
normami opraw oświetleniowych a normami instalacyjnymi.

EN 60598-2-22 i EN-60598-1
Oprawy oświetleniowe oświetlenia awaryjnego podlegają europejskiej normie
EN 60598-2-22 „Wymagania specjalne - Oprawy oświetleniowe oświetlenia
awaryjnego”, która jest tekstem (specyfikacji i analiz) łączącym Normę EN-60598-1,
Oprawy oświetleniowe - „Część 1: Wymagania ogólne i testy”.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Silniki asynchroniczne

Silniki asynchroniczne mają różne zastosowania. Poniżej podano kilka przykładów
napędzanych maszyn:
v pompy odśrodkowe,
v wentylatory i dmuchawy,
v kompresory,
v kruszarki,
v przenośniki,
v dźwigi i podnośniki,
v…
Rezultaty awarii silnika wynikającej z nieprawidłowego zabezpieczenia lub
niezdolności obwodu kontrolnego do zadziałania mogą obejmować następujące:
b W przypadku ludzi:
v Uduszenie w wyniku przerwy w wentylacji silnikowej
v Śmiertelne porażenie prądem z powodu awarii izolacji w silniku
v Wypadki z powodu nie zatrzymania silnika po awarii obwodu kontrolnego
b W przypadku napędzanej maszyny lub procesu:,
v Sprzęgła wałów, osie, pasy napędowe, … uszkodzone z powodu wstrzymania
wirnika
v Straty w produkcji
v Opóźniona produkcja
b W przypadku samego silnika:
v Uzwojenie silnika spalone z uwagi na zatrzymanie wirnika
v Koszt naprawy
v Koszt wymiany

Silnik asynchroniczny (tzn. indukcyjny) jest
wytrzymały i niezawodny i powszechnie
stosowany. 95% silników zainstalowanych
na całym świecie to silniki asynchroniczne.
Ochrona tych silników ma więc duże
znaczenie w wielu zastosowaniach.

t
I " " = 8 do 12 In
I = 8 to 12 In
Id = 5 do8 IIn
Id = 5 to 8 n
In = prąd znamionowy silnika
In = rated current of the motor

td
1 to 10s

20 to
30 ms

I
Is

I "

Rys. N62: Charakterystyka prądu rozruchu bezpośredniego
silnika indukcyjnego

5.1 Systemy kontroli silników
W poniższych tabelach, zestawiono różne rodzaje rozwiązań sterowania silnikiem.

Kontrola
prędkości

N45

Kontrola
momentu
obrotowego

Is / In

Ts / Tn

Rozruch bezpośredni

5-10

5-10

Nie

Nie

Gwiazda - ∆

2-3

1-2

Nie

Nie

Autotransformator

2-3

1-2

Nie

Nie

Urządzenie do
łagodnego rozruchu

3-5

1.5-2.5

Nie

Tak

Napęd o zmiennej
prędkości

1.5

1.5-2

Tak

Tak

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

In

Dlatego też bezpieczeństwo ludzi i mienia, jak również poziomy niezawodności
i dostępności, są wysoce zależne od doboru sprzętu ochronnego.
W kategoriach ekonomicznych, musi być uwzględniony ogólny koszt awarii. Koszt
ten wzrasta wraz z wielkością silnika oraz trudnościami w dostępie i wymianie.
Straty w produkcji są dodatkowymi i także ważnymi czynnikami.
Określone cechy pracy silnika wpływają na obwody źródła zasilania wymagane do
zadowalającego działania
Obwód zasilania silnika posiada określone ograniczenia zazwyczaj niewystępujące
w innych (wspólnych) obwodach dystrybucyjnych. Wynikają one ze szczególnych
właściwości silników bezpośrednio przyłączonych do linii, takich jak:
b Wysoki prąd rozruchu (patrz Rys. N62), który jest zazwyczaj składową bierną
i dlatego może być przyczyną istotnego spadku napięcia
b Liczba i częstotliwość operacji rozruchu są zazwyczaj duże
b Wysoki prąd rozruchu oznacza, że urządzenia zabezpieczające przed
przeciążeniem silnika muszą mieć cechy zapobiegające wyłączaniu podczas
uruchomienia.

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

Zalety

Wady

Rozruch bezpośredni

Obniżony koszt, wysoki
rozruchowy moment obrotowy

Wysoki prąd rozruchowy

Gwiazda - ∆

Obniżony prąd rozruchowy

Obniżony rozruchowy moment
obrotowy

Autotransformator

Obniżony prąd rozruchowy

Duży ciężar

Urządzenie do
łagodnego rozruchu

Obniżony prąd rozruchowy,
regulacja rozruchu i zatrzymywanie

Obniżony moment rozruchowy
obrotowy

Napęd o zmiennej
prędkości

Kontrolowana prędkość,
Oszczędność energii przy obniżonej prędkości

Wyższy koszt

Rys. N63a: Porównanie różnych rozwiązań sterowania silnikiem

5.2 Funkcje zabezpieczające silnik
Są to rozwiązania zastosowane w celu uniknięcia pracy silników w nieprawidłowych
warunkach, które mogą powodować negatywne zdarzenia, takie jak: przegrzanie,
przedwczesne zużycie, zniszczenie elektrycznych zwojnic, zniszczenie sprzęgieł lub
skrzyni biegów, …
Powszechnie zalecane są cztery poziomy zabezpieczeń: „Standardowa”,
„Zaawansowana”, „Zaawansowana Plus” i „Wysoka wydajność”, które mogą być
przyjęte w zależności od wyrafinowania i mocy napędzanego urządzenia.
v „Standardowe” funkcje zabezpieczenia mają zastosowanie dla każdego typu
silnika lub urządzenia,
v „Zaawansowane” funkcje zabezpieczenia stosuje się do bardziej wyrafinowanych
maszyn wymagających szczególnej uwagi,
v Funkcje zabezpieczające „Zaawansowane Plus” i „Wysoka wydajność”
są uzasadnione w przypadku silników dużej mocy i bardzo wymagających
zastosowaniach, bądź silników w krytycznym procesie albo za każdym razem, gdy
prąd uziemienia musi być mierzony z wysoką dokładnością (~ 0,01A).
Jak pokazano na poniższym rysunku: zabezpieczenia „Wysoka wydajność” są
oparte nie tylko na prądzie, ale również na napięciu

Ochrona

Standardowa Zaawansowana Zaawansowana plus

Zwarcie/Natychmiastowe przetężenie
Przeciążenie termiczne
Nierównowaga prądu fazowego
Straty prądu fazowego
Przetężenie (Natychmiastowe i zwłoczne)

N46

Prąd uziemienia /Natychmiastowe zwarcie
doziemne
Długi rozruch (zgaśniecie)/Niekompletna
sekwencja
Zablokowanie (zablokowany wirnik)
Niedomiar prądu
Odwrócenie prądu fazowego
Temperatura silnika (według czujników)
Szybka blokada cyklu/Zablokowanie
Odłączanie odbiorników

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Impulsowanie /Liczba uruchomień
Nierównowaga napięcia fazowego
Straty napięcia fazowego
Odwrócenie napięcia fazowego
Niedomiar napięcia
Przepięcie
Niedomiar mocy
Nadmiar mocy
Niedomiar współczynnika mocy
Nadmiar współczynnika mocy
Ponowne zamknięcie silnika
Rys. N64: Klasyfikacja funkcji bezpieczeństwa

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Wysoka wydajność

5 Silniki asynchroniczne

Oto lista funkcji zabezpieczeń silnika i wyników ich wyzwolenia.
Zwarcie: odłączenie w przypadku zwarcia na zaciskach silnika lub wewnątrz
uzwojeń silnika.
Przeciążenie termiczne: odłączenie silnika w przypadku ciągłej pracy z momentem
obrotowym przekraczającym wartość znamionową. Przeciążenie zostanie wykryte
przez pomiar nadmiernego prądu stojana lub przy użyciu sond PTC.
Asymetria prądów fazowych: odłączenie silnika w przypadku dużej nierównowagi
prądu, odpowiedzialne za zwiększone straty mocy i przegrzanie.
Strata prądu fazowego: odłączenie silnika, jeżeli prąd jednofazowy wynosi zero,
ponieważ oznacza to odłączenie kabla lub zerwanie połączenia.
Przetężenie: alarm lub odłączenie silnika w przypadku wysokiego prądu fazowego,
oznacza przekroczenie momentu obrotowego wału.
Zwarcie doziemne: odłączenie w przypadku usterki pomiędzy zaciskiem silnika
a uziemieniem.
Nawet jeśli prąd zakłóceniowy jest ograniczony, szybkie działanie może zapobiec
całkowitemu zniszczeniu silnika. Może być mierzony sumą 3 faz, jeżeli nie jest
wymagana wysoka dokładność (~ 30%). Jeżeli wymagana jest wysoka dokładność,
wówczas musi on być mierzony za pomocą uziemienia CT(dokładność 0,01A).
Długi rozruch (zgaśniecie): odłączenie w przypadku czasu rozruchu dłuższego
niż zwykle (z powodu problemu mechanicznego lub obniżenia napięcia) w celu
uniknięcia przegrzania silnika.
Zablokowanie: odłączenie w celu uniknięcia przegrzania i naprężeń
mechanicznych, jeśli silnik jest zablokowany podczas pracy z powodu przeciążenia.
Podprądowe: alarm lub odłączenie silnika w przypadku, gdy wykryta zostanie niska
wartość prądu, oznacza to stan bez obciążenia (np.: opróżnienie pompy, kawitacja,
uszkodzony wał, …)
Odwrócenie prądu fazowego: odłączenie, gdy zostanie wykryta nieprawidłowa
kolejność prądu fazowego
Temperatura silnika (według czujników): alarm lub odłączenie, w przypadku
wysokiej temperatury wykrytej przez sondy.
Szybka blokada cyklu: zapobiega łączeniu i unika przegrzania z powodu zbyt
częstego rozruchu.
Odłączanie odbiorników: odłączenie silnika, gdy zostanie wykryty spadek napięcia,
w celu zmniejszenia obciążenia źródła zasilania i powrotu do nominalnego napięcia.
Nierównowaga napięcia fazowego: odłączenie silnika w przypadku dużej
nierównowagi napięcia, odpowiedzialne za zwiększone straty mocy i przegrzanie.
Straty napięcia fazowego: odłączenie silnika w przypadku braku jednej fazy
napięcia zasilania. Jest to niezbędne do uniknięcia pracy silnika trójfazowego przy
jednej fazie, czego wynikiem może być obniżony moment obrotowy, zwiększony
prąd stojana i uniemożliwienie uruchomienia.
Odwrócenie napięcia fazowego: zapobiega połączeniu i unika odwróconej rotacji
silnika w przypadku niewłaściwego podłączenia kabli fazowych do zacisków silnika,
co może się zdarzyć na przykład podczas konserwacji.
Podnapięciowe: zapobiega połączeniu silnika lub odłączeniu silnika, ponieważ
obniżone napięcie może nie zapewnić prawidłowego funkcjonowania silnika.

N47

Przepięcie: zapobiega połączeniu silnika lub odłączeniu silnika, ponieważ
zwiększone napięcie może nie zapewnić prawidłowego funkcjonowania silnika.
Niedomiar mocy: alarm lub odłączenie silnika w przypadku mocy niższej niż
normalna, ponieważ sytuacja ta oznacza opróżnianie pompy (ryzyko zniszczenia
pompy) bądź uszkodzony wał.

Suchobieg silnika: może być wykorzystany do wykrywania niskiej mocy silników
o wysokim prądzie bez obciążenia.
Współczynnik nadmiaru mocy: może być wykorzystany do wykrywania końca fazy
uruchomienia.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Przeciążeniowe: alarm lub odłączenie silnika w przypadku mocy wyższej niż
normalna, ponieważ sytuacja ta oznacza przeciążenie maszyny.

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

Wynikiem nadmiernego przegrzewania jest obniżona wydajność izolacji materiałów,
co prowadzi do poważnego skrócenia czasu funkcjonowania silnika. Jest to
zilustrowane na Rys. N65 i uzasadnia znaczenie zabezpieczenia przeciążeniowego
lub cieplnego.

Okres
Lifetime
eksploatacji
100%

50%

25%
12,5%

Przegrzanie
Overheating
0 = 25°C
=
In

10 K
=
1,05 In

20 K
=
1,09 In

30 K
=
1,14 In

Rys. N65: Obniżony okres eksploatacji silnika w wyniku przegrzania

Przekaźniki nadmiarowe (cieplne lub elektroniczne) chronią silniki przed przeciążeniami,
ale muszą one umożliwić tymczasowe przeciążenie spowodowane przez rozruch silnika
i nie mogą wyzwolić się, chyba że czas uruchamiania jest zbyt długi.
W zależności od zastosowania, czas rozruchu silnika może wahać się od kilku
sekund (w przypadku uruchamiania bez obciążenia, niskiego oporowego momentu
obrotowego itd.) do kilkudziesięciu sekund (przy wysokim oporowym momencie
obrotowym, wysokiej bezwładności napędzanego odbiornika itd.). Dlatego
niezbędne jest zamontowanie przekaźników odpowiednich do czasu rozruchu.
Aby spełnić te wymagania, norma IEC 60947-4-1 określa kilka grup przekaźników
nadmiarowych, wraz z ich charakterystyką wyzwalania (patrz Rys. N65a).
Wartości znamionowe przekaźnika mogą zostać wybrane zgodnie z nominalnym
prądem silnika i wyliczonym czasem rozruchu.
Klasa wyzwalania 10 jest przystosowana do silników o standardowym obciążeniu.
Klasa wyzwalania 20 jest zalecana w przypadku silników o dużej przeciążalności
Klasa wyzwalania 30 jest niezbędna do silników o bardzo długim czasie rozruchu.

N48

t (S)

Klasa 30
Class 30

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

30
Klasa 20
Class 20
20
Class 10
Klasa 10
10

1,05

1,50

1,20
Rys. N65a: Krzywe wyzwalania przekaźników nadmiarowych

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

7,2

I/Ir

5 Silniki asynchroniczne

5.3 kontrolowanie silnika
Celem wykorzystania urządzeń pomiarowych jest zapewnienie ciągłego nadzoru
nad warunkami pracy silników. Zebrane dane mogą być bardzo przydatne
w poprawie wydajności energetycznej, wydłużeniu czasu funkcjonowania silników
lub planowaniu czynności konserwacyjnych.
Zwykle zalecane są cztery poziomy złożoności programu kontroli: „Standardowe”,
„Zaawansowane”, „Zaawansowane Plus” i „Wysoka wydajność”, które mogą
być użyte w zależności od złożoności i mocy napędzanej maszyny oraz stopnia
krytyczności procesu.
Pomiar

Standardowa

Zaawansowana

Zaawansowana Plus

Wysoka
wydajność

Prądy liniowe
Prąd uziemienia
Prąd średni
Nierównowaga prądu fazowego
Poziom pojemności cieplnej
Temperatura silnika (według czujników)
Częstotliwość
Napięcie międzyfazowe
Nierównowaga napięcia fazowego
Napięcie średnie
Moc czynna
Moc bierna
Współczynnik mocy
Energia czynna
Energia bierna
Rys. N65b: Klasyfikacja funkcji kontroli

Oto lista najbardziej przydatnych zmiennych, które mają być kontrolowane oraz
zalet zapewnionych przez pomiar.
Prądy: są bezpośrednio odpowiedzialne za ogrzewanie przewodów i tym samym za
możliwe zmniejszenie okresu eksploatacji. Są to najważniejsze zmienne do kontroli.
Pomiar prądu zapewnia również bezpośrednie wskazanie obciążenia silnika
i naprężenia przyłożonego do napędzanej maszyny.
Średni Prąd: wskazuje średnie obciążenie silnika, czy silnik jest dobrze
dostosowany do napędzanego silnika, czy nie.
Nierównowaga prądu fazowego: ponieważ nierównowaga odpowiada za
dodatkowe straty w silniku, nierównowaga prądu fazowego jest ważną zmienną do
kontroli.
Poziom pojemności cieplnej: znajomość pozostałej przeciążalności i marginesu
bezpieczeństwa.
Temperatura silnika (według czujników): znajomość rzeczywistych cieplnych
warunków eksploatacji, z uwzględnieniem obciążenia silnika, temperatury
otoczenia, wydajności wentylacji.
Napięcie międzyfazowe: zbyt wysokie lub zbyt niskie napięcia fazowe
odpowiadają za zwiększony prąd silnika przy danym obciążeniu. Kontrola napięcia
wskazuje zatem, czy silnik działa w normalnych warunkach, czy nie.
Nierównowaga napięcia fazowego: ponieważ nierównowaga odpowiada za
dodatkowe straty w silniku, nierównowaga napięcia fazowego jest ważną zmienną
do kontroli.
Moc czynna: wskazanie poziomu obciążenia przyłożonego do silnika.
Moc bierna: wskazanie mocy biernej, która może wymagać kompensacji poprzez
zastosowanie kondensatorów.
Współczynnik mocy: wskazanie poziomu obciążenia silnika. Jeżeli współczynnik
mocy wynosi & gt; 1: upomnij się o Nagrodę Nobla z fizyki.
Energia czynna: możliwość powiązania zużywanej energii z czasem działania lub
ilością towarów produkowanych przez napędzane maszyny.
Energia bierna: możliwość ustalenia konieczności zastosowania kondensatorów
w celu uniknięcia kar umownych.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. N65c: Przykład inteligentnego systemu zarządzania
silnika z zabezpieczeniem „Zaawansowane Plus” i „Wysoka
wydajność” oraz funkcjami kontroli (TeSys T Schneider
Electric)

N49

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

5.4 Konfiguracja rozrusznika silnika
Zwykle zalecane są różne konfiguracje rozdzielnicy i sterownicy.
Niektóre przykłady pokazano na Rys. N66.

Izolacja do konserwacji.
b Termiczno-magnetyczny
wyłącznik:
b Izolacja do konserwacji

Termiczno-magnetyczny wyłącznik:

Stycznik:
b Włączanie-wyłączanie.

Magnetyczny wyłącznik:
b Izolacja do konserwacji,
b Zabezpieczenie zwarciowe.

Stycznik:
b Włączanie-wyłączanie.

b Izolacja do konserwacji,

Stycznik:
b Włączanie - wyłączanie,
b Odłączenie w przypadku
awarii.

b Zabezpieczenie zwarciowe,
b Ochrona przed przeciążeniem

Napęd o zmiennej prędkości:
b uruchamianie stopniowe,
b zmienna kontrola prędkości,
b ochrona silnika,
b ochrona przed
przeciążeniem.

Zabezpieczenie zwarciowe:
b Ochrona przed przeciążeniem.

M

Silnik M

M
M

M

Silnik MM

M

M

Silnik

Rys. N66: Różne funkcje oraz ich kombinacje tworzące rozrusznik silnika

Na Rys. N67 wymieniono różne stosowane standardy.

Norma

Niskonapięciowa instalacja rozdzielcza i sterownicza - Zasady ogólne

IEC 60947-4-1

Styczniki i rozruszniki – Elektromechaniczne styczniki i rozruszniki

IEC 60947-4-2

Styczniki i rozruszniki - Półprzewodnikowe sterowniki i rozruszniki silników
AC

IEC 60947-6-2

Wyposażenie wielofunkcyjne - Przełączniki kontrolne i ochronne (CPS)
(lub sprzęt)

IEC 61800

N50

Tytuł

IEC 60947-1

Elektroenergetyczne systemy napędowe o regulowanej prędkości

Tab. N67: Używane normy

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

W IEC 60947-4-1, zdefiniowano różne kategorie wykorzystania styczników. Dobór
w odniesieniu do sterowania silnikiem asynchronicznym podano w Tab. N68.

Kategoria

Typowe zastosowania

AC-1

Odbiorniki nieindukcyjne lub lekko indukcyjne, piece oporowe

AC-2

Silniki pierścieniowe: uruchamianie, wyłączanie

AC-3

Silniki klatkowe: uruchamianie, wyłączanie silników podczas pracy

AC-4

Silniki klatkowe: uruchamianie, hamowanie(1), przesuwanie skokowe(2)

1) Hamowanie przeciwprądowe jest rozumiane jako zatrzymanie lub szybkie odwrócenie pracy silnika przez
odwrócenie pierwotnych połączeń silnika, podczas gdy silnik pracuje.
2) Przesuwanie skokowe (impulsowanie) jest rozumiane jako włączenie silnika raz lub wielokrotnie na krótko
w celu uzyskania małych ruchów napędzanego mechanizmu

Tab. N68: Różne kategorie styczników AC stosowane do sterowania silnikiem asynchronicznym

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Silniki asynchroniczne

5.5 Koordynacja zabezpieczenia
Koordynacja typu 1 i typu 2 są zdefiniowane w IEC 60947-4-1. Niektórzy producenci
proponują łączną koordynację.

Koordynacja

Wyniki zwarcia

Obszar zastosowania

Typ 1

Ani stycznik, ani rozrusznik nie spowodują zagrożenia dla ludzi i instalacji i nie mogą być dopuszczone
do dalszej pracy bez naprawy i wymiany części.

Zastosowanie ogólnego przeznaczenia.
Podstawowe maszyny.

Typ 2

Ani stycznik, ani rozrusznik nie spowodują zagrożenia dla ludzi lub instalacji i będą nadawać się
do dalszego użytkowania. Zaobserwowane ryzyko
zgrzania styków, w którym to przypadku producent
powinien wskazać środki, które mogą być podjęte
w zakresie konserwacji sprzętu.

Ciągłość pracy (całkowita
koordynacja)

Proces z ograniczeniami dostępności, np.: ciągły
proces, kluczowe maszyny przemysłowe.

Uszkodzenia lub błędne ustawienie nie są dopuszczalne. Musi być w stanie zrestartować się
niezwłocznie po naprawie usterki. Nie są wymagane
żadne specjalne środki ostrożności.

Rys. N69: Poziom dopuszczalnego zniszczenia zgodnie z typami koordynacji

5.6 Podstawowy schemat zabezpieczenia: wyłącznik
+ stycznik + przekaźnik cieplny
Kombinacja tych urządzeń ułatwia prace montażowe, jak również eksploatację
i konserwację, poprzez:
b obniżenie ilości prac konserwacyjnych: wyłącznik pozwala uniknąć konieczności
wymiany przepalonych bezpieczników i konieczności utrzymywania zapasów
(różnych rozmiarów i typów)
b Lepszą ciągłość pracy: instalacja może być ponownie zasilona natychmiast po
likwidacji usterki i po sprawdzeniu rozrusznika
b Dodatkowe urządzenia uzupełniające czasami wymagane w obwodzie silnika są
łatwe do zamontowania
b Aktywacja wszystkich trzech faz jest gwarantowana (tym samym unikając
możliwości „pojedynczego fazowania”)
b Możliwość przełączania prądu pełnego obciążenia (wyłącznikiem) w razie awarii
stycznika, np. zgrzania styków
b Blokowanie
b Różne zdalne wskazania
b Lepsze zabezpieczenie rozrusznika w przypadku przetężenia, a w szczególności
zwarcia impedancyjnego(2) odpowiadającego prądom do około 30 razy In silnika
(patrz Rys. N67)
b Możliwość dodania RCD:
v Zapobieganie pożarom (czułość 500 mA)
v Ochrona przed zniszczeniem silnika (zwarcie blach) przez wczesne wykrywanie
prądów zwarcia doziemnego (czułość 300 mA do 30 A).

(1) Kombinacja stycznika z przekaźnikiem cieplnym jest
powszechnie znana jako „discontactor”.
(2) W większości przypadków, krótkie awarie obwodu występują w silniku, tak więc prąd jest ograniczony przez kabel
i przewody rozrusznika i są nazywane zwarciami impedancyjnymi.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

N51

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Wśród wielu możliwych metod zabezpieczenia
silnika, powiązanie wyłącznika + stycznika
+ przekaźnika cieplnego(1) zapewnia wiele
korzyści

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

t
1.05 to 1.20 n
1.05 do1.20 IIn

Wyłącznik
Circuit
breaker
Przekaźnik
Magnetic
magnetyczny
relay

Charakterystyka
Operating curve
przekaźnika termicznego
of thermal relay

Koniec of
End
okresu urustart-up
chomienia
period

Stycznik
Contactor
Przekaźnik
Thermal
termiczny
relay

Cablewytrzymałości cieplnej kabli
Limit thermal withstand limit

1 do
to
10 s

Limit of thermal relay constraint termicznego
Limit ograniczenia przekaźnika
Zdolność wyłączania prądu zwarciowego
Short circuit current breaking capacity
kombinacji (CB + stycznik)
of the association (CB + contactor)
Charakterystyka wyzwalania
Operating curve of the
MA type circuit breaker
wyłącznika typu MA

Cable
Kabel
Silnik
Motor

20 do
to
30 ms

In

Is

I " magn.

I
Short circuit current breaking capacity
Zdolność wyłączania prądu zwarciowego
of the CB
CB (wyłącznika)

Rys. N70: Charakterystyka wyzwalania wyłącznika + stycznika + przekaźnika cieplnego

Kombinacja wyłącznik + stycznik + przekaźnik cieplny do kontroli i ochrony
obwodów silnika jest przeważnie przydatna, gdy:
b Zmniejszona jest konserwacja instalacji, jest tak zazwyczaj w przypadku
trzeciorzędnych oraz małych i średnich zakładów przemysłowych
b Specyfikacja zastosowania wymaga funkcji uzupełniających
b Istnieje operacyjny wymóg funkcji odłączania odbiornika w razie potrzeby
konserwacji.

5.7 Kontrola i ochrona aparatury sterowniczej (CPS)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

N52

CPS lub „kontrolery rozruszników” mają na celu kontrolowanie i jednocześnie
ochronę (przed przeciążeniem i zwarciami). Ponadto są zaprojektowane do
przeprowadzania operacji kontrolnych w razie zwarcia.
Mogą również zapewnić dodatkowe funkcje, takie jak izolacja, tym samym
całkowicie spełniając funkcję „rozrusznika silnika”. Są zgodne z normą IEC 609476-2, która określa przypisane wartości i kategorie wykorzystania CPS, podobnie
jak normy IEC 60947-1 i 60947-4-1.Funkcje realizowane przez CPS są połączone
i koordynowane w taki sposób, aby umożliwiały czas sprawności przy wszystkich
prądach aż do roboczej zdolności wyłączania zwarcia Ics CPS. CPS może, ale nie
musi składać się z jednego urządzenia, ale jego charakterystyki są przypisywane
jak dla pojedynczego urządzenia.
Ponadto gwarancja „całkowitej” koordynacji wszystkich funkcji zapewnia
użytkownikowi łatwy wybór optymalnego zabezpieczenia, którego zastosowanie
jest łatwe.
Chociaż CPS jest przedstawiany jako pojedyncze urządzenie, może zaoferować
modułowość identyczną lub większą niż rozrusznik silnika z trzema elementami.
Jest tak w przypadku Kontrolera rozrusznika Schneider Electric „TeSys U” (patrz
Rys. N71).

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Silniki asynchroniczne

Jednostki sterujące

Moduły funkcyjne
lub komunikacji

Rys. N71: Przykład modułowości CPS (kontroler rozrusznika TeSys U od Schneider Electric)

b Mocy: odwracania pracy, ogranicznika prądowego,
b Kontroli:
v Moduły funkcyjne, alarmy, kontrola obciążenia silnika, resetowanie automatyczne
itp.,
v Opcje komunikacji takie jak Modbus-RTU (czyli SL),, Profibus-DP DeviceNet,
,
CAN-Open, AS-I, etc,
v Moduły styków pomocniczych.

Dostępne funkcje

Standardowy

Zaawansowany

Wielofunkcyjny

Status rozrusznika (gotowy, działający, domyślny)
Środki kontroli uruchamiania i zatrzymywania
Alarm termiczny
Reset zdalny przez magistralę
Wskazanie obciążenia silnika

N53

Różnicowanie domyślne
Alarmy (przetężenia…)
Ustawianie parametrów i odniesienie do funkcji ochronnej
funkcja „Log file”
funkcja „Monitoring”
Informacje przekazywane przez magistralę i wykonywane funkcje

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. N72: Funkcje komunikacyjne TeSys U

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

5.8 Inteligentne centrum kontroli mocy i silnika
(iPMCC)
iPMCC to system integracji inteligentnych przekaźników ochronnych silnika (IMPR)
w wysoce niezawodnej rozdzielnicy tablicowej kontroli mocy i silnika. Możliwość
podłączenia do systemu nadzoru i kontroli jest zapewniona poprzez przemysłową
sieć komunikacyjną.
Rozwiązanie to jest w szczególności stosowane w dużych przemysłowych
zakładach i infrastrukturach z procesami ciągłymi lub hybrydowymi, ilekroć
priorytetem jest ciągłość pracy.
Inteligentny przekaźnik ochronny silnika (IMPR)
IMPR jest kluczowym komponentem iPMCC. Jest to urządzenie kontrolowane
mikroprocesorem. Monitorowanie i zabezpieczenie silnika jest wykonane w oparciu
o pomiary z czujników, takich jak przekładniki prądowe, przekładniki napięciowe
(wbudowane lub zewnętrzne), czujnik cieplny, detektor upływu doziemnego, …
Z tych pomiarów i ustawień, określa się stany awaryjne czy potencjalne zagrożenia
dla silników i operatorów.
Zgodnie z modelem ochrony silnika, IMPR może wykrywać wiele rodzajów
usterek. Jest to duża poprawa w porównaniu do zabezpieczenia przekaźnikiem
cieplnym. Ponadto IMPR może pełnić wiele funkcji uzupełniających: monitorowanie,
alarmowanie, rejestracja usterek, statystyka, komunikacja itd.

3

5

6

7

N54

2

1

4

1: Przekaźnik ochronny silnika TeSys T z wbudowanymi możliwościami
komunikacyjnymi. Zabezpieczenia są oparte na prądzie i temperaturze.
2: Moduł rozszerzenia TeSys T łączy pomiar napięcia i zabezpieczenia.
4: CT wbudowany w TeSys T może mierzyć upływowy prąd doziemny 20%-500%
FLC (prądu pełnego obciążenia). W celu uzyskania lepszej dokładności może być
wykorzystywany zewnętrzny CT (0,02-10A).
5, 6, 7: Różne rodzaje interfejsów człowiek maszyna (1-1, 1-8 i 1- Wiele).

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. N73: Przykład architektury kontroli i zabezpieczenia silnika

Centrum Sterowania Silnikiem
Centrum Sterowania Silnikiem (MCC) to elektryczna rozdzielnica tablicowa
grupująca wszystkie rozruszniki procesu tworząc scentralizowaną instalację.
Centralizacja zarządzania rozrusznikami silników jest wymagana w wielu branżach
przemysłowych i infrastrukturach w celu ułatwienia eksploatacji i konserwacji.
Wyjmowalne jednostki funkcjonalne MCC (FU), czyli szuflady, są wykorzystywane
w krytycznych zastosowaniach, gdyż są one rozwiązaniem wygodniejszym
w przypadku awarii. Wadliwy rozrusznik silnika może być szybko wymieniony, bez
wyłączania całej rozdzielnicy tablicowej.
Stałe lub odłączalne FU mogą być wykorzystywane w mniej krytycznych
zastosowaniach.
Zespoły typu MCC muszą być w pełni zgodne z normami IEC 61439-1 i 61439-2,
aby zagwarantować dostępność, bezpieczeństwo i niezawodność zastosowania.
W konfiguracji iPMCC, weryfikacja projektu, zwłaszcza test wzrostu temperatury
jest istotna, ponieważ IMPR (urządzenie elektroniczne) jest wrażliwe na ciepło.
Ponadto, MCC powinno zapewniać niezawodne i wiarygodne połączenie
z magistralą komunikacyjną. MCC różni się od uniwersalnej rozdzielnicy tym, że
uniwersalna rozdzielnica może być używana tylko do pomieszczenia grupy kilku
rozruszników silników. Ma ona niższe wymagania w stosunku do właściwości
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Silniki asynchroniczne

LTME

szuflada 3M
3M drawer

LTMR

szuflada 6M
6M drawer
Rys. N74: Przykład iPMCC: Rozdzielnica tablicowa Okken i szuflady od Schneider Electric

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

N55

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

elektrycznych i nie zapewnia przerwy pomiędzy rozrusznikami silników w różnych
jednostkach funkcjonalnych. Tym samym, w uniwersalnej rozdzielnicy będzie
niezbędne całkowite wyłączenie przed konserwacją lub jakąkolwiek rekonfiguracją
rozruszników.
W porównaniu do tradycyjnych rozwiązań, iPMCC oferuje duże zalety zarówno na
etapie projektu jak i realizacji oraz na etapie eksploatacji.
Propozycja dla wykonawców na etapie projektu:
b Poprawia efektywność projektu
v Mniejszy nakład prac inżynierskich, ponieważ rozruszniki są bardziej
znormalizowane w większym zakresie wartości znamionowych,
v Szybsze układanie przewodów na miejscu dzięki zastosowaniu zakładowej szyny
zbiorczej,
v Redukcja czasu konfiguracji dzięki zdalnej parametryzacji urządzeń sterowniczych
silnika.
b Skraca czas rozruchu
v Umożliwiając lepsze zrozumienie reakcji procesowych dzięki szczegółowej
diagnostyce i statystyce,
v Umożliwiając szybsze usuwanie błędów i ich śledzenie,
v Pomoc w usuwaniu problemów z uruchomieniem procesu
v Umożliwiając oszczędności czasu dzięki wstępnie zatwierdzonym rozwiązaniom
(architektury odniesienia).
Propozycja wartości dla użytkowników końcowych na etapie eksploatacji:
b Ulepszona ciągłość pracy
v Większa dostępność procesu dzięki lepszej OCHRONIE silników i odbiorników,
- Zastosowanie dokładniejszych czujników,
- Zastosowanie dokładniejszych modeli zabezpieczenia silnika.
b Krótszy przedwczesny CZAS PRZESTOJU
v Alarmy niejednokrotnie dają czas na usunięcie problemu zanim wystąpi
wyłączenie,
v Warunki wyłączenia zostały szczegółowo podane, aby ułatwić operacje naprawcze,
v Statystyka może być wykorzystana do ciągłego doskonalenia,
v Rejestracja wszystkich zmian parametrów zabezpieczenia.
b Mniejsze koszty operacyjne
v Obniżone koszty ENERGII,
- Obniżone zużycie energii,
- Zoptymalizowane zużycie energii, analiza porównawcza, przydział kosztów.
b Mniejsze koszty KONSERWACJI
v Krótszy czas przestoju,
v Szybsze rozwiązywanie problemów,
v Mniejszy zapas części zamiennych,
v Strategia konserwacji zapobiegawczej.
b Mniejsze koszty i krótszy czas ROZWOJU
v Uproszczony projekt techniczny
v Oprzewodowanie niewymagane,
v Uproszczona regulacja,
v Łatwiejsza regulacja i odbiór procesu.
v Zmniejszone koszty rozwoju i czas
v Uproszczona technika
v Nie jest potrzebne okablowanie
v Uproszczona struktura
v łatwiejszy proces strojenia i uruchomienia

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

Kompletny iPMCC łączy wiedzę i doświadczenie w dziedzinie dystrybucji
elektryczności, zabezpieczania i sterowania silnikami, automatyzacji i instalacji.
Dlatego też tego rodzaju rozwiązanie może zaproponować tylko kilka firm
wiodących w dziedzinie dystrybucji elektryczności i automatyki.

5.9 Komunikacja
W zastosowaniach iPMCC obsługiwane są duże ilości danych. Zastosowanie
iPMCC na ogół obejmuje 50 do 1000 rozruszników silników. W celach
nadzorowania systemu, konieczne jest przesyłanie informacji o silniku, takich
jak status silnika, wartość prądu, alarm itp. Tradycyjne połączenie przewodowe
nie jest wydajne ani opłacalne, gdy przesyłana jest znaczna ilość danych. Dziś,
komunikacja poprzez sieć jest preferowanym sposobem.
Komunikacja wymaga wspólnego języka, którym jest protokół komunikacji.
Poniższy wykres pokazuje protokoły najczęściej stosowane na różnych poziomach
przemysłowych sieci komunikacyjnych. W chwili obecnej, najpopularniejsze
protokoły magistrali to Ethernet TCP/IP Modbus-RTU, Profibus-DP i DeviceNet.
,

Profibus-DP

DeviceNet

Profibus-PA

ASI

Magistrala
Sensor bus
z czujnikami

CANopen

Magistrala
z urządzeniami
Device bus

Modbus-RTU

Sieć kontrolna
Control network

Ethernet

Sieć informacyjna
Information network

Rys. N75: Różne protokoły komunikacyjne

Modbus
Modbus to struktura obsługi wiadomości wprowadzona przez Modicon w 1979.
Modbus to protokół poziomu aplikacji oparty na modelu OSI. Jest niezależny od
warstwy fizycznej.

WARSTWA APLIKACJI MODBUS
MODBUS APPLICATION LAYER

N56

Modbus on TCP
Modbus w TCP

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

TCP

IP

Modbus+ / HDLC

Inne
Other

Rys. N76: Architektura Modbus

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Silniki asynchroniczne

Modbus-RTU (czyli SL - łącze szeregowe)
Modbus można zaimplementować na łączach RS232, RS442 lub RS485, a także
innych nośnikach takich jak Ethernet. Modbus RS485 był najpopularniejszym
protokołem na świecie. Wspiera prędkość komunikacji do 115kbps, ale większość
urządzeń wspiera tylko komunikację do 19,2 kbps.
Modbus RS485 ma niskie koszty implementacji komunikacji i ma największą bazę
instalacji i sieć dostawców. Słabym punktem Modbus jest prędkość transmisji
(gdyż jest ograniczona przez prędkość łącza szeregowego) i stosunkowo mała
liczba urządzeń, które można podłączyć do jednej sieci. Niemniej jednak, ModbusRTU jest wciąż ekonomicznym i uzasadnionym wyborem w większości systemów
zabezpieczenia silnika.
Modbus opiera się na koncepcji Master/Slave. Jedno urządzenie jest nadrzędne i wysyła
żądania odczytu lub zapisu danych do każdego podporządkowanego urządzenia po
kolei. Urządzenia podporządkowane odpowiadają na żądania urządzenia nadrzędnego.
Nawet jeżeli do jednego łącza szeregowego może być podłączonych wiele urządzeń,
tylko jedno urządzenie może wysyłać dane w danym momencie.
Komunikacja może być
Communication may
zainicjowana wyłącznie
only be initialized by
przez urządzenie nadrzędne
the Master

Master
Żądanie
Request
Odpowiedź
Response

do 247 slave
1 to 247 slaves

Rys. N77: Architektura Modbus-RTU

Modbus/TCP
Modbus/TCP to doskonały wybór w przypadku zastosowań w dużych obiektach.
Modbus/TCP wykorzystuje 100 Mbps Ethernet w warstwach fizycznych w celu
wsparcia struktury obsługi wiadomości Modbus. Oferuje bardzo szybką prędkość
i dużą liczbę urządzeń w jednej sieci; łatwiej zintegrować MCC w Sieci Lokalnej
(LAN) firmy, więc jest wybierany przez coraz więcej klientów.
W przeciwieństwie do Modbus-RTU, Modbus/TCP działa według koncepcji Klient/
Serwer:
b Klient inicjuje żądanie a serwer odpowiada,
b Każde urządzenie może być klientem lub serwerem,
b Wiele urządzeń jest zarówno klientem jak i serwerem jednocześnie,
b Sieć może składać się z wielu klientów.

N57

Klient
Client

Serwer
Server

Function code
Kod funkcji

Initiate żądania
Inicjacjarequest

Perform the działania inicjuje odpowiedź
Wykonanie action initiate the response
Kod funkcji
Function code

Receive odpowiedzi
Odbiór the response

Rys. N77a: Architektura Modbus/TCP

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Dane wysłane
Data response
w odpowiedzi

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Żądanie danych
Data request

N - Charakterystyka poszczególnych źródeł i odbiorników

Wielu klientów może wysyłać żądania jednocześnie i wiele serwerów może
jednocześnie odpowiadać:
b Klient może wysyłać dane jednocześnie do wielu serwerów,
b Serwer może odpowiadać wielu klientom jednocześnie,
b Przełączniki Ethernet dbają o dostarczenie pakietu do wszystkich urządzeń w tym
samym czasie.

Rys. N78: Typowa architektura komunikacji

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

N58

Różnice pomiędzy Modbus/TCP a Modbus-RTU:
b Urządzenia mogą być klientem i serwerem jednocześnie.
b Każdy może wysyłać dane w tym samym czasie: wiele urządzeń może
zainicjować wymianę danych, nie tylko jedno. Poprawia czas reakcji systemu przez
komunikację równoległą.
b Można przesłać wiele wniosków z jednego urządzenia do innego bez czekania
aż pierwsze żądanie dostanie odpowiedź. Do ramki Modbus dodawany jest
nowy element danych o nazwie identyfikator Transakcji Modbus, aby umożliwić
dopasowanie odpowiedzi do określonego żądania.
b Prędkość transmisji jest znacznie zwiększona: 10Mb, 100Mb, 1Gb itp.
b Media transmisyjne są znacznie elastyczniejsze i koszty są niższe: światłowód,
radio itp.
b Liczba węzłów w pojedynczej sieci jest niemal nieograniczona: Maksymalna
zalecana liczba to około 200, ale można wykorzystać routery do połączenia kilku
sieci.
b Bramki/Serwery proxy umożliwiają przejrzystą komunikację pomiędzy
urządzeniami Ethernet Modbus/
TCP a urządzeniami Modbus-RTU.
Skanowanie I/O Modbus
Skanowanie I/O Modbus jest funkcją w sterownikach programowalnych (PLC) firmy
Schneider Electric, która umożliwia łatwe operacje Modbus z prostym ekranem
konfiguracji. Trzeba tylko ustawić adres, uzyskać czas i dane do odczytu i/lub
zapisu.
Po konfiguracji, system komunikacyjny automatycznie obsługuje wszystkie wymiany
Modbus ze skanowanymi urządzeniami.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Silniki asynchroniczne

I/O scanning
Skanowanie I/O
Read and write i zapisu
Modbus odczytuMODBUS

Scanned
devices
Zeskanowane urządzenia

I/O scanner manager
Manager skanera I/O

Gateway
Brama

IN

Sends
Wysyła
request
żądanie
Aplikacjaapplication
Device urządzenia
Wysyła
Sends response
odpowiedź

I/O data
Dane I/O

Rys. N79: Architektura skanowania I/O

Profibus
Profibus (PROcess Filed BUS) to protokół wprowadzony przez grupę roboczą
Fieldbus w 1987. Jest wspierany przez PI (Profibus & Profinet International).
Profibus-DP to wersja Profibus stosowana na poziomie sprzętowym. W ostatnich
dziesięcioleciach był to popularny protokół, szczególnie w Europie. ProfibusDP zapewnia wymianę danych do 12 Mbps, ale 1,5 Mbps jest najbardziej realną
.
maksymalną wartością osiągalną w zastosowaniach. Osiągnięcie prędkości
transmisji do 12 Mbps wymaga dodatkowych ograniczeń takich jak mniejsza liczba
odgałęzień magistrali.
Topologia sieci to magistrala. Liczba urządzeń podłączonych do magistrali jest
ograniczona. W celu osiągnięcia teoretycznej liczby maksymalnej może być
wymagane stosowanie specjalnych wzmacniaczy.

DeviceNet zapewnia komunikację z 3 możliwymi prędkościami: 125, 250 lub 500
kbps, która zależy od długości szyny i kabla oraz zużycia produktu. Maksymalna
liczba urządzeń to 64, włączając urządzenia typu Master. Długość magistrali
ogranicza się do 100m przy 500 kbps.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

N59

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

DeviceNet
DeviceNet to protokół oparty o CAN, który jest protokołem szeroko stosowanym
w branży motoryzacyjnej. ODVA (Open DeviceNet Vendor Association) odpowiada
obecnie za promowanie i wsparcie techniczne specyfikacji DeviceNet.
ODVA jest międzynarodowym stowarzyszeniem złożonym z członków wiodących
światowych przedsiębiorstw z branży automatyki. ODVA i jego członkowie wspólnie
wspierają technologie sieciowe przy zastosowaniu Common Industrial Protocol
(CIP™). Obecnie obejmują one
DeviceNet™, Ethernet/IP™, CompoNet™ i głównie rozszerzenia CIP - CIP Safety™,
CIP Sync™ i CIP Motion™. ODVA zarządza rozwojem tych otwartych technologii
i wspiera producentów i użytkowników sieci CIP poprzez narzędzia, szkolenia
i działania marketingowe.
Topologia sieci to magistrala. Liczba urządzeń podłączonych do magistrali jest
ograniczona.

5 Silniki asynchroniczne

Sztuczny przegląd
Poniższa tabela przedstawia krótkie (niekompletne) porównanie tych protokołów:

Modbus RTU

Profibus-DP

DeviceNet

Ethernet Modbus TCP/IP

Prędkość

do 115 kbps

9,6 kbps do 12 Mbps

125, 250 lub 500 kbps

10 / 100 Mbps / 1 Gbps

Maks. odległość bez
wzmacniaczy

1300 m

100 m przy 12 Mbps
1.2 km przy 10 kbps

100 m przy 500 kbps
500 m przy 125 kbps

Skrętka: 100 m
Światłowód:
. 2000 m (wielofunkcyjny)
. & gt; 2 km (wielofunkcyjny)

Maks. liczba urządzeń

32 bez wzmacniacza:
1 urządzenie nadrzędne i 247
urządzeń podporządkowanych

126: mono lub multi-master,
122 podporządkowane
z maks.3 wzmacniaczami

64: 1 urządzenie nadrzędne
i 63 podporządkowane

128 ze skanowaniem I/O; brak
limitu z innymi

Maks. odległość
z wzmacniaczami

Zależy od typu wzmacniacza

400 do 4800 m zgodnie z
prędkością

Zależy od typu wzmacniacza

Światłowód 10 km

Rys. N80: Porównanie protokołów komunikacji

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Rozdział P
Instalacje fotowoltaiczne

Spis treści

1


Zalety energii fotowoltaicznej

P2




1.1 Zalety praktyczne
1.2 Zalety dla środowiska

P2
P2



Informacje ogólne i technologia

P3








2.1 Efekt fotowoltaiczny
2.2 Moduły fotowoltaiczne
2.3 Falowniki
2.4 Połączenia
2.5 Ładowarki akumulatorów
2.6 Instalacje niepodłączone lub podłączone do sieci

P3
P4
P6
P7
P7
P8



System PV i reguły instalacji

P10









3.1 Jak zapewnić bezpieczeństwo w trakcie normalnego
działania?
3.2 Ochrona przed przepięciami
3.3 Jak zapewnić bezpieczeństwo podczas konserwacji
lub w sytuacji awaryjnej
3.4 Jak zapewnić bezpieczeństwo w całym cyklu eksploatacji
instalacji

P10



Architektury instalacji PV

P18







4.1 Wspólne cechy architektur PV
4.2 Architektury instalacji podłączonych do sieci
4.3 Dobór elementów instalacji
4.4 Typ instalacji
4.5 Dobór wyposażenia elektrycznego

P18
P19
P21
P22
P23



Monitoring

P31






5.1 Typy systemów monitorowania
5.2 Systemy monitoringu
5.3 Czujniki
5.4 Bezpieczeństwo instalacji

P31
P31
P33
P33

3
4
5

P13
P15
P17

P1

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

2

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

P - Instalacje fotowoltaiczne

1 Zalety energii fotowoltaicznej

1.1 Zalety praktyczne
Technologia ta umożliwia wytwarzanie energii elektrycznej bezpośrednio ze światła
słonecznego, które jest źródłem energii odnawialnej. Są na to dwa sposoby:
b Słoneczna energia cieplna jest przetwarzana w drodze wymiany ciepła pomiędzy
płynem wystawionym na działanie promieni słonecznych (obwód pierwotny)
a odbiornikiem, którym jest akumulator ciepła lub pompa ciepła.
b Słoneczna energia fotowoltaiczna jest produkowana przy użyciu zasady ogniwa
fotowoltaicznego odkrytej przez Edmonda Becquerela w 1839.
Wykorzystanie promieniowania słonecznego docierającego do ziemi jest
szczególnie korzystne ponieważ:
b Promieniowanie z roku na rok zmienia się w niewielkim stopniu (w obrębie 10%);
b Na poziomie gruntu, dostarcza średnio 1000 Wh/m2 dziennie, wartość ta zależy
głównie od następujących kryteriów:
v Szerokości geograficznej
v Kąta nachylenia powierzchni i jej kierunku
v Stopnia zanieczyszczenia
v Pory roku
v Grubości warstwy chmur
v Pory dnia
v Cienia
Ilość energii przyjmowanej przez płaszczyznę Ziemi waha się od 700 kWh/m2
rocznie w Europie Północnej do 2500 kWh/m2 rocznie w pustynnych obszarach
Afryki.

1.2 Zalety dla środowiska
Zastosowanie energii słonecznej pozwala na obniżenie zużycia paliw kopalnych,
które prawdopodobnie są przyczyną globalnego ocieplenia i zanieczyszczeń
atmosferycznych.
Przyczynia się do zrównoważonego rozwoju i jest zgodne z polityką Unii
Europejskiej, która uchwaliła w marcu 2007 r. dekret ustalający następujące cele do
osiągnięcia do 2020 r.:
b Redukcja emisji gazów cieplarnianych o 20%
b Redukcja zużycia energii o 20%
b 20% energii odnawialnej w całkowitym zużyciu energii

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

P2

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Informacje ogólne i technologia

P - Instalacje fotowoltaiczne

2.1 Efekt fotowoltaiczny
Jest to zdolność do przekształcenia energii słonecznej na energię elektryczną i jest
osiągana przy użyciu ogniw fotowoltaicznych (PV).
Ogniwo PV (patrz Rys. P1) może generować napięcie w zakresie od 0,5 V do 2 V, w
zależności od zastosowanych materiałów oraz prąd bezpośrednio zależny od pola
powierzchni (ogniwa 5 lub 6-calowe).
Charakterystyka prądowo-napięciowa ogniwa fotowoltaicznego została
przedstawiona na Rysunku 2.

Ampery
Amperes

4
2
0
0,0

Rys. P1: Ogniwo fotowoltaiczne wyprodukowane z płytki
krzemowej (źródło: Photowatt)

0,2

0,4

0,8 Volty
Volts

0,6

Rys. P2: Typowa charakterystyka ogniwa fotowoltaicznego

Efekt fotowoltaiczny zależy od dwóch wartości fizycznych (patrz Rys. P3) natężenia promieniowania i temperatury:
b Wraz ze wzrostem natężenia promieniowania E (W/m2), wzrasta też prąd i moc
produkowane przez ogniwo
b Wraz ze wzrostem temperatury (T°) ogniwa, znacząco zmniejsza się napięcie
wyjściowe, prąd wzrasta jedynie nieznacznie, więc moc wyjściowa ulega
zmniejszeniu. W celu porównania wydajności poszczególnych ogniw, norma
wyznacza Standardowe Warunki Testowe (STC) dla natężenia promieniowania 1000
W/m2 w temperaturze 25°C.

Natężenie prądu
Current

Natężenie
Current prądu

1000 Wm2

MPP

800 Wm2
600 Wm2

75 °C
MPP
50 °C

400 Wm2

25 °C
2

200 Wm

0 °C
Voltage
Napięcie

Voltage
Napięcie
An increase in temperature
Wzrost temperatury
decreases mocpower generated by ogniwo
zmniejsza the generowaną przez the cell

MPP : Punkt mocy maksymalnej
MPP: Maximum Power Point
Rys. P3: Natężenie promieniowania i temperatura wpływają na efekt fotowoltaiczny

Aby ułatwić wykorzystanie energii wygenerowanej przez ogniwa fotowoltaiczne,
producenci oferują połączenia kombinowane szeregowe i/lub równoległe
pojedynczych ogniw zgrupowane w panele lub moduły.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

An increase in solar radiation
Wzrost promieniowania słonecznego
increases mocpower generated by ogniwo
zwiększa the generowaną przez the cell

P3

P - Instalacje fotowoltaiczne

2.2 Moduły fotowoltaiczne

Rys. P4: Wymiary modułu fotowoltaicznego PW1400: 1237 x
1082 x 45 mm (źródło: Photowatt)

Te kombinacje połaczeń ogniw (patrz Rys. P4) umożliwiają zwiększenie napięcia
i prądu. W celu optymalizacji charakterystyk modułów, składają się one z ogniw o
podobnej charakterystyce elektrycznej.
Każdy moduł zapewniający napięcie kilkudziesięciu woltów jest klasyfikowany
według jego poziomu mocy mierzonego w mocy szczytowej (Wp). Dotyczy to
mocy produkowanej przez pole powierzchni jednego m2 wystawione na natężenie
promieniowania 1000 W/m2 w temperaturze 25°C. Identyczne moduły mogą
produkować różne poziomy mocy. Obecnie, norma IEC określa zmiany mocy na
poziomie ±3% (patrz tabela na Rysunku P5). Moduły o typowej mocy 160 Wp
obejmują wszystkie moduły o mocy od 155 Wp (160 -3%) do 165 Wp (160 +3%).
Dlatego niezbędne jest porównanie ich sprawności wyliczonej przez iloraz ich mocy
(W/m2) przez 1000 W/m2.
Na przykład w przypadku modułu 160 Wp o polu powierzchni 1.338m2 (*), moc
szczytowa wynosi 160/1.338, co daje 120 Wp/m2.
Dlatego sprawność tego modułu wynosi: 120/1000 = 12%.
Uwaga: Producenci mogą mieć inne produkcyjne limity tolerancji zgodnie z
lokalnymi normami lub praktykami (przykład: JISC8918 określa ±10%), więc zaleca
się sprawdzenie faktycznych wartości tolerancji w katalogach produktów.

Hermetyzacja

Szkło/Tedlar

Wielkość ogniwa

125.50 x 125.5 mm

Liczba ogniw

72

Napięcie

24 V

Liczba diod bocznikujących

4

Moc znamionowa

150 Wp

160 Wp

170 Wp

Moc minimalna

145 Wp

155 Wp

165 Wp

Napięcie przy mocy minimalnej

33.8 V

34.1 V

34.7 V

Prąd przy mocy znamionowej

4.45 A

4.7 A

4.9 A

Prąd przy mocy znamionowej

4.65 A

4.8 A

5.0 A

Prąd zwarciowy

43 V

43.2 V

43.4 V

Napięcie obwodu otwartego

1 000 V CC

Współczynnik temperaturowy

α = (dl/l)/dt # + 0.032 %/°C
β = dV/dt # - 158 mV/°C
ς P/P = -0.43 %/°C

Specyfikacje mocy przy

1000 W/m2: 25°C: AM 1.5

Tab. P5: Charakterystyka elektryczna modułu PW1400 (źródło: Photowatt)

P4

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Wadliwy moduł w obrębie łańcucha należy
wymienić na moduł identyczny, dlatego ważny
jest wybór dostawcy, który prawdopodobnie
długo utrzyma się na rynku.

Gdy ogniwa fotowoltaiczne są połączone szeregowo, może wystąpić szkodliwe
zjawisko zwane gorącym punktem, jeśli jedno z ogniw jest częściowo zacienione.
To ogniwo będzie działać jako odbiornik a prąd przechodzący przez nie może
je zniszczyć. W celu uniknięcia tego ryzyka, producenci uwzględniają diody
bocznikujące, które obchodzą uszkodzone ogniwa. Diody bocznikujące są na ogół
zamontowane w skrzynce połączeniowej za modułem i umożliwiają bocznikowanie
od 18 do 22 ogniw, w zależności od producenta.
Te moduły są następnie łączone szeregowo w celu osiągnięcia wymaganego
poziomu napięcia, tworząc łańcuchy modułów. Następnie łańcuchy są
rozmieszczane równolegle, aby osiągnąć wymagany poziom mocy, tym samym
tworząc panel PV.
Ponieważ na świecie jest coraz więcej producentów modułów PV, przy doborze
wyposażenia należy starannie rozważyć różne opcje. Instalatorzy powinni także:
b Zagwarantować kompatybilność charakterystyki elektrycznej z resztą instalacji
(napięcie wejściowe przekształtnika).
b Upewnić się, że wyposażenie jest zgodne z normami.
b Wybrać dostawców, którzy prawdopodobnie przetrwają na rynku długo, aby
móc wymienić wadliwe moduły, ponieważ muszą być one identyczne z tymi już
zainstalowanymi.
Ostatni punkt jest ważny, ponieważ instalatorzy są odpowiedzialni za gwarancję
udzieloną swoim klientom.

(*) Wymiary tych modułów (Dł. x Szer. x Gł.) w mm to:
1237 x 1082 x 38.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Informacje ogólne i technologia

Obecnie wykorzystywane są różne technologie wytwarzania generatorów
fotowoltaicznych. Są one podzielone na dwie kategorie - moduły z krzemu
krystalicznego i moduły cienkowarstwowe.

Moduły fotowoltaiczne z krzemu krystalicznego
Rozróżniamy dwie główne kategorie modułów z krzemu krystalicznego - moduły
monokrystaliczne i moduły polikrystaliczne.
Moduły monokrystaliczne mają lepsze parametry, ich sprawność jest na poziomie
16 - 18 %. Są one także droższe.
Sprawność modułów polikrystalicznych zawiera się między 12 a 14 %. Są one
częściej stosowane, zwłaszcza w sektorze mieszkalnym i usługowym.
Moduły te mają okres użytkowania ponad 20 lat. Z czasem tracą pewną część
swojej mocy ( & lt; 1% w skali roku), ale nadal wytwarzają energię elektryczną.
W zależności od wymaganego wyglądu, dostępne są moduły z podwójnym szkłem,
które sprawia, że moduł jest częściowo przejrzysty, oraz moduły tedlarowe lub
teflonowe, które są tańsze, ale całkowicie nieprzezroczyste.

Moduły cienkowarstwowe
Prowadzone są obecnie zaawansowane badania nad modułami
cienkowarstwowymi a ich sprawność 6 do 8% powinna się w nadchodzących
latach zwiększyć. Są tanie i odpowiednie dla dużych powierzchni pod warunkiem,
że powierzchnia ta nie jest ważną częścią obiektu. Kategoria modułów
cienkowarstwowych obejmuje szereg technologii podzielonych na 3 główne typy:
b a-Si – moduł cienkowarstwowy z krzemu amorficznego
b CdTe (tellurek kadmu)
b CIS (selenek indiowo miedziowy)
Należy zauważyć, że obecnie nie mamy nawet 20 lat doświadczenia w tego typu
technologii, dlatego nadal nie wiemy w jaki sposób te moduły będą się starzeć.
W ich specyfikacjach technicznych renomowani producenci wskazują wartości
wstępne i stabilne.
Tabela na Rysunku P6 przedstawia przegląd porównawczy wszystkich tych
technologii.

Technologie

sc-Si
mc-Si
monokrystaliczna polikrystaliczna

a-Si
CdTe
CIS
Cienkowarstwowa Cienkowarstwowa Cienkowarstwowa

Maks.

20.4 %

16 %

10 %

14.4 %

15.5 %

Dostateczny

16 %

15 %

6%

11 %

11 %

Koszt względny
(USD/Wp)

0.8 to 1

0.8 to 1

0.75

0.65

0.85

Współczynnik
temperaturowy mocy
szczytowej (%/°C)

-0.3 / -0.5

-0.3 / -0.5

-0.2

-0.2

-0.3

Wydajność
modułu STC

Tab. P6: Porównanie technologii stosowanych w generatorach fotowoltaicznych

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

P5

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

P - Instalacje fotowoltaiczne

2.3 Falowniki

Rys. P7a: Falownik Conext Core XC przeznaczony specjalnie
do fotowoltaicznego źródła zasilania (źródło: Schneider
Electric)

Falowniki zamieniają prąd stały na prąd przemienny. Do fotowoltaicznego źródła
mocy stosuje się specjalne rozwiązania falowników (patrz Rys. P7a). Dostępne są
różne rodzaje przekształtników fotowoltaicznych. Pełnią trzy główne funkcje:
b Funkcja przekształtnika: Przekształca prąd stały na prąd przemienny
w wymaganej formie (sinusoidalny, prostokątny, itd.)
b Funkcja MPPT: Wyznacza punkt na charakterystyce prądowo-napięciowej
modułu fotowoltaicznego, który produkuje największą moc - zwany także Systemem
Śledzenia Punktu Maksymalnej Mocy (patrz Rys. P7b).
b Funkcja automatycznego odłączenia od sieci: Automatycznie nakazuje
falownikowi wyłączenie a systemowi odłączenie od sieci przy braku napięcia.
Chroni to falownik i personel konserwacyjny mogący pracować przy sieci.
Dlatego, w przypadku awarii sieci, falownik nie dostarcza energii do sieci
a energia wyprodukowana przez moduły fotowoltaiczne jest tracona. Dostępne są
interaktywne systemy sieciowe działające w trybie rezerwowym.
W przypadku tych systemów muszą być zainstalowane akumulatory oraz
dodatkowy panel sterowania w celu zagwarantowania, że sieć zostanie odłączona
przed doprowadzeniem ich własnej energii.
b Inne modele
Niektóre falowniki (Multi-MPPT) mają podwójną (lub potrójną, poczwórną, itd.)
funkcję MPPT. Ta funkcja umożliwia zoptymalizowanie zasilania PV, gdy panel
obejmuje łańcuchy zwrócone w różnych kierunkach. Istnieje jednak ryzyko
całkowitej utraty zasilania, jeżeli falownik jest wadliwy.
Możliwe jest zainstalowanie jednego słabszego falownika na łańcuch, co jest
droższym rozwiązaniem, ale zwiększa ogólną niezawodność systemu.
Dostępne są również falowniki „wielo-łańcuchowe”. Falowniki te nie zawsze są typu
multi-MPPT, jak opisano powyżej. Nazwa wskazuje po prostu, że kilka łańcuchów
może zostać podłączonych do falownika, i że są podłączone równolegle wewnątrz
przekształtnika.

6,00

180,00
160,00

Isc 5,00
Impp

140,00

4,00

120,00
100,00

3,00
2,00

MPP lub
Maximum
Punkt mocy
power point
maksymalnej

80,00
60,00
40,00

1,00
20,00
0,00

0,00

P6

0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 39 42 45
Vmpp
Voc
Module’s short modułu
Isc :Prąd zwarciowycircuit current
Voc : Napięcie przewodu voltage
Module’s open wire napowietrznego modułu

P (V)
I (A)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. P7b: Punkt operacyjny panelu fotowoltaicznego, który produkuje najwięcej mocy.

" Sprawność europejska "
W celu porównania poszczególnych urządzeń, określony został poziom sprawności
w oparciu o różne punkty operacyjne, symulujące średnią wydajność dzienną
falownika. " Sprawność europejska " jest wyliczana z wykorzystaniem następującego
wzoru:
0.03 x (η 5%) + 0.06 x (η 10%) + 0.13 x (η 20%) + 0.1 x (η 30%) + 0.48 x (η 50%)
+ 0.2 x (η 100%)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Informacje ogólne i technologia

Stanowczo odradzamy instalowanie falownika
w miejscu wystawionym na słońce, gdyż
znacząco skraca to jego okres użytkowania.

Stopień IP i temperatura robocza
W doborze falownika ważne są: zabezpieczenie przed czynnikami zewnętrznymi
i parametry temperaturowe.
Prawie wszyscy producenci oferują falowniki o IP65, które mogą być zainstalowane
poza budynkiem. Nie mniej nie powinny być one instalowane w miejscach
silnie nasłonecznionych, ponieważ temperatura pracy falowników nie powinna
przekraczać 40°C (50°C dla falowników Xantrex produkcji Schneider Electric) gdyż
powoduje to spadek ich mocy wyjściowej.
Instalowanie falowników poza budynkiem w pełnym słońcu niesie również ryzyko
przedwczesnego zużycia niektórych komponentów przekształtnika, takich jak
kondensatory chemiczne. Redukuje to znacząco okres eksploatacji przekształtnika
z 10 lat do 5 lat!

2.4 Połączenia
Instalacje fotowoltaiczne wymagają specjalnych kabli i złączy. Ponieważ moduły
są instalowane poza budynkiem, poddawane są ograniczeniom klimatycznym
związanym z wysokimi napięciami spowodowanymi przez instalację modułów
w szeregu.
Oprócz zabezpieczenia przed czynnikami zewnętrznymi, urządzenie musi być także
odporne na promieniowanie UV i ozon. Musi ponadto wykazywać wysoki poziom
odporności mechanicznej oraz wysoki poziom odporności na skrajne zmiany
temperatury.

Kable
Spadek napięcia na kablu między panelem PV a falownikiem musi zostać
każdorazowo obliczony i nie może przekraczać 3% dla prądu znamionowego
(zalecenie UTE: 1%).
Kable prądu stałego powinny być jednożyłowe i podwójnie izolowane, a ponieważ
nie są one standaryzowane, należy zastosować kable wskazane przez producenta
jako przeznaczone do PV.

Łączniki
Zwykle moduły fotowoltaiczne są wyposażone w dwa kable z jednym złączem
męskim i jednym żeńskim. Stosowanie tych kabli umożliwia łatwe podłączenie
dwóch modułów zainstalowanych obok siebie, tworząc w ten sposób szereg.
Kolejne moduły łączy się aż do osiągnięcia wymaganego poziomu prądu stałego.
Specjalne złącza do systemów fotowoltaicznych, w tym Multi-Contact MC3 lub
MC4 z systemem blokującym, zapewniają bezpieczeństwo podczas dotyku gdy są
rozłączone. Zabezpieczenie to jest konieczne, ponieważ gdy moduł fotowoltaiczny
zostanie wystawiony na promieniowanie, generuje napięcie. Przed obsługą kabli
łączących moduły (w celu wymiany lub przedłużenia), muszą one być najpierw
odłączone lub musi być otworzony łącznik w obwodzie prądu stałego przy wejściu
do skrzynki połączeniowej.
Możliwe jest także wykorzystanie innych dostępnych na rynku złączy. Powinny
być one wybrane starannie ze względu na ich jakość, w szczególności złącza
męskie i żeńskie, aby uniknąć problemów z połączeniem, które mogą prowadzić do
przegrzania i zniszczenia.

P7

W oddalonych lokalizacjach akumulatory muszą być naładowane w celu
zapewnienia energii po zachodzie słońca.
Istnieją dwa typy ładowarek:
b Ładowarki prądowe - napięcie panelu PV musi być takie jak napięcie ładowania
akumulatora i jest regulowane w zakresie prądu.
b Ładowarki MPPT - te ładowarki działają przy punkcie mocy maksymalnej. Ładują
one akumulator, ograniczają prąd i napięcie oraz kontrolują przepływ.
Ten rodzaj ładowarki jest droższy niż typ wymieniony wyżej, ale umożliwia
zainstalowanie optymalnej liczby modułów PV i redukuje całkowity koszt instalacji.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

2.5 Ładowarki akumulatorów

P - Instalacje fotowoltaiczne

2.6 Instalacje niepodłączone lub podłączone do
sieci
2.6.1 Instalacja niepodłączona do sieci
Pierwsze miejsca, w których wykorzystano systemy fotowoltaiczne, zasilały
przekaźniki telekomunikacyjne oraz odosobnione, trudnodostępne osiedla, których
nie można było podłączyć do sieci elektrycznej.
Systemy fotowoltaiczne pozostają jednym z niewielu źródeł energii dla 2 miliardów
osób, które obecnie nie mają do dostępu sieci elektrycznej.
Aby prawidłowo zaprojektować taką instalację, najpierw konieczne jest ustalenie
wymaganej charakterystyki obciążenia oraz liczby dni, w których instalacja nie
będzie nasłoneczniona w celu obliczenia, ile energii trzeba zmagazynować
w akumulatorach. Informacje te są wykorzystywane do dobrania wielkości i typu
wymaganych akumulatorów.
Następnie musi być wyliczona powierzchnia czujników fotowoltaicznych w celu
zagwarantowania, że będzie można naładować akumulatory w najgorszym
przypadku (najkrótszym dniu roku).

Zagadnienia szczególne
Ta metoda prowadzi do wykonania systemu przewymiarowanego z uwagi na
konieczność zapewnienia ciągłości zasilania. W efekcie, ten rodzaj instalacji jest
bardzo drogi!
Należy zauważyć, że zgodnie z EPIA (Europejskie Stowarzyszenie Przemysłu
Fotowoltaicznego), ten rodzaj instalacji będzie stanowić 20% rynku
fotowoltaicznego w 2012 i 40% w 2030.

Magazynowanie energii

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

P8

Magazynowanie jest niezbędne w tego typu instalacji. Dostępnych jest kilka
rodzajów akumulatorów:
b Akumulatory ołowiowe
Akumulatory ołowiowe działają w cyklach (ładowanie/rozładowanie). Akumulatory
otwarte są zalecane w celu zapobiegania puchnięciu, które może być rezultatem
zbyt szybkiego ładowania oraz dużej emisji wodoru.
Ich cena zakupu jest z pewnością ich główną zaletą, chociaż mają krótki okres
eksploatacji. Ma na to wpływ stopień rozładowania, ale ich trwałość nie przekracza
2 lub 3 lat przy rozładowywaniu 50% i więcej. Ponadto silne rozładowanie może
uszkodzić akumulator. Dlatego podczas eksploatacji takiego sprzętu w oddalonych
lokalizacjach, akumulatory należy regularnie ładować w celu zachowania ich
pojemności.
b Akumulatory niklowo-kadmowe
Te akumulatory mają tę zaletę, że są znacznie mniej wrażliwe na skrajne
temperatury i pełne ładowanie lub rozładowanie. Mają znacznie dłuższy okres
użytkowania (5 do 8 lat), ale są droższe. Jednakże, koszt Wh przechowywanych
w całym okresie eksploatacji jest niższy niż w przypadku akumulatorów ołowiowych.
b Akumulatory litowo-jonowe
Są to akumulatory przyszłości w tych typach zastosowania. Są one niewrażliwe na
pełne ładowanie i rozładowywanie i mają okres użytkowania do 20 lat. Obecnie, są
one zbyt drogie, ale ceny powinny spaść z początkiem produkcji masowej. Będą
więc najbardziej ekonomicznym typem w tego typu zastosowaniu.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Informacje ogólne i technologia

2.6.2 Instalacje podłączone do sieci
Właściciele systemów wytwarzania energii podłączonych do sieci mają 2 opcje:
b Sprzedaż całości wyprodukowanej mocy (opcja zwana „sprzedażą całkowitą”).
W przypadku tej opcji, należy zapewnić osobne połączenie z siecią, dodatkowo do
połączenia do pobierania energii. Wymaga to również decyzji administracyjnej.
b Wykorzystanie mocy wyprodukowanej lokalnie wedle wymagań i sprzedaż
nadmiaru (opcja zwana „sprzedażą nadmiaru”), co ma dwie zalety:
v Różnica w stawkach płatnych przez producenta (zakup) i konsumenta (sprzedaż)
v Nie jest konieczne ustanowienie nowego podłączenia, co może być drogie
i wymagać decyzji administracyjnej.
Ponieważ są naliczane inne stawki, powinna być przeprowadzona analiza
dochodowości w celu wybrania najlepszej opcji.

Instalacje podłączone do sieci - 3 ważne punkty
W odniesieniu do instalacji podłączonych do sieci, ważne są następujące punkty:
b W przeciwieństwie do instalacji niezależnych, nie jest wymagana korelacja
między zużyciem energii w budynku a ilością energii wyprodukowanej.
W przypadku opcji „sprzedaży całkowitej”, te dwa elementy są całkowicie
niezależne.
W przypadku opcji „sprzedaż nadmiaru”, sieć zrekompensuje braki w produkcji.
b W celu dostawy i sprzedaży energii, musi być dostępna sieć. Ponadto,
dystrybutorzy energii wymagają automatycznych systemów odłączających na
wypadek incydentów w sieci. W razie awarii, zatrzymują dostawę i tym samym
sprzedaż. Ponowne podłączenie wystąpi automatycznie, gdy sieć powróci do
swoich nominalnych warunków eksploatacji.
b Z reguły nie przewiduje się lokalnego przechowywania przy użyciu akumulatorów
lub innych środków. Tak jest na przykład we Francji, gdzie istnieje sieć wysokiej
jakości zdolna wchłonąć całość wyprodukowanej energii.
Jednakże system ma jedną wadę. Jeżeli sieć ulegnie awarii, właściciele instalacji,
którzy są również zazwyczaj konsumentami, są pozostawieni z instalacją do
wytwarzania energii, której nie mogą wykorzystać (patrz poprzedni punkt).
W krajach lub miejscowościach z częstymi awariami sieci, rozwijane są systemy,
które obejmują akumulatory.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

P9

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 System PV i reguły instalacji

P - Instalacje fotowoltaiczne

Norma IEC 60364 Część 712 określa reguły zapewniające bezpieczeństwo
systemów fotowoltaicznych oraz zawiera definicje opisane w tym rozdziale.

3.1 Jak zapewnić bezpieczeństwo w trakcie
normalnego działania?
Dwie główne cechy układów PV to ich poziomy napięcia stałego oraz brak
możliwości wyłączenia, dopóki moduły PV są wystawione na słońce. Prąd
zwarciowy generowany przez moduły PV jest zbyt niski do aktywowania
automatycznego odłączenia źródła zasilania. Do systemów PV nie mają więc
zastosowania najczęściej używane środki ochronne. Jednak, ze względu na to, że
moduły PV są instalowane poza budynkami, są narażone na żywioły. A ponieważ
mogą być one montowane na dachach, szczególną uwagę należy zwrócić na
ryzyko pożaru i ochronę strażaków i personelu służb ratunkowych.

Paragraf 412.1.1 IEC 60364 stwierdza:
Wzmocniona lub podwójna izolacja to środek
ochronny, w którym
b Podstawowe zabezpieczenie jest
zapewniane przez podstawową izolację
a zabezpieczenie zwarciowe jest zapewniane
przez izolację uzupełniającą bądź
b zabezpieczenie podstawowe i zwarciowe
jest zapewniane przez wzmocnioną izolację
pomiędzy elementami pod napięciem
a dostępnymi częściami.
WAŻNE: Ten środek ochronny ma na celu
uniemożliwienie wystąpienia niebezpiecznego
napięcia w dostępnych częściach
wyposażenia elektrycznego poprzez usterkę
izolacji podstawowej.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Jeśli wykryta zostanie usterka izolacji,
niezależnie od rozwiązania, przekształtnik
zostaje wyłączony i odłączony od strony prądu
przemiennego, ale usterka nadal występuje
po stronie prądu przemiennego a napięcie
pomiędzy biegunami jest równe napięciu
otwartego obwodu układu PV, dopóki świeci
słońce.
Ta sytuacja nie może być tolerowana
zbyt długo i usterka musi być znaleziona
P10 i naprawiona. Jeżeli nie, może pojawić
się druga usterka przy drugim biegunie,
powodując przepływ prądu w przewodach
uziemienia i częściach metalowych
instalacji PV bez gwarancji, że urządzenia
zabezpieczające będą działać właściwie. Patrz
„Ochrona nadprądowa”.

3.1.1 Ochrona ludzi przed porażeniem prądem elektrycznym
IEC 60364-712 stanowi, że systemy PV, których maksymalne UOC MAX jest wyższe
niż 120V DC, powinny wykorzystywać « wzmocnioną lub podwójną izolację » jako
ochronę przed porażeniem prądem.
Zabezpieczenia, takie jak bezpieczniki lub wyłączniki po stronie DC, nie zapewniają
ochrony przed porażeniem, ponieważ nie ma automatycznego odłączenia źródła
zasilania. Ochrona nadprądowa, jeśli jest stosowana, chroni ogniwa PV przed
prądem wstecznym i kable przed przeciążeniem.

3.1.2 Ryzyko pożaru: Ochrona przed skutkami cieplnymi
Istnieją trzy sytuacje, które mogą prowadzić do nadmiernych temperatur i ryzyka
pożaru w systemie PV: usterka izolacji, prąd wsteczny w module PV i przeciążenie
kabli lub wyposażenia.

Wykrycie usterki izolacji
Wzmocniona lub podwójna izolacja to środek ochronny przed porażeniem prądem
elektrycznym, ale nie wyklucza on w całości ryzyka usterki izolacji. (Założenie
tutaj jest takie, że prawdopodobieństwo usterki izolacji oraz dotknięcia będącej
pod napięciem części instalacji w tym samym czasie jest bardzo niskie. Usterki
izolacji same w sobie są jednak częstsze). Usterka izolacji DC może być bardziej
niebezpieczna, ponieważ samoczynne zgaszenie łuku jest mniej prawdopodobne
niż w przypadku AC.
Układ PV powinien być sprawdzony w celu zagwarantowania, że jest
odizolowany od uziemienia.
b Jeżeli nie ma izolacji galwanicznej między stroną AC a stroną DC:
v Uziemienie jednego bieguna jest niemożliwe
v Do wykrycia usterki izolacji może być wykorzystywana ochrona AC
b Gdy strona AC i strona DC są galwanicznie oddzielone:
v W przypadku usterki, należy zastosować urządzenie z zabezpieczeniem
nadprądowym (które także wykrywa usterki izolacji) do odłączenia uziemionego
przewodu, jeżeli technologia ogniwa PV (np. ogniwa cienkowarstwowe lub
amorficzne krzemowe) wymaga, by jeden z przewodów był bezpośrednio
uziemiony
v Należy zastosować urządzenie do monitoringu izolacji, jeżeli technologia ogniwa
PV wymaga, by jeden z przewodów był uziemiony poprzez rezystancję
v Urządzenie do monitoringu izolacji powinno również być stosowane, gdy
technologia ogniw PV nie wymaga uziemienia żadnego przewodu
Urządzenie do monitoringu izolacji zostanie dobrane z uwzględnieniem zarówno
UOC MAX jak i pojemności elektrycznej między biegunami a uziemieniem
powodującej prąd upływowy. Ponadto powinna być również uwzględniona
pojemność kabli i przekształtnika. Urządzenie do monitoringu izolacji mogące
obsługiwać pojemność do 500µF jest odpowiednie dla systemu PV.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 System PV i reguły instalacji

Publikacje producentów modułów fotowoltaicznych przedstawiają następujące
wartości:
Typowa moc maksymalna
generowana przy jednym
przekształtniku

Powierzchnia konieczna do
wygenerowania takiej mocy

Typowa pojemność na m2

Typowa pojemność między
przewodami a uziemieniem
w przypadku pojedynczego
Systemu IT

Podwójne szkło bez ramy
moduł z aluminiową ramą
na stojaku montażowym (na
wolnym powietrzu)

1 MW

8000 m2

1 nF / m2

8 µF

Moduł dachowy z podwójnym szkłem z aluminiową
ramą

100 kW

800 m2

5 nF / m2

4 µF

Cienkowarstwowy moduł PV
na elastycznym podłożu

100 kW

800 m2

50 nF / m2

40 µF

Przykładowe pomiary wykonane w europejskich instalacjach dają następujące wartości:
Moc maksymalna
generowana przy
pojedynczym
przekształtniku
Moduł z podwójnym
szkłem aluminiową
ramą na stojaku
montażowym (na
wolnym powietrzu)
Dachowy
z podwójnym
szkłem
z aluminiową ramą
Cienkowarstwowy
moduł PV na
elastycznym
podłożu

Powierzchnia
konieczna do
wygenerowania
takiej mocy

Najniższy pomiar
pojemności

Najwyższy pomiar
pojemności

Maksymalna
zmierzona
pojemność na m2

Instalacja 1: 1 MW

8000 m2

Słoneczne popołudnie:
5 µF

Deszczowy poranek:
10 µF

1,25 nF / m2

Instalacja 2: 750 kW

5000 m2

Słoneczne popołudnie:
2 µF

Deszczowy poranek:
4 µF

0,8 nF / m2

Instalacja 1: 100 kW

800 m2

Słoneczne popołudnie:
2 µF

Deszczowy poranek:
4 µF

5 nF / m2

Instalacja 2: 50 kW

400 m2

Słoneczne popołudnie:
0,5 µF

Deszczowy poranek:
1 µF

2,5 nF / m2

Instalacja 1: 100 kW

800 m2

Słoneczne popołudnie:
30 µF

Deszczowy poranek:
50 µF

62,5 nF / m2

Instalacja 2: 50 kW

400 m2

Słoneczne popołudnie:
15 µF

Deszczowy poranek:
25 µF

62,5 nF / m2

Tab. P8: Przykład kapacytancji upływowej w różnych systemach PV

3.1.3 Zabezpieczenie modułów PV przed prądem wstecznym
Inverter
Falownik

=
~

Zwarcie w module PV, wadliwe oprzewodowanie bądź powiązana usterka mogą
powodować prąd wsteczny w łańcuchach PV. Dzieje się tak, jeżeli napięcie
w obwodzie otwartym jednego łańcucha jest znacząco różne od otwartego napięcia
równoległych łańcuchów podłączonych do tego samego przekształtnika. Prąd
przepływa od nieuszkodzonych łańcuchów do wadliwego zamiast przepływać do
przekształtnika i doprowadzać moc do sieci AC. Prąd wsteczny może prowadzić
do niebezpiecznych wzrostów temperatury i pożarów w module PV. Wytrzymałość
modułu PV powinna być zbadana zgodnie z normą IEC 61730-2 a producent
modułów PV przedstawi maksymalną wartość prądu wstecznego (IRM)

P11

Jeśli jest tylko jeden łańcuch, nie ma ryzyka
prądu wstecznego. Jeżeli są dwa łańcuchy
z taką samą liczbą modułów PV połączonych
równolegle, prąd wsteczny będzie zawsze
niższy niż maksymalny prąd wsteczny. Dlatego
też, gdy układ fotowoltaiczny jest tworzony
przez tylko jeden lub dwa łańcuchy, nie
ma konieczności ochrony przed prądem
wstecznym.

Ochrona nadprądowa łańcucha musi być zastosowana, jeśli całkowita liczba
łańcuchów, które mogą zasilać jeden wadliwy łańcuch, jest dostatecznie duża do
dostarczenia niebezpiecznego prądu wstecznego:
1.35 IRM & lt; (Ns -1) ISC MAX
gdzie:
b IRM -IRM to maksymalny prąd wsteczny ogniw PW określony w IEC61730
b NS to całkowita liczba łańcuchów

3.1.4 Ochrona nadprądowa
Jak w każdej instalacji, powinna być zapewniona ochrona przed wpływem cieplnym
spowodowanym przez przepływ prądu zwarciowego.
Prąd zwarciowy zależy od natężenia promieniowania słonecznego, ale może być
niższy niż wartość nastawy zabezpieczenia ochrony nadprądowej.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Prąd wsteczny wadliwego łańcucha = całkowity prąd
pozostałych łańcuchów

Rys. P9: Prąd wsteczny

P - Instalacje fotowoltaiczne

IEC 60364-712:
712.433.1 Ochrona przeciążeniowa może
być pominięta w przypadku kabli łańcucha
PV i systemu PV, gdy ciągła obciążalność
prądowa kabla jest równa lub większa niż 1,25
razy ISC STC w dowolnej lokalizacji.
712.433.2 Ochrona przeciążeniowa może być
pominięta w przypadku kabla głównego PV,
jeżeli ciągła obciążalność prądowa jest równa
lub większa niż 1,25 razy ISC STC generatora
fotowoltaicznego.

Chociaż nie jest to problem w przypadku kabli, ponieważ prąd mieści się
w przedziale obciążalności prądowej, przekształtnik wykryje spadek napięcia
i zatrzyma produkcję mocy. Dlatego zaleca się, by maksymalny prąd zadziałania
zabezpieczenia był znacząco niższy niż ISTC MAX.

Ochrona łańcucha
Jeżeli wymagana jest ochrona naprądowa łańcucha, każdy łańcuch PV powinien
zostać zabezpieczony zabezpieczeniem naprądowym.
Prąd zadziałania zabezpieczenia (bezpiecznika lub wyłącznika) urządzenia
chroniącego łańcuch przed przetężeniem powinien być większy przynajmniej
1,5 razy od prądu zwarciowego łańcucha Isc stc_string.

Ochrona systemu
Prąd zadziałania zabepieczenia (ITRIP) urządzeń ochrony nadprądowej systemów
PV (Bezpieczniki lub wyłącznik) powinien być większy przynajmniej 1,25 razy od
prądu zwarciowego Isc stc_aray
Wybór klasyfikacji zabezpieczenia przetężeniowego modułu zostanie dokonany
w celu uniknięcia nieoczekiwanego wyzwolenia podczas normalnego działania
przy uwzględnieniu temperatury. Z reguły zalecana jest nominalna wartość
zabezpieczenia wyższa niż 1,4 razy prąd zwarciowy chronionego łańcucha czy
systemu Isc_stc.

3.1.5 Wyłączniki lub bezpieczniki
Wyłączniki lub bezpieczniki mogą być stosowane w celu zapewnienia ochrony
nadprądowej.
Bezpieczniki, zwykle jako podstawy bezpiecznikowe lub przyłączone bezpośrednio
do szyn lub kabli, nie zapewniają funkcji rozłącznika. Tak więc, kiedy są
wykorzystywane bezpieczniki, powinny również być stosowane rozłączniki, by
odłączyć bezpieczniki od przekształtnika w celu umożliwienia wymiany wkładu.
Dlatego też, skrzynka systemu z bezpiecznikami w podstawach bezpiecznikowych,
na przykład do ochrony łańcuchów, powinna także zawierać łącznik główny.
Wyłączniki zapewniają dokładną regulację i większą dokładność niż bezpieczniki,
umożliwiając zastosowanie kabli, zwłaszcza kabli systemu, o mniejszym przekroju
niż w przypadku zastosowania bezpieczników.

Podwójne zwarcie doziemne

=

~

OCP

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

OCP

P12

Inverter
Przemiennik
Switch
Włącznik

OCP

OCP

Systemy PV są izolowane od ziemi lub jeden biegun jest uziemiony poprzez
zabezpieczenie nadprądowe. Dlatego też w obu przypadkach może wystąpić
zwarcie doziemne, w którym prąd przepływa do uziomu. Jeżeli ta usterka nie
zostanie zneutralizowana, może rozprzestrzenić się do nieuszkodzonego bieguna
i doprowadzić do niebezpiecznej sytuacji, w której może wybuchnąć pożar. Nawet
jeżeli podwójna izolacja czyni taką ewentualność mało prawdopodobną, zasługuje
ona na pełną uwagę.

Rys. P10: Ochrona przetężeniowa łańcucha „OCP”

Z dwóch następujących przyczyn, podwójnych zwarć doziemnych należy
bezwzględnie unikać: urządzenia do monitoringu stanu izolacji lub
zabezpieczenie nadprądowe w uziemionym systemie wykryją pierwszą usterkę
a personel ją znajdzie i naprawi bez zwłoki.
b Zwarcie może być niewielkie (np. uszkodzenie izolacji lub niska wytrzymałość
zwarciowa ogniwa w słabym świetle słonecznym) i poniżej wartości nastawy
zabezpieczenia nadprądowego (wyłącznika lub bezpieczników). Niemniej jednak
zwarcie łukowe DC nie usuwa się samo, nawet gdy prąd jest słaby. Może stanowić
poważne niebezpieczeństwo, szczególnie w modułach PV na budynkach.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 System PV i reguły instalacji

b Wyłączniki i rozłączniki stosowane w systemach PV mają na celu odłączenie
prądu znamionowego lub prądu zakłóceniowego we wszystkich biegunach przy
maksymalnym napięciu otwartego obwodu (UOC MAX). Na przykład aby odłączyć
prąd, gdy UOC MAX wynosi 1000V, wymagane są cztery bieguny połączone
szeregowo (po dwa bieguny szeregowo dla każdej biegunowości). W sytuacjach
podwójnego zwarcia doziemnego, wyłącznik lub rozłączniki muszą odłączyć
prąd przy pełnym napięciu tylko z dwoma biegunami podłączonymi szeregowo.
Standardowy sprzęt rozdzielczy nie jest zaprojektowany do tego celu i może
doznać nieodwracalnego uszkodzenia, jeśli jest wykorzystywany do wyłączania
prądu w sytuacji podwójnego zwarcia doziemnego.
Idealnym rozwiązaniem jest zapobieganie powstawaniu podwójnych zwarć
doziemnych. Urządzenia do monitoringu izolacji lub ochrony nadprądowej
w uziemionych systemach wykrywają pierwszą usterkę. Chociaż system
monitorowania usterek izolacji zwykle wyłącza przekształtnik, usterka nie ustępuje.
Personel musi znaleźć i naprawić ją bez zwłoki. W dużych instalacjach z panelami
chronionymi wyłącznikami, wysoce zalecane jest odłączenie każdego systemu, gdy
pojedyncza usterka zostanie wykryta.

3.1.6 Dobór rozdzielnic i obudowy
Podwójna izolacja
Obudowy po stronie DC powinny zapewniać podwójną izolację.

Zagadnienia termiczne
Właściwości termiczne rozdzielnicy i obudowy winny być dokładne monitorowanie.
Skrzynki generatora fotowoltaicznego i skrzynki systemu na ogół instaluje się
poza budynkiem, gdzie są wystawione na żywioły. W razie wysokich temperatur
otoczenia, wysokie poziomy IP mogą zredukować przepływ powietrza
i rozpraszania mocy cieplnej. Ponadto, sposób, w jaki rozdzielnica pracuje przy
wysokim napięciu – tzn. poprzez wykorzystanie biegunów podłączonych szeregowo
– podwyższa ich temperaturę. Szczególną uwagę należy więc zwrócić na
temperaturę rozdzielnicy wewnątrz obudów poza budynkiem po stronie DC.
Zabezpieczenie kabla powinno odpowiadać wymaganiom IEC 60364. Część
712 normy stwierdza, że wszystkie obudowy po stronie DC powinny spełniać
wymagania IEC 61439. Norma ta obejmuje niskonapięciowe rozdzielnice
i sterownice i określa wymagania, które gwarantują, że ryzyko wzrostów
temperatury wkalkulowano w bezpieczny projekt skrzynek DC (skrzynki generatora
oraz systemu).

Stopień zakłóceń rozdzielnicy i dobór obudowy
Dodatkowo do kryteriów normy dotyczących wyboru obudów w systemach PV
o UOC MAX 1000V, niektóre urządzenia zgodnie z normą IEC 606947 -1 mogą
wskazywać Stopień zakłóceń 2 a nie Stopień zakłóceń 3.
Jeżeli rozdzielnica ma Stopień zakłóceń 2, poziom IP obudowy zgodnie z IEC
60529 powinien wynosić co najmniej IP5x.

3.2 Ochrona przed przepięciami

3.2.1 Ochrona za pomocą przewodów ekwipotencjalnych
Zabezpieczeniem wprowadzanym jako pierwsze jest przewód zapewniający
połączenie wyrównawcze pomiędzy wszystkimi częściami przewodzącymi instalacji
PV. Celem jest połączenie wszystkich uziemionych przewodów i metalowych
części oraz utworzenie w ten sposób równego potencjału we wszystkich punktach
w zainstalowanym systemie.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

P13

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Przepięcie może wystąpić w instalacji elektrycznych z różnych przyczyn. Może być
spowodowane przez:
- W sieci rozdzielczej w wyniku wyładowania atmosferycznego lub prowadzonych
prac
- Wyładowania atmosferyczne (w pobliżu/w budynkach i instalacjach PV bądź
w piorunochronach)
- Zmiany pola elektrycznego w wyniku wyładowań atmosferycznych.
Podobnie jak wszystkie konstrukcje zewnętrzne, instalacje fotowoltaiczne są
narażone na ryzyko wyładowań atmosferycznych, które zależy od regionu. Powinny
być zapewnione systemy zapobiegawcze i odgromowe.

P - Instalacje fotowoltaiczne

3.2.2 Ochrona za pomocą urządzeń do zabezpieczenia przed
przepięciem (SPD):
SPD są szczególnie ważne do ochrony wrażliwych urządzeń elektrycznych takich jak:
- Przekształtnik AC/DC, urządzenia monitorujące i moduły PV, ale także inne
wrażliwe urządzenia zasilane przez sieć elektryczną 230VAC. Poniższa metoda
oceny ryzyka jest oparta na ocenie krytycznej długości Lcrit i jej porównaniu
z łączną długością L przewodów d.c.
Urządzenie do ochrony przepięciowej jest wymagane, jeśli L & lt; Lcrit
Lcrit zależy od typu instalacji PV i jest wyliczone zgodnie z poniższą tabelą:

Typ instalacji

Mieszkalna

Naziemny zakład produkcyjny

Obiekty usługowe/
przemysłowe/rolnicze

Lcrit (in m)

115/Ng

200/Ng

450/Ng

L ≥ Lcrit

Urządzenia ochronne ograniczające przepięcia obowiązkowe po stronie DC (2)

L & lt; Lcrit

Urządzenia ochronne ograniczające przepięcia nieobowiązkowe po stronie DC (1)

Tab. P11: Obliczenie krytycznej długości Lcrit

b L jest sumą:
v sumą odległości pomiędzy falownikiem (ami) a puszką(ami) przyłączeniową,
biorąc pod uwagę fakt, że długości kabli w tym samym obwodzie są liczone
jednokrotnie oraz
v sumą odległości pomiędzy skrzynką przyłączeniową a punktami
podłączeniowymi
modułów fotowoltaicznych tworzących łańcuch, biorąc pod uwagę, że długości
kabli w tym samym obwodzie są liczone tylko raz.
b Ng: zagęszczenie wyładowań atmosferycznych (liczba wyładowań/km2/rok)

Array box
Skrzynka systemu

Generator Box
Skrzynka generatora

Główny
Main LV switch
przełącznik
board
niskonapięciowy

AC Box
Skrzynka AC

=
SPD
1

LDC

P14

LAC

SPD
3

SPD
4

Zabezpieczenie SPD
Lokalizacja

Skrzynka modułów lub systemu PV

Strona DC przekształtnika

LDC
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

~

SPD
2

Kryteria

& lt; 10m
Niekonieczne

SPD 1
Typ 2 *

Płyta główna

LAC

& gt; 10m

Typ SPD

Strona AC przekształtnika

Sonda uziomowa

& lt; 10m
SPD 2
Typ 2*

& gt; 10m

Tak

Nie

Niekonieczne

SPD 3
Typ 2

SPD 4
Typ 1

SPD 4
Typ 2 jeśli Ng & gt; 2,5
i linia napowietrzna

* Typ 1, jeśli odległość oddalenia zgodna z EN 62305 nie jest zachowywana
Rys. P12: Typ SPD zgodnie z lokalizacją

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 System PV i reguły instalacji

Generator

d1

N
L

d2

d3
PRD-DC

1

Generator

Konwersja

d1

Rys. P14: Rozłącznik izolacyjny
Compact NSX 200A z radiatorem
i barierą międzyfazową

d2

d1 + d2 & lt; 50 cm
& gt; 4 mm2 d1 + d3 & lt; 50 cm
d2 + d3 & lt; 50 cm

d3
PRD-DC

1

d1

N
L

d2

d3
PRD-DC

1

Konwersja
Rys. P13: Instalacja SPD

Instalacja SPD
Liczba i lokalizacja SPD po stronie DC zależy od długości kabli pomiędzy panelami
słonecznymi a falownikami (jeżeli ta długość & gt; 10 metrów, konieczne jest drugie
SDP znajdujące się w skrzynce blisko panelu słonecznego, pierwsze znajduje się
w obszarze przekształtnika).
W celach efektywności, kable połączeniowe SPD do sieci L +, L-, jak również
między zespołem listew zaciskowych uziemienia SPD a szyną zbiorczą uziemienia
muszą być jak najkrótsze (d1+d2 & lt; 50cm)

3.3 Jak zapewnić bezpieczeństwo podczas
konserwacji lub w sytuacji awaryjnej
W celu zapewnienia bezpieczeństwa personelu podczas konserwacji i w sytuacjach
awaryjnych, urządzenia odłączające powinny być odpowiednio zlokalizowane
a obudowy instalacji powinny być odporne na uszkodzenia.

P15

3.3.1 Odłączanie obwodu i kontrola
b Rozłączniki izolacyjne zostaną zainstalowane po stronie AC i stronie DC
przekształtnika na potrzeby serwisowania i konserwacji falownika.
b Należy zainstalować tyle rozłączników izolacyjnych ile jest potrzebnych, aby
umożliwić eksploatację generatora PV, szczególnie wymianę bezpieczników
w skrzynkach systemu i puszkach przyłączeniowych generatora.
Skrzynka

Array box
systemu

Skrzynka

Generator Box
generatora

Główny
AC Box
przełącznik
Skrzynka AC Main LV switch
board
niskonapięciowy

=
~

Rys. P15: Lokalizacja rozłączników izolacyjnych.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Uwaga: Łączniki stosowane w systemach PV
mają na celu wyłączenie prądu znamionowego
wszystkich biegunów przy Uocmax. Aby
odłączyć prąd, gdy Uocmax wynosi na
przykład 1000V, wymagane są cztery bieguny
w szeregu (po dwa bieguny szeregowo
dla każdej biegunowości). W sytuacjach
podwójnego zwarcia doziemnego, wyłączniki
lub rozłączniki muszą odłączyć prąd przy
pełnym napięciu tylko z dwoma biegunami
podłączonymi szeregowo. Standardowy
sprzęt rozdzielczy nie jest zaprojektowany do
tego celu i może doznać nieodwracalnego
uszkodzenia, jeśli jest wykorzystywany do
odłączania prądu w sytuacji podwójnego
zwarcia doziemnego. Z tego powodu za
wszelką cenę należy unikać podwójnych
zwarć doziemnych. Urządzenia do monitoringu
izolacji lub ochrony nadprądowej w uziemionej
instalacji wykrywają pierwszą usterkę. Personel
zlokalizuje i naprawi ją bez zwłoki.

P - Instalacje fotowoltaiczne

b W przypadku systemów PV wewnątrz budynków, zdalnie sterowany rozłącznik
izolacyjny powinien być zamontowany możliwie jak najbliżej modułów PV lub
punktu wejścia kabli DC.

3.3.2 Dobór i instalowanie obudowy
Obudowy skrzynek różnych generatorów fotowoltaicznych i rozdzielnic po stronie
DC muszą zapewnić podwójną izolację, ochronę sprzętu przed zagrożeniami
zewnętrznymi jak temperatury, deszcz, wandalizm i wstrząsy.
Obudowa i jej wyposażenie pomocnicze muszą zapewnić kontrolę temperatury
i wilgotności, aby umożliwić bezproblemową pracę wyposażenia. Trudno jest jednak
zaproponować rozwiązanie ogólne. Każda instalacja musi zostać przeanalizowana
w celu optymalizacji wymiarowania jej obudów i sprzętu pomocniczego.

Niska temperatura
Cold

WysokaHeat
temperatura

Termostat O
Thermostat O

Wentylatory
Fans IP55 IP55

Wytrzymałość
Heating resistance

Termostat F
Thermostat F

cieplna

Wilgotność
Humidity

Higrostat
Hygrostat

P16

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Wytrzymałość cieplna
Heating resistance

Należy zbadać ryzykaheating / cooling solution shall be studied
Thermal risks and termiczne i rozwiązanie grzewcze/chłodzące
Rys. P16: Kontrola temperatury i wilgoci

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 System PV i reguły instalacji

3.4 Jak zapewnić bezpieczeństwo w całym cyklu
eksploatacji instalacji
IEC60364-6 wymaga dokładniejszych inspekcji wstępnych i okresowych instalacji
elektrycznych.
Szczególne cechy instalacji fotowoltaicznych (lokalizacja zewnętrzna, wysokie
napięcia DC, instalacja bez nadzoru) czynią okresowe kontrole bardzo ważnymi.
Jeżeli wydajność całego systemu jest sprawdzana w celu zapewnienia maksymalnej
produkcji, zalecamy okresową konserwację wyposażenia.
Warunki pracy systemu PV obejmują różne problemy środowiskowe: znaczne
wahania temperatury, wilgotności i problemy elektryczne. W celu zapewnienia
sprawności wyposażenia w całym cyklu eksploatacji instalacji, należy zwrócić
szczególną uwagę na następujące:
b Stan obudowy (poziom IP II klasa ochronności)
,
b Stan roboczy rozdzielnic:
v oszacowanie, czy wystąpiło przegrzanie
v zbadanie rozdzielnic pod kątem obecności pyłu, wilgoci
b Oględziny połączeń elektrycznych
b Test funkcjonalny wyposażenia i urządzeń pomocniczych
b Badanie urządzeniem do monitoringu izolacji
b Test rezystancji izolacji

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

P17

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

P - Instalacje fotowoltaiczne

4 Architektury instalacji PV

4.1 Wspólne cechy architektur PV
System PV obejmuje moduły połączone szeregowo lub równolegle, odpowiadające
charakterystyce wejścia falownika. Niemniej jednak, ponieważ te moduły są ze sobą
powiązane, system jest bardzo wrażliwy na cień lub różnice w zakresie kierunku
jego zwrócenia.
Przestrzegając kilku prostych reguł okablowania, można zoptymalizować zasilanie
i uniknąć problemów w eksploatacji.

Pozycja paneli
W razie montażu systemu PV na dachu, jeżeli panele muszą być zwrócone
w różnych kierunkach, ważne jest, by zmontować przynajmniej jeden łańcuch
na kierunek, i by każdy łańcuch był skierowany tylko w jednym kierunku w celu
zapewnienia zoptymalizowanej produkcji. Każdy łańcuch musi być podłączony do
specjalnego falownika (bądź wejść falownika multi-MPPT - patrz Sekcja 3).
Jeżeli to zalecenie nie jest przestrzegane, system nie zostanie uszkodzony, ale
produkcja zostanie obniżona, zwiększając tym samym czas zwrotu inwestycji.

Cień
Poza ryzykiem zniszczenia zacienionych modułów w obrębie panelu PV z powodu
występowania “zjawiska gorących punktów”, opisany w ustępie 2.2., badanie
prowadzone przez Institut National des Energies Solaires (INES – francuski krajowy
instytut ds. energii słonecznej) sugeruje, że zacienienie 10% powierzchni łańcucha
może wywołać ponad 30% redukcję mocy wyjściowej!
Ważna jest zatem eliminacja bezpośredniego zacienienia. Niemniej jednak w wielu
przypadkach jest to trudne (drzewa, komin, sąsiednia ściana, słup, itd.).
Jeżeli system PV obejmuje kilka łańcuchów:
b Jeśli jest to możliwe, zacienione moduły powinny znaleźć się w pojedynczym
łańcuchu
b W przeciwnym razie należy dobrać technologię, która lepiej reaguje na światło
rozproszone niż na światło bezpośrednie

Eliminowanie pętli
Podczas podłączania komponentów, przede wszystkim należy unikać pętli
w okablowaniu w obrębie łańcuchów.
Nawet jeżeli bezpośrednie trafienia wyładowaniem atmosferycznym są stosunkowo
rzadkie, prądy wzbudzane przez wyładowania atmosferyczne są częstsze i te prądy
są szczególnie szkodliwe tam, gdzie występują duże obszary pętli. Rysunek P17
pokazuje, jak poprawić system zawierający dużą pętlę.

P18

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

=
~

=
Obciążenie

~

Rys. P17: Unikanie pętli podczas podłączania kabli

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Obciążenie

4 Architektury instalacji PV

4.2 Architektury instalacji podłączonych do sieci
Zasady ogólne
Jeżeli instalacje fotowoltaiczne są podłączone do sieci a energia jest sprzedawana,
konieczne jest zoptymalizowanie sprawności oraz zmniejszenie kosztów montażu.
Mając to na uwadze, stosunkowo wysokie napięcie eksploatacyjne DC między 200
a 500 V jest często stosowane w obiektach mieszkalnych, napięcia maks. do 1000 V
są używane w zastosowaniach wymagających wyższego poziomu mocy.
Wszystkie moduły w systemie PV powinny być identyczne (tej samej marki i tego
samego typu) i dobrane tak, by zapewniały ten sam poziom mocy. Na przykład,
wszystkie moduły powinny być 180 W, nawet jeżeli w tej samej serii modułów PV są
inne poziomy mocy (170 W, 180 W i 190 W).
Urządzenia zabezpieczające (DC i AC) powinny być umieszczone blisko falowników
w celu ułatwienia konserwacji.

System układu PV z pojedynczym łańcuchem modułów
Jest to najprostsza konfiguracja (patrz Rys. P18). Jest stosowana w małych
systemach PV o mocy szczytowej do 3 kW, w zależności od wykorzystywanych
modułów. W większości przypadków, jest stosowana w mieszkalnych
zastosowaniach PV.

PV
PV

DC unit
Inverter
AC unit
Jednostka DC Falownik Jednostka AC
=

Meters
Mierniki
kWh

kWh

~

Rys. P18: Schemat przedstawiający system fotowoltaiczny z pojedynczym łańcuchem

Moduły są połączone szeregowo, zapewniając napięcie stałe na poziomie między
200 a 500VDC. Optymalna sprawność falownika jest uzyskiwana w tym zakresie
napięcia.
Pojedyncza linia DC jest zasilana poprzez falownik. System PV może być odłączony
od przekształtnika za pomocą odłącznika w jego pobliżu.

System PV z kilkoma równoległymi łańcuchami modułów

PV
PV

Falownik
Inverter

PV array box
Skrzynka systemu PV

AC
AC
enclosure
obudowa

DC
DC
enclosure
obudowa

Mierniki
Meters
Punkt zasilania
Supply point

=

kWh

Sieć
Network
kWh

~

Rys. P19: Schemat przedstawiający wielołańcuchowy system fotowoltaiczny z jednym
falownikiem

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

P19

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Konfiguracja ta (patrz Rys. P19), głównie wykorzystywana w budynkach
lub w małych naziemnych elektrowniach słonecznych, jest wykorzystywana
w instalacjach PV obejmujących do trzydziestu równoległych łańcuchów o mocy
wyjściowej około 100 kW. Limit ten jest narzucany z powodów technologicznych
i finansowych. Jeżeli zostanie przekroczony, wymagany przekrój głównego kabla
DC byłby niepraktyczny.
Napięcie stałe może być określone na podstawie liczby modułów w szeregu na
łańcuch i w tym przypadku wynosi między 300 a 600 VDC. Poprzez równoległe
połączenie identycznych łańcuchów, można osiągnąć moc wymaganą w instalacji.
Łańcuchy są podłączone równolegle w skrzynce systemu PV. Skrzynka ta obejmuje
urządzenia zabezpieczające wymagane do równoległego połączenia łańcuchów
i urządzeń stosowanych do pomiaru prądu w łańcuchach. Pojedynczy Kabel DC
łączy te skrzynki z falownikiem. System PV może być odłączony od przekształtnika
za pomocą odłącznika w jego pobliżu.
Moduły są połączone szeregowo, zapewniając prąd stały, w tym przypadku przy
napięciu między 200 a 500VDC. Optymalna sprawność falownika jest uzyskiwana
w tym zakresie napięcia.

P - Instalacje fotowoltaiczne

Pojedyncza linia DC jest zasilana poprzez falownik. System PV może być odłączony
od przekształtnika za pomocą odłącznika w jego pobliżu.
Na tym schemacie można wprowadzić zmianę instalując kilka jednofazowych
przekształtników w trójfazowym układzie (patrz Rys. P20).

PV

PV arraysystemu PV
Skrzynka box
DC enclosure
Obudowa DC

AC enclosure
Obudowa AC

Inverter
Falowniki
=
~
=
~
=
~

Rys. P20: Schemat przedstawiający wielołańcuchowy system fotowoltaiczny z kilkoma
jednofazowymi przekształtnikami połączonymi w układzie trójfazowym

System PV z kilkoma łańcuchami podzielonymi na kilka grup
Kiedy poziomy mocy przekraczają 50 lub 100 kW, systemy fotowoltaiczne są
dzielone na podgrupy (patrz Rys. P21), aby ułatwić podłączenie poszczególnych
komponentów. Łańcuchy są podłączone równolegle na dwóch poziomach.
b Łańcuchy w każdej podgrupie są podłączone równolegle w skrzynkach systemu
PV podgrupy. Są one wyposażone w urządzenia bezpieczeństwa, konieczny sprzęt
pomiarowy i urządzenia monitorujące.
b Wyjścia tych skrzynek są podłączone równolegle w skrzynce systemu
PV w pobliżu falownika. Ta skrzynka jest również wyposażona w wymagane
zabezpieczenia oraz wyposażenie pomiarowe i monitorujące niezbędne do
równoległego połączenia podgrup.
System może być odłączony od falownika przy użyciu rozłącznika, który może, ale
nie musi być zamontowany w skrzynce systemu PV. Napięcie stałe systemu wynosi
około 1000 VDC.

PV

PV array systemu PV
Skrzynka box

P20

DC enclosure

AC enclosure

Obudowa DC

Obudowa AC

Inverter
Falownik
=

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

~

Rys. P20: Schemat przedstawiający system fotowoltaiczny składający się z kilku grup

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Architektury instalacji PV

4.3 Dobór elementów instalacji
Obliczanie systemu fotowoltaicznego
Absolutnie konieczne jest uwzględnienie lokalizacji (położenie geograficzne,
szerokość geograficzna, wysokość, zacienienie, itd.) oraz czynników instalacyjnych
(kierunek zwrócenia, kąt, itd.).
Po pierwsze, orientacyjna moc wyjściowa może być wyliczona w oparciu
o dostępną powierzchnię:
10 m2 = 1 kWp
7140 m2 (= boisko piłkarskie) = 700 kWp
System PV powinien zawsze uwzględniać falownik. Obliczenia powinny
porównywać charakterystykę modułów z charakterystyką przekształtnika w celu
ustalenia optymalnej konfiguracji.
b Skład łańcucha:
Liczba modułów x Voc (przy t° min) & lt; Vmax falownika
Napięcie bez obciążenia łańcucha (Voc x liczba modułów w szeregu) przy
minimalnej temperaturze w lokalizacji instalacji musi być niższe niż maksymalne
napięcie wejściowe falownika.
= & gt; Ten wymóg musi być zawsze spełniony. W przeciwnym razie, falownik może
zostać zniszczony. Oprócz wyżej wymienionej reguły zapobiegającej zniszczeniu
przekształtnika należy przestrzegać dwóch innych ograniczeń:
v Liczba modułów x Vmpp (przy t° maks.) & gt; Vmin falownika
Napięcie robocze (Vm x liczba modułów w szeregu przy wszystkich temperaturach
w lokalizacji instalacji) powinno mieścić się w obrębie zakresu napięcia MPPT
falownika. W przeciwnym razie, falownik wyłączy się a produkcja energii ustanie.
v Isc łańcuchów & lt; I maks. falownika
Całkowity prąd Isc równolegle podłączonych łańcuchów musi być niższy niż
maksymalny prąd wejściowy falownika. W przeciwnym razie, falownik ogranicza
energię dostarczaną do sieci.

Dobór przekształtnika

P21

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b W Europie, poziom mocy falownika musi wynosić między 0,8 a 1 mocy systemu:
0,8 & lt; Pfalownika/Psieci & lt; 1
v Poniżej tego poziomu (poniżej 0,8 Psieci), falownik znacząco ogranicza moc.
Energia sprzedawana do sieci będzie zatem mniejsza niż wydajność paneli
i tym samym zwrot inwestycji zajmie więcej czasu.
v Powyżej tego poziomu (powyżej Psieci), falownik jest zbyt duży dla poziomu
mocy systemu.
Tym razem zwrot inwestycji również zajmie więcej czasu.
b Jednofazowy lub trójfazowy
Należy wybrać jedną z tych dwóch opcji w porozumieniu z lokalnym
dystrybutorem energii w oparciu o urządzenia dostępne w asortymencie
producenta,
często w ramach następujących limitów:
v Pn falownika & lt; 10 kW = & gt; falownik jednofazowy
v 10 kW & lt; Pn & lt; 100 kW = & gt; falownik(i) trójfazowy lub falowniki jednofazowe
połączone w system trójfazowy. W tym przypadku należy uwzględnić zarządzanie
równowagą obciążeń między fazami.
v Pn & gt; 100 kW = & gt; falowniki(i) trójfazowy(e)
b Oprogramowanie do konfiguracji
Producenci falowników pomagają w zaprojektowaniu biurom projektów
i instalatorom w wymiarowaniu elementów instalacji dla sektora mieszkalnego
i usługowego dotarczając oprogramowanie wpomagające projetowanie.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

P - Instalacje fotowoltaiczne

4.4 Typ instalacji
Typ instalacji to czynnik, który nie powinien być ignorowany, ponieważ w krajach
takich jak Francja zależy od tego cena zakupu energii. Należy go brać pod uwagę
przy doborze modułu wraz z zacienieniem.
Istnieją trzy typy instalacji - zintegrowane w budynku, częściowo zintegrowane
i zlokalizowane na ziemi:
b Zintegrowany w budynku system fotowoltaiczny (BIPV)
Ten typ instalacji spełnia podwójną rolę (produkcja energii i zapewnienie
wodoodporności dachu, zacienienie, itd.).
b Częściowo zintegrowany
Jest to moduł najprostszy do zainstalowania i, co najważniejsze, nie zmienia
wodoodporności dachu. Niemniej jednak, jego główną wadą jest to, że we Francji
operatorzy nie mogą stosować wobec niego najwyższej stawki. Ten typ instalacji
zwykle jest stosowany w Niemczech i Szwajcarii.
b Naziemny
Ten typ instalacji jest stosowany w elektrowniach pokrywających duże powierzchnie
(farmy słoneczne). On również nie kwalifikuje się do stosowania we Francji z
powodu najwyższej ceny zakupu.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

P22

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Architektury instalacji PV

4.5 Dobór wyposażenia elektrycznego
4.5.1 System PV podłączony do sieci & lt; = 10kW (Mieszkalny)
Pojedynczy falownik jednofazowy

E1

E2

Inverter z lub bez izolacji
Falownik with or without
galvanic isolation
galwanicznej

E3

=

Q1

Q2

Q3

~

SPD
2
Zewnętrzny
Outdoor

Wymagania

SPD
3

Podłączeniegrid sieci
To do
connection

Na ogół, falownik jednofazowy 5kW. o UOC MAX 600V podłączony do sieci. Jeden
lub dwa łańcuchy, - Isctc & lt; 25A, IAC & lt; 32A. W tym projekcie nie ma zabezpieczenia
łańcuchów. Konieczny jest główny łącznik PV. Gdy falownik jest wewnątrz budynku,
zalecany jest dodatkowy zdalnie sterowany łącznik w punkcie wejścia kabla DC na
wypadek sytuacji awaryjnych.

Wewnętrzny
Indoor

Skrzynka przyłączeniowa
łańcucha

Łącznik główny PV

Falownik

Skrzynka AC (230V P/N)

•

• (d)

(a)

• (d)

•
DC21B

• (d)
DC21B

(a)

• (d)

• (b)

• (d)

(e)

• (d)

Rozdzielnice i sterowanie

Sterowanie
Ochrona nadprądowa

(c)

• (f)

Ochrona przed usterką
izolacji

(h)

Ochrona przed
przepięciami
Obudowa

(h)
RCD type B or A SI

• type 2
Zewnętrzny
II klasa ochronności

• type 1 or 2

Wewnętrzny
II klasa ochronności

Standardowy wymóg AC +
wymóg kodu sieci

Pomiar

Istotne parametry
przekształtnika

Energia

b a Przekształtnik może zawierać łącznik główny systemu PV. Rozwiązanie to utrudnia serwisowanie lub wymianę falownika.
b b Zdalny łącznik dla służb ratowniczych zlokalizowany możliwie jak najbliżej modułów PV lub punktu wejścia kabli DC do budynku.
b c Zabezpieczenie nie jest wymagane, gdy liczba łańcuchów nie przekracza 2.
b d Łączenie serwisowe i awaryjne
b e Falownik powinien być wyposażony w detekcję pracy wyspowej (anti-islanding) (w zgodności na przykład z VDE 0126)
b f Ochrona przed przeciążeniem i zwarciem Zalecana charakterystyka B.
b g SPD może być zbędne, jeśli jest inne SPD w instalacji AC w odległości mniejszej niż 10 metrów.
b h Jeżeli falownik nie zapewnia separacji galwanicznej, po stronie AC konieczne jest zabezpieczenie w postaci RCD. IEC 60364-712 określa RCD typu B Niektóre
lokalne przepisy wymagają RCD typu A SI
Rys. P22: Podłączenie do sieci & lt; = 10kW

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

P23

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Izolacja
Łączenie
(Znamionowy prąd
załączania i wyłączania)

P - Instalacje fotowoltaiczne

4.5.2 System PV 10 do 100kW podłączony do sieci (Mały
budynek)
Pojedynczy trójfazowy falownik z wieloma wejściami bez
skrzynki systemowej
Zazwyczaj, falowniki 10kW do 36kW podłączone do sieci, UOC MAX
prawdopodobnie wyższe niż 600V (tzn. 800V lub 1000V,), Isctc & lt; 125A, IAC & lt; 63A.
W tym zakresie mocy, przekształtniki zwykle mają 2 do 4 wejść dla urządzeń
do śledzenia punktu mocy maksymalnej (MPPT), więc liczba łańcuchów w tej
samej podsieci DC wynosi jeden lub dwa. Nie ma konieczności zabezpieczenia
łańcuchów. Konieczny jest łącznik główny PV dla każdego wejścia MPPT. Jeśli
falownik jest wewnątrz budynku, zalecane są dodatkowe zdalnie sterowane łączniki
w punkcie wejścia kabla DC dla służb ratowniczych.

E2

SPD
11

SPD
21

Q11

E3

=

Q21

Q12

Inverter with or without
Falownik z lub bez
galvanic isolation
izolacji galwanicznej

Q22

SPD
12

Q3

~

SPD
22

Indoor
Wewnętrzny

Wewnętrzny/zewnętrzny
Indoor / Outdoor
Wymagania

SPD
3

Podłączenie do sieci
To grid
connection

E1

Skrzynka przyłączeniowa
łańcucha

Łącznik główny systemu PV

Falownik

Skrzynka AC (400V)

•

• (d)

(a)

• (d)

•
DC21B

• (d)
DC21B

(a)

• (d)

• (b)

• (d)

(e)

• (d)

Rozdzielnice i sterowanie
Izolacja
Łącznik
(Znamionowy prąd załączania
i wyłączania)
Kontrola
Ochrona nadprądowa

(c)

• (f)

Ochrona przed usterką
izolacji

(h)

Ochrona przed przepięciami
Obudowa

• typ 2
Zewnętrzne IP5x
II klasa ochronności

• typ 1 lub 2

Wewnętrzne IP5x
II klasa ochronności

Standardowy wymóg AC +
wymóg kodu sieci

Pomiar

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

P24

(h)
RCD typ B lub A SI

Energia

b a Łącznik główny systemu PV może być zawarty w falowniku. Rozwiązanie to utrudnia serwisowanie lub wymianę przekształtnika.
b b Zdalny łącznik dla służb ratowniczych zlokalizowany możliwie jak najbliżej modułów PV lub punktu wejścia kabli DC do budynku.
b c Zabezpieczenie nie jest wymagane, gdy liczba łańcuchów nie przekracza 2.
b d Łączenie serwisowe i awaryjne
b e Falownik powinien być wyposażony w detekcję pracy wyspowej (anti-islanding) (w zgodności na przykład z VDE 0126)
b f Ochrona przed przeciążeniem i zwarciem (zalecana charakterystyka B ).
b g Jeżeli w przekształtniku nie ma SPD, lub jeśli odstęp między skrzynką DC a przekształtnikiem przekracza 10m, w skrzynce tej konieczne jest SPD.
bh
v Jeżeli przekształtnik nie zapewnia separacji galwanicznej, po stronie AC konieczne jest zabezpieczenie w postaci RCD. IEC 60364-712 określa RCD typu B
Niektóre lokalne przepisy wymagają RCD typu A SI
v Jeżeli przekształtnik zapewnia łatwą separację
- Bez uziemienia roboczego: monitoring izolacji jest konieczny, w tym zakresie mocy jest zazwyczaj prowadzony przez falownik.
- Z uziemieniem roboczym: uziemienie zostanie wyposażone w wyłącznik DC MCB (seria C60PV 4P 2 - 10A) lub bezpiecznik.
Rys. P23: pojedynczy przekształtnik 10-100kW z wieloma wejściami MPPT

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Architektury instalacji PV

Pojedynczy falownik trójfazowy z jedną skrzynką systemową
Zazwyczaj, falowniki 30kW do 60kW podłączone do sieci. UOC max jest zasadniczo
wyższe niż 600V (do 1000V), Isctc nie przekracza 200A, I AC nie przekracza 100A.
Taki projekt ma więcej niż 2 łańcuchy. Dlatego konieczna jest ochrona przed
prądem wstecznym. Wymagany jest główny łącznik PV. Jeśli falownik znajduje się
w budynku, zaleca się dodatkowy zdalnie sterowany łącznik w punkcie wejścia
kabla DC, na wypadek sytuacji awaryjnych.

E1
E2
Q1

Q0

Q3

Q2

SPD
1

~

SPD
2

SPD
3

Wewnętrzny
Indoor

Zewnętrzny
Outdoor

Wymagania

E3

=

Q0
Q0

Inverter with or without
Falownik z lub bez
galvanic isolation
izolacji galwanicznej

Podłączenie do sieci
To grid
connection

Q0

Skrzynka przyłączeniowa
łańcucha/systemu

Łącznik główny systemu PV

Falownik

Skrzynka AC (400V)

•

• (d)

(a)

• (d)

•
DC21B

• (d)
DC21B

(a)

• (d)

• (b)

• (d)

(e)

• (d)

•

(c)

Rozdzielnice i sterowanie

Sterowanie
Ochrona nadprądowa
Ochrona przed usterką
izolacji

(h)

Ochrona przed przepięciami
Obudowa

• (f)
(h)
RCD type B lub A SI

• typ 2
Zewnętrzne IP5x
II klasa ochronności

• typ 1 or 2

Wewnętrzne IP5x
II klasa ochronności

Standardowy wymóg AC +
wymóg kodu sieci

Pomiar

P PF, Energia
,Q,

b a Falownik może zawierać łącznik główny systemu PV. Rozwiązanie to utrudnia serwisowanie lub wymianę falownika.
b b Zdalny łącznik dla służb ratowniczych zlokalizowany możliwie jak najbliżej modułów PV lub punktu wejścia kabli DC do budynku. W tym celu, łącznik główny
w skrzynce systemu może być wyposażony w cewkę wybijakową i mechanizm z silnikiem do zdalnego ponownego zamknięcia.
b d Łączenie serwisowe i awaryjne
b e Falownik powinien być wyposażony w detekcję pracy wyspowej (anti-islanding) (w zgodności na przykład z VDE 0126)
b f Ochrona przed przeciążeniem i zwarciem (zalecana charakterystyka B ).
b g Jeżeli nie ma SPD w falowniku lub jeśli odstęp między skrzynką DC a przekształtnikiem przekracza 10m, w skrzynce tej konieczne jest SPD.
bh
v Jeżeli przekształtnik nie zapewnia separacji galwanicznej, po stronie AC konieczne jest zabezpieczenie w postaci RCD. IEC 60364-712 określa RCD typu B
Niektóre lokalne przepisy wymagają RCD typu A SI
v Jeżeli falownik zapewnia łatwą separację
- Bez uziemienia roboczego: monitoring izolacji jest konieczny
- Z uziemieniem roboczym: uziemienie zostanie wyposażone w wyłącznik DC MCB (seria C60PV 4P 2 - 10A) lub bezpiecznik.

Rys. P24: pojedynczy przekształtnik MPPT 10-100kW

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

P25

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Izolacja
Łącznik
(Znamionowy prąd
załączania i wyłączania)

P - Instalacje fotowoltaiczne

Projekt z wieloma jednofazowymi falownikami
Zazwyczaj falowniki podłączone do sieci, 6x5 do 20x5kW. Projekt stosowany
w budynku mieszkalnym może być powielony tyle razy ile trzeba. W tym przypadku,
system DC jest bardzo prosty, a system AC jest bardzo podobny do zwykłych
systemów AC.

E1

Wewnętrzny
Indoor

=

E3

Q1

~

SPD
1

Q3

Zewnętrzny
Outdoor

E1

=

Q1

~

Q3

~

Q3

~

Q3

~

E1

Q3

~

SPD
1

Q3

=

Q1
SPD
1

E1

Q4

=

Q1
SPD
1

E1

SPD
3

=

Q1
SPD
1

E1

=

Q1
SPD
1

Wymagania

Łącznik główny systemu PV

Falownik

Skrzynka AC(400V)

Rozdzielnice i sterowanie

P26

Patrz projekt 5kW

Ochrona przed przepięciami

• typ 2

• typ 1 lub 2

Zewnętrzne IP5x
II klasa ochronności

Standardowy wymóg AC +
wymóg kodu sieci

Obudowa

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Pomiar

(h)

Energia

• (d)

P PF, Energia, równowaga
,Q,
obciążenia

b h Jeżeli przekształtnik nie zapewnia separacji galwanicznej, po stronie AC konieczne jest zabezpieczenie w postaci RCD. IEC 60364-712 określa RCD typu B
Niektóre lokalne przepisy wymagają RCD typu A SI
Rys. P25: 10-100kW wiele przekształtników z pojedynczym wejściem MPPT

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Architektury instalacji PV

Trójfazowy falownik z dwoma skrzynkami systemowymi (Na & lt; = 2)
Zazwyczaj falowniki podłączone do sieci, 60kW do 100kW z 2 systemami. Ochrona
kabla systemu nie jest konieczna w przypadku 2 lub 3 systemów.
Isctc sieci ≤ δ 200A, Isctc ≤ δ 400A, and Imax AC ≤ δ 200A. Główny łącznik PV
wymagany jest blisko falownika. Zdalnie obsługiwane łączniki w skrzynkach
systemowych umożliwiają zlokalizowanie rozłączników blisko modułów PV na
wypadek sytuacji kryzysowych.

E1
E2

Q1
Q0

Inverter withz lub bez
Falownik or without
galvanic isolation
izolacji galwanicznej

SPD
1

=
Q3

Q2

Outdoor

E3

E1

~

SPD
2

Q0

SPD
3

Podłączenie do sieci
To grid
connection

Q0

Q1
Q0

Wewnętrzny
Indoor

SPD
1

Zewnętrzny
Outdoor
Wymagania

Łącznik główny systemu PV

Falownik

Skrzynka AC(400V)

Rozdzielnice i sterowanie

Łącznik (prąd znamionowy
załączania i wyłączania)
Sterowanie
Ochrona nadprądowa

•

• (d)

(a)

• (d)

•
DC21B

• (d)
DC21B

(a)

• (d)

• (b)

• (d)

(e)

• (d)

•

(c)

Ochrona przed usterką
izolacji

(h)

Ochrona przed
przepięciami
Obudowa

• (f)
(h)
RCD type B or A SI

• typ 2
Zewnętrzne IP5x
II klasa ochronności

• typ 1 lub 2

Wewnętrzne IP5x
II klasa ochronności

Standardowy wymóg AC +
wymóg kodu sieci

Pomiar

P PF, Energia
,Q,

b a Łącznik główny systemu PV może być zawarty w falowniku. Rozwiązanie to utrudnia serwisowanie lub wymianę przekształtnika.
b b Jeżeli wymagany jest łącznik dla służb ratowniczych, główny łącznik w skrzynce systemu może być wyposażony w cewkę wybijakową i mechanizm z silnikiem
do zdalnego ponownego zamknięcia.
b c Zabezpieczenie nie jest wymagane, gdy liczba systemów & lt; = 3 (wymiarowanie kabli nie jest korzystne)
b d Łączenie serwisowe i awaryjne
b e Falownik powinien być wyposażony w detekcję pracy wyspowej (anti-islanding) (w zgodności na przykład z VDE 0126)
b f Ochrona przed przeciążeniem i zwarciem.
b g Jeżeli w falowniku nie ma SPD, lub jeśli odstęp między skrzynką DC a przekształtnikiem przekracza 10m, w skrzynce tej konieczne jest SPD.
bh
v Jeżeli falownik nie zapewnia separacji galwanicznej, po stronie AC konieczne jest zabezpieczenie w postaci RCD. IEC 60364-712 określa RCD typu B Niektóre
lokalne przepisy wymagają RCD typu A SI
v Jeżeli przekształtnik zapewnia łatwą separację
- Bez uziemienia roboczego: monitoring izolacji jest konieczny
- Z uziemieniem roboczym: uziemienie zostanie wyposażone w wyłącznik DC MCB (seria C60PV 4P 2 - 10A) lub bezpiecznik.
Rys. P26: przekształtnik z pojedynczym wejściem MPPT 10-100kW z 2 systemami

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

P27

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Izolacja

P - Instalacje fotowoltaiczne

4.5.4 Podłączony do sieci system PV 150kW do 500kW (duże
budynki i farmy)
Trójfazowy falownik z więcej niż dwoma skrzynkami systemowymi
Zazwyczaj pojedynczy falownik 150kW do 500kW. Taki projekt jest bardzo podobny
do poprzedniego z tym wyjątkiem, że ma więcej systemów, co wymaga ochrony ich
kabli.
Istc  & lt; = 400A, IAC  & lt; = 600A.

E1

Q0

Q2

E1

Q0

E3

Q21
SPD
1

Q3

~

SPD
3

Q2

Q1

Wymagania

Inverter without
Falownik bez izolacji
galvanic isolation
galwanicznej

=

SPD
0

Zewnętrzny
Outdoor

Q0

E2

transformer

Q2

Q1

Do transformatora
To LV/MV

Q0

Wewnętrzny
Indoor

SPD
0

Łańcuch

Skrzynka przyłączeniowa
systemu

Skrzynka przyłączeniowa
generatora

Falownik

Skrzynka AC 400V lub
o innym napięciu (Falownik
bez transformatora)

•

•

•

• (a)

• (d)

•
DC22A

•
DC22A

• (a)

• (d)

• (a)

• (d)

• (h)

• (h)

Rozdzielnice i sterowanie
Izolacja
Łącznik (prąd
znamionowy załączania
i wyłączania)
Sterowanie
Ochrona nadprądowa

• (b)
•

• (c )

Ochrona przed usterką
izolacji
Ochrona przed
przepięciami
Obudowa
Pomiar

(g)

• typ 2

• typ 1 lub 2

Zewnętrzne IP5x
II klasa ochronności

Wewnętrzne IP5x
II klasa ochronności

Standardowy wymóg AC +
wymóg kodu sieci

Energia

P28

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

• (f)

P Q, PF, energia, alarm, THD
,
(całkowite zniekształcenie
harmoniczne), poszczególne
składowe harmoniczne

b a Falownik może zawierać łącznik główny systemu PV. Rozwiązanie to utrudnia serwisowanie lub wymianę falownika.
b b Jeżeli wymagany jest łącznik dla służb ratowniczych, główny łącznik w skrzynce systemu może być wyposażony w cewkę wybijakową i mechanizm z silnikiem
do zdalnego ponownego zamknięcia.
b c Ochrona kabla systemu jest zalecana w celu uniknięcia przekroczenia klasyfikacji kabla. W celu zapewnienia szybkiego zadziałania zabezpieczeń, zaleca się 6
do 8 systemów.
b d Falownik powinien być wyposażony w detekcję pracy wyspowej (anti-islanding) (w zgodności na przykład z VDE 0126)
b f Ochrona przed przeciążeniem i zwarciem.
b g Jeżeli nie ma SPD w falowniku, lub jeśli odstęp między skrzynką DC a falownikiem przekracza 10m, w skrzynce tej konieczne jest SPD.
b h Izolacja galwaniczna jest zapewniana przez transformator NN/SN,
v System PV bez uziemienia roboczego: konieczny jest monitoring izolacji: IMD - IM20 i akcesorium IMD-IM20-1700
v System PV z uziemieniem roboczym: uziemienie zostanie wyposażone w wyłącznik DC MCB (seria C60PV 4P 2 - 10A) lub bezpiecznik.
Rys. P27: przekształtnik z pojedynczym wejściem MPPT 150-500kW z systemami N & gt; 2

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Architektury instalacji PV

Projekt z wieloma trójfazowymi falownikami bez skrzynki
systemowej
Zazwyczaj falowniki podłączone do sieci, 10x20 do 20x30kW
UOC max & lt; = 1000V, jeden lub dwa łańcuchy na przekształtnik. IAC max 50A na
jeden falownik.

E1

Wewnętrzny

SPD
11

Indoor

=

Q11
Q12

~

=

SPD
12

~

=
~

=

E3
Q5

Q5

Q5

Q6

~

=

SPD
11

Q11
Q12

Q5

~

SPD
12

Wymagania

Q5

~

=

SPD
3

Q5

~

=
E1

Q5

~

=

Q5

Skrzynka przyłączeniowa
łańcucha

Skrzynka AC Combiner

Rozdzielnice i sterowanie
Patrz projekt PV 10 do 36kW
Ochrona przed
przepięciami
Obudowa

• type

• typ 1 lub 2

Zewnętrzne IP5x
II klasa ochronności

Pomiar

Standardowy wymóg AC +
wymóg kodu sieci
Energia

P Q, PF, energia, alarm
,

P29

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. P28: wiele 3-fazowych przekształtników 150-500kW

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Architektury instalacji PV

P - Instalacje fotowoltaiczne

Podłączony do sieci system PV z wieloma wejściami MW (duże
budynki i farmy)
Zazwyczaj falownik 500kW - 630kW z transformatorami NN/SN i podstacją SN.

E1

Q0

E5
Q2

Q1

E2

SPD
0

Q0

=
Q3
b

Zewnętrzny

Outdoor

E1

Q0

SPD
1

Wymagania

Q4

Q5

~ SPD
3

Q2

Q1
SPD
0

Q0

SPD
2

E4

E3

Wewnętrzny
Indoor

Drugi przekształtnik podobny schemat
2nd inverter similar scheme

Łańcuch

Skrzynka przyłączeniowa
systemu

Skrzynka przyłączeniowa
generatora

Falownik

Skrzynka AC 400V
lub o innym napięciu
(przekształtnik bez
transformatora)

•

•

• (a)

Patrz następna strona

•

•
DC22A

• (a)

Patrz następna strona

•

Rozdzielnice i sterowanie
Izolacja
Łącznik (prąd
znamionowy załączania
i wyłączania
Sterowanie
Ochrona nadprądowa

• (b)
•

Patrz następna strona
• (c )

Ochrona przed usterką
izolacji
Ochrona przed
przepięciami
Obudowa
Pomiar

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

P30

•

Patrz następna strona

• (f)

Patrz następna strona
(g)

• typ 2

Zewnętrzne IP5x
II klasa ochronności

Wewnętrzny
II klasa ochronności (i)

Energia

(g)

• typ 1 lub 2

P Q, PF, energia, alarm, moc
,
jakość gipsu

b a Główny łącznik systemu PV jest zazwyczaj zawarty w panelu falownika.
b b Jeżeli wymagany jest łącznik dla służb ratowniczych, główny łącznik w skrzynce systemu może być wyposażony w cewkę wybijakową i mechanizm z silnikiem
do zdalnego ponownego zamknięcia.
b c Ochrona kabla systemu jest zalecana w celu uniknięcia przekroczenia klasyfikacji kabla. W celu zapewnienia szybkiego zadziałania zabezpieczeń, zaleca się 6
do 8 systemów.
b f Ochrona przed przeciążeniem i zwarciem.
b g Jeżeli nie ma SPD w falowniku lub jeśli między skrzynką DC a falownikiem jest & gt; 10m, w skrzynce tej konieczne jest SPD.
b h Izolacja galwaniczna jest zapewniana przez transformator NN/SN,
v System PV bez uziemienia roboczego: konieczny jest monitoring izolacji: IMD - IM20 i akcesorium IMD-IM20-1700
v System PV z uziemieniem roboczym: uziemienie zostanie wyposażone w wyłącznik DC MCB (seria C60PV 4P
2 - 10A) lub bezpiecznik.
Rys. P29: przekształtniki 500-630kW z transformatorami SN/ N

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Monitoring

Ponieważ dochodowość instalacji fotowoltaicznych zależy głównie od sprawności
operacyjnej, ważne jest, by były zawsze gotowe do pracy i stale działały.
Najlepszym sposobem na zagwarantowanie tego jest zainstalowanie systemu
monitoringu obejmującego kluczowe urządzenia instalacji. Ten system powinien
natychmiast zgłaszać wszystkie usterki, być zdolny do wykrywania odchyleń w
mocy i zdalnie nadzorować system.

5.1 Typy systemów monitorowania
Dostępnych jest kilka systemów monitoringu instalacji, ich rodzaj zależy to od
wielkości instalacji.
Systemy przeznaczone dla budynków mieszkalnych oraz handlowych, 1 do 1000
kW, są w stanie monitorować falowniki – status, pomiary i alarmy – i kluczowe
wartości elektryczne związane z mocą instalacji.
Systemy te są oparte na urządzeniu rejestrującym dane, zazwyczaj wyposażone
w port szeregowy RS232/485 do komunikowania się z falownikiem przy
wykorzystaniu protokołu Modbus lub własnego protokołu. Pozyskiwanie danych
opiera się na próbkowaniu o niskiej prędkości, średnio co 10 minut. Dane mogą
być przechowywane lokalnie w urządzeniu rejestrującym dane za darmo, ale
krótko, bądź przesyłane do zewnętrznego serwera przechowującego dane przez
lata i wyposażonego w interfejs użytkownika, z roczną opłatą za usługę. W tym
przypadku, komunikacja z serwerem zewnętrznym może zachodzić poprzez GPRS
bądź poprzez sieć Ethernet
Rejestrator danych może również być wyposażony w wejścia pomocnicze, takie
jak wejścia analogowe dla czujników do monitorowania temperatury lub natężenia
promieniowania, wejście cyfrowe do monitorowania stanu wyposażenia i/lub
wejście impulsowe do podłączenia miernika mocy wyposażonego w wyjście
cyfrowe.
Systemy dla dużych użytkowników aż do elektrowni o skali przemysłowej, od
500 kW wzwyż, są w stanie monitorować kompletną instalację, od wejść łańcuchów
do punktu podłączenia do sieci.
Systemy te są oparte na systemie SCADA (Nadzór, sterowanie i pozyskiwanie
danych), który umożliwia monitorowanie wielu lokalizacji, pomiary DC i AC, zdalne
sterowanie urządzeń z silnikami, inteligentne alarmowanie, generowanie raportów,
wskazanie wydajności oraz inne możliwości, takie jak dogłębna analiza.
Systemy te obejmują także inne wyposażenie zapewniające efektywniejszą kontrolę
obiektu, jak stacja meteorologiczna (pomiary temperatury, wiatru, opadów),
czujniki natężenia promieniowania, kontroler instalacji – urządzenie komunikujące
się z operatorem sieci w celu dostosowania produkcji do zmian w sieci (napięcie,
współczynnik mocy) – i mierniki specjalne, takie jak mierniki opłat.
Te systemy SCADA mogą być lokalne i/lub zdalne, z możliwościami redundancji
i wysoką wydajnością przetwarzania danych.
Ten rodzaj instalacji jest zazwyczaj obsługiwany na podstawie umowy o obsługę
i konserwację, a w wielu przypadkach mają one cele operacyjne, którymi mogą być
produkcja, współczynnik wydajności lub dostępność.

5.2 Systemy monitoringu
P31

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Mogą być autonomiczne lub obejmować zdalne monitorowanie, być dostępne z
„chmury”.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Monitoring

P - Instalacje fotowoltaiczne

SMS

Ekran wyLarge
świetlacza
screen
cyfrowego
display

@mail

Files

GSM
GPRS

SMTP

FTP

Rejestrator
Data logger
danych

=
Czujniki
Sensors

=

~

=

~

~

Przekształtnik 1 Przekształtnik 1 Przekształtnik 1
Inverter 1
Inverter 2
Inverter 3

Rys. P30: Przykład autonomicznego systemu monitorowania stosowanego zazwyczaj w
instalacjach PV od mieszkalnych do użytkowych

Po zebraniu danych na miejscu, system wysyła dane wyjściowe i alarmy, gdy tylko
zostaną wygenerowane, do zewnętrznego systemu monitorowania mogącego
obsługiwać okresy przestoju w czasie prac konserwacyjnych. Umożliwia to ścisłe
monitorowanie instalacji, co jest istotne, gdy operatorzy instalacji fotowoltaicznych
niekoniecznie znajdują się na miejscu.

Zdalne

Obiekt 2
Obiekt 1
Duży ekran
wyświetlacz
i sterowanie w
pomieszczeniu
kontronmym

Serwer na miejscu

Router

Sieć Ethernet TCP/IP

SCADA
RS485 - TCP/IP

Czujniki

=

~
Stan wyposażenia,
pomiary
Przekształtnik 1

Sieć Ethernet TCP/IP

=

=

~
Przekształtnik 2

~
Przekształtnik 3

Zdalny system monitorowania
Obsługa i konserwacja

P32

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. P31: Przykład systemu zdalnego monitorowania stosowanego zazwyczaj w elektrowniach o skali przemysłowej

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Monitoring

5.3 Czujniki

5.4 Bezpieczeństwo instalacji
Ponieważ moduły są drogie i w niektórych przypadkach niezabezpieczone przed
dostępem, ich lokalizacje muszą być monitorowane przez kamery ochrony.
Chociaż ten rodzaj nadzoru jest dozwolony w obiektach prywatnych, filmowanie
publicznych autostrad jest zakazane.

P33

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Fig. P32: Pyranometr – Kipp & Zonen

Czujniki przesyłają dane do systemów monitoringu i obejmują:
b Czujnik do natychmiastowego mierzenia zmian światła, jak pyranometr
(czujnik przepływu ciepła stosowany do pomiaru ilości energii słonecznej w
naturalnym świetle (W/m2), patrz Rys. P32). W instalacjach fotowoltaicznych jest on
standardem. Może być stosowany do określenia zmian na przestrzeni czasu i jest
zalecany wszystkim dostawcom chcącym prowadzić analizy porównawcze i zbierać
dane statystyczne ich instalacji.
b Czujnik temperatury – jest to ważny czynnik w fotowoltaicznym źródle zasilania
(patrz Paragraf 2.1). Ten czujnik służy jako zewnętrzna sonda lub jest dołączony z
tyłu modułu.
b Miernik kilowatogodzin
W razie sprzedaży mocy, może być wykorzystywany tylko miernik kilowatogodzin
obsługiwany przez dystrybutora energii kupującego elektryczność, do celów
rozliczeniowych.
Inne mierniki zamontowane w obrębie instalacji (w przetworniku lub obok
właściwego miernika) są jedynie wskaźnikami informacyjnymi z własnymi
określonymi poziomami dokładności.
Pomiędzy wartościami podawanymi przez urządzenia w instalacji a tymi
podawanymi przez miernik oficjalny mogą wystąpić różnice większe niż 10%.
Niemniej jednak, te różnice wynikają nie tylko z różnych poziomów dokładności. Są
także wywoływane przez straty energii w kablach i urządzeniach bezpieczeństwa za
falownikiem.
Ważne jest zatem wykorzystanie kabli o minimalnej długości i jednoznaczne
określenie:
v Lokalizacji, w której instalacja zostanie podłączona do sieci
v Lokalizacji, w których będą podłączone mierniki dystrybutora energii

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Rozdział Q
Lokale mieszkalne oraz inne
obiekty specjalne
Spis treści

1

Obiekty mieszkalne i podobne

Q2
Q2
Q2
Q4
Q6

2

1.1 Informacje ogólne
1.2 Elementy rozdzielnic
1.3 Ochrona ludzi
1.4 Obwody
1.5 Ochrona przed przepięciami i wyładowaniami
atmosferycznymi

Łazienki i prysznice

Q8

3

2.1 Klasyfikacja stref
2.2 Połączenia ekwipotencjalne
2.3 Wymagania dla każdej strefy

Q8
Q11
Q11

Zalecenia mające zastosowanie do specjalnych
obiektów i instalacji

Q12

Q7

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Q1

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Q – Lokale mieszkalne oraz inne obiekty specjalne

Instalacje elektryczne dla obiektów
mieszkalnych wymagają wysokiego standardu
bezpieczeństwa i niezawodności.

Zakład energetyczny łączy punkt zerowy NN ze
swoim transformatorem rozdzielczym SN/NN do
uziemienia.
Wszystkie instalacje NN muszą być chronione
za pomocą RCD. Wszystkie nieosłonięte części
przewodzące muszą być połączone razem
i podłączone do uziemienia.

1 Obiekty mieszkalne i podobne

1.1 Ogólne
Powiązane normy
Większość krajów posiada przepisy i/lub normy regulujące zasady wymagane
w projektowaniu i realizacji instalacji elektrycznych dla obiektów mieszkalnych
i podobnych. Odpowiednią normą międzynarodową jest publikacja IEC 60364.

Sieć energetyczna
Znaczna większość zakładów energetycznych uziemia punkt zerowy
transformatorów rozdzielczych SN/NN.
Dlatego ochrona ludzi przed porażeniem prądem elektrycznym polega w takim
przypadku na zasadzie omówionej w rozdziale F. Wymagane pomiary zależą od
tego, czy zastosowano system uziemienia TT, TN czy IT.
RCD są niezbędne w instalacjach z uziemieniem TT i IT. W przypadku instalacji
z uziemieniem TN wyłączniki nadprądowe lub RCD mają zapewnić ochronę przed
bezpośrednim kontaktem obwodów elektrycznych. Aby objąć ochroną przewody
poza gniazdkami elektrycznymi oraz w celu zapewnienia ochrony przed pożarami
pochodzenia elektrycznego należy zainstalować RCD.

Jakość wyposażenia elektrycznego
stosowanego w obiektach mieszkalnych jest
zazwyczaj gwarantowana przez znak zgodności,
umieszczony z przodu każdego elementu.

1.2 Elementy rozdzielnic (patrz Rys. Q1)
Rozdzielnice (w obiektach mieszkalnych zazwyczaj tylko jedna) zwykle obejmują
miernik(i), a w niektórych przypadkach (zwłaszcza jeżeli zakłady energetyczne
wymagają systemu uziemienia TT i/lub mają taryfy, które ograniczają maksymalne

Obudowa

Połączenie robocze
Tablica
rozdzielcza

Wyłącznik
dopływowy
Ochrona odgromowa

Ochronnik
przeciwprzepięciowy
Zabezpieczenie
nadprądowe
i izolacja
Ochrona przed
bezpośrednim
i pośrednim kontaktem
oraz ochrona
przeciwpożarowa

Q2

MCB- wyłącznik nadmiarowo-prądowy

MCB

Przełącznik
obciążenia

Zdalne sterowanie
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Przełącznik zdalnego
sterowania TL 16 A

Zarządzanie energią
Programowalny termostat
THP

Łącznik zrzutu
obciążenia CDSt

Programowalny
przełącznik czasowy IHP

Styczniki

Rys. Q1: Prezentacja realizowanych funkcji w tablicy rozdzielczej konsumenta
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Obiekty mieszkalne i podobne
1
1 1 Residential similar premises
 Residential andand similar premises
1  Residential and similar premises
dozwolone zużycie prądu) wyłącznik zasilający, który wyposażony jest w wyzwalacz
nadprądowy lub/i różnicowoprądowy. Ten wyłącznik jest dostępny dla konsumenta.
On installations which are TN the supply supply utilities usually protect the
On installations which are uziemienie earthed, the energetyczne protect the
W instalacjach, które mająTN earthed,earthed, theutilities usually protect the chronią
On installations which are TN the supply supply utilities usually protect the
On installations which are TN earthed,TN, zakładyutilities usually zazwyczaj
installation simply by means of sealed fuse tuż powyżej miernika(ów)
installation simply by rozłącznika bezpiecznikowegoimmediately upstream of the of the
instalację za pomocą means of sealed fuse cut-outs cut-outs immediately upstream of the
installation simply by means of sealed fuse cut-outs immediately upstream
installation simply by means of sealed fuse cut-outs immediately upstream of the
meter(s)meter(s) (see Fig. N2 ). ma dostępu has noaccess fuses. fuses.
(see Fig. N2 ). Theconsumer has no access to these to these
N2 The nie The consumer has no access fuses.
consumer has no tych
these these
(patrz Rys. Q2). Konsument consumerhas no dohasnobezpieczników. fuses.
meter(s)meter(s) (see ).TheP2). The consumeraccess toaccesstofuses. fuses.
(see Fig. P2).Fig. N2 ). The consumeraccess tothese tothese

Meter
Meter
Meter
Miernik

Meter
Meter
Meter

Fuse … Fuse …
or …
Fuse … Fuse …
or …
Fuse … Fuse …
or …
Bezpiecznik …
lub …

Rys. Q3: Wyłącznik zasilający

Fig. N3 Incoming-supply circuit
Fig. N3 Fig. N3 : Incoming-supply circuit breaker
Incoming-supply circuit breaker
Fig. N3 : Fig. P3 :: Incoming-supply circuit-breaker
Fig. P3 :: Incoming-supply circuit-breaker breaker
Incoming-supply circuit breaker

orCircuit breaker breaker
…
Circuit
orCircuit breaker breaker
…
Circuit
orCircuit breaker breaker
…
Circuit
Wyłącznikdepending on Distribution
depending on
Distribution
depending on
Distribution
depending on
Distribution
w zależności od systemDystrybucja
earthing
board
earthing system system board
earthing
board
earthing uziemienia
system
board
systemu
Fig. N2 Components of and distribution board
Fig. N2 Fig. N2 : Components of a control and distribution board
Components of a control a control and distribution board
Fig. N2 : Fig. P2 :: Components of a control and distribution board
Fig. P2 :: Components of a control and distribution board
Components of a control
Fig. Q2 : Komponenty rozdzielnicy and distribution board

The incoming circuitcircuit breaker N3
The incoming supply circuitcircuit-breaker (see ) N3 )
breaker
The incoming supply circuit breaker (see Fig.
The incoming supply circuit-breaker (see Fig. P3)Fig. P3)
Wyłącznik zasilający supplyRys. Q3) (see Fig. N3 ) N3 )
(patrz breaker

W przypadku, w którym oporność uziemienia przekracza 80 omów, należy
zastosować jeden lub kilka RCD 30 mA zamiast zabezpieczenia przed upływem
doziemnym wyłącznika zasilającego.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Schneider Electric Electrical guide 2005
Schneider Schneider Electric - Electrical installation guide 2005
Electric - Electrical installation guide 2007
Schneider Electric - Electrical -installation installation guide 2005
Schneider Electric installation guide 2005
Schneider Electric - Electrical - Electrical installation guide 2007

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

The consumer is allowed to operate this CB if necessary (e.g to reclose
The consumer is
to operate this CB this CB if necessary (e.g to reclose
necessary (e.g to
The consumer is to operate this CB if necessary (e.g to reclose it if the it if the
The consumer is allowed allowed to operate ifto konieczne (np. reclose it if the it if the
Konsument możeallowed exceeded the authorized limit; to openw celu ponownego
użyć tego has exceeded the authorized limit; it open in
current consumptionwyłącznika, jeśli authorized limit; to in case of case
to open it in
current consumption has
current consumption hasprzekroczyło dozwolony open it in caseitof case of
exceeded the
current consumption has exceeded the authorized limit; to limit; w celu otworzenia of
zamknięcia, or for isolationisolation purposes).
emergency or for purposes).
emergency jeżeli zużycie prądu
emergency or for purposes). izolacyjnych).
emergency or for isolationisolation purposes).
w sytuacji awaryjnej lub zeof the incoming circuit breaker breaker in the earth leakage
The rated current względów
circuit
The rated residual residual current of the incoming circuit-breaker
The rated current current of the incoming circuit in the earth leakage
The rated residual residual of the incoming circuit-breaker breaker in the earth leakage
circuit breaker in the earth leakage
Nominalnyshall be shallmA.300 mA.
protection 300 be
protection prąd różnicowy zabezpieczenia wyłącznika zasilającego wynosi 300 mA.
protection 300 be
protection shall be shallmA.300 mA.
If the installation is TT, the earth electrode resistance shall be less than
TT, electrode
electrode resistance
be less than
If the instalacja is TT, the earth electrode resistance shall be less than
If the installation is TT, the earth electrode resistance shall be less than
Jeżeli installationjestTT, the earththe earth uziomu będzie niższaless than
typu TT rezystancja resistance shall be less
niż
If the installation is TT, the earth electrode resistance shall be shall than
50R = 50 V = 166 Ω . In practice, the earth electrode resistance of a new installation
V
50R = =50 V Ω . In practice,practice, the earth electrode resistance of a new installation
V
R=
166
166 Ω .. In the earth electrode resistance of a new installation
W praktycethe earth electrode resistance of a new installation
R = 300 mA 300 mA .. In practice,practice, the earth electrode instalacji będzienew installation
= 166 Ω = In practice, the earth electrode resistance of a newof a niższa
In rezystancja uziomu nowej resistance installation
300 mA 300 mA
R
R Ω ( R ).
Ω ( R ).
shall be shall than 80 Ωniż 80 Ω
less be less than 80
shall be shall than 80 Ω ( 280. Ω ( 2 )..
less be less than ).
2
2
Rozdzielnicaand distribution board board (consumer(see Fig. P4) Fig. P4)
(jednostka konsumenta) (patrz Rys. Q4)
The control and distribution (consumer unit) unit) (see Fig.
The control and distribution board board (consumer(see Fig. N4 ) N4 )
The control and
control
The control and and distribution (consumer unit) unit) (see Fig.
control
Theboard comprises:distribution (consumer unit) unit) (see
Theboard comprises:distribution board board (consumer(see Fig. N4 ) N4 )
This
This
This board comprises:
board
Ta tablica obejmuje:comprises:
This board comprises:
board comprises:
Thiscontrol panel for mounting (where appropriate) the incoming supply
Thiscontrol panel for mounting (where appropriate) the incoming supply circuit- circuitbA
bA
c A control panel for mounting (where appropriate) the incoming supply
c A control panel for mounting (where appropriate) the incoming supply supply circuit
mounting (where (where appropriate)
c P control panel for otherauxiliaries, gdzie ma to zastosowanie)supply circuit
b Aanel sterowania do montażu (tam,as requiredrequired the incomingcircuit circuit
breaker and
breaker c A control panel for mountingappropriate) the incoming wyłącznika
and other control control auxiliaries, as required
breaker and otherauxiliaries, as required
other
breaker breaker andinnych control auxiliaries, as required
and other control auxiliaries, as required
other control control auxiliaries, as
sterowniczych urządzeń pomocniczych, zgodnie
breaker b A distribution panel for housing 1, 2 or(of rows (of 24units) orunits) orMCBs MCBs
and
b zasilającego oraz forpanel for housing 1, 2 or 3 rows (of 24 multi 9 units) or similar MCBs
A distribution panel
c A distribution housing 1, 2 or 3 rows 3 24 multi 9 multi 9 similar similar
c A distribution panel for housing 1, 2 or 3 rows (of 24 multi 9 units) or similar MCBs
for
c A distribution panel for 1, 2 or 3 rows 3 24 multi 9 multi 9 similar similar
c z wymaganiami
or fuse units,
orA distribution panel etc.housing housing 1, 2 or(of rows (of 24units) orunits) orMCBs MCBs
fuse units, etc.
or fuse units, etc.
or fuse units, etc.
orInstallation accessories for fixing conductors, and rails for mounting MCBs,
or fuse units, etc.
b fuse units, etc. for fixing conductors, and rails for
b Installation accessories 2 lub 3 rzędy (24 urządzeńrailsand mounting MCBs, fuses fuses
Acti 9) mounting MCBs, MCBs,
c Installation
rails for mounting MCBs,
c Panel rozdzielczy na 1, for fixingfor fixing conductors, and mounting MCBs, fuses fuses
Installation accessories for fixingfor fixing conductors, for lub podobnych MCB lub fuses
c Installation accessories conductors, so
c bezpieczników itp. accessories and earthingand on for on for mountingfuses
Installation accessories busbar conductors, and and
bases, etc, neutral
bases, etc, neutral busbar and earthing earthing bar,rails so rails
bases, etc, neutral busbar and bar, and so and
etc, neutral busbar and bar, and
and
bases, etc, neutral busbar and earthingearthing bar,on so on
etc, neutral busbar and earthing bar, andbar,on so on
bases, bases, ducts or ducts or conduits, mounted or in cable in cable embedded in
so
b cable
b Service Service cable ducts or conduits, surface mounted or chases chases embedded in
conduits, surface surface mounted or
c Service
c Service cable cable conduits, surface surface mounted or in cable embedded
chases chases embedded in
b Service cable ducts or ducts or conduits, mounted or in cable in montażu MCB, in
c Akcesoria wall ducts or conduits, surface mounted or in cable chases embedded in
the instalacyjne
the wall c Service cable do zamocowania przewodów i szyn do cable chases embedded in
the wall
wall
the wall the
wall
gniazd bezpiecznikowych, itp., szyny neutralnej i szyny uziemienia itd.
the
Note: toNote: to facilitate future modifications to the installation, it is recommended to keep
facilitate future modifications to the installation, it is recommended to keep
modifications to the installation,
Note: toNote: to facilitate future modifications to the installation, it is recommended to keep
facilitate future modifications to the installation, it is recommended
Note: toNote: to facilitate futurediagrams, characteristics, etc.) init rurowych to keep location
facilitate future modifications to the installation, it is recommended to keep
b  relevant relevant documents (photos, diagrams, lub w kanałach ais recommended to keep
K
kablowe zamontowane powierzchniowo
all anałyall relevant documents (photos, diagrams, characteristics, etc.) in a suitable location
all documents (photos, diagrams, characteristics, etc.) in etc.) in a location
characteristics, suitable location
all relevant relevant documents (photos, diagrams, characteristics,aetc.) in a suitable location
relevant documents (photos, diagrams, characteristics, etc.) in a suitable suitable
documents (photos,
suitable location
all
close to w ścianę
wbudowanych the distribution
close to all distribution board. board.
the to the distribution board.
close to the distribution board.
close to close
to the distribution board.
the distribution board.
N3
P3
close The boardbe installedinstalled at a height such operating handles,handles,
N3
Rys. Q4: Rozdzielnica
The board should should be installed at a height such that the operating handles, indicating
The board should be at a height such that the operating się zachowanie
The board should should przyszłych at such that the that the operating indicating
at a
such that the that the operating
Uwaga: The boardbe installedinstalledmodyfikacji instalacji zalecahandles,handles, indicating
w celu ułatwienia
The boarddials (of be installed atareheighta height such operating handles, indicatingthe floor
indicating meters) meters) height
indicating should dials (of be are between 1between 1 metremetres from the floor
etc., a etc., are 1 metre and 1.80 metres from thefrom
between metre and 1.80 and 1.80 metres floor
dials (of dials (of etc., are etc.,
meters) meters) dokumentów
the floor
wszystkich odpowiednichbetweenbetween 1 metre and 1.80frompeople are concerned).
dials (of dials in situationsetc., are where(fotografie, schematy, charakterystyki, itd.)
meters) etc., are between 1 metre and 1.80 metres from the floor
(1.30 metres in situations 1 metre and 1.80 metres metres from the floor
elderly
(1.30 metres (of meters)situations where handicapped orpeople are concerned).
(1.30 metres in situations where handicapped or elderly people are concerned).
metres in where handicapped or elderly elderly people are concerned).
handicapped or
Fig. N4 and distribution board
Control and distribution board
(1.30 metres in situations where handicapped or elderly people are concerned).
metres in lokalizacji w pobliżu rozdzielnicy.
w odpowiedniejsituations where handicapped or elderly people are concerned).
Fig. P4 :: Control and distribution board
N4 Fig. P4 :: Control and distribution board
Control : Control and distribution board
Fig. N4 and distribution board
Fig.
(1.30 (1.30
Fig. N4 : Control
Lightning arresters
Lightning arresters zainstalowana na takiej wysokości, aby uchwyty, zegary
Rozdzielnica powinnaarresters
być
Lightning arresters
Lightning arresters
arresters
Lightning od 1
Lightninginstallation of lightning 1,80 metra the position position of aw przypadku is
(mierników) itp.,of lightningmetra doarresters at od podłogi (1,30LV installation is
The
The installation były of lightning arresters at the service position of a LV installation is
arresters at the service service of a metra LV
The installation of lightning arresters at the position position installation is
installation
The niepełnosprawnych lub starszych). service service of a LV of LV installation
arresters at the
LV
osóbinstallation of lightninginstallations which include sensitivea(e.g installation is
The installation of lightning arresters at the service position of sensitivea(e.g installation is
strongly recommended for installations which include
electronic)
strongly The
recommended for
electronic)
strongly strongly recommended for installations which sensitive (e.g electronic)
recommended for installations which include include sensitive (e.g electronic)
strongly strongly recommended for installations which sensitive (e.g electronic)
recommended for installations which include include sensitive (e.g electronic)
equipment.
equipment.
equipment.
equipment.
equipment.
Ograniczniki przepięć automatically disconnect themselves from the installation in
equipment.
These must automatically disconnect themselves from the installation in
These devices devices must automatically disconnect themselves from the installation in
These devices must
These devices devices must automatically disconnect themselves from the installation in
devices must automatically disconnect themselves from the installation in
automatically
installation in
These failureofmust protected by adisconnect themselves from the installations, the
case failure be protected by In MCB.
case of These orfailure or przepięć w instalacji NN In the residential
MCB. a the case of case of residential installations, the
case of be or
a
In of case of residential installations, the
Instalacja ograniczników be protected by a MCB. In the residential installations, the Q3
zalecana
case of failureof failure or be protected by In MCB. jestof residential installations, the
of failure or be protected by a MCB. In the casethe case of w przypadku
or be
case a case mA 300protected by a MCB. the case circuit-breaker type S installations, the
use of use of a 300 mA differential incomingcircuit-breaker typeresidential (i.etime- time300 of a differential incoming supply supply circuit breaker type S (i.e slightly timeS (i.e slightly slightly
mA wrażliwe (np. elektroniczne)
instalacji,300of a 300 mA differential incomingcircuit breaker breaker(i.e slightly time- timektóre obejmują differential incoming supply urządzenia. type S (i.e slightly
use of a use mA differential incoming supply circuit circuit type S (i.e slightly timeS
use of a use provide effectiveeffective supplyleakagebreaker typewhile, at the same time, will
300 mA will provide earth leakage supply
delayed)delayed) differential incoming earth leakage protection, while, at the same time, will
will
Jeżeli w systemie TT wartość rezystancji uziomu
delayed) will effectiveeffective earth protection, while, at the same time, will
will provide earth leakage protection, while, at the same time, will
protection,
delayed) will provide effectiveeffective earth leakage protection, while, at the same time, will
will provide provide earth leakage protection, while, at the same time, will
delayed)
delayed) trip unnecessarily each time a lightning arrester discharges the (of an
not
Urządzenia te muszą automatycznietime odłączać od instalacji w przypadkucurrent (of an
awarii
not trip unnecessarily each time a lightninglightning arrester discharges the current (of an
not trip unnecessarily each się a arrester discharges the current current
not trip not trip unnecessarily each
each time a lightning arrester discharges the current
80 omów nie może być uzyskana, wówczas musi
not trip unnecessarily each to W przypadku arrester discharges the current (of an
overvoltage-surge)
lub być unnecessarily earth.time a lightninglightning arrester discharges the (of an (of an
zabezpieczone
overvoltage-surge) to MCB. earth.time a instalacji mieszkalnych wykorzystanie
overvoltage-surge) to earth.
to earth.
overvoltage-surge) to earth.
być zainstalowanyscheme, theofw celufor the for the wyłącznika różnicowo-prądowego 300 mA typu S (tzn. z niewielkim opóźnieniem)
30 the 80 Ω
mA
overvoltage-surge)
If, scheme, the value value for80 Ω
If, in a If, scheme,RCDvalue value ofprzejęcia
If, in a TT in a TT the value of 80 Ω of 80 Ω for the
the
If, in a TT in a TT scheme, ofvalue of 80 Ω for the overvoltage-surge) to earth.
the
80
funkcji TT scheme,of the electrode can met be met then,
ochrony przed upływem not Ω for the
earth electrode
resistanceelectrode can not be met then,
zapewni Resistance of the of the electrodedoziemnym, przy czym nie
skuteczne zabezpieczenie przed upływem
Resistance value of the of the electrode
resistance of the electrode can notcan met be met then,
of the electrode can doziemnymthen,
the of the electrode be not then,
be not
resistance
Resistance value
resistance
Resistance value value earth earth electrode
resistance of
Resistance value każdym razem, exceeds 80
Resistance value of the of the to earth gdy urządzenie zabezpieczające
wyłącznikamA must be installed to take to take over the the casethe case where the zaearth electrode Ω, one or several 30 mA RCDs RCDs
aktywujeIn where the resistanceearth earth electrode Ω, one or several 30 mA
się on niepotrzebnie resistance exceeds 80
30 zasilającego.
30 mA RCDs must be installed to take over the
mA RCDs must be installed to take to take over the
RCDs RCDs must be installed over the
In
to earth to earth exceeds 80 Ω, one or several 30 mA RCDs
30 mA RCDs must be installed over the
30
30 mA
In the case where the resistance
In
80 Ω, one Ω, do several
one
przed przepięciamithe resistance prąd (Q3exceedsexceedstheor several supply RCDs RCDs
In the case odprowadza to earth exceeds 80 Ω,of 80or one incoming supply
In the case where the resistance to earth to earthprzepięciowego) theor 30 mA 30 mA
function of the earth leakage protection
should in where the resistance udaru
function of the earth leakage protection of the
should be used be used in place of the earth leakage protection of the uziemienia.
function of the earth leakage protection
function of the earth leakage protection of the of the the case where place in place of the earth leakage protection several 30 mA RCDs circuit
should in used of the earth leakage protection of the incoming supply supply
used of the earth leakage protection
of
incoming supply
function of the earth leakage protection of the of the
should be used be place in place of the earth leakage protection of the incomingcircuit circuit
be used be place of the earth leakage protection of the incoming supply circuit
incoming
should should in
circuit-breaker.
circuit-breaker.
incoming supply circuit-breaker
circuit
incoming supply circuit breaker
incoming supply circuit-breakerbreaker
incoming supply circuit
breaker.breaker.
incoming supply circuit breakerbreaker
Wartość oporności uziomu
breaker.breaker.

N3
P3
N3

Q – Lokale mieszkalne oraz inne obiekty specjalne

Jeżeli systemy zasilania zakładu energetycznego
i instalacje konsumentów tworzą system z
uziemieniem TT, regulujące normy wymagają
zastosowania RCD w celu zapewnienia ochrony
ludzi.

1.3 Ochrona ludzi
W systemach z uziemieniem TT ochrona ludzi jest zapewniana poprzez następujące
środki:
O
b  chrona przed kontaktem pośrednim za pomocą RCD (patrz Rys. Q5)
o średniej czułości (300 mA) na początku instalacji (wbudowanego w wyłącznik
zasilający). Ten środek jest powiązany z zainstalowanym przez konsumenta
uziomem, do którego muszą być podłączone przewody uziemienia ochronnego
(PE), przewodzące części wszystkich urządzeń i sprzętu z izolacją klasy I
oraz przewody podłączone do wtyków uziemiających wszystkich gniazdek
elektrycznych
G
b  dy wyłącznik na początku instalacji nie ma zabezpieczenia RCD, ochrona
ludzi zostanie zapewniona za pomocą izolacji klasy II na wszystkich obwodach
powyżej pierwszego RCD. W przypadku, w którym rozdzielnica jest metalowa,
należy zwrócić uwagę na to, czy wszystkie elementy pod napięciem są podwójnie
izolowane (uzupełniające odstępy lub izolacja, zastosowanie osłon, itd.),
a przewody są dokładnie podłączone
b  bowiązkowe zabezpieczenie za pomocą RCD o czułości 30 mA dla obwodów
O
gniazd elektrycznych i obwodów zasilania łazienek, pralni itd. (w celu uzyskania
dodatkowych informacji o tym ostatnim obowiązku, należy odwołać się do części
3 niniejszego rozdziału)

300 mA

30 mA

Różne
obwody

Gniazdka
obwód ochronny

30 mA

Łazienka i/lub
prysznic

Rys. Q5: Instalacja przy użyciu wyłącznika zasilającego z bezzwłocznym zabezpieczeniem
różnicowo-prądowym

Wyłącznik zasilający z bezzwłocznym członem różnicowoprądowym
W tym przypadku:
b  warcie doziemne w izolacji może powodować wyłączenie całej instalacji
Z

Q4

b  eżeli jest zainstalowane zabezpieczenie przeciwprzepięciowe, jego działanie (tzn.
J
rozładowanie skoku napięcia do uziemienia) może być odebrane przez RCD jako
zwarcie doziemne, powodując wyłączenie instalacji

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Zalecane odpowiednie urządzenia Schneider Electric
W
b  yłącznik zasilający z 300 mA wyłącznikiem różnicowo-prądowym
b  CD dużej czułości 30 mA (na przykład wyłącznik różnicowo-prądowy 1P + N
R
typu iDPN Vigi) w obwodach zasilających gniazdka elektryczne
b  CD wysokiej czułości 30 mA (na przykład wyłącznik różnicowoprądowy
R
odbiornika typu ID) na obwodach łazienek, pryszniców, pralni itp. (oświetlenie,
ogrzewanie, gniazdka elektryczne)

Wyłącznik zasilający z członem różnicowym o opóźnieniu
czasowym typu S
Ten rodzaj wyłącznika zapewnia ochronę przed zwarciem doziemnym, ale dzięki
krótkiemu opóźnieniu czasowemu zapewnia pewną selektywność względem
bezzwłocznych RCD zainstalowanych poniżej. Wyzwolenie wyłącznika zasiljącego
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Obiekty mieszkalne i podobne

i jego konsekwencje są tym samym mniej prawdopodobne w razie wyładowań
atmosferycznych, bądź innych przyczyn skoków napięcia. Odprowadzanie prądu
napięcia udarowego do uziemienia poprzez ochronnik przeciwprzepięciowy nie
wpłynie na wyłącznik zasilający typu S.
Zalecane urządzenia Schneider Electric (patrz Rys. Q6)
W
b  yłącznik zasilający z członem różnicowoprądowym 300 mA typu S
b  CD wysokiej czułości 30 mA (na przykład wyłącznik różnicowo-prądowy 1P + N
R
typu iDPN Vigi) w obwodach zasilających pralki i zmywarki
b  CD wysokiej czułości 30 mA (na przykład wyłącznik różnicowoprądowy
R
odbiornika typu ID) na obwodach łazienek, pryszniców, pralni itp. (oświetlenie,
ogrzewanie, gniazdka elektryczne)

300 mA - type S

1

30 mA

2

Różne
Lokalizacja
obwody wysokiego ryzyka
(pralnia)

5

3

30 mA

30 mA

Obwód Łazienka i/lub
gniazdek prysznic

Rys. Q6: Instalacja z wyłącznikiem zasilającym z członem różnicowoprądowym, z krótkim
opóźnieniem czasowym, typ S

4

30 mA

30 mA

Wyłącznik zasilający bez członu różnicowo-prądowego
300 mA

30 mA

W takim przypadku ochrona ludzi musi być zagwarantowana przez:
b zolację na poziomie klasy II, aż do przyłączy RCD
I

Obwód
gniazdek
Różne
obwody

Obwód wysokiego
ryzyka (obwody
zmywarek)

Rys. Q7: Instalacja z wyłącznikiem zasilającym bez członu
różnicowoprądowego

b  szystkie obwody wychodzące z rozdzielnicy muszą być chronione za pomocą
W
RCD 30 mA lub 300 mA, w zależności od typu danego obwodu, jak omówiono
w rozdziale F.
Jeżeli zabezpieczenie przeciwprzepięciowe jest zainstalowane powyżej rozdzielnicy
(w celu ochrony wrażliwego sprzętu elektronicznego, takiego jak mikroprocesory,
magnetowidy, telewizory, kasy elektroniczne, itd.), konieczne jest automatyczne
odłączanie urządzenia od instalacji po rzadkich (ale zawsze możliwych) awariach.
Niektóre urządzenia wykorzystują wymienne topiki; niemniej jednak zalecaną
metodą, jak pokazano na Rysunku Q7, jest wykorzystanie wyłącznika (2).
Zalecane urządzenia Schneider Electric
Rysunek Q7 odnosi się do:

Q5

1. Wyłącznika zasilającego bez członu różnicowo-prądowego
2. Wyłącznika w obwodzie ochronnika (2) (jeżeli jest zainstalowane zabezpieczenie
przeciwprzepięciowe)
3. RCD 30 mA (na przykład wyłącznik różnicowo-prądowy 1P + N typu iDPN Vigi)
na każdym obwodzie zasilającym jedno lub więcej gniazdek
4. RCD 30 mA (typu ID) na obwodach łazienek i prysznica (oświetlenie, ogrzewanie
i gniazdka) lub wyłącznik różnicowo-prądowy 30 mA na obwód
5. RCD 300 mA na wszystkich pozostałych obwodach

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Łazienka i/lub
prysznic

Q – Lokale mieszkalne oraz inne obiekty specjalne

1.4 Obwody

Dystrybucja i podział obwodów zapewniają
komfort i ułatwiają szybką lokalizację usterki.

Podział
Krajowe normy zwykle zalecają podział obwodów w danej instalacji według
kategorii wykorzystania (patrz Rys. Q8):
C
b  o najmniej 1 obwód dla oświetlenia. Każdy obwód zasilający maksymalnie
8 punktów oświetlenia
C
b  o najmniej 1 obwód dla gniazdek o prądzie znamionowym 10/16 A, każdy
obwód zasilający maksymalnie 8 gniazd. Gniazda te mogą być pojedyncze lub
podwójne (podwójne składa się z dwóch gniazd 10/16 A zamontowanych na
wspólnej podstawie we wbudowanej skrzynce, takiej jak gniazdko pojedyncze
1
b  obwód na urządzenie takie jak podgrzewacz wody, pralka, zmywarka,
kuchenka, lodówka, itp. Zalecane liczby gniazdek 10/16 A (lub podobnych)
i stałych punktów oświetlenia, zgodnie z przeznaczeniem danego pomieszczenia
lub budynku, podano na Rysunku Q9

Gniazdo

Oświetlenie Ogrzewanie

Pralka

Kuchenka

Rys. Q8: Podział obwodów według wykorzystania

Uwzględnienie przewodu ochronnego we
wszystkich obwodach jest wymagane przez
normę IEC oraz większość norm krajowych.

Funkcja pomieszczenia Minimalna liczba stałych Minimalna liczba
punktów oświetlenia
gniazdek 10/16 A
Salon
1
5
Sypialnia, pokój
wypoczynkowy
1
3
biuro, jadalna
Kuchnia
2
4 (1)
Łazienka, prysznic
2
1 lub 2
Hol wejściowy, boks
1
1
WC, magazyn
1
-
Pralnia
1
(1) Z czego 2 nad stanowiskiem pracy i 1 na obwód specjalny: ponadto
niezależne gniazdo 16 A lub 20 A dla kuchenki i puszka połączeniowa lub
gniazdko dla obwodu specjalnego 32 A
Rys.Q9: Zalecana minimalna liczba punktów oświetlenia i zasilania w lokalach mieszkalnych

Przewody ochronne
Norma IEC oraz większość norm krajowych wymagają, aby każdy obwód zawierał
przewód ochronny. Jest to usilnie zalecane tam, gdzie zainstalowane są urządzenia
lub sprzęt z izolacją klasy I, a jest tak w większości przypadków.
Przewody ochronne muszą łączyć wtyk uziemienia w każdym gniazdku i przyłącze
uziemienia w urządzeniach klasy I z głównym złączem uziemienia na początku
instalacji.
Ponadto, gniazdka 10/16 A (lub podobne) powinny być wyposażone w otwory na
wtyczkę z klapką.

Przekrój przewodów (patrz Rys. Q10)
Przekrój przewodów i prąd znamionowy powiązanego urządzenia ochronnego
zależą od wielkości prądu danego obwodu, temperatury otoczenia, rodzaju
instalacji i wpływu na sąsiednie obwody (patrz rozdział G)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Q6

Rys. Q10: Wyłącznik 1 faza + N -2 x 9 mm

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Obiekty mieszkalne i podobne

Ponadto, żyły w przewodach fazowych, neutralnym oraz ochronnym danego
obwodu muszą mieć równe przekroje (przyjmując ten sam materiał żył, tzn.
wszystkie z miedzi lub wszystkie z aluminium).
Rysunek Q11 wskazuje wymagane przekroje przewodów w przypadku
powszechnie stosowanych urządzeń. Urządzenia zabezpieczające 1 faza + N
w przestrzeniach 2 x 9 mm są zgodne z wymaganiami izolacji i oznakowania prądu
znamionowego obwodu i rozmiarów żył.

Typ obwodu
jednofazowy 230 V
1 ph + N or 1 ph + N + PE
Stałe oświetlenie

c. s. a.
przewody

Moc maksymalna

Urządzenie ochronne

1.5 mm2
(2.5 mm2)

2,300 W

Wyłącznik
Bezpiecznik

16 A
10 A

2.5 mm2
(4 mm2)

4,600 W

Wyłącznik
Bezpiecznik

25 A
20 A

2.5 mm2
(4 mm2)

4,600 W

Wyłącznik
Bezpiecznik

25 A
20 A

Zmywarka

2.5 mm2
(4 mm2)

4,600 W

Wyłącznik
Bezpiecznik

25 A
20 A

Pralka

2.5 mm2
(4 mm2)

4,600 W

Wyłącznik
Bezpiecznik

25 A
20 A

Kuchenka lub płyta
grzejna(1)

6 mm2
(10 mm2)

7,300 W

Wyłącznik
Bezpiecznik

40 A
32 A

Grzejnik elektryczny

1.5 mm2
(2.5 mm2)

2,300 W

Wyłącznik
Bezpiecznik

16 A
10 A

10/16 A

Obwody poszczególnych
odbiorników
Podgrzewacz wody

(1) w obwodzie 3-fazowym 230/400 V, przekrój przewodu wynosi 4 mm 2 w przypadku miedzi lub 6 mm 2 w przypadku
aluminium, a zabezpieczenie jest zapewniane przez wyłącznik 32 A lub przez bezpieczniki 25 A.
Rys. Q11: Przekrój przewodów i prąd znamionowy urządzeń zabezpieczających w instalacjach mieszkalnych (przekroje żył aluminiowych zostały podane w nawiasach)

1.5 Ochrona przed przepięciami i wyładowaniami
atmosferycznymi
Dobór urządzenia zabezpieczającego przed skokami napięcia opisano w rozdziale J

Zasady instalacji
1 - Długości trzech kabli stosowanych do instalacji zabezpieczenia
przeciwprzepięciowego muszą mieć mniej niż 50 cm, tzn.:
b przewody pod napięciem podłączone do wyłącznika
b od wyłącznika do zabezpieczenia przeciwprzepięciowego
o
b  d zabezpieczenia przeciwprzepięciowego do szyny głównej uziemienia
rozdzielnicy (MDB) (nie mylić z głównym przewodem ochronnym (PE))
lub głównym przyłączem uziemienia instalacji. Szyna uziemienia MDB
musi być oczywiście zlokalizowana w tej samej szafce co zabezpieczenie
przeciwprzepięciowe
2 - Koniecznie zastosować zabezpieczenie ochronnika przepieciowego według
zaleceń producenta ochronnika
3 - Aby zapewnić ciągłość zasilania, zaleca się, by wyłącznik był z zwłoką czasową
lub typu selektywnego.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Q7
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Muszą być przestrzegane trzy główne reguły:

Q – Lokale mieszkalne oraz inne obiekty specjalne

2 Łazienki i prysznice

Łazienki i prysznice to obszary wysokiego ryzyka, z uwagi na bardzo niską
oporność mokrego lub zanurzonego w wodzie ludzkiego ciała.
Wymagane środki ostrożności są więc odpowiednio rygorystyczne, a przepisy są
surowsze niż te, dotyczące większości innych lokalizacji.
Odpowiednia norma to IEC 60364-7-701.
Wymagane środki ostrożności są oparte na trzech aspektach:
b  kreślenie stref, ponumerowanych 0,1, 2, 3, w których umieszczenie
O
jakiegokolwiek sprzętu elektrycznego jest ściśle ograniczone lub zabronione,
i jeśli jest dozwolone, określone są zabezpieczenia elektryczne i mechaniczne
b  stanowienie połączenia ekwipotencjalnego między wszystkimi dostępnymi
U
i zewnętrznymi częściami metalowymi w danych strefach
b  cisłe przestrzeganie wymagań określonych dla każdej strefy, zestawionych
Ś
w tabeli w rozdziale 3

2.1 Klasyfikacja stref
Podrozdział 701.32 IEC 60364-7-701 określa strefy 0, 1, 2, 3, jak to przedstawiono
na poniższych schematach (patrz Rys. Q12 poniżej do Rys. Q18 na odwrocie i na
następnych stronach):

Strefa 1*

Strefa 1*
Strefa 2

Strefa 3

Strefa 0

Strefa 2

Strefa 3

Strefa 0
0.60 m

2.40 m

2.40 m
0.60 m

Strefa 1

Strefa 2

Strefa 3

2.25 m
Strefa 1

Strefa 0

0.60 m

2.40 m

(*) Strefa 1 jest nad wanną, jak to przedstawiono na pionowym przekroju poprzecznym

Rys. Q12: Strefy 0, 1, 2 i 3 blisko wanny

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Q8

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Łazienki i prysznice

Strefa 0
Strefa 1

Strefa 0
Strefa 1

Strefa 2 Strefa 3

Strefa 2 Strefa 3

2.40 m

0.60 m

2.40 m
0.60 m

Strefa 2

Strefa 1

Strefa 3

2.25 m
Strefa 1
Strefa 0

0.60 m

2.40 m

Rys. Q13: Strefy 0, 1, 2 i 3 w pobliżu prysznica z brodzikiem

Prysznic ze stałą
głowicą (1)

Prysznic ze stałą
głowicą (1)
0.60 m

0.60 m
Strefa 1
0.60 m
Strefa 2

Strefa 1
0.60 m
Strefa 2
Strefa 3

Strefa 1

2.40 m

Strefa 3

Strefa
2

2.40 m

Strefa 3

2.25 m

(1) Gdy głowica prysznica jest na końcu elastycznej rury, pionowa oś środkowa
strefy przechodzi przez stały koniec elastycznej rury
Rys. Q14: Strefy 0, 1, 2 i 3 w pobliżu prysznica bez brodzika

Prefabrykowana
kabina
prysznicowa
0.60 m

Rys. Q15: Przełączniki i gniazdka nie są dozwolone w obrębie 60 cm od drzwi kabiny
prysznicowej

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Q9
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

0.60 m

Q – Lokale mieszkalne oraz inne obiekty specjalne

Klasy
zewnętrznych
wpływów

Klasy
zew.
wpływów

AD 3
BB 2
BC 3

AD 3
BB 2
BC 3

Strefa 3
Boksy do przebierania (strefa 2)

AD 3
BB 3
BC 3
AD 7
BB 3
BC 3

AD 3
WC BB 2
BC 3

Kabiny prysznicowe (strefa 1)
Rys. Q16: Osobne prysznice z boksami do przebierania

Klasy
zewnętrznych
wpływów

Klasy
zewnętrznych
wpływów

h & lt; 1.10m
AD 5
1.10m & lt; h & lt; 2.25m
AD 3
BB 3
BC 3

h & lt; 1.10m
AD 5
1.10m & lt; h & lt; 2.25m
AD 3
BB 3
BC 3

Boksy do przebierania

AD 7
BB 3
BC 3

Strefa 2

Strefa 1

WC

AD 3
BB 2
BC 3

Rys. Q17: Osobne prysznice z oddzielnymi boksami do przebierania

Klasy
zewnętrznych
wpływów

Klasy
zewnętrznych
wpływów

AD 3
BB 2
BC 3

h & lt; 1.10m
AD 5
1.10m & lt; h & lt; 2.25m
AD 3
BB 3
BC 3

h & lt; 1.10m
AD 5
1.10m & lt; h & lt; 2.25m
AD 3
BB 3
BC 3

Przebieralnia
Strefa 2

Strefa 2

Strefa 1

AD 7
BB 3
BC 3

Rys. Q18: Zbiorowe prysznice i zbiorowa przebieralnia

Uwaga: Klasy wpływów zewnętrznych (patrz Rys. Q46).

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Q10

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

2 Łazienki i prysznice

2.2 Połączenia ekwipotencjalne (patrz Rys. Q19)

Do uziemienia

rury
hi 2m

Instalacja
wodna

Gniazdo

Gaz

Grzejnik

Oświetlenie

Metalowa wanna

Przewody ekwipotencjalne

Metalowe
ramy drzwi
łazienki

Rys. Q19: Uzupełniające połączenie ekwipotencjalne w łazience

2.3 Wymagania dla każdej strefy
Tabela w rozdziale 3 opisuje zastosowanie zasad, o których mowa w powyższym
tekście oraz w innych podobnych przypadkach

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Q11

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Q – Lokale mieszkalne oraz inne obiekty specjalne

3 Zalecenia mające zastosowanie
do specjalnych obiektów
i instalacji
Poniżej podsumowanie głównych wymagań w wielu krajach
Uwaga: Sekcje podane w nawiasach dotyczą normy IEC 60364-7

Lokalizacje

Zasady zabezpieczenia

Klasa IP Oprzewodowanie Rozdzielnica
i kable
20
Uchwyty przełączników
i podobne urządzenia w
tablicach rozdzielczych,
do zamontowania
od 1 metra do 1,80 metra
nad podłogą

Mieszkania oraz inne
b Systemy TT lub TN-S
pomieszczenia w których b Zabezpieczenie różnicowe
mogą przebywać ludzie v 300 mA, jeśli opór chwilowy uziomu
wynosi 80 omów lub z krótkim
opóźnieniem czasowym (typ S)
v 30 mA, jeśli opór chwilowy uziomu
wynosi & gt; 500 omów
b Zabezpieczenie przeciwprzepięciowe
na początku instalacji, jeśli:
v zasilanie pochodzi z linii napowietrznej
z nieizolowanymi przewodami, i jeśli:
v poziom kerauniczny & gt; 25
b a przewód uziemienia ochronnego
(PE) na wszystkich obwodach
Łazienki lub prysznic
Uzupełniające przewody ekwipotencjalne
w strefach 0, 1, 2 i 3
Strefa 0
jedynie SELV 12V
27

Gniazda

Instalowane urządzenia

Ochrona za
pomocą
RCD 30 mA


Klasa II
ścisłe minimum

Urządzenia specjalne

Strefa 1

SELV 12 V

25

Klasa II
ścisłe minimum

Urządzenia specjalne
Podgrzewacz wody

Strefa 2

SELV 12 V lub RCD 30 mA

24

Klasa II
ścisłe minimum

Urządzenia specjalne
Podgrzewacz wody
Oprawy oświetleniowe
klasy II

Strefa 3

Baseny pływackie

21

Tylko gniazdka zabezpieczone za pomocą:
b RCD 30 mA lub
b Separacja elektryczna lub
b SELV 50 V

Strefa 0

Uzupełniające przewody ekwipotencjalne
w strefach 0, 1, i 2
SELV 12 V
28

Strefa 1

25

Strefa 2

22
(wewnątrz
obiektów)
24
(lokalizacja
zewn. )
24
Klasa II

Sauny
Stanowiska pracy

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

44

Obiekty rolnicze i
ogrodnicze

Q12

Konwencjonalny limit napięcia UL
obniżone do 25 V
Konwencjonalny limit napięcia UL
obniżone do 25 V
Ochrona przed pożarami
przez RCD 500 mA

Klasa II
ścisłe minimum

Urządzenia specjalne

Klasa II
ścisłe minimum

Urządzenia specjalne

Tylko gniazdka zabezpieczone za pomocą:
b RCD 30 mA lub
b Separacja elektryczna lub
b SELV 50 V

35

Lokalizacje z
utrudnionym
ruchem

Mechanicznie
zabezpieczone

2x

Rys. Q20: Główne wymagania określone w krajowych i międzynarodowych normach (Ciąg dalszy na odwrocie)
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Dostosowane do
temperatury
Ochrona za
pomocą
RCD 30 mA
Ochrona za
pomocą
RCD 30 mA
Zabezpieczenie:
b Przenośnych narzędzi
za pomocą:
v SELV lub
v separacji elektrycznej
b Lamp ręcznych
v Za pomocą SELV
b Stałych urządzeń
pomocą
v SELV
v separacji elektrycznej
v v RCD 30 mA
v Specjalnych
uzupełniających
przewodów
ekwipotencjalnych

3 Zalecenia mające zastosowanie
do specjalnych obiektów
i instalacji
Lokalizacje

Zasady zabezpieczenia

IP
poziom

Fontanny

Ochrona za pomocą RCD 30 mA i
przewodów ekwipotencjalnych
wszystkich dostępnych
i zewnętrznych części przewodzących

Przetwarzanie danych

Zalecany system TNS
System TT, jeśli prąd upływowy jest
ograniczony.
Przewód ochronny minimum 10 mm 2
z aluminium. Mniejsze rozmiary
(z miedzi) muszą być
podwojone.
55

Kamping

Porty jachtowe i
jacht

Placówki opieki
zdrowotnej
Grupa 1: Szpitale i
podobne

Systemy TT lub TN-S

Balneoterapia
(Kąpiele lecznicze)

Ryzyka wybuchu w strefach
bezpieczeństwa

Pojazdy mechaniczne

Instalacja

Indywidualna: patrz sekcja 701
(wielkości 0 i 1)
Zbiorowa: patrz sekcja 702
(wielkości 0 i 1)

Stacje dystrybucji
paliw

Gniazda

Gniazdka
zostaną
umieszczone
na wysokości
0,80 m do 1,50 m
nad ziemią.
Ochrona obwodów
za pomocą
RCD 30 mA (jeden
na 6 gniazdek )

TT lub TNS

Wystawy, pokazy i
stoiska

Elastyczny kabel
25 metrów
długości

System medyczny IT przewody
ekwipotencjalne
uziemienie, ograniczone do jednej
sali i nie przekraczające 10 kVA

Rozdzielnica

Długość kabla do podłączenia do
jachtu nie może przekraczać 25 m

Placówki opieki
zdrowotnej
Grupa 2:
Obsługiwanie
sale operacyjne i
podobne

Oprzewodowanie
i kable

Ochrona za pomocą RCD lub
separację elektryczną

Tylko magnetyczne
zabezpieczenie
strony pierwotnej NN/
NN
transformatora.
Monitoring
odbiorników strony
wtórnej
i temperatury
transformatora

Zabezpieczenie
obwodów
tylko za pomocą
termicznomagnetycznego
zabezpieczenia.
Jeden
do trzech na obwód.

Ochrona za pomocą
RCD 30 mA

Ochrona za pomocą
RCD 30 mA

Ograniczone do
koniecznego
minimalnego

23

Stosowanie systemu TN-C nie jest
dozwolone wewnątrz żadnej jednostki

Rys. Q20: Główne wymagania określone w krajowych i międzynarodowych normach (Koniec)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Q13
Ochrona za pomocą
RCD 30 mA
RCD 30 mA
musi być stosowane
we wszystkich
gniazdkach
zasilających
urządzeń poza
jednostką

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

4x

Oświetlenie
zewnętrzne
instalacje
Urządzenia mobilne
lub przenośne

Ochrona
obwodów za
pomocą
RCD 30 mA
(jeden na 6
gniazdek)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Rozdział R
Wytyczne EMC

Spis treści

1
2
3

Dystrybucja elektryczna

R2

Zasady i konstrukcje uziemienia

R3

Wdrażanie

R5

4

3.1 Przewody ekwipotencjalne wewnątrz i na zewnątrz budynków
3.2 Poprawa warunków ekwipotencjalnych
3.3 Separacja kabli
3.4 Podwójne podłogi
3.5 Prowadzenie tras kablowych
3.6 Szynoprzewód
3.7 Wdrożenie osłoniętych kabli
3.8 Sieci komunikacyjne
3.9 Zastosowanie ograniczników przepięciowych
3.10 Okablowanie szafki
3.11 Normy

R5
R5
R7
R7
R8
R11
R12
R13
R15
R17
R20

Mechanizmy połączeniowe i środki zaradcze

R22

5

4.1
4.2
4.3
4.4
4.5

R22
R23
R24
R25
R26

Zalecenia dotyczące oprzewodowania

R28

5.1 Klasy sygnałów
5.2 Zalecenia dotyczące oprzewodowania

R28
R28

Informacje ogólne
Sprzężenie przez wspólną impedancję
Sprzężenie pojemnościowe
Sprzężenie indukcyjne
Sprzężenie promieniowane

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

R1

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

1 Dystrybucja elektryczna

R - Wytyczne EMC

Układ uziemienia roboczego musi być dobrany tak, by zagwarantować
bezpieczeństwo życia i mienia. Należy wziąć pod uwagę zachowanie
poszczególnych systemów względem EMC. Rysunek R1 poniżej przedstawia
podsumowanie ich głównych cech.
Normy europejskie (patrz EN 50174-2, EN 50310 i HD 60364-4-444) zalecają
system uziemienia TN-S, który powoduje najmniej problemów EMC w instalacjach
obejmujących sprzęt informatyczny (w tym telekomunikacyjny).

TT
Prawidłowo
Wykorzystanie
wyłączników
różnicowo-prądowych
jest obowiązkowe
Bezpieczeństwo mienia Prawidłowo
Średnie zwarcie
doziemne
( & lt; dziesiątki amperów)
Bezpieczeństwo ludzi

Pewność zasilania
Parametry EMC

Dobra
Prawidłowo
- Ryzyko przepięcia
- Problemy
ekwipotencjalne
- Wymagana obsługa
urządzenia o wysokich
prądach upływowych

TN-S
IT
TN-C
Prawidłowo
Ciągłość przewodu PE musi być zagwarantowana w całej instalacji

Słaba
Prawidłowo
Silne zwarcie doziemne Słaby zwarciowy prąd doziemny
(rzędu kiloamperów)
w przypadku pojedynczego
zwarcia ( & lt; kilkanaście mA),
jest wysoki w przypadku
drugiego zwarcia
Dobra
Wysoka
Doskonałe
Słabe (należy unikać)
- Dobra sytuacja
- Ryzyko przepięcia
ekwipotencjalna
- Filtry sygnału współbieżnego
- Wymagana obsługa
i zabezpieczenia przed
urządzenia o wysokich skokami napięcia muszą
prądach upływowych
obsługiwać międzyfazowe napięcia
- Silne zwarcie doziemne - zabezpieczenia
prądu (przejściowe
różnicowoprądowe
zakłócenia)
ulegają nieprawidłowej aktywacji,
jeśli występują kondensatory
współbieżne
Odpowiednik Systemu TN
w przypadku drugiego uszkodzenia

Słaba
Silny zwarciowy prąd
doziemny
(rzędu kiloamperów)

Dobra
Słabe
(nie zalecane)
- Przewody neutralne
i PE są połączone
- prądy 50/60 Hz
i harmoniczne
krążą w strukturach
uziemienia i umasienia
- Silne zwarcie doziemne
(przejściowe zakłócenia)


Rys. R1: Główne charakterystyki poszczególnych systemów uziemienia

Jeśli instalacja obejmuje sprzęt dużej mocy (silniki, klimatyzacja, windy, elektronika
dużej mocy, itd.), wskazane jest zainstalowanie jednego lub więcej transformatorów
specjalnie dla tych obwodów. Rozdział energii musi być zorganizowany w systemie
promieniowym a wszystkie przewody zasilające muszą wychodzić z głównej
rozdzielnicy niskiego napięcia (RGnn).
Systemy elektroniczne (sterowanie/monitorowanie, regulacja, urządzenia pomiarowe,
itd.) muszą być zasilane przez specjalny transformator w systemie TN-S.
Rysunek R2 poniżej ilustruje te zalecenia.

Transformator

Urządzenia Wrażliwe
zakłócające urządzenia
Nie zalecane

Urządzenia Wrażliwe
zakłócające urządzenia
Preferowane

Rys. R2: Zalecenia odseparowanych dystrybucji

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

klimatyzacja

Lighting

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

R2

Urządzenia
zakłócające

Wrażliwe
urządzenia

Doskonale

2 Zasady i konstrukcje uziemienia

Poniższy rozdział omawia uziemienie i wykonywane połączenie ekwipotencjalne urządzeń
informatycznych oraz innych podobnych urządzeń wymagających połączeń wzajemnych do
celów sygnalizacji.
Sieci uziemienia zostały zaprojektowane do pełnienia wielu funkcji. Mogą być niezależne lub
działać razem w celu zapewnienia jednego lub kilku z następujących:
b Bezpieczeństwo ludzi w zakresie zagrożeń elektrycznych
b Zabezpieczenie sprzętu względem zagrożeń elektrycznych
b Wartość odniesienia niezawodnych sygnałów wysokiej jakości
b Zadowalające parametry EMC
Układ uziemienia roboczego jest zazwyczaj projektowany i instalowany w celu uzyskania
niskiej impedancji w celu skierowania prądów zakłóceniowych i prądów o wysokiej
częstotliwości z dala od elektronicznych urządzeń i systemów. Istnieją różne typy układów
uziemienia roboczego i niektóre wymagają spełnienia określonych warunków. Warunki te
nie zawsze są spełniane w typowych instalacjach. Zalecenia podane w niniejszej sekcji są
przeznaczone dla takich instalacji.
W przypadku instalacji profesjonalnych i przemysłowych, główna szyna wyrównawcza
(GSW) może być przydatna w zapewnieniu lepszych parametrów EMC w odniesieniu do
następujących punktów:
b Systemy cyfrowe i nowe technologie
b Zgodność z kluczowymi wymaganiami EMC Dyrektywy 2004/108/WE (emisja i odporność)

b Wiele zastosowań elektrycznych

b Wysoki poziom bezpieczeństwa i niezawodności systemu, jak również niezawodności i/lub

dostępności
Jednak w przypadku obiektów mieszkalnych, w których stosowanie urządzeń elektrycznych
jest ograniczone, rozwiązaniem może być sieć wyrównawcza lub nawet kratowa sieć
wyrównawcza.
Obecnie uważa się, że niezależne, specjalne uziomy, każdy obsługujący odrębną sieć
uziemienia, są rozwiązaniem niedopuszczalnym pod względem EMC, ponieważ powodują
poważne zagrożenie bezpieczeństwa. W niektórych krajach, krajowe przepisy budowlane
zabraniają takich rozwiązań.
Zastosowanie oddzielnej " czystej " sieci uziemienia dla elektroniki i  " brudnej " sieci
uziemienia dla obwodów silnoprądowychjest niezalecane ze względu na uzyskanie
prawidłowej EMC, nawet gdy jest wykorzystywany pojedynczy uziom (patrz Rys. R3
i Rys. R4). W przypadku wyładowania atmosferycznego, w instalacji przepłynie prąd
zwarciowy lub zakłócenia o wyższych częstotliwościach oraz prądy przejściowe.
Co za tym idzie, powstaną napięcia przejściowe powodujące usterki lub uszkodzenie
instalacji. Jeżeli instalacja i konserwacja zostały wykonane właściwie, to podejście
może okazać się niezawodne (przy częstotliwości zasilania), ale zazwyczaj nie jest
odpowiednie do celów EMC i nie jest zalecane do ogólnego zastosowania.

Ograniczniki przepięć
„Czysta "
sieć uziemienia

Elektryczna
sieć uziemienia

Oddzielne uziomy

Rys. R3: Niezależne uziomy, rozwiązanie zazwyczaj niedopuszczalne z powodów
bezpieczeństwa i EMC

R3

Ograniczniki przepięć
„Czysta "
sieć uziemienia

Elektryczna
sieć uziemienia

Pojedynczy uziom

Rys. R4: Instalacja z użyciem jednego uziomu
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

R -Wytyczne EMC

2 Zasady i konstrukcje uziemienia

R -Wytyczne EMC

Konfiguracja zalecana dla sieci uziemienia i uziomów jest dwu- lub trójwymiarowa
(patrz Rys. R5). To podejście jest zalecane w przypadku ogólnych zastosowań,
zarówno pod względem bezpieczeństwa jak i kompatybilności elektromagnetycznej.
Zalecenie to nie wyklucza innych specjalnych konfiguracji, które są również możliwe,
jeśli są prawidłowo konserwowane.

Przewody ekwipotencjalne wymagane
w przypadku budynków
wielopoziomowych
ograniczniki przepięć
uziemienie „elektryczne " i
„komunikacyjne " wedle potrzeb

Wiele wzajemnie powiązanych uziomów

Rys. R5: Instalacja z wieloma uziomami

W typowej instalacji w przypadku budynku wielopoziomowego, każdy poziom
powinien mieć własną sieć uziemienia (zazwyczaj kratową), a wszystkie sieci muszą
być wzajemnie powiązane i podłączone do uziomu. Wymagane są co najmniej dwa
połączenia (wbudowana redundancja), aby zagwarantować, że jeżeli jeden przewód
odłączy się, żadna sekcja sieci uziemienia nie zostanie odizolowana.
W praktyce zapewnia się więcej niż dwa połączenia w celu uzyskania lepszej
symetrii w przepływie prądu, tym samym zmniejszając różnice w napięciu i ogólną
impedancję pomiędzy różnymi poziomami w budynku.
Wiele równoległych ścieżek ma odmienne częstotliwości rezonansowe. Jeżeli jedna
ścieżka ma wysoką impedancję, najprawdopodobniej jest bocznikowana przez inną
ścieżkę o odmiennej częstotliwości rezonansowej. Generalnie, w szerokim zakresie
częstotliwości (dziesiątki Hz i MHz), duża liczba ścieżek daje system o niskiej
impedancji (patrz Rys. R6).
Rys. R6: Obwody uziemiające każdego poziomu są wzajemnie
połączone w kilku punktach. Określone obwody na parterze
są wzmocnione w celu spełnienia wymagań określonych
obszarów

Każde pomieszczenie w budynku powinno mieć przewody sieci uziemienia do
połączenia ekwipotencjalnego urządzeń i systemów, dróg kablowych, systemów
szynowych i elementów konstrukcyjnych. Ten system może być wzmocniony
poprzez połączenie rur metalowych, rynien, wsporników, ram, itp. W niektórych
szczególnych przypadkach, takich jak sterownie lub komputery zamontowane na
podłogach technicznych, można wykorzystać płaszczyznę odniesienia uziemienia
lub opaski uziemiające w miejscach na systemy elektroniczne w celu poprawy
uziemienia wrażliwych urządzeń oraz ochrony kabli połączeniowych.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

R4

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Wdrożenie

3.1 Przewody ekwipotencjalne wewnątrz i na
zewnątrz budynków
Podstawowe cele uziemienia i połączenia wyrównawczego są następujące:
b Bezpieczeństwo
Poprzez ograniczenie napięcia rażeniowego i ścieżki powrotnej prądów zwarciowych
b EMC
Przez zapobieganie różnicom w potencjałach i zapewnienie efektu ekranowania.
Prądy błądzące nieuchronnie rozprzestrzeniają się w sieci uziemienia. Eliminacja
wszystkich źródeł zakłóceń w okolicy jest niemożliwa. Niemożliwa jest również eliminacja
pętli uziemienia. Jeżeli pojawia się pole magnetyczne, np. pole tworzone przez
wyładowania atmosferyczne, powstają różnice w potencjałach w pętlach tworzonych
przez różne przewody i prądy przepływające w systemie uziemienia. Co za tym idzie,
sieć uziemienia jest pod bezpośrednim wpływem wielu czynników znajdujących się poza
budynkiem.
Dopóki prądy przepływają w systemie uziemienia a nie w obwodach elektronicznych,
nie wywołują szód. Kiedy jednak sieci uziemienia nie są ekwipotencjonowane, np. gdy
są podłączone w topologii gwiazdy do uziomu, prądy błądzące wysokich częstotliwości
będą przepływać przez całą instalację, włączając przewody sterowania. Działanie
aparatów może zostać zakłócone a samo wyposażenie uszkodzone lub nawet
zniszczone.
Jedynym środkiem podziału prądów w systemie uziemienia i utrzymania zadowalającej
charakterystyki ekwipotencjalnej, który nie wymaga znacznych nakładów finansowych,
jest wzajemne połączenie sieci uziemiających. Przyczynia się to do lepszego połączenia
ekwipotencjalnego w obrębie systemu uziemienia ale nie znosi konieczności stosowania
przewodów ochronnych. Aby spełnić wymagania prawne w zakresie bezpieczeństwa
ludzi, należy zapewnić odpowiednio zwymiarowane i oznaczone przewody ochronne
między każdym elementem wyposażenia a przyłączem uziemienia. Co więcej, do uziomu
muszą być bezpośrednio przyłączone przewody od ograniczników przepięć lub też sieć
odgromowa. Wyjątkiem może być instalacja w budynku o konstrukcji stalowej.
Podstawowa różnica pomiędzy przewodem ochronnym (PE) a przewodem
odprowadzającym ogranicznika przepięć jest taka, że pierwszy prowadzi wewnętrzne
prądy do punktu zerowego transformatora SN/nn, podczas gdy drugi przewodzi prąd
zewnętrzny (z zewnątrz instalacji) do uziomu.
W budynku wskazane jest podłączenie sieci uziemienia do wszystkich dostępnych
przewodzących konstrukcji, czyli belek metalowych i ram drzwi, rur, itp. Ogólnie
wystarczy podłączyć metalową szynę, prowadnice kablowe i nadproża, rury, przewody
wentylacyjne, itp. w tylu punktach, w ilu się da. W niektórych miejscach, gdzie jest dużo
urządzeń a długość obwodu w sieci wyrównawczej jest większa niż cztery metry, należy
dodać przewód ekwipotencjalny. Rozmiar oraz typ przewodu nie są najważniejsze.
Konieczne jest wzajemne połączenie sieci uziemiających budynków, które współdzielą
połączenia kablowe. Wzajemne połączenie sieci uziemiających musi być dokonane za
pomocą wielu przewodów i wszystkich wewnętrznych metalowych struktur budynków lub
poprzez połączenie budynków (pod warunkiem, że nie zostaną przerwane).
W danym budynku, różne sieci uziemiające (elektroniki, komputerów, telekomunikacyjne,
itd.) muszą być wzajemnie powiązane, aby utworzyć pojedynczą sieć wyrównawczą.
Sieć uziemiająca powinna być, na ile jest to możliwe, wykonanana jako kratowa. Jeżeli
sieć uziemieniajest ekwipotencjalna, różnice w potencjałach między łączącymi się
urządzeniami będą niskie i wiele problemów z EMC zniknie. Różnice w potencjałach
zostaną również obniżone w przypadku uszkodzeń izolacji lub wyładowań
atmosferycznych.
Jeżeli stan ekwipotencjalny między budynkami nie może być osiągnięty, lub jeśli odstęp
między budynkami jest większy niż dziesięć metrów, wysoce zalecane jest wykorzystanie
światłowodowych łączy komunikacyjnych i izolatorów galwanicznych w systemach
pomiarowych i komunikacyjnych.
Powyższe środki są obowiązkowe, jeśli system zasilania elektrycznego wykorzystuje
system IT lub TN-C.

3.2 Poprawa warunków ekwipotencjalnych
Sieci wyrównawcze
Idealna sieć wyrównawcza byłaby wykonana z blachy lub drobnej kratki, jednak
doświadczenie pokazuje, że w przypadku większości zakłóceń, rozmiar kratki trzech
metrów wystarczy, aby utworzyć kratową sieć wyrównawczą.
Przykłady sieci wyrównawczych zostały podane na Rysunku R7 na następnej
stronie. Minimalna zalecana struktura obejmuje przewód (np. miedziany kabel lub
taśma) otaczający pomieszczenie.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

R5
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

R -Wytyczne EMC

R -Wytyczne EMC

BN kratowa

IBN

PE

BN kratowa

IBN kratowa

Lokalna kratka

Lokalna
kratka
IBN

Pion
Struktura drzewiasta
IBN

Gwiazda (IBN)
CBN

BN: Sieć wyrównawcza, CBN: Wspólna sieć wyrównawcza, IBN: Izolowana sieć wyrównawcza

Rys. R7: Przykłady sieci wyrównawczych

Długość połączeń pomiędzy elementem a siecią wyrównawczą nie przekracza
50 centymetrów, w pewnej odległości od pierwszego połączenia powinno zostać
zainstalowane dodatkowe podłączenie równoległe. Indukcyjność połączenia między
szyną uziemiającą obudowy elektrycznej a siecią wyrównawczą (patrz poniżej)
powinna być niższa niż jeden µH (w miarę możliwości 0,5 µH).
Na przykład możliwe jest wykorzystanie pojedynczego przewodu 50 cm lub dwóch
równoległych przewodów o długości jednego metra, zainstalowanych w minimalnej
odległości od siebie (przynajmniej 50 cm) w celu zmniejszenia wzajemnej
indukcyjności pomiędzy oboma przewodami.
Tam, gdzie to możliwe, podłączenie do sieci wyrównawczej powinno być dokonane
na skrzyżowaniu w celu podziału prądów wysokich częstotliwości na cztery bez
konieczności przedłużania połączenia. Profil przewodów wyrównawczych nie jest
istotny, ale preferowany jest profil płaski. Przewód powinien także być jak najkrótszy.

Równoległy przewód uziemienia (PEC)

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

R6

Celem równoległego przewodu uziemiającego jest zmniejszenie prądu w trybie
wspólnym przepływającego w przewodach, które przewodzą także sygnał różnicowy
(wspólna impedancja i pole powierzchni pętli są zmniejszone).
Równoległy przewód uziemiający musi być zaprojektowany tak, by wytrzymać silne
prądy, gdy jest on używany do ochrony przed wyładowaniami atmosferycznymi lub do
przewodzenia silnych prądów zakłóceniowych. Jeżeli jako równoległy przewód uziemiający
używana jest osłona kabla, nie może on obsługiwać tak dużych prądów, rozwiązaniem jest
ułożenie kabla wzdłuż metalowych elementów konstrukcyjnych lub dróg kablowych, które
będą działać jak inne równoległe przewody uziemienia całego kabla.
Inną możliwością jest ułożenie ekranowanego kabla obok równoległego przewodu
uziemiającego. Zarówno ekranowany kabel jak i równoległy przewód uziemiający
muszą być podłączone na obu końcach do lokalnego przyłącza uziemienia.
W przypadku bardzo długich odległości zaleca się dodatkowe połączenia równoległego
przewodu uziemiającego z siecią w nieregularnych odstępach między urządzeniami.
Te dodatkowe połączenia tworzą krótszą ścieżkę powrotu prądów zwarciowych,
przepływających poprzez równoległy przewód uziemiający. W przypadku korytek
u-kształtnych, osłon i rur, dodatkowe połączenia powinny być na zewnątrz w celu
oddzielenia z wnętrzem (efekt „ekranowania " ).

Przewody wyrównawcze
Przewody wyrównawcze mogą być metalowymi opaskami, płaskimi oplotami
lub okrągłymi przewodami. W przypadku systemów wysokiej częstotliwości,
preferowane są metalowe opaski i płaskie oploty (ze względu na zjawisko
naskórkowości), ponieważ okrągły przewód ma większą impedancję niż przewód
płaski o takim samym przekroju poprzecznym. Jeżeli to możliwe, stosunek długości
do szerokości nie powinien przekraczać 5.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Wdrożenie

3.3 Separacja kabli
Fizyczna separacja kabli instalacji silno- i słaboprądowej jest bardzo ważna w zakresie
EMC, szczególnie jeśli kable instalacji słaboprądowej nie są ekranowane lub osłona nie
jest połączona z odsłoniętymi częściami przewodzącymi (ECP). Wrażliwość sprzętu
elektronicznego jest w dużym stopniu determinowana przez otaczający system kablowy.
Jeżeli nie zastosuje się separacji w postaci układania instalacji w oddzielnych trasach
kablowych, zachowanie minimalnych odległości między kablami instalacji silnoi słaboprądowych, itd., sprzężenie elektromagnetyczne osiąga maksymalną wartość.
W tych warunkach, sprzęt elektroniczny jest podatny na zakłócenia EMC przepływające
przez dane kable.
Zalecane jest wykorzystanie systemów szyn zbiorczych takich jak Canalis lub
szyn zbiorczych do dużych mocy znamionowych. Poziom promieniowania pola
magnetycznego takich układów jest 10 do 20 razy niższe niż w przypadku standardowych
kabli lub przewodów.
Należy uwzględnić zalecenia w sekcjach „Trasowanie kabli " i „Zalecenia dotyczące
oprzewodowania " .

3.4 Podwójne podłogi
Włączenie podłóg do obwodu poprawia ekwipotencjalność obszaru i, co za tym
idzie, dystrybucję i rozproszenie zakłócających prądów niskiej częstotliwości.
Efekt ekranowania podwójnej podłogi jest bezpośrednio związany z jej
ekwipotencjalnością. Jeżeli styczność pomiędzy płytkami podłogowymi jest słaba
(na przykład gumowe złącza antystatyczne), lub jeśli styczność między wspornikami
jest słaba (zanieczyszczenie, korozja, pył, itp. lub jeśli nie występują wsporniki),
konieczne jest dodanie obwodu ekwipotencjalnego.
W tym przypadku, wystarczy zapewnienie efektywnych połączeń elektrycznych
pomiędzy metalowymi cokołami. Na rynku są dostępne sprężynowe zatrzaski do
łączenia metalowych cokołów z obwodem ekwipotencjalnym. W sytuacji idealnej,
podłączony powinien być każdy cokół, ale często wystarczy podłączyć co drugi
w każdym kierunku. W większości przypadków wystarczy „oczko” kraty 1,5 do 2
metrów. Zalecane pole przekroju przewodu miedzianego to 10 mm 2 lub więcej.
Najczęściej wykorzystywany jest płaski splot. W celu zmniejszenia skutków korozji,
wskazane jest wykorzystanie ocynkowanej miedzi (patrz Rys. R8).
Perforowane płytki podłogowe działają jak zwykle płytki, jeśli mają komórkową
konstrukcję stalową.
Płytki wymagają konserwacji zapobiegawczej co około pięć lat (w zależności
od rodzaju płytek i środowiska, włączając wilgotność, pył i korozję). Gumowe
lub polimerowe złącza antystatyczne muszą być konserwowane, podobnie do
powierzchni nośnych płytek (czyszczenie odpowiednim produktem).

Podniesiona podłoga

Zatrzaski
sprężynowe

Metalowe cokoły
u 10 mm2

Rys. R8: Wykorzystanie podwójnej podłogi

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

R7

R -Wytyczne EMC

3.5 Prowadzenie tras kablowych
Wybór materiałów izolacyjnych i ich kształt zależą od następujących kryteriów:
b  ymagania otoczenia EM wzdłuż dróg kablowych (bliskość źródeł
W
przewodzonych promieniowanych zakłóceń EM )
b Dozwolony poziom przewodzonych i promieniowanych emisji
b Typ kabli (ekranowane, skręcane, światłowodowe)
b Wytrzymałość na EMI wyposażenia podłączonego do systemu oprzewodowania
b Inne ograniczenia środowiskowe (chemiczne, mechaniczne, klimatyczne, itd.)
b Przyszłe planowane rozszerzenia systemu oprzewodowania
Niemetalowe koryta kablowe są odpowiednie w następujących przypadkach:
b Otoczenie z ciągłymi EM niskiego poziomu
b System oprzewodowania o niskim poziomie emisji
b  ytuacje, w których metalowe drogi kablowe powinny być unikane (środowisko
S
chemiczne)
b Systemy wykorzystujące światłowody
W przypadku dróg kablowych, kształt (płaski, U-kształtny, rura, itd.) decyduje
o charakterystycznej impedancji, nie pole przekroju. Zamknięte kształty są lepsze
niż otwarte, ponieważ obniżają sprzężenie w trybie wspólnym. Drogi kablowe często
mają szczeliny na płaskie kable. Im mniejsze tym lepsze. Szczeliny powodujące
najmniej problemów są wycięte równolegle i w pewnej odległości od kabli.
Szczeliny wycięte prostopadle do kabli nie są zalecane (patrz Rys. R9).

Słabe

W porządku

Dobre

Rys. R9: Parametry CEM różnego typu metalowych dróg kablowych

W określonych przypadkach, koryto kablowe o słabej charakterystyce EMI może
być zastosowane, jeżeli otoczenie EM jest słabe, jeżeli są wykorzystywane kable
ekranowane lub światłowody, bądź stosowane są oddzielne drogi kablowe dla różnych
typów kabli (zasilanie, przetwarzanie danych, itd.).
Dobrym pomysłem jest zarezerwowanie miejsca w drodze kablowej na określoną ilość
dodatkowych kabli. Wysokość kabli musi być niższa niż przegród drogi kablowej, jak
pokazano poniżej. Osłony również poprawiają charakterystykę EMC dróg kablowych.
W u-kształtnych drogach kablowych, pole magnetyczne zmniejsza się w obu
narożnikach.
Z tego powodu preferowane są głębokie koryta kablowe (patrz Rys. R10).

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

R8

NIE!

TAK!

Obszar zabezpieczony przed zewnętrznym polem EM

Rys. R10: Instalacja różnych typów kabli

Różne rodzaje kabli (kable zasilające i słaboprądowe) nie powinny być instalowane
w tej samej wiązce ani w tym samym korycie kablowym. Pojemność dróg
kablowych nie powinna być przekraczana.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Wdrożenie

Zaleca się elektromagnetyczne oddzielenie grup od siebie, przy użyciu ekranowania
lub przez zainstalowanie kabli w różnych drogach kablowych. Jakość ekranowania
determinuje odstęp między grupami. Jeżeli nie ma ekranowania, muszą być
zachowywane wystarczające odległości (patrz Rys. R11).
Odległość pomiędzy kablami zasilania i sterowania musi wynosić co najmniej
pięciokrotność promienia większego kabla zasilającego.

Zabronione

Prawidłowo

Idealnie

Kable energetyczne
Obwody pomocnicze (styki przekaźnikowe)
Kontrola (cyfrowa)
Pomiary (analogowe)
Uwaga: Wszystkie metalowe części muszą być wzajemnie
połączone elektrycznie

Rys. R11: Zalecenia instalowania grup kabli w metalowych korytach kablowych

Do celów EMC mogą być używane metalowe elementy budynku. Stalowe belki
(w kształcie L, H, U lub T) często stanowią ciągłą uziemioną konstrukcję z dużymi
poprzecznymi przekrojami i powierzchniami oraz wieloma pośrednimi połączeniami
uziemienia. Jeśli jest to możliwe, kable powinny przebiegać wzdłuż takich belek.
Narożniki wewnętrzne są lepsze niż powierzchnie zewnętrzne (patrz Rys. R12).

Zalecane
Akceptowalny
Nie zalecane

Rys. R12: Zalecenia instalowania kabli w stalowych belkach

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

R9
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Oba końce metalowych koryt kablowych zawsze muszą być przyłączone do
lokalnej sieci uziemiającej. W przypadku bardzo długich tras kablowych, zaleca się
dodatkowe połączenia z systemem uziemienia między podłączonymi urządzeniami.
Jeżeli to możliwe, odległość pomiędzy tymi połączeniami powinna być nieregularna
(w przypadku symetrycznych systemów oprzewodowania) w celu uniknięcia rezonansu
przy identycznych częstotliwościach. Wszystkie połączenia z systemem uziemienia
powinny być krótkie.
Dostępne są metalowe i niemetalowe koryta kablowe. Rozwiązania metalowe
zapewniają lepsze charakterystyki EMC. Trasa kablowa (korytka kablowe, kanały,
wsporniki kablowe, itd.) muszą zapewniać ciągłą, przewodzącą metalową konstrukcję
od początku do końca.
Aluminiowe koryta kablowe mają niższą oporność DC niż stalowe koryta tej samej
wielkości, ale impedancja przejściowa (Zt) stali spada przy niższej częstotliwości,
szczególnie w przypadku, gdy stal ma względnie dużą przepuszczalność µr. Należy
zachować uwagę w razie wykorzystania różnych typów metalu, ponieważ bezpośrednie
połączenie elektryczne nie jest w pewnych przypadkach dozwolone, aby uniknąć
korozji. Może to stanowić wadę w zakresie EMC.
Jeżeli urządzenia przyłączone do systemu oprzewodowania wykorzystującego
nieekranowane kable nie są poddawane zakłóceniom niskiej częstotliwości, EMC
niemetalowych dróg kablowych można poprawić poprzez dodanie równoległego
przewodu uziemiającego (PEC) w drodze kablowej. Oba końce muszą być podłączone
do lokalnego systemu uziemienia. Należy zapewnić połączenia z częścią metalową
o niskiej impedancji (np. duży metalowy panel obudowy urządzenia). PEC powinien być
zaprojektowany do obsługi dużych prądów zakłócających i prądów w trybie wspólnym.

R -Wytyczne EMC

Wdrażanie
Jeżeli metalowa droga kablowa obejmuje szereg krótkich odcinków, należy
zapewnić ciągłość poprzez prawidłowe połączenie poszczególnych części. Części
powinny być przyspawane wzdłuż wszystkich krawędzi. Połączenia nitowane,
przykręcane lub skręcane są dozwolone, jeśli powierzchnie kontaktowe przewodzą
prąd (nie są pokryte farbą czy powłoką izolacyjną) i zostaną zabezpieczone
przed korozją. Przy łączeniu należy zastosować momenty obrotowe dokręcania
zapewniające właściwą styczność między powierzchniami części przewodzących
Gdy wybrany zostanie dany kształt drogi kablowej, należy go stosować na
całej długości. Wszystkie połączenia wzajemne muszą mieć niską impedancję.
Podłączenie jednego przewodu między dwoma częściami drogi kablowej powoduje
wysoką lokalną impedancję, która zmienia jej parametry EMC.
Zaczynając od kilku MHz, dziesięciocentymetrowe połączenie między częściami drogi
kablowej redukuje współczynnik tłumienia więcej niż dziesięciokrotnie (patrz Rys. R13).

NIE!

NIEZALECANE

TAK!

Rys. R13: Łączenie metalowych dróg kablowych

Za każdym razem, gdy dokonywane są modyfikacje lub rozszerzenia, bardzo
istotne jest upewnienie się, że są one dokonywane zgodnie z zasadami EMC (np.
nigdy nie zastępuj metalowej drogi kablowej wersją plastikową!).
Pokrywy metalowych dróg kablowych muszą spełniać wymogi mające
zastosowanie do samych dróg kablowych. Pokrywy powinny mieć dużą liczbę
punktów kontaktu na całej długości. Jeżeli nie jest to możliwe, musi być ona
podłączona do drogi kablowej co najmniej na obu końcach przy użyciu krótkiego
połączenia (np. połączenie plecione lub siatkowe).
Jeśli drogi kablowe muszą zostać przerwane przy przejściu przez ścianę (np.
przegrody przeciwpożarowe), muszą być stosowane połączenia o niskiej
impedancji pomiędzy obiema częściami (patrz Rys. R14).

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

R10

Słabe

W porządku

Dobre

Rys. R14: Zalecenia dotyczące łączenia metalowych dróg kablowych przechodzących przez
ścianę

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Wdrożenie

3.6 Szynoprzewód
Szynoprzewody zmniejszają ryzyko ekspozycji na pola elektromagnetyczne.
Według WHO (Światowej Organizacji Zdrowia), ekspozycja na pola elektromagnetyczne
może stanowić zagrożenie dla zdrowia począwszy od tak niskich poziomów jak
0,2 mikrotesli i może stanowić długoterminowy czynnik rakotwórczy. Niektóre kraje
przygotowały normy limitujące (np. 0,2 µT na 1 metr w Szwecji).
Wszystkie przewody elektryczne generują pola magnetyczne proporcjonalne do odstępu
pomiędzy nimi. Projekt szyny zbiorczej z małym odstępem między żyłami w metalowej
obudowie znacząco obniża promieniowanie elektromagnetyczne. Charakterystyki pola
elektromagnetycznego szynoprzewodów są dobrze znane a pomiary wskazują, że są
one znacznie poniżej potencjalnie groźnych poziomów (patrz Rys. R14b).
W szczególnych przypadkach, gdzie są wymagane szczególnie niskie wartości
(pomieszczenia z komputerami, gabinety lekarskie, niektóre biura), należy
zminimalizować indukcję magnetyczną generowaną przez kable zasilania.
Indukcja magnetyczna jest:
b proporcjonalna do prądu
b proporcjonalna do odległości pomiędzy żyłami
b przeciwnie proporcjonalna do kwadratu odległości do szyny zbiorczej.
Szynoprzewód ze stalową obudową ma dobry efekt ekranowania w porównaniu do kabli
zasilania: pole magnetyczne jest obniżane z 2 do 30 razy, w zależności od modelu
systemu Canalis.
Jest szczególnie niska z uwagi na małą odległość między szynami oraz dodatkowe
tłumienie zapewnione przez stalową obudowę.
1000

100

B (µT)

10

1.0

0.1
100

1000

10000

Odległość od środka szynoprzewodu (mm)
KTA10 (1000 A)
KTA16 (1600 A)
KTA20 (2000 A)
KTA40 (4000 A)
Rys. R14b: Dane sSzynoprzewodów Canalis

3.7 Wdrożenie ekranowanych kabli
Gdy podjęta zostanie decyzja wykorzystania ekranowanych kabli, konieczne
jest również ustalenie, w jaki sposób osłona zostanie połączona z uziemieniem
(rodzaj uziemienia, złącze, wejście kabla, itd.), w przeciwnym wypadku korzyści
będą znacząco mniejsze. Aby osłona była efektywna, powinna być połączona
z uziemieniem dookoła. Rysunek R15 poniżej pokazuje różne sposoby uziemienia
osłony kabla.
W przypadku sprzętu komputerowego i łączy cyfrowych, osłonę należy podłączyć
na każdym końcu kabla.
Podłączenie osłony jest bardzo ważne w zakresie EMC i powinny zostać
zastosowane następujące wytyczne.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

R11
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. R14a: Propagacja pola magnetycznego w kablach
i szynoprzewodach.

R -Wytyczne EMC

Jeżeli osłonięty kabel łączy wyposażenie zlokalizowane w tym samym obszarze
połączenia ekwipotencjalnego, osłona musi być podłączona do odsłoniętych części
przewodzących (ECP) na obu końcach. Jeżeli podłączone wyposażenie nie znajduje
się w tym samym obszarze połączenia ekwipotencjalnego, istnieje kilka możliwości.
b  ołączenie tylko jednego końca do ECP jest niebezpieczne. Jeżeli wystąpi
P
uszkodzenie izolacji, napięcie w osłonie może spowodować śmierć operatora lub
zniszczyć wyposażenie. Ponadto, przy wysokich częstotliwościach osłona nie jest
skuteczna.
b  ołączenie obu końców do ECP może być niebezpieczne, jeśli wystąpi
P
uszkodzenie izolacji. W osłonie płynie duży prąd i może ją uszkodzić. W celu
ograniczenia tego problemu, równoległy przewód uziemienia (PEC) musi
przebiegać obok osłoniętego kabla. Rozmiar PEC zależy od prądu zwarciowego
w danej części instalacji. Oczywiste jest, że jeżeli instalacja ma odpowiednią
kratową sieć uziemienia, problem nie wystąpi.

Wszystkie połączenia wyrównawcze muszą łączyć z odsłoniętym metalem
Akceptowalny

Niedopuszczalna

Kołnierz, zacisk, itp.

Szyna
wyrównawcza
podłączony
do obudowy

Drut wyrównawczy
(„elastyczny wielożyłowy " )
Słabo podłączona osłona = obniżona efektywność
Prawidłowo

Kołnierz, zacisk, itp.

Idealny

Dławica kablowa = obwodowy kontakt z
ekwipotencjalnym panelem metalowym

Ekwipotencjalny panel metalowy

Rys. R15: Łączenie ekranowanych kabli

Poniższy rysunek pokazuje jak przygotować osłonę, jeśli są wykorzystywane zaciski
EMC.
Ekran
Powłoka
izolowana
kabla

Ekran
Powłoka
izolowana
kabla

R12
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Ekran
Powłoka
izolowana
kabla
Dodana
izolowana
powłoka
Rys. R16: Zalecane przygotowanie osłony

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Zacisk EMC
szerokość

3 Wdrożenie

3.8 Sieci komunikacyjne
W przygotowaniu okablowania informatycznego, stanowczo zaleca się
przestrzeganie Norm Europejskich serii EN 50173.
W celu zapewnienia niezawodnej transmisji danych, jakość całości połączenia
powinna być jednorodna. Oznacza to, że kategoria poszczególnych kabli będzie
taka sama, przyłącza będą dostosowane do kabli.
Kable i połączenia poszczególnych kategorii mogą być mieszane w obrębie kanału,
jednak wynikające parametry zależą od kategorii najsłabszego komponentu.
Ciągłość osłony całego łącza (przewody połączeniowe, gniazdka przyłączy,
poziomy kabel) zostanie zapewniona i kontrolowana poprzez badania.
Gniazdka przyłączy (TO) mogą zostać wykorzystane do uziemienia zakończeń
osłony w szafce. Dobór tych TO jest bardzo ważny.
Sieci komunikacyjne są zazwyczaj rozległe. Łączą one urządzenia znajdujące się
w różnych obszarach, gdzie źródła zasilania mogą mieć różne systemy uziemienia.

Urządzenie 1

Główne łącze

Aparatura

Przewód połączeniowy

Aparatura

Przewód połączeniowy

Urządzenie 2

Prądy
zakłócające

Urządzenie 1

Główne łącze

Aparatura

Przewód połączeniowy

Aparatura

Przewód połączeniowy

Urządzenie 2

Prądy
zakłócające

Rys. R17: Jak zmniejszyć pętlę prądów zakłócających

Jeżeli obszary te nie są odpowiednio ekwipotencjalne, mogą pojawić się silne
prądy przejściowe (wyładowania atmosferyczne, usterka zasilania głównego, itd.)
powodujące duże różnice potencjału napięcia między powiązanymi urządzeniami.
Interfejsy komunikacyjne (tablica, moduł, itd.) mogą być zakłócone lub uszkodzone
przez te przepięcia trybu wspólnego.
Stosowanie systemu uziemienia TN-S i odpowiednia instalacja ekwipotencjalna
minimalizują ten problem.
W każdym razie zalecane jest wykorzystanie Urządzenia Zabezpieczającego
przed Przepięciami (SPD) zainstalowanego w Trybie Wspólnym i/lub w Trybie
Różnicowym.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

R13

R -Wytyczne EMC

Jeżeli poszczególne obszary/strefy nie są ekwipotencjalne, jeżeli system uziemienia
źródła zasilania to TN-C lub IT, bądź jeśli są wątpliwości co do poprzednich
2 punktów, wysoce zalecane są łącza światłowodowe.
Aby uniknąć problemów z bezpieczeństwem elektrycznym, łącze optyczne nie
powinno mieć żadnych części metalowych.

Ochrona przed zakłóceniami w cewkach
Cewki AC i większość cewek DC (przekaźnik, stycznik, aktywator, itd.) to silnie
zakłócające źródła.

x

x

Arcing voltage

Arcing voltage

Coil
Relay

Un

Un

Coil
Relay

TVS

Rys. R18: TVS redukuje napięcie łukowe

Aby zminimalizować te zakłócenia wysokiej częstotliwości, można zastosować
następujące rozwiązania. (Wybór preferowany w kolorze szarym).

Symbol

Dla
DC

Przepięcie
ograniczenie

Czas zanikania
styczności

Y

Y

2 do 3 . Un

1 do 2 razy
czas standardowy

Warystor z tlenku metalu

Y

Y

& lt; 3 . Un

1,1 do 1,5 razy
czas standardowy

Napięcie przejściowe
Dioda tłumiąca
Dwukierunkowa

Y

Y

& lt; 2. Un

1,1 do 1,5 razy
czas standardowy

Napięcie przejściowe
Dioda tłumiąca
Kierunkowa

N

Y

Un + 0.7 V

3 do 10 razy
czas standardowy

Dioda zwrotna

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Dla
AC

Sieć R-C

N

Y

Un + 0.7 V

3 do 10 razy
czas standardowy

Rezystor

R14

Napięcie przejściowe
Typ tłumienia

Y

Y

& lt; 4 . Un

1,5 do 2,5 razy
czas standardowy

Rys. R19: Informacje z tabeli TVS

W celach efektywności, TVS należy zainstalować blisko cewki

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Wdrożenie

3.9 Zastosowanie ograniczników przepięciowych
Połączenia
Muszą być jak najkrótsze. W istocie, jedną z istotnych cech zabezpieczenia
wyposażenia jest maksymalny poziom napięcia, które wyposażenie może
wytrzymać na swoich przyłączach. Należy dobrać ogranicznik przepięciowy
z poziomem zabezpieczenia odpowiednim dla wyposażenia chronionego (patrz
Rys. 20). Całkowita długość połączeń wynosi L = L1 + L2 + L3. Reprezentuje
impedancję mniej więcej 1 µH/m w przypadku prądów o wysokiej częstotliwości.
Zastosowanie reguły U = L di

dt

do fali 8/20 µs i prądu 8 kA daje napięcie szczytowe 1000 V na metr kabla.
U = 1∙10-6 x  ∙103 = 1000 V
8
8∙10-6

U urządzenia

L1
wyłącznik

U1
L2

L = L1 + L2 + L3 & lt; 50 cm

ogranicznik
przepięciowy
L3

Up

chroniony
odbiornik

U2

Rys. R20: Podłączenie ogranicznika przepięciowego: L & lt; 50 cm

Daje to U urządzenia = Up + U1 + U2.
Jeżeli L1 + L2 + L3 = 50 cm, spowoduje to skok napięcia 500 V przy prądzie 8 kA.

Zasady oprzewodowania
b Zasada 1
Najważniejszą zasadą jest nieprzekraczanie odległości 50 cm podczas podłączania
ogranicznika przepięciowego do jego wyłącznika. Połączenia ogranicznika
przepięciowego zostały przedstawione na Rysunku R21.

d1

d1

d2

d3

(8/20)
65kA
(8/20)
Imax:
In: 20kA
1,5kV
Up: 340Va
Uc:

SPD

d3
0 cm

3y5

2+d

d
d1 +

Rys. R21: SPD z oddzielnym lub zintegrowanym wyłącznikiem

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

m

3

2+d

d
d1 +

35 c

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

R15

D
k PR
Quic PD
S

cznik

wyłą

R -Wytyczne EMC

b Zasada 2
Wychodzące linie zasilające zabezpieczanych przewodów muszą być podłączone
dokładnie przy przyłączach przewodów zasilających ogranicznika przepięciowego
i odłączającego wyłącznika (patrz Rys. R22).

Zasilanie

Zabezpieczone
przewody zasilające

Szybkie PRD

L & lt; 35 cm

Rys. R22: Połączenia są dokładnie przy przyłączach SPD

b Zasada 3
Przychodzące przewody fazowe, neutralny i PE muszą być dokładnie podłączone
w celu zmniejszenia powierzchni pętli (patrz Rys. R23).

Niezakłócane kable zakłócane przez
sąsiednie zakłócane kable

Drogi niezakłócanych kabli oddzielone
od dróg zakłócanych kabli
zabezpieczane
linie
wychodzące

NIE

Pośrednie
przyłącze
uziemienia
Główne
uziemienie
przyłącze

R16

Duża
powierzchnia
pętli
indukcyjnej
w obudowie

Pośrednie
przyłącze
uziemienia

Duża
powierzchnia
pętli
indukcyjnej
w obudowie

NN
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

TAK

Główne
uziemienie
przyłącze
NN

Rys. R23: Przykład środków ostrożności, które należy zastosować odnośnie oprzewodowania w skrzynce (zasady 2, 3, 4, 5)

b Zasada 4
Przychodzące przewody ogranicznika przepięciowego muszą być prowadzone
z dala od przewodów z niego wychodzących w celu uniknięcia mieszania
zakłócanych kabli z zabezpieczanymi kablami (patrz Rys. R19).
b Zasada 5
Kable muszą przylegać do metalowych ram skrzynki w celu zmniejszenia pętli indukcyjnych
w obudowie ramy i tym samym wykorzystania efektu ekranowania zakłóceń.
Jeżeli skrzynka jest wykonana z tworzywa sztucznego a odbiorniki są szczególnie
wrażliwe, musi być ona wymieniona na metalową skrzynkę.
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Wdrożenie

We wszystkich przypadkach konieczne jest sprawdzenie, czy metalowe ramy
skrzynek lub szafek są uziemione za pomocą bardzo krótkich połączeń.
Jeżeli wykorzystywane są kable ekranowane, niepotrzebny nadmiar długości musi
być odcięty, gdyż zmniejsza efektywność.

3.10 Okablowanie szafki (Rys. R24)
Każda szafka musi być zaopatrzona w szynę uziemienia lub metalową blachę
odniesienia. Wszystkie ekranowane kable i zewnętrzne obwody zabezpieczające
muszą być podłączone do tego punktu. Jako masę odniesienia można wykorzystać
dowolny blaszany element szafki lub szynę DIN.
Plastikowe szafki nie są zalecane. W tym przypadku, jako masę odniesienia należy
zastosować szynę DIN.

Potencjał
Płyta odniesienia

Rys. R24: Przykłady uziemienia

Zalecenia okablowania szafki
Każda szafka, boks lub obudowa powinna być wyposażona przynajmniej w szynę
uziemienia i metalową płytę lub siatkę jako masę odniesienia (płyta uziemiająca).
Wszystkie części metalowe (ramy, panele, dach, drzwi, itd.) będą wzajemnie
połączone dostosowanymi akcesoriami.
Zalecane jest stosowanie specjalnej podkładki. Kilka preferowanych przykładów
przedstawiono poniżej:

Rys. R25: Preferowane przykłady podkładek

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

R17

R -Wytyczne EMC

Rys. R26: Kilka przykładów podkładek, mocowań na śruby i wypustki.

PE EMC

LF - HF

Malowana
blacha
Należy zapewnić styczność
metal-metal kontakt

Długa PE

farba
HF

farba

HF

L & lt; 10 cm

Rys. R27: Przykłady uziemienia

Wszystkie kable będą ułożone w uziemionych konstrukcjach metalowych.
Wszystkie komponenty EMC (np. filtr EMI, zaciski EMC) będą zamontowane
bezpośrednio na metalowych płytkach bez żadnych powłok izolujących (np. farby
czy lakieru).

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

R18

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Wdrożenie

Kable ekranowane przychodzące lub wychodzące z szafy będą połączone z szyną
uziemiającą lub płytą uziemiającą, jeżeli kable te są długie i/lub nie przychodzą ze
stref ekwipotencjalnych.
Celem jest zmiana kierunku prądów zakłócających przy wejściu do szafki, a nie
wewnątrz szafki.
Niemetalowe szafki nie są zalecane do celów EMC.
W celu ochrony wyposażenia elektronicznego przed polem magnetycznym niskiej
częstotliwości, zaleca się wykorzystanie stalowych szafek (ocynkowanych).
Metale niemagnetyczne (np. aluminium, stal nierdzewna) są bardziej efektywne
w otoczeniu wysokich częstotliwości.
Urządzenia o częstotliwości sieciowej i częstotliwości niskiej będą fizycznie
oddzielone, można też zastosować oddzielenie kabli i odpowiednie odległości
pomiędzy kablami zasilania a kablami wrażliwymi, jak to pokazano na rysunkach
poniżej.

Niski poziom

Poziom partycji

Zasilanie

Do komponentów zasilania

Sieć

Siłowniki

Rys. R29: Prawidłowy projekt EMC w tej samej szafce

Sondy
Czujniki

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

R19

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

R -Wytyczne EMC

Niski poziom

Zasilanie

Metalowe korytko kablowe

Rys. R29: Prawidłowy projekt EMC w dwóch oddzielnych szafkach

3.11 Normy
Określenie norm i zaleceń, które muszą być brane pod uwagę w instalacjach, jest
bezwzględnie konieczne.
Poniżej wymieniono kilka dokumentów, które mogą zostać wykorzystane:
b EN 50174-1

Technologia informatyczna - Instalacja kablowa.



Część 1: Specyfikacja i zapewnienie jakości

b EN 50174-2

Technologia informatyczna - Instalacja kablowa.



Część 2: Planowanie instalacji i zasady wewnątrz budynków

b EN 50310 
Zastosowanie ekwipotencjalnego łączenia wyrównawczego
i uziemienia w budynkach z wyposażeniem informatycznym.
b EN 50173

Technologia informatyczna - Ogólne systemy okablowania

b HD 60364-4-444  iskonapięciowe instalacje elektryczne
N
Część 4-444: Zapewnienie bezpieczeństwa - Ochrona przed
zakłóceniami napięcia i zakłóceniami elektromagnetycznymi

Zabezpieczenie przed wyładowaniami elektrostatycznymi

R20

Do obsługi lub instalacji elektronicznych płyt lub komponentów (CPU,
pamięć, analogowe, moduły PCMCIA, itd.), które są wrażliwe na wyładowania
elektrostatyczne (ESD), z reguły wymagane jest wykorzystanie specjalnych narzędzi
lub pakietów.

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Nasze produkty przeszły standardowe badania ESD, ale warunki ESD w niektórych
przypadkach przewyższają specyfikacje.
Zagrożenie ESD może spowodować zużycie i usterki półprzewodników.
Niepoddawane pielęgnacji urządzenia półprzewodnikowe mogą zostać uszkodzone
albo spalone w sposób niedostrzegalny dla użytkowników.
Rozwiązanie
Wysoce zalecane jest stosowanie specjalnego pasa na nadgarstek ESD. Ten pas na
nadgarstek zostanie zainstalowany wewnątrz każdej szafki i właściwie podłączony
do metalowej ramy szafki.
Należy zapewnić procedurę właściwego stosowania.
Poniżej przedstawiamy przykład.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

3 Wdrożenie

Pas na nadgarstek ESD
Ładunek statyczny jest wytwarzany przez kontakt i oddzielenie materiałów: Buty
i podłogi, ubrania i ludzkie ciało, części przemieszczane na powierzchniach.
Powstały ładunek pozostanie na ciele aż zostanie rozładowany - dobrze znane
wszystkim „strzelanie " . Właśnie to „strzelanie " powoduje szkody. Jeżeli możemy
zapobiec powstawaniu ładunku elektrostatycznego na ciele, nie ma nic do
rozładowania. Właściwie uziemiony pas na nadgarstek skutecznie uniemożliwia
powstawanie ładunków elektrostatycznych. Wszelki ładunek elektrostatyczny,
który mógłby się zgromadzić, zostaje od razu odprowadzony przez pasek. Pas na
nadgarstek utrzymuje równowagę potencjałów, która jest przywracana w sposób
gwałtowny przez „strzelanie " .

Rys. R30: Przykłady pasków na nadgarstek ESD

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

R21

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

R - Wytyczne EMC

4 Mechanizmy łączące i środki
zaradcze

4.1 Informacje ogólne
Zjawisko zakłóceń EM zostało podsumowane na Rysunku R31 poniżej.

Źródło

Sprzężenie

Pochodzenie
emitowane zakłócenia

Środki przenoszenia
zakłóceń

Przykład:

Zagrożony odbiornik
Urządzenie
prawdopodobnie
ulegające
zakłóceniom

Promieniowanie

Walkie-talkie

Telewizor

Rys. R31: Zjawisko zakłóceń EM

Źródłami zakłóceń są:
b  misje o częstotliwości radiowej
E
v  ystemy komunikacji bezprzewodowej (radio, TV, CB, radiotelefony, zdalne
S
sterowanie)
v  adar
R
b  przęt elektryczny
S
v  yposażenie przemysłowe dużej mocy (piece indukcyjne, spawarki)
W
v  yposażenie biurowe (komputery i obwody elektroniczne, kopiarki, duże
W
monitory)
v  ampy wyładowcze (neonowe, fluorescencyjne, błyskowe, itd.)
L
v  omponenty elektromechaniczne (przekaźniki, styczniki, solenoidy, rozłączniki
K
prądowe)
b  ystemy zasilania
S
v  ystemy przesyłu i dystrybucji mocy
S
v  lektryczne systemy transportowe
E
b  świetlenie
O
b  yładowania elektrostatyczne (ESD)
W
b  lektromagnetyczne impulsy nuklearne (EMNP)
E
Potencjalnie zagrożone odbiorniki to:
b  dbiorniki radiowe i telewizyjne, systemy radarowe, komunikacji bezprzewodowej
O
b  ystemy analogowe (czujniki, mierniki, wzmacniacze, monitory)
S

R22

b  ystemy cyfrowe (komputery, komunikacja komputerowa, urządzenia peryferyjne)
S
Różne typy sprzężeń to:

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

b  przężenie przez wspólną impedancję (galwaniczne)
S
b  przężenie pojemnościowe
S
b  przężenie indukcyjne
S
b  przężenie promieniowane (między kablami, miedzy polem a kablem, miedzy
S
antenami)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Mechanizmy łączące i środki
Coupling mechanisms and
counter-measures
zaradcze

4.2 Common-mode wspólną impedancję
4.2 Sprzężenie przezimpedance coupling
Definition
Definicja
Two or more devices are interconnected by the power supply and communication
Dwa urządzenia lub więcej są połączone ze sobą przez zasilanie i kable
cables (see Fig. Ap19 ). When external currents (lightning, fault currents,
komunikacyjne (patrz Rys. R32). Jeśli prądy zewnętrzne (wyładowania
disturbances) flow via these common-mode impedances, an undesirable voltage
atmosferyczne, prądy zwarciowe, zakłócenia) przepływają poprzez impedancje
appears between points A and B which are supposed to be equipotential.
trybu wspólnego, między punktami A i B, które mają być ekwipotencjalne,
This stray voltage can disturb low-level or fast electronic circuits.
pojawia się niepożądane napięcie. To napięcie błądzące może zakłócać obwody
All cables, including the protective conductors, have an impedance,
elektroniczne niskiego poziomu lub obwody szybkiego połączenia. particularly at
high frequencies.
Wszystkie kable, włączając przewody ochronne, mają impedancję, szczególnie przy
wysokich częstotliwościach.

Device 1
Urządzenie 1

Stray
Błądzące
overvoltage
przepięcia

Device 2
Urządzenie 2

ZZ sign.
sign.

I
I22

A
ECPs
ECPs

B
Signal line
Linia
sygnałowa

ECPs
ECPs

II1
1

Z1

Z2
Z2

The exposed conductive parts (ECP) ofurządzeń1 andsą are connected to a common
Odsłonięte części przewodzące (ECP) devices 1 i 2 2 podłączone do wspólnego
earthing terminal via connections with impedances Z1 and Z1 i Z2.
przyłącza uziemienia poprzez połączenia z impedancjami Z2.
The stray overvoltage flows to the earth via Z1.poprzez Z1. Potencjał urządzenia
Przepięcie błądzące przepływa do uziemienia The potential of device 1 increases
tozwiększa się do Z1 I1.in potential with device 2 (initial urządzenia 0) (potencjałthe
1 Z1 I1. The difference Różnica potencjału względem potential = 2 results in
appearance0) wywołuje 2.
wstępny = of current I prąd I2.
Z1 I 1 = (Zsign + Z2) I 2 ⇒

Z1
I2
=
I 1 (Zsign + Z2)

Current Iobecny na on the signal line, disturbs device 2. 2.
Prąd I2, 2, present linii sygnałowej, zakłóca urządzenie

Fig. R32: : Definition of common-mode impedance coupling
Rys. Ap19Definicja sprzężenia przez wspólną impedancję

Examples (see Fig. Ap20 )
Przykłady (patrz Rys. R33)

c Devices linked by a common reference conductor (e.g. PEN, PE) affected by fast
b  intense (di/dt) current variations (fault current,odniesienia (np. short-circuit, load
orUrządzenia połączone wspólnym przewodem lightning strike, PEN, PE) będące
pod wpływem intensywnych zmian currents, power factor correction wyładowania
changes, chopping circuits, harmonic prądu (di/dt) (prąd zakłóceniowy, capacitor
atmosferyczne, zwarcie, zmiany obciążenia, obwody zasilane impulsowo, prądy
banks, etc.)
harmoniczne,itd.)
c A common return path for a number of electrical sources
b Wspólna ścieżka powrotna kilku źródeł elektrycznych
Disturbed
Kable
cable
zakłócane

Device 2
Urządzenie 2

Signal cable
Kabel sygnałowy
Disturbing
Urządzenia
current
zakłócające

prąd
Difference in
Różnica w
potential
potencjale
ZMC
ZMC

Fig. R33: : Example of common-mode impedance coupling
Rys. Ap20Przykład sprzężenia przez wspólną impedancję
Schneider Electric - Electrical installation guide 2015
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2005

Annexe04.p65

15

19/12/05, 17:15

Fault
currents
Zwarcie

R23

Lightning
Wyładowania
strike
atmosferyczne
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Device 1
Urządzenie 1

Ap15

R - Wytyczne EMC

Środki zaradcze (patrz Rys. R34)
Jeżeli nie można ich wyeliminować, impedancje wspólne muszą być przynajmniej jak
najmniejsze. W celu zmniejszenia efektów impedancji wspólnych, konieczne jest:
b Ograniczenie impedancji:
v Połączenie siecią kratową wspólnych uziemień odniesienia,
v  astosowanie krótkich kabli lub płaskich splotów, które przy równej wielkości
Z
mają niższą impedancję niż kable okrągłe,
v  ainstalowanie funkcjonalnego połączenia ekwipotencjalnego między
Z
urządzeniami.
b  graniczenie poziomu prądów zakłócających poprzez dodanie wspólnego
O
filtrowania i induktorów różnicowych

Błądzące
przepięcie

Urządzenie 1

Z sign.

Urządzenie 2

I2

Z sup.
Z1

PEC

I1
Z2

Jeżeli impedancja równoległego przewodu uziemienia (PEC Z) jest bardzo
niska w porównaniu do Z sign., większość prądu zakłócającego przepływa
poprzez PEC, tzn. nie poprzez linię sygnałową jak w poprzednim przypadku.
Różnica potencjału pomiędzy urządzeniami 1 a 2 staje się bardzo niska
a zakłócenia są dopuszczalne.
Rys. R34: Środki zaradcze sprzężenia przez wspólną impedancję

4.3 Sprzężenie pojemnościowe

U
Uźródła

Definicja
Poziom zakłóceń zależy od zmian napięcia (dU/dt) i wartości sprzężenia
pojemnościowego pomiędzy źródłem zakłóceń a odbiorem.
t

Uodbioru

R24
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

t

Sprzężenie pojemnościowe zwiększa się wraz z:
b Częstotliwością
b  mniejszeniem odległości źródła zakłóceń do odbioru i długością kabli
Z
równoległych
b  ysokością kabli w odniesieniu do płaszczyzny odniesienia uziemienia
W
b mpedancją wejściową obwodu odbioru (obwody o wysokiej impedancji
I
wejściowej są bardziej podatne)
b zolacją kabliodbioru (εr izolacji kabla), szczególnie w przypadku ściśle
I
skręconych par (skrętek)
Rysunek R35 pokazuje rezultaty sprzężenia pojemnościowego (przesłuch
pojemnościowy) między dwoma kablami.

Przykłady (patrz Rys. R36 na odwrocie strony)
Rys. R35: Typowy wynik sprzężenia pojemnościowego
(przesłuch pojemnościowy)

b  obliskie kable poddane szybkim zmianom napięcia (dU/dt)
P
b  łączenie lamp fluorescencyjnych
W
b  ysokonapięciowe źródła zasilania w trybie przełączania (kserokopiarki, itd.)
W
b  ojemnościowe sprzężenia między pierwotnym a wtórnym uzwojeniem
P
transformatorów
b  rzesłuch między kablami
P

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

4 Mechanizmy łączące i środki
zaradcze

Tryb różnicujący

Vs

DM

Tryb wspólny

Źródło

Vs

Iv

CM

Odbiór

Iv

CM

DM

Źródło

Odbiór

Vs DM: Źródło napięcia zakłócającego (tryb różnicujący)
Iv DM: Prąd zakłócający po stronie odbioru (tryb różnicujący)
Vs CM: Źródło napięcia zakłócającego (tryb wspólny)
Iv CM: Prąd zakłócający po stronie odbioru (tryb wspólny)
Osłona metalowa

Rys. R36: Przykład sprzężenia pojemnościowego

Środki zaradcze (patrz Rys. R37)

C

Odbiór

Rys. R37: Osłona kablowa z perforacjami zmniejsza sprzężenie
pojemnościowe

4.4 Sprzężenie indukcyjne
Definicja
Źródło i zagrożony odbiornik są sprzężone polem magnetycznym. Poziom zakłóceń
zależy od zmian prądu (di/dt) i wzajemnej indukcyjności sprzężenia.
Sprzężenie indukcyjne zwiększa się wraz z:
b  zęstotliwością
C
b  mniejszeniem odległości źródła zakłóceń do odbioru i długością kabli
Z
równoległych
b  ysokością kabli w odniesieniu do płaszczyzny odniesienia uziemienia,
W
b mpedancja obciążenia obwodu zakłócającego.
I

Przykłady (patrz Rys. R38 na następnej stronie)
b  obliskie kable poddane szybkim zmianom prądu (di/dt)
P
b  warcia
Z
b  rądy zakłóceniowe
P
b  yładowania atmosferyczne
W
b  ystemy kontroli stojana
S
b  rządzenia spawalnicze
U
b  ewki
C
Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

R25
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Źródło

b  ależy ograniczyć długości równoległych tras źródeł zakłóceń i zagrożonych
N
odbiorów do minimum
b  większenie odległości pomiędzy źródłem zakłóceń a odbiorem
Z
b  przypadku połączeń dwuprzewodowych, należy poprowadzić oba przewody
W
tak blisko siebie jak to możliwe
b  ależy umieścić PEC połączony z uziemieniem na obu końcach i pomiędzy
N
źródłem zakłóceń a odbiorem
b  ależy zastosować kable dwu- lub czterożyłowe zamiast pojedynczych
N
przewodów
b  ależy zastosować symetryczne systemy przesyłowe w prawidłowo wdrożonych
N
symetrycznych systemach oprzewodowania
b  ależy osłonić kable zakłócające, kable odbioru lub wszystkie (osłona musi
N
zostać podłączona do uziemienia)
b  miarę możliwości, należy zmniejszyć dU/dt źródła zakłóceń przez zwiększenie
W
czasu wzrostu sygnału

R - Wytyczne EMC

Kabel zakłócający

Kabel zakłócający

H

H

Pętla odbioru

Para odbiorów
i

i

Pętla odbioru

Tryb różnicujący

Tryb wspólny

Rys. R38: Przykład sprzężenia indukcyjnego

Środki zaradcze
b  ależy ograniczyć długości równoległych tras źródeł zakłóceń i zagrożonych
N
odbiorów do minimum
b  większenie odległości pomiędzy źródłem zakłóceń a odbiorem
Z
b  przypadku połączeń dwuprzewodowych, należy poprowadzić oba przewody
W
tak blisko siebie jak to możliwe
b  ależy zastosować wielożyłowe lub stykające się jednożyłowe kable, najlepiej w
N
układzie trójkątnym
b  ależy umieścić PEC połączony z uziemieniem na obu końcach i pomiędzy
N
źródłem zakłóceń a odbiorem
b  ależy zastosować symetryczne systemy przesyłowe w prawidłowo
N
zrealizowanych symetrycznych systemach oprzewodowania
b  ależy osłonić kable zakłócające, kable odbioru lub wszystkie (osłona musi
N
zostać podłączona do uziemienia)
b  miarę możliwości, należy zmniejszyć dI/dt źródła zakłóceń przez zwiększenie
W
czasu wzrostu sygnału (podłączone szeregowo rezystory lub rezystory PTC na
kablu zakłócającym, pierścienie ferrytowe na kablu zakłócającym i/lub kablu
odbiornika)

4.5 Sprzężenie promieniowane
Definicja
Źródło i zagrożony odbiornik są sprzężone przez medium (np. powietrze). Poziom
zakłóceń zależy od mocy promieniującego źródła i skuteczności anteny emitującej
i odbiorczej. Pole elektromagnetyczne obejmuje zarówno pole elektryczne jak i pole
magnetyczne. Oba pola są skorelowane. Możliwe jest osobne przeanalizowanie
komponentów elektrycznych i magnetycznych.
Pole elektryczne (pole E) i pole magnetyczne (pole H) są sprzężone w systemach
oprzewodowania poprzez przewody i pętle (patrz Rys. R39).

R26

Pole E

Pole H

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

i

V
Sprzężenie pola z kablem

Rys. R39: Definicja sprzężenia promieniowanego

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Sprzężenie pola z pętlą

4 Mechanizmy łączące i środki
zaradcze

Kiedy kabel jest poddawany zmiennemu polu elektrycznemu, w kablu generowany
jest prąd. To zjawisko nosi nazwę sprzężenia pola z kablem.
Podobnie, gdy zmienne pole magnetyczne przepływa przez pętlę, tworzy przeciwną
siłę elektromotoryczną, która wytwarza napięcie pomiędzy oboma końcami pętli.
To zjawisko nosi nazwę sprzężenia pola z pętlą.

Przykłady (patrz Rys. R40)
b  yposażenie do transmisji radiowej (krótkofalówki, przekaźniki RTV, telefonia
W
komórkowa)
b Radar
b Samochodowe systemy zapłonowe
b Spawarki łukowe
b Piece indukcyjne
b Systemy przełączania zasilania
b Wyładowania elektrostatyczne (ESD)
b Oświetlenie

Pole E

Pole EM

Urządzenie 1

Urządzenie 2
Sygnał
kabel

Urządzenie
i
h

h

Obszar
pętli
uziemienia

Płaszczyzna odniesienia uziemienia

Przykład sprzężenia pola z kablem

Przykład sprzężenia pola z pętlą

Rys. R40: Przykłady sprzężenia promieniowanego

Środki zaradcze
W celu zminimalizowania efektów sprzężenia promieniowanego, wymagane są
poniższe środki.
W przypadku sprzężenia pola z kablem
b  ależy zmniejszyć efekt antenowy ofiary poprzez zmniejszenie wysokości (h)
N
kabla względem płaszczyzny odniesienia uziemienia
b  ależy umieścić kabel w ciągłej, połączonej z uziemieniem metalowej drodze
N
kablowej (rura, szyna, korytko kablowe)
b  ależy zastosować ekranowane kable prawidłowo zainstalowane i połączone
N
z uziemieniem
b  odać PEC
D
b  ależy umieścić filtry lub pierścienie ferrytowe na kablu zakłócanym
N

R27

b  graniczenie powierzchni pętli odbiornika poprzez zmniejszenie wysokości (h)
O
i długości kabli. Należy użyć rozwiązań takich jak w przypadku sprzężenia pola
z kablem. Użyć zasady klatki Faradaya.
Sprzężenie promieniowane może być wyeliminowane przy zastosowaniu zasady
klatki Faradaya. Rozwiązaniem może być ekranowany kabel z oboma końcami
osłony podłączonymi do metalowej obudowy urządzenia. Odsłonięte części
przewodzące muszą być połączone z uziemieniem w celu poprawy efektywności
przy wysokich częstotliwościach.
Sprzężenie promieniowane zmniejsza się wraz z odległością, i gdy są
wykorzystywane symetryczne łącza transmisyjne.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

W przypadku sprzężenia pola z pętlą

5 Zalecenia dotyczące
oprzewodowania

R - Wytyczne EMC

5.1 Klasy sygnałów (patrz Rys. R41)

2 - Wejście
przekaźnikowe

1 - Połączenie zasilania
(zasilanie + PE)
Kable nieosłonięte
różnych grup

Kable ekranowane
różnych grup

Device

e

h

NIE!

Uziemienie
odniesienie
gruntu

TAK!

4 - Łącze analogowe
(czujnik)

3 - Łącze
cyfrowe(szyna)

Ryzyko przesłuchu w trybie wspólnym, jeśli e & lt; 3 h
Wrażliwy
kabel

Wrażliwy
kabel

Kabel
zakłócający

Kabel
zakłócający

b Klasa 3
Obwody cyfrowe (przełączanie HF).
Klasa ta jest podatna na impulsy ale również zakłóca następujące klasy.

Rys. R42: Zalecenia oprzewodowania dotyczące kabli
przenoszących sygnały różnego rodzaju

b Klasa 4
Analogowe obwody wejścia/wyjścia (pomiary niskiego poziomu, obwody zasilania
aktywnych czujników). Klasa ta jest wrażliwa.
Dobrze jest wykorzystać przewody z kolorem określonym dla każdej klasy, by
ułatwić identyfikację i oddzielić klasy. Jest to przydatne podczas projektowania
i usuwania usterek

TAK!

Kabel standardowy

Cztery klasy sygnałów wewnętrznych to:

b Klasa 2
Styki przekaźnika.
Ta klasa nie jest zbyt wrażliwa, ale zakłóca inne klasy (przełączanie, łuki przy
otwieraniu styków).

TAK!

NIE!

Rys. R41: Wewnętrzne sygnały mogą być pogrupowane w czterech klasach

b Klasa 1
Linie sieci elektroenergetycznej, obwody zasilania o wysokim di/dt, przetworniki
trybu przełączania, urządzenia regulacji mocy.
Ta klasa nie jest zbyt wrażliwa, ale zakłóca inne klasy (szczególnie w trybie
wspólnym).

u1m

30 cm
NIE!

Skrzyżowane
kable pod właściwymi
kątami

Dwie różne pary

5.2 Zalecenia dotyczące oprzewodowania
Wdrożenie nieprawidłowe
kabel taśmowy

Wdrożenie prawidłowe
kabel taśmowy

Połączenie cyfrowe
Aparatura analogowa
Przewody połączeniowe

R28
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Rys. R43: Wykorzystanie kabli i kabla taśmowego

Kable przenoszące różnego rodzaju sygnały muszą być fizycznie oddzielone
(patrz Rys. R42 powyżej)
Kable zakłócające (klasy 1 i 2) muszą być umieszczone w pewnej odległości
od kabli wrażliwych (klasy 3 i 4) (patrz Rys. R42 i Rys. R43)
Odstęp 10 cm pomiędzy kablami ułożonymi płasko na blasze wystarczy (zarówno
w trybie wspólnym jak i różnicowym). Jeśli jest dostatecznie dużo miejsca,
preferowana jest odległość 30 cm. Jeżeli kable muszą być skrzyżowane, należy to
zrobić pod kątem prostym, by uniknąć przesłuchu (nawet jeśli się stykają). Nie ma
żadnych wymagań dotyczących odległości, jeżeli kable są oddzielone metalową
przegrodą, która jest ekwipotencjalna względem ECP
.
Niemniej jednak, wysokość przegrody musi być większa od średnicy kabli.

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

5 Zalecenia dotyczące
oprzewodowania

Kabel powinien przenosić sygnały pojedynczej grupy (patrz Rys. R44)
W przypadku konieczności użycia kabla do przewodzenia sygnałów różnych
grup, konieczna jest wewnętrzna osłona w celu ograniczenia przesłuchu (tryb
różnicujący). Osłona, najlepiej oplot, musi być połączona z uziemieniem na każdym
końcu w przypadku grup 1, 2 i 3.
Wskazane jest dodatkowe ekranowanie kabli zakłócających i wrażliwych
(patrz Rys. R45)
Dodatkowe ekranowanie działa jak zabezpieczenie HF (tryby wspólny i różnicowy),
jeśli jest połączone z uziemieniem na każdym końcu przy użyciu złącza
obwodowego, kołnierza lub zacisków Jednak zwykły przewód połączeniowy nie
wystarczy.

NIE!
Ekranowana para
Urządzenie
kontroli
elektronicznej

Czujnik

Kabel nieosłonięty do sterowania
stojanem

Urządzenie
elektromechaniczne

TAK!

Połączone elektrycznie
przy użyciu zacisku

Ekranowana para + ekranowanie
dodatkowe
Urządzenie
kontroli
elektronicznej

NIE!

Kabel ekranowany do kontroli
stojana

Czujnik
Urządzenie
elektromechaniczne

Rys. R45: Ekranowanie i ekranowanie dodatkowe kabli zakłócających i/lub wrażliwych

TAK!

Zasilanie + Cyfrowe +styki Zasilanie +styki Cyfrowe +
analogowe przekaźnikowe przekaźnikowe analogowe

Osłona
Połączenia zasilania

Połączenia cyfrowe

Połączenia I/O przekaźnika

Połączenia analogowe

Należy unikać używania pojedynczego złącza dla różnych grup (patrz Rys. R46)
Chyba że to konieczne w przypadku grup 1 i 2 (tryb różnicowy ). Jeżeli do sygnałów
analogowych i cyfrowych jest wykorzystywane pojedyncze złącze, obie grupy
muszą być oddzielone przez co najmniej jeden zestaw styków podłączony do 0 V
stosowanego jako bariera.
Wszystkie wolne przewody (rezerwa) muszą zawsze być połączone przewodem
wyrównawczym na każdym końcu (patrz Rys. R47)
W przypadku grupy 4, połączenia te nie są zalecane w przypadku linii o bardzo
niskim napięciu i częstotliwości (ryzyko zakłóceń sygnału, przez indukcję
magnetyczną, przy częstotliwościach przesyłowych).

Rys. R44: Sygnały niekompatybilne = różne kable

NIE!

TAK!

NIE!

TAK!
Elektr.

Elektr.

Połączenia cyfrowe
Połączenia analogowe

Rys. R46: Oddzielenie dotyczy również złączy!

Ekwipotencjalny panel blaszany

Ekwipotencjalny panel blaszany

Rys. R47: Wolne przewody muszą być połączone ekwipotencjalnie

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

R29
Przewody
niepołączone
ekwipotencjalnie

5 Zalecenia dotyczące
oprzewodowania

R - Wytyczne EMC

Oba przewody muszą zostać zainstalowane tak blisko siebie jak to możliwe
(patrz Rys. R48)
Jest to szczególnie istotne w przypadku czujników niskiego poziomu. Nawet
w przypadku przekazywania sygnałów przewodem wspólnym, przewodom
aktywnym powinien towarzyszyć przynajmniej jeden przewód wspólny na wiązkę.
W przypadku sygnałów analogowych i cyfrowych, minimalnym wymogiem są
skrętki dwużyłowe. Skręcona para (tryb różnicowy) gwarantuje, że dwa przewody
trzymają się razem na całej długości.

NIE!

Obszar
pętli zbyt duży

PCB ze
stykiem
przekaźnika
I/O

TAK!

PCB ze
stykiem
przekaźnika
I/O

+
Zasilanie

+
Zasilanie

Rys. R48: Oba przewody skrętki muszą zawsze biec blisko siebie

Kable grupy-1 nie muszą być ekranowane, jeżeli są filtrowane
Ale powinny być wykonane ze skrętki dwużyłowej w celach zgodności z poprzednią
sekcją.
Kable zawsze muszą być umieszczone przy połączonych z uziemieniem
metalowych częściach urządzeń, na całej ich długości (patrz Rys. R49)
Na przykład: Pokrywy, metalowe szyny, konstrukcja, itp. W celu uzyskania
niezawodnego, niedrogiego i znacznego efektu redukcji (tryb wspólny) i efektu
zapobiegania przesłuchowi (tryb różnicowy).

NIE!
Podstawa 1

Podstawa 1

Podstawa 2

NIE!

TAK!

Podstawa 2

Podstawa 3

Podstawa 3

TAK!
Metalowe
korytko

Interfejs I/O

R30
Kable zasilające lub zakłócające
© Schneider Electric - wszystkie prawa zastrzeżone

Zasilanie

Interfejs I/O

Zasilanie

Kable przekaźnika
Kable pomiarowe lub wrażliwe

Rys. R50: Rozmieszczenie kabli w korytkach kablowych

Wszystkie części metalowe (rama, struktura, obudowy, itd.)
są ekwipotencjalne

Rys. R49: Należy poprowadzić przewody na całej ich długości przy połączonych z uziemieniem
częściach metalowych

Stosowanie prawidłowo uziemionych metalowych korytek znacząco poprawia
wewnętrzne EMC (patrz Rys. R50)

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Schneider Electric - Poradnik Inżyniera Elektryka 2015

Schneider Electric Polska Sp. z.o.o.
ul. Konstruktorska 12
02-673 Warszawa
Infolinia: 48 801 171 500
www.schneider-electric.com
EIGED306001PL

Ponieważ normy, specyfikacje i projekty się zmieniają, należy uzyskać potwierdzenie informacji
podanych w niniejszej publikacji.
Niniejszy dokument został
wydrukowany na papierze ekologicznym

Według norm międzynarodowych IEC

Poradnik Inżyniera Elektryka

Korzystaj w pełni ze swojej energii

Poradnik
Inżyniera
Elektryka
Według norm
międzynarodowych
IEC