Wybrane problemy ochrony przed porażeniami w stacjach SN/nn zasilających sieci w układzie TN – cz. I

Niniejsza publikacja dotyczy najczęściej spotykanych w Polsce przypadków, tzn. stacji SN/nn zasilających sieci nn w systemie TN[1]. Rozróżnione zostanie, czy stacja SN/nn ma uziemienia wspólne lub rozdzielone dla obu napięć. W sieciach publicznych to ostatnie rozwiązanie jest rzadko spotykane, ale w związku ze wzrostem prądów ziemnozwarciowych w sieciach SN może być konieczność jego rozpowszechnienia. Dla bardziej dociekliwych czytelników polecana jest książka [2], w której autor uzasadnia szczegółowo większość z zaproponowanych w niniejszym artykule zasad i są omówione również inne przypadki.

W artykule używa się do oznaczenia prądu ziemnozwarciowego w sieci SN symbolu I”_k1, uważając, że jest to ustalony prąd zwarciowy, a nie składowa podprzejściowa oznaczona w normach I”_k1. To uproszczenie jest dopuszczalne ze względu na to, że w sieciach SN nie obserwuje się wpływu zjawisk podprzejściowych zachodzących w generatorach. Bardzo krótkie stany nieustalone w takich sieciach są efektem zjawisk wynikających z relatywnie dużej pojemności sieci.

W artykule skupiono się głównie na stacjach położonych poza obszarem zespolonej instalacji uziemiającej (ZIU). Największe trudności z uzyskaniem wymaganych rezystancji uziemienia występują w stacjach zasilanych liniami napowietrznymi SN. Stacje zasilane liniami kablowymi, nawet leżące poza ZIU, cechują się mniejszym prądem uziomowym (współczynnik redukcyjny r_E) i wpływem żył powrotnych lub powłok kabli na rezystancję wypadkową. Na terenie objętym ZIU praktycznie nie ma problemów z uzyskaniem wymaganych rezystancji, ale ich dokładny pomiar jest prawie niemożliwy. Jest to ostatnio bardzo aktualny temat, jednakże trudny. Poza tym na terenie ZIU nie obserwuje się przekraczania dopuszczalnych napięć dotykowych przy stacjach SN/nn oraz dopuszczalnego napięcia na przewodach PE sieci nn. Mogą być problemy w wysokich budynkach, ale to już należy do innej grupy zagadnień.

Rys. 1 Typowa dla Polski sieć w systemie TN-C-S

Definicje

Jednym z pojęć w analizowanym temacie jest „napięcie dotykowe rażeniowe” (nazwa wg [4]), którego definicja na przestrzeni lat się zmieniała. W najnowszej – dotyczącej omawianej tematyki – normie [3] pojawia się następująca definicja: Napięcie dotykowe (rażeniowel U_T: napięcie pomiędzy częściami przewodzącymi podczas ich jednoczesnego dotyku.

Definicja jest zaczerpnięta z Międzynarodowego słownika elektrotechnicznego (IEV) i wywodzi się z analizy większości przypadków porażeń przy urządzeniach o napięciu poniżej 1 kV Ale tam także może się pojawić sytuacja, kiedy rażenie następuje na drodze ręka-stopy. Szczegółowa krytyka tych pojęć była opublikowana w [1]. Jej wynikiem było zaproponowanie własnej definicji pojęcia „napięcie dotykowe rażeniowe”, która brzmi:

Napięcie dotykowe rażeniowe (U) jest to część napięcia uziomowego wywołanego zakłóceniem (najczęściej doziemieniem), która może pojawić się na impedancji ciała człowieka przy założeniu, że prąd przepływa przez jego ciało na drodze ręka-stopy (pozioma odległość do części dotykanej 1 m) lub ręka-ręka.

Z irytacją należy przyjąć fakt, że międzynarodowe organizacje normalizacyjne nie potrafią ujednolicić tak ważnego pojęcia i na dodatek w każdej normie jest inny jego opis, zawsze z jakąś usterką merytoryczną. Najbardziej rozpowszechniona w Polsce sieć typu TN-C-S jest przedstawiona na rys. 1. Na rysunku nie zaznaczono zabezpieczeń i wyłączników różnicowych. W sieci wymagane jest uziemienie punktu neutralnego tej sieci oznaczone jako R_BN oraz uziemienia linii nn na ich trasie i końcu R_Bi. Normy typu PN-EN nie regulują parametrów uziemienia R_BN. Jest to zawarte w [8], jednak jest to norma tylko z nazwy. Należy ją traktować jako dobry poradnik podczas projektowania i eksploatacji. Autor zaleca wykonywanie przy każdej stacji uziemienia o rezystancji nie większej niż 5 Ω. Nawet w gruntach o rezystywności większej niż 500 Ωm, ale tutaj, jeśli trzeba, można skorzystać z pewnych ulg. Warto zwrócić uwagę, że uziemienie to zostało nazwane „przy stacji”, a nie „uziemienie stacji”. To drugie pojęcie jest niejednoznaczne, bo uziemienia na trasie linii i u odbiorców są także uziemieniami stacji.

Na rys. 1 zaznaczono dwóch odbiorców – A i B. Odbiorca A ma instalację elektryczną w układzie TN-S,
wykonaną zgodnie ze współczesnymi standardami, ma w odpowiedni sposób połączone wszystkie pozostałe instalacje (jeśli są wykonane z materiałów przewodzących, co jest coraz rzadsze). Podstawowe uziemienie przewodu PE jest zrealizowane przy wprowadzeniu do budynku przez R_MET (oznaczenie nienajszczęśliwsze, ale tak jest w [8]) i jest to uziom wymagany przez normę [5]. Dosłownie wymaga się w niej uziemienia przewodu PE przy wprowadzeniu do każdego obiektu lub budynku. Dobrze byłoby, aby był to uziom fundamentowy. Linią przerywaną i symbolem R_ZKA zaznaczono uziemienie miejsca rozdziału przewodu PEN w złączu kablowym ZK. Zgodnie z normą [5] nie jest ono wymagane. Zwyczaj wprowadzenia tego uziemienia pojawił się w Polsce przypadkowo. Oczywiście każde uziemienie przewodu PE (PEN) jest korzystne dla pracy sieci i zakazu stosowania go w dowolnym miejscu sieci nie ma.

Odbiorca B posiada sieć w układzie TN-C. Nawet niekoniecznie musi występować złącze kablowe ZK (tak jest w starych przyłączach napowietrznych) i często między linią nn a odbiorami nie ma żadnego uziemienia. Można tutaj tylko radzić odbiorcom, aby wyposażali swoje instalacje w takie uziemienia, np. jak zaznaczone RZKB. Z kolei operator sieci mógłby dodawać uziemienia na słupie, z którego odprowadzane jest przyłącze, jednak nie jest to wymagane. Ciągle w Polsce napotyka się niefrasobliwe podejście do ochrony od porażeń wśród niektórych osób.

Parametry prądu ziemnozwarciowego i uziomowego w sieci SN

Pamiętając o tym, że podczas każdego przepływu prądu uziomowego powstają napięcia rażeniowe – przeważnie o wartościach mniejszych od dopuszczalnych; parametry prądu ziemnozwarciowego i uziomowego w sieci SN są bardzo istotne. Te parametry to wartość prądu i czas jego przepływu. Tutaj ograniczono się do kilku najważniejszych przypadków zależnych głównie od sposobu pracy punktu neutralnego sieci SN. Przy obliczaniu obu tych wielkości wg niniejszej publikacji można zauważyć niewielkie różnice lub uściślenia w stosunku do obowiązujących norm. Wynika to z kilku niejasności znajdujących się w nich. Jedną z nich jest nieuwzględnianie w niniejszych analizach prądu /H wynikającego z nieskompensowanych wyższych harmonicznych w prądzie resztkowym. Nie kwestionując samego zjawiska, zauważa się, że z jednej strony udział tego prądu jest bardzo mały, a z drugiej strony nie jest znana metoda jego określenia. Z kolei uwzględnia się znaczący udział wprowadzany przez AWSCz, co w normach jest pominięte (AWSCz – automatyka wymuszania składowej czynnej o wartości w granicach 15-40 A, przeważnie ok. 20 A, stosowana w sieciach skompensowanych dla umożliwienia działania zabezpieczeniom kierunkowym czynno-mocowym i konduktancyjnym). Wartości prądów uziomowych dla najczęstszych przypadków stacji SN/nn zasilanych z sieci o różnych sposobach pracy punktu neutralnego podane zostały w tablicy. Zastosowano przy tym następujące oznaczenia:

/_L – nastawiony prąd dławika gaszącego;

/_CS – pojemnościowy prąd zwarcia doziemnego sieci;

r_E – współczynnik redukcyjny powłok lub żyły powrotnej kabla zasilającego stację, występuje tylko wówczas, jeśli jest ona ciągła od stacji 110 kV/ SN do analizowanej stacji SN/nn lub słupa z głowicą kablową; jeśli nie jest dokładniej określony (przeważnie brak jest szczegółowych danych), przyjmować 0,6, a 1 dla linii napowietrznych bez przewodów odgromowych;

s_nast – współczynnik rozkompensowania sieci nastawiony w regulatorze dławika (zalecana wartość to +0,1);

/_ResNast – nastawiona wartość prądu resztkowego w regulatorze dławika;

/_AWSCz – prąd automatyki wymuszania składowej czynnej wprowadzany do sieci (w granicach 15-25 A, rzadziej 40 A);

/_RN – znamionowy prąd ziemnozwarciowy rezystora uziemiającego.

Obliczając prąd uziomowy, należy przyjąć największą możliwą wartość w analizowanej sieci. W dwusekcyjnych rozdzielniach SN za najgorszy wariant można uznać połączenie sekcji, z których każda pracuje w układzie normalnym. Nie ma potrzeby brania pod uwagę innych układów awaryjnych, przy czym nie jest to zabronione. Do tego należy zwrócić uwagę, czy dochodzi do równoległej pracy rezystorów uziemiających lub wymuszających. W celu złagodzenia wymagań dla uziemień stacji SN/nn warto ewentualnie taką pracę uniemożliwiać lub nawet zalecać dyspozytorom zdalne wykonanie takiej blokady (przy AWSCz) lub wyłączenie transformatora uziemiającego (przy uziemieniu punktu neutralnego sieci przez rezystor). Czas przepływu prądu uziomowego (ziemnozwarciowego) jest różnie nazywany – np. czasem trwania zakłócenia czy utrzymywania się zagrożenia porażeniowego, napięcia rażeniowego lub zakłóceniowego. Jednak zawsze jest to czas od momentu wystąpienia zwarcia doziemnego do momentu jego wyłączenia, przy czym nieco inaczej jest to pojmowane w liniach z automatyką SPZ. Czas ten definiowany jest ogólną zależnością

t_F = t_zab + t_ww                  (1)

w której: t_F – czas trwania zakłócenia; t_zab – czas zadziałania zabezpieczenia podstawowego, przy czym przyjmuje się powszechnie w sieciach SN (nie dotyczy sieci o napięciu 110 kV i więcej), że jest to czas nastawiony w zabezpieczeniu ziemnozwarciowym (t_nast); t_ww – czas własny wyłącznika przy wyłączaniu.

W sieciach skompensowanych wyposażonych w AWSCz dochodzi do tego czas oczekiwania na załączenie tej automatyki t_AWSCz, czyli po uwzględnieniu uwagi podanej przy objaśnieniu t_zab

t_F = t_nast + t_ww + t_AWSCz                (2)

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

Problemem nierozwiązanym przez normy PN czy EN jest sposób uwzględniania automatyki SPZ. Nie ma na ten temat najmniejszej wzmianki, jakby ta automatyka nie istniała. Poza tym nie jest znana metoda czy sposób przewidywania skutków rażenia, jeśli prąd pojawia się dwa lub więcej razy z przerwami w przepływie lub też się zmienia w czasie rażenia. W Polsce przyjmuje się na podstawie dawnych przepisów budowy urządzeń elektrycznych, wycofanych w latach 90. ubiegłego wieku, że „czasy prądowe” się sumuje, jeśli przerwa bezprądowa w czasie zwarcia trwa krócej niż 3 s. Czas przerwy bezprądowej w liniach SN bez źródeł lokalnych (czyli jednostronnie zasilanych) pokrywa się z nastawionym w urządzeniu realizującym tę automatykę czasem przerwy t_p. Nastawa t_p określa czas między wysłaniem impulsu na wyłączenie wyłącznika oraz wysłaniem impulsu na załączenie wyłącznika i może nieznacznie się różnić od czasu przerwy bezprądowej. Większe różnice mogą się pojawić w liniach dwu- lub wielostronnie zasilanych, kiedy nie będzie następowało jednoczesne działanie wyłączników we wszystkich miejscach zasilania. Czas ten powiększa czas trwania zakłócenia t_F, a zmniejsza czas przerwy bezprądowej.

Czas rażenia wpływa na wartości dopuszczalnych napięć zakłóceniowych, dotykowych rażeniowych czy dotykowych spodziewanych. Podsumowując, podaje się zasady obliczania czasu trwania zakłócenia t_F w liniach jednostronnie zasilanych:

1) w stacjach SN/nn zasilanych z linii, w których zastosowano samoczynne wyłączenie zwarć doziemnych (a dotyczy to obecnie 99% przypadków) – jako sumę nastawy czasowej podstawowych zabezpieczeń ziemnozwarciowych i czasu własnego wyłączników z nimi współpracujących, z zastrzeżeniem podanym w punkcie 2);

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

3) w razie zastosowania automatyki samoczynnego ponownego załączania o czasie bezprądowym krótszym niż 3 s należy przyjąć sumę czasów trwania przepływu prądów zwarciowych. Z tego wynika, że w przeciętnych warunkach uwzględnia się SPZ jednokrotny, ponieważ pierwsza przerwa beznapięciowa wynosi 0,5-1,0 s, a nie uwzględnia SZP dwukrotnego, ponieważ druga przerwa beznapięciowa w liniach SN nigdy nie jest mniejsza od 5 s;

4) w urządzeniach, w których nie zastosowano samoczynnego wyłączania zwarć doziemnych, czas zwarcia należy przyjmować jako równy 10 s – w Polsce jest to już rzadkością.

Dla uzupełnienia punktu 3) dodatkowo się podaje, że czas trwania zakłócenia dla linii wyposażonej w SPZ jedno- lub dwukrotny można wyrazić wzorem:

t_F = t_AWSCz + 2 (t_nast + t_ww)            (3)

ponieważ pierwszy cykl SPZ (występują podczas niego dwa czasy „prądowe”) odbywa się podczas jednego załączenia AWSCz.

W liniach wielostronnie zasilanych, czyli współpracujących z elektrowniami lokalnymi, trzeba zwrócić uwagę na sposób działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych w punktach ich przyłączenia, czy nie działają w sposób podtrzymujący przepływ prądu ziemnozwarciowego lub czy nie jest dopuszczona praca wyspowa (obecnie jest ona niedopuszczalna, ale może nastąpić zmiana w tej zasadzie).

dr inż. Witold Hoppel

emerytowany docent Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Poznańskiej

[1] System mający jeden punkt (neutralny) bezpośrednio uziemiony, a części przewodzące dostępne (np. metalowe obudowy odbiorników) przyłączone są do tego punktu za pomocą przewodów ochronnych.

Literatura

1. W. Hoppel, Poszukiwanie najlepszej definicji pojęcia „napięcie dotykowe rażeniowe”, „Wiadomości Elektrotechniczne” nr 1/2018.
2. W. Hoppel, Sieci średnich napięć. Automatyka zabezpieczeniowa i ochrona od porażeń, PWN, Warszawa 2017.
3. PN-EN 50522: 2011 Uziemienie instalacji elektroenergetycznych prądu przemiennego o napięciu wyższym niż 1 kV
4. PN-E-05115 Instalacje elektroenergetyczne prądu przemiennego o napięciu wyższym od 1 kV.
5. PN-HD 60364-4-41:2009 Instalacje elektryczne niskiego napięcia. Ochrona dla zapewnienia bezpieczeństwa. Ochrona przed porażeniem elektrycznym.
6. PN-HD 60364-4-442:2012 Instalacje elektryczne niskiego napięcia. Ochrona dla zapewnienia bezpieczeństwa. Ochrona instalacji niskiego napięcia przed przepięciami dorywczymi i powstającymi wskutek zwarć doziemnych w układach po stronie wysokiego i niskiego napięcia (oryg.).
7. PN-IEC 60364-4-442:1999 Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Ochrona dla zapewnienia bezpieczeństwa. Ochrona przed przepięciami. Ochrona instalacji niskiego napięcia przed przejściowymi przepięciami i uszkodzeniami przy doziemieniach w sieciach wysokiego napięcia.
8. SEP N SEP-E-001 Sieci elektroenergetyczne niskiego napięcia. Ochrona przed porażeniem elektrycznym, Warszawa 2013. r