Dobór urządzeń elektrycznych na pracę długotrwałą i zwarciową elementem procesu eksploatacji układu elektroenergetycznego

Podstawą realizacji inwestycji jest wykonany i zatwierdzony jej projekt. Nie jest oczywistym (w praktyce) wprowadzanie zmian w pracy układu elektroenergetycznego, poprzedzone projektem uwzględniającym wprowadzane zmiany. Może to często doprowadzić do awarii, wypadków porażeń, przerw w dostawie energii elektrycznej. Wynika więc z tego, że wprowadzenie jakichkolwiek zmian w układzie elektroenergetycznym powinno być poprzedzone staranną analizą skutków tych zmian w pracy długotrwałej układu elektroenergetycznego oraz w pracy w warunkach zwarciowych. Powinno być to zawarte w cząstkowych projektach dotyczących wprowadzanych zmian, które powinny stanowić uzupełnienie projektu podstawowego.

Eksploatacja urządzeń elektrycznych

Na temat definicji słowa „eksploatacja” jest wiele rozważań i propozycji. Jest to o tyle zrozumiałe, że w momencie pojawienia się określonych czynności w obszarze elektroenergetyki interesują nas bezpieczeństwo, ciągłość pracy układu, koszty inwestycyjne i koszty eksploatacyjne.

Zamysłem realizacji inwestycji jest również analiza warunków i efektywności jej pracy. Definicją jednoznaczną, oddającą wieloletnie obcowanie inżynierów z techniką, jest: „eksploatacja to wykorzystanie potencjału obiektu” [2]. Aby wykorzystać ten potencjał należy go wspomagać w miarę jak go ubywa na skutek stopniowego obniżania się zadanych parametrów. Definicja eksploatacji występuje (bo powinna) również w dokumentach związanych z elektryką.

W Zarządzeniu Ministra Górnictwa i Energetyki z 1 września 1967 r. [7] podano, że eksploatacja urządzeń energetycznych to prowadzenie ruchu tych urządzeń oraz utrzymywanie ich w należytym stanie technicznym. Definicja ta jest również powtórzona w Zarządzeniu Ministrów Górnictwa i Energetyki oraz Gospodarki Materiałowej i Paliwowej z 18 lipca 1986 r. [8]. W należytym stanie technicznym – a więc utrzymanie potencjału urządzenia. Takim utrzymaniem potencjału urządzenia będzie również wymiana elementu będącego częścią urządzenia (np. fragmentu układu elektroenergetycznego). Można więc stwierdzić, że wymiana urządzeń (w omawianym przypadku elektrycznych) jest częścią eksploatacji. Wymiana taka musi być poprzedzona dokumentacją (stosownym projektem).

Oznacza to, że w czasie wieloletniej eksploatacji układów elektroenergetycznych powinny również pojawiać się projekty cząstkowe, stanowiące materiał uzupełniający projektu podstawowego (wyjściowego). Projekt taki powinien zawierać analizę techniczno-ekonomiczną. Obok bardzo rozpowszechnionych (i koniecznych) instrukcji eksploatacji powinny być również projekty eksploatacyjne. Należy odróżnić nanoszenie uzupełnień w projekcie podstawowym (np. zmiana trasy kabla, przekroju żył) od opracowanej dokumentacji, która jest podstawą wprowadzenia zmian w projekcie podstawowym.

Innym zagadnieniem jest sytuacja, w której „w przypadkach uzasadnionych ważnymi względami technicznymi i ekonomicznymi” kierownik zakładu może – po uzyskaniu zgody właściwego okręgowego inspektoratu gospodarki energetycznej – zezwolić na eksploatację urządzeń energetycznych w sposób odmienny, niż to przewidują przepisy zarządzenia, jeżeli nie spowoduje to obniżenia stanu bezpieczeństwa i higieny pracy oraz stanu ochrony przeciwpożarowej i ochrony środowiska” [8]. Takie przejście jest uzasadnione nawet w świetle obecnych wymagań.

Zgodnie z ustawą Prawo energetyczne [6] eksploatacja to praca w zakresie obsługi, konserwacji, remontów, montażu i prac kontrolno-pomiarowych. Na wszystkie te czynności powinna być przygotowana dokumentacja pozwalająca na uruchomienie prac oraz dokumentacja powykonawcza.

Wybrane działania w zakresie eksploatacji urządzeń elektrycznych – wymiana kabla elektroenergetycznego

Wymiana kabla może wynikać z różnych przyczyn: długotrwała eksploatacja i pogorszenie parametrów elektrycznych izolacji kabla, prowadzące do pojawienia się zwarć w kablu (naprawy kabla, przerwy w dostawie energii), konieczność przełożenia kabla, co prowadzi często do wyłączenia z układu elektroenergetycznego pracującego kabla i budowy nowej linii kablowej. Wymiana kabla może również wynikać z konieczności zwiększenia przekroju żył kabla z uwagi na konieczność zwiększenia jego obciążenia, spowodowanego wzrostem mocy odbiorników lub wzrostem wartości współczynnika zapotrzebowania uwzględniającego wykorzystanie mocy zainstalowanej. Biorąc pod uwagę parametry kabla, wymiana kabla może się sprowadzić do zwiększenia przekroju żył kabla, zwiększenia/zmniejszenia jego długości (zmiana trasy kabla). Na rysunku 1. podano przykładowy fragment układu elektroenergetycznego, zawierającego linię kablową.

Jeżeli parametry zabezpieczeń pozostają bez zmian, to nowy kabel swoją obecnością może wprowadzić zmiany innych parametrów zwarciowych. Przy danej mocy zwarciowej na szynach rozdzielnicy R1 wzrost przekroju żył linii kablowej powoduje wzrost mocy zwarciowej na szynach rozdzielnicy R2. Może wystąpić sytuacja, w której wytrzymałość cieplna i dynamiczna zwarciowa urządzeń zainstalowanych w rozdzielnicy R2 nie będzie spełniała wymagań zgodnych ze sztuką inżynierską. Jeżeli sytuacja taka zostanie ustalona w fazie prac projektowych, przed wymianą kabla, to może się okazać, że koszty inwestycyjne zwiększą się (oprócz kosztów wymiany kabla) o koszty wymiany części aparatury w rozdzielnicy R2 lub wymiany całej rozdzielnicy.

Jeżeli takiej analizy nie będzie, to często okazuje się, że pierwsze zwarcie w rozdzielnicy R2 spowoduje jej zniszczenie. Jest to spowodowane tym, że zmniejsza się impedancja kabla, a tym samym zwiększa się moc zwarciowa na szynach rozdzielnicy R2. Podobna sytuacja wystąpi (wzrost mocy zwarciowej) przy zmniejszeniu długości kabla – zmianie trasy linii kablowej. Niebezpieczne w skutkach może być również wydłużenie trasy linii kablowej. Parametry na końcu kabla ulegną zmniejszeniu – brak zagrożenia w czasie zwarcia, gdyż zwiększa się impedancja obwodu zwarciowego.

Jednak wzrost impedancji może być taki, że niespełniony jest warunek skuteczności ochrony przeciwporażeniowej (np. w sieci TN niskiego napięcia). Brak tej skuteczności „rozciąga się” na wszystkie odbiorniki zasilane przedmiotowym kablem. Należy również zwrócić uwagę na dopuszczalny spadek napięcia – poprawną pracę odbiorników, zależną od jakości dostarczanej energii.

Z podanych rozważań można wyciągnąć jednoznaczny wniosek: jeżeli przekrój kabla nowego (o takim samym materiale żył) będzie większy niż dotychczas pracującego, to kabel ten będzie poprawnie pracował niezależnie od jego długości, gdyż kabel na warunki zwarciowe dobiera się przy założeniu zwarcia na jego początku. Należy jednak pamiętać, że kabel jest tylko częścią układu elektroenergetycznego, ale ma duży wpływ na parametry zwarciowe w tym układzie.

Łączenie rozdzielnic

Łączenie rozdzielnic (rys. 2.) to zmiana konfiguracji układu elektroenergetycznego, powodująca zmianę parametrów zwarciowych w tym układzie.

Połączenie rozdzielnic R1 i R2 kablem powoduje zwiększenie pewności zasilania każdej z tych rozdzielnic, gdyż otrzymują one dwa zasilania. Dodatkowe zasilanie może być wykorzystane w przypadku braku zasilania jednej z przedmiotowych rozdzielnic lub rozdzielnice te mogą być zasilane dwustronnie w sposób czynny. Przy analizie pracy długotrwałej zależne to jest od przekroju żył analizowanych kabli. Zmianie ulegają warunki zwarciowe. Kabel musi być dobrany na moc zwarciową większą z dwóch występujących na szynach rozdzielnic R1 i R2. Jeżeli pracują dwa zasilania w każdej z rozdzielnic, to na szynach tych rozdzielnic wzrasta moc zwarciowa, która jest sumą mocy zwarciowych obu rozdzielnic (należy również uwzględnić straty mocy zwarciowej w kablu łączącym rozdzielnice R1 i R2).

Zwarcie w rozdzielnicy R1 lub R2 może spowodować całkowite termiczne i dynamiczne zniszczenie rozdzielnicy. Ulec uszkodzeniu termicznemu mogą również kable w polach odpływowych rozdzielnic R1 i R2, jeżeli wystąpi w nich zwarcie. Zwarcie w kablu łączącym te rozdzielnice nie spowoduje uszkodzenia całego kabla przy założeniach podanych na rysunku 2., gdyż kable zasilające rozdzielnice dobrane są na warunki zwarciowe występujące na początku tych kabli. A zwarcie w kablu łączącym rozdzielnice powoduje przepływ prądu zwarciowego do miejsca zwarcia z dwóch stron.

Wymiana transformatora

Wymiana transformatora może wynikać na przykład na skutek utraty wymaganych parametrów izolacji lub z powodu konieczności zwiększenia mocy znamionowej transformatora. Zwiększenie mocy transformatora zainstalowanego w układzie elektroenergetycznym (rys. 3.) powoduje zmniejszenie wartości jego impedancji (przy stałej wartości napięcia zwarcia).

Wytrzymałość cieplna zwarciowa transformatora powinna być dobrana na parametry zwarciowe po stronie zasilania. Zmniejszenie wartości impedancji transformatora, która jest zależna m.in. od mocy transformatora, powoduje wzrost wartości prądu zwarciowego w rozdzielnicy zasilanej z tego transformatora. Należy więc sprawdzić wytrzymałość cieplną i dynamiczną zwarciową urządzeń tej rozdzielnicy oraz wytrzymałość cieplną zwarciową kabli w polu zasilającym i w polach odpływowych.

Założenie w fazie projektowania przedmiotowej stacji mocy zwarciowej równej nieskończoność po stronie zasilania (impedancja systemu zasilającego równa zero) nie likwiduje opisanych problemów związanych z pracą urządzeń po stronie wtórnej transformatora. Podobna sytuacja, skutkująca wzrostem wartości prądów zwarciowych po stronie wtórnej transformatora, wystąpi w przypadku zainstalowania drugiego transformatora i ich pracy równoległej.

Zmiana przeznaczenia pomieszczenia, w którym ułożona jest instalacja

W okresie kilkudziesięciu lat eksploatacji obiektów budowlanych, komunalnych i przemysłowych spotyka się dosyć często sytuacje, w których w wyniku różnych potrzeb zmienia się przeznaczenie pomieszczeń. W takich sytuacjach w pomieszczeniu może zmienić się (okresowo lub na stałe) temperatura długotrwała, wilgotność, stopień agresywności środowiska. Wówczas nowe warunki pracy instalacji znacznie mogą odbiegać od tych, które przyjęte były dla danej instalacji w fazie jej projektowania. Przykładem może być konieczność wprowadzenia (czego się często nie bierze pod uwagę) współczynnika poprawkowego uwzględniającego zmniejszenie obciążalności prądowej długotrwałej przewodów (tab. 1.).

Konsekwencje nieuwzględnienia konieczności obniżenia obciążenia to bardzo często praca instalacji elektrycznej w temperaturze wyższej od dopuszczalnej. Oznacza to, że instalacja jest przeciążona, mimo że moc odbiorników nie uległa zmianie. Na przykład wzrost temperatury otoczenia o 10°C powoduje, że należy obniżyć obciążalność prądową dopuszczalną długotrwałą o 12–13% (tab. 1.). Odpowiednio, przy temperaturze wyższej o 20°C od obliczeniowej pierwotnej, obciążalność długotrwałą należy zmniejszyć aż o ponad 25%.

Praca instalacji w temperaturze wyższej od dopuszczalnej powoduje przyspieszoną degradację instalacji, zwiększa się intensywność jej uszkodzeń. Taka sytuacja jest przy obciążeniu długotrwałym. Ma ono również wpływ na warunki zwarciowe. Praca instalacji w temperaturze wyższej od dopuszczalnej powoduje, że zmniejsza się dopuszczalna gęstość jednosekundowa prądu zwarciowego, której wartość zależy od materiału żyły przewodu oraz od temperatury w momencie wystąpienia zwarcia, oraz temperatury granicznej dopuszczalnej przy zwarciu. Koniecznym jest wówczas zwiększenie przekroju przewodu według zależności (1):

gdzie:

I_th – prąd cieplny,

T_k – czas trwania zwarcia,

S_thr – gęstość jednosekundowa prądu zwarciowego (w normie PN-HD 60304 jest to współczynnik k).

W praktyce oznacza to, że przewód również nie jest prawidłowo dobrany na warunki zwarciowe. W momencie wystąpienia zwarcia zniszczeniu ulega instalacja nie tylko w miejscu zwarcia, ale może ulec zniszczeniu cała instalacja do miejsca zwarcia. Spotyka się wówczas opinie (niestety nie są one jednostkowe), że przyczyną zniszczenia instalacji w czasie zwarcia jest nadmierne jej zużycie w okresie długotrwałej eksploatacji. Należy jednoznacznie stwierdzić, że właściwie eksploatowana instalacja będzie pracować długotrwale, a nawet bardzo długotrwale. Należy jej to jednak umożliwić.

Zmiana liczby kabli/przewodów ułożonych w korytkach, na drabinach kablowych, uchwytach

Obciążalność prądowa długotrwała podana w tabelach dotyczy pojedynczych obwodów. W przypadku większej liczby żył izolowanych, przewodów lub kabli układanych w tej samej wiązce, stosuje się współczynniki zmniejszające. W fazie projektowania, przy znanej liczbie kabli lub przewodów układanych we wspólnych elementach nośnych, takie współczynniki są uwzględniane i traktowane jako konieczny element prac projektowych.

W czasie wieloletniej eksploatacji układu elektrycznego i jego przebudowy, uzupełnień, modernizacji pojawiają się sytuacje, w których zachodzi konieczność prowadzenia dodatkowych torów prądowych. Często w pierwszej kolejności zwraca się uwagę na istniejące elementy nośne. Nie w pełni wypełnione, takie elementy zachęcają do układania dodatkowych (koniecznych w eksploatacji) przewodów. Zwiększa się wówczas ich liczba. W takiej sytuacji współczynnik zmniejszający dosyć mocno maleje (tab. 2.). Oznacza to, że cała wiązka (nowa, zawierająca nowo ułożone przewody) może być traktowana w zakresie obciążalności prądowej przewodów jako przeciążona.

Pojawia się zagadnienie niewłaściwej eksploatacji instalacji elektrycznej. Mogą więc wystąpić w czasie eksploatacji sytuacje podobne jak w przypadku dotyczącym wyższej temperatury otoczenia (opisane powyżej).

Należy zwrócić uwagę, że okresowe badania instalacji (pomiar rezystancji izolacji, skuteczność ochrony przeciwporażeniowej) zgodnie z ustawą Prawo budowlane nie obejmują aż tak szczegółowych analiz w zakresie liczby przewodów/kabli wspólnie ułożonych i dopuszczalnej, zgodnie z projektem, ich liczbie. Oznacza to, że nieprawidłowa eksploatacja instalacji może trwać latami, do pierwszego zwarcia, które weryfikuje poprawność pracy takiej instalacji.

Przed „dorzuceniem” dodatkowych przewodów/kabli powinno się również przeanalizować wytrzymałość mechaniczną elementów nośnych instalacji.

Obciążalność prądowa kabli ułożonych w gruncie o różnej oporności cieplnej

W dziale 523 normy [5], dotyczącym obciążalności prądowej długotrwałej przewodów podano, że obciążalność prądowa długotrwała kabli ułożonych w ziemi, zawarta w odpowiednich tabelach, odnosi się do rezystywności cieplnej gruntu 2,5 K · m/W.

Dla innej wartości rezystywności cieplnej gruntu należy stosować współczynniki poprawkowe, również podane w przedmiotowej normie. Utrudnieniem dla projektanta jest przyjęcie rzeczywistej (nie zawsze znanej) wartości rezystywności cieplnej gruntu dla warunków polskich. Tym bardziej że zgodnie z normą [4], którą przywołuje norma [5], należy podać, czy informacje dotyczące rezystywności cieplnej gruntu i rodzaju gruntu (np. piasek, glina) przyjęte są na podstawie pomiarów i badań, czy są wartościami założonymi. Przyjętą w normie [5] wartość oporności cieplnej gruntu równą 2,5 K · m/W należy określić jako „bardzo duża”. Ma to oczywiście swoje konsekwencje: dobrane kable są przewymiarowane na obciążalność prądową długotrwałą, co prowadzi do nieuzasadnionego zwiększenia nakładów inwestycyjnych.

W normie [4] podane są wartości oporności cieplnej gruntu. Podaje się jako rekomendację przyjęcia określonych wartości, gdy brak jest danych krajowych, wartości rezystywności cieplnej gruntu (tab. 3.).

Dane zawarte w tabeli 3. są praktycznie nieprzydatne, nawet jeżeli są one podane jako „rekomendowane”. W tabeli tej podane są bardzo ogólne warunki opisowe dla gruntu i pogody. Określenia te są trudne do zdefiniowania (np. wilgotny, bardzo wilgotny, niewielkie opady – co oznacza w technice: niewielkie). Jeżeli projektant miałby korzystać z tych danych, to prawdopodobnie przyjąłby wartość oporności cieplnej gruntu równą 3 K · m/W, zakładając (zupełnie słusznie) wiele tygodni bez opadów (jaka jest definicja określenia „wiele”?). Są to typowe w pracach projektowych problemy, których rozwiązania często nie znajdzie się w aktach prawnych. Wówczas pozostaje doświadczenie projektanta, na przykład zdobyte w pracy w wykonawstwie, pozwalające na rozwiązanie problemów i wykonanie projektu zgodnie z zasadami wiedzy technicznej.

Norma [4] nie poprzestaje tylko na wartościach podanych w tabeli 3. Podaje ona wartości oporności cieplnej gruntu (i wartości innych wielkości: temperatura gruntu, powietrza, głębokość położenia kabli), w zależności od warunków pracy, dla różnych krajów (tab. 4.).

Z tabeli 4. wynika, ile bardzo cennych danych (np. dla warunków europejskich) można wykorzystać w pracach projektowych. Istotne jest również to, że wartości oporności cieplnej gruntu nie są związane z rodzajem gruntu oraz jego budową. Dane w tej tabeli z pewnością „lepiej się prezentują” merytorycznie niż wartości podane w tabeli 5. [5], do której ma dostęp projektant.

Z treści uwag zawartych w tabeli 5. wynika, że podawanych wartości oporności cieplnych nie można wykorzystać dla kabli ułożonych bezpośrednio w ziemi. Dodatkowo, wartości współczynników poprawkowych w tym przypadku będą większe (o ile?) niż podane w tej tabeli. Co ma wówczas zrobić projektant? Tym bardziej że w pkt 523.3 normy [5] traktującym o rezystywności cieplnej gruntu, podano jej wartość równą 2,5 K · m/W (dla tej wartości w normie podana jest obciążalność prądowa kabli), która dotyczy kabli ułożonych w gruncie (brak spójności w przedmiotowych tematach).

Dla warunków Polski komplet danych [8] jako uzupełnienie tabeli 4. jest następujący:

1) Charakterystyki cieplne gruntu:

1. rezystywność cieplna: przeciętna wartość wykorzystana w obliczeniach 0,8 K · m/W,
2. temperatura: przeciętna wartość wykorzystana w obliczeniach 15°C, wartość minimalna 5°C.

2) Głębokość ułożenia dla kabli ułożonych bezpośrednio w gruncie:

1. kabel o izolacji papierowej, nasycony masą stałą: – do 1 kV – 700 mm, – do 15 kV – 800 mm,
2. kabel o izolacji papierowej, o napięciu ponad 15 kV – 1000 mm,
3. kabel olejowy do 110 kV – 1000 mm.

3) Temperatura otaczającego powietrza 25°C.

Z podsumowania tego zagadnienia wynika, że w warunkach krajowych, przyjmując rezystywność cieplną gruntu równą 2,5 K · m/W i korzystając z tablic obciążalności prądowej kabli ułożonych w gruncie, traci się ponad 20% ich obciążalności prądowej. Oznacza to, że dobrane kable są przewymiarowane, zwiększając bez uzasadnienia koszty inwestycji. Przyjęcie tak dużej wartości oporności cieplnej gruntu (2,5 K · m/W) to zakwalifikowanie go jako grunt zawarty w określeniach: suchy – bardzo suchy (tab. 3.). W warunkach krajowych praktycznie nie ma takiego gruntu na głębokościach, na jakich układane są kable.

Celowym więc byłoby poddać weryfikacji wykonaną i wdrożoną dokumentację dotyczącą kabli ułożonych w gruncie i „wydostać” drogą prostych przeliczeń rzeczywistą obciążalność prądową, większą niż przyjęta dla wartości oporności cieplnej gruntu równej 2,5 K · m/W. Korzyści ekonomiczne z tego tytułu są oczywiste. W literaturze [3] podaje się również przewodność cieplną różnych gruntów (tab. 6.).

Z danych w tabeli 6. wynika również, że tylko grunty suche mają oporność cieplną równą około 2,5 K · m/W. Nieuzasadnionym jest więc przyjmowanie takiej wartości oporności dla gruntu stykającego się z kablem i dla gruntu w najbliższym jego otoczeniu.

Wyjaśnienia wymaga również sposób podstawowy D wykonania instalacji, podany w tytule tabeli 5. W normie [5], w tabelach 52-B2 sposób D opisuje różne możliwe rozwiązania układania kabli – bezpośrednio w gruncie albo w rurze instalacyjnej lub osłonie kablowej. W przypadku kabli ułożonych bezpośrednio w ziemi bez dodatkowej ochrony przed uszkodzeniami mechanicznymi lub z dodatkową ochroną przed uszkodzeniami mechanicznymi jest odsyłacz o treści „zaliczenie do niniejszej pozycji kabli ułożonych bezpośrednio w ziemi jest uzasadnione, jeżeli rezystywność cieplna gruntu jest rzędu 2,5 K · m/W. Przy mniejszych rezystywnościach cieplnych gruntu, obciążalność prądowa długotrwała kabli ułożonych bezpośrednio w ziemi jest znacznie wyższa niż dla kabli w osłonach”. Treść tego odsyłacza jest niezrozumiała. Wynika z niego, że kabel w ziemi jest wówczas, gdy jej oporność cieplna przyjmuje określoną wartość – kwalifikacja trudna do przyjęcia dla projektanta. Niezrozumiałe jest również określenie „znacznie wyższa”, którego się nie definiuje. Takie swobodne określenia bardzo utrudniają prowadzenie prac projektowych i eksploatacyjnych.

Zmiana liczby kabli ułożonych we wspólnym rowie kablowym

W czasie wielu lat eksploatacji linii kablowej, ułożonej w gruncie, może pojawić się konieczność ułożenia kolejnego kabla (kolejnych kabli). Kabel ten może być ułożony obok istniejącego kabla (umownie w pierwotnie wykonanym rowie) lub w dodatkowo przygotowanym, nowym rowie, w pobliżu istniejącej linii kablowej. Określenie „w pobliżu” oznacza tutaj odległość nie większą niż 0,5 m, przyjętą jako prześwit między kablami. Przy podanej odległości należy już uwzględnić współczynnik zmniejszający obciążalność prądową długotrwałą kabli. Na przykład, dla dwóch kabli ułożonych obok siebie, z prześwitem między kablami równym 0,5 m, wartość tego współczynnika wynosi 0,9 [5].

Dla dwóch kabli stykających się wartość tego współczynnika wynosi 0,75. Przy planowanych zmianach dotyczących liczby kabli i sposobu ich ułożenia należy wziąć pod uwagę konieczność ewentualnego zmniejszenia ich obciążalności prądowej. Nie ma znaczenia liczba rowów kablowych (np. dwa kable w oddzielnych rowach) tylko odległość między kablami znajdującymi się w tych oddzielnych rowach. Wynika to z tego, że dla przepływu ciepła istotna jest struktura gruntu na danym obszarze, a nie liczba rowów kablowych, które i tak zostaną zasypane po ułożeniu kabli.

Eksploatacja instalacji w obiektach budowlanych

W ramach prac eksploatacyjnych takich instalacji pojawiają się sytuacje wymagające wprowadzenia zmian modernizacyjnych, rozbudowy instalacji, zmiany wystroju pomieszczeń itp. Pojęcie „modernizacja” mieści się w zakresie pojęciowym „remontu”, „przebudowy” albo „rozbudowy”.

Wymiana bezpieczników na wyłączniki instalacyjne

Jest to dość często spotykana sytuacja, będąca w obszarze modernizacji instalacji. Z punktu widzenia prawa taka wymiana powinna być poprzedzona opracowaniem stosownej dokumentacji. Kierowanie się przy doborze zabezpieczeń tylko wartością ich prądu znamionowego (dobór nowych zabezpieczeń o tej samej wartości prądu znamionowego) nie wyczerpuje wymagań w zakresie projektowania. Wynika to z różnic charakterystyk czasowo-prądowych przedmiotowych zabezpieczeń. W warunkach praktycznych (bez starannej analizy) może wystąpić sytuacja, w której nowe zabezpieczenia nie zabezpieczają instalacji przed skutkami zwarć i przeciążeń oraz nie spełniają warunku skuteczności ochrony przeciwporażeniowej. Należy również mieć na uwadze (także z punktu widzenia prawa), że po wykonaniu określonych prac należy wykonać odpowiednie badania odbiorcze (po wykonaniu instalacji, a przed oddaniem jej do eksploatacji), zgodnie z normą PN-HD 60364-6.

Zmiana konfiguracji instalacji elektrycznej wykonanej na poziomie deweloperskim

Oddanie przez dewelopera instalacji elektrycznej przyszłemu użytkownikowi tej instalacji poprzedzone jest (zgodnie z przepisami) odpowiednimi jej badaniami. Badania przeprowadzone są przez pracowników mających odpowiednie uprawnienia. Po oddaniu instalacji w stanie deweloperskim, zaczyna się jej eksploatacja przez użytkownika. Polega ona często na zmianie konfiguracji instalacji dostosowując ją do potrzeb przyszłego użytkownika. Takie zmiany wprowadzane są np. w instalacji łazienkowej przez pracowników wskazanych przez użytkownika. Oddala się więc w czasie i konfiguracji stan instalacji taki, jaki został wykonany i zbadany przez dewelopera.

Często zmiany w takiej instalacji są daleko idące. Niestety, nie przestrzega się również wymagań dotyczących budowy instalacji, jak i jej odbioru (sprawdzenia odbiorcze). Powinny być one kwalifikowane jako odbiorcze – ponownie po wykonaniu instalacji, a przed oddaniem jej do eksploatacji. Powinien pojawić się nowy protokół z badań instalacji. W praktyce, nawet wykonanie jednego dodatkowego obwodu z gniazdem wtyczkowym powinno być zakończone odpowiednimi badaniami, przed oddaniem tego obwodu do eksploatacji i opracowaniem protokołu z badań. W warunkach praktycznych, niestety, tego się nie przestrzega.

Zmiana wystroju pomieszczeń

Mocno związaną z instalacjami elektrycznymi zmianą wystroju pomieszczenia jest zmiana polegająca na ułożeniu boazerii na ścianie lub na części jej powierzchni. Boazeria – zgodnie z definicją – to drewniana okładzina ścian wewnętrznych, stosowana dla celów dekoracyjnych lub izolacyjnych. Z analiz wynika, że instalacja elektryczna ułożona w ścianie murowanej (mur, beton, tynk) i dobrana na takie warunki pracy, po pokryciu takiej ściany boazerią powinna mieć obniżoną obciążalność prądową długotrwałą o co najmniej 20%. Z punktu widzenia prawa powinna być wykonana dokumentacja takiej instalacji (przed położeniem boazerii), w której podane powinny być warunki jej pracy w nowym środowisku i stwierdzenie (jeżeli jest taki stan faktyczny), że instalacja elektryczna będzie poprawnie pracować w tym środowisku.

Literatura

1. B. Lejdy, Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych, WNT, Warszawa 2009.
2. R. Wodzicki, Eksploatacja w słowniku http://eksploatyka.blox.pl  (03.2012).
3. GEOTRAINET (2011). Geotrainet Training Manual for Designers of Shallow Geothermal Systems. Brussels. W artykule M. Wajman, Podstawy teoretyczne wymiany ciepła w pionowych sondach gruntowych (www.mech.pg.gda.pl – 19.06.2012).
4. IEC 60287-3-1 Electric cables. Calculation of the current rating. Part 3-1: Section on operating conditions. Reference operating conditions and selection of cable type.
5. PN-IEC 60364-5-523:2001 Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Dobór i montaż wyposażenia elektrycznego. Obciążalność prądowa długotrwała przewodów.
6. Ustawa Prawo energetyczne.
7. Zarządzenie Ministra Górnictwa i Energetyki z dnia 1 września 1967 r. w sprawie ogólnych zasad eksploatacji urządzeń energetycznych. Monitor Polski z 1967 r. nr 51, poz. 254.
8. Zarządzenie Ministrów Górnictwa i Energetyki oraz Gospodarki Materiałowej i Paliwowej z dnia 18 lipca 1986 r. w sprawie ogólnych zasad eksploatacji urządzeń i instalacji energetycznych, Monitor Polski z 1986 r. nr 25, poz. 254.
9. Zarządzenie nr 29 Ministra Górnictwa i Energetyki z dnia 17 lipca 1974 r. w sprawie doboru przewodów i kabli elektroenergetycznych do obciążeń prądem elektrycznym. Dziennik Budownictwa z 1974 r. nr 7, poz. 22. Opublikowane również w Przepisach Budowy Urządzeń Elektroenergetycznych.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!